静态容积法一般在油田勘探开发的早期或初步评价阶段，首先确定构造图上的含油气面积，然后再计算油层有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度等参数 [1]。容积法计算储量的参数主要通过采集地震、钻井与地质分析研究成果、井下电测、PVT测量取样、试井及采油等数据 [2]。静态法计算储量的公式为

N = 100 A h ϕ S o i ρ o / B o i (1)

式中：N——石油地质储量，10⁴ t；A——含油面积，km²；h——有效厚度，m；f——有效孔隙度；S_oi——原始含油饱和度；ρ_o——地面原油密度，t/m³；B_oi——原油体积系数。

在分析缝洞型碳酸盐岩储层连续性特征尺度基础上，刘学利等 [3] 通过引入连续性特征尺度 [4] 和溶洞孔隙体积比的概念。针对缝洞型油藏单元展布特征改进了容积法储量计算公式：

N = A 1 h 1 R v S o i ρ o / B o i (2)

式中：A₁——缝洞带面积，m²；h₁——缝洞带厚度，m；孔隙体积比，一般情况下R_v小于1，在未被充填的溶洞中R_v等于1。

赵裕辉等 [5] 利用三维缝洞雕刻技术，清晰地显示出储层的分布特征，同时利用拓扑算法快速估算出储集体体积，为钻井部署及储量计算提供了依据。

尽管改进的静态储量计算法的准确度有所提高，但几何参数的取值仍然是一个难题，而且由于缝洞型油藏内部较强的非均质性和复杂的缝洞结构，部分地质参数难以获取，使得计算结果与实际值存在较大误差。

在油田进入开发中期和后期阶段，随着油井的不断生产，大量的动态生产数据的取得，油藏的认识也进一步加深，这时可以采用物质平衡法、递减法、水驱法等动态法来计算动态储量。

物质平衡法不仅适用于均质油藏储量计算，也适用于非均质油藏储量。基于物质平衡的原理，得到含封存水和水侵的缝洞单元物质平衡方程如下：

N p B o = ( N B o i C t + W B w i C w t ) ( P i − P ) + ( W e − W p ) B w (3)

式中：N_p——累积产油量，10⁴ m³；N——动用储量，10⁴ m³；P_i——原始缝洞单元压力，MPa；P——目前缝洞单元压力，MPa；B_oi——原始地层原油体积系数，无量纲；B_o——目前地层原油体积系数，无量纲；C_t——油藏总压缩系数，由原油与岩石的压缩系数组成，MPa⁻¹；C_wi——水体压缩系数，由水与岩石压缩系数组成，MPa⁻¹；W——封存水体的大小，10⁴ m³；B_wi———原始压力下地层水体积系数，无量纲；W_e——累积水侵量；W_p——累计产水量。

郑松青等 [6] 根据缝洞型油藏地质特征及水体特征，简化底水处理，运用以原油地质储量为基数的油区综合压缩系数及以底水水体体积为基数的水区综合压缩系数，建立了物质平衡方程。常规物质平衡方程处理边底水问题过于复杂，且水侵渗透率为定值，但缝洞型油藏为离散介质，水侵通道复杂多变，导致渗透率具有时变性，使其在缝洞油藏应用过程中存在很多问题。

水驱曲线法适合于高含水油田开发中后期动态储量计算，可用于单井、井组、单元动态储量的计算，但是要求生产状况平稳且曲线出现直线段。郑松青等 [7] 从油水相对渗透率比与含水饱和度的关系出发，对丁型水驱曲线进行了推导，理论上证明了丁型水驱特征曲线直线段斜率的倒数同地质储量呈线性关系，从而可以计算出缝洞型油藏单井井控储量。缝洞型油藏含水率波动较大，很难出现稳定水驱阶段，且油井容易发生水窜，含水率急剧上升。因此，很难利用水驱曲线来对缝洞型油藏储量进行计算。

产量递减法适用于开发中后期可采储量计算，目前常用的几种产量递减法：Arps、Fetcovich、Blasingame等方法，但是这种方法不适合不稳定生产阶段的产量预测，在缝洞型油藏的应用中也存在诸多的问题。

在塔河油田缝洞型油藏开发过程中，中石化西北局利用现场生产井动态资料，初步建立了利用能量指示曲线和注水指示曲线识别缝洞结构和计算动态储量的方法。

能量指示曲线是指累积产量与井底流压或者液面的关系曲线，见图1，它可以直接反映动用范围内的地层能量变化情况，也可反映井筒沟通储集体的情况、储层物性及开采过程中油井能量变化情况等。结合物质平衡方程，利用自喷阶段的能量指示曲线斜率，可以进行储量的计算。张文学 [8] 考虑了底层水体能量，得到了溶洞型—定容体油藏模型的能量指示曲线通用表达式。

p = − L p N B o i ( C o + R i C w ) + p e (4)

式中：L_p——累产液体积；P_e——地层目前压力；B_oi——原油的体积系数；C_o——油的压缩系数；C_w——在地层压力p条件下地层水的压缩系数。

图1. 理想能量指示曲线形态(据中石化西北局采油三厂研究所)

缝洞型油藏的注水指示曲线为累计注水量与注入压力的关系曲线，见图2。这种方法适用于封闭定容油藏，即适合进行单井替油的缝洞型油藏。根据不同轮次注水指示曲线的斜率，可以计算出目前油藏的剩余可采储量。注水指示曲线的表达式为：

p = N w i B w N B o i ( R C w + C o ) + p 0 (5)

式中：N_wi——累计注水量；B_w——水的体积系数；N——油的储量；R——地下溶洞水油比；C_w——水的压缩系数；P_o——注水前压力。

图2. 理想注水指示曲线形态(据中石化西北局采油三厂研究所)

根据塔河托甫台区XX井生产资料绘制能量指示曲线，见图3，根据该区块其他井相关资料，取该井流体压缩系数为7.85 × 10⁻⁴ Mpa⁻¹，自喷阶段能量指示曲线斜率为−0.0004，按照含水饱和度35%计算，

1 N C i = 0.0004 (6)

图3. XX井能量指示曲线

计算得到N = 318.47 × 10⁴ m³，则该井的动态储量为114.46 × 10⁴ m³。由油井实际生产资料可知，该井目前累计采油量为12.79 × 10⁴ m³，采出程度为11.17%。

根据塔河油田12区XX井生产数据绘制注水指示曲线，见图4。

图4. XX井注水指示曲线

从上图中可以看出，压力与累计注水量呈比较好的线性关系，且注水无启动压力，说明油井直接钻遇溶洞。第二轮注水直线斜率为两段，但是两段斜率很接近，可以近似为一条，第二轮注水的斜率近似取0.0072。用直接钻遇溶洞的模型公式(5)进行试算第二轮至第三轮地下动态储量，公式如下：

{ B w N 2 轮 B o i ( R C w + C o ) = 0.0072 B w N 3 轮 B o i ( R C w + C o ) = 0.0089 (7)

对应的参数取经验值和估值进行试算：B_w = 0.98，B_oi = 1.04，C_w = 4 × 10⁻⁴ MPa⁻¹，C_o = 10 × 10⁻⁴ MPa⁻¹，R = 15。将参数的值代入上式可得：

{ N 2 轮 = 1.869 × 10 4 m 3 N 3 轮 = 1.512 × 10 4 m 3 (8)

第二轮和第三轮注水之间井底原油减少了3570 m³，即3712.8 t，根据生产数据我们知道两个轮次之间实际的采出原油量为3878 t，误差为4.2%。所以选取的模型较为合适。根据最新一轮的注水指示曲线，求解可知XX井剩余动态储量为1.512 × 10⁴ m³。