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计算储量：建模与数模为啥不一样？
作者｜徐金泽 加拿大卡尔加里大学石油工程专业研究生，方向是油藏数值模拟与试井。
想必大家第一次接触建模和数模的时候，都会发现建模和数模计算的储量存在一定的区别，为了保持两个储量的相等，大家的方法不一，有的修改净毛比，有的甚至直接修改孔隙度，但是这么做究竟对不对呢，我们从最基础的储量计算公式出发，以油藏为例来介绍一下这个差异到底是怎么造成的。
建模和数模的储量计算均基于容积法，计算公式如下：
用国内的行话来讲，我们经常把饱和度的初始化分为两种：平衡初始化与非平衡初始化。平衡初始化由油水界面、毛管力曲线、相对渗透率曲线三者控制，油带，油水过渡带和水带清晰可见，在非超稠油的初始化中这种方法得到了广泛使用。然而在超稠油的饱和度初始化中，由于生物降解，会出现油水依次出现的情况，出现水包油（顶水+油藏+底水，俗称荷包蛋）等复杂情况，国内外均有这种超稠油区块（详细公开资料参见加拿大长湖油田），因此利用相控下的饱和度插值是比较实际的选择。具体到软件操作，由于地质建模的饱和度直接代入数模软件，因此饱和度不存在差异。
净毛比的计算相对定性，大家方法较多，举两个例子，第一是直接采用砂岩1泥岩0，从根本上杜绝泥岩存在储量的可能性；第二是采用阈值方法，比如针对孔隙度和渗透率同时设置阈值，只有高于这个阈值的才视为有效储层。因此净毛比是基于岩性或者流动能力进一步规范储量计算。具体到软件操作，从地质建模导入到数模后不会存在区别。
孔隙度的计算则比较有意思，大家的孔隙度数据一般有两个来源：测井和岩心。相对来说测井的孔隙度是基于地下实际压力，而岩心则基于实验室给定的压力。因此在压力恢复得到储层压力以后，基于储层压力的实际孔隙度才是我们项目实际需要的孔隙度（注：关于孔隙度的讨论比较多，例如，有人认为，往一个池子里面码球，无论码多少，孔隙度不变，渗透率变，笔者曾经试图证明过，发现这个理论有一定的假设条件）。
针对孔隙度的折合，岩石压缩系数是目前数模软件给出的解决方案。然而在地质建模当中，我们很容易忽略这个参数，因此造成了孔隙度从建模到数模有一定的差异。如何解决这个问题？如果您觉得不应该用岩石压缩系数折合，那么就直接在数模软件中选择用original porosity，如果您觉得应该折合，就应该在建模当中利用岩石压缩系数把孔隙度更新（笔者认为测井孔隙度不应该折，岩心孔隙度应该折）。我们在之后的文章中会更详细的分析岩石压缩系数到底怎么给（很多时候一个压力对应一个岩石压缩系数）。
孔隙度这里进一步说一下，很多人习惯于做测井和岩心饱和度的关系公式，但是你想过他们是否是在同一个压力系统下的呢？
地层体积压缩系数严格来说隶属于PVT，由压缩因子（也称作偏差系数）直接控制。PVT在数模当中常用的方法是SRK或者PR方程。我们都知道，SRK和PR方程输入参数有三个，第一是各组分含量，第二是压力，第三是温度。因此压力直接影响地层体积压缩系数，而压力随着地层深度变化也有显著的变化，对于较厚储层，从油层顶部到底部地层体积压缩系数有着较大的变化，然而在建模当中很多时候我们忽略了这个变化，甚至不基于状态方程计算地层体积压缩系数，因此造成了这个参数从建模到数模的较大差异。
通过以上的分析，我们可以发现，建模和数模计算的储量存在差异根本上是因为个别参数（孔隙度与地层体积压缩系数）计算方法有区别。只有从根本上做到参数计算的一致，才能更合理的保持储量一致。事实上凝析气藏的储量一致性更难计算，我们希望在之后的讨论中给出。
笔者水平有限，如果有问题，请大家斧正。
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