可采储量标定方法汇编.docx
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可采储量标定方法汇编
天然气可采储量标定方法汇编
1参数符号、代号
Ao----含油面积；A,B----线性方程直线截距和斜率；
a,b----线性方程直线截距和斜率；A2,B2----二项式方程直线截距和斜率；
Bgi,Bg,Bgb,Bga----分别为原始、目前、饱和、废弃压力条件下的天然气体积系数,f;
Boi,Bo,Bob,Bow,Boa----分别为原始、目前、饱和、开始注水、开采结束时的原油体积系数,f;
Bti,Bt,Btb,Btw,Bta----分别为原始、目前、饱和、开始注水、开采结束时的原油体积系数,f;
Bw----地层水的体积系数,f;
C----常数,或气井产能系数,104m3/MPa2;Ce----有效压缩系数,MPa-1;
Cf----岩石的有效压缩系数,MPa-1;Cg----天然气的压缩系数,MPa-1;
Cw----地层水的压缩系数,MPa-1;Co----原油的压缩系数,MPa-1;
Cef----无因次综合压缩系数（=Ce.Pi）,MPa-1;Ctg*----总压缩系数,MPa-1;
d----油管内径,cm;d1----套管内径,cm;d2----油管外径,cm;
D----埋藏深度,m;Dai,Da----初始、目前递减率,a-1;Ep----变容系数,f;
ER----天然气采收率,f或%;
ERO*----Wayhan等人校正法的原油采收率,f或%;
EROC----气顶和溶解气综合驱动的原油采收率,f或%;
EROS----溶解气驱的原油采收率,f或%;
ERG----凝析气藏干气采收率,f或%;ERL----凝析气藏凝析油采收率,f或%;
ERGd,ERLd分别为露点压力前的干气和凝析油的采收率;
ERGa,ERLa分别为露点压力---废弃压力时的干气和凝析油的采收率;
ERGi,ERLi分别为露点压力前注气开发至干气突破生产井时的干气和凝析油的采收率;
f------摩阻系数,f;fw----含水率,f或%;
G,GR,Gp----天然气地质储量、可采储量和累积采气量,108m3;
GpD----递减期前的累积采气量,108m3;
Gcap,GcapR----气顶气地质储量、可采储量,108m3;
GS,GSR-----油藏溶解气地质储量、可采储量,108m3;
GSRC-----气顶和溶解气综合驱动的溶解气可采储量,108m3;
GSRE-----岩石和束缚水弹性驱动的溶解气可采储量,108m3;
GSRS-----油藏溶解气驱的溶解气可采储量,108m3;
GSRW-----水驱开发阶段溶解气的可采储量,108m3;
GS1-----地下剩余油中的溶解气量,108m3;GS2-----滞留在油层中的游离气量,108m3;
Gpf-----累积气窜气量,108m3;Gpc-----伴生气累积采气量,108m3;
h-------储层有效厚度,m;
I--------水侵替换系数,f;
J-------气价,元/m3;K-------渗透率,10-3m2;
Krg-------气相相对渗透率,f;Kro-------油相相对渗透率,f;
m--------压降直线段斜率,MPa/108m3;mg-------气顶指数,f;
n---------自然数,或递减指数、指数式方程指数,无量纲;
N,NR,Np----原油地质储量、可采储量和累积采油量,104m3或104t;
Pi,P,Pb,Pa----原始、目前、饱和（泡点）、废弃地层压力,MPa;
PR----地层压力,MPa;Pd----露点压力,MPa;
PcfPtfPwf----井口套管、油管、井底流动压力,MPa;
PSC------地面标准压力,MPa;
Pi/Zi,P/Z,Pa/Za------原始、目前、废弃视地层压力,MPa;
qg,Qg------t时刻的气藏日产气量、年产气量,104m3/d,108m3/a;
qgi,Qgi------递减开始时的气藏日产气量、年产气量,104m3/d,108m3/a;
qga,Qga------气藏废弃时的气藏日产气量、年产气量,104m3/d,108m3/a;
Qgc------伴生气年产气量,108m3/a;Qgf------年气窜气量,108m3/a;
Qo------年产油量,104m3/a或104t/a;R-------采出程度,f或%;
Rg-----溶解气采出程度,f或%;Ro-----原油采出程度,f或%;
Rpi-----（凝析气井）原始总的生产气油比,m3/m3或m3/t;
Rp-----累积生产气油比,m3/m3或m3/t;
Rsi,Rs-----原始、目前溶解气油比,m3/m3或m3/t;
Rsb-----饱和压力下溶解气油比,m3/m3或m3/t;
Rsa-----开采结束（废弃）时的溶解气油比,m3/m3或m3/t;
S,Sa----表皮、视表皮系数,无因次；
Sgi,Sg,Sgr-----原始、目前、残余气饱和度,f或%;
Swi-----原始含水饱和度,f或%;
So------原始含油饱和度,f或%;
T,TSC------地层温度、地面标准温度,K;
t------生产时间,d或a;
g,o,w-----地下天然气、原油、地层水的粘度,mPa.s;
oi,wi-----原始地层压力下原油、地层水的粘度,mPa.s;
We,Wi,Wp------累积水侵量、注水量、产水量,104m3;
Zi,Z-----原始、目前天然气偏差系数,f;
（WGR）max-----最大水气比,m3/104m3;
（WOR）max-----最大水油比,m3/m3;
GOR------------凝析气藏气油比,m3/m3;
------有效孔隙度,f或%;
------相对压力,f;
a------废弃相对压力,f;
------天然气商品率,f;
------天然气相对密度（空气为1）,f;
o------原油或凝析油相对密度（水为1）,f;
------水侵体积系数,f;
'------视水侵体积系数（'=+Ep）,f;
----直线与x轴的夹角,；
表1.气层气气藏类型划分表
分类指标
气藏类型
地层水活跃程度
水侵替换系数（I）
废弃相对压力（a）
采收率值范围（ER）
地质开采特征
I
（水驱）
Ia
（活跃）
0.4
0.5
0.4~0.6
可动的边、底水水体大,活动能量大。
一般开采初期（R<20%）部分气井开始大量出水甚至水淹,，气藏稳产期短,水侵特征曲线呈直线上升。
Ib
（次活跃）
0.15~0.4
0.25
0.6~0.8
有较大的水体与气藏局部连通,能量相对较弱。
一般开采中期发生局部水窜,致使部分气井出水,水侵特征曲线呈减速递增趋势上升。
Ic
（不活跃）
0.0~0.15
0.05
0.7~0.9
可动水体极为有限,多为封闭型,开采中后期偶有个别井出水,或气藏根本不产水,水侵能量极弱,开采过程表现为弹性气驱特征。
II（气驱）
0
0.05
0.7~0.9
无边、底水存在,多为封闭型的多裂缝系统、断块、砂体或异常压力气藏。
整个开采过程中无水侵影响,为弹性气驱特征。
III（低渗透）
0.0~0.15
0.5
0.3~0.5
指K0.1X10-3m2,千米井深稳定日产量qg1X104m3/d的低渗透气藏。
生产压差大、产量低、废弃地层压力高是其主要特征。
表2.油藏溶解气气藏类型划分表
开发方式
油藏类型
驱动类型
开采特征描述
计算公式
天
然
能
量
未饱和油藏
a.天然水驱
天然水驱保持压力,地层原油不发生脱气现象。
（6-18）
饱和油藏
无气顶
b.溶解气驱
无水侵能量,完全依靠溶解气弹性驱动,降压开发。
（6-19）
有气顶
c.气顶和溶解气
综合驱动
无水侵能量,依靠（气顶+溶解气）弹性驱动,降压开发。
（6-20）
人
工
注
水
未饱和油藏
a.弹性水驱
PR>Pb之前（早期）注水保持压力开发,地层原油不发生脱气现象。
（6-18）
b.弹性驱+溶解气驱+弹性水驱
PR（6-24）
饱和油藏
无气顶
c.溶解气驱+弹性水驱
早期降压溶解气弹性驱,中期注水保持压力开发。
（6-30）
有气顶
d.气顶和溶解气
综合驱动+弹性水驱
早期降压开发,依靠（气顶+溶解气）弹性驱动,中期注水保持压力开发。
（6-31）
6可采储量标定方法
6.1物质平衡法
物质平衡法是利用质量守恒的原理,描述油、气藏在开发生产过程中,采出量与地层能量之间的物质平衡关系的一种数学物理方法。
根据气层气、油藏溶解气的类型和驱动方式不同,物质平衡方程的内容及形式都有较大的差别。
6.1.1气层气物质平衡计算
对于具有天然水侵,且岩石和流体均为可压缩的非定容气藏,随着气藏开采过程中地层压力的下降,采出量与地层压力之间的物质平衡关系（图3）,可用如下通式来描述:
若令:
图3物质平衡法压降图
将（6-1）式化简后可得:
（1-Ep-）=1-R.............（6-3）
将废弃视地层压力（Pa/Za）代入（6-2）式则得:
Pa/Za（1-Ep-）=Pi/Zi-mGR
将废弃相对压力（a=（Pa/Za）/（Pi/Zi））代入（6-3）式则得:
a（1-Ep-）=1-ER
ERa（1-Ep-）图4物质平衡法采收率计算示意图
ERa+aEp+a....（6-5）
①②③
式中①②③项对应于图4中的①②③区,分别表示弹性气驱作用采收率、变容（岩石和束缚水的弹性膨胀）作用采收率、侵入水驱替作用采收率,三项之和即为总的采收率。
再由下式计算可采储量:
GR=G·ER................（6-6）
本条款所列物质平衡方程通式（6-1）及其导出式（6-2）（6-3）是考虑了上述三种作用同时存在时的物质平衡关系,本标准规定可视如下情况进行简化:
a.
当Cef0.10时,表明变容作用②项可忽略不计,气藏可视为“定容水驱气藏”,式（6-2）（6-3）（6-4）则分别变为:
（1-）=1-R..................................（6-7b）
b.当I0.10时,表明水侵作用③项可忽略不计,气藏可视为“无水变容气藏（与异常压力气藏的关系式相同）”,式（6-2）（6-3）（6-4）则分别变为:
（1-Ep-）=1-R......................................（6-8b）
c.当Cef0.10、I0.10时,表明变容作用②项、水侵作用③项均可忽略不计,气藏可视为“定容封闭弹性气驱气藏”,式（6-2）（6-3）（6-4）则分别变为:
=1-R.................................（6-9b）
6.1.2凝析气藏物质平衡方程
6.1.2.1衰竭式开采方式下物质平衡计算
对于没有油环或油环很小而可以忽略不计的（包括有边、底水驱动的）凝析气藏,无论是原始地层压力等于露点压力的饱和凝析气藏,还是原始地层压力高于露点压力的未饱和凝析气藏,若采用衰竭式开采方式时,都可应用上节提出的气层气藏的物质平衡方程式。
但是,在凝析气藏的物质平衡方程式中的累积产气量Gpt,应当包括干气的累积产气量Gp、凝析油的当量累积产气量Gep、凝析水的累积产量Wp（为简化计算可忽略不计）和从凝析油罐中累积分释出的气量。
折算方法如下:
Ge=542.95X（1.03-o）..............（6-10）
Gep=10-4GeNp...................（6-11）
Gpt=Gp+Gep.........................（6-12）
注意,（6-11）式中Np的单位必须用104m3。
在用物质平衡法计算可采储量时,先通过物质平衡方程式求出废弃条件（Pa/Za）下总的可采储量GRt,然后通过所算气藏实际取得的PVT资料作出摩尔油气比（RMLG）与地层压力（P）或累积采出井流物量（Gpt）的关系曲线图5凝析气藏摩尔油气比与压力关系图（图5所示）,通过内插便可确定废弃条件（Pa/Za）下的累积摩尔油气比（RMLGa,图中上一条曲线）,再分别确定干气和凝析油的可采储量:
GR=GRt/（1+RMLGa）....................................................................（6-13）
NR=104x（GRt-GR）/Ge................................................................（6-14）
6.1.2.2汉格特（J.Hagoot）法物质平衡计算
（1）对定容气驱饱和凝析气藏,衰竭式开采方式下的可利用气藏PVT高压物性分析资料,计算干气和凝析油的衰竭过程和采出量,代入废弃条件便可直接确定采收率,进而求得可采储量。
式中,ERG,ERL---分别为干气、凝析油的采收率,f;
Z2i,Z2a---为气藏原始、废弃压力下的两相偏差因子,f;
RMLGi,RMLGa--分别为气藏原始摩尔油气比、废弃条件下的累积摩尔油气比,mol/mol。
此法的最大特点是需求出任意压力下的累积摩尔油气比RMLGp,可根据图5的关系曲线用积分的形式确定:
将（6-15）式换成任意压力时刻,则:
a.采用梯形迭代法,第一次试算时将图5所示的曲线划为n段,并使用（6-17）、（6-18）式可写成:
b.精度检查
在第一次计算后取得Gp/G值,在下一次计算时使用上次Gp/G值进行二次计算,计算精度用两次值进行比较,当相对误差值小于0.5%时则认为符合要求,否则重复上述计算。
然后可利用计算数据作出图6所示的关系曲线图。
c.可采储量计算
利用计算生成的关系曲线图,代入废弃压力Pa,即可求出对应的干气和凝析油采收率ERG、ERO值,再乘以原始储量G、N便可求得可采储量GR和NR。
图6压力与采收率关系曲线图
（2）对原始压力Pi>露点压力Pd的未饱和凝析气藏,采收率计算分两部分:
a.露点压力前采出程度ERGd:
在地层压力从Pi降到Pd的开采过程中,凝析油含量不变,RMLGi=Rt=R,此间无凝析油相,（6-15）式变为:
ERLd=ERGd....................................................（6-23）
此处ERGd,ERLd分别为露点压力前的干气和凝析油的采收率。
b.露点压力后衰竭式开采采出程度ERga,等于从露点压力Pd废弃压力Pa的采收率（算法同上,并将Pi用Pd代替,Zi用Zd代替）:
由此得干气和凝析油总的采收率分别为:
ERG=ERGd+ERGa...............................................（2-26）
ERL=ERLd+ERLa...............................................（2-27）
6.1.2.3注气保持压力开发的物质平衡计算
对于未饱和凝析气藏,采收率要分三个阶段计算,然后将各阶段的采出程度相加,即得总的采收率。
a.露点压力前采出程度:
与前述的（2-22）（2-23）式相同。
b.注气保持压力期间采出程度:
根据国外文献（J.P.T.July1971,805-813）研究,在露点压力之上注气,流体没有衰竭反凝析现象,所以产出的湿气、干气、凝析油的采出程度是相同的。
当注入干气在生产井中突破时,湿气采出程度由下式计算:
式中:
a=log（kmin/kmax）
c.停止注气后衰竭过程采出程度:
停止注气开采干气一旦突破,则气藏进入衰竭开采阶段,这时只有剩余湿气在压力降落中进行流体衰竭,此阶段采出程度计算仍用（2-24）（2-25）。
干气和凝析油总采收率分别为以上三段采出程度之和,即
ERG=ERGd+ERGi+ERGa...............................................（2-29）
ERL=ERLd+ERLi+ERLa...............................................（2-30）
6.1.3油藏溶解气物质平衡方程
对于原始地层压力等于饱和压力,具有气顶、依靠天然能量降压开发或人工注水保持压力开发的油田,同时考虑油、气、水及岩石的弹性膨胀作用时,根据物质平衡原理,具有如下物质平衡关系:
累积产油量+累积多产气量+累积产水量=原油和溶解气的累积膨胀量+气顶的累积膨胀量+
气顶、束缚水和岩石的累积膨胀量+累积水侵量+累注水量
（6-10）式中,Bt=Bo+（Rsi-Rs）Bg...........................（6-11）
Bti=Boi.................................（6-12）
Rp=Gp/Np.................................（6-13）
mg=104GBgi/NBoi................................（6-14）
Bgi=pscZiT/piTsc,Bg=pscZT/pTs...................（6-15）
为使简化计算,下面根据不同的油藏类型和不同的开采方式分别介绍:
6.1.3.1天然能量开发的油藏
a.天然水驱的未饱和油藏
对于未饱和油藏,在天然水驱保持地层压力开发的条件下,地层原油不会发生脱气现象,此时溶解气的可采储量为原油可采储量与原始气油比之积。
GSRW=10-4NRRsi............................................（6-18）
b.溶解气驱（无气顶）的饱和油藏
对于无气顶的饱和油藏,在完全依靠溶解气驱开发的条件下,其溶解气可采储量由下式确定:
c.溶解气+气顶综合驱动开发的饱和油藏
对于有气顶的饱和油藏,如果完全依靠天然能量（溶解气+气顶综合驱动）开发,其溶解气可采储量为伴生气可采储量与气顶气可采储量之差。
式中GR由（6-10）式,在不考虑水侵并忽略地层水和岩石的弹性膨胀的情况下,代入相应的废弃条件,即p=pa时,Np=NR,Bt=Bta,Bg=Bga,并考虑GR=10-4NRRp和EROC=NR/N时,得:
其中:
GcapR可按（6-9）式计算确定。
6.1.3.2人工注水开发的油藏
a.饱和压力以上注水开发的未饱和油藏
对于饱和压力以上早期注水开发的未饱和油藏,其溶解气可采储量计算与（6-18）式相同。
b.饱和压力以下注水开发的未饱和油藏
对于饱和压力以下中期注水开发的未饱和油藏,其溶解气可采储量由以下三部分组成:
（a）饱和压力以上的弹性驱可采储量；（b）饱和压力以下的溶解气驱可采储量；（c）中后期注水保持地层压力弹性水驱可采储量。
其中:
Ct=Co+Ce.............................................（6-28）
c.无气顶中期注水开发的饱和油藏
对于无气顶、无天然水侵、中期注水开发的油藏,其溶解气可采储量为注水前的溶解气驱可采储量与注水保持地层压力弹性水驱可采储量之和,即
式中:
GSRS计算公式同（6-26）式；GSRw计算公式同（6-27）式。
d.有气顶中期注水开发的饱和油藏
对于有气顶、无天然水侵、中期注水开发的油藏,其溶解气可采储量等于注水前气顶和溶解气综合驱动可采储量与注水后保持地层压力下的伴生气可采储量之和,再减去气顶气可采储量,即
其中:
注意（6-32）式中Bxa与（6-21）式中体积系数Bxw的区别,前者表示废弃时,后者表示开始注水时。
6.2弹性二相法
对于小型定容封闭的弹性气驱（包括Ic、II）气藏或单井裂缝系统、小断块气藏,可采用弹性二相测试的方法,确定其可采储量。
只需要取得稳定生产条件下的压力降落（需达到拟稳定,如图5的直线段）测试资料,由线性回归可得如下关系:
根据压力降落直线段斜率（b）和废弃相对压力a便可计算其可采储量:
式中:
图5弹性二相法压力降落曲线图
6.3产量递减法
对己处于递减阶段生产的各种类型气藏,均可采用产量与时间的统计资料计算可采储量。
J.J.Arps.产量递减曲线有指数型、双曲线型、调和型三种类型。
其基本关系式如下:
依据其递减指数n值不同,关系式如下:
a.当n时,产量为指数型递减（如图6）:
图6指数型递减曲线图
b.当1c.当n=1时,产量为调和型递减:
以上各式中:
Qga为气藏废弃产量,108m3/a；K=Qga/Qgi为废弃与递减初始产量之比;GpD为（t=0）递减期前的累积采气量,108m3。
据统计分析,指数递减类型的产量递减速度最快；调和递减类型的产量递减速度最慢；双曲线递减类型的产量递减速度介于两者之间。
若以同一初始产量、同一废弃产量、同一初始递图7调合型递减曲线图
减率预测气藏的可采储量,则以指数型的预测结果略偏小；双曲线型的预测结果偏大；调和型的预测结果偏差最大；因此,一般宜选用指数递减类型来标定可采储量。
6.4改进衰减法
分析递减期累积产量（Gp）随递减时间（t）的变化规律,建立了如下衰减曲线（如图8）关系式:
图8改进衰减曲线示意图
式中:
A=1/Ggr,B=1/Qgi
注意,此法适用于递减中、后期开发的气藏。
6.5预测模型法
气藏开发的全过程,可视为生命总量有限的过程（如图9）,即气藏产量从0上升—高峰—衰减—最后趋近于0,这种变化规律,可用如下几种模型来描述。
6.5.1翁氏模型法
由翁文波先生建立的翁氏（Wen）模型,其基本关系如下:
Qg=Atxe-t
t=（Tt-T0）/C（t>=0）...................（6-46）
式中T0为投产起始年份;
Tt为实际生产年份;
A、x、C为待定常数。
为确定式中的系数A,在实际计算时可作如下考虑:
即当气藏的m个己知实际年产量Qg与式中的txe-t之间的相关系数最大时,则认定x及C的值为最佳值。
在确定拟合系数x及C时,一般采用迭代法求解,除了要
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