气藏储量计算方法气藏储量计算方法 一、天然气储量分级一、天然气储量分级 根据GBn270天然气储量规范规定，各个级别的储量定义如下。1探明储量探明储量 探明储量是在气藏进行评价钻探或详探完成后，在现代技术和经济条件下可提供开采并能获得社会经济效益的储量，是编制气藏开发方案、进行气田开发建设投资决策和气藏开发分析的依据。在计算探明储量时，要充分利用现代地球物理勘探、测井、岩心、试井和气藏探边资料，查明与证实气藏类型、构造形态、储层厚度、岩性、物性参数，气层压力、油、气、水性质与品位、气水界面和含气边界等参数，要进行气藏静、动态综合研究和气藏描述。 探明储量按勘探开发程度和气藏复杂程度分为以下三类： (1)已开发探明储量(简称1类，相当其它矿种A级) 在现代技术经济条件下，通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施建设，并已投入开采的储量。该储量是提供开发分析和管理的依据。新气藏在开发井网钻完后，即应计算本类储量。对复杂气藏还必须取得动态储量的有关参数，用动态法对储量进行核算。 (2)未开发探明储量(简称2类，相当其它矿种B级) 已完成评价钻探，并取得可靠的储量参数后所计算的储量。它是编制开发方案和进行开发建设投资决策的依据，其相对误差不超过20。 (3)基本探明储量(简称3类，相当其它矿种C级) 对于裂缝型碳酸盐岩、复杂断块和岩性圈闭等气藏，在完成地震详查、精查或三维地震和钻完评价井后，储量参数基本取全，含气面积基本控制的情况下所计算的储量为基本探明储量，它是进行“滚动勘探开发”的依据。该类储量的相对误差小于30。2控制储量控制储量(相当其它矿种的相当其它矿种的CD级级) 在某一圈闭内预探井发现工业气流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探中已完成少数评价井后所计算的储量。该级储量中已查明圈闭形态，对所钻的评价井已进行了单井评价研究，初步确定了气藏类型和储层沉积类型，大体控制了气藏含气面积和储层厚度的变化趋势，对气藏复杂程度、产气大小已作出初步评价，该类储量相对误差不超过50。控制储量可作为进一步评价钻探、编制中、长期开发规划的依据。 3预测储量预测储量(相当其它矿种的相当其它矿种的DE级级) 是在地震和其它方法提供的圈闭内，经过预探井获得工业气流或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比，对有利地区按容积法估算的储量。该圈闭的气层变化、气水关系尚未查明，储量参数由类比法确定的，因此可估算一个储量范围值。预测储量是制定评价勘探方案的依据。 在天然气储量规范中还规定了计算探明储量时，应分别计算地质储量，可采储量和剩余可采储量。 地质储量是指在地层原始条件下，具有产气能力的储层中的天然气总量。地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有经济条件下，有开采价值并能获得社会经济效益的地质储量。表外储量是指在现有技术经济条件下，开采不能获得社会经济效益的地质储量。当天然气价格提高或工艺技术改进后，某些表外储量可以转变为表内储量。 二、容积法计算天然气储量二、容积法计算天然气储量 只要气藏的含气面积、有效厚度、孔隙度、含水饱和度、地层压力、天然气组分等资料为己知，即可计算天然气地质储量(看起来方法比较简简便），但要算准容积法储量却有一翻较大的工作量。 （6-1） 气藏平均参数的计算方法 1、算术平均法、算术平均法 在预探或评价勘探初期，由于井点较少，储量参数等值线图无法绘制或所绘制的等值线图代表性差时，有效厚度、孔隙度、束缚水饱和度、气体组分等平均参数一般采用算术平均法，地层压力和气层温度一般取气藏高度13处的压力和温度参与公式(61)中的计算，这种算均法计算储量参数的方法常在计算控制储量时应用。2、按等值线图平均计算法、按等值线图平均计算法 在评价勘探或详探和以后的开发阶段中，井点越来越多，完全能够绘制出气藏有效厚度、有效孔隙度 (有时绘制有效厚度与孔隙度乘积)、含气饱和度、压力和温度等值线图，此时借助求积仪和各类等值线图，按下列公式分别计算：平均有效厚度 （6-2） 有效孔隙度 （6-3） 或平均有效厚度孔隙度 （6-4） 平均地层压力 （6-5） 按等值线图计算气藏平均储量参数的方法比算术平均法精确得多，按算术平均法计算储量一般会造成2030的储量误差，在非均质性强的气层中误差将会更大，因此在计算探明储量时不宜用算术平均法，而应按等值线图进行储量计算。3、网格离散化方法、网格离散化方法（1）手工离散）手工离散为了方便计算，将各类等值线图进行等网格划分，见图61，然后再把各等值线数用手工法离散到网格的各个结点上。气藏容积法储量便是各个离散面积上容积储量的总和，即 （6-7） 式中n为离散点数。 离散网络图离散网络图 （2）计算机自动离散）计算机自动离散 这种方法是采用曲面回归方式，将井点参数以相应的趋势形成曲面，再由计算机自动离散到各网格结点或生成相对应的等值线图。通常采用面函数Z(X，Y)回归曲面，其表达式为：Z（X,Y）=b1+b2X+b3Y+b4X2+b5XY+b6Y2+bmYp (6-8) 且 (6-9) 如果有N个已知井点参数，则用(68)式来拟合这些井点参数值，用最小二乘法原理解n个联立方程，导出上述多项式的系数b1，b2，b3，bm。使用拟合曲面回归方程(68)(此时b1，b2，b3，bm为已知值)根据网格结点的坐标(X，Y)就可把井点参数离散到各个结点上去，从而计算出各个离散面上的容积法储量，其总和即为所计算气藏的储量。此方法有专用程序，运算简便，精度较高。 三、压降法计算天然气储量三、压降法计算天然气储量 1、气藏物质平衡方程式、气藏物质平衡方程式 对于一个统一的水动力学系统的气藏，在建立物质平衡方程式时，应遵循下列基本假定：1)在任意给定的时间内，整个气藏内的压力是处于平衡状态，即气藏内没有大的压力梯度存在。2)室内高压物性(PVT)资料能够代表气层天然气的性质。3)不考虑气藏的毛管力和重力的影响。4)气藏储层物性和液体性质是均一的，各向同性的。5)随着地层压力下降，溶解于隙间水中天然气的放出量均忽略不计。（1）水驱气藏）水驱气藏 在边、底水气藏中，由于天然水驱的作用其物质平衡原理为：见图62。原始天然气储量所占体积剩余天然气储量所占体积十地层水侵入所占有的体积。 天然气水驱气藏物质平衡示意图天然气水驱气藏物质平衡示意图 GBgi(GGp)Bg十WeWpBw 上式即为水驱气藏计算储量的公式。 水驱气藏压降图水驱气藏压降图 如果气藏原始地质储量为已知(容积法计算或压降初期外推法计算)则累计水浸量We可由下式求得 令 为气藏水侵体积系数 令 为气藏相对地层压力， 为气藏采出程度 气藏相对地层压力采出程度和水侵系图气藏相对地层压力采出程度和水侵系图 （2）气驱气藏）气驱气藏 天然气的采出(或驱动)主要靠自身膨胀能量的气藏称为气驱气藏，这类气藏一般是封闭的，无边底水的侵入，在开采过程中储气体积认为是不变的， (或称为定容气藏)。 气驱气藏压降图气驱气藏压降图 （3）异常高压气藏）异常高压气藏 气藏压力系数大于1.8的被称为异常高压气藏。 异常高压气藏物质平衡方程可以用下式表示：a=(3.8546-0.01052T+3.926710-5T2) 10-6 b=(4.7710-7T-8.810-10T2-0.000134)10-6 f(p)是压力p的单调递减函数，且f(p)1，所以在累积采气量Gp相同的情况下，异常高压气藏的p/Z值比常规定容(气驱)气藏要大，在异常高压气层pZGp坐标关系应是光滑的上凸曲线。异常高压气藏压降图异常高压气藏压降图 （4）裂缝性变形气藏）裂缝性变形气藏 在碳酸盐岩裂缝性气藏中，天然气的主要储渗空间和通道为裂缝，在气藏开采过程中，随着地层压力的下降，这些裂缝空间会产生闭合，裂缝孔隙度和渗透率随之降低，气藏含气体积也会变小，其岩石弹性膨胀原理应和异常高压气藏相似，因此，视地层压力和累计采气量的关系也会象异常高压气藏一样不呈直线关系。其区别仅是在裂缝性气藏中一般认为裂缝的含水饱和度Swi0。裂缝变形气藏的物质平衡方程的表达式为 Gp普遍坐标上呈直线关系，直线与横轴的交点即为裂缝性变形气藏的原始址质储量。2、求准气藏压降储量的要点、求准气藏压降储量的要点 气藏压降储量计算公式的推导是严密的，又由于压降储量的计算避开了储层的容积参数(有效子L隙度、厚度；含气面积和含气饱和度)，而这些参数在碳酸盐岩裂缝性气层中难以求准，因此压降法计算储量在碳酸盐岩气藏中特别适用。压降法计算储量看起来比较简单和适用，但在实际操作中，由于资料取得不准，平均压力计算方法欠妥，其结果会造成较大的误差，在取准资料方面应注意以下要点： 1)应采用高精度的测压仪表和流体计量仪表。一般累计采气量的求得比较重视，但与之相关的凝析油量和地层水量的计量精度却较低，在凝析气藏和有水气藏开采过程中应予特别重。 2)全气藏各气井要定期同时关井，测井底关井压力恢复数据和最大关井井底压力。对高渗透气藏来讲，压力要恢复至静止状态，不需要很长时间，而对低渗透气藏来讲，气井压力要恢复至静止状态，气藏要达到压力平衡，关井时间少者要几个月，多者可达数年，在实际生产中是难以实施的。一般用气井压力分析来确定全气藏最短关井时间，根据四川气田的实践，一般为15天，最长不超过30天。全气藏关井录取地层压力的方法在气藏试采阶段尤重要，按此方法在采出量达到35时就有可能算准压降储量。 3)当含气面积较大时或因生产需要，不可能全气藏关井时，则可在短时间内(1个月左右)气井分片轮流关井，测关井井底压力恢复数据和最大关井井底压力。应用这种方法计算压降储量时，平均压力点有所波动，在采出程度达到1015时，压降储量才具有规定的精度。 4)累计产气量中应包括各种情况下(完井测试、放空试井、吹扫管线)的放空气量，而放空气量有时往往缺乏正确的计量，仅为估计量，这对早期压降储量计算的精度影响较大。 在准确获得气井地层压力和累计产量资料后，气藏平均压力计算方法的选择对压降储量计算的精度有着重要的影响。 值得指出，在气藏物质平衡方程式中的压力为气藏平衡地层压力，用单井或观察井的地层压力来代替都会造成储量计算的误差；总体上讲应根据地层压力等值线由计算气藏按体积加权平均地层压力。 在有些情况下，当储气层分布较为均一，井间连通较好时，各井折算至气藏l3高度处的压力较为接近，此时平均地层压力可按下列简单的算术平均法计算。四、利用试井和动态资料计算气井控制储量四、利用试井和动态资料计算气井控制储量 1、视稳定状态法、视稳定状态法(或在四川常称的弹性第二相法或在四川常称的弹性第二相法) 在裂缝孔隙双重介质有限封闭气藏中，气井定产量生产时，当不定渗滤达到视稳定状态时，井底压力随时间变化规律可用下式来表述 当气体渗滤达到视稳定状态时，井底压力平方和时间在普通坐标上呈直线关系 气井定产量生产时井底压力降落图气井定产量生产时井底压力降落图 对时间取导后得： 气藏有效储气体积 视稳定状态法计算储量的公式 当气井定产量生产达到视稳定状态时，地层中任意一点(包括井底)的压力平方下降速度不但一致而且是一个常数，这一结论和单一介质的气体不确定渗流特征是一致的。 为了检验在裂缝一孔隙型封闭气藏中这一视稳定状态的特征，曾在泸州地区广福坪嘉一气藏上进行了现场试验。该气藏共有气井3口，生产中互相连通，试验时位于气藏顶部的福1井作为激动井，福2，福3井作为外围观察井，福l井以平均产量为12.9104m3d稳定生产，开井后福l井的井底压力平方下降速度越降越慢，福2，福3井井底压力平方下降速度与之相反，越降越快，见图。福福1，2，3井压降关系图井压降关系图 经24天的生产，三口井的井底压力平方下降速度开始趋近一致，井底压力平方和时间呈直线关系，基本平行，斜率一致，表明了裂缝一孔隙型地层中天然气渗流确属出现了视稳定状态。根据直线斜率数据按公式(632)计算得到的原始地质储量为207l08m3，与本气藏的压降储量192l08m3十分接近，表明本方法具有较高的精度。该方法已在四川得到实际应用，无论是单井测试或是多井测试，其结果都具有较高的可靠性。 为了取得高质量的测试资料，在具体操作时应注意以下要求： 1)要用高精度仪表在现场气井中进行测压，用一般标准表或压力计测压，压降点较为分散，联直线段时有较大的任意性，不宜采用。 2)气井产量选择要恰当；既能反映出一定的压力降，又要保持产量在一定时间内能稳定。一般要保持气井稳产，常用自动调节阀进行控制，有时为了操作方便，常用定生产制度方式下进行测试，此时在测试全过程中产量下降值最大不超过10。 3)在进行储量测试时，最好有观察井进行观察测压，当生产井观察井的压力下降曲线同时出现两条平等直线时，天然气渗滤就达到了视稳定状态。在新构造上没有观察井的情况下；就要特别注意直线段的出现，测试时间要适当长一些，因为时间愈长，视稳定状态出现的确实性愈大。 4)在储量测试前要全气藏关井，待地层压力基本恢复稳定后，再选择l2口井开井进行测试，如果储量测试前不关井，处理不好，有可能导致较大的误差。2、压力恢复法、压力恢复法 裂缝一孔隙无限大地层中气井底压力随时间恢复的规律可用下式表示： 在压力恢复早期t值很小；因而等式右边中的 所以上式可写成 当压力恢复较长时间后，即t大到一定值时，两个Ei函数项都将可忽略不计，此时有 把压力恢复数据整理在pws2lgt坐标上，可得到如图的压力恢复图形、线段I和斜率相等为 双重孔隙介质中压力恢复理论图形双重孔隙介质中压力恢复理论图形 在实际压力恢复曲线中，由于井筒储存和堵塞效应的影响，第线段常常变形，得不到与第段斜率平行的直线段。当压力恢复至排流边界时ttk，pwspe(边界压力) 由稳定流动可知：由上两式得：可求出排流边界内的有效储气容积Vp 式中，tk压力恢复至排流边界的时间，s； pe排流边界上的压力，kg/cm2； qg关井前稳定产量，cm3s； m压力恢复曲线第三段斜率。 在具体计算时，排流边界上的压力可由压力恢复曲线外推求得，如用关井前稳定生产时间不长(在探井放空测试时)则可取开井前的关井地层压力。若己知pe值，则可在pwf2lgt图上录取tk值。 该法对单重介质气藏中气井同样适用，计算关键是选准直线段及其斜率。 3、无限和有限地层公式联解法、无限和有限地层公式联解法 在单一介质中对无限大地层，定产量生产的气井瞬时关井后，井底压力恢复随时间变化有以下规律 该式在pwf2lgt坐标上为一直线关系无限地层压力恢复曲线无限地层压力恢复曲线 直线斜率 该式在lg(pi2pws2)t的坐标上为一直线关系 有限地层压力恢复曲线有限地层压力恢复曲线 对有限地层，定产量生产的气井瞬时关井后，井底压力恢复随时间变化有以下表达式直线的斜率 得 上式即为气井压降漏斗涉及到的有效排气体积的计算公式。该法计算较为简单相实用，如果气井在关井前稳定生产了较长时间，压力传播已经达到了排流边界，或单井情况下达到了气藏边界此时计算得到的有效排气体积Vp就比较可信。 4、试凑法、试凑法 气井在试采过程中或边远地区气井在特殊情况下，开井生产后长时间不能关井，气井具有稳定试井和开采资料，此时用试凑法进行气井生产史拟合来估算气井控制储量是比较有效的方法之一 。由稳定试井资料得气井生产方程 Pe2-pwf2=Aq+Bq2 由气藏物质平衡方程得 在有限封闭气藏中pep(边界压力地层压力) 在较短的生产时间内(36个月)pi和p值差别不会太大，因此ZZi，此时上式可简化为： pi，A，B为已知数值，q，pwf ，Gp可由采气曲线中读出。 气井的采气曲线气井的采气曲线 试凑法计算储量的步骤如下：1)根据地质资料先假设一个储量数值G。2)从采气曲线上(或采气数据册上)读出不同时间的q和Gp值。3)将G值和不同时间的q和Gp值代入公式计算相对应时间的pwf值，并把pwf计算结果数据点在上图中，如果计算的pwf值和实际的pwf值十分接近，说明所选的G值是正确的，此值即为所要求的气井控制储量。 4)如果计算的pwf值高于实际的pwf值，则说明所选的储量G值偏大了，如果计算的低于实际的pwf则说明所选的储量偏小了，一直试凑到计算的pwf值十分接近实际的pwf值为止。5)如果用G和不同时间的pwf和Gp值计算相对应的q值，来拟合产量曲线，会得到同样的效果。 5、回归统计法、回归统计法 在特殊情况下，有时气井只有采气数据，(即由此绘成的采气曲线)其它如关井压力，渗滤系数A，B等均为未知数，此时要计算气井控制储量，可采用回归统计法。 在采气曲线上取不同时间的一组数据Gp，Gp2，q，q2，pwf2，则上式可写成下列方程组：t1a11X1-a12X2+a13X3+a14X4=b1t2a21X1-a22X2+a23X3+a24X4=b2t3a31X1-a32X2+a33X3+a34X4=b3tnan1X1-an2X2+an3X3+an4X4=bn式中 系数 a11=Gp1,a12=Gp12,a13=q1,a14=q12,b1=p12-pwf12;a21=Gp2,a22=Gp22,a13=q2,a14=q22,b1=p22-pwf22;an1=Gpn,an2=Gpn2,an3=qn,an4=qn2,bn=pn2-pwfn2;上述方程组有唯一的一组解： 式中便可计算气井控制的有效排流体积和气井的渗流系数A，B值。6、产量累计法、产量累计法 累计产气量曲线累计产气量曲线 当t时，bt0则Gpa，Gpt的关系曲线趋近于水平渐近线见图616，此时的a值即为所求的储量。 直线斜率为a，即为所求的储量G 气藏(井)累计产气量随时间关系曲线有时更符合下列经验公式：C值确定以后，在Gp(t十C)(t十C)普通坐标上可得一条较好的直线，该直线表达式为 直线斜率a值，即为所求储量的数值。 根据生产实际资料的运算和检验，当气并在无控制生产情况下或气藏采出程度超过50%，气井产量发生连续递减后，用该法计算得到的储量和压降法储量比较接近，对一些由于特殊原因长期不能关井的气井，提供了一种简便计算储量的方法。 7、产量递减法、产量递减法 一般认为产量递减曲线有三种类型，即等百分率递减曲线(或称指数递减曲线)、双曲线和调和曲线。根据四川气田气井产量递减资料统计，绝大部分递减曲线属指数递减曲线。其数学表达式为 e-D可按下列方式加以简化 当D1时，1-D， 直角坐标上为直线关系，交点即为所求的储量。段至横轴的其斜率为延长直线 方法6和7均为产量统计法，如果气并产量不加控制，属气并自身能量递减，而不是人为控制，则用此产量规律计算的储量，其精度较高，可与压降法储量相比较，如果气井产量度减属人为控制，则所计算的储量必然偏小，气井生产时间越长，采出程度越高，所计算的储量也就越接近气藏实际。 五、气藏可采储量概述五、气藏可采储量概述 气藏可采储量和气藏采收率是两个互相有联系的不同概念。气藏可采储量是指在现有工艺技术条件下，能从气藏原始地质储量中采出的最经济的气量，而采收率概念则为可采储量与原始地质储量的百分比值，表示为： 根据国内外气田开发资料统计，气驱气藏采收率一般在90左右，而在水驱气藏中，由于边底水的侵入，水侵的不均一性和水驱气的不完善性，使其采收率较低，而且变化较大，一般在2070之间，在不均一的裂缝性气层中更是如此。根据四川石油研究院水驱气的实验研究表明，残余气饱和度一般变化在2060，在有裂缝存在的情况下残余气饱和度更高，变化在5090，因此提高有水气藏的采收率是气藏工程的重要深题之一。 从工程地质角度出发，气藏的可采储量主要和气藏的储层物性及其不均一性、边底水的活跃程度、井网部署和井数、气藏采气速度以及废弃压力有密切关系，因此要算准气藏可采储量，应周密考虑上述诸多因素。然而在实际应用时，上述诸多地质因素含有其不确定性，因此要一次算准可采储量是十分困难的。目前计算天然气可采储量的成熟方法还不多，提高气藏采收率的方法都在积极探索之中。1、经验对比法、经验对比法 根据四川气区已处于开发中、后期和水淹停产、枯竭的103个气藏的采收率统计，见下表，其结果可供其它地区同类气藏估算可采储量之用。 气藏类型气藏个数23233126采收率，%43759090 四川地区不同类型气藏采收率统计表四川地区不同类型气藏采收率统计表 第类型气藏为活跃水驱气藏。主要特征是气藏一般具有很大的边、底水体积，与气藏连通好，由于水体能量大，在开采初期部分气井就开始出水，甚至水淹，水侵特征曲线呈加速递增型，水侵体积系数可大于40。 第类为较活跃水驱气藏，主要特征是气藏具有较大的边底水体积，与气藏局部连通较好，一般在开采中期气井开始出水，气藏局部地区发生水浸，部分气井被水淹，水侵特征曲线为减速递增型，水侵体积系数在4015之间。 第类为地层水不活跃气藏，在碳酸盐岩气层中一般为边水气藏、水体为封闭型，渗透性低与气藏连通差，能量有限，在开采后期个别井可能出水，但压降储量线基本上呈弹性气驱特征。 第类为无水气藏，主要特征是气藏周围无可动水体，因而在开采过程中无水侵问题，气藏多为封闭型，在开采过程中表现为定容弹性气驱类型。2、气藏废弃压力的确定、气藏废弃压力的确定 废弃压力是指气藏开采枯竭时的压力或气藏在经济上已失去开采价值时的压力。旦废弃压力确定以后，气藏可采储量GR就可按下式确定：容积法：压降法： 在实际操作时，气藏的废弃压力是很难确定的，它是由气藏地质、开采、工艺技术、输气压力和经济指标等因素所决定的，不同的地区，不同的气藏类型和地质开采条件，就有不同的废弃压力，难以找到一个统一的标准。但无论如何在确定废气条件时应考虑如下参数：1)最低输气压力(在有压缩机开采时应考虑)； 2)进压缩机的最低压力； 3)气井极限气水比或经济极限产量； 目前应用的废弃压力经验取值法或按气藏埋藏深度折算法估算的废弃压力均是很近似的方法，且限于气驱气藏，因而适用性和可靠性均较差，用来计算一个具体气藏的废弃压力是不够精确的，但用来进行规划的估算有时则是可以采用的。