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气井动态储量计算方法

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动态指标的计算(TY)

动态指标的计算(TY)

D综合递减率 D自然递减率
阶段产油量 新井产油量 1 100% 标定水平 日历天数 阶段产油 新井产油 措施产油 1 100% 标定水平 日历天数
D月递减率 1 n次方 1 D 100% D折算年递减率 1
2003
2005
7945 7856 7729 7682 7483 7509 7383 7278 7786 7711 7898 7760 7608 7463 7470 7494 7962 7793 7823 7685 7870 7727 7718 7577
坨82产量148吨
7974 7823 7990 7842 8011 7841
生产运行
电力问题
地质因 素
问题水井
生产管理
电改抽 油转水 动态监测 管、杆、泵原因 停产井 出砂 待大修 其它原因 作业后不正常 措施占产 维护占产 大修占产 管问题 杆问题 泵问题 工程管理 泵漏管漏 油稠结蜡
作业占 产
成本控制
第二节
压力
原始地层压力：是指油层未开采前，从探井中测得的油 层中部压力，单位为帕或兆帕，符号为Pa或Mpa 目前地层压力：油田投入开发后，在某些井点关井，压 力恢复后所测得的油层中部压力，单位帕或兆帕
累积亏空＝累积注入水体积一(累积产油量×原油体积系
数/原油相对密度＋累积产出水体积
注水强度：单位射开油层厚度的日注水量 注水速度：年注水量除以油田地质储量，用百分数来表
示
注水压差：注水井注水时的井底压力与地层压力的差值 叫注水压差。它表示注水压力的大小 注水井井底压力（注水压力）:注水压力＝注水井井口压 力＋静水柱压力－沿程阻力损失
可采储量采油速度：油田（或区块）年采油量占可采储

低渗透气藏单井动态储量计算方法分析

低渗透气藏单井动态储量计算方法分析

37一、前言徐深气田低渗透储层主要发育于登娄库组、营城组和沙河子组，埋藏深度从3000m到5000m左右，储层致密（统计密度大于2.52g/cm3占70%、渗透率小于0.1md 占65%、孔隙度均小于10%），埋藏越深储层物性越差。

为求取储层物性参数，编制开发方案，上交储量通常进行短期试采（开井30-90天），为准确求得地层参数往往还进行长期试采（180天以上），据统计单井压后长期试采（180天以上）处于不稳定流状态，很难达到拟稳定流动状态或边界控制流动状态，不但浪费了大量的天然气资源，还难以达到试采目的，确定储量。

因此，探索低渗透气井储量计算可靠方法，具有重要经济意义。

表1 试采井统计分析数据表二、常规气井储量计算方法分析气藏动态储量的计算方法主要有4大类[1]：一是物质平衡法（压降法、流动物质平衡法），二是通过试井方法预测（弹性二相法、油藏影响函数法、气藏探边测试法、试凑法、压力恢复试井法），三是经验法（经验公式法、产量累计法、衰歇曲线法、水驱曲线法），四是典型曲线特征法（Blasingame典型曲线分析法、A-G典型曲线分析法、NPI典型曲线分析法、不稳定典型分析法）。

在开发早期计算动态储量的常用压降储量分析法，但此法需有足够的试采资料，即三次以上的关井压力恢复数据，此外，借助一次压力恢复试井资料，也可求得影响半径和控制储量；在开发后期，气井进入递减期，可以釆用递减法和其它数学法进行动态储量计算；但每一种算法都有一定的局限性，有的不适应于气藏开发初期，有的要求开井前压力稳定或者关井前已生产了很长时间，压力已趋于稳定，有的算法要求有很高的压力计量精度和苟刻的测试条件；试井方法计算储量也是受多解性的影响比较严重，经验法计算的储量往往误差比较大。

其中应用较广泛的是物质平衡法(压降法)、弹性第二相法、典型曲线法。

三、储量计算改进方法针对低渗透气井物质平衡法计算储量关井压力难以获得的问题，以及典型曲线法边界控制流动很难出现的问题，分别制定了两种不同的方法，下面以XS9-1井为例进行说明计算储量思路。

不稳定试井确定单井控制储量

不稳定试井确定单井控制储量

不稳定试井确定单井控制储量在气藏勘探开发过程中，利用不稳定试井分析能够得到气井泻气区范围内的储层平均压力、有效渗透率、完井效率、储层介质类型以及边界性质等。

对于定容气藏来说，通过适当的理论延伸，还可以利用不稳定试井资料估算单井控制储量。

而对于无限延伸气藏来说，单井控制储量一般取决于井网分布。

利用动态资料评价油气藏储量的方法主要有：压降曲线法、压恢曲线法、物质平衡法、产量增长曲线法、产量递减曲线法、水驱曲线法等。

一般情况下，物质平衡法、产量递减曲线法、水驱曲线法等适用于气藏开采的中、后期，这时有足够的生产动态资料可供分析。

产量增长曲线法能够对中、前的生产资料进行分析，但分析结果的可信度取决于应用模型的选择，而且需要一定量的生产资料。

在气藏开发早期，压降曲线法和压恢曲线法是估算单井控制储量的主要方法。

该方法可能对于裂缝型、岩性封闭型及复杂断块型气藏更为有效，因为这种情况下很难用其他方法定准含气面积、有效厚度、有效孔隙度以及含气饱和度等，结果必然使得用容积法计算储量的误差增大。

利用压降曲线法和压恢曲线法所需要的资料主要有：‘（1）原始（或平均）地层压力、地层温度、地层气体PVT性质及目标井的产能；（2）压力降落或压力恢复测试的数据资料；（3）长时间试采中，井底压力及产量随时间的变化数据（可选）。

显然，地层气体PVT的准确性以及不稳定测试资料的有效性将影响分析结果的精度。

地层气体的粘度和压缩因子等物性是系统压力的函数。

地层气体的渗流方程具有强非线性，一般比较严格的方法是采用Al-Hussaing（1966）拟压力函数减弱方程的强非线性，然后对所导出的控制方程右端扩散系数一项取初始值进行线性化。

拟压力函数定义为：P,,P,d,()2 (1) ,P0()(),,z,通常，拟压力对于低压情形能够简化为压力平方函数而对于高压情形能够简化压力函数。

地层气体不稳定渗流无量纲控制方程为：2,,,1,,,DDD (2) ，,2,rr,r,tDDDD方程中所用的无量纲量定义为：Tkh(),,,,sci,, DTPQscscr r,Drwktktktem,,,，， ttt222DeDmD,(,c)r,(,c)r,(,c)rggtiwggtiwggtiw根据以上渗流方程，可以从理论上得到探测半径与生产时间的解析关系式，这个关系式是我们利用不稳定试井资料分析单井控制储量的基础之一。

气藏储量计算方法

气藏储量计算方法

19
（4）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Swi＝0。
3、网格离散化方法
（1）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6—1，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
n
G0.01 Aihi iSgi/Bgi i1
（6-7）
式中n为离散点数。
精选ppt
8
离散网络图
（2）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
b=(4.77×10-7T-8.8×10-10T2-0.000134)×10-6
精选ppt
18
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p／Z— Gp坐标关系应是光滑的上凸曲线。
异常高压气精藏选p压pt 降图
精选ppt
17
（3）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：
p Z
f(p) pi Zi
1GGp
fp 1 1 S we i c fp i p S w e a i p i p b /3 p i 2 p 2
a=(3.8546-0.01052T+3.9267×10-5T2) ×10-6

天然气工程教程第4章气藏物质平衡、储量计算及采收率

天然气工程教程第4章气藏物质平衡、储量计算及采收率

(1 Sw So )(1 yw ) (1 Swi )(1 ywi )
1C f
( pi
p)
p Z
pi Zi
pi Zi
Gp G
(1 Sw So )(1 yw) (1 Swi )(1 ywi )
1C f
( pi
p)
p Z
0
Gp
G
说明：
在应用上述物质平衡方程时，需要知道两相 偏差系数与凝析油的饱和度，这些需要通过凝析 气井的取样和实验室分析进行测定。
假定原始条件下，地层压力大于露点压力， 则有原始地下储集空间为 :
VPi
GBgi (1 S wi )(1
yW i )
原始条件水 的体积分数
(1) 地层压力大于露点压力
目前的孔隙空间 为气和水所占 :
VP
(G GP )Bg (1 SW )(1 yW )
由于压力下降，气层 岩石的形变体积:
Gp G
P/Z
0
岩石和流 体压缩性 同时作用
只有流 体压缩
G
Gp
求储量的另一 “归一”化处理：
p Z
(1 Cep)
pi Zi
pi Zi
Gp G
纵轴上截距： a pi Zi
斜率： b pi 1 Zi G
外推直线至：
p 0 与横轴交点
Z
即为G。
pi
p Z
(1
Ce
p
)
Zi
0
Gp G
五、气藏物质平衡方法应用中的注意事项
凝析油采收率：
EcR 2.09 107 ( pi )0.9027(Ri )0.25084( o )2.25253 (141.5 131.5 o )2.50337 (1.8T 32)0.30084

课件-气井开发动态分析与产能评价技术

课件-气井开发动态分析与产能评价技术

qAOF 70.94104 m3 / d qAOF 40.33104 m3 / d qAOF 15.28104 m3 / d
苏53-78-46H井动态产能方程
苏53-78-46H井IPR曲线衰减情况对比图
一、建立典型气井产能方程
建立了苏10、苏11、苏53三个区块部分典型井动态产能方程。 依据研究结果，取目前无阻流量的1/3，与目前实际日产量比较，认为 目前苏10-22-18井配产偏小，苏10-31-40井、苏53-78-46H井配产偏大，其 余较合理。
苏里格苏53区块井位图
一、建立典型气井产能方程
2、区块典型气井动态产能方程
应用不稳定流产能分析方法，通过气井日产、月产、油压、流压、静压、 生产时间等生产数据进行历史拟合，确定单井解释模型参数，实现气井产能评 价与气井产能长期动态分析预测。
该方法优点:
➢ 不需要关井，比压力恢复试井节省 时间，更经济； ➢ 可以反映远井地带的地层状况； ➢ 可以求取试井解释不能解释出的地 层参数； ➢ 不受时间的限制，可以随时了解地 层参数的变化情况。
苏里格苏10区块井位部署图
一、建立典型气井产能方程
苏11区块:
苏里格苏11区块井位部署图
原有老井8口，2007年完钻评价 井16口，2008年开始在北部地区钻 井进行丛式井整体开发，形成 600×600m菱形井网。
截至2013年5月底，苏11区块累 计投产气井306口，开井280口，区 块日产气349万方/天，平均单井日 产气1.25万方/天，压降速率 0.001MPa/d。 区块累计生产天然气 43.91×108m3 ，采出程度为5.4% 。
Sa
Kh
Le reh
rwh
——气层水平渗透率，mD；

海上凝析气井动态储量计算方法

６ Ｊ Ｃ． ａａ ｉ ． Ｐ ｌｃｏ．Ｔ Ａ． ｌｓｎ ａ ．Ｄｅ ｌｎ ． Ｂ ａ ｉ ｇ ｍｅ ｃｉ ｅ—ｃ ｒ ｅ ａ ａｙ ｉ １ ｕ ｖ ｎ ｌ ｓｓ １ 一
可 以在 无需关 井 的前 提下获 取地层压 力 ， 减少 了海上 油气 井测试 的作业 费 用 ， 时 ， 同 可保 证 正 常 的生 产运
压 力 ， 小 了气 井 产 量 损 失 ， 于 不便 经 常 开 展 测 试作 业 的海 上 气井 具 有 十 分 重要 的应 用 价 值 。 图 ５表 １ ８ 减 对 参
关键 词 气藏 储量计算
动态 物质平衡
拟稳态
气藏储 量计算方 法较 多 ， 可分为静 态法 和动态法
两大类 。静态储量 计算方 法主 要是容 积法 ； 动态储 量
年 以来 压力产 量历史 （ ３ ， 用上述介 绍 的计 算方 图 ）应 法求取其 动态储 量 。
ｔ
吕
图 １ （ — Ｐ ） ｔ 示 意 图 Ｐ ＰＷ ／ ｆ
一
■
ｒ
生产天数
＼
图３ Ｂ ３井生 产历 史 曲线
、、。
通 过对 压 力 测 试 资 料 进 行 整 理 发 现 ， 井 自 该
２０ ０ ５年 以来做 过三次流 静压 测试 。通过 压力 梯度 回
图 ２ 动 态 物质 平衡 法 示 意 图
归 ， 产层对应 的流压 和地层平均压 力 。借助 斯伦 获得
贝谢公 司 Ｐｐ ｓ 管 流软 件 对 三 次 流压 测 试 数 据 进 ｉｅｉ ｍ 行 拟合 ， 定 了适合 该 井 的流 动相 关 式 ， 选 以此 为基础 计算其 它生产 时间下 的流压 ， 而实现 了流压 的数据 从
５ 结论

流动物质平衡法计算低渗透气藏单井动态储量

流动物质平衡法计算低渗透气藏单井动态储量钟海全;周俊杰;李颖川;蒲浩;谭燕【摘要】气井动态储量的确定是单井合理配产和开发方案制订的重要依据,但对低渗透气藏,由于地层的低渗透性及强非均质性特征,很难准确计算出气井的动态储量。

针对此问题,结合低渗透气藏单井的动态生产数据,统计分析了大量气井生产指示曲线,将其划分为3种类型,即标准型、波动型、分段型,并描述了不同类型气井生产指示曲线的表现特征及形成的原因,最终提出了正确利用流动物质平衡法计算气井动态储量的方法。

实例分析表明,利用流动物质平衡法计算低渗透气藏单井动态储量所需数据量少,计算结果合理、可信,可为低渗透气藏单井动态储量的确定起到一定的指导作用。

%The dynamic reserve of gas well is very important to allocate reasonable production and draw up development programs. However, due to low permeability and strong heterogeneity of low permeability gas reservoir, it is hard to calculate the dynamic reserve correctly. Combined with dynamic production data of low permeability gas reservoir, through statistical analysis, the production index curves of single wells were divided into three types： standard type, fluctuation type, multi-section type, and the characteristics of production index curve of single wells and the related reasons were analyzed. Finally, the method for determining dynamic reserve of different wells based on flowing material balance method was proposed. The ease study shows that it is reasonable that using flowing material balance method to calculate the single well dynamic reserves of low permeability gas reservoir.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2012(024)003【总页数】4页(P108-111)【关键词】低渗透气藏;动态储量;流动物质平衡法【作者】钟海全;周俊杰;李颖川;蒲浩;谭燕【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;中国石油四川石化南充炼油厂,四川南充637000;中国石油青海油田分公司采油三厂,甘肃敦煌816400【正文语种】中文【中图分类】TE3320 引言大牛地气田构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，属典型的低渗透砂岩气藏。

气井动态储量计算方法

气井动态储量计算方法1.确定井口流量：井口流量是指从气井井口涌出的天然气流量。

通常通过测定井口压力和流量来获得。

根据测得的井口压力和流量数据，可以使用龙格-库塔法或其他数值方法进行反演计算，得到准确的井口流量。

2.产油水比的确定：产油水比是指在气井生产过程中，随着时间的推移，油和水的产量相对于天然气产量的比例。

产油水比的确定通常需要进行历史数据分析和产能测试。

通过实际生产数据和现场测试，可以获得较准确的产油水比。

3.动态储量计算：根据井口流量和产油水比的确定，可以使用以下公式计算气井的动态储量：Q=Qg+Qo+Qw其中，Q为动态储量，Qg为天然气的动态储量，Qo为石油的动态储量，Qw为水的动态储量。

Qg=Q×(1-Ro-Rw)Qo=Q×RoQw=Q×Rw其中，Ro为产油比例，Rw为产水比例。

二、动态储量修正方法1.渗流体动态储量修正：在气井开采过程中，地层渗流可能会影响气井的产能和动态储量。

根据地层渗流的影响可以对动态储量进行修正，修正公式如下：Q'=Q×(1+Ke)其中，Q'为修正后的动态储量，Q为未修正的动态储量，Ke为地层渗流系数。

2.压力衰减动态储量修正：由于气井开采导致地层压力的衰减，可能会对动态储量的计算造成偏差。

根据地层压力的衰减程度可以进行修正，修正公式如下：Q'=Q×(P0/P)^(1/n)其中，Q'为修正后的动态储量，Q为未修正的动态储量，P0为初衰减时的地层压力，P为实际测得的地层压力，n为衰减指数。

以上介绍的是一种常用的气井动态储量计算方法，但实际计算中还需要考虑其他因素的影响，如地层渗流和压力衰减。

此外，动态储量的计算应该结合实际生产数据和现场测试结果，尽可能准确地评估气井的产能和储量。

气井经济可采储量计算方法研究


・ （ ＋ ） ） 一 ， 一
（ ２ ）
油气 田经济极 限产 量是 指油 气 田废弃 时只能 回 收 操作 成本 和 税 费的 单井 最 低 日（ 月） 产量 ， 表达 式 为： “ 销 售收 入 一应 交 纳 的税 金 一 直 接 操 作 成 本 ＝ ０ ” ， 此时产气 量为 经济 极 限产气 量 。 有 不变 总操作成
ｌ ２ ２
内蒙古 石 油 化 工
２ ０ １ ３ 年第 ２ 期
气井经济 可采储量计算方法研究
马秀明
（ 大庆油 田有 限责任公 司勘探开发研 究院 ， 黑龙江 大庆 １ ６ ３ ７ １ ２ ）
摘
要： 储 量作 为 未来利 润和投 资 回收 的保证 ， 分类 的标准 有很 多 ， 目前在 市场 经济条件 下 ， 对 油气
ｌ Ｏ ０ ０ ０ ． ｃ ￣ ，
‘ 一
法。 当气 田开 发 中后 期 时 ， 应用 经 济极 限法确 定经 济
可采 储 量 比较准 确 ， 因为 此 时气 田递减 规 律 已十 分
明显 ， 应 用产 量ห้องสมุดไป่ตู้ 减 曲线 预测 出的递 减 率 也 比较 可
靠。
１ 主要应 用方 法论述
Ｒ ， 一
对某油 区气 田进行 了经 济 极限产 量 和经济可 采 储 量 的测算 ， 由于各 气 田主 要处 于 已开发 状态 ， 因此 经 济可 采储 量的测 算主 要采用 经 济极 限法 。经济 极 限法 指首先 应用经 济极 限产 量计 算公 式计算 出经 济
极 限产 量 ， 然 后在 产 量递 减 曲线 上 找 出相 应 的经 济 极 限点 ， 把根 据 产量 与 时 间变 化 趋势 曲线 外推 到 经 济极 限点 时 的累 计 产 量 确 定 为 经 济 可 采 储 量 的 方
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二、传统的计算方法——产量递减法
递减阶段的产量公式为：
qt qoe
当D远远小于1时
Dt
e
D
D 2 D3 1 D 2! 3!
qt qo(1 D)t
t
G p qt dt qo (1 D)t dt
0 0
t
qt ln(1 D) Gp qo
气井动态储量计算方法研究及应用
学 专 主
校：中国石油大学（北京） 业：油气田开发工程 讲：田 冷
Contents
一、动储量的概念
二、动储量的计算方法原理 三、计算动储量的新方法 四、不同方法的应用及对比 五、应力敏感储层动态储量预测
一、动储量的概念
动态储量通常是指以开发地质储量中在现有的工艺技 术和现有井网开采方式不变的条件下，所有井投入生产 直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时，可 以从气藏中流出的天然气总量。理论上它等于现有井网 控制条件下的地质储量。 它不但强调储量的可流动部分，而且同时还强调波及 范围内的可流动气量。因此，动态储量的大小与生产井 数、井网的控制程度及波及系数等密切相关。
探明 地质储量
二、动储量传统的计算方法原理
物质平衡法
传 统 计 算 方 法
压降法 弹性第二相法
试井分析法
压力恢复法
压差曲线法
数学统计法
产量递减法 产量累计法 试凑法 数值模拟法
其它方法
二、传统的计算方法——压降法
物质平衡法又称压降法，是目前气田应用较为广泛且相 对而言最为精确的动态储量计算方法。其基础是质量守恒 定理。目前物质平衡法主要应用的气藏类型有： ①定容封闭性气藏；②水驱气藏；③凝析气藏；④异常 高压气藏。 对于一个具有天然水驱作用的气藏，其物质平衡方程式 为：原始储量＝累计采出量＋剩余储量＋水侵量，即
p p q
拟压力定义
matca ba , pss p
d pp
d P pdp 2 p 2 P dp i u z dp uz
裂缝油藏 底水气顶油藏 其它油藏
pp 2
pi
p dp z
压缩系数定义
d P p cg dp Z z
1 1 dZ cg p p dp
m
-1 0 log(t) 1 2 3 4
G 0.1077
Qte pe m Ct
二、传统的计算方法——压力恢复法
特点
必须先求得地层平均压力和压力恢复达到 边界时间以及斜率。 一种近似算法； 需关井前长时稳产； 关井恢复需探测到边界；
h 压差曲线法 二、传统的计算方法——
在气井关井后达到过渡阶段时有：
探明 地质储量
动储量与地质储量的关系
可采储量
动储量
探明 地质储量
可动储量：强调储量的可流动部分, 同 时还强调波及范围之内的可流动气量。 一切未波及和不连通孔隙中的气量都 是不可流动（另打补充井除外）。所 以它与生产井数、井网的控制程度及 波及系数等密切相关。 可动储量与地质储量的相同点在于与 采气速度、开采时间和废弃条件无关, 因为两者的前提都是废弃条件为零。
G G p B g (We W p Bw ) Bg Bg i
考虑Bg的定义，气体体积系数
Gp 1 P Pi G W W p Bw Pi Tsc Z Zi 1 e G Psc Z i T

二、传统的计算方法——压降法
对于定容封闭气藏，没有水驱作用， 其物质平衡方程式和压降方程式为：
G p Bg G( Bg Bgi )
Gp P Pi (1 ) Z Zi G
压降法示意图
二、传统的计算方法——压降法
由气藏物质平衡方程:
Gp Pi P (1 ) Z Zi G
废弃压力 动储量
pe A BG p Z
可采储量
特点
准确性高，可靠性强，需要关井测压； 若全气藏关井,采出量应达到3-5%;若分片关井,采出程度 应达到10-15%。 地层压力恢复程度影响计算结果，低渗气藏压力恢复时间 较长，开发早期误差大。
底水气顶油藏
用 途
其它油藏
动态预测（配产、稳产期、采收率）；
三、新方法——原理
压降法需要关井至压力稳定 而生产过程就是物质平衡过程，如何在生产动态中运用压降法? 物质平衡方程
Gp P Pi (1 ) Z Zi G
与生产过程联系
pi dGp pq d P p m t b i dt z i G q dt zi G Z
0 0
t
qt ln(1 D) Gp qo
特点：此方法与产量累计 法条件、特点基本相同，都 是需要气井不加人为控制的 达到递减阶段。
qt
Gp
三、计算动储量的新方法产量不稳定分析法
一种动态物质平衡方法
利用单井生产历史数据(产量和压力), 不关井进行物质平衡分析，进而对气藏生 产动态进行分析、评价和预测的新方法
可采储量与动储量的关系
可采储量
动储量
可采储量不仅强调储量的可流动性 而且与经济条件密切相关,即废弃条 件总是大于零的。即是说, 在可动 储量中, 仍有一部分是无法采出的, 因为它们在经济上是没有价值的。
从国际惯例来看, 也主要是关心可动储量和可采储 量（Reserve）。只有可动储量和可采储量才能作 为确定气井合理稳定产能和井网密度的重要依据， 是编制整体开发方案的物质基础以及确定资源性资 产评估的依据。由此可见, 可动储量在储量管理和 开发生产建设中的重要作用。
2
二、传统的计算方法——弹性第二相法
2 pwf t B At
Pwf2(t)
2Qpe G ACt
A tgα
t
流动达到拟稳态后，压力平方下降速度为常数。 利用直线段斜率可得到气井的原始地质储量
定产生产达拟稳态； 高精度仪表测流压； 测试过程中产量波动不超过10%; 修正等时试井的延续生产段的资料可以应用该方法;
1.5 1 0.5 0 0 500 1000 t(hr) 1500 2000
m:半对数曲线上的对应无限大不稳态流动的直线段斜率
二、传统的计算方法——压差曲线法
在气井关井后达到过渡阶段时有：
lg( pe pws
2
2 2
4.724 103 QZTpsc Kt ) lg( ) 9.035 KhTsc Ct Re 2
8.085K 2 A pT m lg 0 . 87 S 2 C r t w
y = 121.21x + 376.01 R 2 = 0.9983
pws m lg t A
P ws 2
2
700 600 500 400 300 200 100 0 -3 -2
te
二、传统的计算方法——弹性第二相法
弹性第二相法是根据压降试井的压力变化而得出的一种方法，是目前计算 动态储量的主要方法之一。对于一个有限封闭的气藏，当气井以稳定产量 开井生产，有界封闭地层开井生产井底压力降落曲线一般可分为三段。 第一段称为不稳定早期，是指压降漏斗没有传到边界之前的弹性第一阶段； 第二段称为不稳定晚期，即压降漏斗传到边界之后；第三段称为拟稳定期， 此阶段地层压降相对稳定。 （1.6） 第三段任一点压降速度相同，此阶段又称为弹性第二相过程，井底压力随 时间变化关系为：
2.5 2
log(P e 2 -P ws 2 )
lg(pe pws ) D t
2
G 0.1203 Qpe m Ct
y = -0.0002264975 x + 1.4045689968 R2 = 0.9831566521
100 2000
特点
可直接利用压恢测试数据； 关井前达到拟稳定状态，关井后达到过渡阶段。
二、传统的计算方法——产量累计法
依据是产量、累计产量随时间变化的统 计规律。气井累计产量Gp随时间变化的 经验关系式为累计产气量随时间变化的 关系为： b
5000 4000 3000
Gp
2000 1000 0 0 1 2 3 t
lg( pe pws
2
2 2
4.724 103 QZTpsc Kt ) lg( ) 9.035 KhTsc Ct Re 2
2
2.5 2
log(P e 2 -P ws 2 )
lg(pe pws ) D t
G 0.1203 Qpe m Ct
y = -0.0002264975 x + 1.4045689968 R2 = 0.9831566521
1 V cg V p
V zmRT P
三、新方法——原理
d pp dt pi q 2 p zi G u z p cg z
p pi

2 pi q z i uc g G
dp
p
p
2 pi ZiG

0
t
q dt c g
物质平衡拟时间 t ( g C g )i qg p p dt matca ba, pss qg q0 gavC gav
p a ca a , pss
裂缝油藏
拟压力定义
pp 2
pi
p 底水气顶油藏
其它油藏
p dp z
d pp dt
d P d P d p d pp dt Z d p Z d p p dt
d P d pp dt Z dp d P dp Z
3 2.5
Gp a
t
4
5
6
7
当 t 时，Gp=a。
Gp*t,10 8m 3