储量计算方法

油、气储量是油、气油气勘探开发的成果的综合反应，是发展石油工业和国家经济建设决策的基础。油田地质工作这能否准确、及时的提供油、气储量数据，这关系到国民经济计划安排、油田建设投资的重大问题。油、气储量计算的方法主要有容积法、类比法、概率法、物质平衡法、压降法、产量递减曲线法、水驱特征曲线法、矿场不稳定试井法等，这些方法应用与不同的油、气田勘探和开发阶段以及吧同的地质条件。储量计算分为静态法和动态法两类。静态法用气藏静态地质参数,按气体所占孔隙空间容积算储量的方法,简称容积法;动态法则是利用气压力、产量、累积产量等随时间变化的生产动态料计算储量的方法,如物质平衡法(常称压降法)、弹性二相法(也常称气藏探边测试法)、产量递法、数学模型法等等。容积法：在评价勘探中应用最多的容积法，适用于不同勘探开发阶段、不同圈闭类型、储集类型和驱动方式的油、气藏。容积法计算储量的实质是确定油（气）在储层孔隙中所占的体积。按照容积的基本计算公式，一定含气范围内的、地下温压条件下的气体积可表达为含气面积、有效厚度。有效孔隙度和含气饱和度的乘积。对于天然气藏储量计算与油藏不同，天然气体积严重地受压力和温度变化的影响，地下气层温度和眼里比地面高得多，因而，当天然气被采出至地面时，由于温压降低，天然气体积大大的膨胀（一般为数百倍）。如果要将地下天然气体积换算成地面标准温度和压力条件下的体积，也必须考虑天然气体积系数。容积法是计算油气储量的基本方法，但主要适用与孔隙性气藏（及油藏气顶）。对与裂缝型与裂缝-溶洞型气藏，难于应用容积法计算储量纯气藏天然气地质储量计算G=0.01A·h·(1-Swi)/Bgi=0.01A·h·(1-Swi)Tsc·pi/(T·Psc·Zi)式中，G----气藏的原始地质储量，108m3;A----含气面积,km2;h----平均有效厚度,m;----平均有效孔隙度,小数；Swi----平均原始含水饱和度,小数；Bgi----平均天然气体积系数Tsc----地面标准温度，K；（Tsc=20ºC）Psc----地面标准压力，MPa;（Psc=0.101MPa）T----气层温度，K；pi----气藏的原始地层压力,MPa;Zi----原始气体偏差系数，无因次量。凝析气藏天然气地质储量计算Gc=Gfgfg=ng/(ng+no)=GOR/(GOR+24056o/Mo)式中，Gc----天然气的原始地质储量，108m3;G----凝析气藏的总原始地质储量，108m3;fg----天然气的摩尔分数；ng----天然气的摩尔数,kmol；no----凝析油的摩尔数,kmpl；GOR----凝析气井的生产气油比，m3/m3;o----凝析油的相对密度;Mo----凝析油的相对分子质量，可由经验关系式确定：储量参数的确定容积法储量计算公式中，含气面积、有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度、原油密度、原油体积系数、天然气体积系数为重要的油、气藏地质参数确定有效储层的关键,是对有效储层的下限标准进行研究。下限标准分为岩性、物性、含油气性和电性“四性”标准。其中,电性标准是划分有效储层厚度的操作标准,即通过测井多参数判别法(如孔隙度、饱和度与泥质含量的多参数费歇尔判别法)与试油资料相结合建立的气、水、干层判别标准;物性标准主要包括孔隙度、渗透率和原始含水饱和度3个参数。而这些参数下限只有当转换成电性标准后,才有广泛的应用价值,因为从地层中取得信息最多、且具连续性,非测井资料莫属。在确定有效储层下限标准时,必须重视储层岩性、物性和孔隙结构及裂缝发育程度对产气能力的影响。当裂缝发育时,即便是储层基质孔隙很低,一旦被裂缝沟通,产能将大大提高。这时,要合理地确定基质孔隙的有效下限,就必须对储层的裂缝发育程度与分布规律进行综合研究与描述。当有效储层的下限确定之后,容积法计算储量的关键,是对含气面积、有效厚度、有效孔隙度、原始含气饱和度、原始天然气体积系数等参数的确定。其中,最重要的参数是含气面积、有效厚度、有效孔隙度。1.1对于孔隙型或裂缝~孔隙型层状构造圈闭气藏,主要是通过圈定气水界面的方法确定含气面积1.2对于地层（岩性）—符合圈闭气藏，由于圈闭较前一种复杂,除需要确定气水界面外,还要确定岩性及地层的变化与缺失,综合圈定气藏含气面积1.3岩性圈闭气藏,主要是通过地震圈定岩性边界、试井探边测试法确定含气面积2有效厚度应以气水界面或气层识别为基础,综合测试成果,用测井“四性”关系划分。通常采用在整个储集岩剖面中截去不具备产气能力的部分,即得有效厚度。主要有如下方法:2．1岩性物性分析方法:ΦSwiK、ΦSwi气藏高度组合法、J函数法、Kh法2．2测井统计图版法:统计图版法、参数判别法2．3测井多参数判别法:孔隙度、饱和度与泥质含量的多参数费歇尔判别法有效孔隙度储量计算中所用的有效孔隙度是指有效厚度层段内的地下有效孔隙度。有效孔隙度可直接用岩心分析资料,一般要作压实校正;也可用测井解释确定,关键是要用岩心孔隙度进行标定,并作相关分析。测井解释孔隙度与岩心分析孔隙度的相对误差不得超过±8%。裂缝~孔隙型储层,必要时应分别确定基质孔隙度和裂缝、溶洞孔隙度。4原始含气饱和度及其他参数根据新的储量规范,①大型以上气藏,用测井解释资料确定含气饱和度时,应有油基泥浆取心或密闭取心分析验证,绝对误差±5个百分点(特殊情况除外);②中型以上气藏应有实测的岩电实验数据及合理的地层水电阻率资料;③用毛管压力资料时,应取得有代表性的岩心分析资料进行J函数等处理;④裂缝~孔隙型储层可分别确定基质含气饱和度和裂缝、溶洞含气饱和度;⑤低渗透储层水基泥浆取心分析的含水饱和度,可作为计算含气饱和度的依据。在天然气储量计算中,天然气体积系数及其他相关参数,由原始地层压力、地层温度、原始天然气偏差系数、地面标准压力和标准温度及天然气流体性质参数等综合确定的,因此要在完井及试油中取全取准这些相关资料。在勘探评价时期，探井较少时，不足以对储量参数的分布进行平面成图或三位建模，因而主要应用参数平均值计算储量。而在井资料较多，特别是开发井网完成后，有条件研究储量参数的平面或三维分布，应该建立相应的油藏地质模型，并给予模型计算储量，这样可大大提高计算精度。所谓储量参数平面模型，是指网格化的储量参数平面分布图，即按一定的间隔将研究区划分成众多的网格，每个网格赋予一个储量参数值，这样，在储量计算中，就不是应用计算单元的平均值计算储量，二是按网格计算储量，计算精度可大为提高。在基于二维模型的储量计算中，要求编绘有效厚度分布图、有效孔隙度分布图、含油饱和度分布图等，一般还需要编制渗透率分布图。nioioiiiBShAN1/N---原油地质储量，tAi---含油网格大小，m2；hi---含油网格大小有效厚度，m;Φi---含油网格大小有效孔隙度，小数;n---含油网格数So---平均原始含油饱和度，小数;ρ---平均地面脱气原油密度，g/cm3;Boi---平均地层原油体积系数，无量纲。基于三维储量参数计算三位模型的储量计算，是要建立三维储量参数分布图模型。与基于平均值和二维模型的储量计算方法不同的是，在基于三位模型的储量计算方法中，没有含有面积和有效厚度的概念，而代之以有效体积，即有效含油体积。有效体积则用有效网格来表达，即为对工业行油流有贡献的网格，有效网格可通过有效厚度截止值进行判别。对于三位模型中的任意网格，若网格参数值大于或等于截止值则为有效网格，取值为以，否则为无效网格，取值为0。物质平衡法该储量计算方法的基本原理是根据气藏采过程中的体积守衡。对于这种有限封闭的局限体气藏,当气藏从原始地层压力Pi,降至某一采时期的压力P时,综合考虑地下流体和岩石架对气藏能量驱动的贡献,此时气藏产出流体占的孔隙体积应等于整个连通系统范围内的流和岩石的膨胀体积之和[6,7],据此建立封隔有气藏的物质平衡方程为建立物质平衡方程式的假设条件（1）整个油气藏的储层物性是均一的；（2）整个储层中的流体（油、气、水）性质是不变的；（3）整个油气藏的压力基本保持平衡状态；（4）整个油气藏的温度保持不变；（5）不考虑毛管力、重力和润湿性的影响。气藏物质平衡方程式气藏大体上可分为封闭型气藏与不封闭的弹性水压驱动气藏两种类型。（1）正常压力条件下的封闭型气藏正常压力条件下的封闭型气藏的驱气动力是天然气本身的弹性膨胀力。根据气层孔隙体积守恒原理，当气藏从原始地层压力Pi降至某以开采时期的压力P是，气藏内流体所占孔隙体积的变化等于考法一段时间后地下天然气所占的孔隙体积GBgi=(G-Gp)BgG=(GpBg)/(Bg-Bgi)式中G---气藏地质储量，108m3;Gp----气藏的累积采气量，108m3;（2）不封闭型气藏随着气藏的开采，地层压力不断下降，必然引起边水或底水的不断侵入，气藏开采前、后，从孔隙体积守恒原理出发，原始气藏中天然气所占体积等于气藏中剩余的天然气体积脚上水侵入后所占的体积，即GBgi=（G-Gp）Bg+We-WpBw式中：We-累积天然水侵量，108m3；Wp-累积产水量，108m3；压降法（压力降落法或压力图解法）压降法是物质平衡法在封闭型气藏的应用特例基本原理：利用由气藏压力(p/Z)与累积产气量（Gp）所构成的“压降图”来确定气藏的储量。G=(GpBg)/(Bg-Bgi)G=[Gp(pi/Zi)]/[(pi/Zi)-(p/Z)](p/Z)=(pi/Zi)[1-(Gp/G)]当(p/Z)=0时，Gp=G（2）正常压力条件下弹性水压驱动气藏GBgi=(G-Gp)Bg+We–WpBwG=(GpBg-We+WpBw)/(Bg-Bgi)4.物质平衡方程式中各参数的确定（1）生产统计数据Np----累计采油量，104m3;Wp----累积产水量，104m3;Gp----天然气的累计产气量，104m3；Rp----累积生产气油比，m3/m3;pi----原始地层压力，MPa；p----目前地层压力，MPa。2）高压物性数据Rsi----在pi压力下天然气的溶解气油比，m3/m3;Rs----在p压力下天然气的溶解气油比,m3/m3;Boi----在pi压力下地层原油的体积系数；Bo----在p压力下地层原油的体积系数；Bgi----在pi压力下天然气的体积系数；Bg----在p压力下天然气的体积系数；Bw----在p压力下地层水的体积系数；Ct----总压缩系数，Mpa-1;（3）其它数据m----油藏气顶体积与含油体积之比。We---累积天然水侵量，104m3;产量递减曲线法简介产量递减法是预测可采储量的重要方法。它主要用于油气田开发中后期的产量递减阶段。产量递减曲线：递减阶段产量与时间的关系曲线。指数型递减曲线双曲线型递减曲线调和型递减曲线递减率：单位时间内产量的递减量产量递减曲线法：外推产量递减曲线，以计算一口井未来的产油量和最大的累积产油量（可采储量）。水驱特征曲线法简介水驱开发末期，某一具体开发层系的累积采油量Np与累积采水量Wp之间存在下述统计关系。))1(3.2(lg1afbfbNwwp式中Np----累积采油量Wp----累积采水量fw----含水率应用条件：油藏较单一，且已全面进入开发阶段，开发方案基本保持不变。应该说明，该法在实际工作中用得并不多，其主要原因是，无法正确取得合理的经济极限气水比(WGR)EL的数值。因此，尽管该法是一种预测可采储量的方法，但并不值得提倡，事实上，在实际工作中也很少使用。类比法可称之为统计对比法或经验分析法，在新探区，由于缺失资料，通过类比已探明，已开发的油、气储量参数去推算新探区油、气田储量。主要是利用异探明的或已开发的油、气田的单储系数，去推算新区或未查明地区的油、气地质储量，因此，要求新区的地质特征，包括构造条件、油、气层岩性和物性必须与已探明的地区或油、气田基本相似，换言之，类比法仅适用于那些在构造岩性、物性等方面具有相似特点，诸如同一地区，或同一盆地之中。N=100A·h·(1-Swi)o/Boi概率法主要考虑到油藏的复杂性