儲量計算方法

1、精選優(yōu)質(zhì)文檔-傾情為你奉上油、氣儲量是油、氣油氣勘探開發(fā)的成果的綜合反應(yīng)，是發(fā)展石油工業(yè)和國家經(jīng)濟建設(shè)決策的基礎(chǔ)。油田地質(zhì)工作這能否準(zhǔn)確、及時的提供油、氣儲量數(shù)據(jù)，這關(guān)系到國民經(jīng)濟計劃安排、油田建設(shè)投資的重大問題。油、氣儲量計算的方法主要有容積法、類比法、概率法、物質(zhì)平衡法、壓降法、產(chǎn)量遞減曲線法、水驅(qū)特征曲線法、礦場不穩(wěn)定試井法等，這些方法應(yīng)用與不同的油、氣田勘探和開發(fā)階段以及吧同的地質(zhì)條件。儲量計算分為靜態(tài)法和動態(tài)法兩類。靜態(tài)法用氣藏靜態(tài)地質(zhì)參數(shù),按氣體所占孔隙空間容積算儲量的方法,簡稱容積法;動態(tài)法則是利用氣壓力、產(chǎn)量、累積產(chǎn)量等隨時間變化的生產(chǎn)動態(tài)料計算儲量的方法,如物質(zhì)平衡法(常稱壓

2、降法)、彈性二相法(也常稱氣藏探邊測試法)、產(chǎn)量遞法、數(shù)學(xué)模型法等等。容積法：在評價勘探中應(yīng)用最多的容積法，適用于不同勘探開發(fā)階段、不同圈閉類型、儲集類型和驅(qū)動方式的油、氣藏。容積法計算儲量的實質(zhì)是確定油（氣）在儲層孔隙中所占的體積。按照容積的基本計算公式，一定含氣范圍內(nèi)的、地下溫壓條件下的氣體積可表達(dá)為含氣面積、有效厚度。有效孔隙度和含氣飽和度的乘積。對于天然氣藏儲量計算與油藏不同，天然氣體積嚴(yán)重地受壓力和溫度變化的影響，地下氣層溫度和眼里比地面高得多，因而，當(dāng)天然氣被采出至地面時，由于溫壓降低，天然氣體積大大的膨脹（一般為數(shù)百倍）。如果要將地下天然氣體積換算成地面標(biāo)準(zhǔn)溫度和壓力條件下的體積

3、，也必須考慮天然氣體積系數(shù)。容積法是計算油氣儲量的基本方法，但主要適用與孔隙性氣藏（及油藏氣頂）。對與裂縫型與裂縫-溶洞型氣藏，難于應(yīng)用容積法計算儲量純氣藏天然氣地質(zhì)儲量計算式中，G-氣藏的原始地質(zhì)儲量，108m3; A-含氣面積, km2; h-平均有效厚度, m; f -平均有效孔隙度,小數(shù)； Swi -平均原始含水飽和度,小數(shù)； Bgi -平均天然氣體積系數(shù) Tsc -地面標(biāo)準(zhǔn)溫度，K；（Tsc = 20C） Psc -地面標(biāo)準(zhǔn)壓力， MPa; （Psc = 0.101 MPa） T -氣層溫度，K； pi -氣藏的原始地層壓力, MPa; Zi -原始?xì)怏w偏差系數(shù)，無因次量。凝析氣藏天

4、然氣地質(zhì)儲量計算式中，Gc -天然氣的原始地質(zhì)儲量， 108m3;G-凝析氣藏的總原始地質(zhì)儲量， 108m3;fg-天然氣的摩爾分?jǐn)?shù)；ng -天然氣的摩爾數(shù), kmol；no -凝析油的摩爾數(shù), kmpl；GOR -凝析氣井的生產(chǎn)氣油比， m3/ m3;go -凝析油的相對密度;Mo -凝析油的相對分子質(zhì)量，可由經(jīng)驗關(guān)系式確定：儲量參數(shù)的確定容積法儲量計算公式中，含氣面積、有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度、原油密度、原油體積系數(shù)、天然氣體積系數(shù)為重要的油、氣藏地質(zhì)參數(shù)確定有效儲層的關(guān)鍵,是對有效儲層的下限標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行研究。下限標(biāo)準(zhǔn)分為巖性、物性、含油氣性和電性“四性”標(biāo)準(zhǔn)。其中,電性標(biāo)準(zhǔn)是劃分有效

5、儲層厚度的操作標(biāo)準(zhǔn),即通過測井多參數(shù)判別法(如孔隙度、飽和度與泥質(zhì)含量的多參數(shù)費歇爾判別法)與試油資料相結(jié)合建立的氣、水、干層判別標(biāo)準(zhǔn);物性標(biāo)準(zhǔn)主要包括孔隙度、滲透率和原始含水飽和度3個參數(shù)。而這些參數(shù)下限只有當(dāng)轉(zhuǎn)換成電性標(biāo)準(zhǔn)后,才有廣泛的應(yīng)用價值,因為從地層中取得信息最多、且具連續(xù)性,非測井資料莫屬。在確定有效儲層下限標(biāo)準(zhǔn)時,必須重視儲層巖性、物性和孔隙結(jié)構(gòu)及裂縫發(fā)育程度對產(chǎn)氣能力的影響。當(dāng)裂縫發(fā)育時,即便是儲層基質(zhì)孔隙很低,一旦被裂縫溝通,產(chǎn)能將大大提高。這時,要合理地確定基質(zhì)孔隙的有效下限,就必須對儲層的裂縫發(fā)育程度與分布規(guī)律進(jìn)行綜合研究與描述。當(dāng)有效儲層的下限確定之后,容積法計算儲量的

6、關(guān)鍵,是對含氣面積、有效厚度、有效孔隙度、原始含氣飽和度、原始天然氣體積系數(shù)等參數(shù)的確定。其中,最重要的參數(shù)是含氣面積、有效厚度、有效孔隙度。1.1對于孔隙型或裂縫孔隙型層狀構(gòu)造圈閉氣藏,主要是通過圈定氣水界面的方法確定含氣面積1.2對于地層（巖性）符合圈閉氣藏，由于圈閉較前一種復(fù)雜,除需要確定氣水界面外,還要確定巖性及地層的變化與缺失,綜合圈定氣藏含氣面積1.3巖性圈閉氣藏,主要是通過地震圈定巖性邊界、試井探邊測試法確定含氣面積2有效厚度應(yīng)以氣水界面或氣層識別為基礎(chǔ),綜合測試成果,用測井“四性”關(guān)系劃分。通常采用在整個儲集巖剖面中截去不具備產(chǎn)氣能力的部分,即得有效厚度。主要有如下方法:21巖

7、性物性分析方法:SwiK、Swi氣藏高度組合法、J函數(shù)法、Kh法22測井統(tǒng)計圖版法:統(tǒng)計圖版法、參數(shù)判別法23測井多參數(shù)判別法:孔隙度、飽和度與泥質(zhì)含量的多參數(shù)費歇爾判別法有效孔隙度儲量計算中所用的有效孔隙度是指有效厚度層段內(nèi)的地下有效孔隙度。有效孔隙度可直接用巖心分析資料,一般要作壓實校正;也可用測井解釋確定,關(guān)鍵是要用巖心孔隙度進(jìn)行標(biāo)定,并作相關(guān)分析。測井解釋孔隙度與巖心分析孔隙度的相對誤差不得超過8%。裂縫孔隙型儲層,必要時應(yīng)分別確定基質(zhì)孔隙度和裂縫、溶洞孔隙度。4原始含氣飽和度及其他參數(shù)根據(jù)新的儲量規(guī)范,大型以上氣藏,用測井解釋資料確定含氣飽和度時,應(yīng)有油基泥漿取心或密閉取心分析驗證,

8、絕對誤差5個百分點(特殊情況除外);中型以上氣藏應(yīng)有實測的巖電實驗數(shù)據(jù)及合理的地層水電阻率資料;用毛管壓力資料時,應(yīng)取得有代表性的巖心分析資料進(jìn)行J函數(shù)等處理;裂縫孔隙型儲層可分別確定基質(zhì)含氣飽和度和裂縫、溶洞含氣飽和度;低滲透儲層水基泥漿取心分析的含水飽和度,可作為計算含氣飽和度的依據(jù)。在天然氣儲量計算中,天然氣體積系數(shù)及其他相關(guān)參數(shù),由原始地層壓力、地層溫度、原始天然氣偏差系數(shù)、地面標(biāo)準(zhǔn)壓力和標(biāo)準(zhǔn)溫度及天然氣流體性質(zhì)參數(shù)等綜合確定的,因此要在完井及試油中取全取準(zhǔn)這些相關(guān)資料。在勘探評價時期，探井較少時，不足以對儲量參數(shù)的分布進(jìn)行平面成圖或三位建模，因而主要應(yīng)用參數(shù)平均值計算儲量。而在井資料

9、較多，特別是開發(fā)井網(wǎng)完成后，有條件研究儲量參數(shù)的平面或三維分布，應(yīng)該建立相應(yīng)的油藏地質(zhì)模型，并給予模型計算儲量，這樣可大大提高計算精度。所謂儲量參數(shù)平面模型，是指網(wǎng)格化的儲量參數(shù)平面分布圖，即按一定的間隔將研究區(qū)劃分成眾多的網(wǎng)格，每個網(wǎng)格賦予一個儲量參數(shù)值，這樣，在儲量計算中，就不是應(yīng)用計算單元的平均值計算儲量，二是按網(wǎng)格計算儲量，計算精度可大為提高。在基于二維模型的儲量計算中，要求編繪有效厚度分布圖、有效孔隙度分布圖、含油飽和度分布圖等，一般還需要編制滲透率分布圖。N-原油地質(zhì)儲量，tAi-含油網(wǎng)格大小，m2；hi-含油網(wǎng)格大小有效厚度，m;i-含油網(wǎng)格大小有效孔隙度，小數(shù);n- 含油網(wǎng)格數(shù)

10、So-平均原始含油飽和度，小數(shù);-平均地面脫氣原油密度，g/cm3;Boi-平均地層原油體積系數(shù)，無量綱?；谌S儲量參數(shù)計算三位模型的儲量計算，是要建立三維儲量參數(shù)分布圖模型。與基于平均值和二維模型的儲量計算方法不同的是，在基于三位模型的儲量計算方法中，沒有含有面積和有效厚度的概念，而代之以有效體積，即有效含油體積。有效體積則用有效網(wǎng)格來表達(dá)，即為對工業(yè)行油流有貢獻(xiàn)的網(wǎng)格，有效網(wǎng)格可通過有效厚度截止值進(jìn)行判別。對于三位模型中的任意網(wǎng)格，若網(wǎng)格參數(shù)值大于或等于截止值則為有效網(wǎng)格，取值為以，否則為無效網(wǎng)格，取值為0。物質(zhì)平衡法該儲量計算方法的基本原理是根據(jù)氣藏采過程中的體積守衡。對于這種有限封閉

11、的局限體氣藏,當(dāng)氣藏從原始地層壓力Pi,降至某一采時期的壓力P時,綜合考慮地下流體和巖石架對氣藏能量驅(qū)動的貢獻(xiàn),此時氣藏產(chǎn)出流體占的孔隙體積應(yīng)等于整個連通系統(tǒng)范圍內(nèi)的流和巖石的膨脹體積之和6, 7,據(jù)此建立封隔有氣藏的物質(zhì)平衡方程為建立物質(zhì)平衡方程式的假設(shè)條件（1）整個油氣藏的儲層物性是均一的；（2）整個儲層中的流體（油、氣、水）性質(zhì)是不變的；（3）整個油氣藏的壓力基本保持平衡狀態(tài)；（4）整個油氣藏的溫度保持不變；（5）不考慮毛管力、重力和潤濕性的影響。氣藏物質(zhì)平衡方程式氣藏大體上可分為封閉型氣藏與不封閉的彈性水壓驅(qū)動氣藏兩種類型。（1）正常壓力條件下的封閉型氣藏正常壓力條件下的封閉型氣藏的驅(qū)

12、氣動力是天然氣本身的彈性膨脹力。根據(jù)氣層孔隙體積守恒原理，當(dāng)氣藏從原始地層壓力Pi降至某以開采時期的壓力P是，氣藏內(nèi)流體所占孔隙體積的變化等于考法一段時間后地下天然氣所占的孔隙體積G Bgi = (G - Gp) BgG = (GpBg)/(Bg - Bgi)式中G -氣藏地質(zhì)儲量， 108m3 ;Gp-氣藏的累積采氣量， 108m3 ;（2）不封閉型氣藏隨著氣藏的開采，地層壓力不斷下降，必然引起邊水或底水的不斷侵入，氣藏開采前、后，從孔隙體積守恒原理出發(fā)，原始?xì)獠刂刑烊粴馑俭w積等于氣藏中剩余的天然氣體積腳上水侵入后所占的體積，即GBgi=（G-Gp）Bg+We-WpBw式中：We-累積天然

13、水侵量，108m3； Wp-累積產(chǎn)水量，108m3；壓降法（壓力降落法或壓力圖解法）壓降法是物質(zhì)平衡法在封閉型氣藏的應(yīng)用特例基本原理：利用由氣藏壓力(p/Z)與累積產(chǎn)氣量（ Gp ）所構(gòu)成的“壓降圖”來確定氣藏的儲量。G = (GpBg)/(Bg - Bgi)G = Gp (pi/Zi)/(pi/Zi) - (p/Z)(p/Z) = (pi/Zi) 1- (Gp/ G) 當(dāng)(p/Z) = 0時， Gp= G（2）正常壓力條件下彈性水壓驅(qū)動氣藏G Bgi = (G - Gp) Bg + We WpBw G = (GpBg - We + WpBw)/(Bg - Bgi)4. 物質(zhì)平衡方程式中各參數(shù)

14、的確定（1）生產(chǎn)統(tǒng)計數(shù)據(jù)Np-累計采油量， 104m3 ;Wp-累積產(chǎn)水量， 104m3 ;Gp -天然氣的累計產(chǎn)氣量， 104m3 ；Rp -累積生產(chǎn)氣油比， m3/ m3;pi -原始地層壓力，MPa ；p -目前地層壓力，MPa 。2）高壓物性數(shù)據(jù)Rsi -在pi壓力下天然氣的溶解氣油比， m3/ m3;Rs -在p壓力下天然氣的溶解氣油比,m3/ m3;Boi-在pi壓力下地層原油的體積系數(shù)；Bo-在p壓力下地層原油的體積系數(shù)；Bgi-在pi壓力下天然氣的體積系數(shù)；Bg -在p壓力下天然氣的體積系數(shù)；Bw -在p壓力下地層水的體積系數(shù)；Ct -總壓縮系數(shù)，Mpa-1;（3）其它數(shù)據(jù)m-

15、油藏氣頂體積與含油體積之比。We -累積天然水侵量， 104m3 ;產(chǎn)量遞減曲線法簡介產(chǎn)量遞減法是預(yù)測可采儲量的重要方法。它主要用于油氣田開發(fā)中后期的產(chǎn)量遞減階段。產(chǎn)量遞減曲線：遞減階段產(chǎn)量與時間的關(guān)系曲線。指數(shù)型遞減曲線雙曲線型遞減曲線調(diào)和型遞減曲線遞減率 a ：單位時間內(nèi)產(chǎn)量的遞減量產(chǎn)量遞減曲線法：外推產(chǎn)量遞減曲線，以計算一口井未來的產(chǎn)油量和最大的累積產(chǎn)油量（可采儲量）。水驅(qū)特征曲線法簡介水驅(qū)開發(fā)末期，某一具體開發(fā)層系的累積采油量Np與累積采水量Wp之間存在下述統(tǒng)計關(guān)系。式中 Np -累積采油量 Wp-累積采水量 fw -含水率應(yīng)用條件：油藏較單一，且已全面進(jìn)入開發(fā)階段，開發(fā)方案基本保持不

16、變。應(yīng)該說明，該法在實際工作中用得并不多，其主要原因是，無法正確取得合理的經(jīng)濟極限氣水比(WGR)EL的數(shù)值。因此，盡管該法是一種預(yù)測可采儲量的方法，但并不值得提倡，事實上，在實際工作中也很少使用。類比法可稱之為統(tǒng)計對比法或經(jīng)驗分析法，在新探區(qū)，由于缺失資料，通過類比已探明，已開發(fā)的油、氣儲量參數(shù)去推算新探區(qū)油、氣田儲量。主要是利用異探明的或已開發(fā)的油、氣田的單儲系數(shù)，去推算新區(qū)或未查明地區(qū)的油、氣地質(zhì)儲量，因此，要求新區(qū)的地質(zhì)特征，包括構(gòu)造條件、油、氣層巖性和物性必須與已探明的地區(qū)或油、氣田基本相似，換言之，類比法僅適用于那些在構(gòu)造巖性、物性等方面具有相似特點，諸如同一地區(qū)，或同一盆地之中。N = 100A h f(1-Swi)ro/Boi概率法主要考慮到油藏的復(fù)雜性，資料的不完備性，儲量參數(shù)的不確定性而普遍采用的方法，承