动态储量计算

1、大牛地气田大牛地气田地层压力及动态储量计算地层压力及动态储量计算&一、一、 气田概况气田概况二、地层压力的确定二、地层压力的确定三、三、 动态控制储量的计算动态控制储量的计算四、四、 动态储量计算的影响因素动态储量计算的影响因素五、五、 初步认识初步认识受地形坡度与水流能量的受地形坡度与水流能量的控制，盒控制，盒2 2段北部发育辫状段北部发育辫状河，南部发育曲流河；盒河，南部发育曲流河；盒3 3段西部发育辫状河，东部发段西部发育辫状河，东部发育曲流河。工区内西部的水育曲流河。工区内西部的水体能量强于东部，物源供应体能量强于东部，物源供应西部比东部充足。西部比东部充足。辫状河道主水流线（主河道）

2、心滩泛滥平原河道间溢岸沉积河 床辫状河沉积模式图辫状河沉积模式图 主力储层盒主力储层盒 2 2、盒、盒 3 3 段为辫状河向曲流河的过渡区。段为辫状河向曲流河的过渡区。 砂体叠置关系复杂砂体叠置关系复杂 大牛地气田盒大牛地气田盒2 2、盒、盒3 3段河道变化方式段河道变化方式多层多边式和多层分叉式多层多边式和多层分叉式 单边迁移式单边迁移式 孤立式孤立式 大牛地气田为典型的低孔、低渗、低产气藏。大牛地气田为典型的低孔、低渗、低产气藏。 具有以下气藏特征：具有以下气藏特征： 6 6套气层平均地层压力系数套气层平均地层压力系数0.890.890.990.99，为低，为低压压- -常压系统；常压系统

3、； 砂岩储层平均孔隙度砂岩储层平均孔隙度8.38%8.38%、平均渗透率、平均渗透率0.990.991010- -3 3mm2 2； 气层自然产能低，必须实施压裂改造后才能达到工业产量。气层自然产能低，必须实施压裂改造后才能达到工业产量。大牛地气田储层物性统计表大牛地气田储层物性统计表2 2、开发特征、开发特征 气井产量总体偏低、稳产能力差气井产量总体偏低、稳产能力差 对对20032003年投产且连续生产的年投产且连续生产的4 4口井进行统计，初期平均油压口井进行统计，初期平均油压21.4MPa21.4MPa，配产，配产2.952.9510104 4m m3 3/d/d，4 4年后油压降至年后

4、油压降至9.95MPa9.95MPa，产量降至，产量降至1.181.1810104 4m m3 3/d/d，油压年平均下，油压年平均下降降13.3713.37，产量年平均下降，产量年平均下降1515。 DK2DK2井开采曲线井开采曲线 D13 D13井开采曲线（生产层位为山井开采曲线（生产层位为山2 2） 下石盒子组盒下石盒子组盒 2 2、盒、盒 3 3 段是大牛地气田的主力产层，其它山段是大牛地气田的主力产层，其它山1 1、山山2 2、盒、盒1 1等次要产层产量较低，难以连续生产。等次要产层产量较低，难以连续生产。层间产量相差悬殊层间产量相差悬殊 单井平均水气比单井平均水气比0.104m0.

5、104m3 3/10/104 4m m3 3，油气比，油气比0.052m0.052m3 3/10/104 4m m3 3。气井产水整体表现比较稳定，在投产初期，水气比稍低，在气井产水整体表现比较稳定，在投产初期，水气比稍低，在低压、低产阶段，水气比稍高，部分气井带液困难。低压、低产阶段，水气比稍高，部分气井带液困难。气井产少量凝析油，部分气井产水，井底有积液现象气井产少量凝析油，部分气井产水，井底有积液现象一、一、 气田概况气田概况&二、地层压力的确定二、地层压力的确定三、三、 动态控制储量的计算动态控制储量的计算四、四、 动态储量计算的影响因素动态储量计算的影响因素五、五、DK12井区数值模

6、拟研究井区数值模拟研究六、六、 初步认识初步认识地层压力确定地层压力确定1 1、下压力计直接测量法、下压力计直接测量法2 2、不稳定试井解释法、不稳定试井解释法测试时间长短，影响直线段的出现测试时间长短，影响直线段的出现人为解释影响人为解释影响 模型选择影响模型选择影响 不可能每口井都测试不可能每口井都测试 ！ 3 3、气藏工程计算法、气藏工程计算法15口井口井29井次的试井精细解释井次的试井精细解释15口井的原始地层压力分析口井的原始地层压力分析完成完成4 4、结果对比、结果对比（1 1）气井原始地层压力分析）气井原始地层压力分析原始地层压力分析的必要性原始地层压力分析的必要性 B、压降储量

7、计算产生较大误差模拟井压力史曲线模拟井压力史曲线模拟井双对数曲线模拟井双对数曲线A、对于非均质性强的储层，试井解释误差较大短期压力恢复外推原始地层压力具有很大不确定性短期压力恢复外推原始地层压力具有很大不确定性（1 1）气井原始地层压力分析）气井原始地层压力分析 大牛地气田盒2、3气藏压力系数平均0.981 ，属常压气藏；而山1、山2、盒1、太原等属于低压气藏。 （2 2）大牛地气井不稳定试井精细解释）大牛地气井不稳定试井精细解释试井曲线类型（试井曲线类型（1515口口） 河道砂型试井曲线：河道砂型试井曲线：1212口井属于这种类型（口井属于这种类型（D13D13、 D15D15、 D1D11

8、 16969、 DK2DK2、 DK2DK2、 DK3DK3、 DK10DK10、 DK32DK32、 DK33DK33、 DK25DK25、 D30D30、D47D473131）复合油藏型试井曲线：复合油藏型试井曲线：DK13、D119边界反映型试井曲线：边界反映型试井曲线：D3516 全压力史模拟法全压力史模拟法细查找全井生产动态资料，结合地质特征分细查找全井生产动态资料，结合地质特征分析，建立完整的符合生产实际的全井压力产量史进行整体拟合分析及析，建立完整的符合生产实际的全井压力产量史进行整体拟合分析及精细解释。精细解释。 大牛地气田气井全压力史拟合曲线大牛地气田气井全压力史拟合曲线D1

9、3D13井井D15D15井井DK2DK2井井DK10DK10井井DK13DK13井井DK32DK32井井DK33DK33井井D30D30井井 大牛地气藏不稳定试井解释成果表大牛地气藏不稳定试井解释成果表试井分析结果及认识试井分析结果及认识（1 1）储层为典型的低渗致密储层）储层为典型的低渗致密储层 试井解释的有效渗透率介于0.0080.67md之间，平均为0.219md。盒3、2段有效渗透率相对较高，其它层位的有效渗透率都比较低。（2 2）气井压裂后存在明显的人工裂缝，裂缝半径较长，污染程度较轻）气井压裂后存在明显的人工裂缝，裂缝半径较长，污染程度较轻 大部分气井压裂后压力恢复曲线具有明显的裂

10、缝特征，解释的裂缝半长60160m不等，平均达到103m，平均裂缝表皮系数Sf仅为0.07。（3 3）储层均存在复杂边界）储层均存在复杂边界 试井均反映大牛地气田储层存在复杂边界，盒3、2段河道宽度约在200500米。（4 4）部分井有井间干扰现象）部分井有井间干扰现象 D1-1-9D1-1-9的双对数拟合曲线的双对数拟合曲线平均地层压力确定方法平均地层压力确定方法依赖半对数直线段的方法依赖半对数直线段的方法通常在Horner图上应用径向流直线段外推得到。马休斯（Mathews）、布隆斯（Brons）和哈塞布鲁克（Hazebroek）证明，Horner外推压力与实际地层压力数值的差异取决于关井

11、前累积生产时间的长短，对于新井，这一差异可忽略。但对于生产时间很长的井，则只有通过校正才能应用。通常可采用的校正方法有MBH法、MDH法、Dietz法、Muskat法。这些方法都依赖于压力恢复曲线径向流半对数直线段的出现。具代表性的计算地层平均压力方法是MBH方法。 不依赖半对数直线段的方法不依赖半对数直线段的方法受测试时间限制，低渗透气藏难以出现径向流半对数直线段，其原因在于此类气藏储层常存在复杂的近距离边界，气井关井之后，在井筒储集效应还未完全消失的情况下，气井的边界反映已开始出现，从而给应用MBH等方法带来困难。为求得较准确的地层压力，基于Mead提出、Hasan和Kabir已推证的Ho

12、rner方程的等轴双曲线形式，提出了确定低渗透气藏生产井泄油面积内平均地层压力的方法。目前（压恢时）平均地层压力计算结果目前（压恢时）平均地层压力计算结果序号序号井名井名测试时间测试时间后期压力恢复速后期压力恢复速率率dp/dt(MPa/ddp/dt(MPa/d) )实测压力实测压力(MPa)计算地层压力（计算地层压力（MPa）计算压力与实计算压力与实测压力差（测压力差（MPaMPa）MBHMBH法法等轴双曲线法等轴双曲线法平均平均1DK22005.5.277.70.0240 19.46 19.46 21.2621.2620.47 20.47 20.86 20.86 1.406 1.406 2

13、20090.0292 17.24 17.24 19.2519.2518.50 18.50 18.88 18.88 1.639 1.639 32000.0313 14.53 14.53 17.1817.1815.78 15.78 16.48 16.48 1.953 1.953 4DK320080.0410 13.80 13.80 16.5516.5515.34 15.34 15.94 15.94 2.142 2.142 5D152005.5.266.280.0244 13.54 13.54 14.7614.7614.31 14.31 14.53

14、 14.53 0.994 0.994 62000.0263 11.01 11.01 12.3512.3511.82 11.82 12.09 12.09 1.081 1.081 7D162000.0332 16.70 16.70 18.2318.2317.91 17.91 18.07 18.07 1.369 1.369 82000.0263 16.28 16.28 17.95 17.95 17.24 17.24 17.60 17.60 1.313 1.313 91-692000.0134 21.16 21.16 22.8222.82

15、21.63 21.63 22.23 22.23 1.063 1.063 10DK3220020.0152 20.43 20.43 21.0221.0220.91 20.91 20.97 20.97 0.541 0.541 11DK332006.6.277.260.0288 21.64 21.64 22.8122.8122.56 22.56 22.69 22.69 1.043 1.043 1220040.0287 19.78 19.78 20.90 20.90 20.63 20.63 20.77 20.77 0.983 0.983 13D302006.4.25

16、.40.0269 19.76 19.76 20.7220.7220.70 20.70 20.71 20.71 0.943 0.943 14D1-1-920080.0022 19.65 19.65 20.1220.1219.78 19.78 19.95 19.95 0.297 0.297 15DK1020000.0345 15.66 15.66 17.517.516.89 16.89 17.20 17.20 1.536 1.536 16DK252000.0132 23.69 23.69 23.9523.9524.05 24.05 24.00

17、24.00 0.311 0.311 17D35-162007.3.305.60.0099 20.14 20.14 20.8520.8520.45 20.45 20.65 20.65 0.508 0.508 18D47-312007.3.284.270.0173 18.37 18.37 19.0519.0519.10 19.10 19.08 19.08 0.706 0.706 19D132000.0501 15.30 15.30 7 17.17 18.19 18.19 2.889 2.889 20DK132000.0290 15.67 15

18、.67 16.70 16.70 16.77 16.77 16.74 16.74 1.065 1.065 平均平均0.0252 17.69 17.69 19.16 19.16 18.60 18.60 18.88 18.88 1.189 1.189 地层压力确定地层压力确定1 1、下压力计直接测量法、下压力计直接测量法2 2、不稳定试井解释法、不稳定试井解释法测试时间长短，影响直线段的出现测试时间长短，影响直线段的出现人为解释影响人为解释影响 模型选择影响模型选择影响 不可能每口井都测试不可能每口井都测试 ！ 3 3、气藏工程计算法气藏工程计算法15口井口井29井次的试井精细解释井次的试井精细解释

19、15口井的原始地层压力分析口井的原始地层压力分析完成完成4 4、结果对比、结果对比3 3、气藏工程计算法气藏工程计算法&流压产量外推法流压产量外推法&关井井口压力折算关井井口压力折算&“流动流动”物质平衡外推法物质平衡外推法&流压产量外推法流压产量外推法 ( (类似于不关井测压类似于不关井测压) ) （1）二流压-二产量的线性比例方法 测取气井的两次稳定流压和两次稳定产量后，再按线性比例关系计算地层压力 (2) 多流压-多产量的线性拟合法在取得多个流压和多个产量后，在流压与产量的直角坐标上拟合出直线段 。当产量qsc=0 时对应的流压即为地层压力。适用条件：流动满足达西线性流。气井投产初期地层

20、压力（平均气井投产初期地层压力（平均23.94MPa23.94MPa），气藏开采至目前，），气藏开采至目前，地层压力已有较明显降低地层压力已有较明显降低, ,平均平均16.85MPa16.85MPa。 气井的流动一般呈非达西流；流动短时间不可能达到稳定气井的流动一般呈非达西流；流动短时间不可能达到稳定 目前目前11.2338.68MPa,平均平均23.94MPa投产初期投产初期5.2335.00MPa,平均平均16.85MPa&关井井口压力折算关井井口压力折算 如果生产数据中有大量关井恢复的井口压力数据，可采用气井管流理如果生产数据中有大量关井恢复的井口压力数据，可采用气井管流理论方法折算得到

21、地层压力。论方法折算得到地层压力。（a）平均温度偏差系数法）平均温度偏差系数法StswseppTZHSg03415.0（b） Cullender & Smith 法法HpIgppwsts03415. 0d 将上式左边的积分用二步梯形法进行数值积分展开：)(.( )()(211112120101nnnnppIIppIIppIIppIdpwsts气井投产初期地层压力（平均气井投产初期地层压力（平均23.37MPa23.37MPa），气藏开采至目前，），气藏开采至目前，地层压力已有明显降低地层压力已有明显降低, ,平均平均17.25MPa17.25MPa。目前目前15.5627.69MPa,平均平均

22、23.37MPa投产初期投产初期0.8824.68MPa,平均平均17.25MPa各阶段各阶段P/ZP/Z地层压力地层压力P P迭代迭代 根据目前单井累计采出气量，利用建立的单井流动物质平衡（压降）曲线，过原始视地层压力点作压降线的平行线，根据各阶段累积产气量确定气井各生产阶段视地层压力，再迭代反求解获得地层压力；Pc/ZcGp曲线曲线P/ZGp直线直线阶段阶段Gp气井投产初期地层压力（平均气井投产初期地层压力（平均24.4MPa24.4MPa），气藏开采至目），气藏开采至目前，地层压力已有明显降低前，地层压力已有明显降低, ,平均平均19.41MPa19.41MPa。投产初期投产初期目前目前

23、21.44267.45MPa,平均平均24.4MPa9.4827.72MPa,平均平均19.41MPa投产初期投产初期&气藏工程算法评价气藏工程算法评价 关井数据折算法计算地层压力的准确性主要依赖于气井必须有一定时间的关井期和有相对较准确的井口压力数据； “流动”物质平衡法主要依赖于原始视地层压力数据的准确性以及压降线中“直线”段的选取； 多流量法要求有相对较准确的井口压力数据，及流体流动过程中非达西效应较弱。 建议流动物质平衡法，或关井数据折算法。建议流动物质平衡法，或关井数据折算法。井号井号原始地层压力原始地层压力目前地层压力目前地层压力多流量法多流量法物质平衡法物质平衡法关井折算关井折算

24、多流量法多流量法物质平衡法物质平衡法关井折算关井折算D725.432 26.295 26.279 18.271 20.934 D1017.146 24.497 16.560 8.221 15.985 10.442 D1119.795 25.002 24.585 10.648 19.783 22.352 D1219.015 25.002 23.081 18.724 23.395 D1319.621 22.917 21.651 10.277 17.245 15.520 D1411.231 22.889 15.963 9.144 20.301 10.207 D1522.105 22.802 23.5

25、92 8.081 13.829 D1621.572 22.894 22.122 17.804 18.006 D2417.171 22.846 21.600 11.352 20.927 15.483 D2520.492 22.805 21.934 11.027 17.576 14.005 D3024.689 25.436 25.196 48.546 23.652 D4822.365 22.804 24.160 12.288 22.494 14.01 D5234.342 24.995 26.818 34.995 17.514 DK120.550 22.846 21.362 9.602 21.167

26、 DK226.423 25.002 26.978 13.833 14.189 DK325.153 25.002 26.302 13.898 12.759 DK425.490 25.002 26.300 10.006 11.007 DK521.039 22.967 22.520 9.937 15.047 12.273 DK622.828 25.002 24.086 12.505 19.563 一、一、 气田概况气田概况二、地层压力的确定二、地层压力的确定&三、三、 动态控制储量的计算动态控制储量的计算四、四、 动态储量计算的影响因素动态储量计算的影响因素五、五、 单井数值模拟研究单井数值模拟研究

27、六、六、 初步认识初步认识动态储量计算动态储量计算物质平衡物质平衡(压降压降)法法产量累积法产量累积法不稳定试井法不稳定试井法弹性二相法弹性二相法扩展扩展Muskat法法罗杰斯蒂函数法罗杰斯蒂函数法平均产率法平均产率法产量递减法产量递减法压力恢复法压力恢复法压差曲线法压差曲线法流动物质平衡法流动物质平衡法油藏影响函数法油藏影响函数法压降曲线法压降曲线法采气曲线法采气曲线法压力产量递减法压力产量递减法不稳定晚期法不稳定晚期法数学模型法数学模型法翁氏理论模型法翁氏理论模型法对数正态模型法对数正态模型法水驱特征曲线法水驱特征曲线法对数差值法对数差值法三、三、 动态控制储量的计算动态控制储量的计算1

28、1、物质平衡、物质平衡( (压降压降) )法法2 2、弹性二相法、弹性二相法3 3、流动物质平衡法、流动物质平衡法4 4、油藏影响函数法、油藏影响函数法5 5、采气曲线法（试凑法）、采气曲线法（试凑法）6 6、不稳定试井法、不稳定试井法7 7、，1 1、物质平衡法物质平衡法( (压降法压降法) ) P/Z P1/Z1 P2/Z2 G Gp2 Gp1 Pi/Zi 水驱气藏 定容气藏 )1 (GGZPZPpii不同类型气藏的压降储量曲线不同类型气藏的压降储量曲线对与邻井连通性好的单井不适用！对与邻井连通性好的单井不适用！井号井号原始压力原始压力累计产气量累计产气量试井外推压力试井外推压力压降方程压

29、降方程计算动储量计算动储量(104m3)(MPa(MPa) )(104m3)(MPa(MPa) )大大1322.88 22.88 254 254 18.19 18.19 y=-0.0186x+25.1841354 1354 大大1525.95 25.95 1277 1277 14.53 14.53 y=-0.0085x+27.3313215 3215 1696 1696 12.09 12.09 R2=0.9969大大1625.91 25.91 933 933 17.91 17.91 y=-0.0054x+26.8654975 4975 1621 1621 17.24 17.24 R2=0.87

30、64大开大开226.56 26.56 1525 1525 20.86 20.86 y=-0.003x+28.0029334 9334 2438 2438 18.88 18.88 R2=0.99473263 3263 16.48 16.48 大开大开326.16 26.16 1462 1462 15.94 15.94 y=-0.0069x+27.9164045 4045 大开大开1326.50 26.50 5202 5202 16.74 16.74 y=-0.0018x+28.37315762 15762 大开大开3226.43 26.43 515 515 20.97 20.97 y=-0.00

31、98x+28.3222890 2890 大开大开3326.26 26.26 382 382 22.69 22.69 y=-0.0078x+28.0073590 3590 653 653 20.77 20.77 R2=0.9973大大1-1-925.99 25.99 603 603 19.95 19.95 y=-0.0094x+27.8622964 2964 大大1-1-6926.69 26.69 2795 2795 22.23 22.23 y=-0.0014x+28.40620290 20290 大大3026.09 26.09 689 689 20.71 20.71 y=-0.0073x+27

32、.83808 3808 大大35-1621.98 21.98 85 85 20.65 20.65 y=-0.0154x+24.61598 1598 大大47-3120.82 20.82 140 140 19.08 19.08 y=-0.03x+23.7371825 1825 大开大开1022.38 22.38 628 628 17.20 17.20 y=-0.0087x+24.792850 2850 大开大开2526.85 26.85 674 674 24.00 24.00 y=-0.0037+28.6317738 7738 平均平均5749大牛地气田部分气井动态储量计算结果表(压降法) 三、

33、三、 动态控制储量的计算动态控制储量的计算1 1、物质平衡、物质平衡( (压降压降) )法法2 2、弹性二相法、弹性二相法3 3、流动物质平衡法、流动物质平衡法4 4、油藏影响函数法、油藏影响函数法5 5、采气曲线法（试凑法）、采气曲线法（试凑法）6 6、不稳定试井法、不稳定试井法7 7、，2 2、弹性二相法弹性二相法a ab=tgaPwf2Tb=tgaa a a ab=tgaPwf2Ta ab=tgaPwf2Tb=tgaa a a ab=tgaPwf2T对有限封闭的气藏，当气井以稳定产量生产时，井底压降曲线一般可分为不稳定早期、不稳定晚期和拟稳定期三个阶段，其中第三段称为弹性第二相过程。此阶

34、段井底压力平方下降速度为常数。 tGCqprCAkhTTpqpptiwAscscwfi*22208334. 0)781. 14lg(42.42*08334.0tiCqpG生产时间生产时间t t的单位是小时，如果的单位是小时，如果改为天，则改为天，则0.083340.08334变为变为2 2。 )10(34m 油气井拟稳态下弹性二相法曲线大开大开1010井的压降曲线井的压降曲线日期日期时间（时间（hr）压力压力Pwf (MPa)压力压力Pwf 2 (MPa2)2004-03-25022.43 503.10 2004-05-0693619.99 399.56 2004-06-01156019.22

35、 369.41 2004-07-01228018.78 352.69 2004-07-31300018.15 329.28 2004-09-29444017.12 292.92 2004-10-27511217.22 296.68 2004-10-30518416.65 277.26 2004-12-05604816.19 262.05 大开10井拟稳态下弹性二相法曲线34*10231903999.00222.043.221 .108334.008334.0mCqpGti井名井名原始地层压力原始地层压力（MPa）产量产量（104m3/d）饱和度饱和度总压缩系数总压缩系数（MPa-1）斜率斜率(

36、MPa2/h) 动储量（动储量（104m3）大开大开2526.851.9 0.659 0.0200 0.0199 6854 大大47-3120.821.0 0.683 0.0304 0.0187 2083 大开大开1022.431.1 0.651 0.0260 0.0222 2319 大大3026.091.5 0.721 0.0275 0.0230 3743 大开大开3326.261.0 0.771 0.0245 0.0176 4031 大大1-1-925.991.2 0.714 0.0229 0.0142 5707 大大1-1-6926.775.8 0.622 0.0190 0.0241 1

37、7426 大开大开1326.54.7 0.740 0.0229 0.0209 16117 大开大开226.783.0 0.700 0.0215 0.0167 13054 大大1322.790.7 0.710 0.0276 0.0225 1477 大大1525.832.1 0.672 0.0222 0.0364 3761 大大1625.931.7 0.770 0.0248 0.0300 3802 大开大开326.211.8 0.844 0.0266 0.0254 4910大开大开3226.451.5 0.798 0.0246 0.0386 2779 大大35-1621.980.6 0.668 0

38、.0275 0.0241 1135 大牛地气田部分气井动态储量计算结果表( (弹性二相法弹性二相法) ) 弹性二相法弹性二相法计算的平均值为计算的平均值为5946594610104 4m m3 3三、三、 动态控制储量的计算动态控制储量的计算1 1、物质平衡、物质平衡( (压降压降) )法法2 2、弹性二相法、弹性二相法3 3、流动物质平衡法、流动物质平衡法4 4、油藏影响函数法、油藏影响函数法5 5、采气曲线法（试凑法）、采气曲线法（试凑法）6 6、不稳定试井法、不稳定试井法7 7、，ReHBYNFZwKLEGUt=tpA1A2PR1PR2Pwf1Pwf2“流动物质平衡方程”求解地质储量示意

39、图静止视地层压力P/Z与GP曲线井底流动压力PwfZ与Gp曲线井口套压Pc/Z与Gp曲线对应 渗流将进入拟稳定状态，地层中各点压降速度相等并等于一常数。压降漏斗曲线将是一些“平行”的曲线。这时可以用视井底流压或视井口套压代替视地层压力作与累计产气量的相关直线，然后通过视原始地层压力点作平行线，与横轴的交点即为动储量； 要求：生产过程中以定产量生产P/ZPwf/ZPc/ZGp/ZG拟 稳 态 流 动 示 意 图GGZpZppii13 3、流动物质平衡法、流动物质平衡法 对于非均质性极强，或裂缝发育不均匀的气藏对于非均质性极强，或裂缝发育不均匀的气藏。（。（“流动流动”）压降线压降线常出现三段常出

40、现三段( (初始段、直线段和上翘段初始段、直线段和上翘段) )。可能由于初期产量大，采气速度。可能由于初期产量大，采气速度高，但低渗区补给速度不足，形成初始段陡降。而后期采气速度低、产量高，但低渗区补给速度不足，形成初始段陡降。而后期采气速度低、产量减少，低渗区补给相对增高，形成末段上翘。减少，低渗区补给相对增高，形成末段上翘。在计算储量时，选用中期直在计算储量时，选用中期直线段，通过原始视地层压力点作直线段的平行线，与横轴相交求得储量。线段，通过原始视地层压力点作直线段的平行线，与横轴相交求得储量。 P/ZPi/Zi0GGp初初始始段段直直线线段段上翘段上翘段Pc/Zc172口井，口井，0.

41、0021.65*108m3，平均，平均0.322*108m3气藏西南部气井的气藏西南部气井的控制储量较大，即控制储量较大，即对地质储量的控制对地质储量的控制程度较高。程度较高。 井名井名动储量（动储量（10104 4m m3 3）压降法压降法弹性二相法弹性二相法 流动物质平衡法流动物质平衡法大大13131354 1354 1477147710001000大大15153215 3215 3761376135173517大大16164975 4975 3802380246454645大开大开2 29334 9334 130541305490879087大开大开3 34045 4045 491049

42、1036873687大开大开131315762 15762 16117161171423714237大开大开32322890 2890 2779277931653165大开大开33333590 3590 4031403133393339大大1-1-691-1-6920290 20290 17426174262001220012大开大开10102850 2850 2319231923402340大开大开25257738 7738 68546854大大1-1-91-1-92964 2964 57075707大大30303808 3808 37433743大大35-1635-161598 1598

43、11351135大大47-3147-311825 1825 20832083部分井不同方法计算井控储量对比表（较接近）三、三、 动态控制储量的计算动态控制储量的计算1 1、物质平衡、物质平衡( (压降压降) )法法2 2、弹性二相法、弹性二相法3 3、流动物质平衡法、流动物质平衡法4 4、油藏影响函数法、油藏影响函数法5 5、采气曲线法（试凑法）、采气曲线法（试凑法）6 6、不稳定试井法、不稳定试井法7 7、，4 4、油藏影响函数法、油藏影响函数法dFtqdtFqtpptti00)()()()()(F: 单位流体速度下地层压力的改变值单位流体速度下地层压力的改变值0)() 1,.,2 , 1(

44、 0)(0)()()(minmin212111tFnktFtFFqqppEkknknjjjkjkobskiaFBVgiF1FCVtP1gigiPSBVG 弹性容量弹性容量气藏（井）控制范围内地层孔隙体积气藏（井）控制范围内地层孔隙体积气藏（单井控制）地质储量气藏（单井控制）地质储量165口井，口井，0.0023.3*108m3，平均平均0.519*108m3气藏西南部气井的气藏西南部气井的控制储量较大，即控制储量较大，即对地质储量的控制对地质储量的控制程度较高。程度较高。 三、三、 动态控制储量的计算动态控制储量的计算1 1、物质平衡、物质平衡( (压降压降) )法法2 2、弹性二相法、弹性二

45、相法3 3、流动物质平衡法、流动物质平衡法4 4、油藏影响函数法、油藏影响函数法5 5、采气曲线法（试凑法）、采气曲线法（试凑法）6 6、不稳定试井法、不稳定试井法7 7、，5 5、采气曲线法、采气曲线法 （试凑法）（试凑法） 在一些特殊情况下，开井生产长时间不能关井，但气井具有稳定试井和开采资料，用试凑法进行气井生产史拟合，估算气井控制储量。稳定试井产能方程： 气藏物质平衡方程： )1 (GGZpZppii对有限封闭气藏对共生水饱和度较高的低渗或低渗有水气藏:求解：求解：（1 1）先假定一个）先假定一个G G；（2 2）在曲线上选不同时间的）在曲线上选不同时间的q q和和G GP P值；值；

46、（3 3）将）将G G值和不同时间的值和不同时间的q q和和G GP P值代入值代入计算相应时间的计算相应时间的PwfPwf值，若计算结果与值，若计算结果与实际接近，假定的实际接近，假定的G G值正确，否则应重值正确，否则应重新计算。新计算。 （4 4）用）用G G和不同时间的和不同时间的P Pwfwf和和G GP P值计算值计算相对应相对应q q值，拟合产量曲线，效果相同。值，拟合产量曲线，效果相同。 qGpPwfPwf (G1)Pwf (G2)G偏大G偏小t158口井，口井，0.0159.7*108m3，平均，平均0.49*108m3气藏西南部气井对气藏西南部气井对地质储量的控制程地质储量

47、的控制程度较高。度较高。 三、三、 动态控制储量的计算动态控制储量的计算1 1、物质平衡、物质平衡( (压降压降) )法法2 2、弹性二相法、弹性二相法3 3、流动物质平衡法、流动物质平衡法4 4、油藏影响函数法、油藏影响函数法5 5、采气曲线法（试凑法）、采气曲线法（试凑法）6 6、不稳定试井法、不稳定试井法7 7、，6 6、不稳定试井法、不稳定试井法LOG-LOG曲线曲线边界控制流动段出现单位斜率直线，等同于试井解释中的拟稳定状态，据此可以计算获得油藏边界大小。BlasingameBlasingame曲线曲线边界控制流动段就会出现负的单位斜率线将全部生产历史作为变流量压力降落试井过程6 6

48、、不稳定试井法、不稳定试井法1101001000100001E+61E+71E+8Loglog 图: 标准化压力 Int.和导数 m2/cp-te hr101001000100001E+51E-91E-81E-7Blasingame 图: PI, PI Int和导数 m2/cp-1-te hrDK4井井控储量0.79亿等效半径272m数学随机抽取的数学随机抽取的26口井计算结果口井计算结果三、三、 动态控制储量的计算动态控制储量的计算1 1、物质平衡、物质平衡( (压降压降) )法法2 2、弹性二相法、弹性二相法3 3、流动物质平衡法、流动物质平衡法4 4、油藏影响函数法、油藏影响函数法5 5

49、、采气曲线法（试凑法）、采气曲线法（试凑法）6 6、不稳定试井法、不稳定试井法7 7、其它、其它产量累计法产量累计法仅在产量发生仅在产量发生正常持续递减正常持续递减时才能应用时才能应用battGpGpG罗杰斯蒂罗杰斯蒂(Logistic)函数法函数法对数正态模型法对数正态模型法也是在产量发生也是在产量发生正常持续递减正常持续递减时才能应用时才能应用否则，峰高和峰宽无法控制，多解性强！一、一、 气田概况气田概况二、地层压力的确定二、地层压力的确定三、三、 动态控制储量的计算动态控制储量的计算&四、四、 动态储量计算的影响因素动态储量计算的影响因素五、五、 DK12井区数值模拟井区数值模拟六、六、

50、 初步认识初步认识三、三、 动态控制储量的影响因素动态控制储量的影响因素1 1、适用条件分析、适用条件分析2 2、影响因素分析、影响因素分析3 3、单井数值模拟检验、单井数值模拟检验 计算动态储量方法较多 ，但不同方法有其相应的适用条件，需要不同的资料，也就有着关系储量计算准确与否的相应影响因素。动态储量计算方法的适用条件动态储量计算方法的适用条件 主要适用条件是能正确计算气藏平均地层压力，且要求气藏具有一定的采出程度（10%)，在开采早期不适用，对于低渗特别是非均质极强的低渗气藏，该法难以考虑外围砂体的补给作用。大大1515井压降储量图（外推压力）井压降储量图（外推压力） 大大1515井压降

51、储量图（实测压力）井压降储量图（实测压力）压波未波及边界时不适用，流动段的选取对计算结果影响较大大开3井拟稳态下弹性二相法曲线大开3井，如果选取2004年4月到7月的数据，计算动储量为4913104m3，然而选取2005年9月到12月的数据，计算动储量为3294104m3。动态储量计算方法的适用条件动态储量计算方法的适用条件 采气曲线法除了需满足物质平衡方法的适用条件外，还要求需要有相对准确的气井产能方程，因此采气曲线法对低渗气藏的部分井适应性相对较差。 油藏影响函数法对控制储量计算准确与否的主要影响因素有井底流压以及生产时间。气井基本连续生产45个月以上即可，对低渗油气藏要求时间略长。 不稳

52、定试井（压力降落）法可以计算单井控制区域内的储量，但对于连通性很好的整装气藏，以及井周围存在不完全封闭边界、渗透率变异等使得单井区域宏观渗流产生非对称特性的情况，适用性较差，不能求出多井系统控制的全连通气藏储量。动态储量计算方法的适用条件动态储量计算方法的适用条件 产量递减法、产量累积法是基于产量、累积产量随时间变化的统计规律而建立的，数学模型法亦相类似，它们主要适用于气藏开发中后期，在控制单井稳产、陆续补充开发井而使气藏产量上升的开发早期阶段不适用。 总之，这些方法大都需要较为准确的气藏物性参数、或要求气藏采出程度达到一定程度，或要求气井关井测试，或要求气井流动进入拟稳态，或部分方法含有较多

53、经验成分。目前大部分气藏或气井很难全部满足这些要求，低渗气藏或单井动态储量的准确计算一直是迄今为止仍需不断努力攻克的难题。 前述前述6 6种方法适应性相对较强，需要的资料要种方法适应性相对较强，需要的资料要求容易或部分容易满足，应综合运用，并加强对比求容易或部分容易满足，应综合运用，并加强对比分析。分析。动态储量计算方法的适用条件动态储量计算方法的适用条件三、三、 动态控制储量的影响因素动态控制储量的影响因素1 1、适用条件分析、适用条件分析2 2、影响因素分析、影响因素分析3 3、单井数值模拟检验、单井数值模拟检验 （1 1）地层物性）地层物性 （2 2）地层压力）地层压力 （3 3）采出程

54、度或生产时间）采出程度或生产时间 动态储量计算影响因素动态储量计算影响因素不稳定试井参数较为可靠，故不分析与之有关的计算方法物质平衡（压降法）、弹性二相法、不稳定试井法 气藏渗透率降低，则储层导压系数低，压力在储层中的传播能力弱，波及半径小，计算的控制储量可能降低。 （1 1）地层物性）地层物性渗透率减小渗透率减小2020时，单井控制储量将降低时，单井控制储量将降低20.88%20.88%；渗透率增大渗透率增大2020时，控制储量随之增大时，控制储量随之增大19.1519.15。(2) (2) 地层压力地层压力 初始地层压力影响初始地层压力影响减小初始地层压力，气井产能方程系数减小初始地层压力

55、，气井产能方程系数A A、B B、C C增大，单井控制储量增大，单井控制储量减小，反之，增大初始地层压力，气井单井控制储量将增大。减小，反之，增大初始地层压力，气井单井控制储量将增大。 将初始地层压力减小4时，单井控制储量将降低10.38%；初始地层压力增大4时，控制储量增大9.08。 大牛地低渗气藏，当地层压力降低30%35%以后，才可较为准确地计算动态控制地质储量。 地层压力降落程度的影响地层压力降落程度的影响：(2) (2) 地层压力地层压力（3 3） 采出程度或生产时间采出程度或生产时间 从理论上讲，对于任何一个油气藏，在一定的井网形式下，在开采过程中，每一口油气井在一定的时间都有一定

56、的流体供给“边界”存在，当压力波到达“外边界”之前，或形成拟稳定流动之前，油气井采出程度越高或生产时间越长，则油气井控制半径越大，控制面积与控制储量也就越大。 （a）采气曲线法）采气曲线法当气井相对稳定生产，采出程度20%25%以后，可较为准确（90）的计算出动态控制地质储量。即采气曲线法适应于低渗气藏采出程度20% 25%以后。 （b）Logistic函数法函数法采出程度对Logistic函数法计算控制储量影响明显，采出程度越高，计算出的控制储量越大。 当气井相对稳定生产采出程度60%以后，才可较为准确（90）的计算动态控制地质储量，另外该方法计算出的地质储量本身就偏低。所以，Logisti

57、c函数法对低渗气田计算控制储量时不太适用。 （c）流动物质平衡法）流动物质平衡法气井采出程度越高，气井单井控制储量越大，对地质储量控制程度越高 当气井相对稳定生产采出程度30%35%以后，可较为准确（90）的计算出动态控制地质储量。即流动物质平衡法适应于低渗气藏采出程度30%35%以后。 （d）产量累计法）产量累计法气井采出程度对产量累计气井采出程度对产量累计法计算控制储量影响很明法计算控制储量影响很明显，采出程度越高，计算显，采出程度越高，计算出的控制储量越大。出的控制储量越大。 只有当气井相对稳定生产采只有当气井相对稳定生产采出程度出程度55%以后，才可较以后，才可较为准确（为准确（90）

58、的计算动）的计算动态控制地质储量，再加之该态控制地质储量，再加之该方法计算出的地质储量本身方法计算出的地质储量本身就偏低。所以，产量累计法就偏低。所以，产量累计法对低渗大牛地气田在计算控对低渗大牛地气田在计算控制储量时可能不太适用制储量时可能不太适用 （e）对数正态模型法）对数正态模型法出程度影响较敏感，气井出程度影响较敏感，气井采出程度越高，气井单井采出程度越高，气井单井控制可采储量越大，对地控制可采储量越大，对地质储量控制程度越高。质储量控制程度越高。 当气井相对稳定生产可采储当气井相对稳定生产可采储量采出程度量采出程度55%以后，才可以后，才可较为准确（较为准确（90）的计算）的计算动态

59、控制地质储量。因此，动态控制地质储量。因此，对数正态模型法对低渗大牛对数正态模型法对低渗大牛地气田在计算控制可采储量地气田在计算控制可采储量时可能不适用。时可能不适用。 总体上生产时间越长，计算的单井控制储量越大；对大牛地低渗气田，当气井相对稳定生产2.53年后，即可较为准确（90）的计算出动态控制地质储量 （f）油藏影响函数法）油藏影响函数法三、三、 动态控制储量的影响因素动态控制储量的影响因素1 1、适用条件分析、适用条件分析2 2、影响因素分析、影响因素分析3 3、单井数值模拟检验、单井数值模拟检验（a a）单井地质建模）单井地质建模 压裂井单井数值模拟的原则：真实地反映地层中的压力变化

60、过程，同时又要提高计算效率。 模拟选用的是PEBI网格，灵活性强，容易逼近边界形状和实现网格加密，能够很好地进行压裂井单井模拟。 Z Axis基本参数来源于测井资料和试井解释成果 模拟检验流动物质平衡法、油藏影响函数法和采气曲线法三种方法计算结果（所用数据精度稍差）。 模型半径由各方法确定的单井储量计算。HCegiVrhs 原始天然气的饱和度，小数；原始天然气的饱和度，小数； gis孔隙度，小数；孔隙度，小数； her等效泄气半径，等效泄气半径，m。有效厚度，有效厚度，m；井井 名名流动物质平衡法流动物质平衡法(D)(D)油藏影响函数法油藏影响函数法(Y)(Y)采气曲线法采气曲线法(C)(C)