物质平衡法储量计算Word格式.doc
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将所有井的曲线绘于同一张图上，可以显示各井间的连通关系或者表明不同气藏的井（图3.6.8）。
还要考虑泡点压力以上的气藏内超压地层的压缩系数。
图3.6.9是采用压力/偏差系数曲线的一个实例。
该实例中估算的原始天然气地质储量为与x轴相交的1285废弃压力时的最终可采量。
实例显示了对应两个废弃压力的最终可采量。
物质平衡方法的局限性在于资料要求和气藏条件。
所需资料包括正在从所评估气藏中生产的各井精确的井底静压、所有井精确的油、气、水月产量以及代表原始气藏条件的流体样品及高压物性分析。
有些气藏条件会影响物质平衡储量评估法的可靠性。
水驱气藏或者具有大型气顶的油藏有可能将压力保持在原始压力条件。
面积延伸较大的气藏的不同地区会出现不同阶段的开发和生产，从而导致气藏压力和气体饱和度的变化。
对于原始流体性质变化较大的气藏，就很难获得准确的、具有代表性的流体性质平均值。
有些低渗气藏中可能不存在明显的井间压力连通性。
如果是这样，就要采用单井的压力/偏差系数与累计产气量Gp的关系曲线分别求取,有些局限性可用计算机气藏模拟技术弥补，这一点将在下节讨论。
物质平衡法和容积法都是计算原始油气地质储量的常用方法。
但两种方法所得储量计算值的差别可能很大。
如果出现这样的情况，就要重新研究地质参数,分析在计算中所应用的资料和数据，使结果基本接近。
如果研究每种方法的仍然存在较大差异,一是说明地质储量的动用程度太差,二是说明储层的非均质特别严重,无法使关开压力恢复平衡,.如果是这样,可将差异与储量分类结合起来。
反之，如果压力/偏差系数与累积产气量（Gp）方法得出的天然气储量大于容积法的结果，可能是容积法计算时储层下限取得过高或划分含气面积时过于保守。
图3.7.0的实例中压力/偏差系数结果远远小于容积法的结果。
评估师认为这是压力/偏差系数曲线未能发现未射孔产层的缘故。
评估师计划实施修复方案以证实他的判断，但尚没有明确的结论性证据。
这时以将压力/偏差系数与累积产气量（Gp）法计算的储量作为证实储量，而将压力/偏差系数与容积法的差额作为概算储量。
四川气田压降储量曲线实例
压力/偏差系数与累计产气量关系曲线,通常称为压降储量曲线,可以用于确定原始天然气地质储量，容积法与生产动态法的结果与线性特征一致。
见图3.7.1至3.7.2中所示的实例曲线。
由于四川气田的天然气藏大多为裂缝性碳酸盐，所以大量气藏实测资料表明压力/偏差系数与累计产气量之间为非线性关系。
这是因为当裂缝中的气体衰竭且地层压力大大低于原始压力时，圈闭在岩石骨架中的部分气体开始流出而形成补给。
中后期按这种非线性关系计算的原始天然气地质储量比根据早期压力/偏差系数计算的结果逐步增大,差别最大的可多约20%~40%。
裂缝性衰竭气藏中非线性压力/偏差系数与累计产气量关系,实例见图3.7.3至3.7.5。
如果容积法支持对早期压力/偏差系数资料的调整，则可用系数1.2调整早期线性压力/偏差系数趋势。
实例见图3.7.6至3.7.7。
本方法的关键是精确计算废弃压力。
设备条件的限制和经济极限也对计算结果起着关键作用。
3.4.1估算气藏的废弃压力
预测气藏采收率，就要准确预测废弃压力。
可用废弃压力估算值评估生产晚期各种地面条件（入口压力与温度）下的地下剩余气体体积。
在制定有关增压开采的开发方案和策略时，也会用到废弃压力资料。
影响气藏废弃压力的因素主要有三个：
1）地面设施入口压力（回压）;
2）废弃时的井产量（经济极限）;
3）气藏的渗流能力。
影响气藏废弃压力的其它因素有井口和输气管线的磨擦损失以及井口油管中产出液的压力梯度。
本节探讨的内容只适用于封闭的或微弱水驱的气藏。
要估算一般或强水驱气藏的废弃压力，读者请参阅第2.2.3节“水驱气藏采收率”。
水驱气藏的废弃压力受含水层体积和渗透率的严重影响，所以估算非常困难。
这些特点在气藏生产早期常常无法确定。
在《天然气可采储量计算方法》行业标准（SY/T6098-2000）中,提出了如下确定废弃压力的方法（只适用于气层气）:
当气藏产量递减到等于废弃产量时:
a.自喷开采以井口流动压力等于输气压力为极限,计算废弃地层压力;
b.增压（工艺）开采以井口流动压力等于增压机吸入口压力为极限,计算废弃地层压力。
1）公式计算法
（1）采用垂直管流压力计算公式,计算单井的井底流动压力Pwf。
（2）采用下列方程之一,求每口井平均地层压力PR:
（3）求取废弃地层压力方法
a.单井系统,当qg=qga时,Pa=PR；
b.多井系统,按气藏折算中部（近似按气藏含气体积权衡的中性面选取）的折算压力,采用加权（等压图面积加权、单井控制面积加权或孔隙体积加权等）平均法,计算得到全气藏的平均废弃地层压力。
2）压力—产量递减法
对生产处于递减期的定容封闭气藏,在衰竭式开发方式下,视地层压力和气藏产量均不断衰减,根据物质平衡原理（图1）具有如下关系:
图1定容气藏P/Z与Qg的关系图
可由气藏实际的压力—产量数据按（4）式线性回归确定。
当Qga确定之后,即可直接求得Pa/Za。
3）按气藏类型和埋藏深度折算法
对于无法按前两种方法计算废弃地层压力的气藏,可根据图2所示的方法,并按本标准划分的气藏类型,在其埋藏深度所对应的范围内选取适当的值。
注意,本图不适用于III类低透渗气藏和油藏溶解气。
图2气藏废弃视地层压力与埋藏深度之间的关系图
实例问题
X油田的1号井以200（磅/英寸2）的吸入压力向压缩机入口生产天然气。
该井完井深度是2600米，在一个厚5米的气藏中测得原始井底静压（BHP）是4211磅/英寸2（绝对）。
在原始测试期间，用下面的结果进行四点回压测试。
现场工程师计算出井口和管线中的压力总损失是100磅/英寸2。
采用现场作业成本，工程师认为，如果日产量降到25万立方英尺（7080m3/日）以下，该井就不具备经济生产能力。
计算废弃产量时的平均气藏压力。
解：
用上述的四点回压测试资料计算C和n，见图3.7.8。
回压曲线斜率n是0.9。
利用双对数曲线上的资料点，q=1.0百万立方英尺/日（28320m3/日），Pe2–Pwf2=168.4万（磅/英寸2）2，解传输方程，得C=2.49´
10-6（磅/英寸2）-2。
计算得出废弃时的井底流压Pwf为315磅/英寸2（绝对）。
也就是入口压力（200磅/英寸2）加上以绝对压力（15磅/英寸2）表示的管线损失压力（100磅/英寸2）。
求出传输方程的Pa值，再用适当的变量替换。
Pa={[qel/（.02832´
C）]l/n+Pwf2}0.5
Pa={[（7.08´
10-3）/（.02832´
2.49´
10-6）]1/0.9+（315）2}0.5
Pa=678磅/英寸2（绝对）
当1号井的产量达到25万立方英尺/日（7080m3/日）时，因其已不具备经济生产能力而关井。
这时的估算气藏压力为678磅/英寸2（绝对）。
4.0.0特殊油藏的储量评估方法
SEC的储量评估方法中没有特别强调特殊油藏，包括稠油、裂缝性油藏、低渗透致密油藏以及凝析气藏。
然而，SEC要求在储量评估时说明这种油藏的不确定性。
由于特殊油藏的经济不确定性更加突出，分析方法的难度更大，因此其储量评估更具有挑战性。
此外，复杂的开发方案对经济性也会产生影响。
例如，开发方案中可能会要求采用小井距，从而会增加钻井的数量，或者要求维持压力以及二次采油等等。
综合运用各种评价方法，准确确定这类油藏的证实储量是十分必要的。
在证实石油储量的定义中，SEC标准没有要求或向储量评估师推荐评估方法。
SEC给予评估师充分的自由，对于任何油藏，他们都可以自行选择储量评估方法，因为建立一套适用于所有储量评估情况的规则和定义是不现实的。
因此，必须由评估师自己来决定所使用的评估方法（或几种方法的结合），以便用合理的确定性去评估那些证实储量。
另外，SEC没有对常规油藏和天然裂缝这样的表现出特殊或复杂特性的油藏进行区分。
因此，评估师有责任选用一种评估方法或被实际油藏资料、和/或通过类比油藏分析证明为有效的多种评估方法对储量进行评估。
如果没有充分的油井资料和/或生产动态历史资料，那么评估师必须保守地估算证实储量。
在许多情况下，可以使用常规评估方法评估特殊油藏的储量。
例如，使用均质油藏的生产标准曲线和常规的物质平衡方法评估下文第4.2.1节中两个天然裂缝油藏的证实储量。
同理，第4.3.0节中使用类比法评估低渗透气藏的证实储量。
总之，在特殊油气藏的证实储量评估中，评估师使用常规方法以及更加复杂的储量评估方法是非常现实的。
4.2.0裂缝性油藏
世界范围内的许多大型油藏中，裂缝的作用十分重要,即使在基质岩石渗透率极低的情况下，裂缝能够提供较高的有效渗透率,从而使得看起很差的储层具备了工业开采价值。
通过岩心分析或测井解释可能发现裂缝的存在,但很难确定裂缝渗透率。
一般情况下，只有通过试采或生产测试，由压力恢复或降落曲线,方可评价裂缝系统的有效渗透率。
裂缝性油藏可以细分为两种类型，即有裂缝~孔隙型的和纯裂缝型的。
既受益于基质又受益于裂缝的油藏被称为裂缝~孔隙型（具有双孔隙度系统）油藏,这在碳酸盐岩储层很常见,如四川的大安寨油藏。
那些基质几乎不发挥任何作用的油藏,则称为纯裂缝型,裂缝性泥岩、燧石或火山岩多属此类。
对于裂缝高度发育的裂缝型油藏，由于难以确定裂缝在油藏中的分布，因此在储量评估时就很难把握,储集岩裂缝发育的非均质性会导致容积法储量评估参数的不确定性显著增加。
如四川公山庙侏罗系沙一油藏,属裂缝~孔隙型,公27井测试段岩心孔、缝发育，基质含油普遍，岩心孔隙度平均为4.297％，钻进中2465.2m处井漏，成像测井产油段裂缝发育（媒93）。
测试分别产油38.3t/d、77t/d,压力恢复曲线双重介质特征明显,动态解释弹性储容比为3.37%、6％。
储渗类型为裂缝－孔隙型。
没有可定量的基质储集空间。
比如……
4.2.1天然裂缝油气藏
a、为了进行容积法分析，可以把天然裂缝储层分为三大类，其中
（1）无大量的基质储集空间并含有双孔隙系统，
（2）有大量基质储集空间，（3）有大量裂缝储集空间。
这几类的特征如有些致密砂岩中就是这种情况。
有些层段中可能会出现溶岩或角砾区，但是测井和岩心资料往往不能提供关于这些层段的有意义的定量孔隙度信息。
b、双孔隙度系统——含有大量的基质与裂缝储集空间。
基质储集空间是可以确定的，但是裂缝系统中还有一部分数量很大的气藏空间。
裂缝可以增加渗透率，但是不能使储存量大量增加。
裂缝系统的容积难以确定。
通过岩心和成象测井资料也许能够恰当地确定某一口井的裂缝孔隙度，然而这种表征对于距离井筒有一定距离的储层来说可能不会有多大帮助，那里的裂缝强度与构造活动有关,根据无法估算。
对于含有大量基质储集空间的层段应确定其产层有效厚度。
由于孔隙度测井不能区分裂缝孔隙度与基质孔隙度，因此估算裂缝容积的厚度,往往以产层有效厚度代替。
与同一地区中老油田的开发生产历史曲线进行对比，有助于确定递减曲线方案、标准曲线及容积，从而提供一套合理的储量评估方法。
Aguilera和Cronquist的表格对评估裂缝性气藏的采收率具有指导作用。
采收率（%）
油层储存能力
驱油机理
基质1
基质/裂缝2
裂缝3
溶解气驱（衰竭式）
10到20
20到30
30到35
溶解气加气顶驱油
弹性驱加水驱
34到45
45到55
55到65
气层储存能力
70到80
80到90
>
90
强水驱
15到25
25到35
35到45
1主要储集在基质中，少量储集在裂缝中。
2基质和裂缝中的储集量为50/50。
3全部储集在裂缝中。
例1：
裂缝性气藏与油藏
这个例子是位于同一个油田内的一个天然裂缝气藏和一个天然裂缝挥发油藏的储量研究总结。
其中包括这两个油气藏的实际生产历史和气藏的物质平衡研究。
此外还介绍了这两个油气藏的储量评估情况以及该油田内其它两个油藏的储量。
这些油藏均不具备可计量的基质孔隙储集量。
地质特征
该实例油田所在的盆地中含有许多地质构造，这些构造为逆冲断层作用所致。
主要含油气构造为插入式背斜。
实例油田的这种构造特征是复杂的逆冲作用与褶皱作用的结果。
所形成的这种背斜构造的南北两侧均有一条大断层，因此南北两侧翼的坡度陡而东西两侧翼的坡度缓（图4.2.0）。
该油田周边地区主要储层为始新世裂缝碳酸盐储层。
该实例油田开采的是一个反凝析气藏和挥发油藏。
这些油藏的埋深大约为海平面以下13400到14600英尺。
这个油田中共钻有四口井。
从图4.2.2（储层2）到图4.2.5（储层5）为有效产层的等厚图。
储层4和5为挥发油油藏。
储层2和3是未投产的（因此，属于未证实的）气藏。
已投产的气藏（储层1）的储量是根据生产动态确定的，因此该气藏没有等厚图。
例2：
天然裂缝气田
第二个天然裂缝气藏的例子没有可计量的岩石基质孔隙度。
天然裂缝中储存全部的天然气，并且是储层中天然气流动的唯一通道。
岩石基质中含有花岗岩和火山岩物质的岩浆喷出物。
区域（构造）扩张造成该研究区的沉降，从而造成火成岩断裂。
之后，由于抬升作用而形成了更多的裂缝，并使岩石裸露、风化和侵蚀。
然后，本地区发生了沉降，火成岩被埋藏在陆相与海相生油岩之下。
然后，油气运移到裂缝性储层中。
最后，形成了逆冲断块、隆起和构造圈闭。
地表地貌和二维地震表明本区内有大型构造。
图4.2.21中的F-1井钻入火成岩中15米处发生了井漏，由此发现了该天然裂缝气藏。
F-2和F-3井钻入天然裂缝储层约500米后，均发生了井漏。
这些井的测井没有反映出基质孔隙度。
这些井在中途测试中得到了15百万立方英尺/日（42.45万方/日）至27百万立方英尺/日（76.41万方/日）的产量，证实了该储层具有工业性气流。
通过生产测井仪（PLT）确定了最低产气深度，在绘制图4.2.22中的总岩石厚度等厚线时，把这个海平面以下2350米的深度当作最低已知气底（LKG）。
裂缝识别测井和岩心资料解释中只在储层上部220米发现了裂缝。
与证实储量有关的总岩石体积由泄油面积的边界（约1千米）和已知气底所确定。
证实+概算+可能储量的总岩石体积,由断块总面积和根据附近油田及本实例油田的压力资料所预测的气水界面（PGWC）来确定。
证实+概算+可能储量的总岩石体积由以井为中心的1.5千米半径范围内的泄油面积和已知气底所确定。
证实、证实加概算、证实加概算加可能储量的平均孔隙度分别估算为0.5%、1.0%、2.5%。
这三种储量的平均含水饱和度估算为0%。
前三口井完钻之后，作业者进行了三维地震勘探，并在天然裂缝油藏中钻了评价井F-4和F-5（图4.2.23）。
作业者进行了一次井间干扰试验，即在开采F-5井的同时继续测量F-4井和F-2井的井底压力。
试验期间F-5井的产量高达80百万立方英尺/日（226.4万方/日）。
这次试验证明了F-4井和F-5井之间的储层连续性，但没有说明F-5井和F-2井之间具有连续性。
图4.2.24为F-4井和F-5井所在断块的总岩石厚度等厚线图。
确定其证实储量时所使用的半径是2.1千米，即F-4井与F-5井之间距离的一半，已知气底为海平面以下2825米，该值是根据F-5井中的PLT测井所确定的。
证实加概算储量的总岩石体积指的是断块边界以内已知气底以上、图4.2.24中的油井半径3.1千米范围内的体积。
图4.2.25为证实加概算加可能储量的总岩石厚度等厚线图。
这种情况的下倾界线是根据区域压力研究得出的PGWC确定的。
在第三个评价钻井阶段，作业者在F-1井、F-2井和F-3井所在断块完钻了F-6井，然后在断块中央打钻了F-7井和F-8井（图4.2.26）。
F-6井的进一步的生产测试确定了该井与断块北部其它三口井之间的储层连续性，并确定了一个较深的已知气底为海平面之下2501米的断块。
在F-7井和F-8井中所进行的中途测试证实了该断块中部具有工业性天然气产量。
中央断块中的证实面积是以每口井2.1千米的半径和海平面以下2836米已知气底（图4.2.27）来确定的。
证实加概算储量的总岩石体积是以3.1千米气井半径和已知含气底界确定的。
证实+概算+可能储量的总岩石体积的面积,是根据区域研究所得出的PGWC和中央断层边界来确定的，见图4.2.28。
储量评估
凝析气——储层1
1995年1号井在-4010m处测试产出了凝析气，从而发现了该凝析气田。
其储层位于碳酸盐层段。
油藏原始压力和温度分别为10935磅/平方英寸（绝对）（75.41MPa）和292℉（162.2度）。
1998年在1号井西南约3公里处钻了2号井,在与1号井相同的气层完井时关井井底压力比原始油藏压力低2950磅每平方英寸（20.344MPa），约为7985磅/平方英寸（绝对）（55.069MPa）。
这证实了1号井与2号井之间油藏是连续的，并由1号井采气产生了压降。
3号井完钻于1号井西侧约6公里的位置。
3号井证实了两个挥发油储层4和5可以生产工业性油流，埋深为海平面以下14200到14580英尺。
这口井同样钻遇了反凝析气储层1，但没有进行中途测试或关井压力测试。
4号井位于1号井东侧约1.5公里的位置。
这口井在储层4所在的井段进行了裸眼测试，但没有获得工业性油流。
在储层2和3处也进行了射孔，但也没有获得工业性油流。
从发现油田到2002年4月30日，1号井和2号井共从反凝析气储层中开采出19144百万立方英尺分离气和1865千桶凝析油。
表4.2.0为该油藏的参数和评估的总储量。
把1号井初次测试期间采集的地面凝析油和气重新混合后，进行油藏流体的实验室研究。
重新组合后的样品在原始油藏条件下的成分见表4.2.1。
试验表明，储层气体的露点压力为6995磅/平方英寸（绝对），比原始油藏压力10935磅/平方英寸（绝对）低3940磅/平方英寸。
生产凝析油气比（CGR）曾一度达到每百万立方英尺天然气含100多桶凝析油。
由于1号井周围的油藏压力降到了露点压力以下，这口井最近的生产动态表现出了CGR下降。
这种现象对于反凝析气藏来说是正常的。
1号井和2号井中采集了压力数据。
根据油藏的压力和生产数据进行了物质平衡计算。
根据这些资料估算出的原始天然气地质储量大约为44200百万立方英尺（1.56亿方）。
物质平衡计算中要求有水侵量，从而与历史压力数据和生产数据进行拟合。
从1号井的生产动态中已经识别出了天然水。
由于2号井完井的时候在1号井和2号井之间的储层中存在一个压力梯度，因此通过确定平均油藏压力从而进行物质平衡计算所得出的结果具有一定的不确定性。
以2号井的压力数据为依据，采用物质平衡方法计算了原始天然气地质储量，之所以这样做是因为2号井的关井井底压力比1号井的高，并且确信2号井完井于整个储层段。
压力数据的拟合情况见图4.2.11，其中配有适当的解释。
图4.2.6和4.2.7为1号井和2号井气层的生产历史。
使用Fetkovich的标准曲线21（图4.2.8）来评价产气量与生产时间的动态关系趋势。
Fetkovich标准曲线在进行评价时的油井生产期间内、在井底压力保持不变的基础上得出的。
图4.2.9为1号井Fetkovich标准曲线之上的产量-时间交会图。
实际产量-时间数据在递减曲线上表现为b=0（指数型递减），说明这口开采天然裂缝储层的油井没有出现异常的递减现象。
产量-时间数据偏离递减曲线，大概是油井中进了地层水的原因。
随后，产量时间数据又返回到递减曲线上，说明井筒中的水很可能排掉了。
图4.2.10为2号井在标准曲线上的产量-时间数据。
由于油井回压下降，引起速度增长，从而导致产量-时间数据偏离递减曲线。
1号井自1999年12月起产水量开始上升（图4.2.6）。
该井的水样分析表现出氯化钠含量稳定增长的趋势。
储层1下面的储层中已经测量出氯化钠含量为每百万单位中有80000单位左右，因此这种产出水的水源还不是十分明确。
由于并不是每口井中都采集了储层的水样，因此不能完全肯定地排除1号井中产出的水为储层1的水。
根据本区内产层相似的油田的情况，预计实例油田中所有储层都会出现水
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