油气田动态储量计算
苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算
摘要运用气藏开发动态资料，选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量，故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。为此，针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征，在动态资料不断补充和丰富的基础上，综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算，分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。结论认为，苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量，Ⅰ类井平均单井动态储量为2936×104m3，Ⅱ类井平均单井动态储量为1355×104m3，Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×104 m3。所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。
关键词鄂尔多斯盆地苏里格气田苏五区块低渗透储集层非均质性动态储量计算方法开发中后期调整方案
气藏可动储量是指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下，已开发地质储量中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叫。运用气藏开发动态资料，筛选与之相适应的动态计算方法才能准确确定动态储量[2-4]，而对不同气藏筛选气藏动态储量的计算方法具有十分重要的意义。苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，是大面积分布的砂岩岩性气藏，主要产层为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段。该气田储集层条件复杂，具有低丰度、低压、低渗、非均质性严重等特征。针对苏里格气田低渗透、强非均质性特征，笔者分别运用气藏工程压降法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法对苏里格气田不同开发时期可动储量进行了计算[5-10]，分析了不同方法的适应性和可靠性，目的是筛选适合于苏里格低渗透强非均质气田可动储量的计算方法，对气田开发中后期调整方案制定以及气藏产能评价提供技术支持，这对苏里格低渗透强非均质气田开发中后期调整方案制定以及气藏产能评价都具有借鉴意义[11]。
1 动态储量计算方法的选择
1.1压降法
压降法是定容封闭气藏物质平衡法在特定条件下的运用，根据气藏的累积采气量与地层压力下降的关系来推算压力波及储集空间的储量。压降储量的一般计算公式为：
压降法要求采出程度大于10%，且至少具有两个关井压力恢复测试点。采出程度过低，压力产量误差对计算结果影响较大，压力数据越多，分析更准确[12]。苏里格气田利用井口压力折算法等不关井条件下地层压力评价方法，可根据生产中短期恢复井口压力、二项式产能方程等资料，计算气井地层压力，有效地补充了地层压力数据点。苏5区块大部分气井可动储量基本稳定，表现为直线型。
图1为苏5-X气井的压降储量计算示意图。该井于2006年10月12号投产，截至2010年底已累计采出天然气243.12×104m3，根据曲线可计算得到：G＝530.26×104m3。
对苏5区块的部分气井分3个时间段进行了关井，对气井井口套压得到一定恢
复的气井采用压降法计算了气井的动储量。截至2010年底，苏5区块达到压降法计算条件的气井有139口，其中Ⅰ类气井62口，平均单井动储量2604.51×104m3；Ⅱ类气井42口，平均单井动储量1300.52×104m3；Ⅲ类气井35口，平均单井动储量1144.73×104m3，经计算139口气井平均单井动储量为1842×104m3。
1.2 弹性二相法
根据渗流机理，对于有界封闭低渗致密砂岩气藏，气井开井后可分为3个流动阶段：①地层线性流阶段(无限导流垂直裂缝，Pwf2-t1/2呈直线关系)或裂缝地层双线性流(有限导流垂直裂缝(Pwf2-t1/4呈直线关系)；②平面径向流动阶段(Pwf2-lgt呈直线关系)；③稳定流动或边界反映阶段(Pwf2-t呈直线关系)，该阶段又称为弹性二相段。井底压力和时间满足如下关系：
根据如上关系，可通过绘制气藏弹性二相法压力降落曲线并结合气藏储层岩石和流体的综合压缩系数、地层压力、产量等参数，计算弹性二相法储量。适用条件：压降和产量相对稳定，上下波动不得超过5%。
需要说明的是，苏里格气田气井储集单元具有低渗致密、远端储层物性连续性差、供气边界模糊的特征(很难出现稳定的径向流)，在生产早期出现拟稳定流态的可能性较小，一般不具备利用弹性二相法计算储量的完全条件。苏5区块Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ气井的统计资料显示，就平均情况而言，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类气井在生产900d 后，仍未出现明显的稳定流动态(压降速度为常数)，只是压降速率在逐步减小，
逐步接近拟稳态。
针对致密低渗储层的渗流特征，假定储层远端存在着一个移动的、基本不渗透的(实际上是低渗)模糊边界，当气井稳定生产一段时间后，压力波及会触及到此边界，此时产量、压力会出现“拟稳态”(图2)，在求取Pwf2-t关系曲线(近似直线)斜率后，可利用弹性二相法估算压力波及范围内的可动储量。该储量仅能代表压力波及范围内的可动储量，随着日后生产继续，累积产气量增加，需要重复计算予以进一步核实和校正。实践证明，在不关井情况下，弹性二相法储量具有重要的参考价值。苏5区块达到计算条件的气井有41口，
其中Ⅰ类气井32口，平均单井动储量4525.71×104m3；Ⅱ类气井6口，平均单井动储量1550.16×104m3；Ⅲ类气井3口，平均单井动储量1505.26×104m3，经计算41口气井平均单井动储量3869×104m3。
1.3 广义物质平衡法(也称流动物质平衡法)
渗流力学原理认为，定容封闭消耗式气藏在压降流动过程中，当所有的不渗透边界影响都达到井筒后，气体流动将达到拟稳定状态，此时气藏压力(或压差)随时间的变化率将固定不变，气藏中不同时刻的压力分布曲线彼此平行，压降(压差)与时间的关系呈线性关系。根据当气体流动达到拟稳态后，在产量相对平稳条件下，井底流压与井口套压差值相对稳定的特征，L．Matter提出的用井口拟
套压代替广义物质平衡中拟地层压力的思路，将物质平衡方程变形为：
流动物质平衡法最大的优点是可在不关井条件下，求取气井可动储量，该方法计算的储量可作为对压降法储量的检验。该方法适合生产时间较长且工作制度稳定的中高产井。
图3为苏5-X气井采用广义物质平衡法储量计算示意图。该井于2007年10月13号投产，截至2010年底累计采气量达到了2574.21×104m3，2009年12月气体流动达到拟稳定状态，通过线性直线关系得到：G＝14286.36×104m3。
苏5区块目前达到物质平衡法计算条件的气井有52口，其中Ⅰ类气井39口，平均单井动储量4805.31×104m3，Ⅱ类气井10口，平均单井动储量2393.49×104m3，Ⅲ类气井3口，平均单井动储量1914.01×104m3，经计算52口气井平均单井动储量4175×104m3。
1.4不稳定生产拟合法
不稳定生产拟合法是将气井的变压力/变流量生产数据等效转换为定流量生产数据，根据图版拟合生产史确定气井泄流范围属性参数，从而计算气井动储量[13]。该方法解决了气井工作制度频繁改变而导致评价动储量难度大的问题。目
前比较常用的动态分析软件Topaze及RTA就是基于这个原理编制的，简称为不稳定生产拟合法。
1.4.1 Topaze不稳定生产拟合法
运用Topaze动态分析软件分别对苏5区块累计生产时间较长的气井，进行了生产历史的拟合。苏5区块参与拟合气井134口，平均单井动储量1954×104m3。其中：Ⅰ类气井63口，平均单井动储量2929.37×104m3；Ⅱ类气井41口，平均单井动储量1258.51×104m3；Ⅲ类气井30口，平均单井动储量888.4×104m3。
1.4.2 RTA软件不稳定生产拟合法
根据不稳定生产拟合法的原理，应用引进的加拿大Fekete公司开发的RTA 软件对生产井压力和产量数据进行分析。软件涵盖了当今世界最实用的储量分析方法，在建模的基础上，引入自动拟合理论，分析和计算各种储层参数，例如泄油半径、渗透率、表皮系数、井筒储集系数、水驱特征等。计算结果具有较好的相对准确性和可靠性。
对苏5区块，本次采用不稳定生产拟合法计算所参与拟合气井149口，平均单井动储量2149×104m3。其中：Ⅰ类气井67口，平均单井动储量3273×104m3；Ⅱ类气井44口，平均单井动储量1505×104m3；Ⅲ类气井38口，平均单井动储量911×104m3。
2 结果对比分析
根据初步开发方案，苏5区块基本探明地质储量440.14×108m3，已动用储量71．39×108 m3，未动用储量368.75×108m3，储量动用率16.2%。
弹性二相法和广义物质平衡法是在不关井条件下采用的方法，对产量和压力稳定有一定要求，上下波动不得超过5%，同时要求地层流动进入拟稳定状态，该方法适用于生产历史较长的Ⅰ、Ⅱ类气井，Ⅲ类气井由于压力和产量不稳定，应用效果一般较差。对苏里格气田苏5区块，目前一般能达到此计算要求的气井较
少，弹性二相法达到要求的气井共41口，其中Ⅲ类气井仅3口，41口气井平均单井动储量3869×104m3；广义物质平衡法达到计算要求的气井共52口，其中Ⅲ类气井仅3口，52口气井平均单井动储量4175×104m3。达到要求的气井多为生产时问较长、生产连续性好，产量、压力较稳定或下降规律较稳定的优类气井，
可看到对满足计算条件的分类气井计算单井动储量，能够计算的样本点较少(Ⅲ类气井最少)且计算的平均结果偏高。
压降法是关井条件下常采用的方法，主要影响因素是井底积液、压力恢复程度等，井底积液影响可以通过环空液面测试进行校正，或是取关井天数相同的点加以排除。该方法适用于生产历史较长的Ⅰ、Ⅱ类气井，Ⅲ类气井由于压力恢复缓慢或是生产时间较短以及井底积液多等因素，应用效果差一些。苏5区块目前达到计算要求的气井共139口，其中Ⅰ类气井62口，Ⅱ类气井42口，Ⅲ类气井35口，平均单井动储量1842×104m3，计算结果较为可靠。
Topaze、RTA软件涵盖的动态分析方法较多，可以计算最终可采储量、储层物性参数、波及泄油半径等，也可以进行气井动态预测，是气井动态分析常用的方法，它的应用依赖于准确的压力和产量计量，如果数据不准，得到的计算结果与实际情况有一定偏差[14]，苏5区块目前产水的气井比较多，对不能确定单井产液量的产水气井，在采用软件拟合的时候结果偏差较大。苏5区块达到Topaze 软件计算法条件的气井共134口，其中Ⅰ类气井63口，Ⅱ类气井41口，Ⅲ类气井30口，平均单井动储量1954×104m3。达到RTA软件计算法条件的气井共149口，其中Ⅰ类气井67口，Ⅱ类气井44口，Ⅲ类气井38口，平均单井动储量
2149×104m3。与初期开发方案相比，其计算结果较可靠。
3 结论
1)气井动态储量受生产时间、压力波及区域、井间干扰、井网调整等因素影响，因此，动态储量是一个与某一特定时间相关的储量，不是一个常量。
2)根据苏5区块分类气井目前的动储量情况，考虑以上4种计算方法的适用性
和可计算样本的数量，对苏里格气田苏5区块选择采用压降法和不稳定生产拟合法(Topaze法、RTA法)得到的计算结果。
3)综合分析压降法和不稳定生产拟合法得到的计算结果，苏5区块Ⅰ类井平均单井动储量2936×104m3；Ⅱ类井平均平均单井动储量1355×104m3；而Ⅲ类井平均单井动储量仅为981×104m3。用分类井井数比例加权平均得到苏5区块平均单井动储量1857×104m3。
符号说明
Pi、P分别为原始地层压力和气井生产到某一时刻时的压力，MPa；Zi、Z 分别为气体原始偏差系数和生产某一时刻时的气体偏差系数；G为地质储量，m3；Gp为累计产气量，m3；K为有效渗透率，mD；h为有效厚度，m；Ct为综合压缩系数，MPa-1；q为气井的产量，104m3/d；Tsc为地面标准温度，K；Psc为地面标准压力，MPa；μ为地层气体黏度，mPa?s；T为地层温度，K；S为表皮系数；pwf为井底流压，MPa；pci为初始套压，MPa；Pc为套压，MPa；Pe为外界地层压力，MPa；Re为供给半径，m；rw为井筒半径，m。
参考文献
[1]张伦友．关于可动储量的概念及确定经济可采储量的方法 [J]．天然气勘探与开发，1996，19(4)：75-76．
[2]李忠兴，郝玉鸿．对容积法计算气藏采收率和可采储量的修正[J]．天然气工业，2001，21(2)：71-74．
[3]罗瑞兰，雷群．低渗透致密气藏压裂气井动态储量预测新方法[J]．天然气工业，2010，30(7)：1-4．
[4]陈伟，段永刚，严小勇，等．低渗气藏单井非稳态产能分析及控制储量评价[J]．西南石油大学学报，2007，29(2)：34-36．
[5]王鸣华．一种计算气井控制储量的新方法[J]．天然气工业，1996，16(4)：50-53．
[6]李士伦．天然气工程[M]．北京：石油工业出版社，2000．
[7]黄炳光．气藏工程与动态分析方法[M]．北京：石油工业出版社，2004．
[8]张啸枫，唐俊伟，位云生，等．苏里格气田单井生产动态分析与管理[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2009，31(3)：110-114．
[9]李欣．应用瞬态物质平衡法计算气藏储量[J]．天然气工业，2002，22(4)：71-72．
[10]许文壮，陈红飞，刘三军，等．气井动储量落实及评价[J]．石油化工应用，2009，28(7)：61-64．
[11]张明禄．长庆气田低渗透非均质气藏可动储量评价技术 [J]．天然气工业，2010，30(4)：50-53．
[12]邓绍强，黄全华，肖莉，等．低渗透气藏储量早期预测[J]．西南石油学院学报，2005，27(6)：33-35．
[13]熊昕东，王世泽，刘汝敏，等．致密砂岩气藏储量难动用影响因素及开发对策[J]．西南石油大学学报，2008，30(4)：77-80．
[14]刘晓华．气藏动态储量计算中的几个关键参数探讨[J]．天然气工业，2009，29(9)：71-74．
SEC标准油气储量评估
SEC标准油气储量评估 SEC是美国证券委员会（Secucrities and Exchange Commission）的缩写。SEC储量就是利用SEC准则评估出的油气储量。 自1999年中石油在美国纽约证券交易所上市以来，每年需要由美国D&M公司根据SEC准则进行油气储量评估，并编制年报、披露储量信息。为加强对D&M公司评估结果的监督，使储量管理工作逐渐与国际接轨，2004年开始，股份公司要求各油田公司同时开展自评估，并将自评估结果与D&M公司初评结果进行对比分析后，通过与D&M公司进行对接，确定最终评估方案，将终评结果进行披露。 按照SEC准则评估的证实石油储量是剩余经济可采储量的概念。证实储量包括证实已开发储量（PD）和证实未开发储量（PUD）两部分，其中PD储量又包括已开发正生产储量（PDP）和已开发未生产储量（PDNP）储量。其中PDP储量是已经投入正式开发，且已经出现一定生产规律的储量。PDNP储量一般指油井刚完钻尚未投入生产或投入开发时间较短尚未出现递减规律时暂采用容积法计算结果，一般在全部投入生产出现递减规律后，PDNP储量就转入动态法评估成为PDP储量。PDP储量一般由评估人员按照SEC准则采用动态法利用生产数据进行评估得到，D&M公司评估师一般采用递减曲线进行评估，PDP储量需要每年按照最新的开发数据和经济参数分单元开展评估。PUD和PDNP储量均由评估人员按照SEC准则利用容积法计算地质储量，再类比采收率，计算得到，这两类储量需要每年对动用情况进行
分析，看是否需要转为已开发储量。同时，在SEC储量评估时，要按照评估储量和经济参数进行储量价值的评估，一般用于年报信息披露。 一、这几种储量的定义如下： 1.证实储量（Proved Reserves）: 是在现行经济和操作条件下，地质和工程资料表明，将来从已知油气藏中能以合理的确定性采出的原油、天然气和天然气液的数量。价格和成本以评估时的实际为准。价格的变化只考虑在现价基础上合同协议提供的变化，但不包括将来条件改变引起的价格上涨。 2.证实已开发储量（PD：Proved Developed reserves）——是通过现有井采用现有装置和操作方法，预期可采出的储量。通过注水或其它提高采收率技术补充天然能量或改变一次采油机理预期可获得的油气增加量，若划归“证实已开发储量”，仅仅是指在先导方案试验之后，或已安装流程取得生产效果而得以证实之后，表明增加可采储量是可实现的。 3.证实未开发储量（PUD：Proved Undeveloped reserves）——指预期从未钻井部位的新井中，或从现有井中需要很大花费重新完井而采出的储量。未钻井部位的储量必须限定在已钻井单元的紧邻可生产单元（offsetting productive units) ，即比较肯定钻井后能生产的储量。其它未钻井部位，只有当这些部位肯定是现有产层生产的延续时，才是证实储量。任何部位，只要注水或其它提高采收率技术的应用尚在设想中，则相应的储量都不能定为证实未开发储量，除非
中国石油SEC准则油气储量评估指南(印刷版)
油密AA级 5年 中国石油SEC准则油气储量评估指南 （试行） 中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司 二○○四年十一月
前言 自2000年以来，中国石油天然气股份有限公司（中国石油）、中国石油化工股份有限公司（中国石化）和中海石油（中国）有限公司（中国海油）三大公司相继在纽约证券交易所上市，根据美国证券交易委员会（SEC）准则进行油气储量评估已成为中国三大石油公司储量管理的重要内容。SEC准则下的油气证实储量是油公司的核心资产。证实储量评估的核心内容是依据生产连续性的原则和已经见到效果的技术，确定现阶段高确信度的剩余经济可采储量和储量价值。 中国石油已成功地进行了五个年度的油气储量特定资产评估，开展了《SEC标准油气储量评估方法研究与培训》项目的研究，组织了大规模的“SEC标准油气储量评估方法”培训，引进并客户化了油气储量资产评估软件，建立了上市储量评估数据库，培养了一批能按照国际通行标准开展储量评估的技术骨干，具备了全面开展SEC准则油气储量自评估的条件。 为了指导和规范各油田公司SEC准则油气储量的自评估工作，勘探与生产分公司储量管理处组织了中国石油勘探开发研究院杭州地质研究所、油气资源规划所、廊坊分院天然气地质所以及大庆、西南、辽河等有关油田公司的专家，组成《中国石油SEC准则油气储量评估指南》编制小组。编制小组成员主要包括：王永祥、王靖云、胡允栋、谢锦龙、蒋新、郑德文、张亚庆、毕海滨、胡晓春、邓攀、张伦友、兰丽凤、李铁军等。编制小组充分地研讨了美国SEC准则中S-X部分有关证实储量定义以及美国SEC财务会计准则第69号声明等有关油气储量准则，以
石油储量计算介绍
石油储量介绍 1. 概述与适用范围 1.1介绍了石油储量及远景资源量的分级和分类、储量计算和储量评价的方法。 1.2适用于天然石油及其溶解气储量的计算、评价与管理工作（海上石油储量计算另有补充规定）。 2. 术语 2.1地质储量：是指在地层原始条件下，具有产油（气）能力的储层中原油的总量。地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有技术经济条件下，有开采价值并能获得社会经济效益的地质储量。表外储量是指在现有技术经济条件下，开采不能获得社会经济效益的地质储量，但当原油价格提高或工艺技术改进后，某些表外储量可以转变为表内储量。 2.2可采储量：是指在现代工艺技术和经济条件下，能从储油层中采出的那一部分油量。 2.3剩余可采储量：是指油田投入开发后，可采储量与累积采出量之差。 2.4远景资源量：是依据一定的地质资料对尚未发现资源的估算值。 2.5总资源量：是地质储量和远景资源量之总和。 2.6评价井：对一个已证实有工业性发现的油（气）田，为查明油、气藏类型、构造形态，油、气层厚度及物性变化，评价新油（气）田的规模、生产能力（产能）及经济价值，最终以建立探明储量为目的而钻的探井。 2.7滚动勘探开发：复杂油气田，是有多层系含油、多种圈闭类型叠合连片，富集程度不均匀，油气水纵向、横向关系复杂特点。由于这种复杂的油气聚集带或油气藏不可能在短期内认识清楚，为提高经济效益，对不同类型的复式油气聚集带有整体认识后，可不失时机地先开发高产层系或高产含油气圈闭。在进入开发阶段以后，还要对整个油气聚集带不断扩边、连片、加深勘探，逐步将新的含油气层系和新的含油气圈闭分期投入开发。这种勘探与开发滚动式前进的做法，称为滚动勘探开发。 3. 储量计算工作的一般要求 3.1应采用现代先进工艺技术，认识和改造油层，取全取准基础资料，在认真研究地质规律的基础上进行储量计算。储量计算方法的选用和参数的确定，既要有理论根据，又要有本油田实际资料的验证。储量工作必须严肃认真、实事求是、科学地反映地下客观实际。 3.2在勘探开发的不同阶段，应根据对油藏的认识程度计算不同级别的储量。在油田投入开发后，应定期进行储量复核，使之逐渐接近于实际，直至油田枯竭。 3.3为确切反映我国石油储量状况及利用程度，应分别计算石油及其溶解气的地质储量、可采储量和剩余可采储量，并进行综合评价。
石油地质学教案 第十章 油气田勘探
第十章油气田勘探 《油气田勘探概述》 第一节概述 一、发展历史综述 1.初期阶段：（1840年以前-古代） 油气成因理论：“可燃的水”（石油）和“永恒之火”（天然气）——迷信化。直至十八、十九世纪，才出现了有关石油成因的假说，其中以无机生油论为主（碳化物说）。 油气勘探依据：地表油气显示，如油气苗。 钻井的方式：顿钻、麻花钻，深度不超过500－1000公尺。 勘探方法：钻井法。勘探领域；局限于油气苗附近和浅层。 缺乏地质研究，勘探效率低，成本高。 代表：我国自流井气田、巴库的苏拉汉、巴拉汗浅油层以及中东的一些油泉和浅油层。 2.中期阶段（1850’S-1940’S） 油气成因理论：无机论、有机论 油气勘探依据：线状分布理论--油气田呈线状分布，沿出油点的直线上找油。背斜理论—石油聚集于背斜构造的顶部，沿构造等高线分布，背斜高点找油最有利。 勘探方法：露头区－地质法；覆盖区－地理物理、录井； 钻井：旋转钻，可>1000米深；勘探领域：扩大，主要－山前坳陷，山间坳陷 代表：老君庙油田（1939）；中东两特大油田：科威特布尔干（K砂岩储层）、沙特加瓦尔 3.近期综合勘探阶段（1940’S-现）：二战后 油气成因：干酪根晚期成油说为主（我国） 找油理论：源控论＋圈闭论、复式油气聚集理论、油气成藏和分布理论 依据：背斜、断层、岩性、地层、水动力、复式圈闭等 方法：多法综合、协同勘探——地质、地球物理、地化、数学地质、钻井、录井… 钻井：电钻、涡轮钻、可达万米以上 领域：地台、海洋、高原、沙漠、极地、甚至更复杂的区域。——对象复杂化 理论研究加强：定量化、系统化、现代化、计算机技术 世界年石油产量：30亿吨/年；三大石油势力：波斯湾、前苏区、美国
SEC标准油气储量评估
SEC^准油气储虽评估 SEC 是美国证券委员会（Secucrities and Exchange Commission）的缩写。SECM量就是利用SEC准则评估出的油气储量。 白1999年中石油在美国纽约证券交易所上市以来，每年需要由美国D&讼司根据SEC准则进行油气储量评估，并编制年报、披露储量信息。为加强对D&讼司评估结果的监督，使储量管理工作逐渐与国际接轨，2004年开始，股份公司要求各油田公司同时开展白评估，并将白评估结果与D&嵌司初评结果进行对比分析后，通过与D&MM、司进行对接，确定最终评估方案，将终评结果进行披露。 按照SEC准则评估的证实石油储量是剩余经济可采储量的概 念。证实储量包括证实已开发储量（PD和证实未开发储量（PUD 两部分，其中PD储量又包括已开发正生产储量（PDP和已开发未生产储量（PDNP储量。其中PDRW量是已经投入正式开发，且已经出现一定生产规律的储量。PDNP储量一般指油井刚完钻尚未投入生产或投入开发时间较短尚未出现递减规律时暂采用容积法计算结果，一般在全部投入生产出现递减规律后，PDNP?量就转入动态法评估成 为PDP?量。PDP?量一般由评估人员按照SEC准则采用动态法利用生产数据进行评估得到，D&M^司评估师一般采用递减曲线进行评估，PDP?量需要每年按照最新的开发数据和经济参数分单元开展评估。 PU胡日PDNP?量均由评估人员按照SEC准则利用容积法计算地质储量，再类比采收率，计算得到，这两类储量需要每年对动用情况进行
分析，看是否需要转为已开发储量。同时，在SECB量评估时，要按照评估储量和经济参数进行储量价值的评估，一般用于年报信息披 一、这几种储量的定义如下： 1. 证实储量(Proved Reserves):是在现行经济和操作条件下，地质和工程资料表明，将来从已知油气藏中能以合理的确定性采出的原油、天然气和天然气液的数量。价格和成本以评估时的实际为准。价格的变化只考虑在现价基础上合同协议提供的变化，但不包括将来条件改变引起的价格上涨。 2. 证实已开发储量(PD Proved Developed reserves ) ---------------- 是通过现有井采用现有装置和操作方法，预期可采出的储量。通过注 水或其它提高采收率技术补充天然能量或改变一次采油机理预期可获得的油气增加量，若划归“证实已开发储量”，仅仅是指在先导方案试验之后，或已安装流程取得生产效果而得以证实之后，表明增加可采储量是可实现的。 3. 证实未开发储量(PUD Proved Undeveloped reserves ) ---------- 指预期从未钻井部位的新井中，或从现有井中需要很大花费重新完井而采出的储量。未钻井部位的储量必须限定在已钻井单元的紧邻可生产单元(offsetting productive units) ,即比较肯定钻井后能生产的储量。其它未钻井部位，只有当这些部位肯定是现有产层生产的延续时，才是证实
油气储量计算方法
西南石油大学 学生毕业设计（论文） 题目：油气储量的计算方法 专业年级：油气开采技术2011级 学生姓名：李桥学号：11105030105 指导老师：刘柏峰职称：讲师 指导单位：西南石油大学 西南石油大学自考本科 论文完成时间2013年3月23日
摘要 油气储量是石油工业和国民经济的物质基础，是国家安全的战略资源。它是油气勘探开发的成果的综合反映。油田地质工作能否准确、及时地提供油、气储量数据，这关系到国家经济计划安排、油田建设投资的重大问题。在油气勘探开发的不同阶段都需要计算储量，这是油田地质工作的一项重要问题。 正因为油气储量计算具有如此重要的意义，所以本文就油气储量的各种计算方法进行分析研究。 关键词：储量，方法，容积法，物质平衡，水驱曲线，产量递减······
目录 第一章前言 (1) 1.1当代中国油气储量的发展 (1) 1.2中国油气储量管理的发展 (1) 1.3中国油气储量工作的新进展 (1) 1.4油气田储量计算的发展现状 (2) 1.5油气储量计算的研究意义 (2) 1.6本文研究的主要内容 (2) 1.7本文研究的思路 (2) 第二章概述及储量分类 (3) 2.1油气储量的概念 (3) 1.油气储量 (3) 2.地质储量 (3) 3.可采储量 (4) 4.远景资源量 (4) 2.2工业油气流标准 (4) 2.3 储量分类 (4) 1.探明储量（也称为证实储量） (4) 2.控制储量（也称为概算储量） (4) 3.预测储量（也称为估算储量） (5) 第三章油气储量计算方法 (5) 3.1静态法 (5) 3.2动态法 (5) 第四章容积法油气储量计算 (6) 4.1容积法计算油气储量的思路及公示 (6) 1.油层岩石总体积 (6)
第十章 油气藏综合地质研究(含参考文献)
第十章油气藏综合地质研究 通过区域勘探和圈闭预探发现油气田之后，就开始进入油藏评价和开发阶段了。为了评价油藏、指导开发过程并提高开发效益，需要不断地对油气藏进行研究。实际上，油气藏地质研究贯穿于整个油藏评价和开发的全过程。由于各开发阶段的任务和资料基础不同，油气藏研究的内容及研究精度也不同。本章在前述各章的基础上，系统介绍各开发阶段的任务、资料及研究内容。 第一节油气藏开发阶段及任务 广义的开发阶段包括油藏评价、开发方案设计、开发方案实施、开发管理调整等阶段[57]。其中，油藏评价阶段是油气勘探至开发的过渡阶段。 一、油藏评价阶段 油藏评价阶段是指从圈闭预探获得工业性油气流到提交探明储量的油气勘探评价过程。该阶段的主要任务是探明油气藏、评价油气藏和开发可行性评价。 该阶段油藏地质研究的主要任务是描述油气藏的形态和规模、揭示油气藏内部结构和油气分布状况,指导勘探部署,提高勘探程度,以尽可能少的探井控制和探明更多的油气地质储量,并为开发可行性评价提供地质依据。根据勘探进程，该阶段又可划分为两个阶段：第一阶段：以第一口发现井所取得的各项资料为基础,充分利用地震信息，对油气藏类型、储集体规模、油气层分布等进行概要性的描述，提交控制储量和提出评价井井位意见，以优化勘探部署，达到以尽可能少的探井控制更多油气储量的目的。 第二阶段：以油气藏评价井所取得的各种资料为基础，充分发挥地震和多井综合评价的优势，对油气藏结构和参数的分布进行基本的描述，建立油藏概念模型,提交探明储量，并为开发可行性研究及先导开发试验区的选择提供必要的地质依据。 这二个描述阶段既有区别，又相互衔接。随着勘探程度的提高和资料的积累，油藏地质研究要滚动进行，不断提高精度；当勘探目标在两个阶段无明显差别时,可合并描述。 在探明油气藏之后，需对其进行开发可行性评价，主要内容为： ①计算评价区的探明地质储量并预测可采储量； ②提出规划性的开发部署； ③对开发方式及采油工程设施提出建议； ④估算可能达到的生产规模，并进行经济评价。 二、开发方案设计阶段 油藏经过开发可行性研究，被确认为具有开采价值后，即可进入开发设计阶段。在此阶段，主要是通过补充必要的资料，开展各种室内实验、油井试采及现场先导试验，进一步提高对储层的认识程度，保证开发方案设计的进行。 本阶段的主要任务是编制油田开发方案，进行油藏工程、钻井工程、采油工程、地面建设工程的总体设计，对开发方式、开发层系、井网和注采系统、合理采油速度、稳产年限等重大开发战略问题进行决策。所优选的总体设计要达到最好的经济技术指标。因此，总体评价必须保证这些重大开发战略决策的正确性。 372
石油天然气预测储量计算方法
《石油天然气预测储量计算方法》 Q/SY 181-2006 中国石油控制预测储量分类评价项目组 2007年6月
目次 前言 ..................................................................................................................................................... II 1 范围 (1) 2 规范性引用标准 (1) 3 术语和定义 (1) 4 预测储量界定条件 (2) 5 预测地质储量计算 (3) 6 预测技术可采储量计算 (6) 7 预测储量分类和评价 (7) 8 预测储量报告编写要求 (7) 附录A（资料性附录）储量计算公式中参数名称、符号、计量单位及取值位数 (9) 附录B（资料性附录）油（气）藏类型与油（气）采收率对照表 (10) 附录C（规范性附录）油（气）田（藏）储量规模和品位等分类 (12) 附录D（规范性附录）预测储量年报表格式 (16) 附录E（规范性附录）预测储量年报封面和扉页格式 (21) 附录F（规范性附录）含油气构造（油气田）预测储量报告内容基本要求 (23) I
前言 本标准的附录A、附录C、附录D、附录E、附录F、附录G、附录H是规范性附录，附录B是资料性附录。 本标准由中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准主要起草单位：中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院廊坊分院、大庆油田有限责任公司、辽河油田分公司。 本标准起草人：王永祥、郑得文、李晓光、黄薇、胡晓春、张亚庆、鞠秀娟。 II
石油和天然气储量计算方法
石油和天然气储量计算 石油与天然气储量：是指埋在地下的石油和天然气的数量。 第一节 工业油气流标准 工业油气流标准：包括油气井的工业油气流标准和储集层的工业油气流标准。 油气井的工业油气流标准：指油气井的产油气下限。 储集层的工业油气流标准：指工业油气井内储集层的产油气下限，也就是有效厚度的测试下限。 表8-1工业油气流暂行标准（1988） 第二节 油气储量的分类与分级 一、 分类： ???)(:) (:R N N 量下可以采出来的石油储在现有的经济技术条件可采储量储量地下油层中油气的实际地质储量 采收率≈N N R 二、 远景资源量及储量的分级 1．远景资源量：根据地质、地震、地球化学等资料统计或类比估算的尚末发现的资源量。
（1）推测资源量：根据区域资料，结合盆地或凹陷物探普查或参数井的储集层物性和生油岩有机化学资料估算的资源量。 （2）潜在资源量：（圈闭法远景资源量） 1． 预测储量→预探 是在地震详查以及其他方法提供的圈闭内，经过预探井钻探获得油气流、油气层或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比的有利地区按容积法估算的储量。 2． 控制储量：→详探 钻了少数评价井后所计算的储量。 3．???? ?→探明已开发储量末开发探明储量过渡基本探明储量 开发阶段探明储量)( 第三节 石油储量计算法—容积法 一、原理及公式：容积法计算油气储量的实质是计算地下岩石孔隙中油 气所占的体积，然后用地面的重量单位或体积单位表示。 oi o o e B S he F N ρ?????= N ——地质储量，万吨； F ——含油面积，km 2 He ——平均有效厚度，m φ——平均有效孔隙度，小数 S O ——含油饱和度， ρO ——平均地面脱气原油密度， B Oi ——平均地面原油体积系数。 二、 参数的确定： 1． 含油面积：
储量计算方法.doc
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 ·φ(1-S wi )/ B gi = 0.01A ·h ·φ(1-S wi )T sc ·p i / (T ·P sc ·Z i ) 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; φ ----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 = 0.101 MPa） 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 G c = Gf g f g = n g /(n g + n o ) = GOR / ( GOR + 24056γ o /M o ) 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；
S油田储量计算
S 油田储量计算 许月明1,李少华2 Ξ (1.中海石油湛江分公司,广东湛江 524057;2.长江大学地球科学学院,湖北荆州 434023) 摘 要 为了准确地评价S 油田的储量以及下一步井位部署方案,基于高精度三维储层模型计算了s 油田储量及储层的含油丰度。具体的做法是,首先进行了精细的小层对比,把目的层划分为两段共6个单层,并进行详细的沉积微相研究。在基础地质研究的基础上,采用RMS 软件建立储层的构造模型、沉积微相模型,在沉积微相模型的基础上采用相控建模技术建立物性参数模型。基于高精度的三维地质模型,计算了目的层的石油储量以及含油丰度的分布,为准确评价S 油田的储量以及指导开发方案的制定提供了可靠的地质依据。 关键词 储量;含油丰度;随机建模;RMS 油气储量计算是油藏设计开发方案中非常重要的一个环节,通常采用容积法或改进的容积法[1,3]。在基于二维图形的储量计算中,关键的参数如有效厚度、有效孔隙度、含水饱和度均为平均值。这样,大大掩盖了储层非均质性对储量计算的影响。三维 储层建模是从三维的角度对储层进行定量的研究并建立相应的三维模型,其核心是对井间储层进行多学科综合一体化、三维定量化及可视化的预测[4-6]。而基于三维模型的油气体积计算中,是按照每个网格计算各自网格单元的油气储量,然后累加得 储层微构造包括正向微型构造、负向微型构造和斜面微型构造。从6个吸水量相对较多的沉积单元微构造图上可以发现,6个沉积单元均为单斜构造,具有北东高、西南低的特征,研究区小层射孔底界微构造特征对小层的相对吸水量没有明显影响。总体上看,微构造之所以对二类油层吸水状况影响较小,是因为二类油层井距很小,只有150米,同时砂体分布面积也较小,流体在小范围内流动后被不 断采出,外动力成为主要动力,而重力作用则变得微 小。 7 结论通过对北二西西块注水井吸水状况进行系统分 析,明确了影响二类油层吸水状况的关键因素是小层厚度和小层渗透率;砂体沉积相特征、砂体规模是其次要影响因素,小层射孔底界面微构造特征影响甚微;关键因素与次要影响并不是严格主次关系,次要因素在某些层位也可成为主导因素,在配产配注时不能只考虑渗透率或厚度的单一影响,尽最大可能合理优化注采参数。 参考文献[1] 冯增昭.沉积岩石学[M ].北京:石油工业出版社,1996,200～2421[2] 李兴国.陆相储层沉积微相与微型构造,北京:石油工 业出版社,2000,50～1341 The Analysis of G eology R easons in Drinking Prof iles of the Secondary R eservoirs in Sa B ei Oilf ield S U X ue -j un (Daqing oilfield ,Daqing ,Heilongjiang province 163113,China ) Abstract :The east block of Bei Erxi is the first block of the secondary reservoirs which will be drived by polymer in north SaErtu oilfield ,basing on the drinking feature of the water wells at general watering stage dur 2ing only water driving ,the paper study sedimentary character ,scale of sandbody ,thickness of sandbody ,reser 2voir penetrability and microstructure character systemically ,finally know the key factors are the thickness of sandbody and the reservoir penetrability that affect the drinking feature of secondary reservoirs ,the sedimentary character and the scale of sandbody are the secondary factors ,microstructure character is potty. K ey Words :Bei Erxi ;the secondary reservoirs ;drinking feature ;key factors 7 01 2006年第7期 内蒙古石油化工 Ξ收稿日期:2006-04-15 作者简介:许月明,男,37岁,资深工程师,1994年毕业于江汉石油学院石油地质专业,研究方向沉积相与储层地质。
油气田动态储量计算
苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算 摘要运用气藏开发动态资料，选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量，故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。为此，针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征，在动态资料不断补充和丰富的基础上，综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算，分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。结论认为，苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量，Ⅰ类井平均单井动态储量为2936×104m3，Ⅱ类井平均单井动态储量为1355×104m3，Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×104 m3。所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。 关键词鄂尔多斯盆地苏里格气田苏五区块低渗透储集层非均质性动态储量计算方法开发中后期调整方案 气藏可动储量是指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下，已开发地质储量中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叫。运用气藏开发动态资料，筛选与之相适应的动态计算方法才能准确确定动态储量[2-4]，而对不同气藏筛选气藏动态储量的计算方法具有十分重要的意义。苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，是大面积分布的砂岩岩性气藏，主要产层为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段。该气田储集层条件复杂，具有低丰度、低压、低渗、非均质性严重等特征。针对苏里格气田低渗透、强非均质性特征，笔者分别运用气藏工程压降法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法对苏里格气田不同开发时期可动储量进行了计算[5-10]，分析了不同方法的适应性和可靠性，目的是筛选适合于苏里格低渗透强非均质气田可动储量的计算方法，对气田开发中后期调整方案制定以及气藏产能评价提供技术支持，这对苏里格低渗透强非均质气田开发中后期调整方案制定以及气藏产能评价都具有借鉴意义[11]。 1 动态储量计算方法的选择