物质平衡法储量计算
物质平衡法分区计算定容气藏动储量和压力
若 ｎ参６ Ｐ得 令 一 ， ，： 一ｉ
Ｐ － ａ－ ｂ － Ｇ （ ３）
所 以定容封 闭气 藏 的视地 层 压力 （ ／ ） 累计 ｐＺ 与 产气 量 （ ） 直 线 关 系 。 当 ｐ ｚ一 ０时 ， Ｇ。 成 ／ Ｇ 一Ｇ。 因此 ， 以利用 压 降 图外 推 至 ｐ ｚ一０ 即与 横 坐标 可 ／ ，
容 易 ， 其在 测试 地 层 压 力 时要 求全 区整 体 关 井 ， 达 到 一 定 的 时 间 ， 试 点尽 量 多 的 情 况 下 。利 用 物 质 平 衡 法 分 尤 并 测
区计 算 了定 容 气 藏 动 态 储 量 ， 结合 弹性 二 相 法联 立 计 算 了 不 关 井 条 件 下 的 地 层 压 力 。 现 场 数 据 说 明 ， 照 压 力 并 按 系统 和 非 均 质 性 分 区计 算 动 态储 量 比 全 区整 体 计 算 更 接 近 真 实 的 结 果 ， 差 更 小 ； 物 质 平 衡 方 法 计 算 不 关 井 条 误 用
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第 ３ ５卷 第 ３期
２０ ０ ７年 ５ 月
石
油
钻
探
技
术
Ｖｏ１ ５， ｏ ３ ．３ Ｎ ．
Ｍ ａ ２Ｏ ７ ｖ． Ｏ
ＰＥ ＴＲＯＩＥＵＭ ＤＲＩ Ｉ ＴＥ Ｉ ＮＧ Ｉ ＣＨＮＩ ＱＵＥＳ
． 试 井与开 采 ．
物 质 平衡 法 分 区计 算 定 容 气 藏 动储 量 和压 力
程 时清 杨 秀 祥 谢 林 峰 李相 方
（ 国石 油 大 学 （ 京 ）石 油 工 程 教 育 部 重 点 实验 室 ，北 京 昌平 １２ ４ ） 中 北 ０ ２ ９
摘 要 ： 客 气 藏 的动 态储 量和 地 层 压 力 获取 方 法 尽 管 很 多 。 要 在 油 田 紧张 的 生 产 情 况 下 准 确 计 算 却 并 不 定 但
采气工程第三章气藏物质平衡、储量计算及采收率杨
V f
C f ( pi p)GBgi (1 Swi )(1 ywi )
‹#›
第一节 气藏物质平衡方法
联立以上式子并整理可得：
从上式可看出 (1 Sw)(1 (1 Swi )(1
yw ) ywi )
1C f
( pi
p)
p Z
和GP是直线关系，在P/Z=0处，可确
定地质储量。当不含水和不考虑岩石
目前条件P<Pd
高压凝析气藏开采物质平衡图 ‹#›
第一节 气藏物质平衡方法
三、凝析气藏物质平衡
2.带有水蒸汽的凝析气藏
（1）假定原始条件下，地层压力大于露点压力，则有原始地下储集空间 为：
V pi
GBgi (1 Swi )(1
ywi )
原始条件下 水蒸气的体积分数
目前的孔隙空间为气和水所占:
压力下降，气层岩石的形变体积:
简化 实际储层
Tanker
第一节 气藏物质平衡方法
最简单的物质平衡方程：
Gh G G p
式中
Gh——目前地质储量，108m3 G——原始地质储量，108m3 GP——目前累积采出量，108m3
由于地下气藏流体性质储层物性变化的差别而造成了储烃空间和描述方 法的差别，需按不同类型的气藏进行分析：
凝析油饱和度
从此式可以看出，（1-So）P/Z和Gpt为 一条直线，利用此直线同样可以得到Gt。
‹#›
第一节 气藏物质平衡方法
三、凝析气藏物质平衡
1.常规凝析气藏
2）如果地层压力低于露点压力，或带油环的凝析气藏，则在原始条件 下已是两相，对应的物质平衡方程可写成：
式中：
Gt B2gi (Gt Gpt )B2g
1物质平衡法计算地质储量
1物质平衡法计算地质储量如果知道原始地层压力和累计采出量，试井中测到了目前地层压力，或者测试到了阶段压降和阶段采出量，就可以使用这种方法计算储量。
这是物质平衡定律最直接体现。
其实，在试井计算储量的其它方法中都遵循这个定律，只是表现的形式不同罢了。
油藏按驱动能量可划分为不同驱动类型。
不管哪种驱动类型的油藏中的原始流体的总量必然遵守物质守恒的原则，其主要用途为：根据开发过程中的实际动态资料和流体物性资料预测各种类型油气藏的地质储量，预测油藏天然水侵量，开发过程中定产条件下的压力变化以及油藏最终采收率。
以下以p N 表示累积产油量（104t ），p W 表示累积产水量（104t ），i W 表示累积注水量（104t ），e W 表示水侵量（104t ），w B 、o B 、g B 分别为目前地层条件下水、原油及天然气体积系数，i w B 、i o B 、i g B 分别为原始地层条件下水、原油及天然气体积系数，wi S 表示束缚水饱和度，p R 、s R 、i s R 分别表示生产油气比和溶解油气比及原始溶解油气比，原油两相体积系数g s p o t B R R B B )(-+=，假定原始两相体积系数oi i t B B =，f C 和wi fwi w o t S C S C C C -++=1分别为岩石压缩系数和综合压缩系数，1/MPa ，G 表示气顶区天然气地面体积，P ∆表示地层压降，MPa 。
（1）未饱和油藏的物质平衡法计算储量A ．封闭型弹性驱动油藏 地质储量为：P CB B N N t oi o P ∆=（104t ） （1）B ．天然水驱和人工注水的弹性水压驱动油藏 地质储量为：PC B B W W W B N N t oi wp i e o P ∆-+-=)]([ （104t ） （2）（2）饱和油藏物质平衡法计算储量A ．溶解气驱油藏地质储量为：P S C S C B B B B R R B N N wif wi w ti ti tg si p t P ∆-++--+=)1()(])([（104t ） （3） B ．气顶气和溶解气驱动油藏地质储量为：P S C S C B m B B B mB B B B R R B N N wi f wi w ti gi g gi ti ti t g si p t P ∆-+++-+--+=)1()1()()(])([ （104t ） （4）oi gi NB GB m =为气顶区天然气气地下体积与含油区原油地下体积之比。
低渗透气藏单井动态储量计算方法分析
37一、前言徐深气田低渗透储层主要发育于登娄库组、营城组和沙河子组，埋藏深度从3000m到5000m左右，储层致密（统计密度大于2.52g/cm3占70%、渗透率小于0.1md 占65%、孔隙度均小于10%），埋藏越深储层物性越差。
为求取储层物性参数，编制开发方案，上交储量通常进行短期试采（开井30-90天），为准确求得地层参数往往还进行长期试采（180天以上），据统计单井压后长期试采（180天以上）处于不稳定流状态，很难达到拟稳定流动状态或边界控制流动状态，不但浪费了大量的天然气资源，还难以达到试采目的，确定储量。
因此，探索低渗透气井储量计算可靠方法，具有重要经济意义。
表1 试采井统计分析数据表二、常规气井储量计算方法分析气藏动态储量的计算方法主要有4大类[1]：一是物质平衡法（压降法、流动物质平衡法），二是通过试井方法预测（弹性二相法、油藏影响函数法、气藏探边测试法、试凑法、压力恢复试井法），三是经验法（经验公式法、产量累计法、衰歇曲线法、水驱曲线法），四是典型曲线特征法（Blasingame典型曲线分析法、A-G典型曲线分析法、NPI典型曲线分析法、不稳定典型分析法）。
在开发早期计算动态储量的常用压降储量分析法，但此法需有足够的试采资料，即三次以上的关井压力恢复数据，此外，借助一次压力恢复试井资料，也可求得影响半径和控制储量；在开发后期，气井进入递减期，可以釆用递减法和其它数学法进行动态储量计算；但每一种算法都有一定的局限性，有的不适应于气藏开发初期，有的要求开井前压力稳定或者关井前已生产了很长时间，压力已趋于稳定，有的算法要求有很高的压力计量精度和苟刻的测试条件；试井方法计算储量也是受多解性的影响比较严重，经验法计算的储量往往误差比较大。
其中应用较广泛的是物质平衡法(压降法)、弹性第二相法、典型曲线法。
三、储量计算改进方法针对低渗透气井物质平衡法计算储量关井压力难以获得的问题，以及典型曲线法边界控制流动很难出现的问题，分别制定了两种不同的方法，下面以XS9-1井为例进行说明计算储量思路。
应用瞬态物质平衡法计算气藏储量
天 然 气 工 业
#22# 年 . 月
（"）
& . / 线就与静态 & . / 线不平行。 式 （!2） 右边决定了静态和瞬态 & . / 线两者的距 离。若在气藏衰竭开发的过程中测定两个或更多个 应当存在如下的关系： & . / 值时， （", 0 # ） （ ,0 #） + + ! # +, +, ( " # " " , ) -# ) , ! ’! !) ’# % ) % （ ,0 #） + 1 （!#） +, ( … ( " # " , ) - %!) ’ 1 若用无因关井时间表示， 则式 （!#） 改写为： !) ’ 1 ( 令
无限大地层中的压力降可用下式表示： "# ! $ !3 ［& （ ’ 0）( & （ ’ 12） ］) & （ 45 3 ! 3）) ! $%% $% % ! （!） 式 （!） 中， （ ’） 为拟压力函数： &
女， 高级工程师； 现在中海石油上海分公司开发生产 !"#" 年生， !""$ 年西南石油学院油气田开发专业硕士毕业， !李欣， 部从事油气藏管理工作。地址： （%&&&’&） 上海市零陵路 ()’ 号。电话： （&%!） #$’"(’&& 转 ’!""!。
万方数据 ・ .# ・
表! 压力 （567） (( 3 (1 (! 3 "#1 3 -" #. 3 /1 #- 3 #* #" 3 -/
定产量情况的模拟结果 （真实和无因次的时间）
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 ·φ(1-Swi )/ Bgi= 0.01A ·h ·φ(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;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。
油藏工程常用计算方法
油藏工程常用计算方法目录1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (3)2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (3)3、预测塔河油田油井产能的方法 (3)4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (4)5、表皮系数分解 (4)6、动态预测油藏地质储量方法简介 (5)6.1物质平衡法计算地质储量 (5)6.2水驱曲线法计算地质储量 (7)6.3产量递减法计算地质储量 (8)6.4Weng旋回模型预测可采储量 (9)6.5试井法计算地质储量 (10)7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (15)8、预测凝析气藏可采储量的方法 (15)9、水驱曲线 (16)9.1甲型水驱特征曲线 (16)9.2乙型水驱特征曲线 (17)10、岩石压缩系数计算方法 (17)11、地层压力及流压的确定 (18)11.1利用流压计算地层压力 (19)11.2利用井口油压计算井底流压 (19)11.3利用井口套压计算井底流压 (20)11.4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） (22)11.5地层压力计算方法的筛选 (22)12、A RPS递减分析 (23)13、模型预测方法的原理 (24)14、采收率计算的公式和方法 (25)15、天然水侵量的计算方法 (25)15.1稳定流法 (27)15.2非稳定流法 (27)16、注水替油井动态预测方法研究 (34)17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (38)1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测如果知道了气藏的原始地层压力i p 和其相应的绝对无阻流量*AOF q ，就可以用下式计算不同压力R p 下的气井绝对无阻流量：()2*i R AOF AOF p p q q =。
2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究指数式确定的无阻流量大于二项式确定的无阻流量，且随着无阻流量的增大两者差别越明显。
当无阻流量小于50万时，两者相差不大。
3、预测塔河油田油井产能的方法 油井的绝对无阻流量：⎪⎭⎫ ⎝⎛-=25.2b R o AOF FEp p J q （流压为0）。
储量计算方法
储量计算方法储量计算是石油工程中的一个重要环节，用于估算石油储层中的可采储量。
准确的储量计算是决定石油开发方案和经济效益的基础，因此储量计算方法的选择和应用至关重要。
本文将介绍几种常用的储量计算方法，并对其适用范围和计算步骤进行详细说明。
一、原油1. 物质平衡法物质平衡法是一种常用的储量计算方法，它基于储层中的流体平衡原理，通过石油气田的产量及气藏中原油的组分和状态参数，推算储层中的可采原油储量。
该方法适用于采收率较高且气藏物性比较单一的情况。
2. 体积法体积法以储层中的原油体积为计算依据，通过测定储层体积、有效孔隙度和饱和度等参数，计算储层中的原油储量。
这种方法适用于孔隙度较高和载油组分较复杂的储层。
二、天然气1. 产量法产量法是计算天然气储量的一种常用方法，它基于气井的产量数据和气藏参数，通过推算气藏衰减规律来估算储层中的可采天然气量。
该方法适用于气藏开发过程中产量变化较大的情况。
2. 压缩因子法压缩因子法是另一种常用的天然气储量计算方法，它通过测定天然气的压缩因子、温度和压力等参数，计算储层中的可采天然气储量。
这种方法适用于含硫气体和高压气藏等特殊情况。
三、重质油1. 含量法含量法是计算重质油储量的一种常用方法，它基于石油样品化验结果，通过测定重质油中的组分含量和密度等参数，推算储层中的可采重质油储量。
该方法适用于重质油储层中重质组分含量较高的情况。
2. 计算模型法计算模型法是另一种常用的重质油储量计算方法，它基于石油化工和油藏工程理论，通过建立数学计算模型，推算储层中的可采重质油储量。
这种方法适用于重质油储层中油质较复杂和渗透率较低的情况。
总结起来，储量计算方法依据不同的油气藏特点和采收技术要求，选择合适的计算方法进行储量估算。
在实际应用过程中，还应考虑不确定性因素对计算结果的影响，并结合其它地质和工程数据进行综合评价，以提高储量计算结果的准确性和可靠性。
以上介绍的储量计算方法仅为常见的几种，随着石油工程技术的发展，还会出现新的计算方法。
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3.4.0 物质平衡法储量计算前面章节提到的油气储量评估的容积法要求具备一些地质资料来确定所研究油气藏的岩石体积、孔隙度和含水饱和度。
在无法确切知道岩石体积和油气藏参数的情况下，可用物质平衡法计算油气藏地质储量,这种方法在气田开发中、后期应用十分普遍(尤其是在四川),而且它比容积法计算的结果更准确。
所谓物质平衡法，是指在油气藏体积一定的条件下，油气藏内石油、天然气和水的体积变化代数和始终为零。
即是说,在油气藏中,任一时间的油气水剩余量+累计采出量=原始地质储量,PV/T关系始终保持平衡。
根据这一原理，物质平衡法要求油气藏压力测值要精确。
既要求原始地层压力，又要求生产期间不同时间段内的平均地层压力，同时要求这一时间段内的油气产出体积量。
图3.5.5到3.5.9是用地层压力/偏差系数与累积气产量关系表示的干气藏和低凝析油气藏的图解物质平衡关系曲线。
这一过程假设气藏中没有水侵量，岩石和流体的压缩系数较高。
所需参数为产气期间的累计采出量和地层压力。
地层压力/偏差系数与累计产量为线性关系，表示为一条直线。
通常只需要很少几次实测的井底静压就可以建立外推的趋势。
然后，根据预计的气藏废弃压力，通过外推来估算原始天然气可采储量。
这种压力/偏差系数与累计产量关系外推法,可用于单井或整个气藏的储量分析,最终可采量或原始气储量的依据是地层废弃压力和经济极限产量。
当气藏为非均质性储层或关井时间不足以使井底静压恢复平衡时,或者采出程度太低,井控程度不够时,这种早期时间点外推时，往往计算结果偏小,要十分谨慎。
在没有水侵也不考虑孔隙体积和地层水压缩性的情况下，压力/偏差系数与累积气产量关系应当是非常好的线性关系。
当气藏不存在水侵的情况下,用压力/偏差系数方法预测的储量是相当可靠的。
如果气藏存在着水侵，则在地层压力/偏差系数与累计产量的关系曲线上表现出上翘的趋势,在此条件下再用线性外推法确定原始天然气地质储量就可能偏大。
如果原始条件发生变化，已不同于评估初始时的条件，则单井压力/偏差系数分析会有误差。
这种变化可能是由于井的泄油面积的变化或者是油藏内其他生产井的干扰（图3.6.0 到3.6.6）造成的。
异常高压气藏一词是指当气藏的地层压力远远超过静水柱压力时的气藏。
地层原始压力是局部流体梯度的函数，变化范围是1.3 到2.3。
世界很多地区，超覆地层压力系数高达2.0以上,如塔里木克拉2气田压力系数高达1.8~2.2，四川的XX,原因通常是构造应力，或者是压实、成岩作用的结果。
在以往的文献中,通常认为:异常高压气藏的压力/偏差系数(P/Z)与累积气产量（G p）关系图可首先绘成线性关系，然后，当地层压力降到静水柱压力时，关系图表现出下降趋势,所以早期时间点在该图上推得出的原始天然气地质储量会过高（图3.6.7）。
然而据张伦友近年的理论研究(见《天然气工业》1998.XX期“变容物质平衡方法及其在气田开发中的应用”)认为,异常高压气藏的压力/偏差系数与累积气产量的关系曲线实际上是一条连续变化的近似抛物线(见插图),而不是斜率不同的两条线。
以前那种调整压力/偏差系数与累积产气量关系图的这种斜率异常的方法仅是一种近似处理的作法。
用物质平衡方法预测多井气藏的储量时，应绘制同一气藏内所有井的井底静压与时间曲线。
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G p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（G p）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（G p）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/T 6098-2000)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P wf 。
(2)采用下列方程之一,求每口井平均地层压力P R :(3)求取废弃地层压力方法a.单井系统,当q g = q ga 时, P a =P R ；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(权或孔隙体积加权等)平均法,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,开发方式下,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)1..(..................................................)(22n wf R g P P C q -=)2.(........................................22222g g wf R q B q A P P +=-[])3.........(1071433.24/3)/ln(522sc g a w e sc g wf R KhT q S r r TZ p P P -⨯+-=-μ)4.......(..............................g bQ a Z p +=)6.(........................................ ..(5).............................. )1(a i i a gi i i GD Z P b GD Q Z P a =-=可由气藏实际的压力—产量数据按(4)式线性回归确定。
当Q ga 确定之后,即可直接求得P a /Z a 。
3)按气藏类型和埋藏深度折算法两种方弃地层藏,标准划类型,度所对注意,于III 图2 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（7080m 3/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– P wf2 = 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P wf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P a值，再用适当的变量替换。
P a = {[q el/(.02832 ⨯ C)] l/n + P wf2}0.5P a = {[(7.08 ⨯ 10-3) / (.02832 ⨯ 2.49 ⨯ 10-6)] 1/0.9 + (315)2}0.5P a = 678磅/英寸2（绝对）当1号井的产量达到25万立方英尺/日（7080 m3/日）时，因其已不具备经济生产能力而关井。