天然气藏采收率计算
气藏储量计算方法
精选ppt
2
(2)未开发探明储量(简称2类，相当其它矿种B级) 已完成评价钻探，并取得可靠的储量参数后所计算的储量。它是编制开发
在评价勘探或详探和以后的开发阶段中，井点越来越多，完全能够绘制出气藏 有效厚度、有效孔隙度 (有时绘制有效厚度与孔隙度乘积)、含气饱和度、压力和温 度等值线图，此时借助求积仪和各类等值线图，按下列公式分别计算：
平均有效厚度
n
hiAi
h
i1 n
Ai
i1
精选ppt
（6-2）
6
有效孔隙度
n
iAi
i1 n Ai i1
3、网格离散化方法
（1）手工离散
为了方便计算，将各类等值线图进行等网格划分，见图6—1，然后再把各等值线
数用手工法离散到网格的各个结点上。气藏容积法储量便是各个离散面积上容积
储量的总和，即
n
G0.01 Aihi iSgi/Bgi i1
（6-7）
式中n为离散点数。
精选ppt
8
离散网络图
（2）计算机自动离散 这种方法是采用曲面回归方式，将井点参数以相应的趋势形成曲面，再由
Z Zi
pTsc
WpBw
pscZT
精选ppt
14
p Z
pi Zi
1
Gp G
1We
1 Wp Bw
Vpi
令 We WpBw 为气藏水侵体积系数
Vpi
天然气工程-气藏物质平衡、储量计算及采收率
原始油 气界面
原始油水界面
凝析气顶油藏综合驱动流体分布示意图
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第一节
气藏物质平衡方法
根据物质平衡关系，采出的油量和气顶体积量之和应等于增加的 水量:
N i Boi N i Bot N P Bot mNi Boi mNi Boi Bgt Bgi N i Roi Bgt N P RP Bgt N i Rs Bgt
Z 2i ， B2 gi ——原始条件下的两相偏差系数及对应的体积系数。
由变形后的式子可以看出， 和 G pt 为一条直线，利用此直线同样 Z2 可以得到 Gt 。
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p
第一节
三、凝析气藏物质平衡
2.带有水蒸汽的凝析气藏
气藏物质平衡方法
考虑到凝析气藏一般埋藏深度大，有介质形变和水的压缩性问题，带 有水蒸汽的凝析气藏开采过程的物质平衡关系见下图：
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20
第一节
气藏物质平衡方法
四、异常高压气藏物质平衡
异常高压一般指压力梯度大，须考虑水的压缩性和岩石的形变。在此 以干气为例来说明异常高压气藏的物质平衡方程式。
GBgi (G GP ) Bg VW V f
原始储气 空间 剩余烃类 体积 束缚水膨胀 体积 岩石骨架膨 胀体积
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第一节
气藏物质平衡方法
因为采出的油量中包括从油环中采出的油和压力下降后反凝析出的 凝析油。所以，采出的油量须加以修正。
qo
式中：
(q free / qc R) (q free / qc Rc )
qt
老气田增加采收率的常见方法及重大意义
老气田增加采收率的常见方法及重大意义摘要：天然气也同原油一样埋藏在地下封闭的地质构造之中，有些和原油储藏在同一层位，有些单独存在。
对于和原油储藏在同一层位的天然气，会伴随原油一起开采出来。
对于只有单相气存在的，我们称之为气藏，其开采方法既与原油的开采方法十分相似，又有其特殊的地方。
关键词：老气田采收率方法意义一、采收率的基本概念天然气藏采收率是指在现有技术经济条件下，能从天然气藏的原始地质储量中采出的天然气总量与原始地质储量的百分比，它是衡量一个衡量气藏开发效果、工艺水平和地质储量可采性等的综合指标。
二、影响老气田采收率的主要因素影响采收率的因素有很多，可分为内在因素和外在因素。
1.内在因素1.1油气藏的类型，如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏；1.2储层的孔隙结构，如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等；1.3油气藏天然能力，如油藏压力水平，有无气顶，边、底水天然能量的活跃程度；1.4油气性质，如油、气的密度、原油的粘度、气油比、气田的天然气组分和凝析油含量。
2.外在因素：2.1井网合理密度及层系合理划分；2.2钻采工艺技术水平和合适而有效的增产措施，如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等；2.3为提高气田采收率所进行的三次采气技术，如增压开采、泡沫排水、新钻井技术等；2.5经济合理性，涉及到经济模式、气价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等。
三、增加采收率的常见方法1.在气田开发中，现已成熟并常用的方法有以下六种：增压开采；修井酸化；泡沫排水；气举排水；新的排水采气措施（电潜泵、柱塞、螺杆泵等）；新钻井技术（水平井）等。
2.天然气开采其特殊地方：2.1自喷式由于天然气密度小，为0.75～0.8千克/立方米，井筒气柱对井底的压力小；天然气粘度小，在地层和管道中的流动阻力也小；又由于膨胀系数大，其弹性能量也大。
因此天然气开采时一般采用自喷方式。
这和自喷采油方式基本一样。
不过因为气井压力一般较高加上天然气属于易燃易爆气体，对采气井口装置的承压能力和密封性能比对采油井口装置的要求要高的多。
天然气工程教程第4章气藏物质平衡、储量计算及采收率
(1 Sw So )(1 yw ) (1 Swi )(1 ywi )
1C f
( pi
p)
p Z
pi Zi
pi Zi
Gp G
(1 Sw So )(1 yw) (1 Swi )(1 ywi )
1C f
( pi
p)
p Z
0
Gp
G
说明：
在应用上述物质平衡方程时，需要知道两相 偏差系数与凝析油的饱和度，这些需要通过凝析 气井的取样和实验室分析进行测定。
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 :
VPi
GBgi (1 S wi )(1
yW i )
原始条件水 的体积分数
(1) 地层压力大于露点压力
目前的孔隙空间 为气和水所占 :
VP
(G GP )Bg (1 SW )(1 yW )
由于压力下降，气层 岩石的形变体积:
Gp G
P/Z
0
岩石和流 体压缩性 同时作用
只有流 体压缩
G
Gp
求储量的另一 “归一”化处理：
p Z
(1 Cep)
pi Zi
pi Zi
Gp G
纵轴上截距： a pi Zi
斜率： b pi 1 Zi G
外推直线至：
p 0 与横轴交点
Z
即为G。
pi
p Z
(1
Ce
p
)
Zi
0
Gp G
五、气藏物质平衡方法应用中的注意事项
凝析油采收率：
EcR 2.09 107 ( pi )0.9027(Ri )0.25084( o )2.25253 (141.5 131.5 o )2.50337 (1.8T 32)0.30084
天然气知识
第二部分 气藏天然气储量1、容积法估算天然气储量1. 1气藏原始地质储量gi gi E S Ah G φ01.0= （2-1）式中 G ——天然气原始地质储量，108Sm 3;A ——含气面积,km 2;， h ——平均有效厚度，m;φ——平均有效孔隙度，小数； gi S ——平均原始含气饱和度，小数wi gi S S -=1wi S ——平均原始含水饱和度，小数；gi E ——天然气的膨胀系数。
1. 2定容气藏采出程度100110011001100⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛-=⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=⨯=Z p pZ B B E E G G FR i i g gi gi g p（2-2）式中FR —采出程度，%；G —天然气的原始地质储量103Sm 3， p G —累积产气量，103Sm 3;i p 、p —气藏原始平均地层压力和任意压力，Mpa ；gi E 、g E —在i p 、p 和平均地层温度下天然气的膨胀系数； gi B 、g B —在i p 、p 和平均地层温度下天然气的体积系数；i Z 、Z —在和平均地层温度下天然气的偏差系数。
1.3气藏采收率 定容气藏100110011001100⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛-=⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=⨯=a i i a ga gi gi ga paR Z p Z p B B E E G G E式中 R E —采收率，%；a p —废弃压力，Mpa ；pa G —废弃压力下天然气的膨胀系数； ga B —废弃压力下天然气的体积系数； a Z —废弃压力下天然气的偏差系数；其余符号同前。
水驱气藏：()gagi gi ga ga gi R B S B S B S E -=100 （2-3）式中 ga S —废弃时含气饱和度。
其余符号同前。
1. 4可采储量Rgi wi Rg E E S Ah E G R )1(01.0-=⨯=φ （2-4）式中 g R —到废弃压力的可采储量，108Sm 3。
储量估算中注水砂岩油藏采收率的确定方法—以鄂尔多斯盆地延长油田X区为例
延9油层水驱采收率，% 21.3 17.3 16.1 18.2
2.2 类比法
研究区陆续进入全面注水开发阶段，因此 选取的类比区均为注水井网较为完善的已开发井 区，最终得到X区延9油藏的水驱采收率为25.0% （见表3）。
表3 延长油田X区延9储层采收率计算参数与邻区采收率 类比表
油田 层位
延长油田 邻区A 延安组延9
表1 延长油田X区延9油层组采收率公式取值参数表
参数
取值
参数
取值
水压缩系数
地层原油粘度/MPa.s 24.826 （×10-4/MPa）
4.75
岩石压缩系数
地层水粘度/MPa.s 0.5
（×10-4/MPa）
0.64
原始地层压力/MPa 8.653 井网密度（口/Km2） 7.7
油藏饱和压力/MPa 0.934
式中：
Er—原油采收率，f； K—渗透率（10-3μm2）；
VK—渗透率变异系数； hoe—储层有效厚度，m； T—储层温度，C°； S—井网密度（口/km2）；
μR—油水粘度比。 陈元䱾ݹ千ॹ水≪傧驱⸸砂ዟ䟽岩᭬⦽采㔅收僂ޢ率ᕅ经φ 验公式：
(5
ªI
« ¬
6ZL %RL
º » ¼
u¨§ ©
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.
P ZL
P RL
· ¸ ¹
u
6ZL
u§¨
SL
· ¸
© SD ¹
式中： Er —原油采收率（f）； K—地层渗透率（10-3μm2）； φ —孔隙度（f）； μoi—地层原油粘度（mPa·s）； Swi—原始含水饱和度（f）； Pa—油藏废弃压力（MPa）； Boi—地层条件下原油体积系数（m3/m3）。 ③长庆油田经验公式 Er = 0.1646+0.1226 lg（K/μoi） 式中： Er —原油采收率（f）； K—地层渗透率（10-3μm2）； μoi—地层原油粘度（mPa·s）。
3—5油气采收率的测算
概述
• (2)开发技术水平
• ①开发层系组合划分：在多油层条件下， 恰当地划分组合开发层系，是获取良好开 发效果的关键。一般来说，开发层系划分 越细，一套开发层系内的油层数越少，油 层的剖面动用程度就越高，油气采收率也 越高。但油田开发在获取较高采收率的同 时，还要兼顾开发投入和经济效益，因此， 开发层系也不能划得过细。
原油采收率的测算方法
• 他们认为：在勘探阶段，资料很少的情况 下，根据油藏的地质条件和原油性质，以 及油藏驱动类型，在上述经验值范围内， 确定采收率估计值。
• • 我们通过实践检验认为，上述方法实在太
粗，问题太大，不宜采用。其问题表现在：
原油采收率的测算方法
• ①重力驱动几乎不可能取得高达10％ 甚至5％以上的采收率；一些稠油油藏 依靠原始能量进行冷抽时，可能取得 百分之几甚至10％左右的采收率，但 主要贡献是弹性能量和溶解气能量， 重力在其中的作用十分有限。
概述
• ②井网井距适应性：开发选用的井网 井距是否适合油藏的地质条件，是获 取高的采收率和好的经济效益的又一 关键。一般来说，井距越小，油层平 面动用程度越高，油气采收率也越高。 但油田开发必须兼顾开发投入和经济 效益，因此，就有一个合理井距和井 网井距适应性的问题。
概述
• ③开发战略与策略：开发战略与策略是否 适合其地质条件，是否合理科学，是该油 藏开发成败的又一关键。比如，注水时机 的选择、注采强度的设计、调水配注的合 理性、采油速度设计、压力水平的保持、 开发调整的设计与实施情况、剩余油研究 与提高采收率工作的水平等，都是严重影 响最终采收率的重要因素。
概述
• ⑤油层厚度：油层厚度对油气采收率的影 响是明显的，原因主要在于注入水的重力 作用(油水密度差异明显)导致厚油层下部水 洗较好而中、上部水洗差，从而导致厚油 层剖面动用程度降低，最终采收率较薄油 层为低。尤其渗透率剖面变化较大的厚油 层，如正韵律厚油层的采收率一般要比反 韵律厚油层低2---3成。
【【【采收率计算方法汇总】】】
试油试采特征及产出、注入能力研究开发方式研究油田开发方式（或驱动方式）的选择，是油田开发方案设计的根本决策，它直接影响到开发层系的划分与组合、开发井网部署、注采系统配置和生产规模建设。
对于一个具体油田，选择何种开发方式，由其技术经济条件（油田地质、渗流特征、流体性质、注入剂类型及来源、地面工程费用等）决定。
根据塔木察格19区块的实际情况，可供选择的开发方式主要有天然能量驱动开采和注水保持压力开采两种。
1、国内不同类型不同开发方式油藏的采收率根据统计资料，我国陆上不同类型油藏平均采收率情况见表××。
表××中国陆上不同类型油藏平均采收率情况统计表（截止1997年底）由表××可以看出，对比我国陆上不同类型、不同开发方式油藏的开发效果，注水砂岩油藏的开发效果最好，全国该类型油藏的平均采收率达35.5%，其次是底水驱碳酸盐岩油藏，为30%，其它依靠天然能量开发的油藏采收率状况较差。
上述结果对塔木察格19区块油藏的开发方式选择具有借鉴意义。
根据上述结论，塔木察格19区块若利用天然能量开采，其采出程度将比较低，而采用注水开发则会获得较高的原油采收率。
2、油藏驱动类型及天然能量评价塔木察格19区块各断块油藏总体上属于具有弱边、底水、饱和程度较低的未饱和油藏，因此其驱动类型主要为弹性、溶解气驱动，天然能量主要为弹性、溶解气。
（1）弹性驱动能量评价油藏弹性驱动能量大小可用弹性采收率来表示。
弹性采收率可用下述零维模型确定：[]()b i wi b i o pwc w oi o P P S P P C C S C S C ---+++=)1()(1Re （7-1）式中：Re —弹性采收率，（%）；C o ,C w —原油、地层水压缩系数，（MPa -1）； S oi ,S wc —原始含油饱和度，束缚水饱和度，（f ）； P i ,P b —原始油藏压力，饱和压力（MPa ）； C p —岩石孔隙压缩系数，（MPa -1），由下式确定：4358.04/10587.2φ-⨯=Cp （7-2）式中：φ—孔隙度，（f ）。
可采储量标定规范
（1）可采储量标定的对象是指已开发动用的探明地质储量。已开发动用储量原则 上按井网控制储量计算，但开发井网未实施完成前，用井控储量计算；当开发井网实施 70%以上时，区块视为完全动用；
本规定主要由勘探开发研究院负责起草，得到了中原分公司、西南分公司、胜利子 公司和华北分公司等有关专家和领导的大力支持和指导，在此一并致谢！
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1 天然气可采储量标定原则
天然气可采储量是指在目前开采工艺技术和经济条件下，预计从油气藏中可以采出 的累计天然气数量；对于凝析气藏，还包括可以采出的凝析油数量。
19表42可采储量标定方法适用范围条件及可靠性分析汇总表适用条件标定方法气藏类型可采储量计算公式开发阶段资料要求可靠性评价类比法各类气藏41开发早中晚气藏类型地质特征开发方式等一般经验公式法各类气藏4244早期一般水驱气藏46定容封闭气藏49物质平衡法异常高压气藏416418采出程度10的各个阶段及三次以上全气藏关井测压资料及相应的累积产气量等况下方法可靠理论公式弹性二相法定容封闭小型气藏单井裂缝系统429430开发早中期及准确的压力降落资料较为可靠广义翁氏模型各类气藏433weibull各类气藏436hcz各类气藏441预测模型logistic各类气藏447开发中后期产量压力数据较为可靠矿场统计水驱特征曲线法水驱气藏450开发中后期wgr较为可靠指数进入递减期的气藏453进入递减期的气藏455arps递减调和进入递减期的气藏457递减分析进入递减期的气藏461产量递减期pd可靠数值模拟法各类气藏开发早中晚开发时间越长越可靠衰竭实验法凝析气藏464465开发早中晚pvt高压物性分析资料较为可靠42溶解气可采储量标定溶解气是指在原始地层条件下溶解于地层原油中的天然气
气井采收率计算公式
气井采收率计算公式引言。
气井采收率是指在气田开发过程中，通过井口生产的天然气占地质储量的比例。
计算气井采收率是评价气田开发效果的重要指标之一，也是决定气田开发方案的关键参数之一。
本文将介绍气井采收率的计算公式及其应用。
气井采收率计算公式。
气井采收率的计算公式主要包括两种方法，静态法和动态法。
静态法计算公式：气井采收率 = 生产气体累计产量 / 地质储量。
其中，生产气体累计产量为气井自投入生产至今累计产出的天然气量，地质储量为气田地质勘探结果所确认的可采储量。
动态法计算公式：气井采收率 = (累计产气量 / (初始储气量累计产气量)) × 100%。
其中，累计产气量为气井自投入生产至今累计产出的天然气量，初始储气量为气田地质勘探结果所确认的可采储量。
以上两种方法的计算公式都是基于累计产气量和地质储量的比例来计算气井采收率的，但在实际应用中需要根据具体情况选择合适的计算方法。
气井采收率计算实例。
假设某气井自投入生产至今累计产出天然气量为1000万立方米，地质储量为5000万立方米，则采用静态法计算气井采收率为：气井采收率 = 1000 / 5000 = 20%。
假设另一气井自投入生产至今累计产出天然气量为1000万立方米，地质储量为5000万立方米，则采用动态法计算气井采收率为：气井采收率 = (1000 / (5000 1000)) × 100% = 25%。
以上实例展示了不同计算方法得出的气井采收率的差异，说明在实际应用中需要根据具体情况选择合适的计算方法。
气井采收率的意义。
气井采收率是评价气田开发效果的重要指标之一，它直接反映了气井开采对地质储量的利用程度。
高采收率意味着气田的地质储量可以得到更充分的利用，同时也意味着气井开采效果较好。
低采收率则意味着气田的地质储量得不到充分的利用，可能需要通过改进开采技术或者调整开发方案来提高采收率。
气井采收率的影响因素。
气井采收率受多种因素影响，主要包括地质条件、开采技术、开采压力等。
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（五）采收率
表1 气藏类型与采收率关系
(据《天然气储量规范》修订稿，1994)
气藏类型 裂缝型（含弱弹性水 驱）
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采收率，% 75--95
（五）采收率 1．采收率概念 采收率的中文含义是明确的，它是指“采获的 比率”、“采收到的百分比”。许多行业都使用采收 率这一概念。石油行业中所指的采收率当然是指 石油或天然气的“采获比率”。它定义为：
Q
ER
Q
N
100%
式中： 储量
为油藏的最终采油量； N 为油气地质
（五）采收率 2.天然气采收率测算方法 天然气采收率测算有与原油采收率测算相似的 方法，也有其特有的方法。一般多用类比法和废弃 压力法来确定天然气采收率。
计算公式：
ER
pa Z a 1 pi Z i
储量动静比校正：
pa Z a Gd E R 1 pi Z i G
ＥＲ为采收率 ， Pi 、 Pa分别为原始、废弃地层压力 Zi、Za分别为原始、废弃天然气偏差系数 Gd为天然气动态储量、G为天然气探明地质储量
3 2 渗透率， 10 m
强弹性水驱裂缝型 高渗透孔隙型
中渗透孔隙型 致密型 水驱孔隙型 凝析气藏
40--70 80--90
70--80 50--60 45--60 65—85
≥50
10--50 ＜1
（五）采收率
②根据废弃条件计算采收率 所谓废弃条件，就是气藏终止开采时的基本状况。 气藏的废弃条件主要包括废弃产量和废弃压力两个参数。 在当前技术经济条件下，当生产天然气的经营成本大于销 售净收入时，气藏即无工业开采价值，此时的产量就为经 济极限产量。当气藏产量递减到等于经济极限产量时的压 力即是气藏的废弃压力。 在自喷开采时，气藏产量在经济极限产量以上时，以 井口流动压力等于输出压力为条件计算废弃地层压力；在 增压开采时，气藏产量在经济极限产量以上时，以井口流 动压力等于增压机入口压力为条件计算废弃压力。确定废 弃压力以后，就可以应用相关公式计算该气藏的天然气可 采储量。