油气田递减期剩余可采储量标定的实用方法
几种可采储量计算方法在塔里木油田的应用
油气技术可采储量是指在现有井网及工艺技术条件下获得的总产油量，它是制定油田开发规划的物质基础，是评价油田开发效果、编制调整方案的依据。
可采储量的计算和预测是一项综合工作，涉及到油藏工程评价及开发指标预测、经济参数的选取及预测、经济指标计算等等，对于不同类型油田、不同开发阶段所采用的方法和考虑的因素也不尽相同。
本文分别采用常规特征水驱曲线法，产量递减法，含水率和采出程度关系法，经验公式法计算了塔里木油田某油区的可采储量，并对计算结果进行分析对比（本文计算取值当含水率达到０．９８时对应的累积产量为可采储量）。
对于已经进入中高含水开发的油田，若将累积产水量Ｗ与累积产油量Ｎ，或将水油比（ＷＯＲ）与累积产油量在半对数坐标上作图，可以得到一条比较明显的直线关系图，该图通常称作：水驱特征曲线。
应用水驱特征曲线分析法，不但可以对油田的未来动态进行预测，而且还可以对油田的可采储量及采收率做出有效的测算。
目前在各大油田已得到广泛应用。
１９７８年我国著名专家童宪章先生在理论上推导得出甲型水驱曲线表达式，即累积产水量与累积产油量的关系式：引入经济极限含水率后得出预测可采储量的关系式为：在对该油藏的累积产水量和累积产油量进行统计后进行线性回归，得到甲型水驱曲线图如下图示：从线性关系而得到Ａ，Ｂ的值分别为１．２０７４和０．００１７，取经济极限含水率＝９８％，代入Ｎ关系式后得到可采储量＝１７００．０３万吨。
同样通过统计累积产液量与累积产油量关系、累积液油比与累积产液量关系与累积液油比与累积产水量的关系，并引入经济极限含水率＝９８％分别得出乙丙丁型水驱特征曲线可采储量预测值统计如下表所示：从表中可以看出，对于该油藏乙型和丙型比较接近，而丁型预测储量相对偏小，一般来说，注水开发油田，当综合含水率达到３０％左右时，累积产水的对数和累积产油就会出现线性关系，就可以用来求取采收率等。
公式中的参数，用到相渗曲线油水相对渗透率比值的指数模型的常数，这个常数与储层和流体物性有关。
五星庄长8油层可采储量标定方法探讨
五星庄长8油层可采储量标定方法探讨发布时间：2021-09-15T07:45:54.828Z 来源：《科技新时代》2021年6期作者：杜科宇胡静龙陈治强[导读] 在石油开采过程中，递减法和水驱曲线法是最常用到的可采储量标定方法。
延长油田股份有限责任公司定边采油厂陕西省榆林市 718600摘要:在石油开发的过程当中，每一个单元的可采储量是不可能通过一种手段来有效标定的，因为每一个单元的油藏类型和开发的阶段是不一样的。
通过石油开采过程中对每一个开发时期的开发指标与剩余的可采储量以及储采比之间的匹配关系进行深入研究，针对不同的油藏情况提出了合理的采储量标定方法，本文以五星庄油田为例，将多种方法进行了科学对比，重点探究的是动态方法当中的递减法和水驱曲线法在五星庄油田开采过程中的应用情况。
关键词:五星庄；可采储量；水驱特征曲线；递减曲线在石油开采过程中，递减法和水驱曲线法是最常用到的可采储量标定方法。
结合五星庄油田的实际情况，运用水驱曲线法的会造成水波动和产液量发生变化，因此，这种方法不适合应用于五星庄油藏类型的开采，与该阶段的开发指标不匹配。
在对五星庄油田各项资料进行详细整理的基础上，再使用递减法和水驱曲线的方法进行合理的标定和可采储量的精密测算，可以为五星庄油田的开发效果、编制开发调整方法等提供可靠的参考依据。
1 可采储量标定方法1.1静态法适用条件：因缺乏生产动态资料或开采动态尚未呈现一定规律，不能利用开发井生产数据直接计算可采储量未开发、开发初期或已开发油藏。
类比法:将与油田油藏相关参数比较接近的类似油藏，通过类比采收率的方法来对目标油藏的可采储量进行合理的测算。
1.2动态法适用条件：开采动态已经呈现一定规律的已开发油藏:（1）油藏的历史开采信息资料非常详细且齐全，并且数量和可靠性具有足够的合理性来确定产量递减趋势。
（2）如果选择以“年”作为基本单位，需要三年以上且非常稳定的递减趋势；如果选择以“月”为基本单位，则需要十二个月以上且非常稳定的递减趋势。
中国石油SEC准则油气储量评估指南
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《美国SEC油气储量评估方法》一书为基础，全面回顾并系统总结了股份公司上市油气储量评估的流程、内容和方法，特别对评估的技术关键和存在的问题进行了深入讨论。
在2004年11月中旬举办的“上市储量评估数据库与资料准备会”上，各油田公司与会代表对《中国石油SEC 准则油气储量评估指南》的初稿进行了深入讨论。
油气田递减期剩余可采储量标定的实用方法
( 12)
式中: N P( t)
t 时刻的累积产油量, 104 t ( 对于气田符
号为 GP( t) , 108 m3 ) ;
N P( t- 1)
t- 1 时刻的累积产油量, 104 t ( 对 于气
田符号为 G P( t- 1) , 108 m3 ) 。
我们知道, 在开发中后期, 由于油( 气) 产量的递减,
摘 要: 收集了上海与西安市区典型沉降区有关地面沉降随地下水位变化的数据资料, 通过对这些数 据进行回归分析, 得出上海与西安市区地面沉降随地下水位变化的特性差异, 最后根据地面沉降机 理, 探讨得出出现该特性差异的原因。 关键词: 地面沉降; 地下水位; 回归分析; 特性差异 中图分类号: T V551 4 文献标识码: B 文章编号: 1004 5716( 2007) 10 0085 03
log WORB4
A4
( 6)
1. 2. 3 丙型水驱曲线法
L N
p p
=
A5+
B5 Lp
( 7)
N R = 1-
A 5 ( 1- fwl ) B5
( 8)
1. 2. 4 丁型水驱曲线法
L N
p p
=
A6+
B6 Wp
( 9)
1NR=
( A6 - 1) ( 1- fw l) / fw l B6
( 10)
量的标定是后期油气田动态监测和油气生产规划工作
的基础, 是一项重要的任务。 用于可采储量标定的方法很多, 如: 类比法, 相关公
式经验法, 驱油效率法, 数值模拟法, 压降法, 物质平衡 法, 产量递减法, 水驱曲线法, 预测模型法。针对油气田 递减期, 介绍剩余可采储量标定的方法主要是: 产量递 减法, 水驱曲线线法, 经验统计法, 预测模型法, 并对其 运用效果, 进行对比分析评价。
油藏采收率标定方法简介高宝国
采收率标定类比法——相似块罗321块
罗321块综合评价数据表
项目 参数
孔隙度 渗透率10- 地面原油 地层温 井网密度
%
3um2 粘度mPas 度
口/km2 采收率
33
560.7
2112
80
8
20
修正系数 1.3
1.1
0.6
1
0.9
15
采收率 15%
可采储量18 万吨
实例2
埕118-40块位于飞雁滩油 田西部，是南北受断层控制的 鼻状小型地垒块，地层北倾， 倾角约1.6度，构造高点埋深 1210米。主力油层Ng17层层薄， 岩性细，泥质含量高，为泛滥 平原相沉积。孔隙度33.7%，
a lg
2 NoBow
m(3Swi Sor 1)
3mnwBwo(1 Swi)
4.606
甲型水驱曲线示意图
直线截距的大小,取决于地质储量和油水 粘度比。
b 3mSoi 4.606N
直线斜率的大小,取决于地质储量。
两个地质储量相等的水驱油藏,直线斜率相等,而且油水粘度比 大的油田截距大。
ER=ER·(K1ⅹK2ⅹK3ⅹK4)
Ki=
1(ai1+ai2+ai3+…+ain)
n
ER-相应层位及油藏类型的平均采收率 K1—油藏物性参数修正系数（渗透率、孔隙度等） K2—油藏温度、压力因素修正系数 K3—流体因素修正系数（粘度、密度、气油比、体积系数等） K4—井网密度修正系数 n—ki包含小因素的个数 ain—第i个因素包含的第n个小因素的修正系数
开发初期可采储量确定方法——静态法
开发初期动态资料少，一般使用静态法确定可采储量，主要有5种方法： 1、岩心分析法 2、经验公式法 3、地质综合法 4、类比法 5、流管法
油气田递减率和年末水平标定计算方法
第六篇油气田开发递减率和年末水平标定计算方法目录一、意义和作用 (116)二、递减率的概念及计算方法 (116)（一）递减率的概念 (116)（二）递减规律分析及递减率预测 (119)三、年末日产油水平的标定 (120)（一）日产油水平标定的对象 (120)（二）对分公司和采油厂日产油水平的标定方法 (121)（三）分开发单元标定日产油水平 (121)四、产量构成法预测年产油量 (122)一、意义和作用递减率的概念及计算方法是根据油田开发生产分析和开发规划工作中遇到的实际问题，通过对递减率计算方法及递减理论的研究而建立起来的一种集递减分析、递减率计算、产量和产能建设工作规划及规划方案经济评价于一体的一种油藏工程方法。
一方面用于油藏开发评价，另一方面运用于年末日产水平标定和产量预测。
年末日产油水平标定的主要作用是 1.标定上年度末的日产油水平以计算下一年度的递减率和其它开发指标，2.合理确定下年度的配产配注指标。
二、递减率的概念及计算方法（一）递减率的概念1.自然递减率计算公式：%100⨯⨯---⨯=TT T T T 水平标定的上年老井日产油时间内的措施累油）当年时间内的新井累油当年时间内的实际总产油量（当年水平标定的上年老井日产油自然递减率 T ：为1～n 月的日历天数。
概念及定义：自然递减率——指没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率，反映油气田产量自然递减状况。
——自然递减率的大小和变化趋势是油藏地质条件的表现，是最具规律性的指标。
2.综合递减率计算公式：TT T T ⨯--⨯=水平标定的上年老井日产油时间内的新井累油）当年时间内的实际总产油量（当年标定的上年日产油水平综合递减率T ：为1～n 月的日历天数。
概念及定义：综合递减率是指没有新井投产情况下的产量递减率，反映了油气田产量的实际递减情况。
3、措施增油率计算公式：TT ⨯=-=上年标定的老井日产油时间内措施年累增油量综合递减率自然递减率措施增油率 T ：为1～n 月的日历天数。
SEC实用标准油气储量评估
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。
油气田产量递减算法
一、产量递减率的定义下面所要叙述和应用的递减率是瞬时递减率，和油田上常用的阶段递减率略有不同。
另外还要叙述两种不同的递减率定义方法。
由于定义方法或表达方式不一样，经验公式的表达方法就不一样，用途也不一样。
首先绘制产量与时间变化的关系曲线，如图6-2所示。
从图中可以看出，产量是随时间而下降的，所谓递减率(decline rate)就是单位时间内的产量变化率，或单位时间内产量递减百分数，其方程式如下：dtdQ Q 1-a ∙= （6-1） 式中a 为产量递减率，用（mon -1）或（a -1）表示，通常采用小数表达和计算；dQ 为()1---k k Q Q 是从阶段初至阶段末的产量递减值，其单位是（t/mon ）或（t/a ）；dt 为阶段初至阶段末的时间间隔，月或年。
这就是递减率的定义。
从公式（6-1）可以看出，递减率表示的是产量下降的速度，是一个小于1的数，单位是时间的倒数，这里的时间单位应与产量中所用的时间单位一致，例如，Q 的单位是（t/mon ），则用月等等。
递减率a 也可以用图解法来确定，由图6-2所示可见，当求t 1时刻的递减率时（此时瞬时产量为Q 1），首先做（Q 1，t 1）点的切线，然后求切线的斜率为△Q/△t ， 再除以此点的产率即得，这就是tQQ Qdt dQ a ∆∆-=-=111 （6-2） 各油田的递减规律是不同的，同一油田在不同开发阶段的递减规律也不相同，因此首先需要对不同的递减规律特性、表达方式和应用方法有切实的了解。
下面就对几种常见的和广泛应用的递减规律分别介绍。
二、产量递减规律油田产量递减规律一般包括指数递减(exponential decline)、双曲线递减(hyperbolic decline)、调和递减(harmonic decline)和产量衰减曲线四种类型，产量与递减率的关系可用下式表示：图6-2 递减率定义示意图()()ni i Q t Q a t a ⎪⎪⎭⎫⎝⎛= （6-3） 式中 Q i —递减期初始产量，t/mon 或t/a ；a i —初始时刻的递减率，1/mon 或1/a ；n —递减指数，是用于判断递减类型、确定递减规律的重要参数，当n=1时为调和递减，当n=0时为指数递减，当n=0.5时为产量衰减，当0<n<1且n ≠0.5时为双曲线递减。
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油气田开发一般分为 3 个开采阶段: 上产期, 稳产 期和递减期。递减期是油气田一个必然和非常重要的
开采阶段, 递减期可采出可采地质储量的 40% ~ 50% 。 剩余可采储量, 是指已经投入开发的油气田, 从一特定 年份到开采经济极限产量时能采出的储量即原始可采
储量与特定年份累积产油气之差。递减期剩余可采储
经验 统计法
11. 25
( 3) 在水驱曲线法的应用中, 甲乙型曲线的理论原 理是一致的, 所以要取同一后期较高含水的数据段, 即
使用的数据应该是同一时期的。 ( 4) 这几种方法是比较适合油气田开发后期, 生产
进入递减期的剩余可采储量的标定方法。 符号说明: N p 递减期累积产油量, 104 m3 ; N RR 剩余可采储量, 104 m3 / m; WP 累积产水量, 104 m3 ; N P 累积产油量, 104 m3 ; N R 可采储量, 104 m3 ; L P 累积产液量, 104 m 3 ; WOR 生产水油比; R( t ) 开发时间 t 对应的采出程度; Q 数学模型法 t 时间的产量, 104 m 3 / m ( 油) ,
108 m3 / m ( 气) ; Q max 最 高 年产 量, 104 m 3 / m ( 油 ) , 108 m3 / m
( 气) ;
2007 年第 10 期
西部探矿工程
85
地质与矿业工程
上海与西安地面沉降特性差异及原因
张金平1, 袁伟民1, 王 松2
( 1. 中国地质大学工程学院, 湖北 武汉 430074; 2. 中国地质科学院, 北京 100049)
1 方法介绍
1. 1 产量递减法 任何油气藏类型, 或是任何驱动类型, 当其开发进
入产量递减阶段之后, 均可利用产量递减法, 预测油气 藏递减期内的可采储量。
N P = A 1 + B1 q1- n
( 1)
N
P=
A2+
B2 ( t -
t0+
C ) ( 1- n) / n K
( 2)
如已知经济极限产油量 q, N p 即 N RR 。
剩余可采储量: N RR = N R - N p
( 11)
1. 3 经验统计法
大量油气田的统计结 果表明, 在进入开发中后 期
时, 油( 气) 的采出程度 R( t ) 与 t - 1 时刻和 t 时刻的累
积产油( 气) 量之比有很好的直线关系, 即:
N P( t- 1) / N P( t) = A 7 + B7 R ( t )
量的标定是后期油气田动态监测和油气生产规划工作
的基础, 是一项重要的任务。 用于可采储量标定的方法很多, 如: 类比法, 相关公
式经验法, 驱油效率法, 数值模拟法, 压降法, 物质平衡 法, 产量递减法, 水驱曲线法, 预测模型法。针对油气田 递减期, 介绍剩余可采储量标定的方法主要是: 产量递 减法, 水驱曲线线法, 经验统计法, 预测模型法, 并对其 运用效果, 进行对比分析评价。
( 2) 在产量递减法的运用过程中, 取合适有效的递减
数据段对结果可靠性影响非常大。一定要取好数据段。
日期
2003- 09 2003- 10 2003- 11 2003- 12 2004- 01 2004- 02 2004- 03 2004- 04 2004- 05 2004- 06 2004- 07 2004- 08 2004- 09 2004- 10 2004- 11 2004- 12
所说的地面沉降是指狭义的地面沉降, 尤其是开采地下 水引起的地面沉降, 此类地面沉降最为普遍, 且对社会 经济有较大影响。
目前, 普遍采用有效应力原理( T erzag hi, 1925) 来 解释由于抽汲地下水引起的地面沉降。
由地面沉降机理可知地面沉降与地下水位的变化 有直接的关系。然而不同地区地面沉降受地下水位的 变化的影响是不同的, 其主要受几个因素的影响, 如岩 土工程性质、固结时间的长短、沉积环境等。而不同地 区的影响因素是不尽相同的, 纵然影响因素相同, 它们 的影响作用也是不同的。
1. 2. 1 甲型水驱曲线法
log Wp = A 3 + B3 N p
( 3)
N R = { log[ fw l/ ( 1- fwl ) ] - ( A 3 + log 2. 303B3 ) } / B3
( 4)
1. 2. 2 乙型水驱曲线法
log WOR = A 4 + B4 N p
( 5)
NR=
地面沉降是一个惯用的专业术语, 有广义和狭义之 分。广义地面沉降是指在自然因素和人为因素作用下, 由于地壳表层土体压缩而导致区域性地面标高降低的 一种环境地质现象[ 1] 。而狭义地面沉降则是由于人为
不合理开采地下流体资源引起的, 并在较长时间内连续 地使地面高程不断降低的环境地质现象[ 2] 。人们通常
表 1 近期统计生产数据表
月产油量 月产水量 累积产油量 累积产水量
( m3) 7023. 20
( m3) 444. 60
( 104 m3 ) 12. 49
( 104 m3 ) 8. 67
6010. 11 554. 79
13. 26
10. 38
5954. 60 615. 94
13. 99
12. 23
log WORB4
A4
( 6)
1. 2. 3 丙型水驱曲线法
L N
p p
=
A5+
B5 Lp
( 7)
N R = 1-
A 5 ( 1- fwl ) B5
( 8)
1. 2. 4 丁型水驱曲线法
L N
p p
=
A6+
B6 Wp
( 9)
1NR=
( A6 - 1) ( 1- fw l) / fw l B6
( 10)
18. 91
27. 81
5584. 61 935. 91
19. 58
30. 57
5300. 30 961. 54
20. 22
33. 42
5331. 19 1163. 40
20. 87
36. 95
5281. 09 1287. 34
21. 50
40. 79
5185. 02 1289. 19
22. 11
44. 78
由于模型预测法的参数 abc 求取, 过于繁琐, 这里 不举例应用, 读者可以自己演算。
由于数据的波动性, 可以用有效结果求取均值, 即出去 调和递减和丁型水驱曲线所得结果, 其他值取均值得到 最终值:
N RR = 9. 7 104 m3 3 分析结论
( 1) 在方法的实际运用中, 由于数据不可能绝对的 理想, 剩余可采储量的标定不能依据一种方法的值, 可 以将多种方法结合取值。
摘 要: 收集了上海与西安市区典型沉降区有关地面沉降随地下水位变化的数据资料, 通过对这些数 据进行回归分析, 得出上海与西安市区地面沉降随地下水位变化的特性差异, 最后根据地面沉降机 理, 探讨得出出现该特性差异的原因。 关键词: 地面沉降; 地下水位; 回归分析; 特性差异 中图分类号: T V551 4 文献标识码: B 文章编号: 1004 5716( 2007) 10 0085 03
6417. 10 720. 41
14. 75
14. 41
8504. 60 818. 91
15. 73
16. 86
8193. 40 918. 85
16. 67
19. 52
7042. 00 905. 48
17. 49
22. 33
6176. 40 890. 22
18. 20
25. 00
6262. 40 905. 59
q 递减期产油量, 104 m3 / m ;
n 递减指数;
t 开发时间;
t0 开始递减时的开发时间;
qi 初始递减产量, 104 m3 / m;
fwl 水驱油藏极限含水率;
CK 广义
! ∀ # 法的修正常数;
a 数学模型常数;
b 数学模型常数;
c 数学模型常数;
A 1 扩展 A r ps 法直线段截距;
4470. 21 1286. 07
22. 64
48. 60
4506. 85 1276. 08
23. 17
52. 56
表 2 剩余可采储量( N RR ) 计算结果
产量递减法
水驱曲 线法
指数 调和 双曲 甲 乙丙丁
递减 递减 递减
8. 13 50. 65 10. 91 9. 13 12. 34 6. 52 4. 24
正是通过收集上海与西安市区典型沉降区有关地 面沉降随地下水位变化的资料, 通过分析得出上海与西 安地面沉降随地下水位变化的特性差异, 探讨出现该特 性差异的原因。 1 数据分析及特性差异
tM 达到最高年产量的开发时间, a;
N PM 达到最 高年 产 量时 对 应的 累 积产 油 量,
104 m3 ;
2007 年第 10 期
西部探矿工程
83
油气田递减期剩余可采储量标定的实用方法
姚麟昱1, 熊 钰1, 骆 彬2, 葛 枫3
( 1. 西南石油大学, 四川 成都 610500; 2. 中石化西南分公司川西采输处, 四川 德阳 618000; 3. 中石油西南油气田分公司川东北气矿, 四川 达州 615000)
Q = at b e- ( t/ c) Q max = a( bc/ 2. 718) b
( 14) ( 15)
tM = bc N R = acb+ 1 ( b+ 1) 当 b 为正数时, 由式( 18) 得: N RR = acb+ 1 b! - N p 1. 4. 2 威布尔( Weibull) 模型 Q = at b e- ( tb+ 1 / c) Q max = a[ bc/ 2. 718( b+ 1) ] b/ ( b+ 1) tM = [ bc/ ( b+ 1) ] 1/ ( b+ 1) N PM = N R ( 1- e ) - b/ ( b+ 1) N P= N R [ 1- e ] - ( tb+ 1/ c)