物质平衡法储量计算

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