3气藏物质平衡方程式
第05章-气藏物质平衡
降低p, 可提高Rg
4. 采收率
ppi
•最终的采出程度
•废弃压力 pabn 0.15 pw 矿场
pabn pt g gD 不产水 pabn pt m gD 产水
pp
•GR:
可采储量
ER
GR G
1 ppa ppi
ppa
abandon
Gp GR G
5. 剩余地质储量
Gp: 采出气量
pp
ppi 1
p Z
cc
pi
p
pF m a x
cc pi2 4Z
p pi 2
开发早期 pF pp
pp pF
✓ 用早期pp线预测开发晚期的动态误差较 大；
✓ 气藏都不是定容气藏，用拟压力进行 物质平衡分析，尤其是异常高压气藏 偏差会更严重；
✓ 正确：把拟压力校正成F压力，绘制气
藏的pF曲线，进行分析。
Gp
G
G
Vci
Vci
cp 1 swc
p
Vci
cw swc 1 swc
p (We
WpBw )
Vc
Vci1
cp cw swc 1 swc
p
We
Wp Bw Vci
Vc
Vci1
ccp
We
Wp Bw Vci
We WpBw
Vci
e
We Vci
•存水体积系数 •水侵体积系数
p
Wp Bw Vci
•产水体积系数
•剩余容积
Vp
Vc=Vci - Vp - Vwc
Vc
Vci
Vci
cp 1 swc
p Vci
swccw 1 swc
p
凝析气藏物质平衡方程及其应用研究
凝析气藏物质平衡方程及其应用研究
油气藏是实现油气资源利用的重要基础，由于油气藏存在极强的复杂性和不确
定性，因此其分子结构平衡分析及其气藏物质平衡方程化成文字，对更好地开发利用气藏具有重要作用。
气藏物质平衡方程描述的是油气藏物质代数总和为0的实际情况，它一般表述为：由混合物组成的油体、油页岩和气体之间的差异物质平衡关系；它还给出了油气藏物质体积转换关系，以及每个组分在不同环境温度，压力和体积下的密度关系。
气藏物质平衡方程研究一般包括三方面内容：一是定量描述油气藏物质平衡关系，二是研究油气藏物质输运过程，以此认识油气藏演化机制，以及三是探讨自然因素对油气藏物质状态的影响，以此优化探测和开发技术等。
气藏物质平衡方程的应用在于其能够准确反映油气藏物质的凋亡过程，使得研
究人员可以基于现有的探测手段估算油气藏开发状况，实现快速准确确定有效油藏形成条件和油藏成藏机制。
此外，气藏物质平衡方程还有助于更精确地估算油气藏储量，从而指导技术开发和投产决策等。
总之，气藏物质平衡方程是综合运用物理、化学和数学知识所构建的荷重模型，从多方位了解油气藏物质的传输转换规律，是探测油气藏的重要手段，及进行开发利用的重要依据。
物质平衡计算
物质平衡方法在油田开发分析中应用广泛。
其基本原理是：把油藏看成一个储集油气的地下容器，不管油藏以什么方式开采，这个地下容器中的油、气、水的体积变化始终服从物质守衡原理。
5.1 物质平衡方程物质平衡通式：()()()()NmBoiBg NBob N Np Bo NmBob NRsbBg GpBg N Np RsBg Bgi NBob We Wi Wp Bw Cf CwSwi P Soi⎡⎤--+-+---⎢⎥⎣⎦=+-++∆式中：N--油藏的原始地质储量，104m 3(地面)，(输入输出104t)m--饱和油藏的原始气顶含气体积量与原始含油体积量之比，无因次Np--油藏的累积产油量，104m 3(地面)，(输入输出104t)Wp--油藏累积产水量，104m 3(地面)Gp--油藏累积产气量，104m 3(地面)Wi--累积注水量，104m 3(地面)We--累积水侵量，104m 3Boi--油藏的原始原油体积系数，无因次Bo--油藏目前原油体积系数，无因次Bob--油藏饱和压力下原油体积系数，无因次Bgb--油藏饱和压力下天然气体积系数，无因次Bgi--油藏原始天然气体积系数，无因次Bg--油藏目前天然气体积系数，无因次Bw--地层水体积系数，无因次Rs--油藏目前天然气溶解度，m 3/m 3Rsb--油藏饱和压力点的天然气溶解度，m 3/m 3Co--地层原油弹性压缩系数，1/MPaCw--地层水弹性压缩系数，1/MPaCf--地层岩石弹性压缩系数，1/MPaCt--油藏综合弹性压缩系数，1/MPaSoi--地层原始含油饱和度，fSwi--地层原始含水饱和度，f由EPC 油田资料可知，该有藏为异常高压油藏，原始油藏压力为75atm ，泡点压力为37atm 。
鉴于原始压力系数远高于静水柱压力且该油藏水侵不太强烈，可以认为该油藏基本为一封闭性油藏。
研究区没有气顶、目前油层压力也高于泡点压力。
在物质平衡方程中可以不考虑其影响，其物质平衡方程可简化为：[]()()()NBob N Np Bo NRsbBg GpBg N Np RsBg NBob We WpBw Cf CwSwi P Soi------=-++∆式中：Rp —累积生产气油比，Gp / Np, 累积产气量/累积产油量物质平衡方程式可变为：[]P CwSwi Cf SoiNBoi WpBw We RsBg Np N NpRpBg NRsiBg Bo Np N NBoi ∆++-=------)()()( 把产出项合并到等式的左边：()[]F B W B R R B N w p g s p o p =+-+把与储量有关的项合并到等式的右边：()()[]()f o f o g s si o oi E E N E N E N P CwSwi Cf Soi NBoi B R R B B N +=∙+∙=∆++-+-)( ()e f o W E E N F ++= fo e f o e f o E E W N E E W N E E F +∙+=++=+1 在直角坐标上，f o E E F +与f o E E +1呈线性关系，截距为原始石油地质储量N ，斜率为水侵量We 。
气藏储量计算方法
探中已完成少数评价井后所计算的储量。该级储量中已查明圈闭形态，对所钻的 评价井已进行了单井评价研究，初步确定了气藏类型和储层沉积类型，大体控制 了气藏含气面积和储层厚度的变化趋势，对气藏复杂程度、产气大小已作出初步 评价，该类储量相对误差不超过±50％。控制储量可作为进一步评价钻探、编制 中、长期开发规划的依据。
在《天然气储量规范》中还规定了计算探明储量时，应分别计算地质储 量，可采储量和剩余可采储量。
地质储量是指在地层原始条件下，具有产气能力的储层中的天然气总量。 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。当天然气价格提高或 工艺技术改进后，某些表外储量可以转变为表内储量。
（6-3）
或平均有效厚度×孔隙度 平均地层压力
n
(h )i Ai
h i1 n Ai i1
n
p Ri (h ) i Ai
pR
i 1 n
(h )i Ai
i 1
（6-4） （6-5）
按等值线图计算气藏平均储量参数的方法比算术平均法精确得多，按算术平均法 计算储量一般会造成20％~30％的储量误差，在非均质性强的气层中误差将会更大， 因此在计算探明储量时不宜用算术平均精法选，pp而t 应按等值线图进行储量计算。 7
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：
第3章 1气藏物质平衡方法
第三章气藏物质平衡方法自1936年R.J.Schilthuis根据物质守恒原理，首先建立了油藏的物质平衡方程式以来，它在油气藏工程及动态分析中得到了日益广泛的应用和发展。
对于干气气藏，物质平衡方程的建立相对来讲比较简单，但其应用领域确很广泛。
物质平衡法能够确定气藏的原始地质储量，判断气藏有无边底水的侵入(即识别气藏类型)，计算和预测气藏天然水侵量的大小，估算采收率和进行气藏动态预测等。
物质平衡方法只需要高压物性资料和实际生产数据，计算的方法和程序比较简单。
因此，它已成为常规的气藏分析方法之一，广泛应用于国内外的各气藏中。
根据气藏有无边底水的侵入，可将气藏划分为水驱气藏和封闭气藏两类。
另外，从气藏的压力系数(气藏的原始地层压力除以同一深度的静水柱压力)大小来划分，通常将压力系数大于1.5的气藏称为异常高压气藏。
异常高压气藏具有地层压力高、温度高和储层封闭的特点，它在天然气工业中占有极为重要的地位。
近年来国内外已发现并开发了大量的异常高压气藏。
例如我国四川的二迭系和青海的下第三系的气藏等。
由于异常高压气藏在开发过程中随着气藏的压力下降，将出现储层岩石的压实作用。
因此，在物质平衡方程式中必须考虑到这一特点。
对于定容正常压力系统的气藏来说，在整个开发过程中只存在单一气相的流动，并表现为一个压力连续下降的过程。
由于天然气的密度小、粘度低，在气藏压力很低的情况下，只要存在一个很小的压差，气井便能正常生产。
因此，即使采用比油藏稀的井网进行开发，气藏的采收率也可达85～90%以上。
然而，对于天然水驱气藏，随着气藏开发所引起的地层压降，必然导致水对气藏的侵入和气井的见水，结果就会在气层中出现气、水两相同时流动的现象。
这将严重影响气井的产量和气藏的采收率。
国内外统计资料表明：水驱气藏的采收率通常只有40～60%[2]。
第一节气藏物质平衡通式的建立与简化对于一个统一的水动力学系统的气藏，在建立物质平衡方程式时，所作的基本假设是：第一、气藏的储层物性(S Wi，C P等)和流体物性(C W，PVT参数等)是均匀分布的；第二、相同时间内气藏各点的地层压力都处于平衡状态，即各点处的折算压力相等；第三、在整个开发过程中，气藏保持热动力学平衡，即地层温度保持不变；第四、不考虑气藏内毛管力和重力的影响；第五、气藏各部位的采出量保持均衡。
具有补给气的异常高压有水凝析气藏物质平衡方程建立及应用
具有补给气的异常高压有水凝析气藏物质平衡方程建立及应用高压有水凝析气藏是一种常见的油气储藏类型。
当气压降低到一定程度时，气体中的水分会凝结成为液体水，导致气体中的水含量下降。
为了更好地了解这种气藏的特性，我们需要建立一些物质平衡方程。
首先，我们需要了解气藏系统中的各个成分。
对于一个有水凝析现象的气藏，其主要成分包括天然气、水和液态烃。
这些成分在气藏中，会因为分压的差异而分布到不同的层位上。
假设这个气藏中含有p个组分，那么我们就可以得到p个物质平衡方程。
以第i个组分为例，其物质平衡方程可以表示如下：F—— + Li(yi – xi) = 0Vi其中F是组分i的摩尔流量，L是凝析水的摩尔流量，V是气相体积，yi表示组分i在液相中的摩尔分数，xi表示组分i在气相中的摩尔分数。
这个物质平衡方程的意义是，组分i在气相和液相之间进行转移，同时凝析水带走了一部分组分i。
因此，组分i在气相中的摩尔分数会下降，而在液相中的摩尔分数会上升。
此外，还需要注意保持质量平衡。
即，在整个气藏系统中，所有组分的摩尔流量之和不变。
因此，我们也可以得到一个总质量平衡方程：∑(Fi + L) = ∑(yiVi + xiVi)利用这些物质平衡方程，我们可以计算出各个组分在气相和液相中的分布情况。
特别是对于水凝析现象，我们可以得到液相中的水含量，以及凝析水和液态烃的摩尔分数。
在实际应用中，这些物质平衡方程可以被用于优化气藏生产，计算气-液比等。
在气藏开发过程中，我们需要不断调整生产参数以最大化产量。
这就需要根据物质平衡方程，计算出气相和液相的比例。
此外，气藏中的水凝析现象还会影响气-液过渡的位置。
因此，物质平衡方程的应用也可以帮助我们确定渗透率和井距等参数。
总之，物质平衡方程在高压有水凝析气藏中的应用非常广泛。
通过这些方程的建立和应用，我们可以更好地理解和优化这类气藏的生产。
气藏物质平衡
1
Gp
Pp Ppi
G 1 R PPD 1
)
PPD
0
0.3 0.6
We Wp Bw GBgi
0
0
R
1
16
4、气藏驱动指数
Gp P Pi (1 cc P ) (1 ) 综合气藏物质平衡方程： Z Zi G Bgi Gp (1 cc P ) 1 Bg G Bgi We Wp Bw Gp (1 cc P ) 1 Bg GBgi G
DI g DI c DI e 1
DI e 0 DI e 0 DI e 0, DI c 0
水驱气藏 封闭气藏 定容气藏
18
5、气藏视地质储量
We G Bgi (1 cc P) Bg Bgi (1 cc P) Bg
令： G
p
Gp Bg Wp Bw
Pp
PF
Gp
PF
G
PF Pp PF Pp cc P 2 cc Pi Pi P ,P PF cc ( Pi P) PFmax 4Z i 2 Z
PFi
Pp
PF
Gp
PF
G
G
Gp
10
3、水驱气藏
~ （1）气藏容积： 开发过程：
~
~
原始条件： Vci Ag h (1 swc )
Vgi
3
Psc Z iTi Bgi Z scTsc Pi Psc ZT Bg Z scTsc P
采用拟压力：
Gp P Pi (1 ) Z Zi G
P Pp Z
Pi Ppi Zi
得：
Pp Ppi (1
正常压力气藏物质平衡法讲义
psc ZiT piTsc
p Z
pi Zi
1
Gp G
（9）
p ——视地层压力。
Z
式（8）和（9）即为定容气藏的物质平衡 方程式和压降方程式 。
8
六、定容封闭气藏储量的确定方法
1.图解法 1)资料的整理
2)绘制
p Z
~
GP
曲线图
3）确定G
9
图解法：
气藏压降图 2.计算法确定地质储量
p Z
pi Zi
第三节 正常压力气藏物质平衡方法
一、气藏物质平衡法的研究意义 二、假设条件 三、气藏类型简化
1
三、气藏类型简化
有无边底水
气 藏
压力系数
封闭气藏 水驱气藏 正常压力系统 异常压力系统
2
四、正常压力系统气藏 物质平衡方程的建立
1.气臧物质平衡通式的建立
地下产出量＝A＋B＋C
(1)
Pi
P
GBgi
AB
c We
21
复习与思考：
1.气藏类型是如何划分的？ 2.气藏物质平衡方程式可以解决那些问题？ 3.如何利用气藏物质平衡方程式确定定容封闭 和水侵气藏的表达式？ 4.异常高压气藏压降图出现二直线段的原因是 什么？ 6.如何确定异常高压气藏储量？
G 38.626 / 3.3467 11.54 108 m3
1
Gp G
p z
a
bG
p
G ab
10
七、正常压力系统水驱 气藏的储量计算
水驱气藏的物质平衡方程式
G
G pBg - We - WpBw
Bgi
Bg Bgi
1
C
w Swi 1S
3气藏物质平衡方程式
气藏物质平衡方程式正常压力系统气藏的物质平衡方程式当原始气藏压力等于或略大于埋藏深度的静水压力时，称之为正常压力系统气藏。
下面按其有无天然水驱作用划分的水驱气藏和定容气藏，对其物质平衡方程式加以简单推导。
一.水驱气藏的物质平衡方程式对于一个具有天然水驱作用的气藏，随着气藏的开采和气藏压力的下降，必将引起气藏内的天然气、地层束缚水和岩石的弹性膨胀，以及边水对气藏的侵入。
由图3-1看出，在气藏累积产出(GpBg+WpBw)的天然气和地层水的条件下，经历了开发时间t，气藏压力由pi下降到p。
此时，气藏被天然水侵占据的孔隙体积，加上被地层束缚水和岩石弹性膨胀占据的孔隙体积，再加上剩余天然气占有的孔隙体积，应当等于在pi压力下气藏的原始含气的体积，即在地层条件下气藏的原始地下储气量。
由此，可直接写出如下关系式：(3-1)式中：G—气藏在地面标准条件下(0.1OlMPa和2O℃)的原始地质储量；GP—气藏在地面标准条件下的累积产气量；其他符号同油藏物质平衡方程式所注。
由(3-1)式解得水驱气藏的物质平衡方程式为：(3-2)对于正常压力系数的气藏，由于(3-2)式分母中的第2项与第1项相比，因数值很小，通常可以忽略不计，因此得到下式：(3-3)将(2-5)式和(2-6)式代入(3-3)式得：(3-4)由(3-4)式解得水驱气藏的压降方程式为：(3-5)由(3-5)式看出，天然水驱气藏的视地层压力(p/Z)与累积产气量(Gp)之间，并不存在直线关系，而是随着净水侵量(We-WpBw)的增加，气藏的视地层压力下降率随累积产气量的增加而不断减小，两者之间是一条曲线(见图3-2)。
因此，对于水驱气藏，不能利用压降图的外推方法确定气藏的原始地质储量，而必须应用水驱气藏的物质平衡方程式进行计算。
图3-1 水驱气藏的物质平衡图 图3-2 气藏的压降图 将(3-3)式改写为下式：(3-6)若考虑天然水驱为非稳定流时，即，则(3-6)式可写为：(3-7)若令：(3-8) (3-9)则得(3-10)由此可见，与油藏的物质平衡方程式相似，水驱气藏的物质平衡方程式，同样可简化为直线关系式。
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。
石油天然气储量计算(三)平衡法
教材P305 教材
3. 天然水驱、气顶驱和溶解气驱的混合驱动油藏 天然水驱、
N = {Np [Bt + (Rp - Rsi)Bg]- We + WpBw} /{Bt - Bti + mBti(Bg/Bgi - 1)} 式中
教材P323－325 教材随机模拟各个实现分别 计算储量，得到一个储量分布。 计算储量，得到一个储量分布。
N (l ) = ∑ Ai ⋅hi ⋅ φi S oi ρ oi / Boi
(l ) (l ) (l ) (l ) (l ) 1 n( l )
(l )
教材P313 教材
2. 正常压力条件下弹性水压驱动气藏
G Bgi = (G - Gp) Bg + We – WpBw
G = (GpBg - We + WpBw)/(Bg - Bgi)
体积守恒
原始气水接触面
教材P309 教材
四、 物质平衡方程式中各参数的确定 1. 生产统计数据
Np----累计采油量， 104m3 ; Wp----累积产水量， 104m3 ; Gp ----天然气的累计产气量， 104m3 ； Rp ----累积生产气油比， m3/ m3; pi ----原始地层压力，MPa ； p ----目前地层压力，MPa 。
方法比较
静 态 法 法 比法 法
10% 10%
动 态 法 法
法 法 法 法
P325
REVIEW
（如可能，最好同时用两种方法计算储量，进行比较、验证） 如可能，最好同时用两种方法计算储量，进行比较、验证） 教材P311 教材
物质平衡微分方程在油(气)藏水侵计算中的应用
物质平衡微分方程在油(气)藏水侵计算中的应用物质平衡微分方程是一种研究物质变化的数学模型，它可以用来描述物质在油(气)藏中的运动。
它基于物质守恒的原理，即物质在油(气)藏中的总量是不变的，只有它的形态和分布会发生变化。
物质平衡微分方程可以用来描述油(气)藏中物质的变化，以及油(气)藏中物质的流动情况。
它还可以用来研究物质在油(气)藏中的水侵运动，从而更好地了解油(气)藏的物质变化情况。
2. 油(气)藏水侵计算的基本模型油(气)藏水侵计算的基本模型是基于物质平衡微分方程，其中包括了渗流方程、热传导方程和物质平衡方程。
渗流方程用来描述油(气)藏内部的渗流状况，热传导方程用来描述油(气)藏内部的热传导状况，而物质平衡方程则用来描述油(气)藏内部的物质平衡状况。
这三个方程组合起来，可以建立出一个完整的油(气)藏水侵计算模型，用来模拟油(气)藏内部的水侵过程。
物质平衡微分方程可以用来模拟油(气)藏水侵的过程，它可以模拟油层中油水界面的运动，以及油水两相流动的情况。
物质平衡微分方程可以用来求解油水界面的位置，以及水侵的速度和方向。
此外，物质平衡微分方程还可以用来模拟油水两相流动的情况，以及油水界面的运动。
物质平衡微分方程还可以用来求解油水界面的位置，以及油水两相流动的情况。
此外，物质平衡微分方程还可以用来模拟油水界面的运动，以及油水界面的位置变化。
通过对油水界面的位置变化和油水两相流动的情况进行模拟，可以获得有关油(气)藏水侵的结果。
4. 油(气)藏水侵计算的数值解法油(气)藏水侵计算的数值解法主要包括有限差分法、有限元法和蒙特卡罗法。
有限差分法是采用网格结构，将油藏水侵计算的物质平衡微分方程进行离散化，然后求解离散的方程组，从而求解油藏水侵的数值解。
有限元法是将物质平衡微分方程区域化为网格，并将每个网格上的函数用元函数表示，然后求解元函数的系数，从而求解油藏水侵的数值解。
蒙特卡罗法是采用随机算法，将物质平衡微分方程转换为积分方程，然后采用抽样法求解积分方程，从而求解油藏水侵的数值解。
具有补给气的异常高压有水凝析气藏物质平衡方程建立及应用
具有补给气的异常高压有水凝析气藏物质平衡方程建立及应用补给气是指在气藏生产过程中，从地下非气体源（如地下水、煤层、页岩等）进入气藏的非天然气体。
补给气的存在可能会对气藏产能及物质平衡产生影响，因此建立补给气的异常高压有水凝析气藏物质平衡方程具有重要的理论及实际意义。
高压有水凝析气藏是指在某一温度下，气、液、固三相同时存在，其中固态为多相物质在一定温度、压力下出现的凝析物。
而高压有水凝析气藏物质平衡方程是指在确定温度和压力的条件下，通过分析和计算，得出气体、液体和凝析物质的平衡分布情况的公式。
其基本形式为：n1(y1/x1) + n2(y2/x2) + n3(y3/x3) + … = 1其中，ni为第i种组分在系统中的摩尔数，yi/xi为第i种组分的平衡相对挥发分率。
该方程中的挥发分率是组分相对摩尔分数的比率，反映了各组分之间在分子间作用力下的分馏程度。
通过解此公式，可以得到不同组分在高压有水凝析气藏中的平衡相对摩尔含量。
在建立完毕高压有水凝析气藏物质平衡方程后，其应用主要体现在以下几个方面：首先，该方程可以用于预测和计算补给气对气藏产能和物质平衡的影响。
补给气的存在可能会导致气藏压力上升、凝析现象加剧或产液量增大，这些都会对气藏的产能和物质平衡造成影响。
通过建立补给气的异常高压有水凝析气藏物质平衡方程，可以预测补给气对气藏产能和物质平衡的具体影响，并采取相应的调整措施。
其次，该方程还可用于优化气藏开发方案。
在气藏的开发过程中，需要确定最佳的生产方案，以保证气藏产能的最大化、减少固、液副产物的产生、降低开发成本等。
因此，通过建立高压有水凝析气藏物质平衡方程，可以进行模拟计算，分析不同开发方案下气体、液体和凝析物质的平衡分布情况，从而确定最佳的生产方案。
总之，补给气的存在对气藏的产能和物质平衡会产生影响，建立补给气的异常高压有水凝析气藏物质平衡方程可以对其进行预测和计算，并在气藏的开发过程中进行优化，保证气藏开发的高效性和经济效益。
物质平衡法计算缝洞型凝析气藏动态储量
物质平衡法计算缝洞型凝析气藏动态储量
解：
1）物质平衡法计算缝洞型凝析气藏动态储量的基本原理是：根据凝析气藏的自然界条件，利用物质平衡关系，求出当前压力和温度条件下，各组分的质量比，再根据该质量比，求出各组分的质量，从而计算出凝析气藏的动态储量。
2）根据给定的条件，可以得出：
（1）温度T=20℃，压力P=1.2×105Pa；
（2）气体组分：空气（N2+O2）、CH4、C2H6、C3H8、i-
C4H10；
（3）气体的质量比：
N2：O2：CH4：C2H6：C3H8：i-C4H10=79：21：1：1：1：1
3）根据物质平衡关系，可以得出：
（1）由于空气的质量比为79：21，因此空气的质量比系数
K=79/21；
（2）根据物质平衡关系，可以得出各组分的质量比系数Ki：
KCH4=K/Ki=1/Ki
KC2H6=K/Ki=1/Ki
KC3H8=K/Ki=1/Ki
Ki-C4H10=K/Ki=1/Ki
4）根据物质平衡关系，可以得出各组分的质量：
mCH4=m/Ki=1/Ki
mC2H6=m/Ki=1/Ki
mC3H8=m/Ki=1/Ki
mi-C4H10=m/Ki=1/Ki
5）根据上述计算结果，可以得出缝洞型凝析气藏的动态储量：V=mCH4+mC2H6+mC3H8+mi-C4H10。
第七章气藏物质平衡
第七章气藏物质平衡第七章气藏物质平衡、储量计算及采收率提示质量、能量守恒定律是自然界普遍的、永恒的规律。
物质平衡方程普遍被用于各类气藏的储量计算、驱动方式确定和气藏动态分析等方面。
该方程为简单的代数方程，形式虽简单，但实际却很不简单，每个参数的确定都得依靠先进的科学技术和高精度测试仪表，而且还不能就事论是，还要与气藏地质和开发特征的深入、正确认识相结合。
本章介绍各类气藏，甚至包括凝析气顶油藏的物质平衡方程式，在迄今为止见到的文献中搜集得比较全的。
此外还介绍了现行各种计算储量的方法，有静态的，也有动态的，有全气藏的，也有单井的，并介绍了与储量相关的天然气可采储量和采收率。
最后，还希望能对水驱气藏、凝析气藏和低渗透气藏的提高采收率问题给予更大的关注。
第一节气藏物质平衡方法物质平衡是用来对储层以往和未来动态进行分析的一种油气藏工程基本方法，它以储层流体质量守恒定律为基础的。
一般情况下，可以把储层看做是一个处于均一压力下的大储气罐。
应用此方法可分析气藏开发动态、开采机理、原始地质储量和可采储量。
最简单的物质平衡方程是(7-1)、、——分别为目前天然气地质储量、原始地质储量和目前累积采出气量，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孔隙空间和描述方法的差别，下面按不同类型的气藏进行分析。
一、定容气藏物质平衡假定气藏没有连通的边水、底水或边、底水很不活跃，即为定容气藏，将（7-1）式可以改写为（7-2）可将上式改写为（7-3）（7-4）式中、——分别指原始压力和目前压力，MPa；、——分别指原始条件下的偏差系数和目前压力下的偏差系数，f；、——分别指原始条件下和目前压力下气体的体积系数,f。
从上式可看出，对于定容气藏，地层压力系数P/Z与累积产气量成直线关系，如图7-1,如将直线外推到，则可得，这就是常用来进行动态储量计算的方法。
二、水驱气藏物质平衡对于一个具有天然气水驱作用的不封闭气藏，随着气藏的开发，将会引起边水或底水对气藏的入侵。
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气藏物质平衡方程式正常压力系统气藏的物质平衡方程式当原始气藏压力等于或略大于埋藏深度的静水压力时，称之为正常压力系统气藏。
下面按其有无天然水驱作用划分的水驱气藏和定容气藏，对其物质平衡方程式加以简单推导。
一.水驱气藏的物质平衡方程式对于一个具有天然水驱作用的气藏，随着气藏的开采和气藏压力的下降，必将引起气藏内的天然气、地层束缚水和岩石的弹性膨胀，以及边水对气藏的侵入。
由图3-1看出，在气藏累积产出(GpBg+WpBw)的天然气和地层水的条件下，经历了开发时间t，气藏压力由pi下降到p。
此时，气藏被天然水侵占据的孔隙体积，加上被地层束缚水和岩石弹性膨胀占据的孔隙体积，再加上剩余天然气占有的孔隙体积，应当等于在pi压力下气藏的原始含气的体积，即在地层条件下气藏的原始地下储气量。
由此，可直接写出如下关系式：(3-1)式中：G—气藏在地面标准条件下(0.1OlMPa和2O℃)的原始地质储量；GP—气藏在地面标准条件下的累积产气量；其他符号同油藏物质平衡方程式所注。
由(3-1)式解得水驱气藏的物质平衡方程式为：(3-2)对于正常压力系数的气藏，由于(3-2)式分母中的第2项与第1项相比，因数值很小，通常可以忽略不计，因此得到下式：(3-3)将(2-5)式和(2-6)式代入(3-3)式得：(3-4)由(3-4)式解得水驱气藏的压降方程式为：(3-5)由(3-5)式看出，天然水驱气藏的视地层压力(p/Z)与累积产气量(Gp)之间，并不存在直线关系，而是随着净水侵量(We-WpBw)的增加，气藏的视地层压力下降率随累积产气量的增加而不断减小，两者之间是一条曲线(见图3-2)。
因此，对于水驱气藏，不能利用压降图的外推方法确定气藏的原始地质储量，而必须应用水驱气藏的物质平衡方程式进行计算。
图3-1 水驱气藏的物质平衡图图3-2 气藏的压降图将(3-3)式改写为下式：(3-6)若考虑天然水驱为非稳定流时，即，则(3-6)式可写为：(3-7)若令：(3-8) (3-9)则得(3-10)由此可见，与油藏的物质平衡方程式相似，水驱气藏的物质平衡方程式，同样可简化为直线关系式。
直线的截距为气藏的原始地质储量；直线的斜率为气藏的天然水侵系数。
在应用(3-10)式求解气藏的地质储量和水侵系数时，同水驱油藏一样，存在着多解性问题。
该问题仍需采用最小二乘法加以解决。
天然水驱对气藏的累积水侵量，由(3-3)式得：(3-11)同样，也可由(3-4)式得：(3-12)二.定容气藏的物质平衡方程式定容气藏，也常被称为定容封闭性气藏或定容消耗式气藏。
该气藏没有水驱作用，即We＝0，Wp＝0，故由(3-3)式和(3-5)式分别得到定容气藏的物质平衡方程式和压降方程式为：(3-13) (3-14)若令a＝pi/Zi，b＝pi/ZiG，则由(3-14)式得：(3-15)气田的原始地质储量由下式确定：(3-16)由(3-15)式可以看出，定容气藏的视地层压力(p/Z)与累积产气量(GP)成直线下降关系(见图3-2)。
当p/Z＝0时，由(3-14)式得GP＝G，故可以利用压降图的外推法或线性回归法确定定容气藏原始地质储量的大小。
由(3-14)式也可解出：(3-17)对于封闭性气藏，只要已经确知原始视地层压力(pi/Zi)，以及投产之后的任一个视地层压力(p/Z)和相应的累积产气量(GP)，即可由(3-17)式计算气藏的原始地质储量(G)。
但是，如果没有取得原始视地层压力，而在气藏投产后取得了第一个视地层压力(p1/Z1)和相应的累积产气量(GP1)，以及第一个测试点后的任一个视地层压力(p/Z)和相应的累积产气量(GP)，可由下式计算气藏的原始地质储量：(3-18)三.天然水侵的判断方法在一个气藏投入开发之后，可以利用下面的方法，判断气藏有无水浸和水侵量的大小。
将(3-5)式改写为下式：(3-19)气藏的原始地质储量(地面标准条件)可表示为：(3-20)式中：Vpi—天然气占有气藏的原始有效孔隙体积。
将(2-6)式代入(3-20)式得：(3-21)再将(3-21)式代入(3-19)式得下式：(3-22)若令(3-23) 则得(3-24)式中：ω—气藏的水侵体积系数。
再将(3-24)式改写为下式：(3-25)若令ψ＝(p/Z)/(pi/Zi) 和RD＝GP/G ，则由(3-25)式得：(3-26)式中：ψ—称为地层相对压力；RD—地质储量的采出程度，小数。
根据(3-26)式，可以制做出相对压力ψ、采气程度RD和水侵体积系数的关系图(见图3-3)。
图3-3 气藏的水侵指示图图3-4 水侵指示图3-3的放大部分对于一个无天然水驱作用的定容封闭性气藏，由于ω＝0，故由(3-26)式得：(3-27)由(3-27)式可以看出，对于定容封闭性气藏，相对压力与采气程度之间，成为45°下降的直线关系，即图3-3上的对角直线。
而对于存在有水驱作用的气藏，由于ω＜1，则1/(1-ω)＞1，故由(3-26)式看出，相对压力与采气程度的直线倾角大于45°。
由此可见，图3-3可以作为判断气藏是否存在有水侵作用的指示图。
若将任一气藏不同开发时间的相对压力与采气程度的数据，点在图3-3上，如点子落到45°的对角直线上，则说明是定容封闭气藏；如果点子落到45°对角直线上面的三角形区内，这表明气藏有天然水侵的存在。
同时，由点子所处的位置，可以直接读得水侵体积系数ω的大小。
为便于在气藏开发初期进行有无水侵作用的判断，将图3-3的早期部分作了放大(见图3-4)。
气藏的水侵体积系数，由(3-26)式解得：(3-28)当气藏的原始孔隙体积和水侵体积系数确知之后，天然水侵占据气藏的有效孔隙体积Vew由(3-23)式得：(3-29)四.影响水驱气藏采收率因素分析已知气藏地质储量的采出程度为RD，气藏本体地层束缚水和岩石孔隙体积的有效压缩系数为Ce，则将(3-1)式可改写为下式：(3-30)式中：(3-31) (3-32)天然水驱对气藏的有效(净)水侵体积量可表示为：(3-33)式中：Vwi—天然水驱的累积水侵孔隙体积，10m；Sgr—水侵(淹)区残余气饱和度，小数。
若以Vpi表示水驱气藏天然气占有的原始孔隙体积，那么，天然气的原始地质储量可表示为：(3-34)由(3-33)式除以(3-34)式得: (3-35)式中的Ev为水侵体积波及系数，表示为：(3-36)将(3-35)式代入(3-30)式得：(3-37)再将(2-5)式和(2-6)式代入(3-37)式得：(3-38)最后，若代入气藏的废弃条件，即p/Z＝pa/Za，△p＝△pa＝pi-pa，Ev＝Eva，则由(3-38)式得水驱气藏的采收率为：(3-39)式中：ER—水驱气藏的采收率，小数；pa/Za—废弃时的视地层压力，MPa；pa—废弃时的地层压力，MPa；Za—在pa压力下的气体偏差系数；Eva—废弃时的水驱波及体积系数，小数。
由(3-39)式可以看出，影响水驱气藏采收率的因素包括：pa/Za、pa、Eva和Sgr。
pa/Za、pa和Sgr的数值愈低，而Eva的数值愈大，则ER 的数值愈高。
由(3-20)式看出，GBgi＝Vpi，故由(3-23)式和(3-35)式相等可得：(3-40)对于定容气藏，由于Eva＝0，故由(3-39)式得采收率的关系式为：(3-41)当忽略Ce的影响时，由(3-41)式得常用的关系式为：(3-42)由(3-42)式看出，定容气藏的采收率，主要取决于废弃时的视地层压力和地层压力。
而废弃时的地层压力与地层渗透率和经济极限产量有关。
当经济产量确定之后，它与井口控制的压力，或输气压力有关异常高压气藏的物质平衡方程式气藏开发的实际资料表明，正常压力系统气藏的压力梯度一般在0.001～0.003MPa/m之间，而异常高压气藏的压力梯度可以高达0.O2MPa/m以上。
或者说，正常压力系统气藏的压力系数等于1，而异常压力系数气藏的压力系数明显大于1；异常高压气藏的压力系数在1.5以上。
异常高压气藏具有地层压力高、温度高和储层封闭的特点。
由于异常高压气藏储层的压实程度一般较差，地层岩石的有效压缩系数可达40×l0MPa以上。
在异常高压气藏的开发过程中，随着气藏压力的下降，表现出明显的储层岩石的压实特征。
利用视地层压力卢p/Z与累积产气量Gp绘制异常高压气藏的压降图时，可以清楚地看出，该压降图具有两个斜率完全不同的直线段，并且第一直线段的斜率要比第二直线的小(见图3-5)。
国外研究结果表明，在异常高压气藏投入开发的初期，随着天然气从气藏中采出和地层压力的下降，必将引起天然气的膨胀作用、储气层的再压实和岩石颗粒的弹性膨胀作用，以及地层束缚水的弹性膨胀作用和周围泥岩的再压实可能引起的水侵作用。
如果气藏周围存在着有限范围的封闭边水时，还会引起边水的弹性水侵作用。
上述的作用除天然气膨胀之外的其它因素，都能起到补充气藏能量和减小地层压力下降率的作用，从而形成了异常高压气藏初期压降较缓的第一直线段。
图3-5 异常高压气藏的压降图当异常高压气藏的地层压力，随着生产下降到正常压力系统时，即当地层压力等于或小于气藏的静水柱压力时，气藏储层的压实作用影响已基本结束。
储层岩石的有效压缩系数保持在较低的正常数据(如砂岩为4～8×l0MPa)，它同随地层压力下降而显著增加的天然气的弹性膨胀系数相比可以忽略不计。
此时，气藏的开采表现为定容封闭性正常压力系统的动态特征。
在压降图上，就是压降较快、直线斜率较大的第二直线段。
因此，对于异常高压气藏来说，应当利用第二直线段的外推，或利用本章中给出的(3-68)式计算，确定气藏的真实地质储量，而不能应用第一直线段的外推或回归计算，否则，将会引起大于100%的误差。
然而，第二直线段的出现时间较晚，一般要在采出气藏地质储量的20%～30%以后。
这样就可以利用(3-50)式进行第一直线段的校正与外推。
一.异常高压气藏的物质平衡方程式对于一个埋藏较深的异常高压气藏，在其投产初期，随着天然气的采出和气藏压力的下降，必将引起天然气的膨胀作用、储气层的压实和岩石颗粒的弹性膨胀作用、地层束缚水的弹性膨胀作用，以及由于周围泥岩的压实和有限边水的弹性膨胀所引起的水侵。
这几部分驱动能量的综合作用，就是异常高压气藏初期开发的主要动力。
它们膨胀所占据气藏的有效孔隙体积，应当等于气藏累积产出天然气的地下体积量。
若以G表示异常高压气藏的地质储量，以Vpi表示气藏的原始有效孔隙体积，则得异常高压气藏的物质平衡方程式为：(3-43)式中(3-44) 3-45)将(3-45)式代入(3-43)式，并解出G得：(3-46)将(3-32)式代入(3-46)式得：(3-47)将(2-5)式、(2-6)式和(3-23)式代入(3-47)式，得到异常高压气藏的压降方程式：(3-48)由(3-48)式和(3-14)式对比可以看出，异常高压气藏与正常压力系统定容气藏压降方程式的主要区别在于，前者需要考虑Ce和ω的影响。