天然气当量动态储量计算方法
天然气管存量的两种计算公式
天然气管存量的两种计算公式Prepared on 22 November 2020天然气管存量计算公式1、第一种计算公式Q=*V*P 均/(T 均**Z) 其中V 是该管段内容积（即管段管容），Z 是压缩因子，Z=1/(1+*1000000*P 均*10^^C 2/T 均^，P 均=2/3[P 1++（P 2+）2/(P 1+P 2+2*]T 均=(T 1+T 2)/2+P 1、P 2、T 1、T 2分别为管段起、终点压力和温度；C 2是天然气相对密度（注：一定周期内会有小调整）。
总管存Q n 为各分段管存的求和。
2、第二种计算公式（1）管段管存计算公式：100001pj pj V P T Z V P T Z ⨯⨯⨯=⨯⨯式中：0V ——管段在标准状态下的管存量，单位为立方米（m 3) ； 1V ——管段的设计管容量，单位为立方米（m 3) ，计算公式为：4V 21L d ⨯⨯=π 式中：π=；d ——管段的内直径，单位为米（m ）；L ——管段的长度，单位为米（m ）；pj P ——管段内气体平均压力(绝对压力)，单位为兆帕（MPa ）；0T ——标准参比条件的温度，数值为；0Z ——标准参比条件下的压缩因子，数值为；P——标准参比条件的压力，数值为；T——管段内气体平均温度，单位为开尔文（K）；pjZ——工况条件下的压缩因子，根据GB/T 《天然气压缩因子的计1算第2部分：用摩尔组成进行计算》计算求得。
（2）平均压力计算公式：式中：P——管段起点气体压力，单位为兆帕(MPa)；1P——管段终点气体压力，单位为兆帕(MPa)。
2（3）平均温度计算公式：式中：T——管段起点气体温度，单位为开尔文（K）；1T——管段终点气体温度，单位为开尔文（K）。
2注:气体体积的标准参比条件是p０=，T０=。
气井动态储量计算方法
二、传统的计算方法——产量递减法
递减阶段的产量公式为：
qt qoe
当D远远小于1时
Dt
e
D
D 2 D3 1 D 2! 3!
qt qo(1 D)t
t
G p qt dt qo (1 D)t dt
0 0
t
qt ln(1 D) Gp qo
气井动态储量计算方法研究及应用
学 专 主
校：中国石油大学（北京） 业：油气田开发工程 讲：田 冷
Contents
一、动储量的概念
二、动储量的计算方法原理 三、计算动储量的新方法 四、不同方法的应用及对比 五、应力敏感储层动态储量预测
一、动储量的概念
动态储量通常是指以开发地质储量中在现有的工艺技 术和现有井网开采方式不变的条件下，所有井投入生产 直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时，可 以从气藏中流出的天然气总量。理论上它等于现有井网 控制条件下的地质储量。 它不但强调储量的可流动部分，而且同时还强调波及 范围内的可流动气量。因此，动态储量的大小与生产井 数、井网的控制程度及波及系数等密切相关。
探明 地质储量
二、动储量传统的计算方法原理
物质平衡法
传 统 计 算 方 法
压降法 弹性第二相法
试井分析法
压力恢复法
压差曲线法
数学统计法
产量递减法 产量累计法 试凑法 数值模拟法
其它方法
二、传统的计算方法——压降法
物质平衡法又称压降法，是目前气田应用较为广泛且相 对而言最为精确的动态储量计算方法。其基础是质量守恒 定理。目前物质平衡法主要应用的气藏类型有： ①定容封闭性气藏；②水驱气藏；③凝析气藏；④异常 高压气藏。 对于一个具有天然水驱作用的气藏，其物质平衡方程式 为：原始储量＝累计采出量＋剩余储量＋水侵量，即
石油天然气储量计算(二)容积法(4-4)
基于三维网格
(15)
1. 基于平均值的储量计算
N = 100A ·h ·(1-Swi)o/Boi 油层有效厚度平均方法
A. 算术平均法
h
n
= (
hi)/ n
i1
式中；
h
----平均有效厚度,m；
hi ----单井油层有效厚度,m； n ----井数。
（已开发油田，开发井网较均匀，油层厚度变化大） 教材P297
教材P296
2. 天然气可采储量计算
（1）通过类比法确定气藏采收率以确定可采储量
对于尚未投入开发的气藏和采出程度很低的气藏， 通过类比法确定采收率。
计算储量的气藏
储层物性
边底水活跃程度
开采枯竭的气藏
采收率×地质储量= 可采储量
教材P302
（2）根据废弃条件计算可采储量
经济极限产量（废弃产量）
废弃条件
B. 井点面积权衡法
n
h=(
hiA i)/
n
Ai
i1
i1
式中， A i----各井点的
单井控制面积, km2
•邻井连接成三角网 •用中垂线划分单井控制面积 •计算纯含油区平均有效厚度 •油水过渡带若无井，取邻井有效厚度之半
教材P297
油层平均孔隙度计算方法
（只应用油层有效厚度范围内的分析样品或测井解释值）
0.55 0.9 0.19 0.5
0.48 2.2 0.189 0.547
0.05 2.4 0.18 0.5
0.05 2.4 0.18 0.5
0.05
2 0.18 0.5
0.05 1.5 0.17 0.5
0.24 3.2 0.168 0.544
石油天然气储量计算(二)容积法(4-1)
教材P276 教材
N = 100A · h ·φ(1-Swi)ρo/Boi
（第五章） 教材P277-278
1. 含油面积
----具有工业性油流地区的面积。 具有工业性油流地区的面积。 具有工业性油流地区的面积
通过圈定含油边界， 通过圈定含油边界，确定含油范围
油水边界 含油边界 岩性边界 断层边界
基本概念 油水边界的确定 岩性边界的确定
凝析油的原始地质储量： 凝析油的原始地质储量：
Nc = 10-4Gc/GOR 式中 Nc ----凝析油的原始地质储量， 104m3 Gc ----天然气的原始地质储量， 108m3 GOR ----凝析气井的生产气油比， m3/ m3
教材P302 教材
二、 储量参数的确定
N = 100A · h ·φ(1-Swi)ρo/Boi 含油面积 有效厚度 有效孔隙度 含油饱和度 原油密度 原油体积系数 天然气体积系数
100%含水饱和度
教材P277 教材
•背斜油藏： 背斜油藏：
根据油水边界确定含油范围 根据油水边界确定含油范围 油水边界
•断层油藏
根据油水边界、 根据油水边界、断层 油水边界 圈定含油面积
教材P282 教材
•岩性油藏 岩性边界 油水边界
•复合油藏 岩性边界 油水边界 断层边界
教材P282 教材
a--透镜状油藏；b--地层尖灭油藏; 1--构造等高线；2--内油水边界； 3--外油水边界；4--含油边界线； 5--含油面积；6--试油结果。
•外含油边界： 外含油边界： ----油层顶面与油水接触面 油层顶面与油水接触面 的交线。 的交线。 内含油边界： •内含油边界： ----油层底面与油水接触面 油层底面与油水接触面 的交线。 的交线。 含油部分的纯含油区） （含油部分的纯含油区）
石油天然气储量计算(二)容积法
通过圈定含油边界，确定含油范围
油水边界 含油边界 岩性边界
断层边界
基本概念 油水边界的确定 岩性边界的确定
教材P277
（1）基本概念
油水边界：油层顶（底）面与油水接触面的交线。 油水接触面：油藏在垂直方向油与水的分界面。
界面以上产纯油，界面以下油水同出 或产纯水。
外含油边界： ----油层顶面与油水接触面 的交线。
一般数值？ 理想气体？
（2）凝析气藏天然气地质储量计算 凝析气藏特点： 在地层条件下，天然气和凝析油呈单一 气相状态，并符合逆凝析规律。 凝析油：汽油及密度大于汽油但小于0.786g/cm3 的其它馏分的混合物。 开采时，同时采出天然气和凝析油。
教材P301
凝析气藏中天然气的原始地质储量：
Gc = Gfg fg = ng/(ng + no)
内含油边界： ----油层底面与油水接触面 的交线。 （含油部分的纯含油区）
教材P277
垂向油水过渡带
实际的油水界面不是一个整齐的、油水截然 分开的界面。
界面处储层质量的差异，
可形成凹凸不平的油水
界面。
束缚水饱和度
100%含水饱和度
教材P277
背斜油藏：
根据油水边界确定含油范围
断层油藏
1） 利用岩心、测井及试油资料确定油水界面 岩心法（定性分析）： 含水部分：颜色浅，灰白色，不含油或微含油； 油层部分：颜色深，黄褐色或棕褐色，含油饱满； 气层岩心：颜色虽浅，但具浓厚的芳香味。
教材P277-278
测井法：解释油层、水层、油水同层 试油：油层、水层、油水同层 综合方法：
教材P278
= GOR / ( GOR + 24056o/Mo)
苏里格气田东区动态储量计算方法
苏里格气田东区动态储量计算方法李旭【摘要】针对苏里格低渗气藏的实际情况,运用气藏开发动态资料,选取11口目标井,选用多种典型气藏动态储量计算方法进行计算并得出结果.通过对每种方法进行剖析对比,分析其适用条件与计算所需资料的要求.最终针对苏里格气田东区低渗气藏实际,筛选出适用的储量计算方法,为气田合理有效可持续的开发提供依据.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)003【总页数】4页(P98-101)【关键词】苏里格气田东区;低渗气藏;气藏动态储量;储量计算方法;可持续开发【作者】李旭【作者单位】西安石油大学,陕西西安710065;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安710021【正文语种】中文【中图分类】TE312储量计算是气田开发生产的重要工作，是综合评价气田稳产的重要依据，处在不同开采阶段的气藏，根据其所采取不同的储量计算方法，获取不同的资料，对其的认识程度也不相同[1-3]。
因此，选择哪种较为可靠的气藏动态储量计算方法，关系着气田能否合理、有效、可持续的开发，是实现气田长期稳产的前提条件，更是气田中后期生产制度与工艺管网部署的重要依据。
苏里格气田东区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，以砂岩岩性气藏为主，主产层为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段。
该气田储集层条件复杂，具有低丰度、低压、低渗透、非均质性严重等特性。
本文针对苏里格气田东区低渗气藏动静储量差别较大的特点，分别运用压降法、产量累积法、流动物质平衡法及采气曲线法等手段进行试验，最终筛选出适合于苏里格气田东区的非均质气田可动储量的计算方法[4]，对苏里格气田东区的有效开发和稳产提供技术支持。
1.1压降法压降法是在关井条件下较为常用的储量计算方法，是定容密闭气藏物质平衡法在特定条件的应用，根据地层压力下降情况与气藏的累积开采量，来推算所测气藏的储量。
其计算公式为：压降法是利用累积产气量（Gp）与地层压力所构成的“压降图”来确定气藏的储量。
天然气储量计算
20.68 = 4.468 4.629
拟对比压 力4.468 拟对比温 度1.809
压缩因子 0.90
计算气田地质储量 气田的原始地质储量表示为：
G = 0.01 Ahφ S gi / B gi
原始的天然气体积系数表示为：
Z B
g i
地面、体积
V i = V sc
i
n R T PiS C源自=n R T=
p
P sc
Z iT p iT sc
sc
物理大气压和工 程大气压区别
Psc、Tsc分别为地面标准状况下的标准压力和温度，即 0.101Mpa和293K Pi和T为油藏条件下的压力和温度，Zi为真实气体在该条件 下的压缩因子，求解该值需要计算和查表。
G = 0 .0 1 A h φ S g i
T sc 1 p i T p sc Z i
定容封闭气藏的可采储量：
Tsc 1 pi pa G = 0.01 Ahφ S gi ( − ) T p sc Z i Z a
Pa，Za为油藏废弃时的压力和该条件下的压缩因子 气田的地质储量丰度、单储系数为：
Ω = 0 .0 1hφ S T sc 1 p i T p sc Z i
S G F = 0 . 0 1φ S T sc 1 p i T p sc Z i
gi
gi
单位
例题
某气田的地层平均有效厚度为 9.14m，有效孔隙度 0.15；原始含气饱和度 0.70； ， ； ； 原始地层压力 20.68Mpa，地层温度 358.6K，Tsc＝293k；Psc＝0.101Mpa，相对 ， ， ； ， 密度 0.6。试求气田的丰度和单储系数。天然气的拟临界压力和拟临界温度由下 。试求气田的丰度和单储系数。 面的经验公式确定. 面的经验公式确定 T sc 1 p i 拟临界参数的确定： 拟临界参数的确定： Ω = 0 .0 1 h φ S g i
天然气管存量的两种计算公式
天然气管存量计算公式1、第一种计算公式 Q=*V*P 均/(T 均**Z)其中V 是该管段内容积（即管段管容），Z 是压缩因子，Z=1/(1+*1000000*P 均*10^^C 2/T 均^， P 均=2/3[P 1++（P 2+）2/(P 1+P 2+2*] T 均=(T 1+T 2)/2+P 1、P 2、T 1、T 2分别为管段起、终点压力和温度；C 2是天然气相对密度（注：一定周期内会有小调整）。
总管存Q n 为各分段管存的求和。
2、第二种计算公式 （1）管段管存计算公式：10001pj pj V P T Z V P T Z ⨯⨯⨯=⨯⨯式中：0V ——管段在标准状态下的管存量，单位为立方米（m 3) ；1V ——管段的设计管容量，单位为立方米（m 3) ，计算公式为：4V 21Ld ⨯⨯=π式中：π=；d ——管段的内直径，单位为米（m ）； L ——管段的长度，单位为米（m ）； pj P ——管段内气体平均压力(绝对压力)，单位为兆帕（MPa ）；T——标准参比条件的温度，数值为；Z——标准参比条件下的压缩因子，数值为；P——标准参比条件的压力，数值为；T——管段内气体平均温度，单位为开尔文（K）；pjZ——工况条件下的压缩因子，根据GB/T 《天然气1压缩因子的计算第2部分：用摩尔组成进行计算》计算求得。
（2）平均压力计算公式：式中：P——管段起点气体压力，单位为兆帕(MPa)；1P——管段终点气体压力，单位为兆帕(MPa)。
2（3）平均温度计算公式：式中：T——管段起点气体温度，单位为开尔文（K）；1T——管段终点气体温度，单位为开尔文（K）。
2注:气体体积的标准参比条件是p０=，T０=。
自-油气田动态储量计算
苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算摘要运用气藏开发动态资料,选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量，故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。
为此,针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征,在动态资料不断补充和丰富的基础上，综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算，分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。
结论认为，苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量，Ⅰ类井平均单井动态储量为2936×104m3，Ⅱ类井平均单井动态储量为1355×１０4m3，Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×1０4 ｍ3。
所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。
关键词鄂尔多斯盆地苏里格气田苏五区块低渗透储集层非均质性动态储量计算方法开发中后期调整方案气藏可动储量是指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下，已开发地质储量中投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时,可以从气藏中流出的天然气总量叫。
运用气藏开发动态资料，筛选与之相适应的动态计算方法才能准确确定动态储量［２-４],而对不同气藏筛选气藏动态储量的计算方法具有十分重要的意义。
苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧,是大面积分布的砂岩岩性气藏,主要产层为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段。
该气田储集层条件复杂，具有低丰度、低压、低渗、非均质性严重等特征。
针对苏里格气田低渗透、强非均质性特征，笔者分别运用气藏工程压降法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法对苏里格气田不同开发时期可动储量进行了计算[5-10］,分析了不同方法的适应性和可靠性,目的是筛选适合于苏里格低渗透强非均质气田可动储量的计算方法，对气田开发中后期调整方案制定以及气藏产能评价提供技术支持,这对苏里格低渗透强非均质气田开发中后期调整方案制定以及气藏产能评价都具有借鉴意义[11]。
天然气储量计算及其参数确定方法
天然气储量计算及其参数确定方法张伦友1 张向阳2(1.中油西南油气田分公司勘探开发研究院 2.中油西南油气田分公司重庆气矿) 摘 要 文章以我国最新的《石油天然气储量计算规范》为依据,以四川天然气储量计算为线索,详细介绍了容积法储量计算中有效储层下限的确定标准、计算参数的确定方法及资料录取要求。
对于有效储层下限应按岩性、物性、含油气性和电性“四性”标准划分;对于含气面积应针对不同类型气藏的特点选用不同的确定方法;对有效厚度的取值应以气水界面或气层识别为基础,综合测试成果,以测井“四性”关系划分为依据;用测井解释资料确定有效孔隙度时,必须用岩性分析资料进行标定;对原始含气饱和度、原始天然气体积系数等其他计算参数也提出了相应的要求,还对储量评价方法进行了总结。
主题词 天然气 容积法 储量计算 储量评价概述储量计算分为静态法和动态法两类。
静态法是用气藏静态地质参数,按气体所占孔隙空间容积计算储量的方法,简称容积法;动态法则是利用气藏压力、产量、累积产量等随时间变化的生产动态资料计算储量的方法,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)、产量递减法、数学模型法等等。
文章主要介绍在评价勘探期应用最多的容积法。
地质储量计算方法G=0101AhφS gi/B gi(1)或 G=AhS gf(2)式中 G—天然气地质储量,108m3;A—含气面积,km2;h—有效厚度,m;Φ—有效孔隙度,f;S gi—原始含气饱和度(1-S wi),f;B gi—原始天然气体积系数,f;S gf—单储系数,108m3/(km2・m)式中B gi用下式求得: B gi=P sc Z i T/P i T sc(3)式中 Z i—原始天然气偏差系数,f;P i—原始地层压力,MPa;P sc—地面标准压力,(01101)MPa;T—气藏地层温度,K;T sc—地面标准温度(293),°K储量的起算标准按照我国现行石油天然气储量计算规范的界定,当单井稳定产量达到储量起算标准规定指标时才能计算储量(表1)。
石油天然气控制储量计算方法 标准
石油天然气控制储量计算方法标准下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。
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动态储量计算
大牛地气田气井全压力史拟合曲线
D15井 D13井
DK2井
DK10井
DK13井
DK32井
DK33井
D30井
试井分析结果及认识
大牛地气藏不稳定试井解释成果表
井名 层位 井储系数 Cs (m3/Mpa) 1.5 3.5 10 1.28 3 1.25 1.95 2.8 3.5 2.79 1.2 8 10 1.68 0.8 有效渗透率 Kg (10-3μm2) 0.18 0.125 0.670 0.16 0.3 0.28 0.236 0.14 0.008 0.0827 0.08 0.19 0.26 0.35 2 裂缝半长 Xf (m) 160 120 150 130 150 70 63 130 90 80.5 70 60 105 70 68 裂缝表皮 系数Sf 表皮系数 S 裂缝导 流能力 FCD 20 25 2.5 4 12 3.5 9.88 20 20 5 1 300 50 1.5 2.5
大牛地气田 地层压力及动态储量计算
汇 报
一、 气田概况
二、地层压力的确定
三、 动态控制储量的计算
要 点
四、 动态储量计算的影响因素
五、 初步认识
主力储层盒 2、盒 3 段为辫状河向曲流河的过渡区。
受地形坡度与水流能量 的控制，盒2段北部发育辫 状河，南部发育曲流河；盒 3段西部发育辫状河，东部 发育曲流河。工区内西部的 水体能量强于东部，物源供 应西部比东部充足。
平均地层压力确定方法
依赖半对数直线段的方法
通常在Horner图上应用径向流直线段外推得到。马休斯（Mathews）、布隆斯
油气田动态储量计算
苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算摘要运用气藏开发动态资料，选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量，故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。
为此，针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征，在动态资料不断补充和丰富的基础上，综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算，分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。
结论认为，苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量，Ⅰ类井平均单井动态储量为2936×104m3，Ⅱ类井平均单井动态储量为1355×104m3，Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×104 m3。
所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。
关键词鄂尔多斯盆地苏里格气田苏五区块低渗透储集层非均质性动态储量计算方法开发中后期调整方案气藏可动储量是指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下，已开发地质储量中投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时，可以从气藏中流出的天然气总量叫。
运用气藏开发动态资料，筛选与之相适应的动态计算方法才能准确确定动态储量[2-4]，而对不同气藏筛选气藏动态储量的计算方法具有十分重要的意义。
苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，是大面积分布的砂岩岩性气藏，主要产层为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段。
该气田储集层条件复杂，具有低丰度、低压、低渗、非均质性严重等特征。
针对苏里格气田低渗透、强非均质性特征，笔者分别运用气藏工程压降法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法对苏里格气田不同开发时期可动储量进行了计算[5-10]，分析了不同方法的适应性和可靠性，目的是筛选适合于苏里格低渗透强非均质气田可动储量的计算方法，对气田开发中后期调整方案制定以及气藏产能评价提供技术支持，这对苏里格低渗透强非均质气田开发中后期调整方案制定以及气藏产能评价都具有借鉴意义[11]。
天然气当量动态储量计算方法
附件7 天然气当量动态储量计算方法
1、当量天然气产量
气藏当量天然气产量是将凝析油产量按热值折算为天然气量，然后，加上天然气产量的合计产量。
凝析油体积折算天然气当量体积公式（计算凝析油当量气体体积的方法及应用——陈元千）：
（1）
：当量天然气产量
：天然气产量
：凝析油产量
：凝析油相对密度
2、天然气当量动态储量计算方法
A-G动态物质平衡方法：
当流动达到“边界控制”情况时，即拟稳态时，储层各点的压力以同一速度下降，储层平均压力的变化与井底流压的变化一致，此时建立A-G动态物质平衡方程：
（2）
（3）
其中：
，气井物质平衡拟时间
，规整化拟压力
，原始综合压缩系数
e，自然常数
，欧拉常数
计算步骤：
（1）运用公式（1）将产气量和产油量折算成当量天然气产量
（2）预测原始天然气地质储量OGIP
（3）计算物质平衡拟时间，规整化压力及累积产量
（4）绘制—曲线，直线与x轴的截距即为储量G
（5）获得最佳拟合，并外推储量G
（6）使用新的G，重复上述步骤，直至收敛为止
3、以上定义及解释权归勘探开发研究院开发所
附件8 天然气无阻流量计算方法
1、天然气无阻流量
气井绝对无阻流量定义为:气井开井生产时井底流压等于1大气压(101.325kPa)条件下的日产气量(Qaof)。
2、天然气无阻流量一点法经验计算方法
其中：
Qg，天然气稳定产量，万方/d。
Ps，Qg条件下的稳定井底流动压力，MPa绝。
Pf，地层压力，MPa绝。
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附件7 天然气当量动态储量计算方法
1、当量天然气产量
气藏当量天然气产量是将凝析油产量按热值折算为天然气量，然后，加上天然气产量的合计产量。
凝析油体积折算天然气当量体积公式（计算凝析油当量气体体积的方法及应用——陈元千）：
（1）
：当量天然气产量
：天然气产量
：凝析油产量
：凝析油相对密度
2、天然气当量动态储量计算方法
A-G动态物质平衡方法：
当流动达到“边界控制”情况时，即拟稳态时，储层各点的压力以同一速度下降，储层平均压力的变化与井底流压的变化一致，此时建立A-G动态物质平衡方程：
（2）
（3）
其中：
，气井物质平衡拟时间
，规整化拟压力
，原始综合压缩系数
e，自然常数
，欧拉常数
计算步骤：
（1）运用公式（1）将产气量和产油量折算成当量天然气产量
（2）预测原始天然气地质储量OGIP
（3）计算物质平衡拟时间，规整化压力及累积产量
（4）绘制—曲线，直线与x 轴的截距即为储量G
（5）获得最佳拟合，并外推储量G
（6）使用新的G ，重复上述步骤，直至收敛为止
3、以上定义及解释权归勘探开发研究院开发所
附件8 天然气无阻流量计算方法
1、天然气无阻流量
气井绝对无阻流量定义为:气井开井生产时井底流压等于
1大气压(101.325kPa)
条件下的日产气量(Qaof)。
2、天然气无阻流量一点法经验计算方法
084
.0855.0994.012--=R Qg
Qaof
其中：
Pf Ps
R =
Qg ，天然气稳定产量，万方/d 。
Ps ，Qg 条件下的稳定井底流动压力，MPa 绝。
Pf ，地层压力，MPa 绝。