气藏储量计算方法
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p i1 n Aihi i1
在有些情况下，当储气层分布较为均一，井间连通较好时，各井折算至气藏l
／3高度处的压力较为接近，此时平均地层压力可按下列简单的算术平均法计
算。
n
pi
p i1
n
四、利用试井和动态资料计算气井控制储量
1、视稳定状态法(或在四川常称的弹性第二相法)
在裂缝—孔隙双重介质有限封闭气藏中，气井定产量生产时，当不定渗滤达到 视稳定状态时，井底压力随时间变化规律可用下式来表述
2．控制储量(相当其它矿种的C—D级) 在某一圈闭内预探井发现工业气流后，以建立探明储量为目的，在评价钻
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。
1
Gp G
1We
1 Wp Bw
Vpi
令 We WpBw 为气藏水侵体积系数
Vpi
p/Z pi /Zi
1G Gp 11
令 p/Z
pi / Zi
为气藏相对地层压力， R D
Gp G
为气藏采出程度
1RD11
气藏相对地层压力采出程度和水侵系图
（2）气驱气藏
天然气的采出(或驱动)主要靠自身膨胀能量的气藏称为气驱气藏，这类气 藏一般是封闭的，无边底水的侵入，在开采过程中储气体积认为是不变的， (或称为定容气藏)。
方案和进行开发建设投资决策的依据，其相对误差不超过±20％。 (3)基本探明储量(简称3类，相当其它矿种C级) 对于裂缝型碳酸盐岩、复杂断块和岩性圈闭等气藏，在完成地震详查、精
查或三维地震和钻完评价井后，储量参数基本取全，含气面积基本控制的情况下 所计算的储量为基本探明储量，它是进行“滚动勘探开发”的依据。该类储量的 相对误差小于±30％。
（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法，而应按等值线图进行储量计算。
气藏平均参数的计算方法
1、算术平均法 在预探或评价勘探初期，由于井点较少，储量参数等值线图无法绘制或所绘制
的等值线图代表性差时，有效厚度、孔隙度、束缚水饱和度、气体组分等平均参数 一般采用算术平均法，地层压力和气层温度一般取气藏高度1／3处的压力和温度参 与公式(6—1)中的计算，这种算均法计算储量参数的方法常在计算控制储量时应用。 2、按等值线图平均计算法
BgBgi
上式即为水驱气藏计算储量的公式。
p
pi
1 Gp G
Z
Zi
1We
WpBaidu Nhomakorabeaw G
piTsc pscZiT
水驱气藏压降图
如果气藏原始地质储量为已知(容积法计算或压降初期外推法计算)则
累计水浸量We可由下式求得
We
Gp
G1
p/ pi /
Z Zi
pTsc
WpBw
pscZT
p Z
pi Zi
气藏储量计算方法
一、天然气储量分级
根据GBn270《天然气储量规范》规定，各个级别的储量定义如下。 1．探明储量
探明储量是在气藏进行评价钻探或详探完成后，在现代技术和经济条件下可提 供开采并能获得社会经济效益的储量，是编制气藏开发方案、进行气田开发建设投 资决策和气藏开发分析的依据。在计算探明储量时，要充分利用现代地球物理勘探、 测井、岩心、试井和气藏探边资料，查明与证实气藏类型、构造形态、储层厚度、 岩性、物性参数，气层压力、油、气、水性质与品位、气水界面和含气边界等参数， 要进行气藏静、动态综合研究和气藏描述。 探明储量按勘探开发程度和气藏复杂程度分为以下三类： (1)已开发探明储量(简称1类，相当其它矿种A级)
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。
计算机自动离散到各网格结点或生成相对应的等值线图。通常采用面函数Z(X，Y) 回归曲面，其表达式为：
Z（X,Y）=b1+b2X+b3Y+b4X2+b5XY+b6Y2+…＋bmYp (6-8)
且
mp1(p2)
(6-9)
2
如果有N个已知井点参数，则用(6—8)式来拟合这些井点参数值，用最小二 乘法原理解n个联立方程，导出上述多项式的系数b1，b2，b3，…，bm。使用拟 合曲面回归方程(6—8)(此时b1，b2，b3，…，bm为已知值)根据网格结点的坐标(X， Y)就可把井点参数离散到各个结点上去，从而计算出各个离散面上的容积法储量， 其总和即为所计算气藏的储量。此方法有专用程序，运算简便，精度较高。
3)当含气面积较大时或因生产需要，不可能全气藏关井时，则可在短时 间内(1个月左右)气井分片轮流关井，测关井井底压力恢复数据和最大关井井底压 力。应用这种方法计算压降储量时，平均压力点有所波动，在采出程度达到10％ ~15％时，压降储量才具有规定的精度。
4)累计产气量中应包括各种情况下(完井测试、放空试井、吹扫管线)的放 空气量，而放空气量有时往往缺乏正确的计量，仅为估计量，这对早期压降储量 计算的精度影响较大。
三、压降法计算天然气储量
1、气藏物质平衡方程式
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，应遵循 下列基本假定：
1)在任意给定的时间内，整个气藏内的压力是处于平衡状态，即气藏内没有大 的压力梯度存在。
2)室内高压物性(PVT)资料能够代表气层天然气的性质。 3)不考虑气藏的毛管力和重力的影响。 4)气藏储层物性和液体性质是均一的，各向同性的。 5)随着地层压力下降，溶解于隙间水中天然气的放出量均忽略不计。
异常高压气藏压降图
（4）裂缝性变形气藏 在碳酸盐岩裂缝性气藏中，天然气的主要储渗空间和通道为裂缝，在气藏开采
过程中，随着地层压力的下降，这些裂缝空间会产生闭合，裂缝孔隙度和渗透率随 之降低，气藏含气体积也会变小，其岩石弹性膨胀原理应和异常高压气藏相似，因 此，视地层压力和累计采气量的关系也会象异常高压气藏一样不呈直线关系。其区 别仅是在裂缝性气藏中一般认为裂缝的含水饱和度Swi＝0。
压降法计算储量看起来比较简单和适用，但在实际操作中，由于资料取得不准， 平均压力计算方法欠妥，其结果会造成较大的误差，在取准资料方面应注意以下 要点：
1)应采用高精度的测压仪表和流体计量仪表。一般累计采气量的求得比较 重视，但与之相关的凝析油量和地层水量的计量精度却较低，在凝析气藏和有水 气藏开采过程中应予特别重。
p Z
pi Zi
1
Gp G
GVp
Tsc pi pscTZi
Gp2 Gp1 p1 p2
pi Zi
Z1 Z2
气驱气藏压降图
（3）异常高压气藏 气藏压力系数大于1.8的被称为异常高压气藏。 异常高压气藏物质平衡方程可以用下式表示：
p Z
f(p) pi Zi
1GGp
fp 1 1 S we i c fp i p S w e a i p i p b /3 p i 2 p 2
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
（6-2）
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。
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
a=(3.8546-0.01052T+3.9267×10-5T2) ×10-6
b=(4.77×10-7T-8.8×10-10T2-0.000134)×10-6
f(p)是压力p的单调递减函数，且f(p)≤1，所以在累积采气量Gp相同的情况 下，异常高压气藏的p/Z值比常规定容(气驱)气藏要大，在异常高压气层p／Z— Gp坐标关系应是光滑的上凸曲线。
在现代技术经济条件下，通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施 建设，并已投入开采的储量。该储量是提供开发分析和管理的依据。新气藏在开发 井网钻完后，即应计算本类储量。对复杂气藏还必须取得动态储量的有关参数，用 动态法对储量进行核算。
(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
在准确获得气井地层压力和累计产量资料后，气藏平均压力计算方法的选择对 压降储量计算的精度有着重要的影响。
值得指出，在气藏物质平衡方程式中的压力为气藏平衡地层压力，用单井或观 察井的地层压力来代替都会造成储量计算的误差；总体上讲应根据地层压力等值线 由计算气藏按体积加权平均地层压力。
n
pi Aihi
2)全气藏各气井要定期同时关井，测井底关井压力恢复数据和最大关井 井底压力。对高渗透气藏来讲，压力要恢复至静止状态，不需要很长时间，而对 低渗透气藏来讲，气井压力要恢复至静止状态，气藏要达到压力平衡，关井时间 少者要几个月，多者可达数年，在实际生产中是难以实施的。一般用气井压力分 析来确定全气藏最短关井时间，根据四川气田的实践，一般为15天，最长不超过 30天。全气藏关井录取地层压力的方法在气藏试采阶段尤重要，按此方法在采出 量达到3％~5％时就有可能算准压降储量。
pw2fpi22 q K g1 hR211tde 11
K1 pR
1 2
rw2
e1 1
1
1*
* 2
ar w 2 K1
R ro rw
当气体渗滤达到视稳定状态时，井底压力平方和时间在普通坐标上呈直线关系 气井定产量生产时井底压力降落图
对时间取导后得：
二、容积法计算天然气储量
G0.01Ah(1Sw)i pTsscT cpiZ i （6-1）
Bgi
pscTZi T scpi
只要气藏的含气面积、有效厚度、孔隙度、含水饱和度、地层压力、天然气 组分等资料为己知，即可计算天然气地质储量(看起来方法比较简简便），但要 算准容积法储量却有一翻较大的工作量。
f(p)ecf (pip)
裂缝变形气藏的物质平衡方程的表达式为
pecf Z
(pip)
pi Zi
1G Gp
p Z
ec f
(
pi
p)
~Gp普遍坐标上呈直线关系，直线与横轴的交点即为裂缝性
变形气藏的原始址质储量。
2、求准气藏压降储量的要点
气藏压降储量计算公式的推导是严密的，又由于压降储量的计算避开了储 层的容积参数(有效子L隙度、厚度；含气面积和含气饱和度)，而这些参数在碳酸 盐岩裂缝性气层中难以求准，因此压降法计算储量在碳酸盐岩气藏中特别适用。
3．预测储量(相当其它矿种的D~E级) 是在地震和其它方法提供的圈闭内，经过预探井获得工业气流或油气显
示后，根据区域地质条件分析和类比，对有利地区按容积法估算的储量。该圈 闭的气层变化、气水关系尚未查明，储量参数由类比法确定的，因此可估算一 个储量范围值。预测储量是制定评价勘探方案的依据。
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。
（1）水驱气藏 在边、底水气藏中，由于天然水驱的作用其物质平衡原理为：见图6—2。
原始天然气储量所占体积＝剩余天然气储量所占体积十地层水侵入所占有的体积。
天然气水驱气藏物质平衡示意图
GBgi＝(G—Gp)Bg十We—WpBw
Bgi
pscTZi T scpi
Bg
pscTZ T scp
GGpBgW eW pBw
在有些情况下，当储气层分布较为均一，井间连通较好时，各井折算至气藏l
／3高度处的压力较为接近，此时平均地层压力可按下列简单的算术平均法计
算。
n
pi
p i1
n
四、利用试井和动态资料计算气井控制储量
1、视稳定状态法(或在四川常称的弹性第二相法)
在裂缝—孔隙双重介质有限封闭气藏中，气井定产量生产时，当不定渗滤达到 视稳定状态时，井底压力随时间变化规律可用下式来表述
2．控制储量(相当其它矿种的C—D级) 在某一圈闭内预探井发现工业气流后，以建立探明储量为目的，在评价钻
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。
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为气藏相对地层压力， R D
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气藏相对地层压力采出程度和水侵系图
（2）气驱气藏
天然气的采出(或驱动)主要靠自身膨胀能量的气藏称为气驱气藏，这类气 藏一般是封闭的，无边底水的侵入，在开采过程中储气体积认为是不变的， (或称为定容气藏)。
方案和进行开发建设投资决策的依据，其相对误差不超过±20％。 (3)基本探明储量(简称3类，相当其它矿种C级) 对于裂缝型碳酸盐岩、复杂断块和岩性圈闭等气藏，在完成地震详查、精
查或三维地震和钻完评价井后，储量参数基本取全，含气面积基本控制的情况下 所计算的储量为基本探明储量，它是进行“滚动勘探开发”的依据。该类储量的 相对误差小于±30％。
（6-3）
或平均有效厚度×孔隙度 平均地层压力
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（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法，而应按等值线图进行储量计算。
气藏平均参数的计算方法
1、算术平均法 在预探或评价勘探初期，由于井点较少，储量参数等值线图无法绘制或所绘制
的等值线图代表性差时，有效厚度、孔隙度、束缚水饱和度、气体组分等平均参数 一般采用算术平均法，地层压力和气层温度一般取气藏高度1／3处的压力和温度参 与公式(6—1)中的计算，这种算均法计算储量参数的方法常在计算控制储量时应用。 2、按等值线图平均计算法
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上式即为水驱气藏计算储量的公式。
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水驱气藏压降图
如果气藏原始地质储量为已知(容积法计算或压降初期外推法计算)则
累计水浸量We可由下式求得
We
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G1
p/ pi /
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气藏储量计算方法
一、天然气储量分级
根据GBn270《天然气储量规范》规定，各个级别的储量定义如下。 1．探明储量
探明储量是在气藏进行评价钻探或详探完成后，在现代技术和经济条件下可提 供开采并能获得社会经济效益的储量，是编制气藏开发方案、进行气田开发建设投 资决策和气藏开发分析的依据。在计算探明储量时，要充分利用现代地球物理勘探、 测井、岩心、试井和气藏探边资料，查明与证实气藏类型、构造形态、储层厚度、 岩性、物性参数，气层压力、油、气、水性质与品位、气水界面和含气边界等参数， 要进行气藏静、动态综合研究和气藏描述。 探明储量按勘探开发程度和气藏复杂程度分为以下三类： (1)已开发探明储量(简称1类，相当其它矿种A级)
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。
计算机自动离散到各网格结点或生成相对应的等值线图。通常采用面函数Z(X，Y) 回归曲面，其表达式为：
Z（X,Y）=b1+b2X+b3Y+b4X2+b5XY+b6Y2+…＋bmYp (6-8)
且
mp1(p2)
(6-9)
2
如果有N个已知井点参数，则用(6—8)式来拟合这些井点参数值，用最小二 乘法原理解n个联立方程，导出上述多项式的系数b1，b2，b3，…，bm。使用拟 合曲面回归方程(6—8)(此时b1，b2，b3，…，bm为已知值)根据网格结点的坐标(X， Y)就可把井点参数离散到各个结点上去，从而计算出各个离散面上的容积法储量， 其总和即为所计算气藏的储量。此方法有专用程序，运算简便，精度较高。
3)当含气面积较大时或因生产需要，不可能全气藏关井时，则可在短时 间内(1个月左右)气井分片轮流关井，测关井井底压力恢复数据和最大关井井底压 力。应用这种方法计算压降储量时，平均压力点有所波动，在采出程度达到10％ ~15％时，压降储量才具有规定的精度。
4)累计产气量中应包括各种情况下(完井测试、放空试井、吹扫管线)的放 空气量，而放空气量有时往往缺乏正确的计量，仅为估计量，这对早期压降储量 计算的精度影响较大。
三、压降法计算天然气储量
1、气藏物质平衡方程式
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，应遵循 下列基本假定：
1)在任意给定的时间内，整个气藏内的压力是处于平衡状态，即气藏内没有大 的压力梯度存在。
2)室内高压物性(PVT)资料能够代表气层天然气的性质。 3)不考虑气藏的毛管力和重力的影响。 4)气藏储层物性和液体性质是均一的，各向同性的。 5)随着地层压力下降，溶解于隙间水中天然气的放出量均忽略不计。
异常高压气藏压降图
（4）裂缝性变形气藏 在碳酸盐岩裂缝性气藏中，天然气的主要储渗空间和通道为裂缝，在气藏开采
过程中，随着地层压力的下降，这些裂缝空间会产生闭合，裂缝孔隙度和渗透率随 之降低，气藏含气体积也会变小，其岩石弹性膨胀原理应和异常高压气藏相似，因 此，视地层压力和累计采气量的关系也会象异常高压气藏一样不呈直线关系。其区 别仅是在裂缝性气藏中一般认为裂缝的含水饱和度Swi＝0。
压降法计算储量看起来比较简单和适用，但在实际操作中，由于资料取得不准， 平均压力计算方法欠妥，其结果会造成较大的误差，在取准资料方面应注意以下 要点：
1)应采用高精度的测压仪表和流体计量仪表。一般累计采气量的求得比较 重视，但与之相关的凝析油量和地层水量的计量精度却较低，在凝析气藏和有水 气藏开采过程中应予特别重。
p Z
pi Zi
1
Gp G
GVp
Tsc pi pscTZi
Gp2 Gp1 p1 p2
pi Zi
Z1 Z2
气驱气藏压降图
（3）异常高压气藏 气藏压力系数大于1.8的被称为异常高压气藏。 异常高压气藏物质平衡方程可以用下式表示：
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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
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（6-2）
有效孔隙度
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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。
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
a=(3.8546-0.01052T+3.9267×10-5T2) ×10-6
b=(4.77×10-7T-8.8×10-10T2-0.000134)×10-6
f(p)是压力p的单调递减函数，且f(p)≤1，所以在累积采气量Gp相同的情况 下，异常高压气藏的p/Z值比常规定容(气驱)气藏要大，在异常高压气层p／Z— Gp坐标关系应是光滑的上凸曲线。
在现代技术经济条件下，通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施 建设，并已投入开采的储量。该储量是提供开发分析和管理的依据。新气藏在开发 井网钻完后，即应计算本类储量。对复杂气藏还必须取得动态储量的有关参数，用 动态法对储量进行核算。
(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
在准确获得气井地层压力和累计产量资料后，气藏平均压力计算方法的选择对 压降储量计算的精度有着重要的影响。
值得指出，在气藏物质平衡方程式中的压力为气藏平衡地层压力，用单井或观 察井的地层压力来代替都会造成储量计算的误差；总体上讲应根据地层压力等值线 由计算气藏按体积加权平均地层压力。
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2)全气藏各气井要定期同时关井，测井底关井压力恢复数据和最大关井 井底压力。对高渗透气藏来讲，压力要恢复至静止状态，不需要很长时间，而对 低渗透气藏来讲，气井压力要恢复至静止状态，气藏要达到压力平衡，关井时间 少者要几个月，多者可达数年，在实际生产中是难以实施的。一般用气井压力分 析来确定全气藏最短关井时间，根据四川气田的实践，一般为15天，最长不超过 30天。全气藏关井录取地层压力的方法在气藏试采阶段尤重要，按此方法在采出 量达到3％~5％时就有可能算准压降储量。
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当气体渗滤达到视稳定状态时，井底压力平方和时间在普通坐标上呈直线关系 气井定产量生产时井底压力降落图
对时间取导后得：
二、容积法计算天然气储量
G0.01Ah(1Sw)i pTsscT cpiZ i （6-1）
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只要气藏的含气面积、有效厚度、孔隙度、含水饱和度、地层压力、天然气 组分等资料为己知，即可计算天然气地质储量(看起来方法比较简简便），但要 算准容积法储量却有一翻较大的工作量。
f(p)ecf (pip)
裂缝变形气藏的物质平衡方程的表达式为
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~Gp普遍坐标上呈直线关系，直线与横轴的交点即为裂缝性
变形气藏的原始址质储量。
2、求准气藏压降储量的要点
气藏压降储量计算公式的推导是严密的，又由于压降储量的计算避开了储 层的容积参数(有效子L隙度、厚度；含气面积和含气饱和度)，而这些参数在碳酸 盐岩裂缝性气层中难以求准，因此压降法计算储量在碳酸盐岩气藏中特别适用。
3．预测储量(相当其它矿种的D~E级) 是在地震和其它方法提供的圈闭内，经过预探井获得工业气流或油气显
示后，根据区域地质条件分析和类比，对有利地区按容积法估算的储量。该圈 闭的气层变化、气水关系尚未查明，储量参数由类比法确定的，因此可估算一 个储量范围值。预测储量是制定评价勘探方案的依据。
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。
（1）水驱气藏 在边、底水气藏中，由于天然水驱的作用其物质平衡原理为：见图6—2。
原始天然气储量所占体积＝剩余天然气储量所占体积十地层水侵入所占有的体积。
天然气水驱气藏物质平衡示意图
GBgi＝(G—Gp)Bg十We—WpBw
Bgi
pscTZi T scpi
Bg
pscTZ T scp
GGpBgW eW pBw