CN113818873A - 隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法及装置 - Google Patents

隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法及装置 Download PDF

Info

Publication number
CN113818873A
CN113818873A CN202111223161.3A CN202111223161A CN113818873A CN 113818873 A CN113818873 A CN 113818873A CN 202111223161 A CN202111223161 A CN 202111223161A CN 113818873 A CN113818873 A CN 113818873A
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
reservoir
production
hidden
natural gas
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN202111223161.3A
Other languages
English (en)
Other versions
CN113818873B (zh
Inventor
石军太
李文斌
张龙龙
贾焰然
杨博
王田多奕
石贵元
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China University of Petroleum Beijing
Original Assignee
China University of Petroleum Beijing
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China University of Petroleum Beijing filed Critical China University of Petroleum Beijing
Priority to CN202111223161.3A priority Critical patent/CN113818873B/zh
Publication of CN113818873A publication Critical patent/CN113818873A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN113818873B publication Critical patent/CN113818873B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/20—Computer models or simulations, e.g. for reservoirs under production, drill bits
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
    • Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

本发明属于气藏开发技术领域，具体涉及一种隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法及装置。该方法包括：获取气藏的储层物性参数以及气藏的生产动态数据；根据储层物性参数以及生产动态数据获取隐蔽含气区地层压力；根据储层物性参数、生产动态数据、隐蔽含气区地层压力以及天然气相对密度获取气藏的天然气偏差系数；基于隐蔽含气区对生产区的作用，并根据油气藏物质平衡方程确定气藏的原始地质储量模型；将气藏的原始地质储量模型转换为线性拟合模型；根据线性拟合模型、储层物性参数、生产动态数据、隐蔽含气区地层压力、气藏的天然气偏差系数以及预设储量比确定气藏的天然气原始地质储量。通过该方法能够提高评估结果的准确性。

Description

隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法及装置
技术领域
本发明属于气藏开发技术领域，具体地，涉及一种隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法及装置。
背景技术
气藏天然气原始地质储量一般通过容积法和物质平衡法得以确定。容积法一般用于气藏开发之前或开发初期，应用地质、物探、测井等研究成果，估算气藏的天然气原始地质储量，属于静态储量计算方法；而物质平衡法多用于气藏开发过程中，应用生产动态数据和多次关井平均地层压力数据，计算气藏的天然气原始地质储量，属于动态储量计算方法。
由于多期地质构造运动，我国含油气地层发生褶皱且构造复杂，形成了具有隐蔽含气区的气藏较多，而考虑隐蔽含气区影响的气藏动态储量计算方法鲜有报道。目前，针对此类气藏，由于隐蔽含气区储层物性参数未知，容积法储量计算适用性差。传统的气藏物质平衡方法，由于未能考虑在目标气藏开发过程中隐蔽含气区天然气膨胀的影响，计算结果与实际偏差较大，因此，亟需一种考虑隐蔽含气区影响的气藏动态储量计算方法。
发明内容
针对现有技术的上述缺陷或不足，本发明提供了一种隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法以及装置，该计算方法考虑了隐蔽含气区对生产区的影响，减少了计算的气藏的天然气原始地质储量与实际的气藏的天然气原始地质储量的偏差。
为实现上述目的，本发明第一方面提供了一种隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，用于评估气藏的天然气原始地质储量，气藏包括生产区和隐蔽含气区，该气藏动态储量计算方法包括：
获取气藏的储层物性参数以及气藏的生产动态数据；
根据储层物性参数以及生产动态数据获取隐蔽含气区地层压力；
根据储层物性参数、生产动态数据、隐蔽含气区地层压力以及天然气相对密度获取气藏的天然气偏差系数；
基于隐蔽含气区对生产区的作用，并根据油气藏物质平衡方程确定气藏的原始地质储量模型；
将气藏的原始地质储量模型转换为线性拟合模型；
根据线性拟合模型、储层物性参数、生产动态数据、隐蔽含气区地层压力、气藏的天然气偏差系数以及预设储量比确定气藏的天然气原始地质储量。
可选地，气藏的原始地质储量模型符合公式：
Figure BDA0003313367450000021
其中，
Figure BDA0003313367450000022
其中，a为储量比，无因次；p1i为生产区原始地层压力，MPa；p1为生产区平均地层压力，MPa；Z1i为生产区原始天然气偏差系数，无因次；Z1为生产区目前天然气偏差系数，无因次；p2i为隐蔽含气区原始地层压力，MPa；p2为隐蔽含气区平均地层压力，MPa；Z2i为隐蔽含气区原始天然气偏差系数，无因次；Z2为隐蔽含气区目前天然气偏差系数，无因次；Swi为气藏原始含水饱和度，小数；Cp为目前压力下孔隙压缩系数，MPa-1；Wp为累计产水量，108m3；We为累计水侵量，108m3；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Gp为累计产气量，108m3；Tsc为标准温度，K；psc为标准压力，MPa；Zsc为标准压力温度条件下的天然气偏差系数，无因次；G1为生产区天然气原始地质储量，108m3；G2为隐蔽含气区天然气原始地质储量，108m3。
可选地，线性拟合模型符合公式：
Y＝1-mx
其中，
Figure BDA0003313367450000031
Figure BDA0003313367450000032
Figure BDA0003313367450000033
式中，m为直线斜率；X为自变量，Y为因变量；a为储量比，无因次；p1i为生产区原始地层压力，MPa；p1为生产区平均地层压力，MPa；Z1i为生产区原始天然气偏差系数，无因次；Z1为生产区目前天然气偏差系数，无因次；p2i为隐蔽含气区原始地层压力，MPa；p2为隐蔽含气区平均地层压力，MPa；Z2i为隐蔽含气区原始天然气偏差系数，无因次；Z2为隐蔽含气区目前天然气偏差系数，无因次；Swi为气藏原始含水饱和度，小数；Cp为目前压力下孔隙压缩系数，MPa-1；Wp为累计产水量，108m3；We为累计水侵量，108m3；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Gp为累计产气量，108m3；Tsc为标准温度，K；psc为标准压力，MPa；Zsc为标准压力温度条件下的天然气偏差系数，无因次；G1为生产区天然气原始地质储量，108m3；G2为隐蔽含气区天然气原始地质储量，108m3。
可选地，根据线性拟合模型、储层物性参数、生产动态数据、隐蔽含气区地层压力、气藏的天然气偏差系数以及预设储量比确定气藏的天然气原始地质储量包括：
将储层物性参数、生产动态数据、隐蔽含气区地层压力、气藏的天然气偏差系数以及预设储量比应用于线性拟合模型后获得自变量值和因变量值；
根据自变量值和因变量值进行线性拟合以得到线性拟合直线，确定直线拟合程度最高的线性拟合直线为线性拟合最终结果；
线性拟合最终结果所对应的预设储量比为合理储量比，根据线性拟合最终结果所对应的直线斜率绝对值以及合理储量比确定气藏的天然气原始地质储量。
可选地，根据自变量值和因变量值进行线性拟合以得到线性拟合直线，确定直线拟合程度最高的线性拟合直线为线性拟合最终结果包括：
判断线性拟合直线的纵截距与1之间的差值是否小于预设差值；
在线性拟合直线的纵截距与1之间的差值大于等于预设差值的情况下，调整预设储量比；
在线性拟合直线的纵截距与1之间的差值小于预设差值的情况下，确定线性拟合直线为线性拟合最终结果。
可选地，根据自变量值和因变量值进行线性拟合以得到线性拟合直线，确定直线拟合程度最高的线性拟合直线为线性拟合最终结果包括：
在进行线性拟合时，使得线性拟合直线的纵截距恒定为1；
调整预设储量比使得直线拟合程度最高的线性拟合直线为线性拟合最终结果。
可选地，在根据储层物性参数以及生产动态数据获取气藏的地层压力的步骤中符合公式：
pb＝pa+Δp＝pa+10-6ρwgh
式中，pa为生产区地层压力，MPa；
pb为隐蔽含气区地层压力，MPa；
Δp为隐蔽含气区压力与生产区压力之差，MPa；
ρw为地层水密度，kg/m3；
g为重力加速度，m/s2；
h为隐蔽含气区与生产区气的垂深之差，m；
其中，生产区地层压力包括生产区原始地层压力以及生产区平均地层压力；隐蔽含气区地层压力包括隐蔽含气区原始地层压力以及隐蔽含气区平均地层压力。
可选地，根据储层物性参数、生产动态数据、隐蔽含气区地层压力以及天然气相对密度获取气藏的天然气偏差系数的步骤符合Dranchuk-Abou-Kassem天然气偏差系数计算方法。
可选地，气藏的天然气偏差系数包括生产区原始天然气偏差系数、生产区目前天然气偏差系数、隐蔽含气区原始天然气偏差系数、隐蔽含气区目前天然气偏差系数。
本发明第二方面提供了一种用于计算隐蔽含气区作用下的气藏动态储量的装置，该装置包括：
获取模块，用于获取气藏的储层物性参数以及气藏的生产动态数据；
第一计算模块，用于根据储层物性参数以及生产动态数据获取隐蔽含气区地层压力；
第二计算模块，用于根据储层物性参数、生产动态数据、气藏的地层压力以及天然气相对密度获取气藏的天然气偏差系数；
确定模块，用于基于隐蔽含气区对生产区的作用，确定气藏的原始地质储量模型；
转换模块，用于将气藏的原始地质储量模型转换为线性拟合模型；
第三计算模块，用于根据线性拟合模型、储层物性参数、生产动态数据、气藏的地层压力、气藏的天然气偏差系数以及预设储量比确定气藏的天然气原始地质储量。
在本发明提供的隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法中，基于油气藏物质平衡方程，并且考虑到隐蔽含气区对生产区的影响以得到气藏的原始地质储量模型，将气藏的原始地质储量模型转换成线性拟合模型。如此，只需要生产区的生产动态数据，结合气藏的储层物性参数，计算隐蔽含气区地层压力以及气藏的天然气偏差系数，同时结合线性拟合模型即可计算得到气藏的天然气原始地质储量，简单易操作且充分考虑到隐蔽含气区的影响，提高计算结果的准确性。
本发明的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明，但并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1为本发明实施方式提供的一种隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法的流程图；
图2为图1中步骤S160的流程图；
图3为本发明实施方式提供的线性拟合示意图之一；
图4为本发明实施方式提供的线性拟合示意图之二；
图5为本发明实施方式提供的线性拟合示意图之三；
图6为本发明实施方式提供的一种用于计算隐蔽含气区作用下的气藏动态储量的装置的功能模块示意图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
需要说明，若本发明实施方式中有涉及方向性指示(诸如上、下、左、右、前、后……)，则该方向性指示仅用于解释在某一特定姿态(如附图所示)下各部件之间的相对位置关系、运动情况等，如果该特定姿态发生改变时，则该方向性指示也相应地随之改变。
另外，若本发明实施方式中有涉及“第一”、“第二”等的描述，则该“第一”、“第二”等的描述仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示其相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。另外，各个实施方式之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当认为这种技术方案的结合不存在，也不在本发明要求的保护范围之内。
下面将参考附图并结合示例性实施例来详细说明本发明。
图1为本发明一种实施方式提供的隐蔽含气区作用下的气藏动态储量算方法的流程图。如图1所示，本发明的示例性实施例提供了一种隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，该方法包括以下步骤。
步骤S110：获取气藏的储层物性参数以及气藏的生产动态数据。
其中，储层物性参数包括气藏储层温度、生产区原始地层压力、隐蔽含气区与生产区垂深之差、地层水压缩系数、孔隙压缩系数、原始含水饱和度、地层水密度、地层水体积系数等。生产动态数据包括生产区平均地层压力、累计产气量、累计产水量以及累计水侵量等。
本领域的技术人员可以理解的是，气藏包括生产区和隐蔽含气区，生产区是指气藏已经开发以及正在生产的部分，隐蔽含气区是指气藏难以发现和识别的部分。
需要说明的是，气藏的动态储量计算一般处于油气藏开发中期，储层物性参数可以通过地质研究、岩心实验、测井以及试井得到。生产动态数据为气藏的正常开采过程中可记录的数据。
具体地，能够获取如表1所示的储层物性参数以及如表2所示的动态生产数据。
表1：储层物性参数统计表
储层物性参数 单位
气藏储层温度T K
生产区原始地层压力p<sub>1i</sub> MPa
隐蔽含气区与生产区垂深之差h m
地层水压缩系数C<sub>w</sub> MPa<sup>-1</sup>
孔隙压缩系数C<sub>p</sub> MPa<sup>-1</sup>
原始含水饱和度S<sub>wi</sub> 无因次
地层水密度ρ<sub>w</sub> kg/m<sup>3</sup>
地层水体积系数B<sub>w</sub> m<sup>3</sup>/sm<sup>3</sup>
表2：生产动态数据统计表
Figure BDA0003313367450000081
步骤S120：根据储层物性参数以及生产动态数据获取隐蔽含气区地层压力。
在本发明的实施例中，步骤S120符合公式：
pb＝pa+Δp＝pa+10-6ρwgh (1)
在式(1)中，pa为生产区地层压力，MPa；pb为隐蔽含气区地层压力，MPa；Δp为隐蔽含气区压力与生产区压力之差，MPa；ρw为地层水密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；h为隐蔽含气区与生产区垂深之差，m。生产区地层压力包括生产区平均地层压力以及生产区原始地层压力，隐蔽含气区地层压力包括隐蔽含气区平均地层压力以及隐蔽含气区原始地层压力。其中，将已获取的生产区平均地层压力以及生产区原始地层压力代入式(1)即可获得相对应的隐蔽含气区平均地层压力以及隐蔽含气区原始地层压力。
需要说明的是，气藏的地层压力包括生产区地层压力和隐蔽含气区地层压力，原始地层压力是指气藏开发之前的平均地层压力，平均地层压力是指气藏开发过程中任一时刻的地层压力的体积平均值。
步骤S130：根据储层物性参数、生产动态数据、隐蔽含气区地层压力以及天然气相对密度获取气藏的天然气偏差系数。
在本发明的实施例中，步骤S130符合Dranchuk-Abou-Kassem天然气偏差系数计算方法(下述简称DAK法)。需要说明的是，天然气相对密度能够通过分析该气藏的天然气组分组成得到，根据天然气相对密度即可获得拟临界温度和拟临界压力，在已知气藏储层温度、生产区地层压力以及隐蔽含气区地层压力的条件下即可获得相应的拟对比温度以及拟对比压力。在已知拟对比温度和拟对比压力的条件下，根据DAK法即可获取相应的天然气偏差系数。
需要强调的是，DAK法属于本领域技术人员公知的天然气偏差系数的计算方法，其具体计算步骤在此不作详细赘述。
在本实施例中，气藏的天然气偏差系数包括生产区原始天然气偏差系数、生产区目前天然气偏差系数、隐蔽含气区原始天然气偏差系数、隐蔽含气区目前天然气偏差系数。需要说明的是，原始天然气偏差系数是指气藏开发之前的天然气偏差系数，目前天然气偏差系数为气藏开发过程中任一时刻的天然气偏差系数。
步骤S140：基于隐蔽含气区对生产区的作用，并根据油气藏物质平衡方程确定气藏的原始地质储量模型。
需要说明的是，常规油气藏物质平衡方程把藏看成时体积不变的容器，这种体积不变的假设为理想情况，而未考虑到隐蔽含气区天然气膨胀对气藏开发过程中的影响。因此，考虑到隐蔽含气区的影响，并根据油气藏物质平衡方程能够得到气藏的原始地质储量模型，该气藏的原始地质储量模型符合公式：
Figure BDA0003313367450000101
其中，
Figure BDA0003313367450000102
在上述式中，a为储量比，无因次；p1i为生产区原始地层压力，MPa；p1为生产区平均地层压力，MPa；Z1i为生产区原始天然气偏差系数，无因次；Z1为生产区目前天然气偏差系数，无因次；p2i为隐蔽含气区原始地层压力，MPa；p2为隐蔽含气区平均地层压力，MPa；Z2i为隐蔽含气区原始天然气偏差系数，无因次；Z2为隐蔽含气区目前天然气偏差系数，无因次；Swi为气藏原始含水饱和度，小数；Cp为目前压力下孔隙压缩系数，MPa-1；Wp为累计产水量，108m3；We为累计水侵量，108m3；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Gp为累计产气量，108m3；Tsc为标准温度，K；psc为标准压力，MPa；Zsc为标准压力温度条件下的天然气偏差系数，无因次；G1为生产区天然气原始地质储量，108m3；G2为隐蔽含气区天然气原始地质储量，108m3。
步骤S150：将气藏的原始地质储量模型转换为线性拟合模型。
根据式(2)令：
Figure BDA0003313367450000103
Figure BDA0003313367450000104
则式(2)可以简化为
Y＝1-mx (6)
其中，
Figure BDA0003313367450000105
在上述式中，m为直线斜率；X为自变量，Y为因变量。需要说明的是，本领域技术公知的是：Tsc＝293.15K，psc＝0.101325MPa，Zsc＝1。
步骤S160：根据线性拟合模型、储层物性参数、生产动态数据、隐蔽含气区地层压力、气藏的天然气偏差系数以及预设储量比确定气藏的天然气原始地质储量。
在本发明的实施例中，在该线性模型中，除了储量比a外，其它参数均可通过现有已知手段获得。其中，预设储量比为假设的一个值，如此将预设储量比带入式(5)即可获得因变量Y，自变量X可根据式(4)获得，因此在自变量X以及因变量Y均已知的条件下即可获得Y-X图像，并进行线性拟合即可获得线性拟合直线，接着能够得到直线斜率m。
由公式(7)可得生产区天然气原始地质储量为：
Figure BDA0003313367450000111
因此，在获得直线斜率m后即可获得生产区天然气原始地质储量G1以及相对应的预设储量比，需要说明的是直线斜率m采用绝对值，根据公式(3)可得到隐蔽含气区天然气原始地质储量为：
G2＝aG1 (9)
如此即可获得隐蔽含气区天然气原始地质储量G2，由于气藏包括生产区和隐蔽含气区，因此，在已知生产区天然气原始地质储量和隐蔽含气区天然气原始地质储量的条件下即可知道整个气藏的天然气原始地质储量。
需要说明的是，在通过进行线性拟合所获得的线性拟合直线只有满足线性拟合程度条件下才是合理的。因此，如图2所示，在本发明的实施例中，在步骤S160中还包括：
步骤S161：将储层物性参数、生产动态数据、隐蔽含气区地层压力、气藏的天然气偏差系数以及预设储量比应用于线性拟合模型后获得自变量值和因变量值。
具体地，如上，根据公式(4)以及公式(5)可以获得自变量值和因变量值。
步骤S162：根据自变量值和因变量值进行线性拟合以得到线性拟合直线，确定直线拟合程度最高的线性拟合直线为线性拟合最终结果。
具体地，根据自变量值和因变量值即可作图并进行线性拟合以获得的线性拟合直线，根据式(6)可知该线性拟合直线的纵截距应当为1，因此，在一种可选的实施例中，步骤S162包括：
步骤1：判断线性拟合直线的纵截距与1之间的差值是否小于预设差值。
步骤2：在线性拟合直线的纵截距与1之间的差值大于等于预设差值的情况下，调整预设储量比。
步骤3：在线性拟合直线的纵截距与1之间的差值小于预设差值的情况下，确定线性拟合直线为线性拟合最终结果。
具体地，假设任意一预设储量比，通过式(4)和式(5)计算获得因变量值和自变量值后进行线性拟合以得到线性拟合直线，继而获得线性拟合直线的纵截距，通过线性拟合直线的纵截距与1进行比较以确定线性拟合最终结果。举例来讲，当线性拟合直线的纵截距大于1时，则适当降低预设储量比，当线性拟合直线的纵截距小于1时，则适当增大预设储量比，直至线性拟合直线的纵截距与1的差值小于10-8，此时的线性拟合直接为线性拟合最终结果。
在另一种可选的实施例中，步骤S162包括：
步骤1：在进行线性拟合时，使得线性拟合直线的纵截距恒定为1。
步骤2：调整预设储量比使得直线拟合程度最高的线性拟合直线为线性拟合最终结果。
具体地，固定线性拟合直线的纵截距为1以进行线性拟合，调整预设储量比，使得直线拟合程度最高的线性拟合直线为线性拟合最终结果。需要说明的是，线性拟合程度可通过确定系数R2以确定，R2最大值为1，R2的值越接近1，说明线性拟合越好。
步骤S163：线性拟合最终结果所对应的预设储量比为合理储量比，根据线性拟合最终结果所对应的直线斜率绝对值以及合理储量比确定气藏的天然气原始地质储量。
具体地，在确定线性拟合最终结果后即可确定所对应的直线斜率绝对值和合理储量比，根据公式(8)和公式(9)即可获取生产区天然气原始地质储量和隐蔽含气区天然气原始地质储量，即气藏的天然气原始地质储量。
本说明书实施例提供的隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，基于油气藏物质平衡方程，并且考虑到隐蔽含气区能量补充作用、孔隙收缩、束缚水膨胀和水侵及产水的影响以得到气藏的原始地质储量模型，将气藏的原始地质储量模型转换为线性拟合模型。如此，只需要生产区的生产动态数据，结合该气藏的储层物性参数以及预设储量比，计算对应因变量值与自变量值进行线性拟合，并调整预设储量比确定线性拟合最终结果，根据线性拟合最终结果所对应的直线斜率绝对值以及储量比即可计算出生产区气藏及隐蔽含气区的天然气原始地质储量，简单易操作。
如图6所示，本发明的示例性实施例还提供了一种用于计算隐蔽含气区作用下的气藏动态储量的装置，该装置包括：
获取模块10，用于获取气藏的储层物性参数以及气藏的生产动态数据；
第一计算模块20，用于根据储层物性参数以及生产动态数据获取气藏的地层压力；
第二计算模块30，用于根据储层物性参数、生产动态数据、气藏的地层压力以及天然气相对密度获取气藏的天然气偏差系数；
确定模块40，用于基于隐蔽含气区对生产区的作用，确定气藏的原始地质储量模型；
转换模块50，用于将气藏的原始地质储量模型转换为线性拟合模型；
第三计算模块60，用于根据线性拟合模型、储层物性参数、生产动态数据、气藏的地层压力、气藏的天然气偏差系数以及预设储量比确定气藏的天然气原始地质储量。
在一些实施例中，服务器可以采用任何方式获取气藏的储层物性参数和气藏的生产动态数据。例如，用户可以直接向服务器发送气藏的储层物性参数和气藏的生产动态数据，服务器可以进行接收；又如除去服务器以外的其它电子设备可以向服务器发送气藏的储层物性参数和气藏的生产动态数据，服务器可以进行接收，在本说明书实施例中，对服务器采用何种方式获取气藏的储层物性参数和气藏的生产动态数据不作限定。
需要说明的是，本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其它实施例的不同之处。尤其，对于装置实施例和设备实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
为了清楚地说明本说明书实施例提供的隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，下面结合附图进行说明。
在本说明书的实施例中，采用W气藏作实例进行该计算方法，W气藏包括生产区和隐蔽含气区。首先获得W气藏的储层物性参数以及生产动态数据，如表3和表4所示。
表3：W气藏的储层物性参数
Figure BDA0003313367450000141
Figure BDA0003313367450000151
表4：W气藏的生产动态数据
Figure BDA0003313367450000152
需要说明的是，生产区原始地层压力p1i为气藏未开发前的平均地层压力，因此，其对应的累计产气量、累计产水量以及累计水侵量的值均为0。
根据储层物性参数可知，隐蔽含气区与生产区垂深之差h＝200m，导致隐蔽含气区与生产区之间的地层压力不同，应用公式(1)得到隐蔽含气区地层压力。在公式(1)中：
Δp＝10-6ρwgh＝1.96MPa
因此，生产区地层压力与隐蔽含气区地层压力之间的差值为1.96MPa，W气藏的地层压力如表5和表6所示。
表5：W气藏的隐蔽含气区原始地层压力
生产区原始地层压力p<sub>1i</sub>/MPa 隐蔽含气区原始地层压力p<sub>2i</sub>/MPa
50.56 52.52
表6：W气藏的隐蔽含气区平均地层压力
生产区平均地层压力p<sub>1</sub>/MPa 隐蔽含气区平均地层压力p<sub>2</sub>/MPa
45.92 47.88
41.34 43.30
39.86 41.82
35.67 37.63
34.16 36.12
31.58 33.54
29.67 31.63
25.84 27.80
根据生产区地层压力及隐蔽含气区地层压力，应用DAK法能够计算得到相应的天然气偏差系数，如表7和表8所示。
表7：W气藏的原始天然气偏差系数
Figure BDA0003313367450000161
表8：W气藏的目前天然气偏差系数
Figure BDA0003313367450000162
Figure BDA0003313367450000171
根据式(4)计算得出X。假设隐蔽含气区天然气原始地质储量为生产区天然气原始地质储量的一半，即预设储量比取值为0.5，根据式(5)计算得到a＝0.5时的Y数据如表9所示。
表9：a＝0.5时X及Y数据表
X值 Y值
0.00000 1.00000
0.03234 0.99746
0.47697 0.95652
0.70546 0.93538
1.55951 0.85626
1.93651 0.82130
2.65630 0.75453
3.24494 0.69992
4.54775 0.57904
根据表9，可对X及Y值进行作图并直线拟合，拟合结果如图3所示。此时，线性拟合直接的纵截距大于1且误差大于10-8，因此适当减小预设储量比的取值。故当预设储量比的取值为0.4时的Y数据如表10所示。
表10：a＝0.4时X及Y数据表
X值 Y值
0.00000 1.00000
0.03234 0.99690
0.47697 0.95795
0.70546 0.93799
1.55951 0.86346
1.93651 0.83058
2.65630 0.76781
3.24494 0.71649
4.54775 0.60290
根据表10，可对X及Y值进行作图并直线拟合，拟合结果如图4所示。此时截距小于1且误差仍大于10-8，因此适当增大预设储量比的取值。经多次调整预设储量比的取值，发现当预设储量比的取值为0.4375时误差小于10-8，此时预设储量比为合理储量比，X及Y数据如表11所示。根据表11，可对X及Y值进行作图并直线拟合，拟合结果如图5所示。
表11：a＝0.4375时X及Y数据表
X值 Y值
0.00000 1.00000
0.03234 0.99711
0.47697 0.95741
0.70546 0.93701
1.55951 0.86076
1.93651 0.82710
2.65630 0.76283
3.24494 0.71027
4.54775 0.59395
因此，得到直线斜率绝对值m＝0.08928571((108m3)-1)，由公式(7)可得生产区气藏天然气原始地质储量为：
Figure BDA0003313367450000181
根据合理储量比及生产区气藏天然气原始地质储量，可得隐蔽含气区天然气原始地质储量为：G2=aG1=4.9(108m3)，如此即可获得整个气藏的天然气原始地质储量。
以上结合附图详细描述了本发明的可选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明实施方式的技术构思范围内，可以对本发明实施方式的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明实施方式的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明实施方式对各种可能的组合方式不再另行说明。
本领域技术人员可以理解实现上述实施方式方法中的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件来完成，该程序存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得单片机、芯片或处理器(processor)执行本发明各个实施方式方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明实施方式的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。

Claims (10)

1.一种隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，用于评估气藏的天然气原始地质储量，其特征在于，所述气藏包括生产区和隐蔽含气区，所述气藏动态储量计算方法包括：
获取所述气藏的储层物性参数以及所述气藏的生产动态数据；
根据所述储层物性参数以及所述生产动态数据获取隐蔽含气区地层压力；
根据所述储层物性参数、所述生产动态数据、所述隐蔽含气区地层压力以及天然气相对密度获取所述气藏的天然气偏差系数；
基于所述隐蔽含气区对所述生产区的作用，并根据油气藏物质平衡方程确定所述气藏的原始地质储量模型；
将所述气藏的原始地质储量模型转换为线性拟合模型；
根据所述线性拟合模型、所述储层物性参数、所述生产动态数据、所述隐蔽含气区地层压力、所述气藏的天然气偏差系数以及预设储量比确定所述气藏的天然气原始地质储量。
2.根据权利要求1所述的隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，其特征在于，所述气藏的原始地质储量模型符合公式：
Figure FDA0003313367440000011
其中，
Figure FDA0003313367440000012
其中，a为储量比，无因次；p1i为生产区原始地层压力，MPa；p1为生产区平均地层压力，MPa；Z1i为生产区原始天然气偏差系数，无因次；Z1为生产区目前天然气偏差系数，无因次；p2i为隐蔽含气区原始地层压力，MPa；p2为隐蔽含气区平均地层压力，MPa；Z2i为隐蔽含气区原始天然气偏差系数，无因次；Z2为隐蔽含气区目前天然气偏差系数，无因次；Swi为气藏原始含水饱和度，小数；Cp为目前压力下孔隙压缩系数，MPa-1；Wp为累计产水量，108m3；We为累计水侵量，108m3；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Gp为累计产气量，108m3；Tsc为标准温度，K；psc为标准压力，MPa；Zsc为标准压力温度条件下的天然气偏差系数，无因次；G1为生产区天然气原始地质储量，108m3；G2为隐蔽含气区天然气原始地质储量，108m3。
3.根据权利要求1所述的隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，其特征在于，所述线性拟合模型符合公式：
Y＝1-mx
其中，
Figure FDA0003313367440000021
Figure FDA0003313367440000022
Figure FDA0003313367440000023
式中，m为直线斜率；X为自变量，Y为因变量；a为储量比，无因次；p1i为生产区原始地层压力，MPa；p1为生产区平均地层压力，MPa；Z1i为生产区原始天然气偏差系数，无因次；Z1为生产区目前天然气偏差系数，无因次；p2i为隐蔽含气区原始地层压力，MPa；p2为隐蔽含气区平均地层压力，MPa；Z2i为隐蔽含气区原始天然气偏差系数，无因次；Z2为隐蔽含气区目前天然气偏差系数，无因次；Swi为气藏原始含水饱和度，小数；Cp为目前压力下孔隙压缩系数，MPa-1；Wp为累计产水量，108m3；We为累计水侵量，108m3；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Gp为累计产气量，108m3；Tsc为标准温度，K；psc为标准压力，MPa；Zsc为标准压力温度条件下的天然气偏差系数，无因次；G1为生产区天然气原始地质储量，108m3；G2为隐蔽含气区天然气原始地质储量，108m3。
4.根据权利要求1所述的隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，其特征在于，根据所述线性拟合模型、所述储层物性参数、所述生产动态数据、所述隐蔽含气区地层压力、所述气藏的天然气偏差系数以及预设储量比确定所述气藏的天然气原始地质储量包括：
将所述储层物性参数、所述生产动态数据、所述隐蔽含气区地层压力、所述气藏的天然气偏差系数以及所述预设储量比应用于所述线性拟合模型后获得自变量值和因变量值；
根据所述自变量值和所述因变量值进行线性拟合以得到线性拟合直线，确定直线拟合程度最高的所述线性拟合直线为线性拟合最终结果；
所述线性拟合最终结果所对应的所述预设储量比为合理储量比，根据所述线性拟合最终结果所对应的直线斜率绝对值以及所述合理储量比确定所述气藏的天然气原始地质储量。
5.根据权利要求4所述的隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，其特征在于，根据所述自变量值和所述因变量值进行线性拟合以得到线性拟合直线，确定直线拟合程度最高的所述线性拟合直线为线性拟合最终结果包括：
判断所述线性拟合直线的纵截距与1之间的差值是否小于预设差值；
在所述线性拟合直线的纵截距与1之间的差值大于等于所述预设差值的情况下，调整所述预设储量比；
在所述线性拟合直线的纵截距与1之间的差值小于所述预设差值的情况下，确定所述线性拟合直线为所述线性拟合最终结果。
6.根据权利要求4所述的隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，其特征在于，根据所述自变量值和所述因变量值进行线性拟合以得到线性拟合直线，确定直线拟合程度最高的所述线性拟合直线为线性拟合最终结果包括：
在进行线性拟合时，使得所述线性拟合直线的纵截距恒定为1；
调整所述预设储量比使得直线拟合程度最高的所述线性拟合直线为所述线性拟合最终结果。
7.根据权利要求1所述的隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，其特征在于，在根据所述储层物性参数以及所述生产动态数据获取所述气藏的地层压力的步骤中符合公式：
pb＝pa+Δp＝pa+10-6ρwgh
式中，pa为生产区地层压力，MPa；
pb为隐蔽含气区地层压力，MPa；
Δp为隐蔽含气区压力与生产区压力之差，MPa；
ρw为地层水密度，kg/m3；
g为重力加速度，m/s2；
h为隐蔽含气区与生产区气的垂深之差，m；
其中，所述生产区地层压力包括生产区原始地层压力以及生产区平均地层压力；所述隐蔽含气区地层压力包括隐蔽含气区原始地层压力以及隐蔽含气区平均地层压力。
8.根据权利要求1所述的隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，其特征在于，根据所述储层物性参数、所述生产动态数据、所述隐蔽含气区地层压力以及天然气相对密度获取所述气藏的天然气偏差系数的步骤符合Dranchuk-Abou-Kassem天然气偏差系数计算方法。
9.根据权利要求1所述的隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法，其特征在于，所述气藏的天然气偏差系数包括生产区原始天然气偏差系数、生产区目前天然气偏差系数、隐蔽含气区原始天然气偏差系数、隐蔽含气区目前天然气偏差系数。
10.一种用于计算隐蔽含气区作用下的气藏动态储量的装置，其特征在于，所述装置包括：
获取模块，用于获取所述气藏的储层物性参数以及所述气藏的生产动态数据；
第一计算模块，用于根据所述储层物性参数以及所述生产动态数据获取隐蔽含气区地层压力；
第二计算模块，用于根据所述储层物性参数、所述生产动态数据、所述气藏的地层压力以及天然气相对密度获取所述气藏的天然气偏差系数；
确定模块，用于基于所述隐蔽含气区对所述生产区的作用，确定所述气藏的原始地质储量模型；
转换模块，用于将所述气藏的原始地质储量模型转换为线性拟合模型；
第三计算模块，用于根据所述线性拟合模型、所述储层物性参数、所述生产动态数据、所述气藏的地层压力、所述气藏的天然气偏差系数以及预设储量比确定所述气藏的天然气原始地质储量。
CN202111223161.3A 2021-10-20 2021-10-20 隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法及装置 Active CN113818873B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202111223161.3A CN113818873B (zh) 2021-10-20 2021-10-20 隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法及装置

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202111223161.3A CN113818873B (zh) 2021-10-20 2021-10-20 隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法及装置

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN113818873A true CN113818873A (zh) 2021-12-21
CN113818873B CN113818873B (zh) 2023-06-06

Family

ID=78920780

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202111223161.3A Active CN113818873B (zh) 2021-10-20 2021-10-20 隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法及装置

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113818873B (zh)

Citations (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105464652A (zh) * 2015-12-03 2016-04-06 恒泰艾普石油天然气技术服务股份有限公司 缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法和系统
CN108071392A (zh) * 2018-01-09 2018-05-25 中海石油(中国)有限公司 一种海上异常高压气藏动态储量计算方法
CN108612525A (zh) * 2018-04-19 2018-10-02 重庆科技学院 一种气藏动态储量计算方法
CN109858701A (zh) * 2019-02-12 2019-06-07 中国石油大学(北京) 裂缝性边水气藏水侵量的定量识别方法及系统
US20190249523A1 (en) * 2018-02-14 2019-08-15 The Board Of Regents Of The University Of Oklahoma Enhancing Productivity of Subterranean Formations
CN111101929A (zh) * 2019-11-14 2020-05-05 中国石油大学(北京) 一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统
CN111236908A (zh) * 2020-01-09 2020-06-05 西南石油大学 一种适用在低渗透致密气藏中的多段压裂水平井产能预测模型及产能敏感性分析的方法
CN111287740A (zh) * 2020-04-09 2020-06-16 中国石油天然气集团有限公司 基于真实应变下的异常高压气藏动态储量计算方法
CN111305825A (zh) * 2020-02-19 2020-06-19 重庆凡丰石油工程技术服务有限公司 一种变控制储量的气井压力动态模拟方法
CN111322056A (zh) * 2020-03-02 2020-06-23 中国石油大学(北京) 陆相页岩气开发井型确定方法及装置
CN111507537A (zh) * 2020-04-26 2020-08-07 中国石油大学(北京) 一种水驱气藏的储量和水侵量的预测方法及装置
CN111648768A (zh) * 2020-06-16 2020-09-11 陕西延长石油（集团）有限责任公司 一种确定致密气藏产水气井合理产量制度的方法
US20210002999A1 (en) * 2019-07-02 2021-01-07 Southwest Petroleum University Method for calculating single-well controlled reserve of low-permeability/tight gas reservoir and analyzing residual gas thereof
CN112464586A (zh) * 2020-11-19 2021-03-09 长江大学 一种页岩气井控制储量计算方法

Patent Citations (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105464652A (zh) * 2015-12-03 2016-04-06 恒泰艾普石油天然气技术服务股份有限公司 缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法和系统
CN108071392A (zh) * 2018-01-09 2018-05-25 中海石油(中国)有限公司 一种海上异常高压气藏动态储量计算方法
US20190249523A1 (en) * 2018-02-14 2019-08-15 The Board Of Regents Of The University Of Oklahoma Enhancing Productivity of Subterranean Formations
CN108612525A (zh) * 2018-04-19 2018-10-02 重庆科技学院 一种气藏动态储量计算方法
CN109858701A (zh) * 2019-02-12 2019-06-07 中国石油大学(北京) 裂缝性边水气藏水侵量的定量识别方法及系统
US20210002999A1 (en) * 2019-07-02 2021-01-07 Southwest Petroleum University Method for calculating single-well controlled reserve of low-permeability/tight gas reservoir and analyzing residual gas thereof
CN111101929A (zh) * 2019-11-14 2020-05-05 中国石油大学(北京) 一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统
CN111236908A (zh) * 2020-01-09 2020-06-05 西南石油大学 一种适用在低渗透致密气藏中的多段压裂水平井产能预测模型及产能敏感性分析的方法
CN111305825A (zh) * 2020-02-19 2020-06-19 重庆凡丰石油工程技术服务有限公司 一种变控制储量的气井压力动态模拟方法
CN111322056A (zh) * 2020-03-02 2020-06-23 中国石油大学(北京) 陆相页岩气开发井型确定方法及装置
CN111287740A (zh) * 2020-04-09 2020-06-16 中国石油天然气集团有限公司 基于真实应变下的异常高压气藏动态储量计算方法
CN111507537A (zh) * 2020-04-26 2020-08-07 中国石油大学(北京) 一种水驱气藏的储量和水侵量的预测方法及装置
CN111648768A (zh) * 2020-06-16 2020-09-11 陕西延长石油（集团）有限责任公司 一种确定致密气藏产水气井合理产量制度的方法
CN112464586A (zh) * 2020-11-19 2021-03-09 长江大学 一种页岩气井控制储量计算方法

Non-Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
F. ESMAEILZADEHE. NOURAFKAN: ""Calculation OOIP in oil reservoir by pressure matching method using genetic algorithm"", 《JOURNAL OF PETROLEUM SCIENCE AND ENGINEERING》 *
ZHENZIHAO ZHANG: ""Production data analysis for dual-porosity gas/liquid systems: A density-based approach"", 《JOURNAL OF NATURAL GAS SCIENCE AND ENGINEERING》 *
ZHOUHUA WANG: ""The material balance equation for fractured vuggy gas reservoirs with bottom water-drive combining stress and gravity effects"", 《JOURNAL OF NATURAL GAS SCIENCE AND ENGINEERING》 *
张新征: ""裂缝型有水气藏水侵动态早期预测方法研究"", 《中国优秀硕士论文全文库工程科技I辑》 *
李靖，等: ""流动物质平衡法误差分析及改进"", 《大庆石油地质与开发 》 *
王明: ""川东北地区气藏流体物性分析与研究"", 《中国优秀硕士论文全文库工程科技I辑》 *
田冷，等: ""考虑水侵影响的礁滩气藏动态储量预测模型"", 《断块油气田》 *
闫正和，等: ""水驱气藏动态储量和水侵量计算新方法"", 《中国海上油气》 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN113818873B (zh) 2023-06-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10466386B2 (en) Methods for determining a saturation-height function in oil and gas reservoirs
CN107701180B (zh) 一种基于密闭取心的原始油藏含水饱和度计算方法
CN106251232B (zh) 确定页岩含气量的方法和装置
US5193059A (en) Method for identifying and characterizing hydraulic units of saturated porous media: tri-kappa zoning process
Sigal Mercury capillary pressure measurements on Barnett core
CN107941670B (zh) 一种岩屑孔隙度测定方法
US8452539B2 (en) Method and apparatus utilizing nuclear magnetic resonance measurements for estimating residual carbon dioxide saturation in aquifiers
CN112526107A (zh) 裂缝型致密砂岩储层甜点识别与定量表征的方法
Coskun et al. Estimation of permeability from image analysis of reservoir sandstones
Askari et al. A fully integrated method for dynamic rock type characterization development in one of Iranian off-shore oil reservoir
Wang et al. Anchoring multi‐scale models to micron‐scale imaging of multiphase flow in rocks
CN113818873A (zh) 隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法及装置
CN109424354B (zh) 底水油藏单井控制水油体积比的计算方法及系统
CN114441401B (zh) 覆压孔隙度的确定方法、装置、计算机设备及存储介质
CN113958316B (zh) 具有水封气藏的气藏动态储量计算方法及装置
CN110489769B (zh) 一种储油层泥质含量计算方法及电子设备
CN112346147A (zh) 一种基于中子密度孔隙度差的储层评价方法
Sbiga et al. Deriving a correlation of cementation factor in Nubian sandstone formation (Upper and Lower Cretaceous), Sirt Basin
Ghedan et al. Modeling and validation of initial water saturation in the transition zone of carbonate oil reservoirs
CN116291415B (zh) 一种计算含气地层孔隙度的方法及系统
CN112231881A (zh) 基质渗透率计算方法及系统
Taberner et al. Mapping and quantification of rock properties in heterogeneous carbonates—Ready for upscaling purposes
CN117784278B (zh) 一种致密砂岩气甜点的预测方法和预测系统
CN111307652B (zh) 吸附气量的确定方法及装置
CN113109888B (zh) 一种基于多因素渗透率的火山岩高孔低渗储层储量计算方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant