CN113958316B - 具有水封气藏的气藏动态储量计算方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种气藏动态储量计算方法及装置。该方法用于水封气类的气藏且包括：获取气藏的储层物性参数以及气藏的生产动态数据；根据储层物性参数获取水封气藏与主气藏之间的毛细管压差；根据储层物性参数、生产动态数据以及毛细管压差获取水封气藏平均地层压力；根据储层物性参数、生产动态数据、水封气藏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；基于水封气藏对主气藏的作用，并根据油气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、水封气藏地层压力、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。
Description
技术领域
本发明属于气藏开发技术领域，具体地，涉及一种具有水封气藏的气藏动态储量计算方法及装置。
背景技术
水体活跃的水驱气藏在水侵过程中，水体侵入气藏后沿裂缝迅速上窜或横侵，将部分气藏分隔开，出现天然气被包围、封闭的现象，形成了具有水封气藏的气藏。存在水封气藏的气藏在开采过程中会导致动态储量“增大”的特殊现象，这在水封气类的气藏中时有出现。目前，由于水封气藏的储层物性参数未知，导致评估此类气藏的动态储量困难，因此，亟需一种考虑水封气藏影响的气藏动态储量计算方法，以在气藏早期开发时评估气藏的天然气原始地质储量。
发明内容
针对现有技术的上述缺陷或不足，本发明提供了一种具有水封气藏的气藏动态储量计算方法及装置，充分考虑水封气藏对主气藏实际生产的影响，根据气藏开采早期获得的储层物性参数以及生产动态数据以评估气藏的天然气原始地质储量。
为实现上述目的，本发明第一方面提供了一种具有水封气藏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，气藏包括主气藏和水封气藏，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；
根据储层物性参数获取水封气藏与主气藏之间的毛细管压差；
根据储层物性参数、生产动态数据以及毛细管压差获取水封气藏平均地层压力；
根据储层物性参数、生产动态数据、水封气藏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；
基于水封气藏对主气藏的作用，并根据油气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、水封气藏地层压力、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：
其中，
式中，a为储量比，小数；e为自然系数，小数；pg1i为主气藏原始地层压力，MPa；Z1i为主气藏原始天然气偏差系数，无因次；Z1为主气藏目前天然气偏差系数，无因次；pg2i为水封气藏原始地层压力，MPa；Z2i为水封气藏原始天然气偏差系数，无因次；Z2为水封气藏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为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Gp为累计产气量，108m3；G1为主气藏天然气原始地质储量，108m3；G2为水封气藏天然气原始地质储量，108m3；We为累计水侵量，108m3；Wp为累计产水量，108m3；Bw为地层水体积系数，m3/sm3；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；pg1为主气藏目前地层压力，MPa；pg2为水封气藏目前地层压力，MPa。
可选地，线性拟合模型符合公式：
Y＝1-mx
其中，
式中，m为直线斜率；X为自变量；Y为因变量；a为储量比，小数；e为自然系数，小数；pg1i为主气藏原始地层压力，MPa；Z1i为主气藏原始天然气偏差系数，无因次；Z1为主气藏目前天然气偏差系数，无因次；pg2i为水封气藏原始地层压力，MPa；Z2i为水封气藏原始天然气偏差系数，无因次；Z2为水封气藏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为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Gp为累计产气量，108m3；G1为主气藏天然气原始地质储量，108m3；G2为水封气藏天然气原始地质储量，108m3；We为累计水侵量，108m3；Wp为累计产水量，108m3；Bw为地层水体积系数，m3/sm3；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；pg1为主气藏目前地层压力，MPa；pg2为水封气藏目前地层压力，MPa。
可选地，根据线性拟合模型、储层物性参数、生产动态数据、水封气藏地层压力、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、水封气藏地层压力、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最终拟合直线；
最终拟合直线所对应的预设储量比为合理储量比，根据最终拟合直线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气质储量。
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最终拟合直线包括：
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最终拟合直线。
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最终拟合直线包括：
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最终拟合直线。
可选地，在根据储层物性参数获取水封气藏与主气藏之间的毛细管压差的步骤中符合公式：
式中，pc1为主气藏毛细管压力，MPa；pc2为水封气藏毛细管压力，MPa；Δpc为毛细管压差，MPa；σ为两相间表面张力，N/m；θ为润湿角，°；R为主气藏平均孔道半径，m；r为水封气藏平均孔道半径，m。
可选地，在根据储层物性参数、生产动态数据以及毛细管压差获取水封气藏平均地层压力的步骤中符合公式：
pb＝pa+Δpc+10-6ρwgh
式中，pa为主气藏平均地层压力，MPa；pb为水封气藏平均地层压力，MPa；10-6ρwgh为水封气藏压力与主气藏液柱压力之差，MPa；ρw为地层水密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；h为水封气藏与主气藏垂深之差，m；Δpc为毛细管压差，MPa。
可选地，水封气藏平均地层压力包括水封气藏目前地层压力以及水封气藏原始地层压力，气藏的天然气偏差系数包括主气藏目前天然气偏差系数、主气藏原始天然气偏差系数、水封气藏原始天然气偏差系数以及水封气藏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具有水封气藏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获取水封气藏与主气藏之间的毛细管压差；
第二计算模块，用于根据储层物性参数、生产动态数据以及毛细管压差获取水封气藏平均地层压力；
第三计算模块，用于根据储层物性参数、生产动态数据、水封气藏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，用于基于水封气藏对主气藏的作用，并根据油气物质平衡方程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；
第四计算模块，用于根据线性拟合模型、储层物性参数、生产动态数据、水封气藏地层压力、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。
在本发明提供的具有水封气藏的气藏动态储量计算方法中，基于油气物质平衡原理，考虑水封气藏气体物质对生产补充作用、孔隙收缩、束缚水膨胀、水侵及产水的影响，从而得到此类气藏的原始地质储量模型并转换为线性拟合模型。另外，只需通过气藏的生产动态数据以及气藏的储层物性参数，即可获取线性拟合模型中的相应参数以用于计算气藏的天然气原始地质储量，简单易操作并充分考虑了水封气藏的影响。
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具有水封气藏的气藏动态储量计算方法的流程图；
图2为图1中步骤S170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具有水封气藏的气藏动态储量的装置的功能模块示意图。
附图标记说明：10、获取模块；20、第一获取模块；30、第二获取模块；40、第三获取模块；50、确定模块；60、转换模块；70、第四获取模块
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具有水封气藏的气藏动态储量计算方法的流程图。如图1所示，本发明的示例性实施例中提供了一种具有水封气藏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。
需要说明的是，储层物性参数能够在气藏的开发过程中获得，例如地质研究、岩心实验、测井以及试井等手段得到。可以理解，生产动态数据为气藏正常开采过程中能够记录的生产数据。
本领域技术人员可以理解，本发明中的气藏是指具有水封气类的气藏，因此，本发明中的气藏包括水封气藏和主气藏，其中，主气藏指能够开采生产部分。
具体地，所需获取的储层物性参数以及生产动态数据分别如表1和表2所示。
表1：储层物性参数
表2：生产动态数据
步骤S120：根据储层物性参数获取水封气藏与主气藏之间的毛细管压差。
需要说明的是，主气藏与水封气藏存在毛细管，由于水封气藏的毛细管的孔道半径小于主气藏的毛细管的孔道半径，使得主气藏与水封气藏之间存在毛细管压差。
在本发明的实施例中，步骤S120符合公式：
在式(1)中，pc1为主气藏毛细管压力，MPa；pc2为水封气藏毛细管压力，MPa；Δpc为毛细管压差，MPa；σ为两相间表面张力，N/m；θ为润湿角，°；R为主气藏平均孔道半径，m；r为水封气藏平均孔道半径，m。
步骤S130：根据储层物性参数、生产动态数据以及毛细管压差获取水封气藏平均地层压力。
考虑到水封气藏与主气藏之间的垂深之差和水封气藏与主气藏之间的毛细管压差的影响，步骤S130符合公式：
pb＝pa+Δpc+10-6ρwgh (2)
在式(2)中，pa为主气藏平均地层压力，MPa；pb为水封气藏平均地层压力，MPa；10-6ρwgh为水封气藏与主气藏液柱压力之差，MPa；ρw为地层水密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；h为水封气藏与主气藏的垂深之差，m；Δpc为毛细管压差，MPa。
其中，主气藏平均地层压力包括主气藏目前地层压力以及主气藏原始地层压力，水封气藏平均地层压力包括水封气藏目前地层压力以及水封气藏原始地层压力。
步骤S140：根据储层物性参数、生产动态数据、水封气藏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、主气藏平均地层压力以及水封气藏平均地层压力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主气藏目前天然气偏差系数、主气藏原始天然气偏差系数、水封气藏原始天然气偏差系数以及水封气藏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的天然气偏差系数。
步骤S150：基于水封气藏对主气藏的作用，并根据油气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，由于油气物质平衡方程未考虑到水封气藏对主气藏开发过程中的影响，直接采用现有的油气物质平衡方程进行估算会产生较大的误差。因此，考虑到水封气藏的影响，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：
其中，
在式(3)和式(4)中，a为储量比，小数；e为自然系数，小数；pg1i为主气藏原始地层压力，MPa；Z1i为主气藏原始天然气偏差系数，无因次；Z1为主气藏目前天然气偏差系数，无因次；pg2i为水封气藏原始地层压力，MPa；Z2i为水封气藏原始天然气偏差系数，无因次；Z2为水封气藏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为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Gp为累计产气量，108m3；G1为主气藏天然气原始地质储量，108m3；G2为水封气藏天然气原始地质储量，108m3；We为累计水侵量，108m3；Wp为累计产水量，108m3；Bw为地层水体积系数，m3/sm3；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；pg1为主气藏目前地层压力，MPa；pg2为水封气藏目前地层压力，MPa。需要说明的是，本领域技术人员公知的是：Tsc＝293.15K，psc＝0.101325MPa，Zsc＝1。
步骤S160：将气藏的原始地质储量模型转换为线性拟合模型。
根据式(3)令：
则式(3)为
Y＝1-mx (7)
其中，
在上述式中，m为直线斜率；X为自变量；Y为因变量。
步骤S170：根据线性拟合模型、储层物性参数、生产动态数据、水封气藏地层压力、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。
可以理解地，在上述线性模型中，除了储量比外，其它参数均可通过储层物性参数以及生产动态数据并结合现有技术手段以获得。其中，假设一个储量比值即为预设储量比，如此，自变量值以及因变量值能够根据式(5)和式(6)分别获得。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(8)可得主气藏天然气原始地质储量为：
因此，在确定直线斜率m的条件下即可通过式(9)获得主气藏天然气原始地质储量。需要说明的是，直线斜率m采用绝对值。
根据式(4)可得到水封气藏天然气原始地质储量为：
G2＝aG1 (10)
因此，在确定储量比以及主气藏天然气原始地质储量的条件下即可通过式(10)获取水封气藏天然气原始地质储量。显然地，在已知主气藏天然气原始地质储量以及水封气藏天然气原始地质储量的条件下即可得到整个气藏的天然气原始地质储量。
在本发明的实施例中，在步骤S170中还包括：
步骤S171：将储层物性参数、生产动态数据、水封气藏地层压力、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，自变量符合公式(5)，因变量符合公式(6)，公式(5)以及公式(6)中所需的参数均能够通过储层物性参数以及生产动态数据获得，在此不做赘述。
步骤S172：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最终拟合直线。
具体地，在获得自变量值和因变量值之后，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。由式(7)可知该线性拟合直线的纵截距应当为1，因此，能够根据线性拟合直线与纵截距之间的差值来判断线性拟合至是否满足直线拟合程度条件。在一种可选的实施例中，在步骤S172中包括：
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最终拟合直线。
具体地，假设任意一预设储量比，通过式(5)和式(6)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进行比较以确定最终拟合直线。举例来讲，当线性拟合直线的纵截距大于1且与1的差值大于10-8，则适当降低预设储量比，当线性拟合直线的纵截距小于1且与1的差值大于10-8，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，此时的线性拟合直线为最终拟合直线。
在另一种可选的实施例中，在步骤S172还包括：
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最终拟合直线。
可以理解的是，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，说明线性拟合程度约好越好。固定线性拟合直线的纵截距为1以进行线性拟合，通过确定系数R2来确定线性拟合直线的直线拟合程度。需要说明的是，通过确定系数R2来评估直线拟合程度为现有技术手段，在此不做详细赘述。
步骤S173：最终拟合直线所对应的预设储量比为合理储量比，根据最终拟合直线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气质储量。
具体地，满足直线拟合程度条件的线性拟合直线为最终拟合直线，最终拟合直线所对应的预设储量比才是合理储量比。当然，可以理解，在确定最终拟合直线后，即可获取最终拟合直线的直线斜率的绝对值，根据公式(9)和公式(10)即可获取主气藏天然气原始地质储量和水封气原始地质储量，即气藏的天然气原始地质储量。
本说明书实施例提供的具有水封气藏的气藏动态储量计算方法，基于油气物质平衡原理，考虑水封气藏气体物质对生产补充作用、孔隙收缩、束缚水膨胀、水侵及产水的影响，提出了一种新的具有水封气藏原始地质储量计算方法，该方法只需要主气藏的生产动态数据，结合该气藏的储层物性参数，计算对应因变量值与自变量值以进行直线拟合，并调整参数确定最终拟合直线，根据最终拟合直线所对应的预设储量比以及直线斜率绝对值即可计算出主气藏天然气原始地质储量及水封气藏天然气原始地质储量，简单易操作。
本发明的示例性实施例还提供了一种用于计算具有水封气藏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获取水封气藏与主气藏之间的毛细管压差；
第二计算模块30，用于根据储层物性参数、生产动态数据以及毛细管压差获取水封气藏平均地层压力；
第三计算模块40，用于根据储层物性参数、生产动态数据、水封气藏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50，用于基于水封气藏对主气藏的作用，并根据油气物质平衡方程确定气藏的原始地质储量模型；
转换模块60，用于将气藏的原始地质储量模型转换为线性拟合模型；
第四计算模块70，用于根据线性拟合模型、储层物性参数、生产动态数据、水封气藏地层压力、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。当然，可以理解，服务器也能预设程序以对储层物性参数和生产动态数据进行计算处理，以获得原始地质储量模型所需的参数，如此即可对后续的天然气原始地质储量进行评估。
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具有水封气藏的气藏动态储量计算方法，下面以具有水封气藏的W气藏举例说明，W气藏中主气藏与水封气气藏埋深不同，具有高度差，通过储层物性参数以及生产动态数据，计算W气藏的天然气原始地质储量。
首先获取W气藏所在储层物性参数以及W气藏的生产动态数据，分别记录在表3以及表4中。
表3：W气藏的储层物性参数
表4：W气藏的生产动态数据
需要说明的是，平均地层压力是指气藏的地层压力的体积平均值，原始地层压力是指气藏开发前的平均地层压力，目前地层压力是指气藏开发过程中的平均地层压力。主气藏平均地层压力包括主气藏目前地层压力以及主气藏原始地层压力。
根据储层物性参数可知两相间表面张力σ＝0.072N/m、润湿角θ＝30°、主气藏平均孔道半径R＝0.11μm、水封气藏平均孔道半径r＝0.06μm，应用式(1)即可计算毛细管压差为：
根据物性储层参数可知水封气藏与主气藏的垂深之差h＝160m、地层水密度ρw＝1000kg/m3，通过式(1)得到了毛细管压差，因此，根据式(2)能够得到水封气藏平均地层压力。具体如表5所示。
pb＝pa+Δpc+10-6ρwgh＝pa+0.945+1.568
表5：水封气藏的平均地层压力
| <![CDATA[主气藏原始地层压力p<sub>g1i</sub>/MPa]]> | <![CDATA[水封气藏原始地层压力p<sub>g2i</sub>/MPa]]> |
| 42.56 | 45.073 |
| <![CDATA[主气藏目前地层压力p<sub>g1</sub>/MPa]]> | <![CDATA[水封气藏目前地层压力p<sub>g2</sub>/MPa]]> |
| 41.92 | 44.433 |
| 38.25 | 40.763 |
| 37.38 | 39.893 |
| 35.34 | 37.853 |
| 34.86 | 37.373 |
| 32.57 | 35.083 |
| 30.67 | 33.183 |
| 28.16 | 30.673 |
需要说明的是，水封气藏平均地层压力包括水封气藏原始地层压力和水封气藏目前地层压力。水封气藏原始地层压力指气藏开发之前水封气藏的平均地层压力，水封气藏目前地层压力指气藏开发过程中水封气藏的平均地层压力。随着气藏的开发，主气藏的平均地层压力逐渐降低，相应地，水封气藏的平均地层压力逐渐降低，水封气藏平均地层压力与主气藏平均地层压力呈正相关的关系。
根据水封气藏平均地层压力、主气藏平均地层压力以及天然气相对密度，应用DAK法能够计算W气藏的天然气偏差系数。具体地，如表6所示。
表6：W气藏的天然气偏差系数
将获得的参数应用于式(5)得到自变量值X。假设预设储量比为0.5，故a取值为0.5，根据式(6)计算得到a＝0.5时的因变量值Y。具体数据如表7所示。
表7：a＝0.5时X及Y数据表
| X值 | Y值 |
| 0.00000 | 1.00000 |
| 0.09538 | 0.99272 |
| 0.82397 | 0.93693 |
| 1.04030 | 0.92033 |
| 1.60907 | 0.87661 |
| 1.75497 | 0.86539 |
| 2.51062 | 0.80723 |
| 3.20772 | 0.75353 |
| 4.21682 | 0.67573 |
根据表7，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，纵截距大于1且误差大于10-8，因此适当减小a的取值。故当a取值为0.4时的Y值如表8所示。
表8：a＝0.4时X及Y数据表
| X值 | Y值 |
| 0.00000 | 1.00000 |
| 0.09538 | 0.99307 |
| 0.82397 | 0.94024 |
| 1.04030 | 0.92457 |
| 1.60907 | 0.88338 |
| 1.75497 | 0.87281 |
| 2.51062 | 0.81812 |
| 3.20772 | 0.76767 |
| 4.21682 | 0.69467 |
根据表8，可对X值及Y值进行作图并直线拟合，拟合结果如图4所示。此时，纵截距小于1且误差仍大于10-8，因此适当增大储量比a的取值。经多次调整a的取值，当储量比a取值为0.425时，X值及Y值如表9所示。根据表9对X值及Y值进行作图并直线拟合，拟合结果如图5所示，此时，纵截距与1的误差小于10-8，因此，该线性拟合直线为最终拟合直线。
表9：a＝0.425时X及Y数据表
| X值 | Y值 |
| 0.00000 | 1.00000 |
| 0.09538 | 0.99299 |
| 0.82397 | 0.93941 |
| 1.04030 | 0.92351 |
| 1.60907 | 0.88169 |
| 1.75497 | 0.87096 |
| 2.51062 | 0.81540 |
| 3.20772 | 0.76414 |
| 4.21682 | 0.68994 |
因此，如图5所示，最终拟合直线的直线斜率绝对值m＝0.07352941((108m3)-1)，由公式(9)可得主气藏天然气原始地质储量为：
(108m3)。最终拟合直线所对应的预设储量比为合理储量比，由合理储量比a值及主气藏天然气原始地质储量，可得水封气藏天然气原始地质储量为：G2＝aG1＝5.78(108m3)。综上，在已知主气藏天然气原始地质储量和水封气藏天然气原始地质储量的条件下即可得到整个W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 (2)
1.一种具有水封气藏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，所述气藏包括主气藏和水封气藏，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获取所述水封气藏与所述主气藏之间的毛细管压差；
根据所述储层物性参数、所述生产动态数据以及所述毛细管压差获取水封气藏平均地层压力；
根据所述储层物性参数、所述生产动态数据、所述水封气藏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；
基于所述水封气藏对所述主气藏的作用，并根据油气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、所述水封气藏地层压力、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；
所述气藏的原始地质储量模型符合公式：
其中，
式中，a为储量比，小数；e为自然系数，小数；pg1i为主气藏原始地层压力，MPa；Z1i为主气藏原始天然气偏差系数，无因次；Z1为主气藏目前天然气偏差系数，无因次；pg2i为水封气藏原始地层压力，MPa；Z2i为水封气藏原始天然气偏差系数，无因次；Z2为水封气藏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为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Gp为累计产气量，108m3；G1为主气藏天然气原始地质储量，108m3；G2为水封气藏天然气原始地质储量，108m3；We为累计水侵量，108m3；Wp为累计产水量，108m3；Bw为地层水体积系数，m3/sm3；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；pg1为主气藏目前地层压力，MPa；pg2为水封气藏目前地层压力，MPa；
所述线性拟合模型符合公式：
Y＝1-mx
其中，
式中，m为直线斜率；X为自变量；Y为因变量；a为储量比，小数；e为自然系数，小数；pg1i为主气藏原始地层压力，MPa；Z1i为主气藏原始天然气偏差系数，无因次；Z1为主气藏目前天然气偏差系数，无因次；pg2i为水封气藏原始地层压力，MPa；Z2i为水封气藏原始天然气偏差系数，无因次；Z2为水封气藏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为孔隙压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Gp为累计产气量，108m3；G1为主气藏天然气原始地质储量，108m3；G2为水封气藏天然气原始地质储量，108m3；We为累计水侵量，108m3；Wp为累计产水量，108m3；Bw为地层水体积系数，m3/sm3；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；pg1为主气藏目前地层压力，MPa；pg2为水封气藏目前地层压力，MPa；
所述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、所述水封气藏地层压力、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、所述水封气藏地层压力、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最终拟合直线；
所述最终拟合直线所对应的预设储量比为合理储量比，根据所述最终拟合直线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气质储量；
所述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最终拟合直线包括：
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最终拟合直线；
所述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最终拟合直线包括：
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最终拟合直线；
在根据所述储层物性参数获取所述水封气藏与所述主气藏之间的毛细管压差的步骤中符合公式：
式中，pc1为主气藏毛细管压力，MPa；pc2为水封气藏毛细管压力，MPa；Δpc为毛细管压差，MPa；σ为两相间表面张力，N/m；θ为润湿角，°；R为主气藏平均孔道半径，m；r为水封气藏平均孔道半径，m；
在根据所述储层物性参数、所述生产动态数据以及所述毛细管压差获取水封气藏平均地层压力的步骤中符合公式：
pb＝pa+Δpc+10-6ρwgh
式中，pa为主气藏平均地层压力，MPa；pb为水封气藏平均地层压力，MPa；10-6ρwgh为水封气藏压力与主气藏液柱压力之差，MPa；ρw为地层水密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；h为水封气藏与主气藏垂深之差，m；Δpc为毛细管压差，MPa。
2.根据权利要求1所述的具有水封气藏的气藏动态储量计算方法，其特征在于，所述水封气藏平均地层压力包括水封气藏目前地层压力以及水封气藏原始地层压力，所述气藏的天然气偏差系数包括主气藏目前天然气偏差系数、主气藏原始天然气偏差系数、水封气藏原始天然气偏差系数以及水封气藏目前天然气偏差系数。
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