CN114493212A - 凝析气藏动态储量的评估方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种凝析气藏动态储量的评估方法，其中，凝析气藏动态储量的评估方法包括获取井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数、原始凝析气的体积系数、凝析气偏差系数和天然气在井流物中所占比例，根据气藏储层参数、生产动态数据和上述参数确定凝析气的原始地质储量，再根据凝析气的原始地质储量和天然气在井流物中所占比例确定天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量。即本发明方法考虑了在生产过程中凝析油、凝析气、水蒸气膨胀、孔隙收缩、束缚水膨胀和水侵及产水等因素对评估整个凝析气藏的原始地质储量的影响，从而达到使最终的评估结果与实际更加接近的目的。
Description
技术领域
本发明属于天然气开采技术领域，具体涉及一种凝析气藏动态储量的评估方法。
背景技术
气藏天然气原始地质储量是开发气藏的首要的关键参数，可直接影响气藏储量划分、开发效益的计算和开发先后顺序的确定。在气藏开发之前或开发初期，一般会通过容积法估算气藏的天然气原始地质储量，在气藏开发过程中，一般通过物质平衡法来确气藏的天然气原始地质储量。而对于一些具有异常高压特征的裂缝性凝析气藏，随着开采的进行，气藏内压力下降，此时不仅气藏内孔隙体积会随之收缩，同时还会发生反凝析现象，此时若采用常规气藏所使用的物质平衡法去评估该类型的气藏天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量，评估结果与实际偏差较大。
发明内容
针对上述的缺陷或不足，本发明提供了一种凝析气藏动态储量评估方法，以能够更精确地评估具有异常高压特征的裂缝性凝析气藏的天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量。
为实现上述目的，本发明提供一种凝析气藏动态储量的评估方法，其中，凝析气藏动态储量的评估方法包括：
获取井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数、原始凝析气的体积系数、凝析气偏差系数和天然气在井流物中所占比例；
根据气藏储层参数、生产动态数据、井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数、凝析气偏差系数和原始凝析气的体积系数确定凝析气的原始地质储量；
根据凝析气的原始地质储量和天然气在井流物中所占比例确定天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量。
在本发明实施例中，在获取井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数、原始凝析气的体积系数、凝析气偏差系数和天然气在井流物中所占比例之前，还包括：
统计气藏储层参数和生产动态数据；
其中，气藏储层参数包括气藏储层温度、凝析气藏原始地层压力、基质系统孔隙度、裂缝系统孔隙度、基质压缩系数、裂缝压缩系数、地层水压缩系数、原始含水饱和度、凝析油密度、地层水体积系数、凝析油的分子量、累计生产气油比和凝析气的相对密度；
生产动态数据包括凝析气藏平均地层压力、累计产气量、累计产油量、累计产水量、累计水侵量、气相水蒸汽体积分数和气藏反凝析液量。
在本发明实施例中，获取井流物累计产量包括：
统计累计产气量、累计产油量、凝析油密度、凝析油的分子量；
根据累计产气量、累计产油量、凝析油密度、凝析油的分子量计算井流物累计产量；
井流物累计产量的计算公式为：
其中，Gwp为井流物累计产量(折算成气相后的体积)，单位为108m3；Gg为累计产气量，单位为108m3；Nc为累计产油量，单位为108m3；ρl为凝析油密度，单位为kg/m3；Ml为凝析油的分子量，单位为kg/kmol。
在本发明实施例中，获取综合孔隙压缩系数包括：
统计裂缝系统孔隙度、裂缝压缩系数、基质系统孔隙度和基质压缩系数；
根据裂缝系统孔隙度、裂缝压缩系数、基质系统孔隙度和基质压缩系数计算综合孔隙压缩系数；
综合孔隙压缩系数的计算公式为：
其中，Cp为综合孔隙压缩系数，单位为MPa-1；φf为裂缝系统孔隙度，无因次；Cf为裂缝压缩系数，单位为MPa-1；φm为基质系统孔隙度，无因次；Cm为基质压缩系数，单位为MPa-1。
在本发明实施例中，获取凝析油与凝析气的两相体积系数和原始凝析气的体积系数包括：
统计标准状况下压力、气相在标准条件下的温度、井流物在标准条件下的偏差系数、凝析气藏平均地层压力、气藏储层温度、凝析气藏原始地层压力和凝析气偏差系数；
根据标准状况下压力、气相在标准条件下的温度、井流物在标准条件下的偏差系数、凝析气藏平均地层压力、气藏储层温度、凝析气藏原始地层压力和凝析气偏差系数计算得到凝析油与凝析气的两相体积系数和原始凝析气的体积系数；
凝析油与凝析气的两相体积系数和原始凝析气的体积系数的计算公式为：
其中，B2g为凝析油与凝析气的两相体积系数，单位为m3/sm3；psc为标准状况下压力，单位为MPa，其数值等于0.101325MPa；Tsc为气相在标准条件下的温度，单位为K，其数值等于293.15K；Zsc为井流物在标准条件下的偏差系数，无因次，其数值等于1；p为凝析气藏平均地层压力，单位为MPa；T为气藏储层温度，单位为K；Zw为凝析气偏差系数，无因次；Bgi为原始凝析气的体积系数，单位为m3/sm3；pi为凝析气藏原始地层压力，单位为MPa；Zi为气藏原始凝析气的偏差系数，无因次。
在本发明实施例中，根据气藏储层参数、生产动态数据、井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数和原始凝析气的体积系数确定凝析气的原始地质储量包括：
根据物质平衡法确定凝析气的原始地质储量的关系式；
根据关系式确定凝析气的原始地质储量；
凝析气的原始地质储量的关系式为：
其中，Gws为凝析气的原始地质储量，单位为108m3；Swi为原始含水饱和度，无因次；Cw为地层水压缩系数，单位为MPa-1；Cp为综合孔隙压缩系数，单位为MPa-1；pi为凝析气藏原始地层压力，单位为MPa；p为凝析气藏平均地层压力，单位为MPa；B2g为凝析油与气的两相体积系数，单位为m3/sm3；Bgi为原始凝析气的气相体积系数，单位为m3/sm3；ρl为凝析油密度，单位为kg/m3；Ml为凝析油的分子量，单位为kg/kmol；Sl为气藏反凝析液量，小数；xw为气相水蒸气体积分数，小数；T为气藏储层温度，单位为K；Zw为凝析气藏平均地层压力对应的井流物偏差系数，无因次；R为通用气体常数，等于0.008314MPa·m3/(kmol·K)；psc为标准状况下压力，单位为MPa；Zsc为井流物在标准条件下的偏差系数，无因次；Tsc为气相在标准条件下的温度，单位为K；VHC为气藏气相孔隙体积，单位为108m3；Wp为累计产水量，单位为108m3；We为累计水侵量，单位为108m3；Bw地层水体积系数，单位为m3/sm3。
在本发明实施例中，根据关系式确定凝析气的原始地质储量包括：
引入计算参数X和计算参数Y；
令：
根据多组X的值和多组对应的Y的值采用线性拟合确定Y随X变化的直线关系式；
根据直线关系式的斜率和截距确定凝析气的原始地质储量。
在本发明实施例中，根据直线函数关系式的斜率和截距确定凝析气的原始地质储量的公式为：
其中，Gws为凝析气的原始地质储量，单位为108m3；b为直线关系式的截距，MPa/K；m为直线关系式的斜率的绝对值，MPa/(K·108m3)。
在本发明实施例中，获取天然气在井流物中所占比例包括：
统计累计生产气油比、凝析油密度、凝析油的分子量；
根据累计生产气油比、凝析油密度、凝析油的分子量计算天然气在井流物中所占比例；
计算天然气在井流物中所占比例的公式为：
其中，fg为天然气在井流物中所占比例，小数；GOR为累计生产气油比，单位为m3/m3；ρl为凝析油密度，单位为kg/m3；Ml为凝析油的分子量，单位为kg/kmol。
在本发明实施例中，根据凝析气的原始地质储量和天然气在井流物中所占比例确定天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量的公式为：
G＝Gwsfg；
N＝10ρlG/GOR；
其中，G为天然气的原始地质储量，单位为108m3；Gws为凝析气的原始地质储量，单位为108m3；fg为天然气在井流物中所占比例，小数；N为凝析油原始地质储量，单位为104t；ρl为凝析油密度，单位为kg/m3；GOR为累计生产气油比，单位为m3/m3。
通过上述技术方案，本发明所提供的凝析气藏动态储量的评估方法具有如下的有益效果：
使用上述方法来评估具有异常高压特征的裂缝性凝析气藏时，通过气藏储层参数、生产动态数据、井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数、原始凝析气的体积系数、凝析气偏差系数和天然气在井流物中所占比例这些参数来确定凝析气的原始地质储量，再通过凝析气的原始地质储量和天然气在井流物中所占比例确定天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量，即本发明方法在评估天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量时，不仅考虑了在生产过程中反凝析出的凝析油和凝析气对评估整个气藏的原始地质储量的影响，同时也考虑到基质系统和岩石的裂缝系统的孔隙压缩系数变化对评估整个气藏的原始地质储量的影响，因此采用本发明方法去评估具有异常高压特征的裂缝性凝析气藏，可以达到使最终的评估结果更精确的目的。
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示意性示出了根据本发明一实施例中的凝析气藏动态储量的评估方法的步骤流程图；
图2示意性示出了根据本发明一实施例中的凝析气藏动态储量的评估方法中的步骤S10的一个具体步骤图；
图3示意性示出了根据本发明一实施例中的凝析气藏动态储量的评估方法中的步骤S10的另一个具体步骤图；
图4示意性示出了根据本发明一实施例中的凝析气藏动态储量的评估方法中的步骤S10的再一个具体步骤图；
图5示意性示出了根据本发明一实施例中的凝析气藏动态储量的评估方法中的步骤S10的又一个具体步骤图；
图6是根据本发明一实施例中的Y值与X值的直线拟合图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的具体实施例进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
下面参考附图描述本发明的一种凝析气藏动态储量的评估方法。
图1示意性示出了本发明一实施例中的凝析气藏动态储量的评估方法的步骤流程图，如图1所示，本发明提供一种凝析气藏动态储量的评估方法，其中，凝析气藏动态储量的评估方法包括如下步骤：
步骤S10：获取井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数、原始凝析气的体积系数、凝析气偏差系数和天然气在井流物中所占比例。
步骤S20：根据气藏储层参数、生产动态数据、井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数、凝析气偏差系数和原始凝析气的体积系数确定凝析气的原始地质储量。
步骤S30：根据凝析气的原始地质储量和天然气在井流物中所占比例确定天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量。
使用上述方法来评估具有异常高压特征的裂缝性凝析气藏时，通过气藏储层参数、生产动态数据、井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数、原始凝析气的体积系数、凝析气偏差系数和天然气在井流物中所占比例这些参数来确定凝析气的原始地质储量，再通过凝析气的原始地质储量和天然气在井流物中所占比例确定天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量，即本发明方法在评估天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量时，不仅考虑了在生产过程中反凝析出的凝析油和凝析气对评估整个气藏的原始地质储量的影响，同时也考虑到基质系统和岩石的裂缝系统的孔隙压缩系数的变化对评估整个气藏的原始地质储量的影响，因此采用本发明方法去评估具有异常高压特征的裂缝性凝析气藏，可以达到使最终的评估结果更精确的目的。
如图1所示，在本发明实施例中，在获取井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数、原始凝析气的体积系数、凝析气偏差系数和天然气在井流物中所占比例之前，还包括以下步骤：
步骤S00：统计气藏储层参数和生产动态数据。
其中，气藏储层参数包括气藏储层温度、凝析气藏原始地层压力、基质系统孔隙度、裂缝系统孔隙度、基质压缩系数、裂缝压缩系数、地层水压缩系数、原始含水饱和度、凝析油密度、地层水体积系数、凝析油的分子量、累计生产气油比和凝析气的相对密度；
生产动态数据包括凝析气藏平均地层压力、累计产气量、累计产油量、累计产水量、累计水侵量、气相水蒸汽体积分数和气藏反凝析液量。
气藏储层参数在勘探阶段便可通过仪器直接测量得出，生产动态数据在生产过程中被仪器实时记录，因此气藏储层参数和生产动态数据非常容易获取，通过气藏储层参数和生产动态数据来确定井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数、凝析气偏差系数和原始凝析气的体积系数和天然气在井流物中所占比例，方便快捷。
图2示意性示出了本发明一实施例中的凝析气藏动态储量的评估方法中的步骤S10的一个具体步骤图，如图2所示，在本发明实施例中，获取井流物累计产量包括如下步骤：
步骤S101：统计累计产气量、累计产油量、凝析油密度、凝析油的分子量；
步骤S102：根据累计产气量、累计产油量、凝析油密度、凝析油的分子量计算井流物累计产量；
井流物累计产量的计算公式为：
其中，Gwp为井流物累计产量(折算成气相后的体积)，单位为108m3；Gg为累计产气量，单位为108m3；Nc为累计产油量，单位为108m3；ρl为凝析油密度，单位为kg/m3；Ml为凝析油的分子量，单位为kg/kmol。
即在井流物累计产量时不仅考虑累计产气量，还考虑将凝析油转化为气态后的油气量，因此在计算井流物累积产量时，计算结果更精确。
图3示意性示出了本发明一实施例中的凝析气藏动态储量的评估方法中的步骤S10的另一个具体步骤图，如图3所示，在本发明实施例中，获取综合孔隙压缩系数包括如下步骤：
步骤S103：统计裂缝系统孔隙度、裂缝压缩系数、基质系统孔隙度和基质压缩系数；
步骤S104：根据裂缝系统孔隙度、裂缝压缩系数、基质系统孔隙度和基质压缩系数计算综合孔隙压缩系数；
综合孔隙压缩系数的计算公式为：
其中，Cp为综合孔隙压缩系数，单位为MPa-1；φf为裂缝系统孔隙度，无因次；Cf为裂缝压缩系数，单位为MPa-1；φm为基质系统孔隙度，无因次；Cm为基质压缩系数，单位为MPa-1。
在评估具有异常高压特征的裂缝性凝析气藏时，由于气藏中基质系统和岩石的裂缝系统的孔隙压缩系数会随着开采的进行而变化，因此引入综合孔隙压缩系数，以在计算气藏孔隙体积变化时计算结果更加精确。
图4示意性示出了本发明一实施例中的凝析气藏动态储量的评估方法中的步骤S10的再一个具体步骤图，如图4所示，在本发明实施例中，获取凝析油与凝析气的两相体积系数和原始凝析气的体积系数包括以下步骤：
步骤S105：统计标准状况下压力、气相在标准条件下的温度、井流物在标准条件下的偏差系数、凝析气藏平均地层压力、气藏储层温度、凝析气藏原始地层压力和凝析气偏差系数；
步骤S106：根据标准状况下压力、气相在标准条件下的温度、井流物在标准条件下的偏差系数、凝析气藏平均地层压力、气藏储层温度、凝析气藏原始地层压力和凝析气偏差系数计算得到凝析油与凝析气的两相体积系数和原始凝析气的体积系数；
其中，凝析气偏差系数包括凝析气藏平均地层压力对应的凝析气偏差系数和原始凝析气的偏差系数，二者可根据凝析气相对密度、储层温度应用Dranchuk-Abou-Kassem方法计算得到。
凝析油与凝析气的两相体积系数和原始凝析气的体积系数的计算公式为：
其中，B2g为凝析油与凝析气的两相体积系数，单位为m3/sm3；psc为标准状况下压力，单位为MPa，其数值等于0.101325MPa；Tsc为气相在标准条件下的温度，单位为K，其数值等于293.15K；Zsc为井流物在标准条件下的偏差系数，无因次，其数值等于1；p为凝析气藏平均地层压力，单位为MPa；T为气藏储层温度，单位为K；Zw为凝析气偏差系数，无因次；Bgi为原始凝析气的体积系数，单位为m3/sm3；pi为凝析气藏原始地层压力，单位为MPa；Zi为气藏原始凝析气的偏差系数，无因次。
通过计算凝析油与凝析气的两相体积系数和原始凝析气的体积系数，在计算凝析气的原始地质储量时，结果与实际情况更加接近。
在本发明实施例中，根据气藏储层参数、生产动态数据、井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数和原始凝析气的体积系数确定凝析气的原始地质储量包括以下步骤：
根据物质平衡法确定凝析气的原始地质储量的关系式；
根据关系式确定凝析气的原始地质储量；
凝析气的原始地质储量的关系式为：
其中，Gws为凝析气的原始地质储量，单位为108m3；Swi为原始含水饱和度，无因次；Cw为地层水压缩系数，单位为MPa-1；Cp为综合孔隙压缩系数，单位为MPa-1；pi为凝析气藏原始地层压力，单位为MPa；p为凝析气藏平均地层压力，单位为MPa；B2g为凝析油与气的两相体积系数，单位为m3/sm3；Bgi为原始凝析气的气相体积系数，单位为m3/sm3；ρl为凝析油密度，单位为kg/m3；Ml为凝析油的分子量，单位为kg/kmol；Sl为气藏反凝析液量，小数；xw为气相水蒸气体积分数，小数；T为气藏储层温度，单位为K；Zw为凝析气藏平均地层压力对应的井流物偏差系数，无因次；R为通用气体常数，等于0.008314MPa·m3/(kmol·K)；psc为标准状况下压力，单位为MPa；Zsc为井流物在标准条件下的偏差系数，无因次；Tsc为气相在标准条件下的温度，单位为K；VHC为气藏气相孔隙体积，单位为108m3；Wp为累计产水量，单位为108m3；We为累计水侵量，单位为108m3；Bw地层水体积系数，单位为m3/sm3。
即在计算凝析气的原始地质储量时，通过引入累计产水量、累计水侵量、地层水体积系数等参数，考虑凝析气、凝析油、水蒸气膨胀、孔隙收缩、束缚水膨胀和水侵及产水等因素的影响，从而使最终的评估结果更加精确。
在本发明实施例中，根据关系式确定凝析气的原始地质储量包括以下步骤：
引入计算参数X和计算参数Y；
令：
根据多组X的值和多组对应的Y的值采用线性拟合确定Y随X变化的直线关系式；
根据直线关系式的斜率和截距确定凝析气的原始地质储量。
即通过线性拟合的方式确定Y随X变化的一次函数式，不仅容易在计算机上实现建模，同时通过线性拟合可保证计算结果的精确性，当然，等Y和X之间也可以为其他形式的曲线拟合。
在本发明实施例中，根据直线函数关系式的斜率和截距确定凝析气的原始地质储量的公式为：
其中，Gws为凝析气的原始地质储量，单位为108m3；b为直线关系式的截距，MPa/K；m为直线关系式的斜率的绝对值，MPa/(K·108m3)。
由于
根据依次函数的公式Y＝mX+b，因此，
则
在计算时无需获取气藏气相孔隙体积VHC的值，便可通过线性拟合求出凝析气的原始地质储量，简单方便。
图5示意性示出了本发明一实施例中的凝析气藏动态储量的评估方法中的步骤S10的又一个具体步骤图，如图5所示，在本发明实施例中，获取天然气在井流物中所占比例包括以下步骤：
步骤S107：统计累计生产气油比、凝析油密度、凝析油的分子量；
步骤S108：根据累计生产气油比、凝析油密度、凝析油的分子量计算天然气在井流物中所占比例；
计算天然气在井流物中所占比例的公式为：
其中，fg为天然气在井流物中所占比例，小数；GOR为累计生产气油比，单位为m3/m3；ρl为凝析油密度，单位为kg/m3；Ml为凝析油的分子量，单位为kg/kmol。
需要特别说明的是，在步骤S101至S102，步骤S103至S104，步骤S105至S106，步骤S107至S108中，并未限定其执行的先后顺序，例如，也可以是先执行步骤S103至S104，然后再执行步骤S101至S102等其他步骤。
在本发明实施例中，根据凝析气的原始地质储量和天然气在井流物中所占比例确定天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量的公式为：
G＝Gwsfg；
N＝10ρlG/GOR；
其中，G为天然气的原始地质储量，单位为108m3；Gws为凝析气的原始地质储量，单位为108m3；fg为天然气在井流物中所占比例，小数；N为凝析油原始地质储量，单位为104t；ρl为凝析油密度，单位为kg/m3；GOR为累计生产气油比，单位为m3/m3。
下面参考实施例一来描述本发明的凝析气藏动态储量的评估方法的评估过程，需要特别说明的是，实例一中的数据只是用于举例说明，并不构成限定。
实施例一
1、统计气藏储层参数和生产数据，如表一和表二所示。
表一：气藏储层参数
| 参数 | 取值 | 单位 |
| 气藏储层温度T | 403.15 | K |
| 凝析气藏原始地层压力p<sub>i</sub> | 81.53 | MPa |
| 基质系统孔隙度φ<sub>m</sub> | 0.05 | 无因次 |
| 裂缝系统孔隙度φ<sub>f</sub> | 0.01 | 无因次 |
| 基质压缩系数C<sub>m</sub> | 0.000435 | MPa<sup>-1</sup> |
| 裂缝压缩系数C<sub>f</sub> | 0.00435 | MPa<sup>-1</sup> |
| 地层水压缩系数C<sub>w</sub> | 0.000435 | MPa<sup>-1</sup> |
| 原始含水饱和度S<sub>wi</sub> | 0.2 | 无因次 |
| 凝析油密度ρ<sub>l</sub> | 780.8 | kg/m<sup>3</sup> |
| 地层水体积系数B<sub>w</sub> | 1 | m<sup>3</sup>/sm<sup>3</sup> |
| 凝析油的分子量M<sub>l</sub> | 137 | kg/kmol |
| 累计生产气油比GOR | 5071.8 | m<sup>3</sup>/m<sup>3</sup> |
| 凝析气相对密度γ<sub>go</sub> | 0.68 | 无因次 |
表二：生产动态数据
表二中第一行的凝析气藏平均地层压力代表凝析气藏原始地层压力。
2、计算不同凝析气藏平均地层压力下对应的井流物累计产量Gwp
根据公式：
计算出不同凝析气藏平均地层压力下对应的井流物累计产量Gwp，如表三所示。
表三：不同凝析气藏平均地层压力下对应的井流物累计产量
3、计算综合孔隙压缩系数Cp
4、计算凝析油与凝析气的两相体积系数、原始凝析气的体积系数
应用Dranchuk-Abou-Kassem方法，根据凝析气相对密度γgo和储层温度，可得到气藏平均地层压力对应的凝析气偏差系数Zw，并根据公式：
可计算出实际气体状态方程计算得到凝析油与气的两相体积系数，如表四所示。其中，原始凝析气的气相体积系数Bgi的数值就是表四第一行对应的B2g的数值，等于0.00263m3/sm3。
表四：凝析气偏差系数和凝析油与凝析气的两相体积系数
5、计算X的值和Y的值
根据公式：
令
计算X的值和对应的Y的值，数据见表五。
表五：X的值和Y的值数据表
| X值/(10<sup>8</sup>m<sup>3</sup>) | Y值/(MPa/K) |
| 0.005998 | 0.131203 |
| 0.266008 | 0.129018 |
| 0.506243 | 0.127000 |
| 0.978418 | 0.123032 |
| 1.083964 | 0.122145 |
| 1.402111 | 0.119472 |
| 1.653264 | 0.117361 |
| 2.149676 | 0.113190 |
| 3.115915 | 0.105071 |
| 3.590757 | 0.101081 |
| 4.033420 | 0.097361 |
| 4.371335 | 0.094522 |
| 4.887025 | 0.090188 |
| 5.202489 | 0.087538 |
6、线性拟合，确定凝析气的原始地质储量
根据多组所述X的值和多组对应的所述Y的值采用线性拟合确定所述Y随所述X变化的直线关系式，如图6所示，其中，拟合的一次函数式为：Y＝-0.00840292X+0.13125361。
根据公式
凝析气的原始地质储量Gws为15.62(108m3)。
7、计算天然气在井流物中所占比例
根据公式：
即天然气在井流物中所占比例为0.974，因此天然气原始地质储量G＝Gwsfg＝15.21(108m3)，凝析油原始地质储量N＝10ρlG/GOR＝23.424(104t)。
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示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。在本发明的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。
在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接或彼此可通讯；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系，除非另有明确的限定。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。
Claims (10)
1.一种凝析气藏动态储量的评估方法，其特征在于，所述凝析气藏动态储量的评估方法包括：
获取井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数、原始凝析气的体积系数、凝析气偏差系数和天然气在井流物中所占比例；
根据气藏储层参数、生产动态数据、所述井流物累计产量、所述综合孔隙压缩系数、所述凝析油与凝析气的两相体积系数、所述原始凝析气的体积系数和所述凝析气偏差系数确定凝析气的原始地质储量；
根据所述凝析气的原始地质储量和所述天然气在井流物中所占比例确定天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量。
2.根据权利要求1所述的凝析气藏动态储量的评估方法，其特征在于，获取所述井流物累计产量、所述综合孔隙压缩系数、所述凝析油与凝析气的两相体积系数、所述原始凝析气的体积系数、所述凝析气偏差系数和所述天然气在井流物中所占比例之前，还包括：
统计所述气藏储层参数和所述生产动态数据；
所述气藏储层参数包括气藏储层温度、凝析气藏原始地层压力、基质系统孔隙度、裂缝系统孔隙度、基质压缩系数、裂缝压缩系数、地层水压缩系数、原始含水饱和度、凝析油密度、地层水体积系数、凝析油的分子量、累计生产气油比和凝析气的相对密度；
所述生产动态数据包括凝析气藏平均地层压力、累计产气量、累计产油量、累计产水量、累计水侵量、气相水蒸汽体积分数和气藏反凝析液量。
3.根据权利要求2所述的凝析气藏动态储量的评估方法，其特征在于，获取所述井流物累计产量包括：
统计所述累计产气量、所述累计产油量、所述凝析油密度、所述凝析油的分子量；
根据所述累计产气量、所述累计产油量、所述凝析油密度、所述凝析油的分子量计算所述井流物累计产量；
所述井流物累计产量的计算公式为：
其中，Gwp为井流物累计产量(折算成气相后的体积)，单位为108m3；Gg为累计产气量，单位为108m3；Nc为累计产油量，单位为108m3；ρl为凝析油密度，单位为kg/m3；Ml为凝析油的分子量，单位为kg/kmol。
4.根据权利要求2所述的凝析气藏动态储量的评估方法，其特征在于，获取所述综合孔隙压缩系数包括：
统计所述裂缝系统孔隙度、所述裂缝压缩系数、所述基质系统孔隙度和所述基质压缩系数；
根据所述裂缝系统孔隙度、所述裂缝压缩系数、所述基质系统孔隙度和所述基质压缩系数计算所述综合孔隙压缩系数；
所述综合孔隙压缩系数的计算公式为：
其中，Cp为综合孔隙压缩系数，单位为MPa-1；φf为裂缝系统孔隙度，无因次；Cf为裂缝压缩系数，单位为MPa-1；φm为基质系统孔隙度，无因次；Cm为基质压缩系数，单位为MPa-1。
5.根据权利要求2所述的凝析气藏动态储量的评估方法，其特征在于，获取所述凝析油与凝析气的两相体积系数和所述原始凝析气的体积系数包括：
统计标准状况下压力、气相在标准条件下的温度、井流物在标准条件下的偏差系数、所述凝析气藏平均地层压力、所述气藏储层温度、所述凝析气藏原始地层压力和所述凝析气偏差系数；
根据所述标准状况下压力、所述气相在标准条件下的温度、所述井流物在标准条件下的偏差系数、所述凝析气藏平均地层压力、所述气藏储层温度、所述凝析气藏原始地层压力和所述凝析气偏差系数计算所述凝析油与凝析气的两相体积系数和所述原始凝析气的体积系数；
所述凝析油与凝析气的两相体积系数和所述原始凝析气的体积系数的计算公式为：
其中，B2g为凝析油与凝析气的两相体积系数，单位为m3/sm3；psc为标准状况下压力，单位为MPa，其数值等于0.101325MPa；Tsc为气相在标准条件下的温度，单位为K，其数值等于293.15K；Zsc为井流物在标准条件下的偏差系数，无因次，其数值等于1；p为凝析气藏平均地层压力，单位为MPa；T为气藏储层温度，单位为K；Zw为凝析气偏差系数，无因次；Bgi为原始凝析气的体积系数，单位为m3/sm3；pi为凝析气藏原始地层压力，单位为MPa；Zi为气藏原始凝析气的偏差系数，无因次。
6.根据权利要求2所述的凝析气藏动态储量的评估方法，其特征在于，根据所述气藏储层参数、所述生产动态数据、所述井流物累计产量、所述综合孔隙压缩系数、所述凝析油与凝析气的两相体积系数和所述原始凝析气的体积系数确定凝析气的原始地质储量包括：
根据物质平衡法确定所述凝析气的原始地质储量的关系式；
根据所述关系式确定所述凝析气的原始地质储量；
所述凝析气的原始地质储量的关系式为：
其中，Gws为凝析气的原始地质储量，单位为108m3；Swi为原始含水饱和度，无因次；Cw为地层水压缩系数，单位为MPa-1；Cp为综合孔隙压缩系数，单位为MPa-1；pi为凝析气藏原始地层压力，单位为MPa；p为凝析气藏平均地层压力，单位为MPa；B2g为凝析油与气的两相体积系数，单位为m3/sm3；Bgi为原始凝析气的气相体积系数，单位为m3/sm3；ρl为凝析油密度，单位为kg/m3；Ml为凝析油的分子量，单位为kg/kmol；Sl为气藏反凝析液量，小数；xw为气相水蒸气体积分数，小数；T为气藏储层温度，单位为K；Zw为凝析气偏差系数，无因次；R为通用气体常数，等于0.008314MPa·m3/(kmol·K)；psc为标准状况下压力，单位为MPa；Zsc为井流物在标准条件下的偏差系数，无因次；Tsc为气相在标准条件下的温度，单位为K；VHC为气藏气相孔隙体积，单位为108m3；Wp为累计产水量，单位为108m3；We为累计水侵量，单位为108m3；Bw地层水体积系数，单位为m3/sm3。
7.根据权利要求6所述的凝析气藏动态储量的评估方法，其特征在于，根据所述关系式确定所述凝析气的原始地质储量包括：
引入计算参数X和计算参数Y；
令：
根据多组所述X的值和多组对应的所述Y的值采用线性拟合确定所述Y随所述X变化的直线关系式；
根据所述直线关系式的斜率和截距确定所述凝析气的原始地质储量。
8.根据权利要求7所述的凝析气藏动态储量的评估方法，其特征在于，根据所述直线函数关系式的所述斜率和所述截距确定所述凝析气的原始地质储量的公式为：
其中，Gws为凝析气的原始地质储量，单位为108m3；b为直线关系式的截距，MPa/K；m为直线关系式的斜率的绝对值，MPa/(K·108m3)。
9.根据权利要求2所述的凝析气藏动态储量的评估方法，其特征在于，获取所述天然气在井流物中所占比例包括：
统计所述累计生产气油比、所述凝析油密度、所述凝析油的分子量；
根据所述累计生产气油比、所述凝析油密度、所述凝析油的分子量计算所述天然气在井流物中所占比例；
计算所述天然气在井流物中所占比例的公式为：
其中，fg为天然气在井流物中所占比例，小数；GOR为累计生产气油比，单位为m3/m3；ρl为凝析油密度，单位为kg/m3；Ml为凝析油的分子量，单位为kg/kmol。
10.根据权利要求2至9中任意一项所述的凝析气藏动态储量的评估方法，其特征在于，根据所述凝析气的原始地质储量和所述天然气在井流物中所占比例确定所述天然气的原始地质储量和所述凝析油原始地质储量的公式为：
G＝Gwsfg；
N＝10ρlG/GOR；
其中，G为天然气的原始地质储量，单位为108m3；Gws为凝析气的原始地质储量，单位为108m3；fg为天然气在井流物中所占比例，小数；N为凝析油原始地质储量，单位为104t；ρl为凝析油密度，单位为kg/m3；GOR为累计生产气油比，单位为m3/m3。
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|---|---|---|---|---|
| CN114997083A (zh) * | 2022-06-09 | 2022-09-02 | 常州大学 | 一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法 |
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2022
- 2022-01-17 CN CN202210050688.9A patent/CN114493212A/zh active Pending
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| CN114997083B (zh) * | 2022-06-09 | 2023-08-08 | 常州大学 | 一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法 |
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