气藏基础数据计算

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1、第一章气藏基础数据计算及处理方法气藏中存在的主要流体是天然气和水。对储层中流体物性的评价是气藏工程研究的首要环节。由于储层流休物性参数是气藏工程的重要参数，因此在可能的情况卜•，应当在实验室屮进行测定。然而在实际气田开发和仝产中不易获得更多的实测值（特别对新开发的气藏），因而采用以最少的、容易收集的参数来准确地估算储层流体的物性参数显得十分必要。依据储层流体物性参数是圧力、温度、天然气相对密度以及有-关气体摩尔组分或地层水矿化度的相关函数，我们在对比分析研究的基础上，从国内外的许多相关经验公式中，筛选出了一•套最佳的经验公式，用来计

2、算储层流体的高压物性参数。储气层岩石的物性参数件（0,K,Cp,Pc…）在气藏开发方案的制定和气藏动态分析中也是十分重要的参数。将实测岩心数据正确处理并校正到储层条件下，或衣缺乏实测数据情况下，有效地估算这些参数值，対储量计算和气藏评价是必不可少的。储集层的热力学条件分析，有利于气藏开发模式的优选;气藏的储量大小是气田开发及地而建设规模的重要依据。木章着重介绍气藏流体物性参数的计算方法、岩石物性参数的处理技巧、储层热力学条件分析以及气藏储量计算方法等。第一节气藏气体高压物性参数计算方法地层天然气主要是指T气气藏气体、凝析气（湿气）藏

3、气体、和煤层气气体，其主要物性参数主要包括犬然气的偏差因子、压缩系数、体积系数和粘度。这些参数的计算方法较多，从众多的计算方法中,选筛出部分实用而计算精度高的方法作为木节介绍的内容。一、天然气的偏差因了z由物理学给出的理想气体状态方程式为：(1-1)pV=nRT式中：p气体压力，Mpa；V体的体积，n?:n气体的摩尔量，Kmol；—”MPa-m/R体吊数，/（Kmol-K）:T——气体温度，Ko对于真实气体，现已有数百种状态方程可以用來描述其P-V-T关系。在工程上采用授为广泛的状态方程是压缩状态方程，具表达方式为：pV=nZRT（

4、1-2）式中：Z——气体的偏差因子（也称为压缩因子，偏差系数）。它表示同一质量的气体在某一温度和压力条件下的真实体积与理想体积之比，即：(1-3)Vactual^ideal对于天然气的偏差因子，其计算方法如下述：1•拟临界压力Ppc和临界温度鼻的计算（1）组分分析计算方法若能实测出天然气的组成组分数据，可借用表1-1中的有关数据计算出天然气的拟临界压力Ppc、临(2-4)(1-5)(1-6)(1-7)(1-8)(1-9)(1-10)(1-11)(1-12)界温度匚•和视分子量Mg,即:P厂工5Sn几M厂工MM,式中：N——第i组分气

5、体的摩尔含最，f；Pci——第i组分气体的临界压力，MPa；丁“——第i组分气体的临界温度，K：Mi——笫i组分气体的分子量，。(2)相关经验公式计算方法在缺乏天然气的组分分析数据情况下，可引用下述相关经验公式:①干气Standing(1981)提供的美国加里福尼亚洲的干气相关经验：Ppc=4.6677+0.1034人-0.2586冗=93.3333+180.5556人+6.9444冗式中：人—犬然气的相对密度，无因次。在矿场也采用如下所述的干气相关经验公式。当人＞0.7WIPpc=4.8815—0.3816人行”=92.2222+

6、176.6667人当/,＜0.7时Ppc=4.7780—0.2482人Tpc=92.2222+176.6667人②凝析气(湿气)standing(1981)提供的相关经验公式为：Ppc=4.8677-3565人—0.07653冗G=103.8889+183.3333人一39.72222了；对于凝析气，矿场上也常用如下相关经验公式。当人＞().7时(1-14)Tpc=132.2222+116.6667人当Y.,<0.7时(1-15)Ppc=4.7780—0.2482人Tp（.=106.1111+152.2222人（1-16）当天然气含

7、有CO2和H2S等非坯类气体时，需作Wichert和Aziz修止。修正常数w的计算公式为:w=66・67[（Nc+Nh）09~（NC+%）"]+8・33（N带—N：）（1-17）式中：Nc——02的摩尔含量，f；Nh——H2S2的摩尔含量。fo修正后的拟临界压力和温度公式为：Ppc=Pre（Tpc-w）/[Tpc4-NH（1-Nn）w]（1■⑻Tpc=Tpc-w（1-19）若再考虑N2的影响,我们根据Smith等人的研究成果，将（1・18）、（1-19）式改为:P；=Ppc（抵-肋/%+（1-N〃）奶-1.1583（心）（1-20）

8、龙•讥-⑷-149.44（心）（1-21）式中：N——N?的摩尔组分含量，f。2.拟对比压力Ppr和拟对比温度Tpr(1-22)(1-23)式中：P气体压力，Mpa；T——气体温度，Ko3.天然气偏差因子Z的计算1974年，Dranc