气藏基础数据计算

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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（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+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）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，Dranchuk,Purvis和Robison等人在拟合Standing—Katz图版的基础上，提出了计算偏差因式Z的如下牛顿迭代法：P：'心）(1-24)式中:f(pr)=ap(；+bp：+cp；+d0+/；(l+〃；)exp[—〃：]_g(1-25)f(A)=6ap：+3bp；+2cpr+d+%；[3+(3一2fp;)]exp(-亦)(1-26) 其中：a=0.06423b=0.5353—0.6123c=0.3151Tpr-1.0467-0.5783/^d=Tpre=0.6816/T；.f=0.6845g=0.27PprP.0.27P”(1-27)二、天然气的压缩系数天然气的压缩系数，是在恒温条件下，当每改变单位压力时，单位体枳气体的体积变化量，即:(1-28)(1-29)丄—丄翌pZdp山询而确定Z值的相关经验公式可知，Z是拟对比压力和拟对比温度Tp「的函数。因此，为便于根据天然气偏差因子Z的相关经验公式，推导出计算压缩系数Cg相应公式。□=1az(1'30)巴宀川+万祈I式中：学=-4-[5“；+2bp；+cpr+2ep沁"p：-厂p：)exp(—〃；)](1-31)PrTpr(1-31式中的各系数a,b,c,d,e,f与(1-25)、(1-26)式中的系数相同。三、天然气的体积系数天然气的体积系数是指在地层条件下，某一摩尔量气体山冇的实际体积，除以在地面标准条件下同样摩尔量气体占有的体积。可以表示为：B亠込d-32)'匕CPZSCTSC式中：Bg——天然气体积系数；VR——天然气的地下体积量，m3——在地而标准条件下天然气体积量，mlPsc——地面标准压力，MPa；Tsc——地面标准温度，K：Tf——地层温度，K；P——地层压力，MPa； zsc——地而标准条件下气体偏差因子。在实际计算时,通常取Zsc=l・O,而当Psc=0.101MPa,Tsc=293K时,由(1-32)式得：ZTfB.=3.447X10~4——(1-33)=P四、天然气的粘度天然气粘度计算方法较多，本文给出适应计算机编程而计算结果较好的Dempsey方法。第一步用Carr,Kobayashi和Burrovos(1954)提出的计算公式计算出在地层温度和O.lOIMPa压力条件下的粘度值“划：如=(1.709x10-5-2.062xlO-人)7；+&188xl0~3-6」5xl()Tg人+MJ8.48xlOTg人+9.59X10F33(1-34)+^c[9.08xl0-3lg^+6.24x107]+“[8.49x10%人+3.73x10」]式中：Tr—气藏温度，°F。第二步用Dempsey(1965)提出的计算公式，将“如校止到地层压力下的粘度值“厂ln［Tp「•产］=a()+如匕”+°2臨+5此(1-35)"gl+璟。8+。10曲+為忒］+◎⑷2+坷4必+%曲］a8=-7.93385684X10_,a9=1.39643306aio=1.49144925X10'1aI1=4.4105512Xl(y3a|2=8.39387176X10'2al3=-1.86408848XI0'1a14=2.03367881XIO2a,5=-6.09579263X10'4式中:ao=2.462118203)=2.97054714a2=-2.86264054X10_|a3=8.05420522X10'304=2.80860949a5=-3.49803305a6=3.6037020X10'1a7=-l.04432413X10-2式中：——气井凝析水的产量，m3/d；qg——气井的气产104m3/d；WGR——水气比nr7104n?；T——气藏的地层温度；。C：P——气藏的地层压力，MPa；S——氯化钠(NaCl)含量，％C——矿化度校正系数。第二节地层水的物性参数计算在气藏中至少存在束缚水，有的气藏述存在着边水或底水，均称为地层水。在气藏工程有关计算 中，常涉及到地层水的物性参数：它主要包括溶解气水比、压缩系数、地层水体积系数和粘度。若不是备取样和实验测定的条件，可采用本节介绍的相关经验公式计算。一、溶解气水比溶解气水比系指标准状况下1立方米的水在气藏温度、压力条件下所溶解的天然气在标准状态下的体积数。McCain捉出了一个用来估算溶解气水比的关系式：(1-36)(1-37)(1-38)(1-39)|q[-().()71()636x5x(T+17.78)_0-285854|RvswpRswp=0.17825(A+Bp+Cp2)A=8.0488一6.12265xIO-2(T+17.78)+1.91663x10"4(T+17.78)2一2.1654X10-7(T+17.78)2B=9.969124X10-3-7.44241x10~5(T+17.78)+3.05553xlO-7(T+17.78)2-2.94883x10-°(T+17.78)3C=-IO-7[8.79337-0.130237(7+17.78)+8.53425xW4(T+17.78)2(站—2.34122x10“(T+17.78f+2.37049x10-9(T+17.78)4|式中：S——盐度(或地层水矿化度)，％(重量百分数)；T——温度，°C；Rsw溶解气水比，sm3/m3oRswp——溶解气与纯水的体枳之比，smWo二、地层水的压缩系数地层水的压缩系数取决于压力、温度、天然气在地层水小的溶解度以及地层水的矿化度。当已知气藏的地层压力、地层温度和天然气在地层水中的溶解度之后，可由如下的相关经验公式计算地层水的压缩系数：Cw=1.4504x10_4[A+B(1.8T+32)+C(1.8T+32)2]x(1.0+0.049974RQ(Ml)式中：A=3.8546-1.9435XW2pB=-1.052X10_2+6.9183X10'5pC=3.9267XIO-5-1.2763X10'7p(2“,=地层水压缩系数，1/MPa；丁=地层温度，°C；P=地层圧力，MPa；Rs、v=天然气在水中的溶解度，smWo三、地层水的体积系数地层水的体积系数被定义为气层条件下水的体积V、vf与标准状况下纯水(即脱气水)的体积Z比， (1-42)(1-43)(1-44)(1-45)(1-46)(1-47)(2-48)(1-49)(1-50)(1-51)McCain给岀了佔算地层水体积系数的下列关系式:氏=(1+M/Q(1+A%)△匕=-5.7325x10一3+2.40104xl0_4T+1.78412x10_6(T+17.78)2AVu./?=-5.0987xIO-7p(T+17.78)-6.54435x10-9p2(T+17.78)-5.20574xl0~5p—4.74029xIO-6p2式中：p——地层压力，MPa；T——地层温度，°Co四、地层水的粘度1.McCain提出了计算大气压和气藏温度下水的粘度的关系式：〃点二A(I.87+32)BA=109.574一8.40564S+0.313314S2+8.72213x10_353B=-1.12166+2.63951x10_25-6.79461xlO^S2-5.47119x10'553+1.55586xW6S4式中：T——温度，°C；S——盐度，重量％上式的精度为95%。2.在气藏压力下的地层水的粘度如=0.9994+5.8443x10」”+6.5342x10巧/异当地层压力小于68.95MPa时，上式精度为96%。五、地层水的密度在地层条件下，确定纯水密度的相关经验公式为：p“=0.996732-4.61464xl0_5r-3.06254xl0_6T2若考虑矿化度的影响，则得到下式：At.=1.08388-5.10546x10_4T-3.06254x10-6T2式中：T——地层温度，°CP、vp地层条件下纯水的密度，g/cm pw——地层水的密度，g/cm3o第三节储层岩石物性参数估算及实测数据处理气藏由储层岩石和储层流体所组成，了解储层岩石的特性与了解储层流体物性有着同等重要的意义。储层岩石物性资料是进行气藏评价和编制气藏开发方案必不可少的重要参数。1.3.1岩石孔隙度统计分析岩石的孔隙度，是衡量岩石孔隙空间储集能力的一个重要参数。储层岩石孔隙度定义为：岩石木身的孔隙体积与岩石体积Z比值。由于在汕、气藏的储量计算小所需的孔隙度为地层条件下有效孔隙度,分析因此，除测井方法解释的孔隙度外，对于地面岩心的冇效孔隙度，需要进行校正。陈元千根据我国大利、吉林、江汉等四个汕川37块岩石孔隙度的测定建立了如下的校正相关经验公式：p.=0.83680)':0427(1-52)①°——校正后的地下孔隙度，％。式中：——地面岩心分析的有效孔隙度，％；该相关经验公式的相关系数达0.9973,标准差仅为0.44%o因此可以用于其他砂岩油IH孔隙度的校正工作。各汕山可在实验的基础上统计出H己的孔隙度校正关系式。储层有效孔隙度的随机分布，一般局于正态分布，如图1一1所示。平均值的计算常采用算术平均法、厚度加权平均法等，即算术平均值：(1-53)厚度加权平均值:(1-54)严格地讲，岩石孔隙度的平均值应以储集能力相等作为计算的依据，即 2adZTUL(1-55)二、储层岩石渗透率数据处理渗透率是储层岩石让流体通过能力的重要量度，它是储层评价、产能计算、动态预测和采收率估算的一个重要参数。1.气测渗透率的数据处理及校正根据达西定律和气体质量流量的连续性方程，可得气测渗透率的表达式：(1-55)式中：Psc——地面标准压力，Pa；Tsc地而标准温度，K；J——地面标准条件下的气体偏差因子；Z——测试岩样条件下的平均气体偏差因了；T——测试岩样条件下的气体温度，K；“——测试岩样条件下的平均气体粘度，Pa-s；Pi——测试岩样的上游压力，Pa；p2——测试岩样的下游压力，Pa；小于或等于指定孔破度值的累积频率A一一岩样横截面积，m2；图IT有效孔隙度的正态分布L岩样长度，m；qsc一一地面标准条件下的气体流量，m%K——储层岩石渗透率，nA当在地面常温低压条件下，利用空气测试岩样的渗透率时，考虑到Z=ZVC=1.0,T=TSCH和“二“的，(1—55)式可化为下式：(1-56)式屮的“曲为空气在测试温度下的地面粘度，Pa・So如果采用实验室小岩心的SI制基本单位时，(1-56)式则化为:(1-57)200q宀％L式中各参数的单位为:qsccm%；PairmPa・s；Lcm；PscMPa； Acm2；pi和p2MPa。研究表明：无论利用哪一种气体测定的岩心渗透率，当平均压力的倒数等于零，即l/p=0时，或者p=oo时，不同气体所测渗透率与1/尸的直线，在纵轴上截距都相等。该截距点的渗透率被称为绝对渗透率，也叫做等值液体渗透率。采用气体测定岩样的渗透率时，需测出不同压力条件下同一岩样的气体渗透率，然后用渗透率与测试平均压力的倒数作一元性回归处理，其截距则为绝对渗透率。3.总压缩系数总压缩系数定义为：压力每下降IMPa,从单位空隙体积的岩石中，依靠弹性能量所能排出的流体体积，即Ct=Cp+(Swjcw+SgCg)(1-58)总压缩系数与空隙度的乘积称为综合弹性压缩系数，它定义为压力每下降IMPa,从单位岩石外表体积的岩石中依靠弹性所能排出的流体体积，即Ca=a>Cr(1-59)式中：swi——束缚水饱和度，小数；sg——含水饱和度，小数；Cw——水的压缩系数，1/MPa；Cg——气的压缩系数，1/MPa；Ct——总压缩系数，1/MPa；Ca——综合弹性压缩系数，1/MPa。四、相对渗透率曲线的计算相对渗透率Illi线是气藏开发小最重要的基础数据之一，它被运用于气藏数值模拟，动态分析与预测等许多方面。因此，国内外许多专家长期致力于从事许多渗透率曲线的研究。在一•般可能的情况下，油气III都采用实验测定方法直接获得相对渗透率川1线。但是，要获得比较成功的相对渗透率，需要在模拟地层流体性质的条件下，采用比较梢密的实验仪器进行测量。然而，山于测试仪器的缺乏和测试技术的限制，尤其是测试中岩样的末端效应的影响，致使完全模拟地层条件下的数据很难获得。因此，国内外许多石汕工作者着手研究间接的方法，例如采用相关经验公式计算。下面是一些著名学者提出的常卅相关经验公式。1.相对渗透率概念在实际的油、气藏岩石中，常常是油水两相共存或油气两相共存或气水两相共存，甚至油气水三相共存。当岩石中同时存在着两相或两相以上互不相溶的流体时，岩石对其中某一相流体的渗透能力称为该相流休的相渗透率(或有效渗透率)；而该相流体的相渗透率与岩石的绝对渗透率之比称为该相流体的相对渗透率。例如对油水两相系统: 对于气水两相系统(1-60)(1-61)(1-62)(1-63)式中：瓦八Kg、Kw——分别为油、气、水的相渗透率，pn2；K「。、Krg>Knv——分别为汕、气、水的相对渗透率，无因次;K一一储层岩石的绝对渗透率，“加‘。在矿场的实际应用中，基于实验测试原理和油、气藏动态分析实质，黄炳光于1992年提处了实用相对渗透率概念。对于气水两相共存的气藏，可采用下面的表达式定义其相对渗透率：(1-64)(1-65)式中：Kg(Sw=Swi)——束缚水饱和度条件下，气相的有效渗透率。2.两相相对渗透率的经验公式国外学者提出过许多处理气水两和流动的相关经验公式，根据我们的实践，Pirson提出的关对对于水湿砂岩驱替过程的气水两相相对渗透率的相关经验公式具冇较强的实川性，其表达式为：(1-66)K=(1—S)[1-5,/451/2],/2rgwe八wehtJ=S3/2we(1-67)式中:Swe=Sw-Swi为润湿相的有效饱和度。f。Sw——含水饱和度，f；Swi——束缚水饱和度，f。五、气水两相相对渗透事曲线的归一化处理我们知道，対于一个具体的气藏，山于取心分析的岩样具有不同的渗透率和孔隙度。所以测得的相对渗透率曲线是不相同的。因此，如果随意选择某一岩样的相对渗透率曲线描述整个气藏的多相共渗特 征而用于气藏工程和气藏数值模拟等方而的计算是不合理的。陈元千提出：正确的方法应当是按照气藏的特征，依据不同的渗透率和孔隙度，选择若干条有代表性的相对渗透率曲线，在此基础上进行归一化处理，从而得到能够代表气藏的平均相对渗透率曲线。1.方程的建立气水标准化相对渗透率的定义及表达式：k；严(s：y(1-68)UY(1-69)式屮:O©/心,(SQ(1-70)k；=kjkjsg(1-71)S：v=(Sw-Swi)/(-Swi-Sgr)(1-72)气水标准化相对渗透率的对数与有效湿相饱和度的关系:分别对(1—68)、(1—69)式两边取对数，得IgK；=algS：(1-73)lgK；"lg(l—S：)(1-74)同时,改写(1—70)、(1-71)和(1-72)式,得:(1-75)K厂K；g・KJSJ(1-76)S>V=S：(1-Swi-Sgr)+Swi(1-77)式中：——标准化水的相对渗透率,f;K；——标准化气的和对渗透率，f；S：——标准化含水饱和度，f； Krw——水的相对渗透率，f；Krg——水的相对渗透率，f;Sw——含水饱和度，f；swi—束缚水饱和度，f；sgr—残余气饱和度，f；Knv(Sgr)——残余气饱和度下水的相对渗透率，f；Krg(Swi)束缚水饱和度下气的相对渗透率；a、b——取决于空隙结构和润湿性的常数。第四节地层热力学条件分析我们研究的对象是气藏，通常它是深埋在地的。因此，气藏是既承受着压力，而乂同时处在地球的温度场屮，即气藏处于一定的热力学条件Z下。少此同吋，气藏中的岩石和流体的一些物理和物理化学性质乂与这种热力学条件有密切的关系。山此可借助于气藏的热力学条件來分析和计算气藏中岩石、流体的性质以及进行有关的工程分析。一、地层温度气藏的温度来自地球的温度场，即由温度很高的热能极人的地心热源向周围散热而形成的一个温度场。气藏就处于这样的一个温度场屮。在汕气藏开采过程中，其温度的变化可以从巨人的地心热源屮得到补偿，因此在开采过程中气藏中所发生的一切物理化学变化都可以看作是一个等温过程。测量气藏的温度是通过所钻井眼来实现的，釆用井下温度计测量不同深度的温度值，然后求出地温梯度和气藏的温度。1.温度一深度关系分析通常，大多数地区在地表1一2米深处为地壳的恒温带，不受地面气候的影响，其温度大致相当于当地的常年平均气温。在恒温带以下是为地热增温带，地层温度随着埋藏深度增加而升高。不同地区,地温的上升程度是不同的。为表明地层温度的变化，常使用地温梯度和地温级度的概念。地温梯度是指地下埋藏深度每增加100米，地层温度增高的度数，可表示为;GtlOO(T-r)H-h(1-86)式中：Gt——地温梯度，°C/100米;T一测温点的温度，°C；t一一恒温带或当地大气的年平均温度，°C；H—测温点的深度，米；h—叵温带的深度，米。 地其常藏的导以的真地温级度是指地温每增加1°C,所盅埋藏深度的增加值，它是梯度的倒数，若以Dt(米/°C)表示地温级度，则有：TT-t(2-87)地温梯度或地温级度的变化较复杂，它受岩石性质(主要是热率)和局部地区的地质条件的影响。在大多数的沉积岩层中常每1()0米埠深增加3°C作为正常的地温梯度。然而，很多地区汕气地温梯度常常低于或高于这一数值。因此，为了求得汕气藏温度实数值，对每个汕气藏都需要进行具体的测量。FI前一般研究两种“温度〜深度”的关系曲线。①温度与井深关系曲线在直角坐标系中，描出温度与井深之间的离散点,并绘出恒温带温度与井底温度之间的连线，借此研究分析温度在不同的井筒位置处的情况及其变化规律，帮助确定油气井生产或注人层段及流体的类型。②温度一层深关系曲线与前一种情况相似，只是利川各井储层部位的测试资料作图。图1-7气层出气降温示意图2.井温曲线的应用①确定气层出气口的位査天然气从地层进到井筒内时，产生膨胀吸热作用，致使对应井段的温度下降，在井温曲线上会出现低温异常，异常幅度与出气量有关。如图1—7所示。②判断注气井的吸气层位井中注人气以后，由于吸气层吸人冷的注人，则对应层段的井温降低，在升温曲线上表现出片常。当井内达到热平衡以后，这种异常就会消失。因此，应在井内未达到热平衡的不同时刻进行井温测井。由于吸气层比周围的地层盂要更长的时间才能恢复到地热温度，因此可以利用井温曲线上的异常来判断吸气层的位置。选择的测暈时间不同，测出曲线的异常幅度也不同。③确定水力压裂的裂缝高度无论是使川冷的或热的液体，压裂后对着压开层位的温度都会出现异常。因此可以利川这种界常,解释压开裂缝的位置及垂直缝的高度，即上下分界限。在压裂过程中，离开井筒进人地层孔隙或裂缝的压裂液温度，在停泵以前基本上变化不大，没有什么不正常的情况。在停泵的时候，井内压力重新建立平衡，井内外的液体流动基本上停止。但在压裂后进行井中温度的测量吋，发现对着裂缝的井温有界常显示。这种现象是山于停泵后并筒中各点温 度恢复（用温度较低的压裂液）或衰减速度（用温度鮫高的压裂液）的快慢不同。停泵后rti于井筒内外的液体流动基木上停止，因此町以忽略热传导中的对流作用。面对着没冇产生裂缝地层的井筒温度或対着液体径向流人地层孔隙的井筒温度的恢复或衰减都是山于不稳定的径向导热的结果。对着产生裂缝的地层井筒温度的变化，则是由于不稳定的单向导热。根据热水相似的理论,可以得知从井筒径向地向外传热的速度，大于从缝中单向地向外（或向裂缝）的传热速度。因此，面对有裂缝地层井筒内的温度恢复（或衰减）比没有裂缝地层的要慢，这就是产生不正常温度分布的原因。井温曲线异常的幅度取决于流人裂缝的时间，液体与地层的温度差及停泵后测量的时间。停泵测试前如井屮没有反吐现象，裂缝高度（上、下界限）由温度曲线发生急剧变化的地方标出；如有反吐现象,井温分布受到十扰，有时则在变化比较缓和的地点标出。除了上述用途外，井温曲线还可用于判断管外窜槽、确定水泥上返高度、检查注水泥的质虽、确定套管破裂漏泄的位置等方而，其基本原理大同小界。二.地层压力地层内流体所承受的压力称为地层压力，有时乂称为气藏压力或孔隙压力。在许多情况下.气藏不但与周围的广大水体相连通，而通常还冇水源补给。因此，地层压力常常等于或相当于其埋深的静水柱压力，二者的比值在（）.9〜1」之间。在矿场上，常将气藏实测的地层压力与同一深度的静水柱压力Z比称为压力系数。对于气藏，当压力系数大于1.1,称异常压力气藏；当压力系数小于0.9者，称异常低压气藏。但在白然界屮，异常低压气藏极少，异常高压气藏则可经常发现。对于气藏而言，异常高压气藏的压力系数大于1.5。异常高压气藏具有地层压力高、温度高和储层封闭的特点。在气藏开发Z前，地层中没冇气流动，此时整个气藏中的压力处于平衡状态。但是，在气藏不同部位的气井屮测得的压力值随其埋深而有差别。这种压力差值相当于与埋深的差别和应的气柱的静水压力。因此，需要将气藏中各井点上测得的压力值转换到同一基准面上，这一转换后的压力就称为折算压力。在原始条件下，气藏屮各点的折算压力为一常数。测定压力一般是用井底压力计进行。如果气藏为T气藏，也可在井口测量。测量中的关键问题是平衡的时间，对于低渗透的致密气藏很难判断是否达到平衡。因此，通常用不稳定试并分析方法进行间接推算。 1.压力——深度关系分析在单和流体中，流体压力与深度的关系可表示为:pf-p,=0.0098pH(1-88)(a)(b)式中：Pf——地层压力，MPa；Pt井口压力，MPa；p一一地层流体密度，g/cm由（2-88）式对深度H求导数后得到压力梯度为:(1-89)Gh=爲=0.0098/7式中：Gh——压力梯度，MPa/mo（1-89）式表明：压力梯度与地层流体密度成正比，比例常数为0.0098o由此可见，圧力梯度图直线的斜率能直接反映地层流体的密度。対于不同的地层流体，则有不同的压力梯度点线段。两条直线段的交点处，就是两种地层流体的界面位置。图1—8底水、边水气藏示意图2.压深关系曲线的应用根据上述基本原理和分析，应用压深关系111!线可以解决下述一些问题。（1）确定地层流体原始界而位置①当探井未打穿地层流体界面时 如图1—8(a)所示，井打在底水气藏的顶部，I佃图(b)则为井打在边水气藏的顶部。设井打开气层井段中部的深度为Hg；关井测得的原始地层床力为W假设气藏的气水界而位置为H纠°,气水界而处的原始地层压力为Pg、VC。由(1—89)式得:dp=G^dH(1-90)将测压位置的压力Pi和深度出以及气水界面处的压力Pgwc和深度H呼作为(1-90)积分的上、下限，即：dp=dH(1-91)积分后得：*'卩吋(1-92)若将(1-91)的积分下限改为同样深度的静水压力Pg，积分后得：P/c-PwD=Gh、v(H&wc-HJ(1・93)(1-93)式减(1-92)式，得：必一入d=(Ghw_GhJ(H叱_HJ(1-94)式屮：Ghw、GHg——分别表示气藏的含水区和含汕气区的压力梯度，MPa/mo由(2・94)式解出气水界面位置为：H^=H严厂汁595)将(2・89)式的Gh与°的关系代入(2-95)式得：H=H+1°2『也(1-96)"几一久式中：pw——地层水的密度，g/cm3,p,,地层水的密度，g/cm3o②当一口探井打在含气区，另一口深井打在含水区吋由于气藏的含水区和含水区是一个统一的水动力系统，因此这两个相连通的区必然在压力梯度图上岀现两个斜率不同的肓线段。将气水界血处的原始地层压力pgwe和位置H亦均取为一个积分限值，此时积分(1-91)式得到：%-卩吋=GHs(比-HQ(1-97)Piw~Pgwc=GHw(Hg_Hgwe)(1・98) 式中：Pi&——含水区探井的原始地层压力，MPa； 含水区探井的原始地层压力，MPa；Hw——出水探井的水层中部深度，im(1-98)式减(1-97)式得:Piw-Pig=GHwHn-GHgHg-HgwC(GHw一GHg)(1-99)由(1・99)式可得确定气水界面位置的公式为:(G旳“慣_Hg)_(0h，_Pig)Ghw_G©(1-100)将压力梯度6,与地层流体密度卩的(1-89)式关系分别代入(2-100)式得:£wc(P^Hw_久Hg)_102(血_Pig)Pw一P8(1-101)(2)判断储集层的压力系统将气层分为不同压力系统的主要原因是气层岩性变化和构造作用。因此，在利用测压资料判断压力系统时，要充分利用气藏的地质资料，将气层岩性物性变化、断层密封悄况以及圈闭类型等资料与测压资料结合起来，通过综合分析，才能作出正确的判断。假定一背斜构造，只钻了A、B两口井，A井岀水，测得压力mB井钻遇两个水层，测得压力ps、P2。那么这两个层是否属于同一水动力学系统，事先并不知道。此时可作压力深度图，由压深关系曲线即可肯定该构造内至少存在两个压力系统。后乂在构造顶部钻了C井，由该井测得含气部分压力P6、P4和含汕部分压力P5,按压深关系曲线的做法，将这些资料绘在压力深度图上，即可发现Pl、P2、P4和P5属于同一储集层，储层中自上而下分布着气、汕和水。而P3和P6属于另一储集层，存在着气和水。如图2—9所示。因此，应用压力深度图即可查明该构造内含油气层的压力系统和流体的分布情况。 第五节气藏气藏储量是要成果，也是气田气田综合评价的重开发的物质阜础。本储量计算节介绍了四种方法用于不同类型气［□储最和可采储最的计算。一、容积法计算气田储量容积法是储量计算方法中一种应用最为广泛的方法，对不同圈闭类型、储集类型和驱动方式的气藏均可使用。它沿用的时间长，从勘探初期到开发中期都可以使用。1.气藏地质储量让算储量：G=0.01/1/2①（1—S点）厶巳1TPscZ储量丰度（单位含气面积内的储量）：Q=G//I=0.01/7（D（1-S.）'TPZ单储系数（单位气层有效厚度上的储量丰度）:(108m3)(1-101)(108m3/Km2)(1-102)SGF=G/Ah=0.01AO)(1-S^・)7TPZ(108m3/Km2>m)(1-103)式中：A含气而积，Kni2；h——冇效厚度，m；①——孔隙度，f;Swi——束缚水饱和度，f； P,——原始地层压力，MPa；T——气藏温度，K；Z,——原始地层压力下的天然气偏差因子，无因次Tsc——地而标准温度，K；一般情况下可取几=293.15«psc——地面标准压力，MPa；-般情况下可取Psc=OAOlMPa2.凝析气藏总流体的原始地质储量：G=28.9619A/?d)(l-SQ?/Z,T(108m3)天然气的原始地质储虽:：G「=Gfg式屮：Gc——凝析气藏中天然气的地质储量，10泞；fg——凝析气藏中天然气所占的摩尔分量，可由下式计算：厶=1I24056厂MoGOR式中：Mo——凝析汕的分子量，可由下面的相关经验公式确定：44.29^/(1.03-兀)凝析油原始地质储量：Nc=^y()GJGOR(l()4t)式中：Pi原始地层压力，MPa；T——气藏温度，K；Z,——原始地层压力下的天然气偏差因了，无因次；GOR——稳定生产气汕比，标米'/米3其它符号同(1-103)式;yo——凝析油的相对密度。凝析气藏油的储量丰度NQ,=二(104t/Km2)A凝析气藏油的单储系数SNF=鼻(104/Km2>m)A(1-104)(1-105)(1-106)(1-107)(1-108)(M09)(1-110)二.单元体积法计算气田储量 1.气藏地质储量计算单元储量：G)=0.0M./?,0).(1-Swii)Tsc9Pij(10xm3)(1-111)；7JJJTjUZj气藏储量:G=》Gj(108m3)(1-112)j=i式中：Aj——笫j单元的含气面积，km2；hj——第j单元的有效厚度，m；①d——第j单元的孔隙度，小数；几——地面标准温度，K；Psc——地面标准压力，MPa；Pij——第j单元的原始地层压力，MPa；号——第j单元的地层温度，K；Zij——第j单元气体偏差因子，f。2.凝析气藏地质储量计算单元总流体的原始地质储量：G}=28.9619/?;