编 分析项 号目
储量 3 核实
分析内容
地质储量 可采储量 单井控制储量
分析目的
主要分析手段
1.提高储量级别
1.根据综合方法和不断加深的
2.确定开发规模、地面工程 资料用容积法计算储量
和下游工程准备
2.用物质平衡法核实动态储量
3.为数模、动态分析、开发 效果评价提供依据
3.用试井法确定单井控制储量
驱动 1.分析确定气藏驱动类型 1.为制定开发方案油工程学院
22
2．水侵体积系数法
由物质平衡方程，忽略压降所引起的束缚水膨胀和 孔隙体积减小时：
1 R 1
R Gp G
pZi
pi Z
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对于定容封闭气藏，采出程度（R）和相对压力系数 （Ψ）为45°下降直线；而对于水驱气藏，由于ω<1，因 此R与Ψ的关系曲线为大于45°的线。
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法国对油气藏分类（2）：
项目
油气藏类型
原始生产气油比（m3/m3）
油罐油相对密度
油罐油（°API）
储层中相态转化点
油罐油色泽
C7+%（摩尔） 原油泡点体积系数
黑油
<312 >0 <46 泡点 黑 >20 <2.0
挥发油
312—570 <0.8215
>40 泡点 有色 20—12.5 >2.0
分析
用潜力预测
段采出程度和最终采 收率
井、油气水界面监测成果， 绘制生产剖面
4.压降曲线
编 分析项 号目
分析内容
分析目的 主要分析手段
1.钻井井斜、井眼变化，井底污染状 1.为修井作业 1.工程测井
况
提供依据
2.试井分析
7
钻井， 完井与 采气工 艺措施 效果分
2.完井方式、射孔完善程度 3.产液、带液能力与管柱摩阻损失 4.井下油套管破裂、井壁垮塌与产层 掩埋情况
类型 2.水驱气藏边界条件分析， 2.确定气藏采气速度、布井 分析采气速度与压降速度
4
的确 定
产水观测井产量、压力及水 方式和气井合理生产工作 面变化，分析判断水源、侵 制度，制定技术政策
2.分析观测井地层压力变化趋 势，气水界面变化趋势
入机理、水侵速度，计算水 3．为动态监测、数值模拟
侵量
提供依据
2.为增产、提 高采收率，采 取适当的工艺 措施提供依据
3.井口带出物 分析
析
5.修井、增压、气举、机抽、泡排、
水力、喷射泵、气流喷射泵等工艺措
施效果
二、气藏动态分析的主要技术
气藏动态分析技术是提供气藏开发全过 程动态信息技术，目前国内外主要应用地震、 地球物理测井、地球化学、气水动力学和气 藏数值模拟等技术来分析气藏生产动态，并 由点（气井）的监测、分析发展到整个气田 乃至成组气田开发过程实施全面监测和分析。
第三节 气藏类型的分析判断
根据地层烃类体系的组成和相态性质，气藏可 分：干气气藏、湿气气藏和凝析气藏。
根据驱动方式，气藏可分：气驱气藏、弹性水 驱气藏和刚性水驱气藏。
根据储层结构的不同，气藏又分为：孔隙性碎 屑岩气藏和裂缝性碳酸岩气藏。
根据纵向剖面上产层的多少可分：单层气藏和 多层气田。
法国对油气藏分类（1）：
气藏开采 状况、储
1.压力系统变化、层间窜流 及地层水活动情况
1.复核动态储量 调整产能布局
1.分井 、分区产量统计分析 2.测出结果分析不同时期的 压力等值图
量动用程 2.单井、分区块全气藏采气
6 度及剩余 量、采出程度
3.确定稳产年限、阶 3.利用生产测井、水淹层测
资源潜力 3.剩余可采储量分布与未动
1
水驱
ψ
定容
封闭
0
R
1
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3、视地质储量法（Havlena—Odeh法） 由物质平衡方程
Eg
F E fw
G
We Eg E fw
Ga
F GpBg WpBw
Eg Bg Bgi
E fw

Bgi

CwSwi C 1 Swi
f
p
3.生产测井
编 分析项目
号
分析内容
分析目的
主要分析手段
1.日常油气水生产动态资料
5
气井、气 藏生产能 力分析
1.气井绝对无阻流量、采气 指数
2.气藏高、中、低渗透区产 能分布特征
1.为气井、全气藏合 理配产提供依据
2.确定井网合理性及 调整井井位
2.关井压力恢复试井、系统 试井
3.地层测试成果
4.压降曲线
We Ch
t pi p dt 0 lg at
dwe dt
Ch
pi p lg at
Hurst水侵系数， m3/(MPa.d )
时间换算 系数
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3）非稳态公式
（赫斯特和范.艾弗丁根：Hurst—van Everdingen公式）
当气藏天然水域较大时，在压力降尚未传递到天然水域 外边界时，且一般气藏中压力降不可能很快波及到整个天 然水域，是一个非稳定渗流过程。非稳定水侵量的计算， 视不同流动方式和内外边界条件，分以下几种情况求解：
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对于定容封闭气藏:
F G
Eg E fw
记为：视 地质储量Ga
Ga
水驱
定容封闭
0
Gp
定容封闭气藏的Ga与Gp之间关系为一条水平线；若有水驱 作用，则We不断增加，Ga与Gp为曲线
4.水侵量的解析计算
1）稳定状态公式
最简单的是薛尔绍斯（Schilthuis）稳态模型
油=∈（C1—C4）+（C5+） 地下
（∈表示微量之意） 地表
稀油：相对密度（d）<0.86
气/油
常规油： 0.86<d≤0.92
生产气油比（GOR）<<稀油 GOR
稠油：d>0.92
∈气/油
地下
气=C1+C2－C4+∈（C5+） 地表
干气：C1 mol%≥90% 湿气：80%<C1<90%
气 气/∈轻烃液
一、气藏动态分析的主要内容、目的和手段
编 分析 号 项目
分析内容
分析目的
主要分析手段
气藏 连通 1 性分 析
1.储层纵、横向连通性 2.断层分布及分隔情况 3.压力与水动力系统 4.油气水分布边界
1.综合应用地质、物探、测
1.计算储量（容积法和压 井、录井、试采和试井等成
降法）
果
2.确定开发单元与布井方 2.干扰试井、压力恢复试井、
t
We Cs ( pi p)dt 0
qe

dwe dt
Cs ( pi

p)
某时间t时气水边界 处压力（一般用气 藏平均压力代替）
水侵系数， m3/(MPa.d )
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2）修正稳态公式（赫斯特---Hurst公式）
水侵常数 Cs 与天然水域的储层物性、流体物性、边界形 状等有关。开采实践表明：Cs 并不是一个常数，而是一个 与时间有关的变量。Hurst 于1943年提出如下修正式：
（1）径向供水区系统
We B pD Q(tD )
无因次水 侵量
tD

8.64
10 2

kt wCe' rg2
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水侵系数： B 2rg2hCe'
水侵角
（2）线性供水区系统
We B pDFk (tD )
tD

8.64
10 2

kt wCe' L2
水侵系数： B bLhCe'
无因次水 侵量
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4）实例 (自学，见教材P200—202)
5.水驱气藏储量和水侵量计算新方法探索
水驱气藏储量、水侵量计算和动态分析预测较难。
1）缺乏含水区所必须的数据，如孔隙度、渗透率、厚度和 流体性质等 气藏天然水侵问题，在气藏工程中比其它任 何问题都具有更多的不确定性，具有多解性。
5、层系划分是否合理？每口井、每一层的供气能力 与井的排气能力是否协调？如何实现最佳开采？
6、气井工程有什么问题？采取何种措施？效果和经 验教训？
7、对处于不同开发方式的气井、气藏在不同开发阶 段，应采取何种工艺措施来改善开采条件、提高开发 效果？各种工艺措施的效果评价？
8、如何选定适当的数值模拟模型，在历史拟合基础 上，对单井及全气藏开采动态进行模拟？对开采动态 进行预测，并给出最佳的开发、调整及挖潜方案。

GBgi

CwSwi C 1 Swi
f
p
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附：油藏物质平衡方程通式
N
N p Bt (Rp Rsi )Bg (We Wp )Bw
Bt

Bti

mBti
(Bg Bgi ) Bgi

(1
m)
Swc Soi
Cw

Cf Soi
1、储层、井间是否连通？压力、水动力系统是 否统一？油气水边界是否确定？
2、开发方式是否合理？天然能量是否充分利用？如 果存在边水或底水，水体活动规律如何？它对开发过 程有何影响？
3、对于裂缝性气藏，裂缝的发育特征与规律是什 么？在开发过程中起什么作用？