SY/T 6098-2010 天然气可采储量计算方法 SY/T6098-2010 标准下载解压密码：www.bzxz.net

ICS 75. 020
备案号：29783--2010
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 6098-2010
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代替SY/T6098-2000
天然气可采储量计算方法
The estimated methods of natural gas recoverable reserves2010—08—27发布
国家能源局
2010一12一15实施
SY/T 6098-2010
本标准修订并代替SY/T6098-2000《天然气可采储量计算方法》。在本次修订过程中，为了尽可能满足修订前后标准的延续性，仍基本保持了SY/T6098一2000的结构，结合DZ/T0217—2005《石油天然气储量计算规范》的要求，在具体内容上进行了补充、修改和完善。
本标准与SY/T6098一2000相比，主要变化如下：册会员可适用范围增加了“计算经济可采储量”；-补充、完善了3.1的内容，增加了经济可采储量的定义；增加了3.4的内容。SY/T6098—-2000中3.4变为本标准的3.5，并补充“应重新计算经济可采储量”；
一对公式（4）、公式（8）、公式（43）中的错误进行了修改，并删减了部分公式及中间过程；对5.2，5.3的表述方式进行了修改；-增加了第7章的内容；
增加了附录B的内容。
本标准由油气田开发专业标准化技术委员会提出并归口。本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司勘探开发研究院。本标准起草人：张伦友、黄嘉鑫、吴婿。本标准代替了SY/T6098—2000。SY/T6098—2000的历次版本发布情况为：-SY/T6098-~1994;
SY/T 6220—1996。
本标准以中文和英文两种文字出版。当英文和中文两种版本有歧义时，以中文版本为准。本标准英文翻译单位：西南石油大学、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司勘探开发研究院。
本标准主要翻译人：穆曙光、赵云翔、黄嘉鑫。Ⅱ
1范围
天然气可采储量计算方法
SY/T6098-2010
本标准规定了计算技术可采储量与经济可采储量时所应遵循的原则、可采用的方法和有关技术要求。
册会本标准适用于气层气，溶解气在内的天然油气。凝析油含量中等及以下凝析气藏也可参考使用。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T19492石油天然气资源/储量分类SY/T5367石油可采储量计算方法SY/T6580石油天然气勘探开发常用量和单位DZ/T0217石油天然气储量计算规范3天然气可采储量计算原则
3.1根据GB/T19492和DZ/T0217，本标准所指的可采储量分为技术可采储量与经济可采储量。其中：
技术可采储量为现行的技术条件和政府法规下，预期从已发现的油气藏中，最终可以采出的a
天然气总量，也称最终可采储量。b）
经济可采储量是指当前已实施的或背定要实施的技术条件下，按当前的经济条件（价格、成本、新增投资等）估算的、可经济开采的天然气总量。3.2统一按本标准提出的分类指标划分油气藏类型。3.3技术可采储量应根据油气藏的开发阶段、开发方式、驱动类型等，选取合适的计算方法。对于溶解气可采储量采出程度或原油含水率大于50%的油藏，可采用统计关系曲线法，计算溶解气可采储量。
3.4经济可采储量应根据油气藏的规模、储量类别及开发状况等，选取相适应的计算方法。3.5当地质储量（复算、核算或扩边等）发生变更时，应重新计算技术可采储量与经济可采储量；随着技术、经济条件的变化或新资料的补充，需重新计算技术可采储量与经济可采储量。4天然气藏及油藏溶解气影响采收率因素分类4.1天然气藏影响采收率因素分类按影响采收率主控因素分类，天然气藏可按衰竭式开发方式细分为气驱和水驱两种类型；可按储渗条件分为常规气藏和低渗透气藏两类。在水驱气藏中，再细分为活跃水驱、次活跃水驱和不活跃水1
SY/T6098-2010
驱三个亚类，在低渗透气藏中，再细分为低渗与特低渗两个亚类。主要分类指标包括地层水活跃程度、水侵替换系数、采收率值范围和开采特征描述（见表1)。其中水侵替换系数（I）按下式计算：I-鲁-W.-W..B
注：本标准中量的符号及单位按SY/T6580规定执行，注释见附录A。表1
低渗透
地层水
活跃程度
（活跃)
(次活跃）
（不活跃）
(低渗）
(特低渗）
水侵替换
系数I
≥0. 15 ~
>0~<0. 15
天然气藏影响采收率因素分类表废弃相对
4.2油藏溶解气开采及驱动方式分类采收率
范周值ER
开采特征描述
可动边、底水水体大，一股开采初期（R0.2）部分气井开始大量出水或水灌，气藏稳产期短，0.4~-0.6
水侵特征曲线呈立线上升
0.7-~0. 9
0. 3 ~0. 5
有较大的水体与气藏局部连通，能量相对较弱。一般开采中、后期才发生局部水牢，致使部分气并出水
多为封闭型，开采中后期偶有个别并出水，或气藏根本不产水，水侵能量极弱，开采过程表现为弹性气驱特征
无边、底水存在，多为封闭型的多裂缝系统、断块、砂体或异常压力气藏。整个开采过程中无水侵影啊，为弹性气驱特征
储层平均渗透率0.1mD储层平均渗透率K≤0.1mD，裂缝不发育，无措施下-般无生产能力，千米并深稳定产量%≤0.3×10m/(d·km)，开采中水侵影响极弱
按开来及驱动方式，油藏溶解气饱和程度可划分为饱和油藏和未饱和油藏两个亚类；按开发方式划分为依靠天然能量开发和人工注水开发两大类（见表2)。表2油藏溶解气开采及驱动方式分类表开发方式
油藏类型
未饱和油藏
无气顶
有气质
未饱和油藏
无气顶
有气项
驱动类型
a）天然水驱
b）溶解气驱
气顶和漆解气综合
a）弹性水驱
b）弹性驱+深解气驱
弹性水驱
-）溶解气驱+弹性水驱
d）气顶和溶解气综合驱
动+弹性水
开采特征描述
天然水驱保持压力，地层原油不发生脱气现象
无水侵能量，完全依靠溶解气弹性驱动，降压开发
无水侵能量，依草（气顶+溶解气）婵性驱动，降压开发
PRP之前（早期）注水保持压为开发，地层原油不发生脱气现象
PR<之后（中期）注水保持压力开发早期降压溶解气弹性驱，中期注水保持压力开发
早期降压开发，依靠（气顶+溶解气）弹性驱动，中期注水保持压力开发可采储量计算
见式(22)
见式（23）
见式(24)
见式(22)
见式(28)
见式（34)
见式（35)
5废弃条件确定
5.1废弃条件确定原则
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技术可采储量计算的废弃条件，包括废弃压力和废弃产量两个因素，应按当地的实际操作条件核定；若难以确定时，可按5.2和5.3的方法简单确定；经济可采储量计算的废弃条件仅含废弃产量（或称经济极限产量），可由现金流量法或经济极限法确定，详见7.2和7.3。5.2废弃产量确定方法
简易确定法为：
册会员a对于纯气井，单井平均废弃产量：当D>2000m时，一般取0.1×10*m/d；当D≤2000m时，一般取0.05×10*m/d。
b）对于气、水同产井（指水气比WGR>1.0m2/10*m2），单井平均废弃产量一般可取0.05x10m/（d.km）~0.5×10°m/（d.km），水气比越高，取值越高c）对于油藏溶解气，以原油废弃产量确定溶解气的废弃产量，见SY/T5367。5.3废弃压力确定方法（只适用于气层气）5.3.1
废弃井口压力确定方法
当气藏产量递减到等于废弃产量时：a）自喷开采以井口流动压力等于输气压力为废弃井口压力。b）增压（工艺）开采以井口流动压力等于增压机吸人口压力为废弃井口压力。5.3.2废弃视地层压力确定方法
公式计算法
步骤如下：
a）采用垂直管流压力计算公式，计算单并的井底流动压力pf。b）采用下列方程之一，求每口井平均地层压力限：qg=C(pR2-u2)m
pr2 - pw2 =aqg + bqg?
pr2-pw2=up9gTZ(ln(re/r)-3/4+S.]2.71433x10-5KhT
c）求取废弃地层压力：
1）对于单井系统：当q=9时：P.=PR；对于多井系统：按气中部（近似按气藏含气体积权衡的中性面选取）的折算压力，采2）
用加权（等压图面积加权、单并控制面积加权或孔隙体积加权等）平均法，计算得到全气藏的平均废弃地层压力（力）。d）由气藏的平均废弃地层压力除以平均偏差系数（Z.），即可求得废弃视地层压力。5.3.2.2压力一产量递减法
对生产处于递减期的定容封闭气藏，在衰竭式开发方式下，视地层压力和气藏产量均不断衰减，3
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根据物质平衡原理（见图1）具有如下关系：Bew
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2，10″m／年
定容气藏p/Z-Q的关系图
可由气实际的压力一产量数据，按式（5)弃视地层压力（/Z.）。
5. 3. 2.3
按气藏类型和埋藏深度折算法
线性回归确定。当Q确定乏后，即可直接求得废对于无法按前两种方法计算废弃地层压力的气，可根据图2所示的方法！并按表2划分的气藏
类型，在其埋藏深度所对应的范围内选取适当的值。在申报新增储量时，对于a类、Ib类、关系式求取。
6技术可采储量计算
6.1物质平衡法www.bzxz.net
6.1.1天然气藏物质平衡方程
直类～Ⅱ类气藏，百
可分别按图2中（1)，（2)，（3)对于具有天然水侵、且岩石和流体均为可压缩的非定容气藏，随着气藏开采过程中地层压力的下降，采出量与地层压力之间的物质平衡关系（见图3），可用如下通式来描述：GBa=(G-G)B, +GB,(CSC)(p-p)+(w.w,B.)Swi
简化关系式如下：
号(1-E,-α)=
p(1Ep-w)=1-R
会员可以
分界线回归方程：
（1）P/Z=1.382+8.912x10-3D
(2)p/Z,=1.00+5.077×10-D
(3)pJ/Z=0.710+2.856x10-D
（4）p/Z=0.501+0.251x10-D
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式中：
Q10=/2
1a类气藏
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~亚类气液
不同类型气藏废弃视地层压力与埋藏深度之间的关系图Gpj1oma
物质平衡法压降图
当p/Z=pa/Z.时，可采储量为
CSuitC
Cef=epiE
[-(1-Ep)
采收率为：
Er =1 - Pa + P,E, + Paw
式中（1-），（E），（aw）项对应于图4中的①，②，③区，分别表示弹性气驱作用采收率、变容（岩石和束缚水的弹性膨胀）作用采收率、侵人水驱替作用采收率，三项之和为总的采5
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收率。
图4物质平衡法采收率计算示意图1.0
本条所列物质平衡方程通式（8）及其导出式（9)、式（10）是考虑了上述三种作用同时存在时的物质平衡关系。
本标准规定可视如下情况进行简化：a）当Cr≤0.10时，表明变容作用（aE,）项可忽略不计，气藏可视为“定容水驱气藏”，可采储量为：
「（1-）
当I≤0.10时，表明水侵作用（の）项可忽略不计，气藏可视为“无水变容气藏（与异常b)
压力气藏的关系式相同）”，可采储量为：GR=[-(1-E,)
c）当C≤0.10，I≤0.10时，表明变容作用（E,），（ga）项均可忽略不计，气藏可视为“定容封闭弹性气驱气藏”，可采储量为：Gr=「-]m
6.1.2油藏溶解气物质平衡方程
根据物质平衡原理，注水开发油藏具有如下物质平衡关系：N,B.+N,(R-R)B.+W.B. =
(CSm+C)(p:-p)+W.+WB.
式（17）中，
B,=B。+ (R, -R)B
.. (17)
6.1.2.1天然能量开发的油藏
6.1.2.1.1天然水驱的未饱和油藏B=Ba
R,=G,/N
mg=10*GBg/NBa
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对于未饱和油藏，在天然水驱保持地层压力开发的条件下，地层原油不会发生脱气现象，此时溶解气的可采储量为原油可采储量与原始气油比之乘积：G = 10-*N.R
6.1.2.1.2溶解气驱（无气顶）的饱和油藏(22)
对于无气顶的饱和油藏，在完全依靠溶解气驱开发的条件下，其溶解气可采储量由下式确定：G&=10-N[(βB)+ (Rα-2]
6.1.2.1.3溶解气+气顶综合驱动开发的饱和油藏（23）
对于有气项的饱和油藏，如果完全依靠天然能量（溶解气+气顶综合驱动）开发，其溶解气可采储量为伴生气可采储量与气顶气可采储量之差。GSR=GR -GeapR
（24)
式（24）中，GR由式（17），在不考虑水侵并忽略地层水和岩石的弹性膨胀的情况下，代入相应的废弃条件，即=p时，N,=NR，B,=Ba，B=Ba，并考虑GR=10-NR和ERo=Nr/N时，得式（25)：
其中：
Gx=10-N[(BBBa)+me Ba（-
-1)+E%o(Rb
mg=10°Gae;Ba
Ba=Bo+(Rab-Ra)Bgs
GapR可按式（16）计算确定。
6.1.2.2人工注水开发的油藏
6.1.2.2.1饱和压力以上注水开发的未饱和油藏Ba
（25)
对于地层压力在饱和压力以上早期注水开发的未饱和油藏，其溶解气可采储量计算与式（22）相同。
6.1.2.2.2饱和压力以下注水开发的未饱和油藏对于地层压力在饱和压力以下中期注水开发的未饱和油藏，其溶解气可采储量由以下部分组成：7
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饱和压力以上的弹性驱可采储量（G）。a
饱和压力以下的溶解气驱可采储量（GS）。c)
中后期注水保持地层压力弹性水驱可采储量（G）。GsR = G + GSR + GSR
Gs . C(pi-pr)
1 + C(p: -pp)
Gn=Gs·ERotReB
-[(1 -ERo)Bw-B]
GR - Gs C1- (1- ERo))
加会其中油藏总压缩系数，
C, = C。 + Ce
ERQ-0.3225
6.1.2.2.3无气顶中期注水开发的饱和油藏KA
-0-1903
（33）
对于无气顶、无天然水侵、电期注水开发的油藏，其溶解气可采储量为注水前的溶解气驱可采储量与注水保持地层压力弹性水驱可采储量之和，即：GSR=GR+GSR
式中的G计算公式同式（30），G录计算公式同式（31)。6.1.2.2.4有气顶中期注水开发的饱和油藏(34)
对于有气顶、无天然水侵、中期注水开发的油藏，其溶解气可采储量等于注水前气项和溶解气综合驱动可采储量与注水后保特地层压力下的伴生气可采储量之和，再减去气顶气可采储量，即：GSR
其中：
GSR = 107
）tmg·BtbG
+ERo(Rsb
... (36)
注意：式（25）中B与式
（36）中体积系数B的区别。前者表示废弃时，后者表示开始注水时的压力条件下。6.2弹性二相法
对于小型定容封闭的弹性气驱（指Ic类、Ⅱ类）气藏或单井裂缝系统、小断块气藏，在取得稳定生产条件下的压力降落（需达到如图5所示的Ⅲ直线段）测试资料条件下，可采用弹性二相测试的方法，计算其可采储量，其由线性回归关系如下：pm=a-b-t
根据压力降落直线段斜率6和废弃视地层压力力，便可计算其可采储量：GR=2×10-(PP.）9
式中：
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图5弹性二相法压力降落曲线图
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如果在弹性二相测试前，气并已投入生产，并有部分天然气（G）被采出，则应将测试前的平均地层压力力视做原始压pi，由式（38）计算可采储量时，则应加上累计采出量Gr，公式如下：2×10（p）gs+Gm
6.3产量递减法
对已经处于递减阶段生产的各类油气（井藏，均可采用产量与时间的统计资料计算可采储量。经典的J.J.Arps.产量递减曲线，有（1)_指数型、（2）双曲线型、（3）调和型三种类型（见图6），其基本关系式如下：
l)_指数型递撼
（2）双曲线型递减
（3）调和型递减
图6产量递减曲线图
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依据其递减指数n值不同，递减类型及关系式如下：a）当n→α时，产量递减类型为指数型（觅图6)，递减方程为：Q, = Que- Da*+
可采储量为：
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可采储量为：
Q:=Qa/(1+Da,
c）当n=1时，产量递减为调和型，递减方程为：Qg
1+Dait
可采储量为：
Cainc)+G
以上各式中，n=Qa/Q，为废弃产量与递减初始产量之比。一般宜选用指数型递减类型来计算最终技术可采储量。6.4改进衰减法
(42）
分析递减期累积产量（G，）随递减时间（t）的变化规律，可建立如下衰减曲线（见图7）关系式：
1/t，17年
改进衰减曲线示意图
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