一种动态储量计算方法及装置与流程

本发明涉及石油勘探技术领域，特别涉及一种动态储量计算方法及装置。

背景技术：

低渗气田资源潜力巨大，已成为我国一种主要的目标区域类型，天然气产能增长的40％以上来自于低渗气田。由于低渗气田储层具有微观孔隙结构复杂、非均质性较强、有效砂体连通性差等特点，其渗流特征与常规中高渗目标区域有明显不同，体现为一般需要较长时间才能达到拟稳定渗流状态，因而气田、气井的动态储量计算比较困难，尤其在气田开发早期，由于时间较短，尚未达到泄流边界，气田整体储量尚未完全动用，气田早期体现的动态储量往往偏小。

目前动态储量的计算方法主要有3种，一种是物质平衡法，主要依据累计产量与地层压力数据，该方法局限在于需要准确的平均地层压力数据和较长的生产时间，对于大面积低渗透目标区域适用性较差；二是弹性二相法等利用试井数据的相关方法，该类方法主要适用于小型的有界封闭弹性气驱目标区域；三是产量累积法、递减曲线法等根据实践所总结的经验法及各种预测方法，一般利用生产数据等动态资料，这类方法存在经验公式的取值准确性，典型曲线匹配多解性等问题。

总体来说，目前对低渗气田、气井的动态储量均要求有一定生产年限，使气田、气井体现一定动态特征的情况下，对其进行动态拟合和储量求取，另外，对于地层压力获取困难，整体处于储量动用早期的大规模低渗透气田，进行动态储量计算存在较大困难。

技术实现要素：

为解决现有技术的问题，本发明提出一种动态储量计算方法及装置，根据单位套压降采气量曲线计算的动态储量实践检验效果较好，误差在可接受范围内，尤其对于生产时间较长的气田，结果更加可靠。

为实现上述目的，本发明提供了一种动态储量计算方法，包括：

确定目标区域的单位压降采气量公式；

根据所述单位压降采气量公式，利用单位压降采气量与单位套压降采气量之间的相互关系，绘制单位套压降采气量曲线；

利用所述单位套压降采气量曲线判断目标区域的储量是否已达到整体动用阶段；

当目标区域的储量达到整体动用阶段时，利用在地面标准条件下单位套压降采气量曲线达到稳定时目标区域的累积产气量、单位套压降采气量曲线达到稳定时目标区域的最大单位套压降采气量以及单位套压降采气量曲线达到稳定时目标区域的视井口套压确定目标区域的动态储量。

优选地，还包括：

当目标区域的储量未达到整体动用阶段时，利用单位套压降采气量曲线预测目标区域的最大单位套压降采气量；

选择一参照区域，利用在地面标准条件下单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的累积产气量、单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的最大单位套压降采气量以及单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的视井口套压获得所述参照区域的动态储量；其中，所述参照区域为目标区域内储量达到整体动用阶段的区域或与所述目标区域相邻的储量达到整体动用阶段的区域；

利用参照区域的动态储量、参照区域的最大单位套压降采气量以及目标区域的最大单位套压降采气量确定目标区域的动态储量。

优选地，所述目标区域为低渗透气田区域或低渗透气井区域。

优选地，所述目标区域的单位压降采气量的公式为：

$E_p=\frac{G_p}{\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)-\mathrm{\ψ}\left(p\right)}=\frac{G}{\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)}=\frac{\mathrm{\Ω}}{B_{gi}\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)}$

其中，E_p为单位压降采气量；G_p为目标区域在地面标准条件下的累计产气量；ψ(p_i)为原始地层条件下的目标区域视地层压力；p_i为目标区域原始地层压力；ψ(p)为目前地层压力下的目标区域视地层压力；p为目标区域目前地层压力；G为目标区域在地面标准条件下的原始地质储量；Ω为目标区域的地下连通孔隙体积；B_gi为原始地层条件下的气体体积系数。

优选地，所述单位压降采气量与单位套压降采气量之间的相互关系为：目标区域的单位套压降采气量与目标区域的视井口套压降的乘积等于目标区域的单位压降采气量与目标区域的视地层压降的乘积。

优选地，所述单位压降采气量与单位套压降采气量之间的相互关系为：在定产条件下，目标区域的视地层压降等于视井底流压降等于视井口套压降。

优选地，所述参照区域的动态储量利用在地面标准条件下单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的累积产气量、单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的最大单位套压降采气量以及单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的气田视井口套压获得。

对应地，为实现上述目的，本发明还提供了一种动态储量计算装置，包括：

单位压降采气量公式确定单元，用于确定目标区域的单位压降采气量公式；

绘制单元，用于根据所述单位压降采气量公式，利用单位压降采气量与单位套压降采气量之间的相互关系，绘制单位套压降采气量曲线；

判断单元，用于利用所述单位套压降采气量曲线判断目标区域的储量是否已达到整体动用阶段；

计算单元，用于当目标区域的储量达到整体动用阶段时，利用在地面标准条件下单位套压降采气量曲线达到稳定时目标区域的累积产气量、单位套压降采气量曲线达到稳定时目标区域的最大单位套压降采气量以及单位套压降采气量曲线达到稳定时目标区域的视井口套压确定目标区域的动态储量。

优选地，所述计算单元还用于当目标区域的储量未达到整体动用阶段时，利用单位套压降采气量曲线预测目标区域的最大单位套压降采气量；选择一参照区域，利用在地面标准条件下单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的累积产气量、单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的最大单位套压降采气量以及单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的视井口套压获得所述参照区域的动态储量；利用参照区域的动态储量、参照区域的最大单位套压降采气量以及目标区域的最大单位套压降采气量确定目标区域的动态储量；其中，所述参照区域为目标区域内储量达到整体动用阶段的区域或与所述目标区域相邻的储量达到整体动用阶段的区域。

优选地，所述目标区域为低渗透气田区域或低渗透气井区域。

优选地，所述单位压降采气量公式确定单元确定的目标区域的单位压降采气量公式为：

$E_p=\frac{G_p}{\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)-\mathrm{\ψ}\left(p\right)}=\frac{G}{\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)}=\frac{\mathrm{\Ω}}{B_{gi}\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)}$

其中，E_p为单位压降采气量；G_p为目标区域在地面标准条件下的累计产气量；ψ(p_i)为原始地层条件下的目标区域视地层压力；p_i为目标区域原始地层压力；ψ(p)为目前地层压力下的目标区域视地层压力；p为目标区域目前地层压力；G为目标区域在地面标准条件下的原始地质储量；Ω为目标区域的地下连通孔隙体积；B_gi为原始地层条件下的气体体积系数。

优选地，所述绘制单元涉及的单位压降采气量与单位套压降采气量之间的相互关系为：目标区域的单位套压降采气量与目标区域的视井口套压降的乘积等于目标区域的单位压降采气量与目标区域的视地层压降的乘积。

优选地，所述单位压降采气量与单位套压降采气量之间的相互关系为：在定产条件下，目标区域的视地层压降等于目标区域的视井底流压降等于目标区域的视井口套压降。

优选地，所述计算单元利用在地面标准条件下单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的累积产气量、单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的最大单位套压降采气量以及单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的视井口套压获得参照区域的动态储量。

上述技术方案具有如下有益效果：

1、降低了对数据的要求，避免了对精确的全气田地层平均压力的需求，尤其是对于已达到整体动用的气田、气井，从理论上支撑了使用套压数据代替地层压力数据的合理性，可直接使用套压等生产数据进行动态储量的精确计算；

2、对于尚未达到整体动用阶段、地层压力测取困难的气田、气井，由于其处于相对较早的生产阶段，则可以近似认为属于定产生产，即地层压降近似等于套压降，使用单位套压降采气量近似代替单位压降采气量，通过与气田内部或邻区已达到整体动用阶段的气井进行类比计算，计算该气田或气井的动态储量；

3、对于处于储量动用早期的大规模低渗气田，常规手段拟合和预测动态储量具有较大困难，本发明基于单位压降采气量图版，提供了一种动态储量计算方法，使研究人员可以在较早阶段开始套合曲线，并预测最大单位压降采气量或单位套压降采气量，避免了对较长生产时间的要求；

4、计算误差较小，提出了精确的动态储量计算公式，对于达到整体动用的气田，可由单位套压降采气量直接计算；对于尚未整体动用的气田，采用套合单位压降采气量曲线的方法，预测时间推前到整体动用时的节点，而非其他方法的气田压力为零的时间节点。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明提出一种动态储量计算方法流程图；

图2为本发明提出一种动态储量计算装置框图；

图3为本实施例的机理模型示意图；

图4为本实施例的机理模型单位套压降采气量变化曲线图；

图5为本实施例的低渗气田单位套压降采气量曲线图；

图6为拟稳态压力分布图；

图7为本实施例的苏里格气田单位套压降采气量变化曲线图；

图8为本实施例的苏38-16-5单位套压降采气量变化曲线图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本技术方案的工作原理为：本技术方案通过大量实例分析和机理模拟，系统地分析了低渗气田全生命周期单位压降采气量的多阶段变化规律，编制了单位套压降采气量曲线，并对处于不同储量动用阶段的目标区域进行动态储量计算。对于储量已全部处于整体动用阶段的气田、气井来说，可通过生产数据精确计算动态储量；对于储量未全部处于整体动用阶段的气田、气井来说，可根据单位套压降采气量曲线进行单位压降采气量预测，然后通过与其内部气井或周围气井的类比，求取其动态储量。本技术方案可通过单位套压降采气量曲线预测，较好地估算大规模低渗透气田或气井的动态储量，而这类气田或气井由于整体动用需要很长时间，在开发早期通过常规计算方法往往不能通过拟合计算其动态储量。

基于上述工作原理，本发明提出一种动态储量计算方法，如图1所示。包括:

步骤101)：确定目标区域的单位压降采气量公式；

步骤102)：根据所述单位压降采气量公式，利用单位压降采气量与单位套压降采气量之间的相互关系，绘制单位套压降采气量曲线；

步骤103)：利用所述单位套压降采气量曲线判断目标区域的储量是否已达到整体动用阶段；

步骤104)：当目标区域的储量达到整体动用阶段时，利用在地面标准条件下单位套压降采气量曲线达到稳定时目标区域的累积产气量、单位套压降采气量曲线达到稳定时目标区域的最大单位套压降采气量以及单位套压降采气量曲线达到稳定时目标区域的视井口套压确定目标区域的动态储量。

优选地，还包括：

当目标区域的储量未达到整体动用阶段时，利用单位套压降采气量曲线预测目标区域的最大单位套压降采气量；

选择一参照区域，利用在地面标准条件下单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的累积产气量、单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的最大单位套压降采气量以及单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的视井口套压获得所述参照区域的动态储量；其中，所述参照区域为目标区域内储量达到整体动用阶段的区域或与所述目标区域相邻的储量达到整体动用阶段的区域；

利用参照区域的动态储量、参照区域的最大单位套压降采气量以及目标区域的最大单位套压降采气量确定目标区域的动态储量。

基于上述工作原理，本发明提出一种动态储量计算装置，如图2所示。包括：

单位压降采气量公式确定单元201，用于确定目标区域的单位压降采气量公式；

绘制单元202，用于根据所述单位压降采气量公式，利用单位压降采气量与单位套压降采气量之间的相互关系，绘制单位套压降采气量曲线；

判断单元203，用于利用所述单位套压降采气量曲线判断目标区域的储量是否已达到整体动用阶段；

计算单元204，用于当目标区域的储量达到整体动用阶段时，利用在地面标准条件下单位套压降采气量曲线达到稳定时目标区域的累积产气量、单位套压降采气量曲线达到稳定时目标区域的最大单位套压降采气量以及单位套压降采气量曲线达到稳定时目标区域的视井口套压确定目标区域的动态储量。

优选地，所述计算单元204还用于当目标区域的储量未达到整体动用阶段时，利用单位套压降采气量曲线预测目标区域的最大单位套压降采气量；选择一参照区域，利用在地面标准条件下单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的累积产气量、单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的最大单位套压降采气量以及单位套压降采气量曲线达到稳定时参照区域的视井口套压获得所述参照区域的动态储量；利用参照区域的动态储量、参照区域的最大单位套压降采气量以及目标区域的最大单位套压降采气量确定目标区域的动态储量；其中，所述参照区域为目标区域内储量达到整体动用阶段的区域或与所述目标区域相邻的储量达到整体动用阶段的区域。

实施例：

步骤A)：单位压降采气量的定义及公式推导；

单位压降采气量是指目标区域单位压降的采出气量。

根据定义，可得

$E_p=\frac{G_p}{{\mathrm{\Δp}}_p}=\frac{G_p}{\mathrm{\ψ}\left(\mathrm{\Δ}p\right)}=\frac{G_p}{\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)-\mathrm{\ψ}\left(p\right)}---\left(1\right)$

其中，ψ(p_i)＝p_i/Z_i，ψ(p)＝p/Z。式中：E_p为单位压降采气量，10⁸m³/MPa；G_p为目标区域在地面标准条件(0.101MPa，20℃)下的累计产气量，10⁸m³；ψ(Δp)为目标区域的视地层压降，MPa；ψ(p_i)为原始地层条件下的目标区域视地层压力，MPa；p_i为目标区域原始地层压力，MPa；Z_i为原始地层条件下的气体偏差因子；ψ(p)为目前地层压力下的目标区域视地层压力，MPa；p为目标区域目前地层压力，MPa；Z为目前地层条件下的气体偏差因子。

定容目标区域是一种理想化的目标区域，其容积在天然气开采过程中不发生变化。对于定容目标区域，有：

$\mathrm{\ψ}\left(p\right)=\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)(1-\frac{G_P}{G})---\left(2\right)$

式中：G为目标区域在地面标准条件下的原始地质储量，10⁸m³。

将式(2)代入式(1)，得

$E_p=\frac{G_p}{\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)-\mathrm{\ψ}\left(p\right)}=\frac{G}{\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)}=\frac{\mathrm{\Ω}}{B_{gi}\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)}---\left(3\right)$

式中：Ω为目标区域的地下连通孔隙体积，10⁸m³；B_gi为原始地层条件下的气体体积系数，m³/m³。

由式(3)可见，单位压降采气量与采气速度等相关开发技术措施关系不大，主要与气田/气井动用储量的规模有关，即单位压降采气量与气田/气井的动用储量正相关，对于特定的目标区域，原始地层压力一定，B_gi、ψ(p_i)均为定值，单位压降采气量主要与目标区域的地下连通孔隙的体积有关。同时应该注意到，在目标区域开采过程中，低渗目标区域单位压降采气量不断增大，体现了目标区域内部连通孔隙的不断增加。

步骤B)：绘制单位套压降采气量曲线；

针对地层压力求取有困难的目标区域，进一步研究了目标区域的单位压降采气量与单位套压降采气量之间的相互关系，有：

$\frac{E_p}{E_{cap}}=\frac{\frac{G_p}{\mathrm{\ψ}\left(\mathrm{\Δ}p\right)}}{\frac{G_p}{\mathrm{\ψ}\left({\mathrm{\Δp}}_{ca}\right)}}=\frac{\mathrm{\ψ}\left({\mathrm{\Δp}}_{ca}\right)}{\mathrm{\ψ}\left(\mathrm{\Δ}p\right)}---\left(4\right)$

即E_pψ(Δp)＝E_capψ(Δp_ca) (5)

式中，E_cap为目标区域的单位套压降采气量，10⁸m³/MPa；ψ(Δp_ca)为目标区域的视井口套压降，MPa。

另外，根据渗流力学原理，在一定范围的排气面积内，气井定产生产一段时间，流动达到拟稳态后，层内各点视压力随时间变化基本相同，不同时间的视压力分布曲线互成一组平行的曲线簇，如图6所示。此时，只要产气量和渗流阻力不变，则视地层压力下降值(简称视地层压降)等于视井底流动压力下降值(简称视井底流压降)。同时，由于视井底流动压力与视井口套压具有稳定的差值关系，因此，视地层压降等于视井口套压下降值(简称视井口套压降)，故而，对于定产井，有

ψ(Δp)＝ψ(Δp_wf)＝ψ(Δp_ca) (6)

式中：p_wf为井底流压，p_ca为井口套压，ψ(Δp_wf)为视井底流压降，ψ(Δp_ca)为目标区域的视井口套压降。

将(6)式代入(1)式，可得

$E_p=\frac{G_p}{\mathrm{\ψ}\left(\mathrm{\Δ}p\right)}=\frac{G_p}{\mathrm{\ψ}\left({\mathrm{\Δp}}_{ca}\right)}---\left(7\right)$

即对于定产气田、气井，可用单位套压降采气量代替单位压降采气量。

目前我国苏里格等大型低渗透气田多采用配产的生产制度，在初期相当一段时间内可以看做定产，利用气井生产过程中累积产量、套压数据，计算单位套压降采气量并绘制成图。通过下文苏里格气田大量实例计算发现，单位套压降采气量求取的动态储量，与实际符合较好，可用于低渗气田、气井的动态储量计算。

步骤C)：根据单位套压降采气量曲线图，确定目标区域的储量是否处于整体动用阶段；

根据国外Hugoton、国内靖边、卧龙河嘉五一、相国寺石炭系目标区域等大量实例和机理模型数值模拟计算结果，在低渗区域的全生命周期中，单位套压降采气量曲线具有特定曲线形态，如图4、图5所示。可分为四个典型阶段：缓慢上升阶段、快速上升阶段、平稳上升阶段和稳定阶段，对应了气田储量动用的四个阶段。四个阶段特征描述如下：

1)缓慢上升阶段。在该阶段内，气田动态连通的孔隙缓慢上升，对应生产特征为气井地层压力快速下降，虽然累积产气量快速增加，但是总体上，单位套压降采气量缓慢增加，体现了随着产能建设的进行，不断增加供气源以增加动用储量的过程。

2)快速上升阶段。在该阶段内，气田连通的孔隙体积快速上升，生产上随着钻井继续不断增加，累积产气量不断增加，同时压降速度有所放缓。因此，单位套压降采气量快速上升，该阶段体现了气田储量的快速动用。

3)平稳上升阶段。该阶段气田连通孔隙平稳上升，体现了虽然地层压力下降进一步放缓，但产量增长逐步减小或不增长，累积采气量增长逐步减小。因此，单位套压降采气量呈现平稳上升的特征，体现了气田储量在经历快速上升之后的平稳推进。该阶段的出现，代表两种情况：一是产能建设的放缓，二是对于已结束产能建设的气田，随着地层压力下降，外围更加低渗气源的逐步动用，它们的贡献使整体动用储量平稳上升。

4)整体动用阶段。该阶段气田地下连通孔隙已达到上限，生产特征为气田没有办法通过钻井等手段维持产量，气田产量下降，累积产气量增长缓慢，地层压力下降非常缓慢，气田的单位压降采气量保持不变，气田动态储量已经全部动用，经过一段时间的生产，随着产量趋小和压力趋小，最终气田结束其生命周期。

由于单位压降采气量体现的是气田储量动用程度，显然地，气田单位套压降采气量曲线的变化趋势同单位压降采气量曲线是一致的。根据气田单位套压降采气量曲线，可以确定气田所处的储量动用阶段，判断气田储量是否已经整体动用。随后，可以分以下两种情况，进行气田、气井动态储量的计算。

步骤D)已达到整体动用阶段的气田、气井动态储量的计算

对于单位套压降采气量曲线已趋平稳，储量已达到整体动用的气田、气井，根据动态储量定义，可使用下式计算动态储量：

G_r＝G_ps+E_sψ(Δp_s)＝G_ps+E_s(ψ(p_s)-0)＝G_ps+E_sψ(p_s) (8)

式中，G_r为气田动态储量，10⁸m³；G_ps为在地面标准条件(0.101MPa，20℃)下，单位套压降采气量曲线达到稳定时的累积产气量，10⁸m³；E_s为最大单位压降采气量，即单位压降采气量曲线达到稳定时的数值，10⁸m³/MPa；ψ(Δp_s)为单位压降采气量曲线达到稳定时的视地层压降，MPa；ψ(p_s)为单位压降采气量曲线达到稳定时的视地层压力，MPa。

根据式(5)，单位压降采气量与单位套压降采气量满足以下关系式：

E_sψ(Δp_s)＝E_casψ(Δp_cas) (9)

式中，E_cas为最大单位套压降采气量，即单位套压降采气量曲线达到稳定时的数值，10⁸m³/MPa，ψ(Δp_cas)为单位套压降采气量曲线达到稳定时的视井口套压，MPa。

将式(9)代入式(8)，可得：

G_r＝G_ps+E_sψ(Δp_s)＝G_ps+E_casψ(Δp_cas) (10)

此式可以精确计算已达到整体动用的低渗气田的动态储量，并且仅需要产量和套压两种生产数据，对于生产时间较长，地层压力测取有困难的气井、气田，是十分方便的。

步骤E)未达到整体动用阶段的气田、气井动态储量的计算

对于尚未到达整体动用阶段的，通过以下步骤计算气田动态储量：

①如图5所示，根据单位套压降采气量曲线形态，预测该目标气田的单位套压降采气量曲线达到稳定时的数值E_cas；

②选取目标气田中生产时间较长、已到达整体动用阶段的气井，或气井周围生产时间较长、已到达整体动用的邻井，读取其趋稳的单位套压降采气量E_wcas；

③根据式(10)计算选择的气井动态储量G_wr；

④通过以下步骤，计算目标气田的动态储量G_r。

对于定容目标区域，根据式(3)，有

$\frac{E_s}{E_{ws}}=\frac{\frac{G_r}{\mathrm{\ψ}\left({\mathrm{\Δp}}_i\right)}}{\frac{G_{wr}}{\mathrm{\ψ}\left({\mathrm{\Δp}}_i\right)}}=\frac{G_r}{G_{wr}}---\left(11\right)$

同时，对于尚未达到整体动用阶段的气田、气井，可以近似认为定产生产阶段，基本符合式(6)、(7)的前提条件，可以用单位套压降采气量代替单位压降采气量，因此，式(11)可变换为：

$\frac{G_r}{G_{wr}}=\frac{E_s}{E_{ws}}=\frac{E_{cas}}{E_{wcas}}---\left(12\right)$

变换可得

$G_r=\frac{E_s{G}_{wr}}{E_{ws}}=\frac{E_{cas}{G}_{wr}}{E_{wcas}}---\left(13\right)$

根据式(13)，可以计算得到尚未到达整体动用阶段的目标区域的动态储量。

1、机理模型动态储量计算

设计机理模型一个，储量3×10⁸m³，渗透率0.3mD，不考虑压裂，600米井距，共钻9口井，分3年钻井，每年钻3口井，单井日产气8000m³，生产20年，见附表1。

如图3所示，机理模型经过20年的生产，单位压降采气量曲线由平稳上升到全部动用阶段的拐点已经出现，气田已到达全部动用状态，此时，达到稳定时的累积产气量G_ps为1.92×10⁸m³，气田最大单位压降采气量E_s为0.1079×10⁸m³/MPa，气田单位压降采气量曲线达到稳定时的视地层压力ψ(p_s)为10.24MPa，按照式(8)，可得机理模型的动态储量

G_r＝G_ps+E_sψ(p_s))＝1.92+0.1079×10.24＝3.0(10⁸m³)

由于机理模型为均质模型，其动态模型理论数值即地质储量3.0×10⁸m³，因此，本发明计算方法准确，误差为0。

表1机理模型生产数据表

2、苏里格气田动态储量计算

苏里格气田为典型的大规模低渗透气田，气田整体探明储量目前为4.2×10⁸m³，且尚在进一步增加，缺乏整体动态储量规模认识；同时该气田地层压力数据较少，平均地层压力求取困难，运用套压数据计算苏里格气田单位压降采气量曲线图，数据信息见附表2。如图7所示，苏里格气田目前单位套压降采气量曲线处于快速上升阶段，尚有很大的开发潜力。

首先，将图7覆于附图5上，拉伸使曲线吻合，则苏里格气田单位套压降采气量稳定时可达756亿方/MPa。

然后，选取2003年10月投产的苏38-16-5井，如图8所示。该井生产时间超过10年，数据信息见表3，单位套压降采气量曲线已到达整体动用阶段，达到稳定时的累积产气量G_ps为0.5003×10⁸m³，气井最大单位套压降采气量E_wcas为0.0255×10⁸m³/MPa，气井单位套压降采气量曲线达到稳定时的视井口套压降ψ(Δp_cas)为3.4MPa，按照式(10)，可得该井的动态储量：

G_wr＝G_ps+E_sψ(Δp_s)＝G_ps+E_casψ(Δp_cas)＝0.5003+0.0255×3.4＝0.587(10⁸m³)

最后，根据式(13)，计算苏里格气田动态储量：

$G_r=\frac{E_s{G}_{wr}}{E_{ws}}=\frac{E_{cas}{G}_{wr}}{E_{wcas}}=756\×0.587/0.0255=17402\left({10}^8{m}^3\right)$

对比采用相同数据用累积产量法计算气田动态储量为19500亿方，该发明与压降法误差10.7％，对于一个储量动用尚处于早期快速动用阶段的大型低渗气田，误差在可接受范围之内，该发明计算符合较好，结果较为可靠。

附表2苏里格气田生产运行简表

附表3苏38-16-5气井生产运行简表

本发明通过大量实例分析和机理模拟，系统地分析了低渗气田全生命周期单位压降采气量的多阶段变化规律，编制了低渗目标区域单位压降采气量曲线变化图版，并对处于不同储量动用阶段的目标区域进行动态储量计算。该发明对于储量已全部动用的气田、气井，可通过生产数据精确计算动态储量；对于储量未全部动用的气田、气井，可根据图版进行单位压降采气量预测，然后通过与其内部气井或周围气井的类比，求取其动态储量。该发明可通过图版预测，较好地估算大规模低渗透气田的动态储量，而这类气田由于整体动用需要很长时间，在开发早期通过常规计算方法往往不能通过拟合计算其动态储量。

以上具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。