气藏开发全生命周期不同储量计算方法研究进展

位云生; 贾爱林; 徐艳梅; 方建龙

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2020.07.005

天然气地球科学 >

2020 , Vol. 31 >Issue 12: 1749 - 1756

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.07.005

天然气开发

气藏开发全生命周期不同储量计算方法研究进展

位云生 ^,¹ ,
贾爱林 ¹ ,
徐艳梅 ¹ ,
方建龙 ²

展开

^1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
^2. 中国石油勘探与生产分公司，北京 100007

位云生（1979-），男，河南项城人，高级工程师，博士，主要从事天然气开发评价研究及开发方案编制工作. E-mail：weiys@petrochina.com.cn.

收稿日期: 2020-04-09

修回日期: 2020-07-14

网络出版日期: 2020-12-11

收起

Progress on different reserve calculation methods in the whole life cycle of gas reservoir development

Yun-sheng WEI ^,¹ ,
Ai-lin JIA ¹ ,
Yan-mei XU ¹ ,
Jian-long FANG ²

Expand

^1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China
^2. PetroChina Exploration and Production Company，Beijing 100007，China

Received date: 2020-04-09

Revised date: 2020-07-14

Online published: 2020-12-11

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2016ZX05015)

The Major Science and Technology Project of PetroChina(2016E-0611)

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本文亮点

储量评价贯穿气藏开发始终，系统梳理气藏不同储量计算方法，对认识和开发气藏具有重要意义。前期评价阶段，分气藏类型选择容积法或体积法计算探明地质储量，指导开发概念设计和开发方案编制；方案实施阶段，落实可动用储量，指导井位部署；规模开发后，采用物质平衡与现代递减方法计算单井或气藏动态储量和可采储量，指导井网、井距、生产制度等开发技术政策优化；开发中后期，采用精细气藏描述和数值模拟方法落实剩余储量，指导挖潜部署。综合来看，储集空间结构、流体赋存状态和气藏边界是优选不同储量计算方法的重要依据，也是开发全生命周期不断认识气藏的关键参数。

本文引用格式

位云生 , 贾爱林 , 徐艳梅 , 方建龙 . 气藏开发全生命周期不同储量计算方法研究进展[J]. 天然气地球科学, 2020 , 31(12) : 1749 -1756 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.07.005

Highlights

Reserve evaluation is very important in the full life cycle of gas reservoir. So it is of great significance to sort out different calculation methods of reserves systematically in the process of understanding and developing gas reservoirs. In the early evaluation stage， the proved reserves， which are the basis of conceptual design and development plan for gas field development， can be calculated by the volumetric method or reservoir volume method according to the reservoir type. During the implementation of the development plan， producing reserves should be determined to guide well placement. With the large-scale development the dynamic reserves and recoverable reserves of wells or reservoirs are calculated by using the material balance and modern decline method to guide the optimization of technical policies such as well pattern， well spacing and production practices. In the middle and late stage of development， gas reservoir fine description and numerical simulation are used to determine the remaining reserves and guide the tapping potential. On the whole， the three factors， the spatial structure of the reservoir， the occurrence state of the fluid and the boundary of gas reservoir are important bases for optimizing the calculation method of different reserves， are also the key parameters for continuous understanding of gas reservoir in the whole development life cycle.

0 引言

储量一直是国内外油气矿产资源勘探开发中的一个重要参数^［1］。一个油气藏从发现、探明到开发直到废弃的不同勘探开发阶段，人们对地下油气藏地质条件和开发规律的认识不断变化，所获取的参与油气储量计算的各项参数精度也在不断提高，因此储量计算评价是气藏开发全生命周期中的一项重要工作，需要不断对气藏储量进行评价认识，也需要对各类储量计算方法进行甄别和优化^［2］。

勘探提交控制储量或有重大发现后，开发前期评价开始介入，标志着油气藏正式进入开发阶段。通过前期评价，初步认识开发尺度下的气藏基本静态参数，提交探明地质储量，编制试采方案；通过试采评价，利用动态特征验证静态参数，更全面地认识或核实气井生产能力及储量可动用性，落实可动用储量，编制开发方案；在规模产能建设和开发过程中，采出程度达到10%或井网基本完善后，需要进行储量复算；进入开发动态跟踪和调整阶段，需要进行动态（地质）储量和（经济）可采储量评价，评价现有经济技术条件下的气藏采收率，到开发中后期，评价气藏剩余储量，为措施挖潜提供依据。纵观气藏整个开发过程，储量评价贯穿始终。本文立足不同开发阶段对储量评价的需求，梳理不同类型气藏不同储量的计算方法，深化对气藏的全面认识，提高气藏采出程度和开发水平。

1 气藏储量内涵

国外气藏储量（Reserves）通常指剩余经济可采储量，包括P1（Proved）、P2（Probable）和P3（Possible），具有时间属性，反映现状，计算时地面标准条件15 ℃、0.101 MPa，矿权改变可能改变储量大小和级别，具有经济属性，可以进行交易。P1（证实储量，Proven）是指已被现有资料证实了的储量。该储量又分为证实已开发（Proved Developed）和证实未开发（Proved Undeveloped）储量2类，是市场交易的主体。P2（概算储量，Probable）是指储量参数未完全落实，或没有评价探井，仅根据已证实的邻区进行类比推断的待证实储量。P3（可能储量，Possible）是指根据相似地质条件下推测有可能存在的油气储量。由于可采量和潜在可采量存在不确定性，因此用概率来表示，P1储量实际可采出量等于或大于评估值的概率至少为90%，P2储量实际可采出量等于或大于评估值的概率至少为50%，P3储量实际可采出量等于或大于评估值的概率至少为10%。

国内气藏储量通常指气藏地质储量，是指在地层原始状态下，气藏中天然气的总储藏量，没有时间属性，反映原始表象，计算时地面标准条件是20 ℃、0.101 MPa，不因权属不同改变储量大小，不具有经济属性，获得地质储量是天然气勘探的最终目标，也是气田开发的前提。在气田开发阶段，气藏储量通常是指探明地质储量，在不同开发阶段，还涉及可动用储量、动态（地质）储量、（经济）可采储量、剩余储量等^［3］。图1以常规气藏为例，用图解法说明开发阶段不同储量的关系和范围，不同阶段储量的意义和计算方法不同。动态储量，也称为动态地质储量，即通过气藏的生产动态数据确定出的气藏地质储量^［4］。动态储量与探明地质储量的比值，为气藏储量的可动用程度。可采储量数值上等于最终累积产气量，中间某一时间的采出气量与探明地质储量的比值，为气藏采出程度，采收率就是气藏废弃时的采出程度。剩余储量即为地层压力下降至某一值时气藏中剩余气量。

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图1 开发储量分类

P为地层压力，MPa；Z为气体偏差因子，无量纲；G为气藏地质储量，m³；下标e、a分别为任意条件和废弃条件

Fig.1 Classification of development reserves

2 前期评价阶段

在勘探提交控制储量或有重大发现后，开发开始介入，主要任务是认识气藏地质与开发特征，选用容积法或体积法计算探明地质储量，落实气藏开发储量基础，初步确定开发指标，编制开发概念设计。

2.1　前期评价模式

根据我国不同类型气藏地质特点和开发需求，形成4种开发前期评价模式和工作序列^［5］，提高评价成效，为探明地质储量计算提供参数论证依据（表1）。

表1 不同前期评价模式的气田探明地质储量参数评价方法

Table 1 Evaluation methods of proved reserve parameters with different early evaluation models of gas fields

模式	突出特点	探明储量计算参数评价
模式	突出特点	含气面积	有效储层厚度	孔隙度	含气饱和度	岩石密度	含气量
常规构造气藏评价模式	储层结构和气水关系简单	二维或三维地震、少量评价井		岩心分析、测井解释、试气资料分析		/	/
大型优质气田试采评价模式	规模大，评价要求高	三维地震、评价井、试采数据				/	/
多断块气田滚动评价模式	断块边界确定难度大	高精度三维地震、关键位置一定密度的评价井				/	/
非常规气田多阶段评价模式	分级分区评价	三维地震、少量评价井				称重法	保压取心或折算法

2.2　探明储量计算

探明储量是国内气田编制开发方案的基础^［3］。目前投入开发和评价的天然气藏类型较多，大体分为常规气藏和非常规气藏2大类。天然气在地下的赋存状态不同，有气态和固态2种，气态又分为游离气和吸附气。针对不同类型天然气藏特点和气体赋存状态，探明储量计算方法也不同。

常规气和致密气储层孔隙以毫米和微米级无机孔为主，地层中气体以游离气态存在，吸附气量小，可以忽略不计，故常规气藏和致密气藏探明地质储量通常采用容积法计算^［6-9］（表2）。其中对于凝析气藏而言，先利用容积法计算凝析气总地质储量，然后再分别计算干气和凝析油地质储量^［6，10］。

表2 不同类型天然气藏探明储量计算方法

Table 2 Methods on calculating proved reserves of different natural gas reservoir

气藏类型	地下赋存状态	探明储量计算方法	计算公式	符号说明
常规气和致密气	气态	容积法	$G = 0.01 A h φ S g i / B g i$	G为探明地质储量，10⁸m³；A为含气面积，km²；h为有效厚度，m； $φ$ 为有效孔隙度，小数；S _gi为原始含气饱和度，小数；B _gi为原始气体体积系数，小数； $ρ s$ 为岩石密度，t/m³；C _a为吸附气含气量，m³/t； $α$ 为沉积层孔隙中含天然气水合物体积比例，小数；B为天然气水合物分解甲烷的膨胀系数，小数
页岩气和煤层气	游离态	容积法	$G f = 0.01 A h φ S g i / B g i$
页岩气和煤层气	吸附态	体积法	$G a = 0.01 A h ρ s C a$
天然气水合物	固态	类体积法	$G = 0.01 A h φ α B$

页岩储层孔隙以纳米级有机孔为主，地层中气体主要以游离气和吸附气2种状态存在，故页岩气探明地质储量分两部分，游离气地质储量G _f采用容积法计算，吸附气地质储量G _a采用体积法计算^［11-14］（表2）。煤层气是储存在煤层中的天然气，地下以吸附在煤基质颗粒表面的吸附气为主，故煤层气探明地质储量采用体积法计算^［15］（表2）。

天然气水合物是由甲烷等气体分子和水分子在高压低温环境下（3~20 MPa，0~10 ℃）形成的固态物质，外观像冰且点火即可燃烧，故又称可燃冰^［16］。目前已发现的天然气水合物具有3种基本笼型晶体结构^［16-17］，探明地质储量通常采用类体积法计算（表2）。

过去的研究中，专家学者提出了很多概率方法用于储量的估算。参数化方法^［18］、决策树分析、影响图^［19］、修正的确定性方法^［20］等都给出了概率解，其中，蒙特卡洛方法^［21］是最受欢迎的方法^［22-23］。目前在国内，蒙特卡洛法主要用于资源量的计算，在储量计算方面正在逐步被人们所接受。通常选用期望值附近概率10%~15%的值作为储量值。

2.3　可采储量标定

可采储量又分为技术可采储量和经济可采储量。技术可采储量指在现行的技术条件下和政府法规下，预期从已发现的气藏中，最终可以采出的天然气量，也称最终可采储量，数值上等于最终累积产量（Estimated Ultimate Recovery，EUR）。经济可采储量指按当前的经济、技术条件（价格、成本、新增投资等）估算的、可经济开采的天然气量^［24］。国际上所讲的可采储量通常是指经济可采储量，而国内所讲的可采储量通常指技术可采储量。在提交探明储量阶段，国内一般类比同类型气藏的技术采收率和经济采收率，从而标定气藏的技术可采储量与经济可采储量。

3 开发方案编制与实施阶段

该阶段的主要任务是探明地质储量分类与评价、可动用储量评价、产能评价、开发方式、开发指标与风险论证、组织建产及探明地质储量复算等。

3.1　探明储量分类评价

不同类型气藏储量品质差异较大，不同储量品质的建产效果差异也较大。因此，应根据储层静态和动态能力及技术经济条件等对储量进行分类，可根据不同储量丰度区的气井产量的经济性制定分类标准，分级落实储量规模，作为分级评价气井开发指标的基础^［25］。

开发效益较好的气藏，如龙王庙组气藏，储量可按照孔隙度大小，结合评价井动态特征，分为主体区（孔隙度>6%）储量、过渡区（孔隙度为4%~6%）储量、低渗区（孔隙度为2%~4%）储量，对应的单井初期产量分为>100×10⁴m³/d、（30~100）×10⁴m³/d、<30×10⁴m³/d。边际效益气藏，如苏里格气田，可按照开发的经济性分为效益储量（内部收益率>8%）、低效储量（内部收益率6%~8%）、难动用储量（内部收益率<6%）。

3.2　可动用储量评价

评价不同类型储量的可动用性，确定可动用储量规模，作为气藏工程方案设计的储量基础。对常规气藏而言，确定储层物性下限是储层评价和可动用储量评价的关键^［26］，方法较多，不同方法的原理和适用对象有所差异，同一类型气藏，使用不同方法确定的物性下限值也不尽相同，通常是综合不同方法评价结果确定储层物性下限（表3）。

表3 确定储层物性下限的方法及适用条件

Table 3 Methods and applicable conditions for determining the critical value of reservoir properties

序号	方法	原理	适用气藏和条件
1	孔隙度—渗透率交会法	利用储层孔隙度—渗透率关系图确定孔隙度下限值。该方法精度不够，仅供参考	所有气藏，岩心常规实验数据
2	孔隙结构法	利用压汞数据得到渗透率累积贡献值99.9%时的孔喉大小，再根据孔喉中值与常规物性参数的关系，截取物性下限值	所有气藏，压汞数据
3	最小含气喉道半径法	根据驱动力和毛细管阻力平衡关系，可计算不同气藏高度气体进入岩石孔隙的最小喉道半径，计算最大驱替压力，再根据不同气藏高度下孔隙度与含水饱和度及驱替压力关系，确定孔隙度下限	有水构造气藏，压汞数据、岩心常规实验数据
4	泥浆侵入法	根据不同层位岩心中氯化盐的含量判断储层物性。该方法精度不够，仅供参考	水基泥浆钻井，氯化盐测试数据
5	气—水相对渗透率法	根据不同物性岩心气水相对渗透率曲线，确定含水饱和度上限和气相渗透率下限	有水气藏，气水两相相渗实验
6	试气法	试气成果与孔隙度—电阻率交会图结合确定孔隙度下限	所有气藏，试气资料多时适用
7	水锁实验法	根据水锁实验得到岩心束缚水饱和度，再根据孔隙度与含水饱和度关系，确定孔隙度下限	所有气藏，水锁实验和常规实验
8	核磁共振实验法	利用核磁共振实验，建立束缚水饱和度与孔隙度的关系，根据束缚水饱和度值确定孔隙度下限	所有气藏，核磁共振实验
9	“J函数”评价法	利用岩心压汞实验数据建立“J函数”，根据储层实际物性数据，得到储层毛管力，再根据不同气藏高度下孔隙度与含水饱和度及驱替压力的关系，确定孔隙度下限	所有气藏，压汞数据、岩心常规实验数据
10	邻区类比法	类比邻区构造、储层等特征，确定物性下限	所有气藏，同类型气藏对比

特别提出表3中“J函数”评价法，这种方法国外使用较为广泛，尤其在数值模拟评价中应用最为普遍。原因是一般情况下实验所得的岩心样品毛细管压力曲线只能表征储层中的某一点的储渗特性，由于储层往往具有非均质性，为了表征整个储层段的毛细管压力特性则需要同时考虑储层段的孔隙度、渗透率和流体性质的变化，从而引入“J函数”的概念。实际应用时，首先将岩心样品的压汞实验数据进行“J函数”的处理分析，绘制一条代表整个储层的“J函数”曲线图^［27］。然后将室内毛细管压力校正为气藏条件下的毛细管压力后，根据气水密度差计算对应的气藏高度，从而建立不同气藏高度条件下孔隙度与含水饱和度的关系变化曲线，确定储层流体的可动用性。

3.3　探明地质储量复算

在气田开发方案实施过程中，如发现气藏地质、气井产能、动用范围等关键参数有较大变化，研究后及时提出调整意见，同时做好更为详细的动态监测及分析。对于连通性较好的气藏，当采出程度达到10%时，应开展气藏探明地质储量复算；对非均质性较强或复杂断块气藏，井网基本完善后，应开展气藏探明地质储量复算，修正由于构造、主要储层参数及气藏温压系统等变化造成的储量评价误差，从而降低气藏开发风险。

4 开发方案跟踪与调整阶段

开发方案实施建设阶段结束后，评价的主要任务是开发动态跟踪与开发方案调整。跟踪分析动态储量、可采储量或最终累积产量、气藏储量采出程度、剩余储量、气藏采收率等关键指标，指导编制开发调整方案。

4.1　动态储量计算

近年来，关于气藏动态储量的计算越来越受到关注，其计算方法包括物质平衡法、数值模拟等传统方法和Blasingame等现代递减法。传统物质平衡法一直是应用最广泛且最可靠的方法之一，但是在应用过程中需要注意的是：①气藏类型是应用此方法需要考虑的前提条件。如果气藏类型没有弄清楚的话，会导致计算结果不准确。②在气藏物质平衡法中假定气藏中压力是基本平衡的，但是在开采过程中每一阶段，由于地层的非均质性和各井处于气藏构造的不同位置差异，使得如何选择有代表性的井底压力和确定全气藏的地层压力都是有难度的。③由于采取某种措施如压裂等导致控制储量的增加。

根据影响动态储量计算的气藏类型和能量补给方式，可将气藏大体分为2类：连通性较好的整装气藏和连通性差的岩性气藏或非常规气藏。前者又可分为定容气藏、封闭气藏和水驱气藏^［28］。

4.1.1　连通性较好的整装气藏

（1）定容气藏，这是一种理想的气藏模型。对于定容气藏，计算动态储量的常用方法是物质平衡法^［29］，物质平衡方程见式（1），是经典的压降法计算动态储量的公式，也是实际气藏物质平衡方法的基础。

P Z = P i Z i 1 - G p G

（1）

式中：P _i 、P分别为原始地层压力和采出气量为G _p时的地层压力，MPa；Z _i 、Z分别为原始条件下气体偏差因子和地层压力为P时的气体偏差因子，无量纲；G _p为地层压力下降到P时的累积产气量，m³；G表示气藏地质储量，m³。

（2）封闭气藏，指没有外界补给的气藏，即在开采过程中，与外界之间没有质量和能量交换。大多数岩性圈闭（透镜体等）气藏，基本上都属于封闭气藏。封闭气藏在开采过程中，随着孔隙压力降低，气藏的容积会有所减小，与定容气藏不同。通过地层压力校正，物质平衡法仍是封闭气藏储量计算的有效方法^［30-31］，修正后的方程见式（2）。

P Z 1 - C c Δ P = P i Z i 1 - G p G

（2）

式中：C _c为气藏容积压缩系数，

C c = C p + S w c C w 1 - S w c

，反映气藏容积随地层压力的变化程度，MPa^-1；C _p、C _w分别为岩石（孔隙体积）压缩系数和地层水压缩系数，MPa^-1；S _wc为束缚水饱和度，小数。

其他适用封闭气藏的动态储量计算方法很多，比较成熟、准确（表4）。对于连通性较好、构造型的封闭气藏可采用物质平衡法、弹性二相法、数值模拟等方法评价，计算较简便快速。

表4 气藏动态储量主要计算方法及适用条件

Table 4 Main methods and applicable conditions of calculating dynamic reserves

方法类型	方法名称	气藏类型	适用条件	可靠程度	适用范围
方法类型	方法名称	气藏类型	适用条件	可靠程度	气井	气藏
传统方法	物质平衡法	各类气藏	采出程度大于20% 至少2个静压测试点	较可靠	√	√
	弹性二相法	定容封闭气藏	拟稳态，定产生产	一般		√
	不稳定试井法	定容封闭气藏	各开发阶段	一般	√
	数值模拟法	各类气藏	地质模型、生产动态	较可靠	√	√
现代方法	Fetkovich	定容封闭气藏	定压生产	较可靠	√
	Blasingame	各类气藏	变产量、变压力
	AG	各类气藏	变产量、变压力
	NPI	各类气藏	变产量、变压力
	FMB	各类气藏	变产量、变压力
	解析法	各类气藏	解析拟合求解

（3）水驱气藏，是指与周围水体（边水、底水）相连通，当气藏开采时，边底水会因气藏压力的下降而侵入气藏，从而驱替气藏中的天然气^［32-33］。水驱气藏开采到一定程度就会产水，使得气藏的开发动态变得复杂，动态储量评价需要考虑水体侵入的影响。进一步校正地层压力后，仍可采用物质平衡法计算气藏动态储量，修正后的方程见式（3）。

P Z 1 - C c Δ P - ω = P i Z i 1 - G p G

（3）

式中：

ω

为气藏存水体积比，即气藏存水量占气藏容积的百分数，

ω = W / G B g i

，小数；W _e、W _p、W分别为水侵量、产水量、存水量（气藏被水侵占据的孔隙体积），W=W _e－W _p B _w，m³；B _gi、B _w分别为原始条件下的气体体积系数和地层水体积系数，小数。

另外，数值模拟方法、Blasingame、AG、NPI、FMB及解析方法均可用于水驱气藏的动态储量计算，核心是校正地层压力。

4.1.2　连通性较差的岩性气藏或非常规气藏

由于气藏连通性较差，通过气藏整体压力测试或产量递减均无法实现对全气藏压力的掌握，因此，以井为单元，首先评价单井动态储量，然后通过单井动态储量采用面积加权或类比推算到全气藏，从而计算全气藏动态储量。近年来，流动物质平衡法以其独特优势在单井动态储量评价中广为接受。

对于非常规气藏而言，由于储层极其致密，关键参数难以准确测量或获取，动态储量评价时常联合概率法使用，给出动态储量的范围^［34］。

4.2　可采储量计算

气藏投入规模开发后，可采储量可通过多种方法进行计算。技术可采储量与动态储量的差别，就是废弃条件（废弃条件和废弃压力），两者差值等于气藏达到废弃条件时没有采出的那部分动态储量^［35］。在采用气藏工程方法和数值模拟方法计算动态储量时，考虑废弃压力和废弃产量，计算得到的储量就是技术可采储量，即EUR。而经济可采储量的计算，需要采用现金流量法和经济极限法进行详细计算，由于所需的经济参数较多，且参数变化趋势预测难度大，因此，经济可采储量在国内应用较少，一般采用经验方法预测。

4.3　剩余储量计算

剩余储量是气田开发中后期评价的重要内容。由于储层条件的非均质性和布井的不均匀性，剩余储量多呈分散状分布，因此剩余储量评价包括剩余储量分布和剩余储量大小。剩余储量评价是气田开发动态监测中至关重要的一项内容，它是指导开发调整方案的重要依据，也是气田提高采收率的关键因素。

剩余储量评价可采用气藏工程方法和数值模拟方法，而气藏工程方法仅能计算剩余储量大小^［36］。目前主要采用数值模拟方法准确直观地反映剩余气分布，计算剩余储量大小。具体研究步骤是首先进行气藏静、动态精细描述，包括精细沉积微相划分、井点测井精细解释、储层净毛比校正、有效砂体空间展布及连通性分析、单井泄气范围评价等，然后采用确定性和随机建模方法，建立气井静态和生产动态资料综合约束的精细地质模型，最后根据单井生产历史和区块生产动态，进行数值模拟计算，校正动用范围和动用程度，精细刻画剩余储量三维空间分布及剩余储量大小，为调整井部署和措施挖潜提供依据和基础。

5 结论

不同类型气藏不同开发阶段关注的储量不同，对应的计算方法也不同。通过本文的系统梳理和对比研究，得出以下认识：

--引用第三方内容--

（1）前期评价阶段，探明地质储量评价是关键。常规气藏采用容积法计算；非常规气藏的评价主要分游离气和吸附气两部分，分别采用容积法和体积法计算，天然气水合物以固态赋存于储层中，初步以地下固态甲烷体积和地下到标准状况下的膨胀系数进行计算。

（2）开发方案编制与实施阶段，可动用储量评价是核心。确定储量是否可动用，主要是论证储层动用的物性下限，论证方法很多，“J函数”评价法是目前国内外常用的一种方法。

（3）开发方案跟踪与调整阶段，动态储量、可采储量和剩余储量评价是重点。气藏开发到中后期，开发规律较为明确，开发动态资料较完善，各计算方法均适用，动态储量、可采储量及剩余储量评价较为靠实。动态储量和可采储量对于封闭气藏和水驱气藏而言，均可采用传统物质平衡方法、现代产量递减方法进行计算，但应注意地层压力的校正。剩余储量的评价对于开发中后期的动态调整非常关键，采用地质建模和动态数值模拟手段，落实剩余储量分布和大小，指导挖潜部署。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序

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