利用压力动态资料估算单井控制储量

利用动态压力资料，给出了3种单井控制储量的估算方法，对12口井的14层位的实测资料进行了分析，计算了单井控制储量，并进行了对比分析，最后给出了每个层位的储量估算结果。分析认为，该结果比较准确可靠，可作为开发方案调整的参考依据。     

实现地质储量的动态管理

在油气田储量管理方面，长期以静态容积法计算的探明地质储量管理为主。但传统容积法计算的探明地质储量误差较大；不能完全渗流或流动；通常在开发过程中很少进行校正、落实，与哲学的认识论相悖；可比性差，实用性不强；经济价值不明显，不适应市场经济环境；不利于同国际接轨。根据容积法探明地质储量计算的油气田开发动态指标及采收率无法避免地包含了其误差和缺点，难以反映油气藏实际特征，横向可比性差。提出以动态储量与探明地质储量之比例作为修正系数，对容积法探明地质储量进行修正，随着开发的进程，确定的修正系数越来越准确，对应修正的地质储量也越来越准确、可靠，真正实现地质储量的动态管理。该方法简便易行、结果可靠。这对改革储量管理方式、实现同国际接轨起到一定的启发和引导作用。     

利用压恢试井资料计算动态储量

利用压恢试井资料中的压恢数据进行动态储量计算,主要利用压力恢复法和压差曲线法对20余口气井进行了动储量计算,并且通过对比分析评价该方法的可靠性。     

关于气田动态储量

气田动态储量指开发过程中能够参与渗流或流动的那部分天然气地质储量。动态储量是计算气田采收率或可采储量,以及开发设计和生产管理等的可靠物质基础,也是衡量探明地质储量准确程度的最有效,可靠的依据和标准。     

利用测井资料计算煤层气单井控制地质储量

煤层气有两种贮存状态：吸附在煤颗粒表面的吸附气;悬浮在微孔隙中的游离气。根据吸附气和游离气的物理状态阐述煤层气地质储量的计算以及利用测井资料确定主要参数的方法。     

2005年世界油气新发现——全球新油气田发现规模减小，储量修订和新油气田开发投产是储量接替的主要来源

根据美国IHS能源咨询公司的统计，2005年全球（除美国本土和加拿大之外）新发现油气田320个，但储量规模在10亿bb1（1．37亿t）油当量以上的大油气田发现为零。尽管如此，大多数公司通过已发现油气田的开发投产和老油气田的储量修订完成甚至超额完成了储量接替的计划。     

改革储量管理方式的必要性探讨

在油气田储量管理方面,我国长期以来主要以静态容积法计算的探明地质储量管理为主,实践证明,这种储量管理方式存在诸多不利。首先,在勘探阶段以容积法计算的探明地质储量误差较大;其次,容积法探明地质储量仅仅大致反映了油气藏中石油、天然气的蕴藏量,并未完全反映油气的可流动性;再次在开发进程中,随着对油气藏认识程度的提高,即很少考虑地质储量的变化;以上因素也测定了探明地质储量的经济价值并不明显。因此,以探明地     

测井资料在气藏储量计算中的应用

在储量计算中，优良的测井占有非常重要的城位，尤其对非常规的复杂性岩性气藏储量大量的储层评价参数都要通过测井分析处理而取得，有些数据是岩芯分析无法得到的。在一定范围内，测井资料是进行地层对比的最可靠的资料。     

利用动态监测资料提高油藏开发水平

江汉油区经过近30多年的开发，现有的45个开发单元中有20个单元的综合含水超过80％。地下油水关系、压力场、储层物性等已经发生了变化，大部分单元已经进入中高含水开发阶段，老区调整难度越来越大。充分利用动态监测资料，可以开展油水关系复杂的注水开发单元平面及纵向上的剩余油分布规律研究、储层裂缝与水线推进关系研究、油层污染程度以及油层改造效果评价等。应用这些研究成果可以指导开展油藏精细分析，搞清地下油水分布状况，从而有针对性地进行注采调整，提高高含水油藏开发水平。     

苏里格气田东区动态储量计算方法

针对苏里格低渗气藏的实际情况,运用气藏开发动态资料,选取11口目标井,选用多种典型气藏动态储量计算方法进行计算并得出结果。通过对每种方法进行剖析对比,分析其适用条件与计算所需资料的要求。最终针对苏里格气田东区低渗气藏实际,筛选出适用的储量计算方法,为气田合理有效可持续的开发提供依据。     

煤矿储量动态管理分析

主要围绕煤矿储量动态管理展开研究,通过分析煤矿储量动态管理的重要性和其使用的管理系统,探究管理工作开展过程中应当关注的重点,按流程和规定开展后续工作,保证煤矿储量动态管理工作质量,为煤矿开采提供准确数据,减少不必要的损失,提高其经济效益。     

利用生产动态资料确定气井产能方程新方法

利用生产动态资料确定气井产能方程主要包括2个方面内容：一是利用气井井口油压及相关参数,确定对应的井底流压;二是在井底流压确定的基础之上,确定储层的地层压力及气井产能方程。根据垂直管流中流体的质量守恒与动量守恒原理确定井底流压;而依据不关井试井理论确定地层压力。利用气井实际的生产动态资料,在井底流压与地层压力确定的基础之上,即可确定气井的产能方程。通过实例分析,验证了该方法的可行性及可靠性。     

平湖油气田开发过程中的储量问题探讨

第一批开发井钻探证实，平湖油气田在投入开发前得出的油气地质储量经过多次计算基本可靠．平湖油气田油气地质储量发生变化的主要因素是油气层的横向物性变化．根据第一批开发并提供的资料分析，第二批开发井钻探后，平湖油气田的油气地质储量仍将与原来的计算结果大致相当或略有减少．但平湖油气田具有极强的扩储能力，并且其岩性圈闭的扩储能力将大于构造圈闭的扩储能力．     

利用注水替油资料计算动态储量的新方法——以T751井为例

动态储量计算一直是塔河奥陶系缝洞型油藏开发的一个重要研究课题,受压力监测资料和岩石物理实验的限制,在地层压力和综合压缩系数这两个主要参数的取值上存在严重不确定性,造成动态储量可信度低,根据管流条件下的油水置换原理,尝试用注水替油资料计算溶洞的动态储量,并验证综合压缩系数等参数,对油藏开发研究、后期治理和改善开发效果有一定指导意义。     

开发中后期煤层含气量反算技术及其在储量复算中的应用——以沁水盆地潘庄气田3号煤层为例

煤层气田勘探阶段测试含气量的参数井较少,对区域的代表性和控制性相对较差,导致储量估算时煤层含气量预测可能存在偏差。以开发中后期的沁水盆地潘庄煤层气田为例,提出了利用开发井进行煤层含气量反算的新方法。以Langmuir等温吸附理论为基础,在充分论证兰氏体积、兰氏压力和临界解吸压力取值的基础上,根据27口煤层参数井等温吸附特征及300余口开发井动态资料,对煤层原始含气量进行了反算。结果表明,潘庄煤层气田3号煤层含气量在19～30 m³/t,平均含气量23.3 m³/t,相较提储时平均18 m³/t提高了29.6%。结合开发中后期取心测试含气量资料,利用数值模拟法对此次含气量反算结果进行了验证,误差在7.2%以内。本文研究为老气田煤层气储量复算提供了新思路,适用于参数井较少、煤岩等温吸附测试符合兰氏方程且气井产能认识清晰,处于开发中后期的煤层气田。     

试油资料在油气勘探与储量计算中的应用

利用试油资料不但可以对油藏进行早期评价,同时在某些情况下,还可以对油气藏进行地质储量预测,尤其是对于裂缝型、岩性封闭以及断块型等复杂油气藏更为有效。对赵57井断块砂岩油藏和长3井裂缝性油藏试油资料分析,利用“动态法”进行单井控制储量计算,为正确估算油藏储量提供依据。     

试油动态资料在海西南地区的应用

海西南地区油藏类型的比较复杂,主要是由于该区裂缝复杂造成的,经对该区6口井8层试井资料分析,得到裂缝型油藏（包括宽而长的裂缝型油藏,压裂后形成长裂缝型油藏）及复合型油藏参数,并确定了该区的主裂缝,通过分析该区的试采井资料,得到了指数式产能议程,二项式产能方程及油井产能递减方程,同时计算了单井控制可采储量。     

储量与岩石物理

对当前储量估算的准确性直接取决于地层评价的好坏。美国安全与交换委员会(SEC)的部分目标是执行联邦安全法与法规以及为投资人提供保护的规则，并确保安全市场是公正和可靠的。作为此项工作的一部分，SEC促进了对投资大众的全面有效的公开。对已证实的储量，SEC的解释是打算支持对投资公共利益者全面和公正地公开储量的目标。SEC特别定义了已证实油气储量并进一步解释了两类已证实的储量：证明的已开发储量和证明的未开发储量。在储量分类中使用了三种原始的岩石物理信息源：井测试，岩心分析和测井资料。每一种资料源对储量分类都是一种不同元素的贡献。综合不同的数据组效果才好，通常越不同越好。(图1)