2.6物质平衡法的应用end要点

1、第六章物质平衡方法的应用物质平衡方法在油田开发分析中应用广泛。其基本原理是：把油藏看成一个储 集油气的地下容器，不管油藏以什么方式开采，这个地下容器中的油、气、水的体 积变化始终服从物质守衡原理。本章主要介绍应用物质平衡方法计算油藏天然水侵 量大小、预测油藏动态的方法和步骤。第一节水侵量计算方法一、物质平衡方程式对于一个具有注水驱、边水驱、气顶驱和溶解气驱的混合驱动油藏，在开发过 程中，随着油藏地层压力的下降，要引起边水的入侵、气顶的膨胀、溶解气的分离 和膨胀以及油藏部分的岩石及流体的弹性膨胀等。在此情况下，油藏内原油和自由 气体积的累积减少量，应当等于油藏内含水体积的累积增加量(即累积注水量

2、加累积水侵量，减去累积产水量)，加上油藏岩石及流体的弹性膨胀量，这就是物质平衡的基本概念。由此可以写出物质平衡方程式。 Nm BobBqNBob-(N -Np)Bo NmBobNRsbBg-GpBg-(N - Np)RsBg1_ Bgb2(6.1)=We (Wi -Wp)Bw (Cf CwSwi) ：P _Soi(6.1) 式中，第1大项为开发过程中油藏内原油体积减少量，第 2大项为油藏 内自由气体积减少量，第 3大项为油藏内含水体积增加量，第 4大项为油藏内岩石 和束缚水的弹性膨胀体积。(6.1) 式左端，第小项为油藏内原油的原始体积量；第小项为目前油藏内 原油的剩余体积量；第小项为原始地层

3、条件下原始气顶内的自由气的体积量；第 小项为原始气顶内的自由气，折算到目前地层条件下的自由气体积量；第小项 为原始溶解气，在相当于目前地层条件下的自由气体积量；第小项为采出气相当 于目前地层条件下的体积量；第小项为目前地层条件下的溶解气，相当的自由气 体积量，整个方括号中为目前地层条件下，油藏内的剩余自由气体积量。二、水侵量计算公式油藏储层往往与外部的天然水域相连通。而天然水域的形状和大小差别很大。有的油藏天然水域很大，甚至有地面水的不断补给。因此，边底水非常活跃。在开 采过程中，当地层压力下降时，边底水大量侵入油藏，使压降速度逐渐减缓，达到 供采平衡时，地层压力不再下降。当采液速度变化时，供

4、采关系逐渐变化，可在新 的地层压力水平下，达到新的供采平衡。而且各阶段的水侵系数不变，为一常数。适合这种规律者，为定态水侵。另有一些油藏，其边底水活跃程度不如定态水侵， 按定态水侵公式计算出的水侵系数是逐渐减小的。适合这种规律者，为不定态水 侵。1 .定态水侵tnnn水侵量：We二 K o(R P)dt = K'.f t 二 K' (卩引、.ti) (6.2)0jj 4i=j2 .不定态水侵n水侵量： We=B' .pjQij(tDij)(6.3)j£不定态水侵，又有如下边界条件之分：1) 平面径向流(1 )无限大和有限敞开边界供水系统(2 )有限封闭边界供水

5、系统2) 半球形流(1 )无限大供水系统(2 )有限敞开边界供水系统(3 )有限封闭边界供水系统3) 直线流(1 )无限大供水系统(2)有限敞开边界供水系统(3 )有限封闭边界供水系统无因次时间： t d= 1 t ,(6.4)供水区弹性压缩系数：Ce=Cw+Cf ,(6.5)无因次时间系数：8.64 10-3Kw ' wCer2 ,(6.6)上式中之r，代表平面径向流的r r,半球形流的rs或直线流的Lw。由于(6.6)式中的参数难以选取，无因次时间系数'-,一般不用(6.6)式计算，而由试算法求出。边界形状和半径比(r D=re/r)不同，无因次水侵量 Q(t d)与无因次

6、时间t d的数量 关系不同，可以查数据表。数据表中的数据也可以拟合成关系式，可直接由公式计 算Q(tD)值，以提高计算机的运算速度，这些公式已经编入水侵量计算程序之中(可参考1990年第1期“石油勘探开发杂志”)。参加拟合的点，Q(t d)的相对误差均在-5% 内。nnn3、( APejV : ti)与、：PejQij(tDij)的计算j ±1i =jj m以四个生产阶段为例说明。各阶段生产时间分别为.-：t1、厶t2、厶t3、厶t4,各阶段末总压降分别为厶P 1、甘2、即3、甘4。114nn1)计算 v ( Peji ：ti)j 4i d(1)计算各阶段平均阶段压降Pej据定义有：

7、.-Pej = Pj -.Pj-1iPej = ( iPj+占Pj-1 )/2-(Pj-1 +Pj-2 )/2(6.7)化简后二 Pej=(二 Pj 二 Pj-2 )/2”，”,当 j = 1 或 j=2 时. :Pej = ：P/2 当 j > 3 时 Pej =(.汨.:R-2 )/2 即=胪1/2,AR2=AP2/2, :Pe3 = ( ,P3- ,P1)/2.:Pe4 = ( P4- P2)/2 计算时间矩阵t ijntij - 7 .ti (n=14)，结果见下表。i dt11= irt 1t21 = Lt 1+ it 2t22= dt 2t31 = i_t 1 + i_t 2

8、 + i_t 3t32= =t 2+ = t 3t33= i t 3t41=J；t 1+f；t2+f；t 3 + J；t 4 t42 = -t 2 + f；t 3 + - t 4 t 43 =f；t 3+F； t 4 t(3)Pe1、Pe2、Fe3、Pe4分别乘1.2.3.4列的各兀素得 .；Pe1 t 11八：Pe1 t 21."：Pe2t 22 Pe1 t 31."：Pe2t 32 -Pe3 t 33i-Pe1 t 41.；Pe2t 42. :Pe3 t 43. ：Pe4 t 44计算各阶段末的nn7 C ：Pe ti)j 1i m44=,.t 4第一阶段末的值为上矩阵

9、的第一行相加，1 1即' （iPe：匸坊=：Pe< tnji =j第二阶段末的值为上矩阵的第二行相加，2 2即' （ = Pe' 巾）二：Pe）t21 =Pe? t22j Ti j第三阶段末的值为上矩阵的第三行相加，3 3即送（心Pe送 心ti）=心Pe，t31 +AP& t32 +心Pe3 -t33j wi =j115第四阶段末的值为上矩阵的第四行相加，4 4即送(也Pe£ 也ti) = APe，t4i 十 APe2 t42 +也Pe3 认+ 也Pe4，t44j=1i=i各阶段末的值乘以水侵系数，即为各阶段末的累积水侵量。n2)计算送 APeQ

10、j (tDj )j 4 Pej和t Dij求法同前。其它与前类似。不同的是，要用一个无因次时间系数'：(需试算若干个值)去乘以时间矩阵tilt21、t22、tij ,的各个元素，得到相应的无因次时间矩阵,t D11、tD21、tD22,t Dij ,。再根据边界形状和供给半径与油藏半径的比值查表或计算，求出无因次时 间矩阵各元素所对应的无因次水侵量矩阵Q1、Q1、Q2”Q ,。该矩阵各列分别乘以:L Pe1，二Pe2， ,=Pej,得到如下矩阵：iPe1 Q1=Pe1 Q1-Pe2 Q2L.Pe1 Qi1lPe2 Q2L-Pe3 Q3L.Pe1 Q1L.Pe2 Q2. : Pe3 Q3

11、. : Pe4 Q4如前，各行的元素相加，即得各阶段末的nXPQij(tDij)之值j 1三、各类油藏的水侵量计算方法将物质平衡方程式(6.1)变形，并用水侵量计算公式代替式中的水侵量We可得直线型方程：丫 BX+ N,(6.8)直线在Y轴上截距N为油藏储量，直线斜率B为水侵系数。将B代入水侵量计算公式(6.3)式，或(6.2)式(K=B)，即可算出不同阶段的水侵量，也可以预测油藏 动态。对不同类型油藏Y和X的表达式不同。1 .未饱和油藏饱和压力低，地饱压差大，开发过程中地层压力始终高于饱和压力，这类油藏 属于未饱和油藏。计算这类油藏定态水侵和不定态水侵的X、Y表达式如下：1) 定态水侵(6.

12、9)(6.10)(6.11)7 NpBo -(Wi -Wp)Bw Y 二BoiCt ：PZ (APe 送 &) ,BoiCMPSwi1 Ct - Co Cw Cf ,SoiSoi2)不定态水侵Y 仍由(6.9)式计算。“工 APeQ(tD)X,BoiCt 也 P2 .有气顶驱和溶解气驱的饱和油藏般来说，有气顶的油藏属此类油藏。这类油藏原始地层压力低于饱和压力,投入开发后，则有气顶驱和溶解气驱存在。1) 定态水侵BoBwNp( Rs) Gp(WiWp)_BgBg/ Bo f、Bob f 、mBob 一 Bgi Bob /( Rs)( Rsb)(1)(Cf CwSwi).：P(6.12)(

13、6.13)丄' ('Pe' .：t)BgBo(BTRs)(BobBgmBobBgi Bob-Rsb)(1)(Cf CwSwi) ：PBgiBgSoiBg(6.14)BgBgBgi Bg SoiBg1172)不定态水侵Y 值仍由(6.13)式计算PeQ(tD)(6.15)BgBoBobmBobBgiBob( Rs) -( Rsb)(1)(Cf CwSwi) ：PBgBgBgiBgSoiBg此外，对多油层油田，在一套开发层系内，部分油层原始地层压力低于饱和压 力，有原生气顶；而多数油层原始地层压力高于饱和压力。投入开发后，地层压力 降到多数层的饱和压力以前，仅考虑气顶驱，而

14、不考虑溶解气驱，这就出现了仅有 气顶驱，没有溶解气驱的油田类型。这是有气顶驱和溶解气驱这一类型的特殊情 况。其计算公式如下:1) 定态水侵BoBwNp( -Rsb) Gp _(Wi -Wp)Y =BgBgBo - Bob + mBobBgBgi (1 一蹙)-B°L(Cf CwSwi) ：PBg SoiBg(6.16)#1Bo - BobBg(6.17)Bg.嗨(1_型).举(Cf CwSwi)：PBgi Bg SoiBg2)不定态水侵Y 值仍由(6.16)式计算PeQ(tD)(6.18)B°b (Cf CwSwi) ：PSoiBgX匹Bo-Bob m Bob _(1 -B

15、g Bgi例如，垦西油田垦71断块东营组，少部分油层有原生气顶，多数油层原始地层压力高于饱和压力。在地层压力降到饱和压力值以前，可按有气顶驱而没有溶解 气驱来处理。3 有溶解气驱的饱和油藏没有气顶，原始地层压力等于饱和压力，或者开发过程中地层压力降到饱和压 力以下，有溶解气，属于此类型。1) 定态水侵Np(BoBg-Rs) Gp _(Wi Wp) BwBg-Rs) -(型-Rsb)CwSwi )：PBgBgSoiBg(6.19)2)Y1E (APe迟 At)X 二BgBoBob( Rs) - (-BgBg不定态水侵值仍由(6.19)式计算-Rsb) -B°(Cf CwSwi ) ：P

16、SoiBg(6.20)1181Z APeQ(tD)(6.21)BgBoBobBob( Rs)-( Rsb)(Cf CwSwi) PBgBgSoiBg四、驱动指数计算方法注水量和水侵量虽然可以分开计算，但采出水量中，注入水与侵入水难以区 分，一般无法分开计量，因此人工水驱和天然水驱指数只能一块计算。同样，采出气量中，气顶气与溶解气也是分不开的，气顶驱与溶解气驱的气驱 指数也只能一块计算。根据水驱指数的定义，并经推导得出驱动指数的计算公式如下：1 累积驱动指数计算公式1)未饱和油藏(1)累积水驱指数 WDI 二 We (Wi -Wp)Bw ，”，(6.22)NpBo(2 )累积弹性驱指数 EDI

17、二 NBoiCt(6.23)NpBoWDI+EDI=1.02) 饱和油藏根据物质平衡方程式(6.1)，可以推导出饱和油藏的驱动指数。(1) 累积水驱指数同(6.22)式SDDINmBob Bgi(2) 有气顶驱和溶解气驱的累积气驱指数+ NRsb Gp (N Np)Rs Bg NmBob (NBob NBo)NpBo(6.24)只有溶解气驱，没有气顶驱时，将m=0代入(6.24)式，得到120#DDI1(6.24 )11©24)NRsb - Gp -(N - Np)RslBg -(NBob - NBo)NpBo如前述，当多油层油田，只考虑部分层的气顶驱，不考虑溶解气驱时，将Rs=Rs

18、b及Bo=Bob代入(6.24)式，得到气顶驱的累积气驱指数：N'BobPpNpRsb Eg-NmBobSDIL BgiNpBob(3 )累积弹性驱指数NBob(Cf +CwSwi )APEDI，”，”，”,(6.25)NpBoWDI+SDDI+EDI=1.0,(6.26)2 阶段驱动指数计算阶段驱动指数可以参考(6.22)(6.25) 式，将其分母中之Np改为.：Np，即取本阶段末与上阶段末累积产油量之差(阶段产油量)。分子也改为本阶段末的计算值与上阶段末的计算值之差。第二节动态预测方法计算完第n阶段后，水侵系数已经求出，故可预测第n+1阶段。动态预测分两种情况：一是定压求注，即给定

19、第n+1阶段的产油量、产水量以及第n+1阶段末的总压降APn+1，可以预测第 n+1阶段末的累积水侵量、累积注水量以及阶段注水量和 注采比等。二是定注求压，即给定第n+1阶段的产油量、产水量、注水量等项参数后，用试算法预测第n+1阶段末的总压降 AR+1和累积水侵量。预测完第n+1阶段后，可将第n+1阶段作为新的第 n阶段，预测新的第n+1阶段(即第n+2阶段)，如此反复可以预测若干阶段。经推导，各类油藏不同水侵方式的预测公式如下：一、定压求注1 、未饱和油藏1)定态水侵n -1n -1Npn +>Bon +1 + Wpn +1 Bwn +1 NBoiCt APn +1 B送(APe送

20、Ati)WinQi=iBw n 11,(6.27)）不定态水侵将上式中水侵量一项改为不定态水侵量表达式，即得不定态水侵之定压求注公式。n 1n -1n 1即：B (cPmti)改为 B . PejQn 1j 4i dj有气顶驱和溶解气驱的饱和油藏 定态水侵NmBobBgn +1NB°b - (N - Npn JBon 1 NmBob -:BgiNRsbBg 1 -Gpn 1Bgn 1-(N-Npn 1)R9 1Bgn 1l：；'Wpn 1BWn 1 一 NBobSoiWinin 山1n ：1(Cf CwSwi) R 1 B、 (.：Pj：ti)j ATBwn -1(6.28)

21、2)不定态水侵上式分子中122#n 1n 1n 1B送(心Pe送心坊改为B送APeQn+1,j即可j*ujW有气顶驱的饱和油藏（不考虑溶解气驱） 定态水侵Npn 1(Bon 1RsbBg 1) Gpn 1Bgn 1Wpn 1Bwn 1_ NmBob(Bgn “ 一Bgin 1n HBgi) -Bl： ( :Pel 谊)(Cf CwSwi) Pn 1Winj=1i#SoiBwn r(6.29)2 ）不定态水侵上式分子中n 1n 1n 1B瓦3Pe瓦也卞）改为B送人PeQnE即可ji =jj4 有溶解气驱的饱和油藏1 ）定态水侵(Cf+CwSwi)Pn+1 B瓦(APe瓦 Ati)ji=jBgn

22、1 WpWin 1 =NBob - (N - Npn i)Bon 1 - NRsbBgn 1 Gpn iBgn 1 (N - Npn i)Rsn 1DNBob钉 计n <1BW n 1 -SoiBWn 1(6.30)2)不定态水侵上式分子中n 1n 1BZ (APe送也卞)改为BL APejQn+1,j即可j 4Vj 4对于定压求注，与压力有关的参数可以由已知的.-：Pn+1来确定，因此可以直接求解。二、定注求压采用定压求注公式，用试算法解决定注求压问题。给定n+1阶段的总压降值.-：Pn+1代入定压求注公式，可以计算出n+1阶段末累计注水量Wi n+l。而原给定注水量为 Win+l。当

23、 Wi n+l - Win+l吐.时，给定的UP”1即为所求的."： Pn+1。；为允许的最大绝 对误差值。如果W i n+l - Win+l卜.，则需用新的APn+1代入公式，继续试算。试算是分级次进行的。参考第n阶段的总压降值-：P.，确定第n+1阶段总压降.：Pn+1的初步试算范围。用四舍五入法将-Pn = INT( . ：Pn + 0.5)一般以一个季度或半年为一个计算阶段，相邻阶段的压力变化不可能太大。因此，Pn+1 的初试范围取为：3.0+ . ：Pn .)Pn-3.0(MPa)一般不要求地层压力恢复到原始地层压力以上，因此，当：Pn-3.0<0时，贝U.: Pn+

24、1的初试范围取为：3.0+ UR0。在初试范围3.0+ . ：Pn ：Pn-3.0(或0)内，以步长0.5，取若干个初试总压降值 ."Pn+1，可试算出若干个Wi n+1，取 W i n+1 Win+1最小者与 作比较，若最小的Wi n+1Win+1 <，则该.-：Pn+1即为所求之.沪n+1。若不满足要求，则取该厶P”1前后的两个试算总压降值为第二级次试算的总压降范围。以步长0.1取若干AP”1，又可试算出若干Wn+1，同前面一样判断。如果还不满足要求，可继续试算。第三级次取试算AP”1时压力步度为0.01。以此类推，直到合格为止。需要注意的是，无论是定压求注时，给定的总压降

25、值，或者定注求压时，给定 的累计注水量值都应该是比较合理的和可能的值。这样才能算出比较满意的结果。另外，由于对油田地质模型的简化和计算参数的误差，水侵量计算过程中必然 产生物质平衡误差，这将对第一个预测阶段的指标产生较大的影响。为了消除这一 影响，在动态预测时，我们将计算水侵量的最后一个阶段，即n阶段，作为预测的第一阶段，这样可以消除物质平衡误差。下面用计算n个阶段水侵量以后，定压求注预测n+1 , n+2等两个阶段末的累积注水量 Win+1、Win+2为例，说明消除物质平衡误差的计算公式。将JR，.汨+i, .-Pn+2代入定压求注公式，可以预测出n,n+1,n+2 等阶段末的累积注水量 W

26、in, W i n+1, Wi n+2。等n阶段末的实际累积注水量Win是已知的，(Win-Win)即为物质平衡误差。消除物质平衡误差后的累积注水量为：Win+1 = Wi n+1 (Wl n Win)Win+2 = Wi n+2 (Wi n Win)当预测阶段较多时，可以写出预测第n + j阶段末(j=1,2,)的累积注水量的通式，便于程序设计。通式：Win+j = Wi n+j Win Win,(6.31)在用定压求注试算法解决定注求压问题时，同样要消除物质平衡误差。当给出(n+j)阶段的一个试算总压降APn+j，并用定压求出公式计算出W i n+j后，必须将Wi n+j代入(6.31)式

27、，计算出 Wi n+j与(n+j)阶段末所定累积注水量进行比较，依法 逐步试算。第三节参数准备参数的准确性直接影响计算结果的准确性。参数误差太大，可能算不出结果， 或者算出错误的结果。因此，参数准备是水侵量计算的一项重要工作。一、计算所需的基本参数计算所需的基本参数或基础资料，大体分为三种类型：1 .静态资料2 .动态资料3 .高压物性资料现列表如下：表2.6.2水侵量计算参数准备静态资料(9)1) 油藏构造形态，断层分布及密封性，油气水分布，以及参数2) 油层物性：，Soi,Swi,T(油藏温度)，Y。、Ao,N,m动态资料Np(核实),Gp, Wp(核实),Wi,Pi, AP, t高压物性

28、Boi,Bob,Bo(p) 或 Bo(心P),Bgi,Bgb,Bg(p)或 Bg(心P),Bw,Co,Cw,Cf资料(13)Rsb,Rs(p) 或 Rs( AP),Pb在所有计算阶段均不存在溶解气驱和气顶驱的未饱和油藏，上表所列的m, g, Gp,Bob,Bo(p),Bgi,Bgb,Bg(p),Rsb,Rs(p)等十个参数不用准备和输入。二、参数准备方法1. 原油体积系数Boi,Bob,Bo ( p)。该项资料由高压物性试验实测得到。Boi为原始地层压力 Pi条件下的原油体积系数，Bo(p)为目前地层压力 P条件下的原油体积系数，Bob为饱和压力 Pb条件下的原油体积系数。饱和压力以下和以上，

29、Bo的变化规律不同。124Bo原油体积系数1.10 -1.05Bo=1.0970+3.6111 x 10-3x (P-PjBo=3.6111 X10-3 P+1.0519_-I1 Ip5101520地层压力（MPa）（公式用于地饱压差 06）图1原油体积系数地层压力关系曲线（垦71 1井馆陶组）当压力P从Pi逐渐下降到 Pb时，由于溶气原油的弹性膨胀，Bo从Boi逐渐增大到Bob,但增大的幅度较小。当P小于Pb以后，随着 P逐渐下降，溶解气逐渐分离，原油收缩，Bo不断减小（图2.6.1）。以饱和压力Pb为界，可以分两段进行曲线拟合或回归，得出Bo与P（或总压降.P,或地饱压差（P-Pb）的关系

30、式。当 Boi与Bob差别不太大时，饱和压力以上，可以不考虑其差别。从图2.6.1可见，在靠近坐标原点这一段，曲线弯曲，由于地层压力不允许降 到这一水平，在计算中用不上这一段曲线，因此曲线拟合或回归低于饱和压力的曲 线方程时，可以不考虑曲线弯曲这一段的点子。如图2.6.1中，从饱和压力点到比它低6.0MPa这一段曲线，可以回归出方程Bo=3.611110-3 P+1.0519 ,（6.32）2气体体积系数Bgi,Bgb,Bg（p）。该项资料需要经过计算才能得到。B ZPscT33PTscPsc = 0.1（MPa） Tsc=273K上式中，天然气偏差系数Z需要先求出来。不同压力条件下Z值不同。

31、其求法如下：1）由天然气地面相对密度g查曲线（图2.6.2），得出天然气临界温度Tc和临界压力Pc。若知道天然气的组份百分数，也可由组份的临界温度，临界压力 加权平均，求出该天然气的临界温度，临界压力值。2） 计算对比温度 Tr，对比压力 Pr:T-工（可查表），经(6.34)Tc126在Pi和Pi以下取若干个压力值P,可算出若干个 Pr。Pr 二PPc3) 由Tr和若干个Pr查曲线(图263)，可得出不同压力(6.35)P时的Z值。Z 求出以后，由(6.33)式即可求出油藏温度条件下不同压力时的Bg值。可用曲线拟合或回归的方法求出BgP的关系式。如图 2.6.4点子在双对数坐标中成直线。(-

32、0.86945-1.064971gP)(6.36)Bga天然气体积系数0.03 -0. 01 -Bg=10(-0.86945-1.06497LgP)0.003 r0.00110P100地层压力(MPa)图4 天然气体积系数压力关系曲线(垦71断块馆陶组)3 、天然气溶解度Rsb,Rs(p)该项资料由高压物性试验实测得到。从PiPb、Rs变化很小，即Rs：、Rsb。当P低于Pb以后，溶解气逐渐分离出来,Rs逐渐减小(图2.6.5)，可曲线拟合或回归20127在Pi和Pi以下取若干个压力值P,可算出若干个 Pr。20#在Pi和Pi以下取若干个压力值P,可算出若干个 Pr。出低于饱和压力的曲线方程：

33、Rs=4.94P+10.35 (P<Pb)天然气溶解度S80垦24沙一/m6040Rs=-4.94 P + 97.990垦 71东营组：Rs=4.94P + 10.353468 10 1214161820压力 P (MPa) (公式用于 P<Pb)20#在Pi和Pi以下取若干个压力值P,可算出若干个 Pr。20#在Pi和Pi以下取若干个压力值P,可算出若干个 Pr。图5天然气溶解度压力关系曲线(垦西油田)20#4.地层水和岩石压缩系数Cw Cf纯水含气量溶解气校正系数10600loo120温度（C ）0.6124X 101矿化度（mg/l）图6溶解天然气量温度关系曲线图7溶解气校正

34、系数矿化度关系曲线纯水压缩系数、-w(10-4 /MPa)压缩系数校正系数4.6 j4.233.8 j1.01 2含气量 (m 3/m 3)图8地层水压缩系数含气量关系曲线406080100120温度（C）图9纯水压缩系数温度关系曲线128地层水压缩系数Cw由图2.6.6、图2.6.7、2.6.8、2.6.9 之曲线查出。由图2.6.6 查出地层温度、压力条件下，纯水的含气量GB（m3/m3），由图2.6.7查出地层温度和地层水矿化度条件下的校正系数A，地层水含气量GB=AGB。由图2.6.8查出含气量GB时的校正系数 A，由图2.6.9查出地层温度压力条件下不含 气的地层水压缩系数Cw：则含

35、气时的地层水压缩系数Cw=A Cw：岩石压缩系数 Cf由图2.6.10 之曲线查出。岩石压缩系数Ct10 d(10-4/MPa)12 -102030孔隙度（%）图10岩石压缩系数孔隙度关系曲线5 、地层水体积系数BwBw可查曲线求得，一般油藏物理书上均有此曲线，也可近似地取为1。6 、地层压力 P地层压力的可靠性是准确计算水侵量的基础。通过作出阶段平均总压降与时间 t的关系曲线、阶段亏空和注采比与时间的关系曲线，分析压力资料的合理性，对 于平均总压降明显不合理的阶段，要仔细分析单井测压资料和动态趋势，选用对比 性较好，较为可靠的测压资料计算平均总压降。对于地饱压差较小，地层压力低于 饱和压力的单元，由于饱和压力以上和以下，计算公式有一定差异，为了便于计 算，在划分计算阶段时，饱和压力点应划为阶段分界点。符号说明：Ao=油藏含油面积，km 2N=油藏的原始地质储量，104m3（地面），（输入输出104t）m=饱和油藏的原始气顶含气体