基于动态分析的获取油气井储量起算标准的方法及装置

本发明涉及油气勘探开发技术领域，具体涉及基于动态分析的获取油气井储量起算标准的方法及装置。

背景技术：

储量起算标准(即工业油气流标准)为油(气)藏不同埋藏深度下石油和天然气的单井日产量下限，是进行初始估算应达到的最低经济条件。中华人民共和国地质矿产行业标准《石油天然气储量估算规范(dz/t0217—2020)》(简称《规范》)5.1.3中虽然给出了通用储量起算标准，但因不同地区、不同深度、不同油气藏类型，其成本、费用及销售价格等均在差异较大，致使这一推荐起算标准具有较大的不适应性。与此同时，《规范》中也同步给出了计算储量起算标准的基本原则：各地区可根据当地价格和成本等测算求得只收回开发井投资的单井日产量下限；也可用平均的操作费用和油价求得平均井深的单井日产量下限，再根据实际井深求得不同井深的单井日产量下限。公式为：油或气单井日产量下限(吨/日或千立方米/日)＝固定成本(元/日)/(销售价格-税费-可变成本(吨/日或千立方米/日)。

现有技术中获取储量起算标准的方法，都是基于上述原则进行的公式推导，大体上如下式：

式中：qoe——油井单井储量起算日产量，吨/天；

ip——开发井建设投资，万元/口(为单井钻井投资+采油+地面)；

pt——投资回收期，年(取投资回收期)；

cfo——油井生产固定成本，万元每年(由成本表计算得出)；

rt——油井年生产时率，天/年(年生产天数)；

p0d——原油销售价格，元/吨(取规定数值)；

taxo——原油综合税费，元/吨(取规定数值)；

d——综合年递减率，％；

cvo——油井可变成本，元/吨(由成本费用表计算得出)；

r0——原油商品率，％(来自实际值)。

然后上述现有技术中获取储量起算标准的方法存在的主要问题有：(1)对于投资回收期(pt)有硬性要求，并且需要预先给定，一般为8年。这对于一些长期低产稳产的生产井则不适应性，另外《规范》中也没有对投资回收期做出强制要求。(2)虽然公式应用了年递减参数，但计算所计算得出的产量(qoe)，其实是第一年的平均产量，而不是起始稳定产量。因此，在递减率较大时，其误差较大。(3)一般只针对单资源类型生产井，而当油气均具有较高产量(高生产气油比的油井，高凝析油含量的气井)是，变得不适用。

技术实现要素：

本发明所要解决的技术问题是现有技术中获取储量起算标准的方法存在效率低，计算误差大的问题，本发明目的在于提供基于动态分析的获取油气井储量起算标准的方法及装置，本发明给出了一种更加科学的储量起算标准计算方法，在综合考虑投资、开采成本、油气价格、递减率、税收等因素对投资收益的影响下，根据投入产出平衡原理，研制了计算工业油流储量起算标准的简便算法，进而高效快捷地得出不同类型油气井的储量起算标准。

本发明通过下述技术方案实现：

一种基于动态分析的获取油气井储量起算标准的方法，该方法包括以下步骤：

s1：获取单井经济极限产量的指标信息作为输入，根据输入的所述单井经济极限产量的指标信息，按照时间尺度计算单井经济极限产量；

s2：基于所述单井经济极限产量，根据动态储量起算标准计算模型计算收回单井投资初始产量，所述收回单井投资初始产量即储量起算标准并输出。

进一步地，所述单井经济极限产量的指标信息包括原油销售价格、原油综合税、原油商品化率、油单位产量可变成本、天然气销售价格、天然气综合税、天然气销售商品化率、天然气单位产量可变成本、生产气油比、年综合递减率、单井固定年成本。

进一步地，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量包括单井经济极限年产量、单井经济极限月产量和单井经济极限日产量；步骤s1包括以下子步骤：

s11：根据所述单井经济极限产量的指标信息，采用以下公式计算每吨油产量部分净收入vuo：

vuo＝(po-tco)·sro-cvo

式中，po为原油销售价格；tco为原油综合税；sro为原油商品化率；cvo为油单位产量可变成本；

s12：根据所述单井经济极限产量的指标信息，采用以下公式计算每千方天然气产量部分净收入vug：

vug＝(pg-tcg)·srg-cvg

式中，pg为天然气销售价格；tcg为天然气综合税；srg为天然气销售商品化率；cvg为天然气单位产量可变成本；

s13：根据所述每吨油产量部分净收入、每千方天然气产量部分净收入，利用以下公式，计算每吨油气当量净收入vuog：

式中，gor为初始稳定生产气油比；其中，如果忽略气产量的经济价值，则令vuog＝vuo；如果忽略油产量部分经济价值，则令vuog＝vug；

s14：根据所述每吨油气当量净收入，利用以下公式，按照时间尺度计算单井经济极限产量qdog：

式中，cfx为按照时间尺度的油气井开井固定成本；vuog为单位油气产量净收入；qdog为经济极限产量。

进一步地，步骤s2中的所述动态储量起算标准计算模型采用基于e模型的动态储量起算标准计算模型，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量为单井经济极限年产量时，步骤s2计算收回单井投资初始年产量包括以下子步骤：

s21：根据获取的单井经济极限产量的指标信息及步骤s1按照时间尺度计算的单井经济极限产量，求解如下公式，计算总生产年数n；

式中，dca为年综合递减率，小数；dta为年折现率，小数；

s22：根据步骤s21，利用以下公式计算初始起算年产量；

式中，qiyog为储量起算初始年产量，吨当量/年；

s23：根据步骤s22，利用以下公式计算，初始起算日产量qiog；

式中，qiog为储量起算下限产量，吨当量/天；

s24：根据所述初始起算日产量，将油气当量产量，按生产气油比换算成油日产量、气日产量如下：

式中，qio为油的储量起算产量，吨/天；qig为天然气的储量起算产量，方/天。

进一步地，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量为单井经济极限月产量时，步骤s2计算收回单井投资初始月产量的步骤s21之前还包括s20，s20包括：

s201：将年自然递减率换算为月自然递减率，因本发明规定为指数递减模型，故利用以下公式将年自然递减率换算为月自然递减率；

式中，dcm为月递减率，小数；dca为年自然递减率，小数；

s202：将年折现率换算为月折现率，利用以下公式将年折现率dta换算为日折现率dtm；

式中，dtm为月折现率，小数；dta为年折现率，小数。

其他流程步骤计算单井经济极限月产量，类似上述基于e模型的步骤s21至步骤s24的计算所述单井经济极限年产量。

进一步地，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量为单井经济极限日产量时，步骤s2计算收回单井投资初始日产量的步骤s21之前还包括s30，s30包括：

s301：将年综合递减率换算为日递减率，因本发明规定为指数递减模型，故利用以下公式将年自然递减率换算为日综合递减率；

式中，dcd为日自然递减率，小数；dca为年自然递减率，小数；pda为年生产天数，天；

s302：将年折现率换算为日折现率，利用以下公式将年折现率dta换算为日折现率dtd；

式中，dtd为日折现率，小数；dta为年折现率，小数。

其他流程步骤计算单井经济极限日产量，类似上述基于e模型步骤s21至步骤s24的计算所述单井经济极限年产量。

进一步地，步骤s2中的所述动态储量起算标准计算模型采用基于n模型的动态储量起算标准计算模型，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量为单井经济极限年产量时，步骤s2计算收回单井投资初始年产量包括以下子步骤：

s21：根据获取的单井经济极限产量的指标信息及步骤s1按照时间尺度计算的单井经济极限产量，求解如下公式，计算总生产年数n；

式中，dca为年综合递减率，小数；

s22：根据步骤s21，利用以下公式计算初始起算年产量；

qiyog＝qdog·(1+dca)^n-1

式中，qiyog为储量起算初始年产量，吨当量/年；

s23：根据步骤s22，利用以下公式计算，初始起算日产量qiog；

式中，qiog为储量起算下限产量，吨当量/天；

s24：根据所述初始起算日产量，将油气当量产量，按生产气油比换算成油日产量、气日产量如下：

式中，qio为油的储量起算产量，吨/天；qig为天然气的储量起算产量，方/天。

进一步地，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量为单井经济极限月产量时，步骤s2计算收回单井投资初始月产量的步骤s21之前还包括s20，s20包括：

s201：将年自然递减率换算为月自然递减率，因本发明规定为指数递减模型，故利用以下公式将年自然递减率换算为月自然递减率；

式中，dcm为月递减率，小数；dca为年自然递减率，小数；

s202：将年折现率换算为月折现率，利用以下公式将年折现率dta换算为日折现率dtm；

式中，dtm为月折现率，小数；dta为年折现率，小数。

其他流程步骤计算单井经济极限月产量，类似上述基于n模型的步骤s21至步骤s24的计算所述单井经济极限年产量。

进一步地，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量为单井经济极限日产量时，步骤s2计算收回单井投资初始日产量的步骤s21之前还包括s30，s30包括：

s301：年综合递减率换算为日递减率，因本发明规定为指数递减模型，故利用以下公式将年自然递减率换算为日综合递减率；

式中，dcd为日自然递减率，小数；dca为年自然递减率，小数；pda为年生产天数，天；

s302：将年折现率换算为日折现率，利用以下公式将年折现率dta换算为日折现率dtd；

式中，dtd为日折现率，小数；dta为年折现率，小数。

其他流程步骤计算单井经济极限日产量，类似上述基于n模型步骤s21至步骤s24的计算所述单井经济极限年产量。

另一方面，本发明提供了一种基于动态分析的获取油气井储量起算标准的装置，该装置支持所述的一种基于动态分析的获取油气井储量起算标准的方法，该装置包括：

输入单元，用于输入获取的单井经济极限产量的指标信息；

第一计算单元，用于根据输入的所述单井经济极限产量的指标信息，按照时间尺度计算单井经济极限产量；所述单井经济极限产量包括单井经济极限年产量、单井经济极限月产量、单井经济极限日产量；

第二计算单元，基于所述单井经济极限产量，根据动态储量起算标准计算模型计算收回单井投资初始产量，所述收回单井投资初始产量即储量起算标准；所述收回单井投资初始产量包括收回单井投资初始年产量、收回单井投资初始月产量、收回单井投资初始日产量；

输出单元，用于输出所述收回单井投资初始产量。

本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：

本发明采用基于e模型的动态储量起算标准计算模型或者基于n模型的动态储量起算标准计算模型计算收回单井投资初始产量即储量起算标准，本发明可以通过类别相似油气藏的钻井关键参数，并通过计算机编程，快速求得储量起算标准初始产量，即储量起算标准。

2、本发明(1)充分考虑油气井自然递减这一特性，以指数递减为约束模型，根据经济极限年产量，倒推求得经济极限初始产量(储量起算标准)；(2)充分考虑到原油、天然气两种产出物的经济价值。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明实施例的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明实施例的限定。在附图中：

图1为本发明一种基于动态分析的获取油气井储量起算标准的方法流程图。

图2为本发明一种基于动态分析的获取油气井储量起算标准的装置结构示意图。

具体实施方式

在下文中，可在本发明的各种实施例中使用的术语“包括”或“可包括”指示所发明的功能、操作或元件的存在，并且不限制一个或更多个功能、操作或元件的增加。此外，如在本发明的各种实施例中所使用，术语“包括”、“具有”及其同源词仅意在表示特定特征、数字、步骤、操作、元件、组件或前述项的组合，并且不应被理解为首先排除一个或更多个其它特征、数字、步骤、操作、元件、组件或前述项的组合的存在或增加一个或更多个特征、数字、步骤、操作、元件、组件或前述项的组合的可能性。

在本发明的各种实施例中，表述“或”或“a或/和b中的至少一个”包括同时列出的文字的任何组合或所有组合。例如，表述“a或b”或“a或/和b中的至少一个”可包括a、可包括b或可包括a和b二者。

在本发明的各种实施例中使用的表述(诸如“第一”、“第二”等)可修饰在各种实施例中的各种组成元件，不过可不限制相应组成元件。例如，以上表述并不限制所述元件的顺序和/或重要性。以上表述仅用于将一个元件与其它元件区别开的目的。例如，第一用户装置和第二用户装置指示不同用户装置，尽管二者都是用户装置。例如，在不脱离本发明的各种实施例的范围的情况下，第一元件可被称为第二元件，同样地，第二元件也可被称为第一元件。

应注意到：如果描述将一个组成元件“连接”到另一组成元件，则可将第一组成元件直接连接到第二组成元件，并且可在第一组成元件和第二组成元件之间“连接”第三组成元件。相反地，当将一个组成元件“直接连接”到另一组成元件时，可理解为在第一组成元件和第二组成元件之间不存在第三组成元件。

在本发明的各种实施例中使用的术语仅用于描述特定实施例的目的并且并非意在限制本发明的各种实施例。如在此所使用，单数形式意在也包括复数形式，除非上下文清楚地另有指示。除非另有限定，否则在这里使用的所有术语(包括技术术语和科学术语)具有与本发明的各种实施例所属领域普通技术人员通常理解的含义相同的含义。所述术语(诸如在一般使用的词典中限定的术语)将被解释为具有与在相关技术领域中的语境含义相同的含义并且将不被解释为具有理想化的含义或过于正式的含义，除非在本发明的各种实施例中被清楚地限定。

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作为对本发明的限定。

实施例1

如图1所示，本发明一种基于动态分析的获取油气井储量起算标准的方法，该方法包括以下步骤：

s1：获取单井经济极限产量的指标信息作为输入，根据输入的所述单井经济极限产量的指标信息，按照时间尺度计算单井经济极限产量；所述按照时间尺度计算单井经济极限产量包括单井经济极限年产量、单井经济极限月产量和单井经济极限日产量；

s2：基于所述单井经济极限产量，根据动态储量起算标准计算模型计算收回单井投资初始产量，所述收回单井投资初始产量即储量起算标准并输出；所述收回单井投资初始产量包括收回单井投资初始年产量、收回单井投资初始月产量、收回单井投资初始日产量。

本实施例中，所述单井经济极限产量的指标信息包括原油销售价格、原油综合税、原油商品化率、油单位产量可变成本、天然气销售价格、天然气综合税、天然气销售商品化率、天然气单位产量可变成本、生产气油比、年综合递减率、单井固定年成本。具体地：

年综合递减率(dca)，是指下一年度产量与上一年度产量差值除以上一年度产量值。可通过相似油气藏的开发井类比取值。本发明规定为指数递减，单位为小数。

单井固定年成本(cfa)，是指管理一口油气生产井每年所要支出固定费用，与油气日产量无关。本发明规定取固定值，单位元。

可变成本(cv)，是指一单位油气产量所要支出的费用。根据各个油田企业管理水平、资源品质、交通位置等综合取值。本发明规定取固定值，单位元/吨油气当量。

综合税(tc)，是指每生产并销售一单位的油气所要缴纳的税款。根据资源类型、价格和国家政策综合取值。为简化算法，本发明中综合税不考虑所得税、石油特别收益金。

年生产天数(pda)，是指每年油气井正常生产的天数，一般取300天。本发明规定取固定值。

生产气油比(gor)，根据测试初期稳定产量的原油和天然气产量计算得出。

销售价格(po、pg)，根据储量报告提交时，经济评价规定中要求取值。

销售商品率(sro、srg)，根据各个油田企业市场销售情况，综合取值。

本实施例中，步骤s1包括以下子步骤：

s11：根据所述单井经济极限产量的指标信息，采用以下公式计算每吨油产量部分净收入vuo：

vuo＝(po-tco)·sro-cvo

式中，po为原油销售价格；tco为原油综合税；sro为原油商品化率；cvo为油单位产量可变成本；

s12：根据所述单井经济极限产量的指标信息，采用以下公式计算每千方天然气产量部分净收入vug：

vug＝(pg-tcg)·srg-cvg

式中，pg为天然气销售价格；tcg为天然气综合税；srg为天然气销售商品化率；cvg为天然气单位产量可变成本；

s13：根据所述每吨油产量部分净收入、每千方天然气产量部分净收入，利用以下公式，计算每吨油气当量净收入vuog：

式中，gor为初始稳定生产气油比；其中，如果忽略气产量的经济价值，则令vuog＝vuo；如果忽略油产量部分经济价值，则令vuog＝vug；

s14：根据所述每吨油气当量净收入，利用以下公式，按照时间尺度计算单井经济极限产量qdog：

式中，cfx为按照时间尺度的油气井开井固定成本；vuog为单位油气产量净收入；qdog为经济极限产量。

计算单井经济极限年产量时，油气井开井固定成本记作cfa，元/年；计算单井经济极限月产量时，油气井开井固定成本记作记作cfm，元/月；计算单井经济极限日产量时，油气井开井固定成本记作记作cfd，元/天；

本实施例中，步骤s2中的所述动态储量起算标准计算模型采用基于e模型的动态储量起算标准计算模型，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量为单井经济极限年产量时，步骤s2计算收回单井投资初始年产量包括以下子步骤：

s21：根据获取的单井经济极限产量的指标信息及步骤s1按照时间尺度计算的单井经济极限产量，求解如下公式，计算总生产年数n；

式中，dca为年综合递减率，小数；dta为年折现率，小数；

s22：根据步骤s21，利用以下公式计算初始起算年产量；

式中，qiyog为储量起算初始年产量，吨当量/年；

s23：根据步骤s22，利用以下公式计算，初始起算日产量qiog；

式中，qiog为储量起算下限产量，吨当量/天；

s24：根据所述初始起算日产量，将油气当量产量，按生产气油比换算成油日产量、气日产量如下：

式中，qio为油的储量起算产量，吨/天；qig为天然气的储量起算产量，方/天。

本实施例中，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量为单井经济极限月产量时，步骤s2计算收回单井投资初始月产量包括以下子步骤：

s20：s201：将年自然递减率换算为月自然递减率，因本发明规定为指数递减模型，故利用以下公式将年自然递减率换算为月自然递减率；

式中，dcm为月递减率，小数；dca为年自然递减率，小数；

s202：将年折现率换算为月折现率，利用以下公式将年折现率dta换算为日折现率dtm；

式中，dtm为月折现率，小数；dta为年折现率，小数。

s21：根据获取的单井经济极限产量的指标信息及步骤s1按照时间尺度计算的单井经济极限产量，求解如下公式，计算总生产月数n；

s22：根据步骤s21，利用以下公式计算初始起算月产量qimog

式中，qiog为储量起算月产量，吨当量/月；

s23：根据步骤s22，利用以下公式计算初始起算日产量；

式中，qiog为储量起算下限产量，吨当量/天；

s24：根据所述初始起算日产量，将油气当量产量，按生产气油比换算成油产量、气产量如下：

式中，qio为油的储量起算产量，吨/天；qig为天然气的储量起算产量，方/天。

本实施例中，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量为单井经济极限日产量时，步骤s2计算收回单井投资初始日产量包括以下子步骤：

s20：s301：将年综合递减率换算为日递减率，因本发明规定为指数递减模型，故利用以下公式将年自然递减率换算为日综合递减率；

式中，dcd为日自然递减率，小数；dca为年自然递减率，小数；pda为年生产天数，天；

s302：将年折现率换算为日折现率，利用以下公式将年折现率dta换算为日折现率dtd；

式中，dtd为日折现率，小数；dta为年折现率，小数。

s21：根据获取的单井经济极限产量的指标信息及步骤s1按照时间尺度计算的单井经济极限产量，求解如下公式，计算总生产天数n；

s22：根据步骤s21，利用以下公式计算初始起算产量日下限qiog；

式中，qiog为储量起算下限产量，吨当量/天；

s23：根据步骤s22，将油气当量产量，按生产气油比换算成油产量、气产量如下：

式中，qio为油的储量起算产量，吨/天；qig为天然气的储量起算产量，方/天。

因此，本发明属于油气勘探开发技术领域，特别是涉及到油气地质储量估算规范(dz/t0217—2020)中的储量起算标准的简化方法；本实施例中采用基于e模型的动态储量起算标准计算模型计算收回单井投资初始产量即储量起算标准，本发明可以通过类别相似油气藏的钻井关键参数，并通过计算机编程，快速求得储量起算标准初始产量，即储量起算标准。

模型可估算初始状态和当前状态下的原地流体，估算结果受油藏动态开发方案影响较大，与油井的供液能力、生产动态和开采机理等开发动态参数相关。油气藏动态储量指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下，已开发地质储量中投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时，可以从气藏中流出的石油和天然气总量。动态法多利用气压力、产量、累积产量等随时间变化的生产动态料计算储量的方法，如物质平衡法(常称压降法)、弹性二相法(也常称气藏探边测试法)、产量递法、数学模型法等等。运用气藏开发动态资料，筛选与之相适应的动态计算方法才能准确确定动态储量，动态法分析的关键是将单井的产能和开发参数进行历史拟合，不断调整模型直到接近合理范围。

本发明的主要特点有：(1)充分考虑油气井自然递减这一特性，以指数递减为约束模型，根据经济极限年产量，倒推求得经济极限初始产量(储量起算标准)。(2)充分考虑到原油、天然气两种产出物的经济价值。

实施例2

如图1所示，本实施例与实施例1的区别在于，步骤s2中的所述动态储量起算标准计算模型采用基于n模型的动态储量起算标准计算模型，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量为单井经济极限年产量时，步骤s2计算收回单井投资初始年产量包括以下子步骤：

s21：根据获取的单井经济极限产量的指标信息及步骤s1按照时间尺度计算的单井经济极限产量，求解如下公式，计算总生产年数n；

式中，dca为年综合递减率，小数；

s22：根据步骤s21，利用以下公式计算初始起算年产量；

qiyog＝qdog·(1+dca)^n-1

式中，qiyog为储量起算初始年产量，吨当量/年；

s23：根据步骤s22，利用以下公式计算，初始起算日产量qiog；

式中，qiog为储量起算下限产量，吨当量/天；

s24：根据所述初始起算日产量，将油气当量产量，按生产气油比换算成油日产量、气日产量如下：

式中，qio为油的储量起算产量，吨/天；qig为天然气的储量起算产量，方/天。

本实施例中，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量为单井经济极限月产量时，步骤s2计算收回单井投资初始月产量包括以下子步骤：

s20包括：

s201：将年自然递减率换算为月自然递减率，因本发明规定为指数递减模型，故利用以下公式将年自然递减率换算为月自然递减率；

式中，dcm为月递减率，小数；dca为年自然递减率，小数；

s202：将年折现率换算为月折现率，利用以下公式将年折现率dta换算为日折现率dtm；

式中，dtm为月折现率，小数；dta为年折现率，小数。

s21：根据获取的单井经济极限产量的指标信息及步骤s1按照时间尺度计算的单井经济极限产量，求解如下公式，计算总生产月数n；

s22：根据步骤s21，利用以下公式计算初始起算月产量qimog

qimog＝qdog·(1+dcm)^n-1

式中，qiog为储量起算月产量，吨当量/月；

s23：根据步骤s22，利用以下公式计算初始起算日产量；

式中，qiog为储量起算下限产量，吨当量/天；

s24：根据所述初始起算日产量，将油气当量产量，按生产气油比换算成油产量、气产量如下：

式中，qio为油的储量起算产量，吨/天；qig为天然气的储量起算产量，方/天。

本实施例中，所述按照时间尺度计算单井经济极限产量为单井经济极限日产量时，步骤s2计算收回单井投资初始日产量包括以下子步骤：

s20包括：

s301：年综合递减率换算为日递减率，因本发明规定为指数递减模型，故利用以下公式将年自然递减率换算为日综合递减率；

式中，dcd为日自然递减率，小数；dca为年自然递减率，小数；pda为年生产天数，天；

s302：将年折现率换算为日折现率，利用以下公式将年折现率dta换算为日折现率dtd；

式中，dtd为日折现率，小数；dta为年折现率，小数。

s21：根据获取的单井经济极限产量的指标信息及步骤s1按照时间尺度计算的单井经济极限产量，求解如下公式，计算总生产天数n；

s22：根据步骤s21，利用以下公式计算，初始起算产量日下限qiog；

qiog＝qdog·(1+dcd)^n-1

式中，qiog为储量起算下限产量，吨当量/天；

s23：根据步骤s22，将油气当量产量，按生产气油比换算成油产量、气产量如下：

式中，qio为油的储量起算产量，吨/天；qig为天然气的储量起算产量，方/天。

本实施例中采用基于n模型的动态储量起算标准计算模型计算收回单井投资初始产量即储量起算标准，本发明可以通过类别相似油气藏的钻井关键参数，并通过计算机编程，快速求得储量起算标准初始产量，即储量起算标准。

其中：n模型和e模型两者的主要差异在递减率换算方法上，n模型用的是乘积法，e模型是积分法。

具体地：n模型是一种基于乘积法的油气井指数递减率的不同单位间的换算方法。

根据递减率的定义，指数递减率可以写成如下形式：

上式可用于任何的时间间隔内。如果当时间t为0时(即开始递减的时间)产量为qi，到时间t时产量为q，那么产量表达式为：

q＝qi·(1-d)^t

基于这一原理，现有的换算公式通常为：

具体地：e模型是一种基于积分法的油气井指数递减率的不同单位间的换算方法。

根据递减率的定义，指数递减率可以写成如下形式：

上式可用于任何小的时间间隔内。如果当时间t为0时(即开始递减的时间)产量为qi，到时间t时产量为q，那么产量表达式可由下列积分求得：

该递减率d不随时间变化而变化，对上式积分可得：

q＝qi·e^-d·t

现有的换算公式通常为：

本发明的主要特点有：(1)充分考虑油气井自然递减这一特性，以指数递减为约束模型，根据经济极限年产量，倒推求得经济极限初始产量(储量起算标准)。(2)充分考虑到原油、天然气两种产出物的经济价值。

实施例3

如图2所示，本实施例与实施例1的区别在于，本实施例提供了一种基于动态分析的获取油气井储量起算标准的装置，该装置支持实施例1或实施例2所述的一种基于动态分析的获取油气井储量起算标准的方法，该装置包括：

输入单元，用于输入获取的单井经济极限产量的指标信息；

第一计算单元，用于根据输入的所述单井经济极限产量的指标信息，按照时间尺度计算单井经济极限产量；所述单井经济极限产量包括单井经济极限年产量、单井经济极限月产量、单井经济极限日产量；

第二计算单元，基于所述单井经济极限产量，根据动态储量起算标准计算模型计算收回单井投资初始产量，所述收回单井投资初始产量即储量起算标准；所述收回单井投资初始产量包括收回单井投资初始年产量、收回单井投资初始月产量、收回单井投资初始日产量；

输出单元，用于输出所述收回单井投资初始产量。

其中，所述的一种基于动态分析的获取油气井储量起算标准的方法按照实施例1或者实施例2中的方法步骤执行。在此不再一一赘述。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上所述的具体实施方式，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，以上所述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。