位于碳酸盐层段。油藏原始压力和温度分别为10935 磅/平方英寸（绝对）(75.41MPa)和292℉(162.2度)。
1998年在1号井西南约3公里处钻了2号井,在与1号井相同的气层完井时关井井底压力比原始油藏压力低2950磅每平方英寸(20.344MPa)，约为7985 磅/平方英寸（绝对）(55.069MPa)。这证实了1号井与2号井之间油藏是连续的，并由1号井采气产生了压降。
3号井完钻于1号井西侧约6公里的位置。3号井证实了两个挥发油储层4和5可以生产工业性油流，埋深为海平面以下14200到14580英尺。这口井同样钻遇了反凝析气储层1， 但没有进行中途测试或关井压力测试。
4号井位于1号井东侧约1.5公里的位置。这口井在储层4所在的井段进行了裸眼测试，但没有获得工业性油流。在储层2和3处也进行了射孔，但也没有获得工业性油流。
从发现油田到2002年4月30日，1号井和2号井共从反凝析气储层中开采出19144百万立方英尺分离气和1865千桶凝析油。表4.2.0为该油藏的参数和评估的总储量。
把1号井初次测试期间采集的地面凝析油和气重新混合后，进行油藏流体的实验室研究。重新组合后的样品在原始油藏条件下的成分见表4.2.1。试验表明，储层气体的露点压力为6995 磅/平方英寸（绝对），比原始油藏压力10935 磅/平方英寸（绝对）低3940 磅/平方英寸。生产凝析油气比（CGR）曾一度达到每百万立方英尺天然气含100多桶凝析油。由于1号井周围的油藏压力降到了露点压力以下，这口井最近的生产动态表现出了CGR下降。这种现象对于反凝析气藏来说是正常的。
1号井和2号井中采集了压力数据。根据油藏的压力和生产数据进行了物质平衡计算。根据这些资料估算出的原始天然气地质储量大约为44200 百万立方英尺(1.56亿方)。物质平衡计算中要求有水侵量，从而与历史压力数据和生产数据进行拟合。从1号井的生产动态中已经识别出了天然水。由于2号井完井的时候在1号井和2号井之间的储层中存在一个压力梯度，因此通过确定平均油藏压力从而进行物质平衡计算所得出的结果具有一定的不确定性。以2号井的压力数据为依据，采用物质平衡方法计算了原始天然气地质储量，之所以这样做是因为2号井的关井井底压力比1号井的高，并且确信2号井完井于整个储层段。压力数据的拟合情况见图4.2.11，其中配
有适当的解释。
图4.2.6和4.2.7为1号井和2号井气层的生产历史。使用Fetkovich的标准曲线
21
（图4.2.8）来评价产气量与生产时间的动态关系趋势。Fetkovich标准曲线在进行评
价时的油井生产期间内、在井底压力保持不变的基础上得出的。
图4.2.9为1号井Fetkovich标准曲线之上的产量-时间交会图。实际产量-时间数据在递减曲线上表现为b=0（指数型递减），说明这口开采天然裂缝储层的油井没有出现异常的递减现象。产量-时间数据偏离递减曲线，大概是油井中进了地层水的原因。随后，产量时间数据又返回到递减曲线上，说明井筒中的水很可能排掉了。
图4.2.10为2号井在标准曲线上的产量-时间数据。由于油井回压下降，引起速度增长，从而导致产量-时间数据偏离递减曲线。
1号井自1999年12月起产水量开始上升（图4.2.6）。该井的水样分析表现出氯化钠含量稳定增长的趋势。储层1下面的储层中已经测量出氯化钠含量为每百万单位中有80000单位左右，因此这种产出水的水源还不是十分明确。由于并不是每口井中都采集了储层的水样，因此不能完全肯定地排除1号井中产出的水为储层1的水。根据本区内产层相似的油田的情况，预计实例油田中所有储层都会出现水侵的情况。
用物质平衡分析所估算的证实储量与根据1号井和2号井的生产动态（Fetkovich标准曲线）所估算的储量相当吻合。概算与可能储量中包含了4号井在储层1的未来完井和3号井在储层1的将来再完井。根据1号井和2号井的压力连通情况，现有的这四口井应该能够有效地开采该储层。1号井和2号井的跨距已经超过了储层1的50 %，这说明这两口井的生产动态就可以表现储层1的全部或绝大部分。
总之，生产数据和井底压力数据是估算气藏大小以及证实、概算和可能储量的最直接的依据。1号井和2号井之间的井距以及泄油程度，或者2号井初始完井时的连通性资料进一步说明了储层中的大部分区域，甚至整个构造具有良好的储层连续性与连通性。这些解释结果之间的一致性说明了该油田使用容积法的可信性，以及通过目前和今后的开发可以达到的泄油程度。
储层4和5 （挥发油）
在3号井中储层4和5合并为一。在储层压力和温度下，这口井所产出的流体表现出了挥发油的特征。生产动态表现出气油比稳定增长。通过3号井的生产测井发现，
大部分原油产量来自储层5，而所产出的气大部分来自储层4。表4.2.2为该油藏的储层参数和估算的总储量。
3号井进一步试井所得到的压力数据说明其原始石油地质储量数量有限。容积法得出的结果与根据测试数据得出的最小原始石油地质储量相符。油井的动态生产数据是评估证实储量的基础。根据所绘制的原始石油地质储量图估算的采收率以及根据产量-时间分析得出的总最终开采量表明，其开采效率低于水驱的预期开采效率。然而，气油比的不断增长说明，直至今日油田生产主要依靠溶解气驱。目前3号井的流动油管压力低于1000 磅/平方英寸。为了使采收率达到最大化可能需要使用人工举升措施。
图4.2.12为3号井的产量-时间生产历史，图4.2.13将该井的产量-时间数据与Fetkovich的标准曲线进行了对比。值得注意的是，这口井即使开采的是天然裂缝油藏，但并没有出现异常的油井动态。
储层2和3
该实例油田中的油井均钻穿并测试了储层2和3。至今为止，这两个储层的测试资料还不能说明它们具有工业价值。这些储层依靠天然裂缝来提供采油所需要的传导性。根据气的测试结果以及将来成功有效地运用油井增产措施以使井眼与天然裂缝相连通的可能性，对这两个储层的可能储量进行了评估。表4.2.3为这两个储层的油藏参数和总储量估算值。
实例2：裂缝性气藏的P/Z~Gp关系
原始天然气地质储量是通过线性P/Z与累计产气量的关系来确定的，容积法和/或生产动态法的结果与线性特征相符。实例图见图4.2.14和4.2.15。
由于四川地区的大部分气藏为裂缝性碳酸盐储层，大量的油藏物质平衡资料说明P/Z与累计产气量Gp的关系将会是非线性的。这主要是因为当裂缝枯竭后气藏压力大大低于原始状态，而基质中仍含有气。这个非线性特征将会使原始天然气地质储量的计算结果比使用早期P/Z数据的计算结果多20 %~40%左右。
图4.2.16到4.2.18为一个衰竭裂缝性气藏的非线性P/Z与累产气Gp的关系。
在容积法可以调节早期P/Z数据的情况下，通过采用系数1.2调节早期线性P/Z
趋势可以确定原始天然气地质储量。实例图见图4.2.19和4.2.20。
表4.2.0
实例气田根据动态法计算的总储量
储层1 油藏参数
13 600 深度，ft
292 地层温度，℉
10 935 原始压力，磅/平方英寸（绝对）
5.6 分离器收缩系数，% 原始天然气地质储量，百万立方英尺
证实的
采收率，% 分离器气
总最终可采量，百万立方英尺 累计产量，百万立方英尺 总储量，百万立方英尺
分离器凝析油 总最终可采量，千桶
累计产量，千桶 总储量，千桶
概算的
采收率，% 分离器气
总储量，百万立方英尺
分离器凝析油 总储量，千桶
可能的
采收率，% 分离器气
总储量，百万立方英尺
分离器凝析油 总储量，千桶
注意：
1．
44 200
61.0 25 452 19 144 6 308 2 425 1 865 560 80．0 7 930 630 85．0 2 090 167
原始天然气地质储量是根据物质平衡分析估算的。
2．
概算储量包括根据概算储量的采收率、以证实的油藏容积所估算的储量的增加量。
表4.2.1
实例油田重新组合流体样品的组分
成分 氮气 二氧化碳 硫化氢 甲烷 乙烷 丙烷 i-丁烷 n-丁烷 i-戊烷 n-戊烷 己烷 庚烷+
注： 1． 2． 3．
地层天然气与凝析油样品是在储层原始测试期间采集的。
重新组合样品的露点温度与压力为292℉下6995 磅/平方英寸（绝对）。 原始油藏压力和温度分别为10 935 磅/平方英寸（绝对）和292℉。
摩尔百分比
0.22 1.87 0.20 78.84 7.57 3.10 0.76 1.00 0.47 0.38 0.53 5.06 100.00