天然气产量预测模型_天然气价格预测模型有哪些内容

1.预测未来某一时刻的特征用什么模型

2.石油天然气关键参数研究与获取

3.能耗预测技术

4.天然气水合物热动力学模型

5.油气储产量发现趋势预测方法

6.各超市物品价格的研究性学习报告

7.油气储量、产量增长趋势预测方法

一、研究阶段

国内对油气趋势预测的研究可以分为起始阶段(20世纪80年代)、发展阶段(20世纪80年代至今)，未来也将朝综合预测的方向发展。

(一)起始阶段

国内对油气发现趋势的预测研究始于20世纪80年代，中国科学院院士翁文波先生作出了开创性的工作。翁文波先生于年出版的专著《预测学基础》，认为任何都有“兴起—成长—鼎盛—衰亡”的自然过程，油气的发现也有类似的规律，基于此理论思想提出了泊松旋回(PoissonCycle)模型。该模型是我国建立的第一个预测油气田储量、产量中长期预测模型，通常称之为翁氏模型，可以对某一油区、国家或组织全过程的产量进行预测。翁先生于1991年出版了英文版本专著“Theory of Fore-casting”，该书将泊松旋回更名为生命旋回。此后，国内的相关研究机构和学者开展了大量的油气发现趋势的研究，由于统计分析与理论研究工作的深入，在预测模型的建立与应用方面，都取得了显著的成绩。

(二)发展阶段

以陈元千教授为代表继承并发展了翁先生的预测理论，并在油气田储量、产量预测及中长期规划方面得到了广泛应用。1996年，陈元千教授完成了翁氏模型的理论推导，并提出了求解非线性模型的线性试差法。由于原翁氏模型是在模型常数b为正整数时理论推导结果的特例，故将此结果称之为广义翁氏模型。此外，陈元千、胡建国、张盛宗等还提出了威布尔(Weibull)模型、胡—陈—张(HCZ)模型、胡—陈(HC)模型、对数正态分布模型、瑞利模型、广义I型数学模型以及广义Ⅱ型数学模型。黄伏生、赵永胜、刘青年提出了t模型，并由胡建国等完成推导。陈玉祥、张汉亚将经济学中的龚帕兹(Compertz)模型也应用于石油峰值问题的研究。

二、预测模型

综合对比国内外10多种关于石油峰值理论定量研究的模型，大体分为如下3类:基于生命有限体系的生命模型，如:哈伯特模型、广义翁氏生命旋回模型和龚帕兹模型;基于概率论和统计学理论的随机模型，如威布尔模型、对数正态分布模型、瑞利模型和t模型;基于生产实践和理论推理的广义数学模型，如HCZ模型、HC模型、广义I型数学模型和广义Ⅱ型数学模型。

三、研究实例

(一)我国石油储量、产量的趋势预测

1.石油地质储量的预测

国内不同机构或学者利用不同的方法对今后石油探明储量的增长趋势进行了大量的分析，普遍认为未来20年我国石油的年均探明地质储量为7×108～8×108t(表2-2-1)。

表2-2-1 我国石油探明地质储量预测对比表

其中，贾文瑞等用了翁氏生命旋回和费尔哈斯两种模型对今后石油探明储量的增长趋势进行分析。用翁氏生命旋回法测算1996～2010年预计可新增石油探明储量105×108t左右，即年均新增储量为7×108t左右，而且大概在2010年以后，年增探明储量将逐步明显降低。沈平平等人2000年预测2001～2010年中国石油年增探明储量的规模保持在6×108～7×108t。国家石化局预计“十五”期间石油年均新增储量6.44×108～6.9×108t，2006～2015年期间石油年均新增储量为7×108～7.3×108t。钱基在2004年预测，中国的新增石油储量峰值将在18～22年后到来，比美国晚50年左右。从一般含油气区的规律看，产量峰值期比储量峰值期滞后约15～20年。预计中国国内在储量峰值期到来前(2020年)将新增石油探明地质储量160×108～200×108t。张抗、周总瑛利用逻辑斯谛模型、经验趋势法和灰色系统模型预测了近中期我国石油储量增长情况，2001～2005年期间累计新增探明储量35×108～38×108t，2006～2010年期间累计新增探明储量32×108～35×108t。郑和荣、胡宗全2004年预测在未来的20年内每年可新增探明石油地质储量9×108t左右，共可探明石油地质储量180×108t左右。

《中国可持续发展油气战略研究》报告认为，我国石油尚有较大潜力，20年内(2005～2025)储量将稳定增长，发现石油可储量5000×104t以上大油田或油田群的可能性仍然存在。其中，东部地区石油储量增长基本稳定，年新增探明可储量0.6×108～0.8×108t，西部地区年新增探明石油储量可保持在0.5×108～0.6×108t左右。

2.石油年产量的预测

国内对我国石油产量的增长趋势也进行了大量的分析预测，总体认为产量高峰在2×108t左右，高峰出现时间在2010～2020年。

《中国石油发展战略研究》预测我国石油产量高峰期将在2015年前后达到2×108t左右。贾承造2000年预测我国石油产量高峰约1.7×108～2.1×108t左右，高峰值将出现在2010～2020年。

《中国可持续发展油气战略研究》报告预计未来20年石油产量将逐步形成西部和海上接替东部的战略格局，从而保持全国石油产量的稳定增长。预计到2010年，我国东部油区年产油0.89×108～0.96×108t，2020年产油0.76×108～0.85×108t;2010年，我国西部油区产量将上升到0.51×108～0.55×108t，2020年将上升到0.68×108～0.75×108t;预计2010年海域石油产量将上升到0.36×108～0.39×108t;2020年达到0.37×108～0.41×108t。2020年全国实现原油产量1.8×108～2.0×108t是有把握的。

国土部油气战略研究中心2003年预测，2005年我国原油产量1.75×108t，2010年原油产量1.8×108～1.9×108t，2015年原油产量1.8×108～2.0×108t，2020年原油产量1.7×108～1.9×108t。

(二)我国天然气储量、产量的趋势预测

张抗、周总瑛等在2000年总结了国内不同研究机构对中国近中期天然气储量与产量增长预测(表2-2-2、表2-2-3)。

表2-2-2 国内不同研究机构对中国天然气储量增长预测表 单位:1012m3

表2-2-3 国内不同研究机构对中国天然气产量增长预测表 单位:1012m3

李景明等根据1991年以来的天然气储量增长态势，综合考虑中国天然气地质条件和勘探前景，利用翁氏旋回法、龚珀兹法、历史趋势法等预测，2001～2015年共计可新增天然气可储量2.95×1012m3，年均增加可储量1839×108m3。按照2015年年产1000×108m3的产量方案计算，届时中国天然气的储比仍可保持在30∶1以上。天然气储量增长的主体仍然是7大盆地。

钱基预计到2020年，国内可以新增探明天然气地质储量8×1012～10×1012m3。

《中国可持续发展油气战略研究》报告认为，我国天然气比较丰富，正处于勘探早期阶段，大型气田将不断发现。估计2004～2020年共计可新增天然气可储量3.13×1012m3，年均增加可储量1839×108m3。到2020年底我国天然气可储量将达到5.6×1012m3。按照2020年年产1200×108m3的产量方案计算，届时我国天然气的储比仍可保持在25∶1以上。并预测国内天然气产量2010年达到800×108m3，2020年达到1200×108m3。

预测未来某一时刻的特征用什么模型

5.1.1 元素硫沉积预测模型及求解

设条件：

1）地层中流体为气液两相流动，水不参与流动；

2）储层水平、等厚和均质；

3）气体从地层远处径向流入；

4）气井以恒定的产量生产；

5）产量小于临界产量，硫颗粒析出即沉降，堵塞孔隙。

图5.1 平面径向流模型

在上述设的基础上，建立了元素硫沉积预测模型，考虑气体从气藏远处流入井底（见图5.1），当越接近井底时，流动断面面积随之变小，从而导致气体的流速急剧增加。这时由于气体的高速流动，已经不再符合达西定律，可以认为是紊流流动，这种流动被称为非达西流动。因此，不能再利用达西定律来建立元素硫沉积预测模型，必须考虑非达西流动的影响，本章用二项式方程来描述非达西流动：

高含硫气藏工程理论与方法

式中：k——地层渗透率，10-3μm2；

μ——天然气黏度（平均值），Pa·s。

β为描述孔隙介质中紊流影响的系数，称为速度系数，单位是m-1。不同的学者取值各不相同［93～］，本章用下式［98］：

高含硫气藏工程理论与方法

设圆形气层中心一口井定量气，任一断面r处的渗流速度等于：

高含硫气藏工程理论与方法

式中：T——气藏温度，K；

Tsc——标况下温度，K；

psc——标况下天然气压力，MPa；

Zsc——标况下天然气压力系数；

Z——天然气压力系数；

p——地层压力，MPa；

v——地层条件下流向井底的气体流速，m/s；

r——地层中任一点距气井中心的径向距离，m；

h——储层的有效厚度，m；

ke——有效渗透率，10-3μm2；

q——天然气地下产量，m3/d；

qsc——天然气地面产量，m3/d；

Bg——气体体积系数。

将（5.3）式代入（5.1）式整理得到：

高含硫气藏工程理论与方法

式中：krg——气体相对渗透率。

设距离井眼中心为r处dt时刻内因压力降落使元素硫在天然气中的溶解度发生变化，并导致含硫气体析出硫的体积量为：

高含硫气藏工程理论与方法

式中：t——生产时间，d；

Vs——元素硫析出的体积量，m2；

ρs——固体硫的密度，2.07g/cm3m3。

元素硫析出占据储层孔隙空间为：

高含硫气藏工程理论与方法

而在dt时刻内由于元素硫的析出在储层含硫气体空间中形成的含硫饱和度为：

高含硫气藏工程理论与方法

式中：Ss——地层气体中的含硫饱和度；

Sw——原始含水饱和度；

φ——储层孔隙度。

将（5.2）式和（5.4）式代入（5.7）式，得到：

高含硫气藏工程理论与方法

为便于计算，令：

高含硫气藏工程理论与方法

其中，ρ为地层流体的密度，由下式计算：

高含硫气藏工程理论与方法

式中：Ma——干燥空气的分子量，28.；

γg——气体的相对密度；

Z——气体的偏差系数（平均值）；

R——通用气体常数，0.008315MPa·m3/kmol·K。

对于（2.7）式两边对于压力求导：

高含硫气藏工程理论与方法

将（5.9）、（5.10）式代入（5.8）式，整理得到：

高含硫气藏工程理论与方法

根据文献［20］，可得含硫饱和度与气体相对渗透率有如下经验关系式：

高含硫气藏工程理论与方法

将（5.14）式代入（5.13）式得到：

高含硫气藏工程理论与方法

若不考虑非达西项的影响，则描述气体非达西渗流的二项式方程的第二项为零，并由此而得到的（5.13）式中的系数B为零，便可以得到气体达西流动时元素硫沉积的预测模型：

高含硫气藏工程理论与方法

为了分析不同径向距离处，元素硫沉积导致气井堵塞（Ss＝1）的时间，分别考虑达西渗流及非达西渗流的情况，对（5.16）式及（5.17）式进行整理分别得到：

高含硫气藏工程理论与方法

5.1.2 考虑元素硫沉积的地层压力变化关系

随着含硫气藏开发的不断进行，地层压力和温度也随之降低，以往的模型都设含硫饱和度不随压力的变化而变化进行计算求解，本章考虑元素硫沉积对渗透率的影响，在定产的情况下，影响地层压力的变化，这样更加符合含硫气藏实际地层压力变化情况。

根据设条件，流动属于稳定流动，在径向上压力降为定值。

高含硫气藏工程理论与方法

对上式两边积分

高含硫气藏工程理论与方法

将（5.2）式代入（5.20）式，整理得到：

高含硫气藏工程理论与方法

式中：pi——原始地层压力，MPa。

通过式（5.21）可以计算得到不同径向距离处压力分布，同时该式考虑元素硫沉积的影响，为了考虑压力在不同径向距离处随时间的变化关系，建立了稳定流动压力在不同径向距离处的计算方程。

5.1.3 考虑压力随时间变化的元素硫沉积模型

以上模型设径向上压力变化为定值，不随时间发生变化，就是设稳定流动。为了完善含硫气藏元素硫沉积预测模型，建立不稳定流动情况下，元素硫沉积导致的储层含硫饱和度随时间的变化模型。

根据基本渗流理论，平面径向不稳定渗流过程中压力分布为：

高含硫气藏工程理论与方法

由于近井地带流速较高，因此必须考虑非达西流动的影响，由于非达西流动只发生在井底的高速气流区，与时间没有关联，考虑非达西流动影响后，（5.22）式整理得到：

高含硫气藏工程理论与方法

其中

高含硫气藏工程理论与方法

将式（5.24）进行单位变换得到式（5.25）

高含硫气藏工程理论与方法

式中：η——导压系数，cm2/s；

ct——岩石压缩系数，1/atm。

将（5.23）式两边对半径r求导，整理得到：

高含硫气藏工程理论与方法

将（5.27）式带入（5.7）式，整理得到含硫饱和度与时间的关系为：

高含硫气藏工程理论与方法

为了方便求解式（5.28），令：

高含硫气藏工程理论与方法

从而得到了方程式（5.13），通过该方程的求解，可以得到不稳定流动状态下，压力随时间的变化关系，进而求出含硫饱和度随时间的变化关系。

石油天然气关键参数研究与获取

预测控制或称为模型预测控制（MPC）是仅有的成功应用于工业控制中的先进控制方法之一。

各类预测控制算法都有一些共同的特点，归结起来有三个基本特征：（1）预测模型，（2）有限时域滚动优化，（3）反馈校正。这三步一般由计算机程序在线连续执行。

预测控制是一种基于预测过程模型的控制算法，根据过程的历史信息判断将来的输入和输出。它强调模型的函数而非模型的结构，因此，状态方程、传递函数甚至阶跃响应或脉冲响应都可作为预测模型。预测模型能体现系统将来的行为，因此，设计者可以实验不同的控制律用计算机仿真观察系统输出结果。

预测控制是一种最优控制的算法，根据补偿函数或性能函数计算出将来的控制动作。预测控制的优化过程不是一次离线完成的，是在有限的移动时间间隔内反复在线进行的。移动的时间间隔称为有限时域，这是与传统的最优控制最大的区别，传统的最优控制是用一个性能函数来判断全局最优化。对于动态特性变化和存在不确定因素的复杂系统无需在全局范围内判断最优化性能，因此这种滚动优化方法很适用于这样的复杂系统。

预测控制也是一种反馈控制的算法。如果模型和过程匹配错误，或者是由于系统的不确定因素引起的控制性能问题，预测控制可以补偿误差或根据在线辨识校正模型参数。

虽然预测控制系统能控制各种复杂过程，但由于其本质原因，设计这样一个控制系统非常复杂，要有丰富的经验，这也是预测控制不能预期那样广泛得到应用的主要原因。

预测控制适用于先进过程控制（APC）和监督控制场合，其控制输出作用主要是跟踪设定值的变化。但预测控制并不能很好地处理调节控制难题。

模型预测控制是一种基于模型的闭环优化控制策略，已在炼油、化工、冶金和电力等复杂工业过程控制中得到广泛的应用。模型预测控制具有控制效果好、鲁棒性强等优点，可有效地克服过程的不确定性、非线性和关联性，并能方便处理过程被控变量和操纵变量中的各种约束。

预测控制算法种类较多，表现形式多种多样，但都可以用以下三条基本原理加以概括：①模型预测：预测控制的本质是在对过程的未来行为进行预测的基础上，对控制量加以优化，而预测是通过模型来完成的。②滚动优化 ：预测控制的优化，是在未来一段时刻内，通过某一性能指标的最优化来确定未来的控制作用，这一性能指标涉及到系统未来的行为，并且在下一时刻只施加当前时刻控制作用，它是在线反复进行的，而且优化是有别于传统意义下的全局优化。③反馈校正 ：预测控制是一种闭环控制算法，用预测模型预测未来的输出时，预测值与真实值之间存在一定的偏差，只有充分利用实际输出误差进行反馈校正，才能得到良好的控制效果。

目前，预测控制的研究范围主要涉及到以下方面，

(1)对现有基本算法作修正。如引入扰动观测器，用变反馈校正系数等。

(2)单变量到多变量的推广。把只适合于稳定对象的算法推广到非自衡系统，把预测控制的应用范围推广到非线性及分布参数系统。

(3)优化目标函数的选取。如用最小方差的目标函数、二范数的目标函数、无穷范数的目标函数等。

(4)预测模型的选取。尤其是在非线性预测控制中，非线性预测控制要比线性预测控制复杂得多。因而，目前研究主要集中在特殊的非线性模型，如Wiener模型，Bilinear模型、广义Hammerstein模型、Volterra模型等。

(5)引入大系统方法，实现递阶或分散的控制算法。

(6)将基本控制算法与先进的控制思想与结构相结合，如自适应预测控制、模糊预测控制、鲁捧预测控制、神经网络预测控制等。

目前，预测控制的应用几乎遍及各个工业领域，如：炼油、石化、化工、造纸、天然气、矿冶、食品加工、炉窑、航空、汽车等。其中全世界用了以预测控制为核心的先进控制算法已经超过5000多例。国外著名的控制工程公司都开发研制了各自的商品化软件。预测控制的软件产品至今已走过了三代。第一代产品主要以Adersa公司的IDCOM和Shell Oil公司的DMC为代表，可处理无约束的预测控制问题。第二代以Shell Oil公司的QDMC为代表，它增加了处理输入输出有约束的多变量对象的技术。而目前的第三代产品，主要有Aspen公司的DMC　plus和Honeywell公司的RMPCT,以及浙大中控软件公司的Adcon等，都已在炼油、化工、石化等工业生产过程中应用。

能耗预测技术

评价参数直接影响评价方法的有效性，不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数；最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响；油气丰度是应用类比法的依据，由已知区带的油气丰度评价未知区带的丰度；可系数是将地质量转化成可量的关键参数。

（一）刻度区解剖

1.刻度区的定义

刻度区解剖是本次评价的特色之一，也是油气评价的重要组成部分。刻度区解剖的目的是通过对地质条件和潜力认识较清楚的地区的分析，总结地质条件与潜力的关系，建立两者之间的参数纽带，进而为潜力的类析提供参照依据。

刻度区是为取准评价关键参数，以保证评价的客观性而选择的满足“勘探程度高、探明率高、地质认识程度高”三高要求的三维地质单元。刻度区可以是一个盆地（凹陷）、一个油气运聚单元、一个区带、一个成藏组合、一个层系或一个二级构造带等。为了正确和客观认识地质条件和潜力，刻度区的选取在考虑“三高”条件的基础上，应尽量考虑不同地质类型的综合，这样可以更充分体现油气丰度与地质因素之间的关系。

2.刻度区解剖内容与方法

刻度区解剖主要围绕油气成藏条件、量及参数三个核心展开，剖析三者之间的关联规律和定量关系。

（1）成藏特征和成藏主控因素分析。成藏特征和成藏主控因素分析实质上是对选择的刻度区进行成藏特征总结，精细刻画出成藏的定性、定量的主控因素与参数，便于评价区确定类比对象。在一个含油气盆地、含油气系统、坳陷、凹陷的成藏规律刻画中，其成藏特征差异大，故一般最好选择以含油气系统（或坳陷）及其间的运聚单元作为对象，更便于有效的类比应用。油气运聚单元是盆地（凹陷）中具有相似油气聚集特征的独立的和完整的石油地质系统，是以盆地（凹陷）的油气聚集带为核心，并包含为该油气聚集带提供油气源的有效烃源岩。油气运聚单元是有效烃源岩、油气运移通道、有效储集层、有效盖层、有效的圈闭等要素在时间和空间上的有机组合。一个油气运聚单元可以有多个有效烃源岩体和烃源岩区为其供烃，但同一个油气运聚单元的油气聚集特征是相似的。一个油气运聚单元可以只包含一个油气成藏组合，也可以包含在纵向上叠置的多个油气成藏组合。因此刻度区地质条件的评价与定量刻画就是按照运聚单元→成藏组合→油气藏的层次路线综合分析烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件等油气成藏条件。盆地模拟是地质评价流程中的一个重要组成部分，其作用主要体现在三个方面：其一是通过盆地模拟反映流体势特征，进而确定油气运聚单元的边界；其二是提供烃源参数，如生烃强度、生烃量、有效烃源岩面积等；其三是通过关键时刻的获取来反映油气成藏的动态作用过程。

（2）油气量确定。刻度区量计算与一般意义上的量计算稍有不同，正是由于刻度区的“三高”背景，特别是选定的刻度区探明程度越高越好，计算出的量更准确有利于求准各类评价参数。在本次刻度区解剖研究中，主要用了统计法来计算刻度区的量，统计法中包括油藏规模序列法、油藏发现序列法、年发现率法、探井发现率法、进尺发现率法以及老油田储量增长法，不同方法估算出的量用特尔菲加权综合。盆地模拟在计算生烃量方面技术已经比较成熟，因此刻度区（运聚单元）的生烃量仍由盆地模拟方法计算。

（3）油气参数研究。通过刻度区解剖，建立了参数评价体系和预测模型，获得了地质条件定量描述参数、量计算参数和经济评价参数，如运聚系数、丰度等关键参数。从刻度区获得的量与生油量之比可计算出运聚系数，刻度区的量与面积之比可获得单位面积的丰度，还可得到其他参数等。由于盆地内坳陷（凹陷）内各单元成藏条件差异，求得的参数是不同的，故细分若干运聚单元，求取不同单元的参数，这样用于类比区会更符合实际。

3.刻度区研究成果与应用

通过刻度区解剖研究，系统地获得运聚系数、油气丰度等多项关键参数，为油气评价提供各类评价单元类比参数选取的标准，保证评价结果科学合理。如中国石油解剖的辽河坳陷大民屯凹陷级刻度区，通过对其烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件五方面精细研究，获得了22项量化的成藏条件的系统参数。根据大民屯凹陷内划分的六个运聚单元，分别计算各单元的生油量和量，直接获得六个单元的运聚系数。同时计算出各运聚单元单位面积的量，获得不同成藏条件下的丰度参数（表4-5）。

表4-5 大民屯凹陷刻度区解剖参数汇总表

在中国石油128个刻度区的基础上，各单位根据评价需要，又解剖了一定数量的刻度区。其中，中国石油利用已有刻度区128个，新解剖刻度区4个，共应用132个；中石化新解剖42个；中海油新解剖4个；延长油矿新解剖3个。各项目共应用了181刻度区，这些刻度区涵盖了我国主要含油气盆地中的大部分不同类型的坳陷、凹陷、运聚单元和区带，基本满足了不同评价区的需要。各种类型刻度区统计见表4-6。

表4-6 各种类型刻度区统计表

（二）有效烃源岩有机碳下限

有效烃源岩有机碳下限是指烃源岩中有机碳含量的最小值，小于该值的烃源岩生成的烃量不能形成有规模的油气聚集。有效烃源岩有机碳下限是确定烃源岩体积的主要参数，直接影响生烃量的计算结果。

在大量烃源岩样品分析化验和有关地质资料研究基础上，明确了不同岩类有效烃源岩有机碳下限标准。陆相泥岩有效烃源岩有机碳下限为0.8%，海相泥岩为0.5%，碳酸盐岩为0.2%～0.5%，煤系源岩为1.5%。例如，陆相泥岩TO C与S1+S2关系表明，S1+S2在TO C为0.8%时出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.8%；碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系表明，残余吸附气量在有机碳为0.2%处出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.2%（图4-1、图4-2）。

图4-1 陆相泥岩TOC与S1+S2关系图

图4-2 碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系图

对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩有机碳含量未达统一下限的盆地，根据实际情况可进行适当调整。如柴达木盆地柴西地区，在分析了大量烃源岩有机碳和S1+S2指标资料后，明确该区有机碳含量下限为0.4%时，即达到有效烃源岩标准，并被发现亿吨级尕斯库勒大油田的勘探实践所证实。在渤海湾盆地评价过程中，建立起相对统一的有效烃源岩丰度取值下限标准：碳酸盐岩气源岩丰度下限取0.2%，碳酸盐岩油源岩丰度下限取0.5%，湖相泥岩丰度下限取1.0%。

有效烃源岩有机碳下限的基本统一，保证了生烃量计算标准的相对一致和全国范围内的可比。

（三）产烃率图版

烃源岩产烃率图版是用盆地模拟方法计算烃源岩生烃量和量的关键参数。产烃率图版一般用烃源岩热模拟实验方法获得。

1.液态烃产率图版

利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自松辽、渤海湾等10个盆地，包括侏罗系、白垩系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了不同类型烃源岩的液态烃产率图版（图4-3、图4-4、图4-5）。

图4-3 湖相泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-4 煤系泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-5 煤烃源岩液态烃产率图版

2.产气率图版

由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解气的生气机制不同，因此，其产气率与干酪根和原油裂解气产气率求取方式不同。

（1）生物气产气率。对生物气源岩样品在25℃～75℃的条件下进行细菌培养产生生物气，由此得到不同温阶下各类有机质的生物气产率。在模拟实验结果的基础上，结合前人的研究结果，分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模式。

（2）干酪根和原油裂解气产气率。对于不同类型气源岩油产气率，国内外学者及一、二轮评价中已做过大量的工作。较多的实验是应用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率实验，这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解成气的产率，亦即常说的封闭体系下源岩的产气率，所得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求取气源岩产气率的方法是在开放体系下对源岩进行热模拟实验，各阶段生成的天然气和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中进一步裂解为天然气。这两种情况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多是半开放体系，在这种情况下，源岩生成的油既不能全部排出烃源岩，也不能完全滞留于源岩中。不同地质条件下亦即开放程度不同情况下源岩产气率如何计算？具体方法为：求得封闭和开放体系下相同类型源岩的产气率，将上述两种体系下的产气率图版（中值曲线）输入盆地模拟软件中，得出烃源岩层在不同渗透条件下产气率图版。

（四）运聚系数

运聚系数是油气聚集量占生烃量的比例，是成因法计算量的一个关键参数，直接影响量计算结果。运聚系数的确定方法包括运聚系数模型建立法和运聚单元成藏条件分析法。

1.运聚系数模型建立法

通过刻度区解剖，确定影响运聚系数的主要地质因素及其与运聚系数的相关关系。刻度区解剖研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与石油运聚系数之间存在相关关系。依此建立地质因素与石油运聚系数之间关系的统计模型，包括双因素模型和多因素模型。双因素模型（相关系数为0.922）的地质因素选用烃源岩年龄和圈闭面积系数：

lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4

多因素模型（相关系数为0.934）的地质因素选用烃源岩年龄、烃源岩的成熟度、区域不整合个数和圈闭面积系数：

lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4

式中：y——运聚单元的石油运聚系数，%;

x1——烃源岩年龄，Ma;

x2——烃源岩成熟度（Ro）,%;

x3——不整合面个数；

x4——圈闭面积系数，%。

2.运聚单元成藏条件分析法

依据刻度区提供的大量运聚系数，依盆地类型和影响运聚系数的主要地质因素，分类建立运聚系数取值标准与应用条件。在评价中，根据刻度区解剖结果，确定了油气运聚系数分级取值标准（表4-7）。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。

表4-7 石油运聚系数分级评价表

（五）最小油气田规模

最小油气田规模是指在现有工艺技术和经济条件下开地下，当预测达到盈亏平衡点时的油气田可储量。最小油气田规模对统计法计算的量结果有较大影响。为此，中国石油天然气集团公司等三大石油公司和延长油矿管理局对最小油田规模进行了专门研究。

通过对不同油价、不同开发方式和未来可能技术条件下最小油气田规模研究，确定了不同地区的最小油气田规模的取值。在地理环境相对较好的东部地区，其勘探开发成本较低，最小油气田规模一般在10×104～30×104t，在地理环境相对较差的西部地区，其勘探开发成本高，最小油气田规模一般在50×104t以上，对于海域来说，油气勘探开发成本更高，最小油气田规模更大，一般在150×104～500×104t。

（六）丰度

油气丰度是指每平方公里内的油气量，是类比法计算量的关键参数。通过统计分析，建立了丰度模型和取值标准。

1.丰度模型

通过刻度区解剖，建立刻度区内评价单元油气丰度和相关地质要素之间的统计预测模型：

新一轮全国油气评价

式中：y——运聚单元的石油丰度，104t/km2;

x1——烃源岩生烃强度，104t/km2;

x2——储集层厚度/沉积岩厚度，小数；

x3——圈闭面积系数，%;

x4——不整合面个数。

2.丰度取值标准

通过统计不同含油气单元丰度的分布特点，结合地质成藏条件，总结出各类刻度区丰度的取值标准。

（1）不同层系丰度：古近系凹陷由于成藏条件优越，成藏时间晚，石油地质丰度一般大于20×104t/km2；中生代凹陷成藏时间相对较长，石油地质丰度相对较低，一般约为10×104t/km2；古生代凹陷由于生、储层时代老，多期成藏多期改造、破坏，预计其丰度更低。

（2）不同类型运聚单元丰度：中新生代断陷或坳陷盆地长垣型、潜山型和断陷型中央背斜构造型，石油地质丰度高，一般大于40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地边缘构造型和古近系缓坡构造型石油丰度次之，一般为10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代压陷盆地的构造型石油丰度相对较低，一般小于10×104t/km2。

（3）不同区块或区带级丰度：区块或区带级石油丰度差异更大，从小于1×104t/km2到大于200×104t/km2。其中潜山型、岩性—构造型、披覆背斜区块丰度较高，一般大于50×104t/km2，最大可大于200×104t/km2。构造—岩性型、断裂构造型丰度一般为30×104～50×104t/km2。地层—岩性型、断鼻型以及裂缝型区块、丰度较低，一般小于30×104t/km2。

通过刻度区解剖标定多种成藏因素下评价单元的丰度，不但为广泛应用类比法计算量提供了可靠的参数，同时也摆脱了过去以盆地总量为基础，利用地质评价系数类比将量分配到各评价单元的做法，使类比法预测的油气量在空间位置上更准确，提高了油气空间分布的预测水平。

（七）可系数

国外主要用建立在类比基础上的统计法计算油气可量，而我国第一轮、第二轮全国油气评价没有计算油气可量。本轮评价开展的油气可系数研究，通过可系数将地质量转化为可量，这在国内外油气评价中尚属首次。可系数是指地质中可出的量占地质量的比例，是从地质量计算可量的关键参数。

可系数研究与应用是常规油气评价的重要组成部分，主要目的是通过重点解剖、统计和类析方法，对我国油气可系数进行研究，为科学合理地计算油气可量提供依据，进而对重点盆地和全国油气可潜力进行评价。

1.评价单元类型划分

为使可系数研究成果与评价单元划分体系有机结合，遵循分类科学性、概括性和实用性三个基本原则，以油气类型、盆地类型、圈闭类型、储层岩性、储层物性等地质因素为依据，对评价单元进行了分析和分类，将国内石油评价单元分为中生代坳陷高渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗等24种类型，天然气评价单元分为克拉通盆地古隆起、前陆盆地冲断带等16种类型（表4-8、表4-9）。

表4-8 不同类型评价单元石油可系数取值标准

表4-9 不同类型评价单元天然气可系数取值标准

2.刻度油气藏数据库的建立

已发现油气赋存在油气藏中，建立刻度油气藏数据库是统计已发现油气收率、分析影响收率主控因素、预测油气可系数的基础。刻度油气藏是油气可系数研究中作为类比标准的，地质认识清楚、开发程度高、已实施二次油或三次油技术的油气藏。

刻度油气藏选择原则：①典型性——能代表国内外主要的油气藏类型，保证类比法应用基础的广泛性；②针对性和实用性——针对油气评价，有效地指导相应类型评价单元油气可系数的确定；③开发程度高——油气藏开发程度高，地质参数和开发参数基本齐全；④三次油技术应用具有代表性——尽量选择已实施三次油技术的油藏，保证技术可系数的可靠性。

对国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏进行了剖析：收集整理每个油气藏的主要地质和开发参数；每个油气藏的地质条件主要包括储层特征、圈闭条件、流体性质等，开发条件主要包括开方式、开速度、增产措施等；研究不同因素对收率的影响程度，进而确定该油气藏收率的主控因素；针对开方式的不同，油藏的收率可分为一次、二次或三次收率；气藏主要是一次收率。通过对每个油气藏的地质条件、开发条件和收率进行分析，建立起国内外刻度油气藏数据库。

3.可系数主控因素分析

对影响可系数的地质条件、开发条件和经济条件进行了分析，建立起可系数主控因素的评价模型。

（1）在大量统计和重点解剖的基础上，对油气地质条件中的因素逐一进行分析，并提炼出15项油气收率的主控因素，即盆地类型、储层时代、圈闭类型、沉积相类型、储层岩性、储层厚度、储集空间类型、孔隙度、渗透率、埋深、含油饱和度、原油粘度、原油密度、变异系数、原始气油比。

（2）在诸多开发条件中，提高收率技术是极为重要的因素，不同提高收率技术适用条件不同，其提高收率的潜力也差距很大。通过综合分析，主要技术对不同类型油藏的提高收率潜力为：最小5%，中间值10%，最大值15%。

（3）利用石油公司提高收率模拟研究成果，建立了大型背斜油藏、复杂背斜油藏、断块油藏、岩性油藏、复杂储层油藏等在税后内部收益率为12%、油田开发到含水95%时聚合物驱和化学复合驱油时的油价与油田收率之间的关系，若这五类油藏要达到相同的收率，条件好的如大型背斜油藏、复杂背斜油藏所需的油价低于条件差的如岩性油藏、复杂储层油藏。

4.可系数取值标准的建立

在研究中，解剖了国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏，统计分析了大量油气田收率数据，给出了不同类型评价单元油气技术可系数和经济可系数取值范围，建立了不同类型评价单元油气可系数取值标准（表4-8、表4-9）。

（1）不同类型评价单元石油可系数相差较大，以技术可系数为例：中生代坳陷高渗和古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗评价单元可系数最大，其中间值大于40%；中生代坳陷中渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块中渗、中生代断陷、中新生代前陆、古生界潜山、古生界碎屑岩、古近纪残留型断陷、陆缘裂谷断陷古近纪与新近纪海相轻质油、陆缘弧后古近纪与新近纪海陆交互相轻质油等评价单元可系数为30%～40%；中生代坳陷低渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块低渗、古生界缝洞、南方古近纪与新近纪中小盆地、低渗碎屑岩、重（稠）油中高渗、变质岩、砾岩、陆内裂谷断陷新近纪重质油、陆内裂谷断陷古近纪复杂断块等评价单元可系数为20%～30%；低渗碳酸盐岩、重（稠）油低渗、火山岩等评价单元可系数为15%～20%。

（2）不同类型评价单元天然气可系数相差也较大：克拉通碳酸盐缝洞、礁滩和前陆冲断带等评价单元可系数最大，其平均值大于70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陆前渊、南方中小盆地、陆缘断陷、火山岩、变质岩和海域古近纪与新近纪砂岩等评价单元可系数为60%～70%；前陆斜坡、生物气、中生代坳陷、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块、残留断陷、砾岩等评价单元可系数为50%～60%；致密砂岩等评价单元可系数最小，其平均值小于50%。

5.可系数计算方法的建立

可系数计算方法包括可系数标准表法和刻度区类比法两种方法。

（1）标准表取值法。利用可系数标准表求取不同评价单元可系数的步骤如下：在不同类型评价单元可系数取值标准表中找到已知评价单元的所属类型；明确评价单元与可系数相关因素（宏观、微观）的定性、定量资料；对照可系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对评价单元进行类比打分；根据类比评价结果求取可系数。

（2）刻度区类比法。以建立的国内外刻度油气藏数据库为基础，利用刻度区类比法来求取不同评价单元的可系数。具体步骤如下：根据评价单元分类标准，将具体评价单元归类，并分析整理该评价单元的油气地质条件和开发条件；根据评价单元的类型及其地质条件和开发条件，从国内外刻度油气藏数据库选择适合的类比对象；对照可系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对该评价单元及其类比对象进行打分并计算它们的得分差值；根据得分差值求取该评价单元的可系数。

通过油气可系数标准和计算方法在全国129个盆地中的推广应用，既检验了可系数取值标准和所用基础数据的可靠性、可行性和适用性，保证了油气可量计算的客观性，又获得了全国油气可量。

天然气水合物热动力学模型

能耗预测技术最重要的就是正算法能耗预测技术的应用。正算法的技术路线是利用现有仿真技术及管道模型研发“正算法”能耗预测软件。经研究分析，“ 正算法”能耗预测软件开发，建议用基于SPS等仿真技术进行二次开发的技术路线。

预测模块应实现根据月度、年度输量给定的输量，自动生成开机输送方案，并预测不同方案的能耗，对油气管道能耗进行自动预测；要具备对燃料费、动力费用预测的功能。预测模块内部应包括“方案自动生成子模块”、“能耗指标折算子模块”、“逻辑判断子模块”等3个功能子模块。“方案自动生成子模块”、“能耗指标折算子模块”、“逻辑判断子模块”等3个功能子模块应通过通信协议与SPS仿真软件联动，实现自动预测能耗的逻辑过程。开发“方案自动生成子模块”，将压缩机机组、泵机组、加热炉的开机方案，作为此子模块的主要输出信息，按照一定的算法，自动生成若干开机方案。开发“能耗指标折算子模块”，将耗能量及能耗指标作为此子模块的主要输出信息。开发“逻辑判断子模块”，根据SPS仿真软件输出的管输介质输量、压力、温度，以及耗能设备功率、转速、负荷等数据，和“能耗指标折算子模块”输出的耗能量及能耗指标，按照既定逻辑判断是否需要继续试，并给出优先挑选哪一类方案进行试算的指向性输出信息。

正算法所实现的能耗预测软件是离线的，即不以实时的SCADA数据作为数据来源进行业务过程的修正。基于“正算法”的能耗预测软件，应以油气管道离线水力、热力仿真计算软件为基础进行开发。能耗预测模块，应实现对天然气管网、成品油管道、原油管道的能耗预测。

正算法预测是基于SPS仿真软件进行二次开发而建立的能耗预测模块。其主要特点：一是运行方案自动生成及初步优选；二是利用SPS对运行方案进行模拟，并将模拟结果转化为能耗数据、燃料费、动力费等。

正算法预测模块的功能结构如图11-3所示：

方案自动生成模块，根据用户输入的管道参数、约束条件，进行方案自动生成并初步优选，形成方案库，为后续进行模拟仿真提供输入基础。

根据管道设备情况，用列举法，即不考虑管道水力热力条件，将管道所有可能的泵组合、压缩机组合等进行列举，形成开机方案的全集。

图11-3 正算法预测模块结构图

在输量一定的情况下，可以通过计算公式计算出所有开机方案的泵（压缩机）、加热炉功率，得到各方案能够提供的总压头和总功率。

在输量一定的情况下，可以通过计算得到管道所需要消耗的总压头、总能耗的最低值，利用该值对方案全集内的方案进行对比判断，从而获得最接近能耗最低值的方案。

方案模拟仿真模块是通过其中的控制模块读取开机方案模块所生成方案集中的指定方案，包括关键设备的启停状态、流量控制值、温度控制值等，并将其写入SPS模型中对应的点，实现对SPS模拟仿真的控制。

逻辑判断分为两种：即可行性判断，判断方案是否有超压、无法翻越最高点等情况，确定方案可行性；指向性判断，判断方案能耗高低，将指向性结果输出到方案生成模块。

能耗折算模块是正算法预测模块中进行数值转换的重要模块，其将SPS输出结果折算为生产单耗、耗油量、耗气量、总能耗等能耗指标。

如图11-4所示，原油管道方案生成用如下流程：

1）管道情况描述。用站场、管道、泵、加热炉、油品5个数据类对这条管道进行表达描述。

2）输入管道输量、分输量、注入量以及管道最低进站温度等必要参数。

3）流量分配，根据输量、分输量及注入量对全线进行流量分配，确定各管段的流量。

4）管段温降计算。用苏霍夫公式计算管道全线的温度分布情况。

5）管段压降计算。用达西公式计算各管段在给定输量条件下所需要消耗的压头。

6）通过3、4、5步迭代确定出管道所需消耗的最低能量。

7）根据管道压头损失情况，确定各个泵站所需要开启泵的最低数量；根据管道设计承压能力，确定各个泵站能够开启泵的最大数量。

8）依据各站开泵的最大、最小数量，进行全线的开泵情况组合，形成方案集，并对各方案的能耗进行计算排序。

9）将方案集中的方案与最低能耗进行对析，初步确定最优方案。

10）将最优方案写入数据库，SPS控制模块取出数据库中的方案，通过事先对好的点，将开机方案对应的指令写入SPS模型中对应的设备，驱动SPS模型模拟方案所指工况。

11）逻辑判断模块读取SPS计算结果，如果需要调整，则返回方案生成模块进行调整（根据产生总压头与管道所需压头进行比较，确定是高还是低；然后将方案的节流量与剩余压头之和同主泵单泵产生压头进行比较，确定是否具备增加、减少泵的条件）。

图11-4 管道方案生成流程图

12）如果不需要，则输出方案到能耗折算模块。

13）能耗折算模块读取SPS模拟数据，计算出该方案设定时间范围内的总能耗和生产单耗，供使用人员参考。

14）对于任何一次完整的预测过程，系统都将自动将其存入数据库，以备后期查询；可按管道查询历史预测结果，其中包含用户输入的数据和计算的结果和开机方案。

下面再介绍一下天然气管道方案生成数学模型。

首先设定目标函数。

天然气管道系统方案生成模块数学模型以最小能耗为目标，其数学表达式为：

油气管道能效管理

式中：S为生产总能耗，kW;Nj为第j个压缩机站的功率，kW;Nc为管网系统中压缩机站总数。

基本约束条件分为进（分）气量约束和进（分）气压力约束。

进（分）气量约束：运营部门购买的天然气只能在一定气量范围内变化。另外，各用户根据自身需要对购气量也有一定要求。即：

油气管道能效管理

i=1,2，…，Nn。

式中：Qi为第i节点进（分）气量，m3/d;Qimin为第i节点允许的最小进（分）气量，m3/d;Qimax为第i节点允许的最大进（分）气量，m3/d。

进（分）气压力约束：天然气运营部门购买的天然气的压力应该限制在一定范围内，同时，用户根据自身需要对管网各分气节点的压力也有一定要求。因此，管道各进（分）气点的压力需满足下式：

油气管道能效管理

i=1,2，…，Nn。

式中：Pi为第i节点压力，Pa;Pimin为第i节点允许的最小压力，Pa;Pimax为第i节点允许的最大压力，Pa。

管道强度约束：设天然气管道系统中管道总数为Np，为了保障管道的安全运行，管道k中的天然气压力必须小于此管道的最大允许操作压力，即：

油气管道能效管理

k=1,2，…，Np。

式中：Pk为第k管道中天然气的压力，Pa;Pkmax为第k管道允许的最大压力，Pa。

下面介绍管道压力降方程。天然气在管道中流动时会产生压力损失，根据气体在管道中流动的连续性方程和动量方程，得出气体在管道内稳态流动应满足的方程为

油气管道能效管理

式中：M为通过管道的气体流量，kg/s;PQ为管道起点压力，Pa;Pz为管道终点压力，Pa;T为气体流动温度平均值，K;L为管道长度，m;D为管径，m；Δh为管道起始端与终端高程差，m;Z为气体压缩系数，按BWRS状态方程计算；A为气体摩阻系数。

管网节点流量平衡约束。在天然气管道任意一节点处，根据质量守恒定律可知流入和流出该节点的天然气质量应该为0。一般地，对于有N。个节点的天然气管网系统，节点的天然气流量平衡方程组可以写为如下形式：

油气管道能效管理

式中：Ci为与第i个节点相连元件集合；Mik为与第i个节点相连元件k流入（出）i节点流量的绝对值；Qi为i节点与外界交换的流量（流入为正，流出为负）；aik为系数，当k元件中流量流入i节点时为＋1，当k元件流量流出i节点时为－1。

压缩机功率约束。天然气管网系统中每个压缩机站中压缩机的个数和种类都不尽相同，因此，每个压缩机（站）的功率（由于压缩机的特性原因）被限制在了一定的范围内。

油气管道能效管理

j=1,2，…，Nc。

式中：Nj为第j个压缩机（站）的功率，W;Njmin为第j个压缩机（站）允许最小功率，W;Njmax为第j个压缩机（站）允许最大功率，W。

压缩机方程。当气体经过压缩机增压时，应满足方程（11-8）。往复压缩机和离心式压缩机的理论方程如下：

油气管道能效管理

式中：N为压缩机功率，W；ε为压缩机压比，P2/P1;k为压缩机绝热指数；P1为压缩机入口压力，Pa;P2为压缩机出口压力，Pa;V1为压缩机入口处的体积流量，m3/s；ηp为压缩机多变效率，当压缩机为往复式压缩机时，ηp＝1。

研究需要优化的运行方案变量，确定出天然气管道系统方案生成数学模型的优化变量为：管道节点处的压力和压缩机（站）的功率。

油气管道能效管理

i=1,2,3，…，Nn;j=1,2,3，…，Nn。

式中：Qi为第i节点流量，m3/d;Pi为第i节点压力，Pa;Nj为第j压缩机（站）功率，W。

用动态规划法对上述模型进行求解，其框图如图11-5所示：

图11-5 方案生成流程

油气储产量发现趋势预测方法

一、天然气水合物热力学模型

1.理论基础

随着各种热力学研究的开展，现已有大量有关天然气水合物相平衡的数据和方法，可用来预测天然气水合物的形成。这些研究结果也有利于开发抑制天然气水合物形成的化学添加剂。一般说来，能影响溶液黏度性质的物质通常能抑制天然气水合物的形成。在工业应用上，甲醇是一种常用的阻凝剂。

Van der Waals和Platteeuw(1959)提出的热力学理论，一直是预测天然气水合物平衡模型的理论基础。Sloan(1990)指出，利用这些模型对Lw-H-V系统平衡压力的预测，误差应该不超过10%，而对温度的预测误差在2K左右。多年来，各国学者在Van der Waals和Platteeuw理论的基础上，提出了一些新的观点和天然气水合物相平衡预测的计算方法，对天然气水合物热力学模型的发展作出了贡献。

2.热力学模型

要描述各种天然气水合物相及其可能的多种共存流体相，需要使用一种以上的模型。状态方程是描述天然气水合物平衡的一种方法。为描述富水的流体相，Saito(1964)等使用了理想溶液方法(Raoult定律)，其基本前提是，设水中储存气体的溶解度在常规条件下可以忽略不计，尽管有事实证明这种设的有效性令人质疑，但这种方法在过去一段时间内仍为大多数学者所偏爱。当需要进行天然气水合物抑制计算时，要根据Menten(1981)提出的计算方法，用活度系数对Rao-ult定律进行校正。虽然该方法的可靠性要优于Hammerschmidt方程(1939)，但它不能用于评估阻凝剂(如甲醇)在共存相中的分布。为校正这个问题，Anderson等(1986)结合使用了Uniquac方程和用于超临界组分计算的亨利定律，计算液相中所有可凝聚组分的逸度。因此，要进行简单的天然气水合物抑制计算，有必要使用上述4个模型。由于这种内在的复杂性，对于现实中更复杂的系统，上述这些方法用处并不大。同时，这些方法都存在着收敛困难，不能作为进一步精确计算(如复合系统的稳定性分析)的基础。

Englezos等(1991)和Avlonitis等(1991)根据一个单一的状态方程，建立了全部流体相的模型。前者使用了有4个参数的立方状态方程，后者使用了有3个参数的立方状态方程，并开发了针对非对称相互作用的专用混合规则。根据目前的研究趋势看，对全部流体相使用单一的状态方程是最有发展潜力的方法。

3.模型的完善和发展

对天然气水合物相的理想固溶体，在设被圈闭的分子之间没有相互作用的前提下，Vander Waals等(1959)认为能够用一种Langmuir型吸附等温线描述固体天然气水合物相。他们利用这个设，证明天然气水合物相中水的化学势能与形成天然气水合物的气体性质无关，仅取决于天然气水合物相中两种不同类型空穴中气体的总浓度，天然气水合物与理想稀溶液具有相同的行为。在这个理论基础上，Parrish等(12)将用于计算分解压的天然气水合物模型延伸到多组分系统中。理想固溶体理论忽视了非理想状态所带来的影响，如“主”分子晶格的伸展或变形、被圈闭气体分子运动所受的限制，都有可能增加“主”分子和“客”分子的化学势。Hwang(1993)与他的同事们在分子动力学模拟的基础上，研究了“客”气体分子的大小对天然气水合物稳定性的影响。Avlanitis(1994)指出:这种方法的主要缺陷在于选取了不正确的势能参数，特别是乙烷的势能参数。为弥补这个缺陷，Avlonitis用一种折中方法优化了理想固溶体模型参数，在含甲醇或不含甲醇情况下，在Lw-H-V框架内，对天然的或合成的气体混合物都获得了令人满意的预测结果。

二、天然气水合物动力学模型

天然气水合物动力学是水合物领域的研究重点。通常以方程M+nH2O＜=＞［M·nH2O］表示水合物生成，这是一个气-液-固三相或气-固两相的多相反应过程，同时也是一个包含传热、传质和生成水合物反应机理的复杂反应方程，影响反应的条件很多，也很复杂。相对于天然气水合物热力学而言，对天然气水合物动力学的研究较少。天然气水合物动力学可以大略分为天然气水合物生成动力学和天然气水合物分解动力学两类。

1.天然气水合物生成动力学

针对目前研究亟待解决的水合物生成速率和效率问题，主要有以下两种研究方法(赵义等，2004):①热力学方法，即向反应体系中加入其他气体添加剂，让气体添加剂占据水合物结构中没有被占据的空腔，来降低水合物簇之间的转换活化能，提高水合物的晶体空腔填充率，从而达到促进水合物生成和提高水合物稳定性的目的，如向甲烷的水合物生成体系中加入少量的丙烷，就可以大大降低甲烷水合物的生成条件，并且生成的结构更稳定;②动力学方法，仅限于表面活性剂及助溶剂(hy-drotropes)的研究。对此有两种说:一是Sloan的观点，认为表面活性剂之所以促进水合物的生成，主要是因为它降低了气-液界面张力，增大了扩散传质速率，使气体更容易进入液相;二是Zhong等(2000)的观点，提出了一个4步骤的反应历程来解释观察到的现象，尚未得到充分的验证。以下对这4个步骤进行说明:

(1)气-水簇的形成

天然气水合物的成核过程是天然气水合物核向临界大小的靠近且生长的过程。气-水生长簇是天然气水合物形成的先兆。如果生长的核小于临界大小，核是不稳定的，可能在水溶液中生长或破裂。一个生长着的天然气水合物核，如已具有临界大小，就是稳定的，可以立即导致结晶天然气水合物的形成。

认识影响气-水簇形成的因素，有助于理解天然气水合物的成核过程。特别是水分子结构，它是指通过氢键相互联结水分子所形成的结构，在成核过程中起重要作用。冰是一种高度结构化的水，其水分子固定在一个呈四边形氢键结构的位置上。当温度升高到零点以上时，结构开始变得更加松散，与高度有序的冰的结构相比更加无序。

Sloan等提出了一种天然气水合物成核过程的分子机制，设想气-水簇开始形成临时结构，随后这些结构再生长成稳定的天然气水合物晶核。他们通过使用化学动力学方程，针对机制中设的每一种情况对成核过程进行了模拟。Lekvam和Ruoff也提出了反应作用的动力学机制。这种方法使用一种动力学速率模型，研究成核和生长过程，但他们的这种模型并没有强调天然气水合物核的稳定性。

Vysniauskas和Bishnoi在实验中使用不同来源的水进行了实验。结果显示，随着水的来源不同，平均成核开始期也不同。在实验中，来自于融化的冰水与实验中使用热自来水相比，前者的平均开始期较低;同样，使用来自于天然气水合物分解的水与使用热自来水相比，前者的平均开始期也较低，这就是所谓的“记忆效应”。这种现象在其他学者的研究中也出现过。研究发现，在已溶解的气体分子周围，水结构被强化了;这种作用于溶解气体分子周围的水结构强化现象，被认为是“疏水水合作用”现象。Frank等也提出了同样的观点。Glew在对甲烷天然气水合物和甲烷水溶液的热动力学性质进行研究时，发现了类似现象。Glew对甲烷-水系统分子模拟的研究显示，甲烷分子周围的水分子平均配位数对于Ⅰ型结构的小空穴来说，接近于21。Rahman和Stillinger认为，在溶解的溶质分子周围，水的网架与天然气水合物类型的孔型相似。另外，热力学分析显示，溶液具有很大的负熵，这正是水体内一种结构形成的标志。

气-水簇在天然气水合物成核过程中起了很重要作用。当溶液在过冷或过饱和状态下时，成核过程就发生了，学者们通常使用过冷或过饱和方法来研究成核作用。Bishoni等在研究时就用了过饱和方法，Kobayashi、Sloan等则用了过冷方法。

图10-5 典型的气体消耗简图

Bishnoi等在恒定温压下进行了天然气水合物形成实验。在实验温度下，实验压力比三相天然气水合物平衡压力要高，图10-5是实验过程中因气体溶解和天然气水合物形成，而导致的气体消耗的累积摩尔量随时间变化的曲线。

图10-5中A点的气体消耗摩尔量表示已溶解气体量，与三相天然气水合物平衡压力对应。A点与B点之间的准稳区域，代表着天然气水合物的成核过程。B点表示以突变方式出现的稳定临界大小天然气水合物核的出现点。Englezos和Bishnoi发现，在成核点B之前的溶解气体摩尔量，实际上要高于估算的二相(气-液)准稳定平衡状态下的摩尔量，估算来源于稳定区域的外推;气-水簇的形成能够耗尽在团块流体相中的天然气水合物形成的气体，从而导致超过两相值的气体溶解。Englezos等提出了计算天然气水合物核临界大小的方法，天然气水合物生长过程开始于图10-5中B点，并沿着线BC进行。根据Kobayashi和Sloan的实验结果，在容积不变的情况下，天然气水合物形成过程中的压力和温度轨迹如图10-6所示。图10-5中点A等同于图10-6中的点A。图10-6中点B也等同于图10-5中的点B，在B点，以突变方式形成的稳定天然气水合物颗粒的出现，导致了压力的突然下降。在图10-6中，点A与点B之间区域表示成核过程中的准稳定状态。过冷却方法和过饱和方法的相似性在图10-5与图10-6之间体现得相当明显。在图10-5中，与三相天然气水合物平衡相应，点A与点B之间，是处于准稳定状态的天然气水合物成核区域中气-水簇的生长区域。天然气水合物在点B的出现是突然的，Kobayashi描述它为“灾变性的”。尽管天然气水合物颗粒很小，但它们的数量很多，足以使溶液变得混浊。Kobayashi和Sloan认为，天然气水合物的突然出现使溶液不再处于过饱和状态，这样便导致了压力的剧降。

(2)天然气水合物的成核和生长过程

图10-6 天然气水合物形成实验温度-压力轨迹简图

从上面讨论可以看出，过冷方法与过饱和方法是等价的，对于天然气水合物成核过程来说都很重要。许多研究者建立了开始期和过冷之间的函数关系，过饱和同样也可以根据过冷却度进行转换。溶解中任何点的过饱和，都是在这点超过饱和浓度值的过量溶解气体浓度，可以用溶液中某一点的过饱和来判断稳定天然气水合物核最先出现在哪个地方。对于不流动系统，溶解气体浓度在分界面附近可能最高，天然气水合物的形成可能最先发生在气-液分界面上。对于搅拌系统来说，在溶液中最先形成天然气水合物的地方，取决于这点上溶解气体的浓度。溶液的水动力条件和气体溶解率可以影响天然气水合物成核的开始期。

Bishnoi等认为，天然气水合物成核作用开始期与过饱和作用相联系，根据对甲烷、乙烷以及二氧化碳天然气水合物的实验数据分析，揭示了成核开始期与过饱和的关系。当过饱和度减小时，成核开始期增大;当过饱和时，开始期增加到一个很大的值;相反，当过饱和度增加时，开始期减少到一个很小的值;当过饱和度很低时，开始期数据的分散程度很高，当过饱和度增加时，开始期数据的分散程度减小。天然气水合物成核过程，本质上是一个内在的随机过程，但高的过饱和度能够掩盖成核现象的随机本质，从而使观察到的开始期看起来像是早已被决定了一样。另外，天然气水合物成核的随机本质，也能够被实验系统中用来进行成核研究的其他因素所掩盖。在天然气水合物成核研究中，Parent和Bishnoi在原始实验状态下又观察到了开始期数据的随机性。

关于天然气水合物成核的研究还处于宏观层次上。对在溶液中的亚临界情况，还知之甚少。在建立基于分子级的模型之前，须通过实验研究揭示天然气水合物的成核机制。

天然气水合物的生长过程，是指作为固态天然气水合物的稳定天然气水合物核的生长，自20世纪60年代以来，许多学者就已对此进行了研究。在研究丙烷天然气水合物生长过程时，Knox认为晶体的近似大小取决于过冷度(指使液体冷到凝固点以下而不凝结)，较高的过冷度主要产生较小的颗粒，并导致明显的晶体生长。Pinder通过研究天然气水合物形成动力学，提出天然气水合物形成的反应速率随渗滤作用而定。Barrer和Esge在研究天然气水合物动力学时发现，对氪形成的天然气水合物来说，其晶体生长有一个明显的开始期。Falabella使用类似于Barrer和Esge的实验装置进行了研究，也得到了相似的结论。Falabella还发现，对于甲烷来说，其天然气水合物生长也有一个开始期，他根据冰的动力学数据，通过进行等温压换算，提出了一个次级动力学模型。Sloan和Fleyfel通过实验，研究了环丙烷天然气水合物的生长动力学。针对在纯水中的各种气体和气体混合物，Bishnoi等一直进行着天然气水合物形成动力学的系统性研究，在实验中使用一个搅拌反应器，其中装有电解质和表面活化剂溶液。他们认为，在稳压条件下，全部气体消耗量是时间的函数。

(3)天然气水合物生长动力学模型

在研究早期，Vysniauskas和Bishnoi提出了一个关于气体消耗速率的半经验模型。后来，Engl-ezos等把只有一个可调节参数的天然气水合物生长动力学模型公式化，这个模型是一个以结晶化和团块传递理论为基础的模型;它设固体天然气水合物颗粒被一个吸附“反应”层所包围，吸附反应层外是一层不流动的液体扩散层，溶解的气体从围绕在不流动液中向天然气水合物颗粒-水分界面扩散;然后，气体分子由于吸附作用而进入结构化的水分子构架并结合在一起。当水分子过量时，分界面被认为是气体最易集中的地方(反应速率用已溶解气体的逸度替代其浓度)。

在三相天然气水合物平衡压力和颗粒表面温度下，在扩散层中，溶解气体逸度值从fb变化到fs;在吸附层中，逸度值直降至feq，围绕颗粒的扩散动力等于fb-fs;但是对于“反应”阶段来说，这个值是fs-feq。在稳定状态下，扩散阶段和“反应”阶段的速率相等，fs能够从单个速率表达式中消去，可得到每一个颗粒的生长速率如下:

非常规油气地质学

式中:R*是扩散和吸附反应过程的组合速率常数;Ap是每个颗粒的表面积。在溶解气体的逸度中，fb-feq值不同于三相平衡逸度中的fb-feq值，它指的是全部动力。当在良好的搅拌系统中时，R*值表示反应的内在速率常数，R*值由甲烷和乙烷天然气水合物形成动力学的实验数据决定。在没有任何附加参数的情况下，这个模型可成功地扩展到甲烷和乙烷混合物的形成动力学;在这个模型中，纯水中甲烷天然气水合物形成时获得的R*值，可以应用到电解质溶液中的天然气水合物形成模型中，两者的R*值是相同的。

在液态二氧化碳和水的分界面上，Shindo等提出了二氧化碳天然气水合物形成模型;他们设天然气水合物主要发生在液态二氧化碳中，而不是在水中。最近，Skovborg和Rasmussen使用实验的气体消耗数据(数据来源于Bishnoi等)，提出了一种天然气水合物生成动力学模型;认为天然气水合物的形成，能够影响液体一侧的气-液团块传递系数。

(4)气-水体系中水合物的生成机理

天然气水合物结构和性质类似于冰(陈孝彦等，2004)，气-水体系中天然气水合物生成时，气体分子首先要溶解到水中，一部分气体分子与水一起形成水合物骨架，类似于冰的碎片(周公度等，1995)，形成了水合物结构中的第一种空穴。这些框架是一种亚稳定结构，相互结合形成更大的框架。在结合过程中，为保持水分子的4个氢键处于饱和状态，不可能做到紧密堆积，缔合过程中必然形成空的包腔，就形成了水合物结构中的另外一种空穴。另一部分溶解的气体分子通过扩散渗入到这些空穴中，并进行有选择的吸附;在吸附过程中满足Langmuir吸附定律，小气体分子进入小空穴，同时也能进入大空穴，大气体分子只能进入大空穴，即并不是每一个空穴都能被气体分子占据，这就解释了水合物平均只有三分之一左右的空穴被客体分子占据的机理。

陈孝彦等(2004)总结提出了气-水体系中水合物的生成机理，分为4步:①气体分子溶解过程，即气体分子溶解到水中;②水合物骨架形成过程，即气体分子的初始成核过程，溶解到水中的气体分子和水，形成一种类似冰碎片的天然气水合物基本骨架(一种空腔)，这种骨架通过结合形成另一种不同大小的空腔;③气体分子扩散过程，即气体分子扩散到水合物基本骨架中;④气体分子被吸附过程，即天然气气体分子在水合物骨架中进行有选择的吸附，从而使水合物晶体增长。

2.天然气水合物分解动力学

(1)理论基础

人们提出了许多基于相平衡的热力学模型来预测一定条件下水合物的生成条件及其抑制途径(赵义等，2004)，如通过改变其生成条件，来达到抑制目的的物理方法，包括干燥脱除法、加热保温法、降压法和加入非水合物形成气体法等，还包括通过加入添加剂的化学方法。

化学抑制法主要有热力学抑制剂和动力学抑制剂两种(赵义等，2004)。前者普遍取在生产设备和运输管线中注入甲醇、乙醇、乙二醇和氯化钠、氯化钙等，改变水合物热力学稳定条件，抑制或避免水合物生成;后者从降低水合物生成速度，以抑制水合物晶粒聚结和堵塞出发，通过加入一定量化学添加剂来改变水合物形成的热力学条件，显著降低水合物成核速率，延缓乃至阻止临界晶核生成，干扰水合物晶体的优先生长方向，影响水合物晶体的定向稳定性，具有用量少、效率高等优点，已成为了研究热点(吴德娟等，2000)。根据分子作用的不同机理，动力学抑制剂分为水合物生长抑制剂、水合物聚集抑制剂和具有双重功能的抑制剂，主要包括酰胺类聚合物、酮类聚合物、亚胺类聚合物、二胺类聚合物、共聚物类等，其中酰胺类聚合物是最主要的一类。

Holder等(1987)研究了在天然气水合物分解过程中的热传递过程，得出与成核沸腾现象相似的结论。Kamath等(1987)根据这种相似性，提出在丙烷分解期间，热传递率是ΔT的幂函数，其中天然气水合物表面的ΔT值与团块流体中的ΔT值是不相同的。后来，Kamath和Holder总结了它们的关系性，并用到甲烷天然气水合物分解过程中。

Selim等(1989)研究了甲烷水合物的热分解，认为水合物的分解是一个动态界面消融问题，并运用一维半无限长平壁的导热规律，建立了甲烷水合物的热分解动力学模型，Kamath等(1987)研究了甲烷和丙烷的热分解问题，认为水合物的分解主要受传热控制，其分解可与液体的泡核沸腾相比拟，而流体主体与水合物表面的温差ΔT是过程的推动力(Kamath et al.，1987)。

(2)实验研究

对天然气水合物分解动力学的基础研究是在带搅拌的大容积反应器中进行的，水合物以固体颗粒状分散于液体中，这用来研究分解本征动力学是可以的(周锡堂等，2006)。但用于研究与天然气生产有关，特别是天然气水合物分解的反应工程动力学，则缺乏实际意义(周锡堂等，2006)。自然赋存的天然气水合物可能是大块状的，更多的存在于多孔介质中。Sloan等报道过砂岩中的甲烷水合物生成和分解的一些实验数据，但没有仔细地研究水在孔隙里的分布情况;Circone等报道过以冰粒形成的水合物在272.5K的分解速率数据(Circone et al.，2000)，但也没有提供相应的动力学方程。存在于冻土带或海底沉积物中的天然气水合物，与人工合成的、仅仅存在于自由水中的水合物颗粒是大不相同的。因此从工程实际来考虑，研究多孔介质中水合物的分解动力学行为更有意义。Yousif等第一次将水合物分解动力学的研究与天然气的生产结合起来(Yousif et al.，1991)，不过其模型在估算水合物面积时却是经验性的。Goel等研究了天然气水合物的分解行为(Goel et al.，2001)，运用发散状扩散方程，分别得出了关于大块状和多孔介质中的天然气水合物的分解动力学解析模型。然而该模型忽略了分解水的流动和分解气出速率的变化，严重影响了其有效性。Hisashi等研究了多孔介质中水合物的形成和降压分解问题(Hisashi et al.，2002)。在其实验中，分别用了多种粒度的玻璃珠和合成陶粒来模拟多孔介质。最终结果表明，不同介质中水合物分解的表观反应速率常数不同，所得回归方程也不一样(周锡堂等，2006)。因此，在确定自然存在天然气水合物的分解速率时，有必要研究当地介质的孔隙性质及其粒度分布。

Bishnoi等开展了对甲烷天然气水合物分解的实验研究，实验是在一个搅拌良好的反应器中进行的;天然气水合物在三相平衡压力以上存在;然后，在保持温度不变的条件下，把压力降低到低于三相平衡压力，这时，天然气水合物分解就开始了;实验在快速搅拌中进行，以保证避免团块传递的影响。他们提出，天然气水合物分解可能分为两个阶段:颗粒表面原结晶“主”格子破坏和随后的“客”分子从表面的解吸过程。Kim等提出了天然气水合物分解原内在动力学模型，他们设天然气水合物的颗粒为球形，并且被云雾状气体所包围，如图10-7所示。在图中，正在分解的颗粒被解吸“反应”层所围绕，再外层是排放出的气体云，天然气水合物颗粒分解速率公式如下:

非常规油气地质学

式中:kd为分解速率常数;Ap为颗粒表面积;feq为气体三相平衡逸度;fvg为气体分解策动力，定义为feq与fvg之差，即feq-fvg。

(3)研究进展和意义

与前文提到的对天然气水合物生长的研究一样，对天然气水合物分解的研究，应该包括对决定分解颗粒大小分布因素的研究。

图10-7 天然气水合物分解图

对天然气水合物分解和形成动力学的研究，给我们提出了大的挑战。天然气水合物形成被认为是一种包括成核过程和生长过程的结晶化过程。成核作用是一种内在的随机过程，它涉及气-水簇向具临界大小的稳定天然气水合物核的形成和生长问题。因较大的成核策动力和多相性的存在，成核作用随机性质不易被察觉。目前，对天然气水合物成核过程仍没有在分子级别上的测试方法。

天然气水合物生长包括作为固态天然气水合物的稳定水合核的生长，正在生长的天然气水合物颗粒表面积，强烈影响着生长速率。天然气水合物分解是一系列晶格的破坏和气体解吸过程，在分解时的热传递率与成核沸腾现象是相似的。应该深入研究天然气水合物颗粒在分解和生长过程中的大小分布，并应用于这些过程的模型化中。

尽管有多个天然气水合物形成模型已经被提出，但天然气水合物形成核的过程并没有完全被揭示。目前，科学家通过研究气体-水的接触面，已取得了一些实验上的进展，但是这些实验都是最近做的，并且至今没有充足的信息来提供一个确切的描述。这些实验通过研究熔点附近的热力学状态范围，来揭示与接近天然气水合物形成条件相联系的界面结构特征。在实验中，科学家把分子动力学模拟，应用到Ⅰ型甲烷天然气水合物和甲烷气体的接触面，发现接触面在270K以下是稳定的，在300K时发生熔解，同时发现了导致接触面稳定的压力条件。在伴随着表面层的无序化过程中，预熔现象是明显的。动力学性质显示了水平面格子振动的各向异性，这被认为是与在Ⅰ型天然气水合物(001)面上存在着晶轴相联系。这个意想不到的结果还有待于进一步研究。

在研究天然气水合物形成模型的同时，由于天然气水合物有时能对高纬度地区石油和天然气的运输造成意想不到的麻烦(如形成管塞)，有的学者(Monte Carlo)也开始了怎样抑制天然气水合物形成的研究。通过实验研究发现，可以使用一种无毒的、能溶解于水的聚合物———科利当(PVP)，来抑制天然气水合物的形成。Monte Carlo通过不同条件下PVP对单体、二聚物、四聚物、八聚物吸附性的研究，发现吸附作用主要在吡硌烷酮氧(pyrrolidone oxygen)和水面之间两个氢键的形成过程中出现。这种研究结果表明，通过在天然气水合物生长点上PVP的吸附，来抑制天然气水合物的形成是可行的，并且影响吸附的主要因素具有内在的统计性。

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油气储量、产量增长趋势预测的方法大致可以划分为三大类，一是专家评估法，二是统计法，包含时间序列数学模型法和工作量数学模型法，三是类比法。

（一）专家评估法

1.基本原理

专家评估法是指预测者制作油气趋势预测表格，分发给熟悉业务知识、具有丰富经验和综合分析能力的专家学者，让他们在已有资料的基础上，运用个人的经验和分析判断能力，对油气的未来发展做出性质和程度上的判断，然后经过分析处理，综合专家们的意见，得到预测结果。

2.实施步骤

（1）设计油气趋势预测表格。预测表格主要包含油气储量、产量高峰值及持续时间的预测，以及每五年的平均储量发现和产量情况（表4-2）。

表4-2 发现趋势专家评估法预测表

（2）将表格分发给专家进行预测。选择对我国油气状况比较了解，有较高理论水平和丰富实践经验，在油气评价和战略研究方面卓有成效的专家学者。将表发给专家，并附以相关资料，请专家对表中所列事项作出预测与评价，并给出预测依据。

（3）预测结果的分析整理。用统计方法综合专家们的意见。把各位专家的预测结果予以综合、整理、分析，并将结果以图表的形式表现出来。

（二）统计法

统计法主要依据已知的油气储量、产量数据，用各类数学模型，进行历史数据的拟合，并预测未来的发展趋势。统计法包括时间序列法、勘探工作量数学模型法、递减曲线分析法、储量—产量历史拟合法和储量—产量双向平衡控制模型法等（表4-3）。

表4-3 油气发现趋势预测统计法模型分类表

其中，时间序列模型法中的翁氏旋回、逻辑斯谛模型、龚帕兹模型、胡陈张模型、多旋回哈伯特和勘探工作量模型法以及储量—产量双向平衡控制模型法较为常用。

（三）类比法

1.方法原理

所谓类比法是指开展低勘探程度盆地的油气储量、产量趋势预测时，以勘探程度较高的盆地作为类比对象，依据预测盆地与类比盆地在盆地类型和油气地质条件的相似性，设预测盆地投入充足勘探开发工作量的情况下，未来一个时间段内能够发现的油气储量和达到的产量。类比法可分为探明速度类比法和图形类比法。类比法的建立为低勘探程度地区的油气储量、产量增长趋势预测提供了可行的思路和办法。

2.方法种类

（1）速度类比法。以盆地类型为主要划分依据，分别选取松辽、鄂尔多斯、渤海湾、二连、准噶尔、柴达木、吐哈、酒泉、塔里木、苏北和百色盆地作为石油储量发现和产量增长的类比盆地，选取四川、鄂尔多斯、塔里木、吐哈、柴达木、松辽、渤海湾、南襄和百色盆地作为天然气储量发现和产量增长的类比盆地。依据各盆地油气的探明程度与出程度，将以上盆地的勘探开发阶段划分为早期、中期和后期，不同阶段具有不同的油气地质储量的探明速度和可储量的出速度。对低勘探程度盆地进行油气趋势预测时，给定油气储量发现和开始具有产量的起点，类比高勘探程度盆地的探明速度和出速度，预测出未来某一时间单元内（2006～2030年）该盆地油气储量探明状况和产量增长状况。

（2）图形类比法。图形类比法是设在有充足的勘探开发工作量基础上，预测盆地和类比盆地具有相似的勘探发现历程与产量增长过程，预测盆地可类比高勘探程度盆地的储量发现和产量增长曲线，使用类比盆地的模型参数以及预测盆地的量数据，即可得到预测盆地油气趋势预测曲线，进而得到2006～2030年储量和产量的数据。

按照类比标准表所选取的盆地，使用龚帕兹模型分别进行储量和产量数据曲线的拟合，得到40个储量类比图形和产量类比图形，以及相应的图形参数a、b。

3.实施步骤

（1）建立类比标准表：选取勘探程度较高的盆地作为类比盆地，按照盆地类型进行分类，将各盆地的储量发现和产量增长划分为不同的阶段，统计计算各阶段的储量探明速度和产量增长速度，制作类比标准表。

（2）建立类比图形库：根据作为类比盆地的高勘探程度盆地的储量、产量历史数据，用龚帕兹模型进行曲线拟合，得到控制图形形状的参数a和b，分别拟合类比标准表中各盆地的储量和产量曲线，建立类比图形库。

（3）为预测盆地选择合适的类比盆地：预测盆地与类比盆地的盆地类型、地层时代、储层岩性相近，油气地质条件可以类比。

（4）按照类比标准表分别给各预测盆地储量探明速度和产量增长速度赋值，并按盆地实际情况选择对应的持续时间，得到2006～2030年预测盆地累计探明程度、储量以及累计产量。

（5）将预测盆地的量和类比盆地的参数a和b代入龚帕兹公式，得到预测盆地的储量发现和产量增长曲线。

（6）以探明速度和产出速度类比法为主，并考虑图形类比法得到的预测结果，对预测盆地2006～2030年油气发现趋势进行综合分析。

（四）综合预测法

1.方法原理

综合预测法是指以盆地或预测区的潜力为预测基础，分析其勘探开发历程，依据目前所处的勘探开发阶段，确定其未来储量、产量可能出现的高峰值及时间，使用多旋回哈伯特模型，用储比控制的办法，对油气储量、产量进行预测。

多旋回哈伯特模型可表示为：

全国油气评价系统建设

式中：Q— —油田年产量，104t或108m3

Qm— —油田年产量高峰值，104t或108m3;

t——时间变量，年；

tm— —产量高峰年份，年；

i——哈伯特旋回个数；

k——哈伯特旋回总数；

b——模型参数。

用多旋回哈伯特模型预测石油地质储量和油气产量首先要确定哈伯特旋回的个数，除了已出现的高峰，还要预测将来可能出现的高峰个数，这需要掌握丰富的地质资料和勘探开发历程，并对油气田的未来发展趋势有比较正确的认识；然后通过最小二乘法进行非线性拟合，确定单个哈伯特模型的参数，最后将多条哈伯特曲线叠加得到总的预测曲线。

2.实施步骤

（1）油气储量、产量高峰的基本判断。开展盆地油气储量、产量发展趋势预测是以其油气潜力分析为基础的，盆地的量和探明程度、产出程度基本上决定了油气未来储量、产量上升或下降的态势。因此，依据盆地目前所处的勘探阶段、潜力、历年所发现的储量规模、石油公司的“十一五”规划和中长期发展规划以及专家评估法做出的判断，确定盆地的储量发现高峰是否已过，如果高峰已过，则未来的储量发现将呈现衰减的形势；如果尚未达到高峰，则需要判断高峰出现的时间及高峰值，不同类型盆地的储量高峰所处的勘探阶段不同，但一般出现在探明程度40%～60%时。产量高峰的判断还要考虑油气开发状况，一般比储量高峰晚5～20年。通过专家小组会议确定各盆地的储量、产量高峰。

（2）油气储量、产量增长曲线拟合。在确定了盆地储量、产量的高峰后，即可使用多旋回哈伯特或高斯模型进行油气储量、产量曲线的拟合。首先要确定哈伯特旋回的个数，除了已出现的高峰，还要根据未来可能出现的高峰值，选择合适的旋回个数，然后通过最小二乘法进行非线性拟合，精确确定单个哈伯特模型有关高峰值、出现时间及表示曲线形态的参数，最后将多条哈伯特曲线叠加得到总的预测曲线。

（3）用储比控制储量、产量之间的关系。首先对预测期内的储比变化趋势进行预测判断，一般而言，高勘探程度盆地的储比呈现下降趋势，而低勘探程度盆地的储比在储量发现高峰之前快速上升。然后对盆地的储量、产量进行预测，用储比控制法控制储量、产量之间的关系。储比控制法是在对预测期内新增动用可储量的预测基础上，用剩余可储量的储比作为控制条件进行产量预测的一种方法。预测期历年的新增可储量，包括老油田提高收率增加的部分和新增动用储量增加的部分。

油气储量、产量增长趋势预测方法

为商品价格的变化和我们的生活息息相关，商家了解商品价格的变化有助于把握市场的供求关系，使商品的生产数量趋于合理。而我们了解商品价格的变化可以为我们的生活带来便捷。要了解商品价格的变化规律，首先我们得了解一些主要商品及及服务价格变化对CPI及中低收入居民生活的影响。

一、两个具体问题的界定

（一）主要商品及服务项目的确定

统计部门计算城市居民消费价格指数所调查的商品及服务项目有几百种，基于本文的研究目的，我们确定的主要商品及服务项目包括与居民生活密切相关的生活必需品和目前定价目录内的部分商品及服务。因此，我们选定了八大类共70多项主要商品及服务项目作为研究对象。本文所选取的这些商品及服务项目大多数是消费弹性系数较小的项目，居民不会因其收入的增减而对此类商品的支出安排作较大调整。因此，这些商品及服务价格的变化将对CPI变动的趋势和幅度起到决定性的影响作用，具有充分的代表性。

（二）低收入居民的界定

低收入居民是指在一定时期内人均收入低于某一标准的人群，一般包括失业者、残疾人、孤寡老人等几类人群。在实际工作中，主要是以收入为标准来对低收入居民进行划分，它是一个相对于高、中收入群体的概念。由于我国各地经济发展水平不同，人均收入的差异也很大，所以具体标准很难统一。就成都市而言，目前是以人均月收入低于230元作为确定低保入群的标准，而统计部门的资料大都用城镇住户抽样调查样本中的10％最低收入户家庭来进行划分。本文原则上按照此标准来确定低收入人群，其实际涵盖范围略大于成都市目前纳入民救助范围的低保人群。

二、测算模型的建立

（一）城市居民消费价格指数的编制方法

我国居民消费价格指数用固定权数加权算术平均指数方法来编制。其编制过程可归纳为如下：第一，将各种居民消费品划分为食品、烟酒及用品、衣着、家庭设备和维修服务、医疗保健和个人用品、交通及通讯类、文化教育及服务、居住等八大类，各大类再划分为若干中类和小类；第二，从上述各小类中选定某种具有代表性的商品及服务项目编入指数，利用有关对比时期的价格资料，分别计算个体指数；第三，通过城镇居民家庭收支调查得到的消费构成确定居民消费各类商品及服务的支出在总支出中的比重权数，加权计算出居民消费价格小类、中类、大类的指数；第四，将各大类指数再加权，求出居民消费价格总指数。整个编制过程中需要反复使用的是固定加权平均公式K=∑kw/∑w，式中k为单种商品的个体价格指数，w为居民消费支出中各项目的实际权重。

（二）主要商品及服务项目权数修正系数的确定

随着居民收入的不断提高，其消费结构会逐步发生变化，一些基本生活必需品的消费比例会逐步降低，一些享受型的消费比例会逐步上升。为了适应居民消费结构的变化，更准确地预测某一商品或服务价格变动对CPI的影响程度，有必要对这些主要商品及服务项目的权数变动趋势和幅度进行测算，以便对计算CPI的权数进行适当修正。因此，我们按照成都市居民近10年来人均消费支出情况，对所选取的主要商品和服务项目进行分析研究，计算出其比重变化，得到所需要的修正系数。其计算公式如下：

c＝（⊿c ）/(n-1) (其中c代表商品的修正系数，⊿c表示当年比重减上年比重的变化幅度，n代表预测时间数)

我们以食品为例，从1998年到2006年，成都市一般居民粮食消费支出占总支出的权重变化总体上呈逐年降低趋势。1998年其权数为44.4%，到2006年已降为33.9%，9年间下降了10.5个百分点。计算得出一般居民消费价格指数中，食品权数的修正系数为-1.312%（负号表示下降趋势），其他商品及服务项目同理计算得出。

我们通过对选定70多种商品和服务项目的分析，得出对居民基本生活支出影响最大的前十项商品和服务项目，以及对成都市居民基本生活支出预期增减幅度影响最大的前十项商品和服务项目的变动修正系数。这些权数修正系数的确定，使我们可以从主要商品及服务价格变动对CPI的影响程度作出较为准确和长期的预测分析。

需要特别说明的是：这些修正系数的确立，是根据历年消费实际支出的比重变化进行分析测算而得出的一个平均增减变化程度，与该商品及服务项目每年所占比重变化的实际权数并不完全一致。同时，通过上表，我们还可看出成都市居民消费支出的若干特点：

从比重看，这十项支出占了居民生活总支出的53.76%，而前六项的支出就占了近38.82%，在居民生活支出中具有相当的代表性。

从变动趋势看，物质性消费在逐步下降，非物质性消费在逐步上升。上升排列前两位的项目是通信和文化支出，而下降排列前两位项目是猪肉和交通的支出；在下降趋势最明显的十项商品及服务中，吃的商品就有七项。而上升趋势最明显的十项支出中，除在外用膳食品外，穿、用商品及服务占绝大多数。

从顺序看，这十项比重仍然是按吃、穿、用的顺序排列。但吃的形式发生了变化，在外膳食成了市民的第一大支出，而粮食、蔬菜等家庭主要食品的支出位次明显靠后，粮食甚至退出了前十位，其比重仅为2.04%。2006年，成都市一般居民的恩格尔系数为33.9%，按联合国粮农组织提出的标准衡量，成都市城市居民生活水平已经进入富裕阶段。

（三）主要商品及服务价格变动对CPI影响的测算模型

通过对价格指数编制过程及权重修正系数的分析，我们可以确定出如下公式来计算主要商品及服务项目的价格变动对CPI的影响程度。

y=⊿a/a × （w＋c）×100％

其中，w为商品a的权数，w的构成是小类权数、中类权数及大类权数的乘积，a为具体的主要商品或服务项目价格，⊿a为价格变动值，c为该商品的修正系数，y为该商品或服务项目价格对CPI的影响程度。

下面我们分别以天然气、自来水和居民生活用电的价格为例，预测其价格变动对2007年CPI的影响程度。设2007年我市天然气价格上涨8%，民用天然气价格由目前的1.43元/立方米调整到1.54元/立方米，按上述模型测算，仅天然气价格的上涨，就会拉动2007年的CPI上升0.12个百分点。设2007年自来水价和电价都不做调整，由于2006年10月污水处理费上调了0.15元，该翘尾因素将拉动2007年的CPI上升0.05个百分点；2006年6月，居民生活用电从0.4657元/千瓦时调至0.5224元/千瓦时，涨幅12.18%，其翘尾因素将拉动2007年CPI上升0.14个百分点。仅这三项的价格变动就会对2007年的CPI拉动0.31个百分点。因此，利用上述测算模型，我们可以较为准确地测算主要商品及服务价格变动对CPI的影响程度。

三、主要商品及服务价格变动对CPI影响程度分析

2006年，成都市价格水平没有出现大的起落，全年居民消费价格水平上涨1.8个百分点。根据测算模型计算，本文所列70种商品价格变动拉动CPI上涨了1.87个百分点，超过了全年价格上涨水平。这些商品和服务价格的上涨成为拉动全年价格指数上升的主要因素。其中，尤以食品和水、电、燃料等价格的上涨拉动最为直接。另外，医疗保健类上涨也带动价格总水平微幅上涨0.06个百分点。下面运用上述模型，着重就食品和水、电、气价格变动对居民消费价格总水平的影响程度作简要分析。

（一）食品价格

2006年食品价格上涨2.5%,食品在居民消费支出所占比重为33.85%。根据计算公式得出，食品类商品价格变动拉动成都市全年CPI上升0.85个百分点。

（二）水、电、气价格

根据计算，2006年水、电、气价格合计上涨11.27%，实际拉动当年CPI上升0.49个百分点。具体如下：

1.自来水价格：由于污水处理费的调整，城区自来水价格由原来的2.00元/吨涨到了2.15元/吨，涨幅达7.5%。自来水占成都市居民消费支出比重为0.87%，自来水价格上涨拉动2006年成都市CPI上升0.09个百分点。

2.电价：由原来的0.4657元/千瓦时涨至0.5224元/千瓦时，涨幅12.17%。所占居民消费支出比重为2.95%。电价上涨对2006年成都市CPI拉动0.20个百分点。

3.天然气价格：由原来的1.28元/立方米涨至1.43元/立方米，涨幅高达11.72%。所占居民消费支出比重为1.49%，天然气价格上涨对2006年成都市CPI拉动0.20个百分点。

从上述价格变动的影响程度可以看出，仅食品和水、电、气的价格变动就拉动2006年成都市CPI上涨1.34个百分点，这两类价格的变动成为影响CPI走势的决定性因素。

四、主要商品及服务价格变动对低收入

居民生活影响程度分析

近年来，成都市主要商品和服务价格均有不同程度的上涨，从2004年至今，CPI分别上涨3.9%、2%、1.8%。从涨幅来看不算太高。但看似轻微的CPI上涨水平，已成为部分低收入居民难以承受之重。因此，研究主要商品及服务价格的变动对低收入群体的影响，真实反映出这部分社会阶层的实际生活状况，对维护社会稳定、构建社会主义和谐社会具有重大的现实意义。

（一）2000年－2006年低收入居民收支情况分析

低收入居民2000年－2006年7年间人均可支配收入4111.99元/年，消费支出人均3909.42元/年，总体上收入大于支出，生活水平在逐年改善。但收入增长不稳定，收支增长波动比较大，个别年份甚至支大于收。从收入与支出的发展趋势来看，2000年－2006年低收入居民人均可支配收入年均增加2.69%，而消费性支出年均增长4.57%，收入增长速度低于支出增长速度，使低收入人群的消费预期下降，生活压力加大。

2000年－2006年一般居民与低收入居民的收支情况比较：从实际收入看，7年间一般居民年均可支配收入为9847.53元，是低收入居民的2.4倍；从收入的增幅来看，一般居民年均增长8.92%，比低收入居民高出6.23个百分点。从实际支出来看，一般居民年均支出8013.79元，是低收入居民年均支出的2倍；从支出的增长幅度看，一般居民年均增长8.19%，比低收入居民高3.62个百分点。可见，不论是收入增长的金额还是收入增长的幅度，一般居民的增长都大大高于低收入居民；而且，一般居民收入的增长幅度大于其支出的增长幅度，而低收入居民的收入增长幅度小于支出增长幅度，说明社会的贫富差距在进一步拉大，一些生活必需品价格的上涨已成为低收入群体的沉重负担。因此，如何加大对社会弱势群体的帮扶力度，建立和完善社会救助机制，努力缩小贫富差距，仍是和社会面临的一个长期任务。

（二）低收入居民消费支出构成分析

从2006年八类商品消费支出情况看，低收入居民消费支出主要集中在与基本生活密切相关的食品、教育、居住等项目上。三项合计支出3166.66元，占总支出的67.64%。一般居民的该三项支出占其总支出的49.85%。从权重情况来看，低收入居民在食品、医疗保健、文教服务、居住类上的支出权重比一般居民要高，而在衣着、家庭设备及服务、交通和通讯类上则比一般居民要低得多。可见，一般居民和低收入居民在支出安排上有着明显的差别，低收入居民将更多的支出安排在生活必需品上，而在弹性系数比较大的消费项目上的支出则比一般居民要少得多。如在交通和通讯支出上，一般居民占总支出的17.42%，仅次于在食品上的支出，而低收入居民在此项目上的支出只占总支出的6.41%，仅比在家庭设备及服务和杂项商品和服务上的支出比重高。

从近几年来的低收入居民消费支出情况分析，增加的支出主要集中在食品、医疗、教育、居住上。下面对此进行详细分析，并与一般居民进行比较。

1.食品：2006年食品价格上涨2.5%，低收入居民食品消费支出为1961.52元，所占比重为41.9%。通过公式计算得出，2006年食品类商品价格变动对低收入居民的影响程度为1.12%，比一般居民高0.26个百分点，实际比2005年多支出110.88元，多支出部分占总支出的2.8%。一般居民在食品上的支出为3486.55元，仅比2005年多支出90.31元，多支出的比重为0.9%。在食品消费的实际支出上，低收入居民仅为一般居民的56.26%。

2.医疗：在医疗支出上，低收入居民2006年的支出为399.20元，比2005年多支出234.27元，同比上涨142.04%。而一般居民在此项的支出为599.81元，比2005年少支出1.76元，支出没有发生较大变化。在医疗保健的实际支出上，低收入居民仅为一般居民的66.55%。

3.教育：低收入居民2006年的教育支出为616.94元，比2005年多支出128.33元，同比上涨26.3%；一般居民2006年的教育支出为630.58元，比上年多支出26.24元，同比多支出4.3%。低收入居民的支出为一般居民的.69%。

4.居住：2006年按照国家关于环境价格改革的相关政策,对水、电、气价格都进行了不同程度的调整，导致居民居住类消费支出比2005年有一定增长。低收入居民2006年水、电、燃料消费支出449.64元，比2005年多支出78.52元，上涨21%。而一般居民2006年水、电、燃料消费支出559.46元，比2005年上涨14.5%。低收入居民的支出为一般居民的80.37%。

综上所述，除教育支出与一般居民大致差不多外，低收入居民在食品、医疗、居住类等方面的支出都大大低于一般居民。从低收入居民消费情况来看，2006年低收入居民人均总支出4681.79元，比2005年多676.71元，其中仅食品、教育、医疗、居住4项支出之和，就比2005年多支出438.32元，占多支出总额的65%；这4项支出占2006年低收入居民支出增额的绝大份额。由于这些支出的增多，造成耐用品、房租、城市交通、文化等方面的支出略为下降，影响低收入居民生活水平的提高。虽然成都市最低生活保障金标准在2006年11月21日进行了一次调整，由原来的210元/月调整到230元/月，但仍不足以补贴低收入居民因物价上涨带来的额外支出。

五、总结

通过以上分析，我们认为，居民消费价格指数变动情况作为制定宏观政策的重要依据是十分必要的。对于居民生活而言，日常生活必需品价格上涨程度对其生活的影响相当直接，而低收入居民对此的感受就更为强烈。因此，作为价格主管部门，更应加强对日常生活必需品价格的监测和管理，并对价格变动对居民生活影响程度做比较准确的预测。保证在调控宏观经济时更加科学、合理、稳妥，同时也为了适应构建社会主义和谐社会的需要。

油气储量、产量增长趋势预测的方法大致可以划分为四大类，一是专家评估法；二是统计法，包含时间序列数学模型法和工作量数学模型法；三是类比法；四是综合预测法。

（一）专家评估法

国内外调研分析表明，专家经验是油气发现趋势不可或缺的力量，专家们的预测代表了我国石油界对未来油气储量、产量增长的基本判断和普遍看法，这项工作是国内首次开展的一项调查研究工作，既为油气趋势预测研究提供了指导性的意见和参考依据，也是对我国石油工业未来发展思路上的整体把握。

1.基本原理

专家评估法是指预测者制作油气趋势预测表格，分发给熟悉业务知识、具有丰富经验和综合分析能力的专家学者，让他们在已有资料的基础上，运用个人的经验和分析判断能力，对油气的未来发展做出性质和程度上的判断，然后经过分析处理，综合专家们的意见，得到预测结果。

2.实施步骤

（1）设计油气趋势预测表格。预测表格主要包含油气储量、产量高峰值及持续时间的预测，以及每五年的平均储量发现和产量情况（表4-3）。

表4-3 发现趋势专家评估法预测表

（二）统计法

统计法主要依据已知的油气储量、产量数据，用各类数学模型，进行历史数据的拟合，并预测未来的发展趋势。统计法包括时间序列法、勘探工作量数学模型法、递减曲线分析法、储量—产量历史拟合法和储量—产量双向平衡控制模型法等（表4-4）。

表4-4 油气发现趋势预测统计法模型分类表

（三）类比法

类比法的建立为低勘探程度地区的油气储量、产量增长趋势预测提供了可行的思路和办法，解决了以往趋势预测只能在高勘探程度地区开展的问题，是预测方法的一大创新之处。

1.方法原理

所谓类比法是指开展低勘探程度盆地的油气储量、产量趋势预测时，以勘探程度较高的盆地作为类比对象，依据预测盆地与类比盆地在盆地类型和油气地质条件的相似性，设预测盆地投入充足勘探开发工作量的情况下，未来一个时间段内能够发现的油气储量和达到的产量。类比法可分为探明速度类比法和图形类比法。类比法的建立为低勘探程度地区的油气储量、产量增长趋势预测提供了可行的思路和办法。

2.方法种类

（1）速度类比法。以盆地类型为主要划分依据，分别选取松辽、鄂尔多斯、渤海湾、二连、准噶尔、柴达木、吐哈、酒泉、塔里木、苏北和百色盆地作为石油储量发现和产量增长的类比盆地，选取四川、鄂尔多斯、塔里木、吐哈、柴达木、松辽、渤海湾、南襄和百色盆地作为天然气储量发现和产量增长的类比盆地。依据各盆地油气的探明程度与出程度，将以上盆地的勘探开发阶段划分为早期、中期和后期，不同阶段具有不同的油气地质储量的探明速度和可储量的出速度。对低勘探程度盆地进行油气趋势预测时，给定油气储量发现和开始具有产量的起点，类比高勘探程度盆地的探明速度和出速度，预测出未来某一时间单元内（2006～2030年）该盆地油气储量探明状况和产量增长状况。

（2）图形类比法。图形类比法是设在有充足的勘探开发工作量基础上，预测盆地和类比盆地具有相似的勘探发现历程与产量增长过程，预测盆地可类比高勘探程度盆地的储量发现和产量增长曲线，使用类比盆地的模型参数以及预测盆地的量数据，即可得到预测盆地油气趋势预测曲线，进而得到2006～2030年储量和产量的数据。

按照类比标准表所选取的盆地，使用龚帕兹模型分别进行储量和产量数据曲线的拟合，得到40个储量类比图形和产量类比图形，以及相应的图形参数a、b。

3.实施步骤

（1）建立类比标准表：选取勘探程度较高的盆地作为类比盆地，按照盆地类型进行分类，将各盆地的储量发现和产量增长划分为不同的阶段，统计计算各阶段的储量探明速度和产量增长速度，制作类比标准表。

（2）建立类比图形库：根据作为类比盆地的高勘探程度盆地的储量、产量历史数据，用龚帕兹模型进行曲线拟合，得到控制图形形状的参数a和b，分别拟合类比标准表中各盆地的储量和产量曲线，建立类比图形库。

（3）为预测盆地选择合适的类比盆地：预测盆地与类比盆地的盆地类型、地层时代、储层岩性相近，油气地质条件可以类比。

（4）按照类比标准表分别给各预测盆地储量探明速度和产量增长速度赋值，并按盆地实际情况选择对应的持续时间，得到2006～2030年预测盆地累计探明程度、储量以及累计产量。

（5）将预测盆地的量和类比盆地的参数a和b代入龚帕兹公式，得到预测盆地的储量发现和产量增长曲线。

（6）以探明速度和产出速度类比法为主，并考虑图形类比法得到的预测结果，对预测盆地2006～2030年油气发现趋势进行综合分析。

（四）综合预测法

从国内外有关油气趋势预测的现状来看，基本上都属于统计法的范畴，利用各类数学模型，以以往的储量和产量数据进行趋势外推。这种预测受数学模型的约束太大，很多经验的判断也无法在模型中体现出来，对于勘探过程中因勘探新领域突破而带来的储量增长突变无法有效预测。因此，需要一种考虑主客观条件、具有普遍适用性的预测方法。因此，本次研究创立并应用了综合预测法进行油气储量、产量增长趋势预测。该方法预测依据充分，能够发挥专家的经验判断，具有很强的可操作性，在实际应用中取得了很好的效果。

1.方法原理

综合预测法是指以盆地或预测区的潜力为预测基础，分析其勘探开发历程，依据目前所处的勘探开发阶段，确定其未来储量、产量可能出现的高峰值及时间，使用多旋回哈伯特模型，用储比控制的办法，对油气储量、产量进行预测。

多旋回哈伯特模型可表示为：

新一轮全国油气评价

式中：Q——油田年产量，104t或108m3;

Qm——油田年产量高峰值，104t或108m3;

t——时间变量，年；

tm——产量高峰年份，年；

i——哈伯特旋回个数；

k——哈伯特旋回总数；

b——模型参数。

用多旋回哈伯特模型预测石油地质储量和油气产量首先要确定哈伯特旋回的个数，除了已出现的高峰，还要预测将来可能出现的高峰个数，这需要掌握丰富的地质资料和勘探开发历程，并对油气田的未来发展趋势有比较正确的认识；然后通过最小二乘法进行非线性拟合，确定单个哈伯特模型的参数，最后将多条哈伯特曲线叠加得到总的预测曲线。

2.实施步骤

（1）油气储量、产量高峰的基本判断。开展盆地油气储量、产量发展趋势预测是以其油气潜力分析为基础的，盆地的量和探明程度、产出程度基本上决定了油气未来储量、产量上升或下降的态势。因此，依据盆地目前所处的勘探阶段、潜力、历年所发现的储量规模、石油公司的“十一五”规划和中长期发展规划以及专家评估法做出的判断，确定盆地的储量发现高峰是否已过，如果高峰已过，则未来的储量发现将呈现衰减的形势；如果尚未达到高峰，则需要判断高峰出现的时间及高峰值，不同类型盆地的储量高峰所处的勘探阶段不同，但一般出现在探明程度40%～60%时。产量高峰的判断还要考虑油气开发状况，一般比储量高峰晚5～20年。通过专家小组会议确定各盆地的储量、产量高峰。

（2）油气储量、产量增长曲线拟合。在确定了盆地储量、产量的高峰后，即可使用多旋回哈伯特或高斯模型进行油气储量、产量曲线的拟合。首先要确定哈伯特旋回的个数，除了已出现的高峰，还要根据未来可能出现的高峰值，选择合适的旋回个数，然后通过最小二乘法进行非线性拟合，精确确定单个哈伯特模型有关高峰值、出现时间及表示曲线形态的参数，最后将多条哈伯特曲线叠加得到总的预测曲线。

（3）用储比控制储量、产量之间的关系。首先对预测期内的储比变化趋势进行预测判断，一般而言，高勘探程度盆地的储比呈现下降趋势，而低勘探程度盆地的储比在储量发现高峰之前快速上升。然后对盆地的储量、产量进行预测，用储比控制法控制储量、产量之间的关系。储比控制法是在对预测期内新增动用可储量的预测基础上，用剩余可储量的储比作为控制条件进行产量预测的一种方法。预测期历年的新增可储量，包括老油田提高收率增加的部分和新增动用储量增加的部分。