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气藏分类评价和开发指标预测是开发规划研究的一个主要工作，是开发规划框架方案建立的依据。文章用模式识别法对川东新区石炭系气藏进行了早期评价及开发指标预测；在对该地区石炭系老气藏进行储层、构造、动态综合分析的基础上，选择部分具有代表性的地质参数，建立了气藏分类评价的地质模型；在地质模型的基础上，推导出新区气藏类别的数学判别式；对川东新气区石炭系气藏进行分类评价，并根据判别函数与开发指标的相互关系，综合分析气藏的储量、含气面积、出水情况等，对气藏进行开发指标的预测。该研究为开发规划框架方案建立提供了依据。     

川东石炭系气藏低渗区合理井距确定方法

川东石炭系气藏低渗区井网密度较中、高渗区低,井距大,对低渗区储量的控制程度差是导致当前低渗区采出程度低的重要原因。提高低渗储量采收率必须对现有井网进行调整,气田合理井网部署的重要因素之一是合理井距的确定。从确定气藏合理井距出发,采用多种分析计算方法,得出川东WBT气田石炭系气藏低渗区直井与水平井合理井距,为川东地区石炭系气藏低渗区开发井网的合理部署提供了依据。表2参6     

低渗透复杂砂岩气藏开发与储量复算

大庆油田外围陆续发现了汪家屯、三站等多因素控制的特低渗透复合型气藏，储量占已探明气田地质储量的50％。然而，随着这些气田的相继开发，其井控储量、可采储量、产能等与勘探时期相差较大，暴露出了评价勘探阶段对气藏认识程度和储量计算精度方面存在一些问题。章从解剖有代表性的汪家屯、三站气田入手，通过对气田的地质精细研究，总结出一套适合这类气田开发和储量计算的方法，对大庆油田已探明的中浅层气田的资源潜力进行了研究，为今后评价和计算这类气田的储量提供了借鉴经验。     

建南气田天然气开发潜力分析

建南气田三叠系下统飞仙关组三段、石炭系上统两气藏投入全面开发十余年，采出压降储量的11．5％～23％。目前北高点石炭系气藏出现了边水不均匀推进现象，影响正常采气。控水，防水、严格控制采速、提高采收率是当务之急。尽快开发长兴气藏，强化开采孤立裂缝系统气井，缓解石炭系气藏供需矛盾，达到长期稳定，提高最终采收率。     

川东石炭系气藏合理开发井网分析及探讨

在川东地区的石炭系气藏，以福成寨、张家场等为代表的老气田开发效果较好，各生产井配产合理，全气藏始终维持均衡开采，未明显引发边水的快速推进，动态储量逐步增大，气井稳产时间延长，开采效益很好；而以云和寨、双家坝等为代表的新气田，因生产井网较稀、井距较大，气井控制全气藏的难度较大，而单井配产又高，气井在投产2～5 ａ后就易引发严重的压降漏斗，导致气井提前产水，并使部分含气区的储量被水淹或分割而无法动用，气藏稳产期缩短，难以达到开发预测水平，开发效益变差。文章通过总结川东地区石炭系气藏20多年的开发经验，对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的综合对比，认为合理的生产井网密度对中-低渗非均质性气藏是非常重要的，是确保气藏开发指标如期实现、提高气藏最终采收率和整体开发效益的关键因素。中-低渗非均质性气藏的合理井网密度为3.0 km²/口左右，单井控制的储量（5.0～10.0）×10⁸ m³，采气速度控制在3.0%～4.0%。     

水平井提高五百梯气田石炭系气藏低渗储量采收率可行性论证

从水平井产能数学模型出发,利用数值模拟技术开展了水平井产能影响因素机理研究,对五百梯气田石炭系气藏低渗区水平井应用地质条件进行了评价,结合实钻井开采效果分析,对水平井动用五百梯气田石炭系气藏低渗储量的可行性进行了论证,为五百梯气田石炭系气藏低渗储量提高采收率提供了技术参考。     

致密砂岩气藏单井动用地质储量和技术可采储量计算方法——以鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏为例

鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏储集层致密,气藏单元内不同部位的含气饱和度具有明显差异,含气规律复杂,气藏压力系统不统一,储量分布整体非均质性较强。与常规砂岩气藏的地质特征和开发特征比较,鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系致密砂岩气藏开发时存在启动压力梯度,单井动用地质储量和单井储量动用半径随井底压力的降低而增大;生产至废弃压力时,单井动用地质储量和单井储量动用半径达到最大值。根据上述认识,通过分析致密砂岩气藏开发时储量的分布规律,建立启动压力梯度条件下的物质平衡方程,得到累计产量与井底压力的关系式,进一步分析了2种求取启动压力梯度的方法。在此基础上,提出致密砂岩气藏单井动用地质储量和单井技术可采储量的计算方法,为致密砂岩气藏开发井网优化提供理论基础。为了便于应用,改进理论计算方法,提出单井动用地质储量简化算法,对未开发区块井网部署具有参考价值。     

另一种计算高含硫气藏地质储量的方法——GOCAD软件在四川盆地七里北气田长兴组气藏的应用

七里北气田是川东北高含硫天然气合作项目的重点气田之一,其上二叠统长兴组气藏的开发可以延长该气田的稳产期并提高项目的经济效益。因此,对长兴组气藏的静态地质模型建立和储量评估就成为气田开发的重要工作之一。为此,利用该气田的相关地质资料,使用GOCAD软件建立起了七里北气田长兴组气藏地质模型和属性模型;在此基础上,利用所建立的属性模型对影响该气藏概率天然气地质储量的地质参数进行了不确定性分析,进而建立了代理方程;最后,对该气藏概率天然气地质储量进行了计算,并与中国石油天然气股份有限公司的计算结果进行了对比分析,还对概率储量小于地质储量的原因进行了说明。该计算高含硫气藏地质储量的方法对于类似气田的储量计算具有一定的借鉴意义     

气藏动态储量预测方法综述

随着气井生产的不断进行,气藏动态储量的确定对开发方案的制订、开发设施的设计以及气藏价值的评估显得越来越重要.国内外许多专家都在气藏储量方面做了大量的研究,并提出了一系列预测气藏动态储量的方法,经过不断的改进和修正,使气藏动态储量预测方法不断地接近于气田生产实际.以气藏动态资料为基础对气藏动态储量的预测方法现状进行了全面的综述和分析,并针对物质平衡法、压力恢复试井法和典型曲线分析法3种确定气藏动态储量的常用方法进行了系统分析研究,提出和讨论了各种方法的适用条件.分析得出了以流动物质平衡法为主,典型曲线分析法为辅助手段的一种气藏动态储量预测方法,简易实用.对整个油气藏开发具有重要的经济和实用价值.     

川东云和寨气田石炭系储集层特征及预测

云和寨气田石炭系黄龙组主要储集空间为孔隙和裂缝,属于低孔低渗型储层,而裂缝在改善储层渗透率方面发挥着重要的作用。以测井信息为基础,利用神经网络算法对该区未取心井储层的孔隙度、渗透率、含水饱和度参数及裂缝发育程度进行了预测。使用误差统计法对储层参数预测模型效果进行评价,预测效果满足本区所需储层参数计算的精度要求,证明了神经网络算法是在测井信息较少的情况下预测储层的有效手段,为气田评价井、开发井的部署、储量计算及气田开发方案的编制提供了可靠的地质依据。     

非均质低渗透气藏储层动用能力及影响因素研究

在我国已发现的低渗透气藏中, 类储层占有相当大的比例。苏里格气藏作为一个拥有5000多亿m3储量的特大型气藏, 类储层的储量在总储量中占到40%以上,这部分储量在气田开发中能否动用,动用的程度有多大,对气井产能的贡献有多少,是气田开发中急待解决的问题,而且对气田的产能规划和投资决策影响巨大。利用苏里格气田某气井实际资料,建立了单井地质模型,采用数值模拟技术,对低渗透气藏 类储层的动用能力及影响因素进行了全面的模拟研究,详细分析了不同开采阶段 类储层的动用能力及对产能的贡献。研究表明:低渗气藏 类储层的动用能力与其自身渗透率和含气饱和度以及储层应力敏感性、井附近渗透率、气井初期配产、是否间隙开井等多种因素有关。提出了提高储层储量动用程度的有效措施和相应的开发策略。     

齐波夫天然气储量预测法在川东地区的应用探讨

川东地区石炭系和三叠系飞仙关组鲕滩储层在部分地区勘探程度较高，经统计表明，地质静、动态相近的某一储层连片区块内，其储量数与大小排序符合齐波夫定律。用齐波夫方法估算那些目前处于“单身”气藏周边相关联圈闭的储量后，结合已有的地震、地质等资料，能够分析寻找到新的钻探目标。文章从引用的预测方法入手，列举了川东地区几个储层连片区块内（石炭系或飞仙关组）气田已探明的储量，以地质分析为前提，预测到铁山坡已获储量区块的外围、南门场构造主体北段仍存有可观储量，沙坪场、西河口、高峰场邻近石炭系还存在勘探有利目标。估算川东开江-梁平海槽东北侧飞仙关组储层连片区前十名气藏的储量之和将超过3200×１０^８ｍ^３。     

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背斜构造圈闭是天然气藏的主要圈闭类型，在柴达木盆地已找到多个大型生物气田，近几年勘探目标转移到低幅度构造圈闭气藏的勘探上，圈闭有效性的评价成为重点。柴达木生物气成藏过程中具有水溶气藏到纯气藏的发展特征，根据水溶气释放的特点和有关模拟实验的结果，结合柴达木盆地东部涩北气田的地质特征进行了不同圈闭幅度构造的储量估算和对比。模拟计算结果表明，除生烃强度外，背斜圈闭的闭合幅度对气藏的储量规模具有明显的控制作用，随闭合幅度减小，储量规模急剧减少。建议勘探新的气藏应立足于在生烃能力强的地区寻找闭合幅度比较大的构造圈闭。同时通过类比和模拟计算可以为储量估算研究提供一种可行的评价方法。     

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在深入剖析影响气藏开发的主要地质及动态参数的基础上，确立了气藏的分类指标体系并对我国川渝、长庆、塔里木、青海及南海西部五大气区的大中型气藏进行了分类研究。研究表明我国大中型气藏以构造气藏为主，碎屑岩储层储量多于碳酸盐岩储层储量，储渗空间以孔隙型和裂缝－孔隙型为主，以不活跃水驱气藏（Ic类）和无水弹性气驱气藏（Ⅱ类）为主，干气气藏储量明显多于凝析气藏和湿气气藏储量，气藏压力以正常压力为主，未开发和试采气田储昨占相当大比例，大型和特大型气藏储量具有一定规模，中渗中产级别以上气田数量及储量均占有相当大的比例。从气藏分类角度来看，我国天然气藏的勘探和开发具有很大潜力。     

榆林南区动态跟踪模拟及稳产潜力评价

综合应用压降法、流动物质平衡法、产量不稳定分析法等落实了榆林气田南区动储量．并在动储量评价过程中，对新引进方法进行了改进，形成了适合榆林气田实际情况的低渗气藏动储量评价方法：以一点法产能试井为基础，对低渗气藏产能变化规律、气藏合理生产规模进行了论证；在三维精细地质建模的基础之上．结合气井生产动态特征，对全气藏生产井进行精细的历史拟合，建立了气藏动态模型，并以此模型为基础评价气藏稳产潜力。通过研究，在动储量评价、产能论证、稳产潜力方面取得了相应的成果，为榆林气田南区高效合理开发奠定了基础。     

库车前陆冲断带高压低渗储层测井评价新方法与应用

我国中西部地区前陆盆地山前逆冲构造带挤压应力异常强烈，强烈的构造应力不仅改变了储层的性质，而且还使得油气的分布异常复杂，加之沉积地层近物源，储层物性普遍较差，属低孔低渗储层。针对库车前陆冲断带复杂地质条件下的油气勘探中测井所面临岩性识别、储层参数的计算以及流体识别等一系列技术难题，文章通过在库车前陆冲断带高压低渗储层综合应用了阵列感应、偶极横波、元素俘获、微电阻率成像等一系列新的测井方法与评价技术，开展了利用新测井资料定量计算地层饱和度、准确识别气水界面、精确确定地层矿物含量并在此基础上评价致密储层的有效性的方法。将这些方法应用在库车冲断带高压低渗储层的测井评价中，建立了塔里木盆地陆相岩屑砂岩高压低渗储层测井评价方法与标准，取得了较好的勘探效果，为油田探明、控制、预测等各级储量的测井储层参数和地质工程研究提供了可靠的技术支持。     

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石炭系是川东主产层,非均质性明显,井深,钻井成本高。经测算川东石炭系单井经济极限累采气量不能低于8000×104m3,经济极限最低控制储量(1～1．6)×108m3,经济极限井距0．5～1．4km;石炭系产层经济极限条件是渗透率大于0．5×10-3μm2或导压系数大于0．01m2/s。研究发现川东石炭系储层渗透率与单井排泄半径具双对数线性关系,在此基础上提出以相邻两井的排泄半径之和为井距形成气藏的初始井网,在初始井网基础上对高渗区加密形成最终开发井网,既可充分动用气藏储量和最大限度地提高采收率,同时还能获取最佳经济效益。     

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气藏开发概念设计是在气田评价勘探中引入开发设计编制的一个新概念，新方式。以四川大天池构造带石炭系气藏开发概念设计为例，详细地 介绍了如何从建立地质模型入手，进行包括气藏地质研究，开发方案编制、钻采工程设计、地面建设工程设计等内容的气藏开 概念设计；开发概念设计的早编制和实施，加强了开发与勘探的早期衔接，加快了勘探开发进程，节约了大量资金。     

多层系致密砂岩气藏水平井开发适应性评价

对于神木气田多层系气藏,若水平井开发地质目标选择不当,会降低储量动用程度和经济效益。研究神木气田储集层砂体发育规模及叠置模式,采用剖面储量集中度概念,建立单层式、双层式和多层式气藏模型。以水平井增产倍比作为经济效益评价依据,评价多层系气藏水平井开发储集层界限。研究表明：神木气田下二叠统太原组及山西组二段局部发育较大规模复合有效储集层,有效厚度为6.0~9.0 m,长度为1 600~3 200 m,储量集中度大于75%,主产层与次产层渗透率比值为0.8~3.9,具备水平井开发的最佳储集层条件。