气藏开发阶段划分及最佳开发指标确定的研究

文章在对四川气田地质开发特征和生产情况分析的基础上，应用计算机仿真模拟技术和经济分析方法，借鉴国外相似气田的开发经验，提出气藏开发阶段的划分依据及开发阶段的划分；总结各开发阶段的动态特征，研究它们的制约因素，确定出气藏的最佳开发指标，以达到提高气藏开发水平的目的。     

DHXH气田分类气藏开发生产动态特征研究

DHXH已开发气田已达11个，各气田气藏地质特征各异，气藏类型复杂多样，不同类型气藏呈现不同的开发生产动态特征。基于多年开发生产动态研究、生产管理的经验，对所有已投入开发气田进行了全面梳理，归纳总结出不同类型气藏所呈现的开发生产动态特征，以期对该地区未开发待评价及待开发气田编制开发方案提供开发技术对策借鉴，对已开发气田确定合理工作制度提供指导。对于其它地区同类气藏开发生产也有重要的借鉴意义。     

采气工程方案设计的探索

本文论述了采气工程的任务、技术发展、主要特点，采气工程与气藏工程的关系，采气工程方案设计对指导气田整体开发方案特定的重要作用，以期加强对采气工程及其方案设计在天然气开采工程中重要性的认识，以促进采气工程更好地为提高气田高效、高采收率科学开发水平服务。     

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我国的气田具有气田小而分散，气层物性差，以多裂缝、多断块、复杂岩性气藏为主，气藏埋藏深，含硫气藏多等特点。气田开发区别于油田开发主要体现在６个方面。根据我国三十多年的气田开发经验，对不同类型气田的开发特点和基本规律进行了系统的剖析，总结和优化了开发部署，指出气田要做到高采收率、高经济效益必须遵循气田开发６条基本规律，即早期识别储层类型、驱动类型，有效利用气藏压力，合理布井，对封闭性水驱气藏排水采气，对复杂中、小型气田采用勘探开发一体化的开发程序等。文中结论对气田开发具有指导意义。     

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我国天然气总资源量构成中有着相当数量的低效天然气藏资源量，后者储量约占全国天然气总储量的70％。这些天然气在储量的级别上大多隶属于基本探明的Ⅲ类储量，且在各盆地的分布极不均衡，同时还具有地质因素复杂、储量级别低、储量丰度低、气井产能低等特点。要开发利用好这些低效的气田或气藏，在技术和经济层面上都有着较大的难度。但低效气藏毕竟也是一种宝贵资源，对这种特殊资源的开发：第一必须做好开发早期的地质研究，搞清其地质特征及分布规律，依靠技术进步提高开发采收率；第二对低效气藏应做出客观可行的评价，分析低效气藏中相对高效气藏形成的主控因素，差中选优；第三坚持走可持续发展的道路，保持经济和社会的同步持续发展，  以持续的方式使用低效天然气这一不可再生的资源。     

四川盆地天然气开发实践与认识

四川盆地天然气开采历史悠久, 在长期的开采实践中,积累了丰富的开发经验, 形成了一套气田开发的方法、技术和理论.80年代以来, 通过"七五"、"八五"、"九五"的攻关,气藏开发技术得到了不断地完善和提高. 本文针对四川气田最具特色的裂缝性气藏、低渗透气藏、有水气藏,汇集了多年的研究成果,特别是"九五"攻关成果,对气藏开发的实践和认识作了简要的论述,主要反映开发这些复杂地质条件和开采特点的气藏,所取得的规律性认识.     

气藏提高采收率技术及其对策

虽然2000年以来我国的天然气产量排在世界前列,但目前我国的天然气产量却远远不能满足国民经济发展的需要,越来越多的气田已进入开发中后期,且绝大部分气藏属低渗透和水驱气藏,采收率低,如何提高气藏采收率已成为当前亟待解决的问题。关于油藏提高采收率的定义、剩余油描述方法与提高原油采收率(EOR)配套技术已较为成熟,但对气藏提高采收率(EGR)的定义与描述还未建立起来,对气藏剩余气分布规律的描述方法与EGR技术还不清楚。为此,在调研大量文献的基础上,对EGR进行了定义,提出按剩余气丰度的方法来进行剩余气分布的描述,分析了国内外已开发的3种主要类型气藏(低渗透气藏、凝析气藏、边底水气藏)的地质开发特征以及开发过程中遇到的问题,总结分析了提高采收率的相关技术与方法,并对EGR技术的发展提出了建议。该成果对气藏提高采收率有重要的借鉴和推广意义。     

深层气藏采收率计算及提高采收率对策研究

目前，国内外广泛用于预测气藏采收率的方法主要有物质平衡法、产量递减法、数值模拟法、经验取值法等8种方法。由于白庙气田沙三^3-4气藏埋藏深，构造复杂，储层物性差，井底积液，气藏采收率研究难度大，因此，研究气藏储气砂体的连通率和单井控制储量，选择适合气藏特点的一种或几种方法确定气藏采收率，使其更反映气藏实际。提出的深层气藏提高采收率的相应对策，可以指导同类气藏科学合理地开发。     

天然气提高采收率理论基础、技术方法与发展方向

中国大部分主力气田相继进入开发中后期且整体采收率不高，天然气提高采收率研究与实践形势迫切。为了促进天然气提高采收率理论技术进步和开发水平提高，建立了统一、具有普遍适用性的天然气采收率评价模型，分析了影响天然气采收率的关键因素，明确了天然气提高采收率发展前景与方向。研究结果表明：(1)储量利用程度、压降波及系数和压力衰竭效率是影响天然气采收率的3个关键因素，天然气采收率是3个关键因素对应系数的乘积；(2)结合安岳气田龙王庙组气藏、克拉2气田、苏里格气田和川南页岩气等开发实践，针对常规水驱气藏、致密气和页岩气等非常规气，通过提高储量利用程度、压降波及系数和压力衰竭效率预计可提高采收率6～15个百分点；(3)提出了天然气提高采收率理论技术攻关方向，包括明确气藏提高采收率机理、研发提高采收率新方法、加强提高采收率技术现场试验。结论认为，研究结果奠定了天然气提高采收率理论基础，系统形成了不同类型气藏提高采收率技术方法，为已开发气田提高采收率和持续稳产提供了技术支持，并可促进我国天然气产业持续健康快速发展，对保障国家能源安全具有重要指导意义。     

柴达木盆地天然气开发技术进展

青海气区是我国陆上的大气区之一，现已累计探明天然气地质储量3046.57×10⁸m³，可采储量1619.31×10⁸m³。该区的主力气田--涩北气田为第四系生物成因气田，具有特殊的地质条件，主要表现在气藏埋藏浅、储层岩性疏松、含气井段长、气层层数多、气水分布复杂、气田开发难度大。通过实施科技创新战略，积极探索和试验新工艺、新技术，气田开发水平得到了提高。为此，系统总结了2001年以来青海气区天然气开发技术的进展：低阻气层识别技术水平不断提高，天然气增储效果显著；疏松砂岩取心技术的突破，完成了大批岩心分析试验项目，推动了储层评价、气水关系等深入研究；开发层系及射孔单元的划分、井网部署、多层合采射孔层位优化、多层合采气井合理配产等方面的研究进展，使气藏工程研究及方案设计水平得到了提高。     

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对陕甘宁盆地中部气田奥陶系碳酸盐岩风化壳进行了气藏描述，气藏描述的流程为：以地质为基础，测井为骨架，地震为桥梁、数学地质和计算机为手段对该区下奥陶统五１气藏进行了详细的沉积描述、圈闭描述和储层描述，进而得出有关参数及其分布特征，并计算出天然气地质储量；在此基础上，对气藏进行了综合评价，从整体上看，该气田为低孔、低渗、低丰度、深层大气田。     

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总结了我国气田、凝析气田１９９０年以来取得的主要技术成果，着重介绍了适用于不同类型气藏的采气工艺系列技术，提出了到本世纪末要重点解决的五项配套技术：低渗气藏精细描述技术，提高单井产量的气层改造技术，水驱含硫化氢气藏、水淹气藏的排水采气和采出液综合利用技术，深层凝析气藏高效合理开发开采技术，天然气集输、储存和综合利用技术；提出了气藏分类的标准和开发凝析气藏急需解决和值得重视的若干问题，对取样等具体问题进行了详细的讨论；对水驱气藏开发如何提高采收率提出了具体的认识和建议     

中国海上油田注气开发潜力分析

针对中国海上天然气资源丰富与低渗储量逐年增加的情况,对海上油田注气提高采收率的潜力进行了分析。在分析、总结国内外海上油田注气项目的实施情况与特点的基础上,归纳了海上油田注气提高采收率的必要性、优缺点及关键技术,并阐述了对中国海上油田注气技术发展的启示;同时对海上油田注CO_2提高采收率与埋存的前景进行了展望。该研究对中国海上天然气资源的高效利用、低渗油藏提高采收率及温室气体埋存等研究具有现实意义。     

高含硫碳酸盐岩气藏开发技术政策优化

摘要：普光气田属高含H2S 和CO2特大型海相气田,具有气藏埋藏深、厚度大、非均质强、有边底水以及开发投资高和难度大的特点,国内没有成熟的开发技术和经验。为此,采用气藏工程理论方法、数值模拟和经济评价技术,对高含硫碳酸盐岩气藏开发层系划分、井型优选、合理井距、井网部署、合理产量、合理采气速度、单井技术经济界限、控制和减缓边底水推进、防止硫沉积等开发技术政策进行了优化研究,形成了高含硫碳酸盐岩气藏开发技术政策优化技术方法,并制定出适合普光气田的合理开发技术政策,为气田开发方案的编制及优化调整和气田高效开发奠定了基础。     

四川地区含水气藏开采技术探讨

在分析了四川地区含水气藏开发现状的基础上，总结了开采方式选择、气井出水后的技术措施及气田综合治理的一些经验。该地区气井不同的开采效果表明，含水气藏的开采，不但要严格按照合理的产量配产，而且要合理控制生产压差，以提高气藏最终采收率     

柴达木盆地涩北气田提高采收率关键技术与发展方向

柴达木盆地涩北气田是国内最为典型的规模最大的多层边水疏松砂岩气藏，气田开发过程中，受出水、出砂影响，采收率偏低，提高采收率工作始终贯穿于该气田开发的全过程，但仍然存在瓶颈问题和不适应性。为此，在系统梳理涩北气田试采、建产、稳产、调整阶段开发技术的基础上，重点分析了影响气藏采收率的关键因素，围绕“层间储量均衡动用、平面边水均衡推进、降低井筒压损与废弃压力”思路，提出了提高采收率的关键技术，并在评价实施效果的基础上，指出了未来提高采收率的技术方向。研究结果表明：(1)影响采收率的因素是储层强敏感性使渗流通道闭塞、边水非均衡指进式侵入、划分单元与开发井网对储量动用控制差、排采与集输工艺不适宜导致气藏废弃压力高等；(2)低丰度剩余气挖潜、人工干预边水侵入、细分加密提高储量动用、积液积砂助排清堵降阻、增压外输是提高采收率主体技术；(3)调补建产、内控外排、砂水同治、三级增压等取得显著效果，持续精细挖潜、精准治水和井网重构、注剂驱替是进一步提高采收率的关键。结论认为，形成的提高采收率关键技术高效支撑了涩北气田实现了年产天然气超过50×10⁸ m³，连续稳...     

海上异常高压定容气藏动储量评价方法应用

海上气田异常高压气藏大多表现为定容气藏,目前针对异常高压定容动储量评价方法较多,但动储量计算精度有待提高,因此有必要结合生产实际,对不同动储量评价方法开展应用研究。本文结合海上气田异常高压气藏开发生产具体实例,分别利用三种不同方法计算气藏动储量结果,同时分别对比了不同动储量评价方法的原理、适用条件及优缺点,可应用于海上气田异常高压定容气藏动储量评价,对于类似气藏的开发技术政策研究具有较强指导意义。     

中国石油西南油气田公司六大标志性技术攻关取得新进展

2011年以来,中国石油西南油气田公司坚持将科技创新与技术进步作为转变发展方式的重要途径,紧密结合生产经营实际,重点围绕形成深层复杂气藏勘探开发、低孔渗碎屑岩气藏勘探及效益开发、高含硫气田安全高效开发、老气田稳产及提高采收率、页     

气田采收率影响因素及提高途径研究

为了达到提高气田采收率和开发经济效益的目的，从气藏地质、工程、工艺及经济方面分析了影响采收率的多种因素，认识到人为开发管理水平是影响提高采收率和经济效益的主要因素，因此，从气藏工程、工艺技术及经济评价方面探讨了提高采收率的有效途径和措施。     

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中坝气田须二气藏是一个边水气藏，在气藏生产受地层水影响日益严重的情况下，１９８８年进行了排水采气方案地质论证，并付储实施，取得了较好的效果，目前，气藏生产稳定，可采储量增加，展示了良好的开发前景。