气田开发方案编制及主要影响因素

近年来,国内天然气业务快速发展,建成一批大、中型气田,编制了近百个不同类型气田(气藏)开发方案。开发方案作为气田开发的纲领性文件,是气田建设的重要依据。本文对已有方案进行分类,指出不同类型方案的适用情况、方案目标、编制需求、指标设计等。分析气藏地质认识程度、采气速度设计、开发工艺选取及方案执行管理等因素对开发方案设计水平及气田开发效果的重要影响,以期对未来气田开发方案设计及执行起到积极作用。     

气井合理生产产量确定理论与方法分析

气井合理生产产量是保证气井在较低的投入下获得较长的稳产时间,是提高气藏采出程度,获得较好的经济效益的重要指标。同时,它是编制气田开发方案和制定生产任务的重要依据和高效合理开发气田的基础。通过相关文献的调研,介绍和分析了气井合理生产产量确定的6种方法,为气田开发方案的编制和气井的配产提供一定的借鉴。     

气田开发项目经济评价中有关问题的探讨

介绍了如何根据气田开发项目性质界定经济评价范围,以及如何根据气藏开发特点和工艺技术要求,合理确定经济评价期、决策气价、投资范围及数额、采气成本等参数和指标,强调应将经济因素应用于气藏工程方案编制中。应综合考虑气田开发效果、经济效益和市场供求等因素进行气藏开发方案的优选。     

一种生产数据分析技术在高含硫气井的应用

针对大湾区块构造特征高含硫气田生产试井,施工成本高、安全风险大、关井易占产等不足,本文引进生产数据分析技术,通过对流压、产量等生产数据进行研究分析,准确评价开发井地层参数,预测气藏不同开发阶段产能和压力变化趋势,为气藏开发方案调整、工作制度优化、气田安全高效开发提供科学依据。     

KYY气田气藏数值模拟技术应用探讨

精细油藏数值模拟技术是一项复杂的综合性技术,在KYY凝析气田二次开发方案编制中具有重要的作用,在开发机理分析、注气开发方案设计、剩余油研究、指标定量预测等方面具有常规气藏工程方法所不可替代的地位。KYY凝析气田油气藏类型的多样性、生产动态历史的复杂性决定了油藏数值模拟技术应用过程中的难度,不可避免的会遇到各种问题。本文根据KYY凝析气田数值模拟实践经验,总结了数值模拟应用中出现的问题,提出了处理技巧,对数值模拟技术应用者提供借鉴和参考,以最大限度发挥油藏数值模拟技术在凝析气田开发调整方案编制中的应用价值。     

本刊声明

据石油工业标准化信息网报道油气田开发专标委天然气田开发分标委于2006年8月7日至11日召开了第四届天然气田开发分标委2006年年会暨行业标准审查会。来自各石油企事业、院校的26位委员、专家出席了会议。会议在分标委主任委员钟孚勋主持下，对中石化石油勘探开发研究院完成的《气田商业评估技术要求》、西南油气田分公司勘探开发研究院完成的《气藏开发调整方案编制技术要求》两项标准修订送审稿进行了严谨、细致、认真地审查，一致通过了审查修改后的送审稿。会议对西南油气田分公司勘探开发研究院负责整合修订的《气藏描述方法》（双语版）标准征求意见稿进行了初审。     

流动物质平衡法在长庆低渗气田动储量评价技术中的应用

储量是气田开发的物质基础,长庆低渗气田的高效合理开发必须建立在掌握动态储量的基础上。准确的气藏或单井的储量计算与分析,关系着对气藏的客观综合评价,关系着气井产量及工作制度的制定与开发井网的部署和调整,是气田科学开发的基础,是实现气田长期高产、稳产的前提条件。     

大牛地气田北部盒1气藏气水分布规律及控制因素

大牛地气田北部盒1气藏为辫状河沉积体系,储层物性差、泥质含量高,气水关系十分复杂,生产井液气比高,开发效果差。通过动静态资料综合分析,研究表明本区块气水空间分布控制因素主要有生烃强度、储层物性及孔隙结构特征、泥岩隔夹层发育情况等,气藏产水类型主要为孔隙中的滞留水和自由水,基于生产特征划分为低产液、中产液、高产液三个区域,可对气田开发调整与气井管理提供指导。     

精细描述在气藏开发中后期调整中的应用

针对新场气田蓬二(JP2)气藏开发中后期存在的问题,在对气藏进行精细描述的基础上,结合生产动态资料,建立了在现有认识下最合理的物性参数场与气水分布模型。以基于非稳态渗流理论的动态分析技术和试井解释结果指导气藏数值模拟落实剩余储量分布的基础上,进行开发调整方案研究。     

多参数判别气藏相态类型在克拉美丽气田中的应用

克拉美丽气田为准噶尔盆地发现的储量千亿方的大型气田,气藏相态类型判别对该区气藏评价、储量计算、开发方案部署等影响很大。本文综合了相态研究和经验统计两大类油气藏类型判别法,对克拉美丽气田滴西14井区块石炭系气藏进行研究。综合多种方法结果表明滴西14井区石炭系气藏为带油环的凝析气藏。     

气井合理产能优化研究

气井产能研究是气田开发工程中一项非常重要的内容,它是编制气田开发方案、开发动态分析、气井配产以及开发方案调整的重要依据。气井产能评价的准确与否,直接关系到井网部署、主体开发技术的优选、开发指标的预测、地面管网的建设等一系列技术问题,甚至导致气田开发决策的失误,是衡量气田开发方案的可操作性的关键指标。目前,对气井产能进行研究的方法很多,但是由于地质条件的差异以及各个气井实际情况和工作制度的不同,造成对气井产能预测不能采用一成不变的方法,而要根据实际情况予以取舍。本文在运用不同方法对官10井进行产量研究的基础上,结合其地质情况,选取了适合官10井的产量研究方法,确定了合理产能,并对产量优化研究提出了合理化建议。     

五百梯气田集气管网优化运行研究

气田开发后期气井产量下降,各井地层压力差异大,管网基本完善,为提高气田采收率广泛应用增压工艺,可以有效降低井口回压,提高气井生产能力,是提高气田采收率的重要措施。多个气田后期增压开发效果评价发现,实际开发效果与方案预测普遍存在偏差,其原因是方案编制主要考虑气藏工程要素设计后期增压工程,忽略了气井-增压机组是系统运行,尤其对于复杂管网,各井之间相互干扰,存在此消彼长的关系。通过对五百梯气田管网优化运行分析,认识到气井集中增压处理量存在极值,气田产量受到气井产能特征、增压机组处理能力的影响,优选气井高低压管网组合能够实现气田产量最大化。     

凝析气田开发中水平井的应用及效果评价

白庙气田凝析气田属于整装凝析气田,与同类气田相比较,它是中国开发投资最大整装凝析气田。由于凝析气藏的复杂性和特殊性,决定了在凝析气田的开发过程中存在高技术含量、难度系数大的特点。基于对现代数值模拟技术以及油藏工程的论证分析,将水平井应用于高压、高温凝析气藏的开发。适应了白庙气田凝析气藏的地质特征,并有效克服了其开采阻碍。凝析气藏开发动态研究结果显示,采用水平井开发凝析气藏的效果极佳,经济效益高,而且水平井能够很好地适应凝析气田深部及块状底水、地露压差不大、凝凝析油含量大,以及在凝析气藏开发中实行循环注气开发的方式。     

特低渗透气藏可采储量计算

可采储量是评价气田开发效果、编制年度及中长期开发规划的重要技术指标.本文在理论研究、方法学习、现场验证和结果对比分析的基础上,运用动态监测资料对鄂西渝东区特低渗透裂缝—孔隙型气藏——建南气田主力开发气藏南飞三气藏开展可采储量计算,单井可采储量计算.分别运用类比法(新区)、理论公式法、现代产量递减法计算其可采储量,分析认为,现代产量递减法中的非常规产量递减结果较为可靠,可广泛运用推广.     

苏里格气田试井分析技术研究

天然气是一种优质、高效、清洁的能源及重要的化工原料,近年来全世界对天然气的需求急剧增加。在气田的开发中,气井生产动态预测已经是矿场进行动态分析、制定合理开发方案和进行技术经济评价的重要依据。试井是开发低渗透气藏过程中不可缺少的重要环节之一。通过试井,可以使气田开发工作者了解有关气藏的各种静动态特征参数、井底污染状况等,为低渗透气藏的合理开发和确定气井的增产措施提供科学的依据,可以说试井结果已成为正确评价气藏与进行气田动态监测所必不可少的基础手段。本文就对苏里格气田试井分析技术进行分析。     

合川气田天然气压缩机气举技术的应用

针对合川气田开发产量低、递减快,气井普遍产水且水气比高,投产气井95.2%产水,部分气井水淹停产,经济效益差的实际,通过天然气压缩机气举技术对水淹井复产,对水气比高的气井提高单井产量,为今后的气藏开发方式提供技术路线,确保实现气田效益开发     

榆林气田勘探开发一体化技术及应用效果

榆林气田具有多层含气特征,主力储层山2段为辫状河三角洲沉积体系,砂体具有大面积分布特征,为一大型岩性圈闭气藏。有效储层具有明显的"低孔、低渗"特征,开发难度较大,勘探初期,开发评价工作提前介入,通过勘探开发一体化,形成了一套行之有效的储层精细描述和快速上产等特色技术,保证了气田快速稳步上产。该技术对开发同类型气田具有重要的借鉴意义。     

天然气开发规划储产转化规律研究

总结四川盆地不同类型气藏的储产转化规律,首次对四川盆地不同类型气藏的储产转化规律从储产转化规模、储产转化工作量、储产转化时间三个方面进行了研究。采用了采气速度、亿方产能建产井数和亿方产能建产时间三个指标从以上三个方面对气藏进行定量分析。根据四川盆地气藏特征,将样本气藏分为中高渗气藏、低渗气藏、致密气藏三类,得出了不同类型气藏储产转化指标推荐值。统计结果表明,本文提出的亿方产能建产井数和亿方产能建产时间能客观的反应不同类型气藏的特征,其呈现的规律符合四川盆地不同类型气藏的实际开发规律。判别气藏类型、结合储产转化流程,可实现对气藏开采规模、达产时间及所需工作量的快速预测,为气田开发规划指标的制定提供重要依据。     

苏里格气田某某区块气藏工程设计

鄂尔多斯盆地苏里格气田储层岩性致密、低孔低渗且非均质性强,成为制约天然气勘探开发的主要因素。因此探讨该类气藏的设计方法,对苏里格气田开发有着十分重要的意义。本文以苏里格气田某某区块气藏为研究对象,利用Petrel进行三维地质建模,优选出最佳井排距和单井控制面积,最终得出:对应交错排状井网布井,最佳单井配产为1.5×104m3/d。     

致密低渗砂岩气田中、后期开发技术

气田开发中、后期面临压力系数低、积液严重、地面工艺不配套等主要矛盾,对于致密低渗气田来说,这些矛盾造成气井减产、甚至停产,严重制约了气田的开发。本文针对开发后期存在的主要矛盾,结合生产中实际应用情况,给出了后期开发的关键技术,这些技术具有效果突出、现场实施成功、推广应用可行等优点,为同类气藏的开发提供了可借鉴的经验和方法。