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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。     

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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。     

开发中后期气田产能挖潜技术对策——以四川盆地东部五百梯气田石炭系气藏为例

以四川盆地东部五百梯气田为例,针对开发中后期气田面临的开发不均衡、低渗低效储量多且动用程度低、气井动态产能变化导致配产不合理、气井普遍产水、富集区采出程度高且综合递减率高及缺少新的储量动用评价和剩余储量分布预测方法等主要问题,提出五百梯气田开发后期技术对策。技术对策主要有:(1)地层划分与构造描述,依据地震解释资料精细刻画断层及构造起伏变化;(2)储渗单元划分和定量表征,动、静态结合评价储渗体形态、尺度、连通性及含气规模;(3)流体分布及动态响应分析,综合构造、储集层及气井生产动态特征,分析确定气藏气水分布规律;(4)储量动用程度评价与产能复核,从静态地质储量和动态储量角度评价气藏储量动用情况及剩余可动储量规模,明确下一步动用方向,校正气井产能,指导气井开发后期合理生产制度的确定;(5)静态地质模型建立及动态修正,利用精细三维地质建模和数值模拟手段预测气藏压力及剩余储量分布特征;(6)剩余储量预测及分类评价,结合动态修正后的预测模型,开展剩余储量分类评价,指导产能挖潜部署;(7)采气工艺技术及工具研发,针对开发中后期气田的现状,提出针对性的采气工艺技术并研发了配套工具。     

致密砂岩气藏水平井整体开发实践与认识——以苏里格气田苏53区块为例

以苏里格气田苏53区块为例,首先,必须针对苏里格气田大面积含气背景下存在含气富集区的典型地质特征,开展气藏精细地质研究,结合地震检测成果,预测含气富集区。在此基础上,针对水平井整体开发选区条件,选择地质条件适宜的含气区域,开展有效储层分布规律研究,选用科学合理的水平井开发井网,做好井位优选与井位设计,通过压裂改造技术,整体开发动用致密砂岩气藏。形成致密砂岩气藏水平井整体开发技术路线与开发思路,不断继续升级并延伸应用到其他非常规油气藏的开发。     

徐深气田火山岩气藏水平井开发优化设计技术

徐深气田属于深层大型低或特低渗透火山岩气藏,岩性、岩相横向变化快,有利相带延伸范围有限,气藏底部普遍发育水层;储层以Ⅱ、Ⅲ类为主,物性差,气井以压裂投产为主;现有地震技术难以准确预测有效储层分布特征和天然裂缝发育特征.针对火山岩气藏地质特征复杂和水平井开发设计难度大等特点,通过多年的水平井开发实践与攻关研究,形成了适合徐深气田火山岩气藏特征的水平井开发优化设计技术,并取得了明显的应用效果,为提高徐深气田火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益提供了强有力的技术支撑,对同类气藏水平井设计具有指导作用.     

昌德致密砂岩气藏天然气运聚动平衡特征研究

方法 在估算昌德致密砂岩气藏各地质时期供气量和扩散量的基础上，建立了昌德天然气三种运聚动平衡模式，进而对其各地质时期的剩余气量、赋存气量和累积赋存气量进行研究。目的 对于准确估算昌德地区天然气储量及研究其形成历史具有重要意义。结果 建立了天然气运聚动平衡模式。其中第一种模式，气藏储量增加，有利于气藏中天然气的聚集与保存；第二种模式，气藏储量既不增加也不减少；第三种模式，气藏储量减小，不利于天然气的     

低渗透气藏开发机理研究进展

我国低渗透气藏处于开发早期,尚有许多机理问题有待研究解决。通过对当前研究较多的气水渗流机理、储层应力敏感性、非均质储层供气机理等进行总结分析后认为：我国低渗透气藏大多是陆相沉积储层,孔隙结构复杂,非均质性强,孔隙内气水分布与渗流机理复杂,存在低速非线性渗流特征;不同地区、不同类型储层岩石应力敏感特征不同,储层应力敏感性对气藏开发的影响及其在实际生产中的表象还需要进一步加强研究;依据储层地质特征建立的非均质储层供气动态物理模拟方法,为研究分析不同渗透性储层区域的供气机理和能力提供了手段,也为研究非均质低渗气层的动用条件,预测低渗透气藏的动用程度以及优化井网部署、气井配产、产能预测等提供了理论基础和技术依据。     

中浅层低渗透断块砂岩气田开发调整实践

汪家屯气田扶、杨油层气藏在开发过程中出现储量动用程度低、气井稳产期短、产量递减快、开发动态与地质认识不符等问题.为了重新认识气藏、增加气藏动用储量、提高采收率,在地层对比、三维地震构造解释及储层预测等地质研究基础上,进行了气井动态特征分析、气井产能评价、单并井控动态储量计算、井间连通关系等研究;评价了气藏井网适应性,明确了气藏剩余潜力分布及大小;编制了气藏开发调整方案,并采用数值模拟方法进行井距论证和开发指标预测.     

低渗气藏开发的关键性技术与发展趋势

为了经济高效地开发低渗透气藏，对液相滞留、应力敏感性、水相自吸入等低渗气藏储层的主要伤害类型进行了分析，认为目前低渗气藏开发的主要关键性技术包括：①低渗气藏储层综合表征技术的应用（气藏地质和气藏工程）；②低渗气藏钻井技术（水平井、大斜度井技术和气体欠平衡钻井技术）；③低渗气层压裂改造技术。然后探讨了低渗气藏开发技术的发展趋势，提出需要加强发展的5个方面：加强基础理论研究；加强低渗透储层精细描述和储层预测；井间动态监测技术；低渗透气层改造技术；复杂结构井提高低渗气藏采收率技术。     

典型底水气藏开发特征及适宜开发对策启示

四川盆地高石梯-磨溪灯二段气藏和太和气区灯二段气藏储层非均质性强，多尺度孔（洞）、缝发育，具有裂缝-孔洞型底水气藏特征，开发过程中面临底水沿缝洞快速侵入风险，开采难度大，缺乏可借鉴的有效开发技术对策。为科学开发这类裂缝性底水气藏，并为其他类型底水气藏提供技术参考，以中外典型底水气藏为研究对象，深入剖析各类型底水气藏的开发现状、地质特征和开发对策，明确影响底水气藏采出程度的主控因素，总结底水气藏控水治水对策，并在此基础上提出针对强非均质裂缝-孔洞型底水气藏的适宜开发对策。研究发现，裂缝发育程度、隔夹层发育程度和水体能量强弱是影响底水气藏开发效果的主要地质因素，深化气藏特征认识是提高底水气藏采出程度的基础，合理的开发技术对策可减缓底水非均匀侵入，均衡开采是实现裂缝-孔洞型底水气藏高效开发的关键。具体开发技术对策启示包括：(1)井震联合精细刻画储层缝、洞分布规律，动静资料结合持续深化气藏地质特征认识；(2)制定合理开发技术界限，加强气藏动态监测管理；(3)建立底水气藏水侵预测模拟体系，形成气藏全生命周期控水治水技术。     

低效气藏地质特点和成因探讨

低效天然气藏特指储量丰度低、气井产能低的一类气藏,其储量约占全国天然气总储量的70%。在中国的这类气藏储层普遍为陆相河流相和三角洲相沉积,而且埋藏深度较大。这类储层具有连续性差,孔隙度和渗透率低及非均质性强等特点,因此,勘探和开发的难度较大。为了有效利用这类资源,在对国内外低效气藏的地质特征进行系统对比的基础上,分析了陆相碎屑岩储层低效气藏的特点,认为沉积相类型和成岩作用是导致储层低效的两大地质因素。沉积相类型决定了储集层的物性和连续性;成岩过程中的压实作用和胶结作用是破坏原生孔隙、造成砂岩致密的主要原因。     

东溪气田嘉陵江组低效气藏地质特征与挖潜思路

东溪气田是川东地区首批钻探的老气田，地质资料不全，缺乏系统的研究成果。为更好地开展低效油气合作开发，挖掘资源潜力，有必要对该气田三叠系嘉陵江组低效气藏地质特征进行分析、总结和研究。通过对动、静态资料的分析认为，该气田嘉陵江组纵向上多产层特征突出，平面上产能分区明显，压力系统多样；并首次针对川东南部碳酸盐岩气藏，采用量化手段分析证明了裂缝对改善储层储渗性能的贡献。进而提出了该气田下一步挖潜思路：北段中渗区、顶部高渗区已进入后期挖潜生产阶段，应针对已有的报废井、低效井进行排查、制订科学开采措施；南段中低渗区今后的工作重点主要是选择有利部位部署井位，提高采气速度，最大限度提高产能；同时对于首次发现的东溪西潜伏构造，也提出了加快勘探开发的建议。     

松辽盆地北部深层火山岩气藏综合描述技术

松辽盆地北部深层火山岩气藏具有储量规模大、丰度高、单井产量高的特点,是目前天然气勘探开发的主要领域。但由于火山岩气藏非常复杂,对火山岩气藏储层的描述一直是制约深层天然气勘探开发的瓶颈技术。通过对大量盆地周边火山岩的实地野外调查与深层气井取心资料的对比分析,综合运用岩石学、矿物学、测井和地震地层学等多学科联合攻关,初步形成了一套适用的火山岩气藏储层描述方法,根据这套火山岩气藏描述技术部署井位10口,实际结果火山岩钻遇率100％,预测的火山岩储层厚度相对误差小于20％,取得了很好效果。     

国外致密气藏钻完井技术现状与启示

目前非常规气藏尤其是致密气藏的开发在国内外受到普遍关注,国外在致密气藏钻井、完井、压裂等方面形成一系列配套技术,其成功的开发实践将为中国致密气藏开采提供宝贵的经验。在系统调研并分析国外致密气藏钻完井及配套技术的基础上,借鉴国外致密气藏的开发经验,得出以下几点启示:一是综合应用小井眼、快速钻井等技术降低成本,减小费用;二是储层及环境保护须贯穿致密气藏钻完井过程的始终;三是水平井、多分支井技术有助于提高油藏接触面积,提高单井产量及采收率;四是气藏描述技术有助于研发有针对性的钻完井技术。上述分析研究结论将对中国致密气藏钻完井技术起到有效地推动作用。     

致密砂岩气藏成藏过程中的地质门限及其控气机理

基于束缚水膜厚度不变的地质特征,通过对致密砂岩气藏储层的孔隙空间演化和流体变化规律分析,确定了致密砂岩气藏成藏过程中的3个地质门限,即天然气充注门限、天然气饱和门限和天然气终止门限,建立了相应的概念模型和计算模型,并就其对致密砂岩气藏的流体分布的影响和控制进行了系统的阐述。利用该模型对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏的预测结果表明,3个地质门限的对应深度分别为2 350m、2 850m和4 800m。经实际气藏剖面的正反检验表明,该模型对于预测致密砂岩气藏的流体分布具有较高准确性。     

不同勘探开发阶段的储层地震描述技术

油田勘探开发的程序采用"滚动"方式进行,而对储层特征的研究则逐步精细化,滚动勘探开发的效果取决于对油气藏的认识程度,而在预探发现工业油流后,构成油气藏多元素之一的储层特征研究则是保证油气藏持续稳产的基础。不同的"滚动"阶段应根据储层的复杂性和认识程度采用不同的技术方法。本文主要针对油田滚动勘探开发过程中储层研究的特点,从正演模型出发,对地震参数与储层特征的对应关系及地震描述技术的有效性进行剖析,总结了不同勘探开发阶段储层特征地震描述技术系列,在实际应用中取得了较好的效果。     

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本文着重论述气藏数值模拟的一项重要工作——气藏的生产史拟合。气藏生产史拟合的过程,也是对气藏动静态特征深化认识的过程。通过生产史的拟合,求得正确的地层参数,在此基础上,再进行气藏动态预测和优选最佳开发方案。并通过一个气藏实例,介绍了模拟气藏生产史,调整参数的实践经验。     

柴达木盆地涩北气田地质储量和水侵量计算

地质储量和水侵量是确定气藏开发规模及开发设计的重要参数。传统的视地层压力识别法是判别 气藏驱动类型的常用方法,但对于柴达木盆地涩北气田水驱作用不强的气藏,其早期的压降曲线为一条 直线,容易被误判为定容无水驱气藏,所计算的储量要比采用水驱气藏计算出的储量高。以涩北二号 气田A 气藏为例,应用视地质储量法,在不需要知道水侵量大小的情况下直接应用生产动态数据,绘制出 气藏视地质储量变化曲线,这样就可以计算出地质储量,再把计算得到的地质储量代入视地质储量计算 公式即可反求出水侵量的大小。该方法简便、实用,对指导气田的后期开发具有借鉴作用。     

应力敏感性致密气藏压裂井动态反演新方法

针对致密砂岩气藏的储层特征及渗流机理,建立并求解了考虑储层应力敏感性和裂缝导流能力的致密砂岩气藏压裂井不稳定渗流数学模型,进一步开发出应力敏感性致密砂岩气藏压裂井产能递减典型曲线图版,利用图版拟合可以求取致密砂岩气藏应力敏感储层参数及压裂工艺参数,形成一套快速有效的致密砂岩气藏压裂井动态反演技术及动态产能确定方法。通过苏里格气藏压裂井实例分析,验证了该应力敏感性致密砂岩气藏压裂井动态反演技术方法的可靠性,有助于致密砂岩气藏的高效开发。     

库车坳陷煤成油、气的分布及控制因素

塔里木盆地库车坳陷中生界煤系烃源岩主要以生气为主，该坳陷油气藏类型共有5种：纯干气气藏、湿气气藏、凝析气藏、油气共存的油气藏、纯油藏。烃源岩以镜质组和惰性组为主，贫壳质组，形成气藏还是油藏主要取决于地质因素，而不是由显微组分决定的；干气气藏是因为圈闭形成后捕获了下伏高-过成熟的煤系烃源岩生成的干气而形成的；湿气藏和凝析气藏是因为圈闭捕获了成熟阶段煤系烃源岩生成的湿气或凝析气；油藏主要形成于盖层封闭性稍差地区、有断裂破坏地区，原来的湿气或凝析气藏中天然气大量散失，少量的油得以保存，形成小规模的残余煤成油藏或油气藏。