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我国大量新气田将投入开发建设并正在加速铺设长输管道。研究气田开发准备，开发储量及开发程序等有关有利于提高气田开发评价和开发建设，以及投资决策的科学性与可靠性。章在分析气田和凝析气田开发特点和开发实践的基础上，提出了气田和凝析气田开发程序的合理划分问题，建议将开发程序分为概念性设计，开发可行性研究，开发方案设计，开发实施方案以及开发方案调整等若干个开发阶段。同时，在分析对比国内外储量分级的基础上，对不同开发阶段提出了落实探明可采储量的具体意见，达到高效开发和稳定供气的目的。     

克拉2气田供气突破10亿立方米

从克拉作业区传来消息，截至2005年3月29日，克拉2气田已向西气东输管道供气10．0183亿立方米，标志气田对外供气跃上了一个新的台阶。克拉2气田是西气东输的主力气田，于2004年12月1日正式投产，目前，气田有4口生产井，对外日输气900万立方米。气田投产后，一直保持着较高的外供气量，在不到4个月的时间里，就成功地输出优质合格的天然气10亿立方米，充分显示了气田巨大的开采潜力。     

比产能法确定气田稳产潜力

通过数值模拟方法预测气田稳产潜力，预测过程较为复杂。以当井口压力与最小外输压力相等时，稳产期结束为基础，提出了一种简单预测气田稳产潜力的方法——比产能法，可以快速估算气藏稳产潜力，对于气田的稳定生产以及稳产对策的实施具有重要指导意义。     

子洲气田开发潜力分析

子洲气田是陕京输气线的起源地,承担着向北京地区供气的重要任务。自2007年8月正式投入生产以来,已经连续稳产7年,目前气藏地层压力下降快,为实现子洲气田的长期稳产,因此有必要摸清子洲气田的现有开发潜力。本文在综合分析子洲气田地质和生产动态资料基础上,通过对子洲气田进行查层补孔、层间接替、排水采气、增压开采、井间加密、滚动扩边等潜力进行分析,制定子洲气田的挖潜方案,运用数值模拟模型对各挖潜潜力的措施效果进行预测。本文的研究工作对维持子洲气田的长期稳产和平稳供气有着十分深远的战略意义,同时对研究同类型气藏开发潜力具有一定的借鉴意义。     

西气东输塔里木首批气田全面投产

在以“始终创一流”为核心的克拉2精神的激励下，国家西部大开发标志性工程——西气东输气田建设再传捷报。4月9日，继牙哈气田、克拉2气田之后，西气东输塔里木气区参与供气的又一个气田——吉拉克凝析气田建成投产。吉拉克气田位于新疆轮台县境内，是2004年6月开工建设的，现有开发井8口，设计生产规模为年产天然气6．5亿立方米。至此，西气东输塔里木气区首批参与供气的气田已全面投产，比计划提前3年完成了年供气120亿立方米的骨架工程。     

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。     

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强化福成寨石炭系气藏后期生产管理延续气井稳产期四川石油管理局川东开发公司张明文位于川东地区的福成寨气田石炭系气藏，投产１４年来，由于科学管理，合理开发，使气藏达到了均衡开采，特别是开采后期，通过强化生产管理，有效地延长气井稳产期，获得了明显的经济效益...     

一种评价气井稳产水平的简便方法

气井的稳产水平主要体现在稳产产气量和稳产时间的匹配关系上。在通常情况下,要求气藏或气井在一定的开采时期内产量稳定不变,这样才能满足用户的要求,同时也是地面工程建设的依据。但在市场经济环境下,力求降低成本,提高气井（藏）开发经济效益,应适当提高气井产量,高效开发气田（藏）。因此本文基于气藏物质平衡方程和气井二项式产能方程研究出了一种在一定条件下计算、评价气井稳定产量和对应稳产期的简便方法。应用实例表     

中国大气田科学开发的内涵

大气田是指天然气探明地质储量超过300×10~8 m~3、天然气峰值年产量在10×10~8 m~3以上且具有一定稳产期的气田。其是中国天然气储产量快速增长和未来长期稳定发展的重要基础,也是保障我国供气安全的关键。通过对国内外260余个大气田开发实践的系统分析和典型气田的解剖模拟,综合研究了大气田科学开发的内涵、核心技术以及全生命周期指标体系。大气田科学开发的内涵包括:①提出以"识别水、控制水、治理水"为技术体系的天然气开发理念,即常规气田"控水开发"、非常规气田人工压裂"注水开发",根据气藏类型和气藏特征,确定合理的采气速度;②综合评价气田开发经济效益和社会效益,保障气田长期稳产;③根据气井生产特征和储层发育特征,选取适用的气田稳产方式;④依据对常规与非常规气藏不同开发阶段的精细描述、气藏开发特征和生产动态的监测,确定气田可采储量、气田水与人工注水开发规律、气田提高采收率技术对策、气田效益稳产期与发展战略。大气田科学开发的核心技术包括:规模优化技术、科学布井技术、均衡开采技术和深度挖潜技术。进而综合优选出产量、压降、采出程度、单位压降产量等多个参数作为评价大气田科学开发的关键指标,建立了高压、低渗透—致密、裂缝—孔隙型和页岩气等4类气藏的全生命周期指标体系。结论认为,该研究成果有助于指导不同类型大气田的科学开发,进一步促进我国天然气产业的快速发展。     

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崖１３—１气田是中国海洋石油总公司南海西部公司与美国阿科石油公司合作开发的中国第一个海上特大气田。该气田气藏为高温、高压的低孔中渗一中孔高渗储层。气藏由Ｙ３断层分为南北区，两区气水界面不一致，气藏的大部分边界由断层遮档，仅小部分边界与边水相通，气藏驱动类型以弹性气驱为主，弱水驱为辅。气藏流体含１０％的二氧化碳，测试时当压力降至２８０ＭＰａ时，便有凝析油产出。论述了该气田总体开发方案的主要内容，其中包括开发基本原则、开发层系划分、开采方式、气井产能确定、采气速度、开发井网、开采条件、开发程序还介绍了编制特点、开发动态特征、经济评价等。该总体开发方案目前已投入实施，显示出良好的动态特征，预计能以年３５７×１０８ｍ３采气规模稳产２０年。     

四川盆地海相页岩气富集条件及勘探开发有利区

历经十余年探索实践,四川盆地海相页岩气勘探取得了一系列进展,锁定五峰组—龙马溪组为最有利产层,提出了一批页岩气富集高产理论,形成了集地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发等为一体的勘探开发技术,探明了万亿立方米级储量的页岩气大气田。时值中国页岩气勘探发展的重要节点,回顾四川盆地海相页岩气勘探开发历程、梳理五峰组—龙马溪组页岩气在地质条件与富集规律上的成果认识、展望四川盆地海相页岩气勘探的重点接替领域,对推进盆地海相页岩气的勘探开发有积极意义。(1)四川盆地海相页岩气勘探开发经历了4个阶段：评层选区找目标阶段;浅层至中—深层先导试验阶段;浅层至中—深层示范区建设阶段;浅层至中—深层上产、深层评价、常压页岩气评价、立体开发评价、超深层和新层系探索阶段。(2)四川盆地五峰组—龙马溪组的沉积条件优越,深水陆棚相高有机质含量页岩呈连续稳定分布;页岩气主要赋存在有机孔隙中,页岩储层在纵向上集中发育,连续厚度大;川南地区和川东南涪陵区块的构造相对简单,气源持续补给、远离古/今剥蚀区和大型断裂逸散区是页岩气富集保存的有利区;目前,五峰组—龙马溪组的页岩气资源量为33.19×10<...     

天然气开发技术现状、挑战及对策

中国天然气资源丰富，预测远景资源量达48万亿m^3。截至2004年底，全国累计探明天然气地质储量4．41万亿m^3。其中约70％分布在中西部地区的塔里木、四川、鄂尔多斯和柴达木盆地。目前已成功开发了四川、长庆、塔里木克拉2、柴达木涩北等气田，形成了陆上四大气区，2004年全国天然气产量达408亿m^3。数十年来，中国气藏开发技术不断发展，已初步形成的主体开发技术包括碳酸盐岩气藏开发技术、低渗透气藏开发技术、中低含硫气藏开发技术、异常高压气藏开发技术、凝析气藏循环注气开发技术等。但近年新发现的气藏类型复杂多样，其有效、高效开发和已开发气田的稳产尚面临较大挑战，需要进一步发展和完善超高压气藏高产高效安全生产技术、低渗低产气藏大型压裂及水平井采气技术、多层疏松砂岩气藏控砂及堵水技术、高含硫气藏安全高效开发及防腐和净化技术、凝析气藏循环注气技术等，以适应这些气藏开发的需要。参19     

土库曼斯坦酸性气田恢复产能工程关键技术

土库曼斯坦Sa气田是一个高含H2S与CO2的底水块状碳酸盐岩气田,恢复利用老井产能是第一期产能建设目标的重要保证。该气藏老井封存时间长达13 ａ,修井采气面临井筒腐蚀评价、重新完井、腐蚀与防治、水合物预测等难题,存在较大的技术难度和安全风险。在对33口老井的采气工程进行了分析和评估的基础上,采用MIT/MTT井筒腐蚀评价和生产系统节点分析等方法,针对气田的储层特点和修井采气工程技术的难点,形成了高含硫气田恢复产能工程关键技术,主要包括老井修复与测试配套技术、生产系统优化技术、H2S与CO2的腐蚀与防治技术以及酸性气田高效酸化解堵技术。在已修复的9口井中恢复年产能12×１０８ｍ３,修复26口井预计恢复年产能（25~30）×１０８ｍ３,26口老井修复利用至少可节约钻井直接投资 8 000万美元以上。     

中国页岩气勘探开发进展及发展展望

中国页岩气进入了快速发展的黄金时期,随着天然气在能源消费结构中的比重不断攀升,以及在川南地区页岩气商业化开发的成功,页岩气成为中国未来最可靠的能源接替类型。文章系统梳理了近10年来中国页岩气在勘探开发实践中的理论认识和开发技术进展,总结了中国页岩气商业开发的成功经验,明确了页岩气在中国未来天然气发展中的前景与地位。中国页岩气资源潜力巨大,是未来天然气产量增长的现实领域;获得工业性页岩气资源的条件包括“两高”(含气量高、孔隙度高)、“两大”(高TOC集中段厚度大、分布面积大)、“两适中”(热演化程度适中、埋藏深度适中)和“两好”(保存条件好、可压裂性好);中国海相页岩气最具勘探开发潜力,是目前页岩气上产的主体,已形成适用于四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气开发的六大主体技术系列(地质综合评价技术、开发优化技术、水平井优快钻井技术、水平井体积压裂技术、工厂化作业技术、高效清洁开采技术)。中国页岩气商业开发的成功经验可总结为四点:①选准最佳水平井靶体层位;②配套优快钻进和高效体积改造技术;③促进地质工程一体化数据融合;④探索先进组织管理模式。对中国页岩气未来发展的三点建议:①加强非海相及深层海相页岩气低成本开发关键技术与装备攻关;②重视提高区块页岩气采收率问题,实现整体规模效益开发;③重视非资源因素对页岩气上产节奏的影响。     

安岳特大型气田高效开发关键技术创新与实践

近年来,得益于深层大型碳酸盐岩气藏与页岩气勘探开发的重大突破,四川盆地已成为我国目前最具发展潜力的含油气盆地。位于该盆地中部的安岳气田是我国迄今已发现的最大的整装碳酸盐岩气藏,也是我国近年来发现的最重要的特大型气田,但该气田也存在着储层孔隙度低、渗透率低,气层薄且纵横向分散、非均质性强,构造幅度极低且气水关系复杂等重大难题,使得天然气储量向产量的快速转化面临着巨大的挑战。为此,通过持续技术攻关,创新集成了多项关键技术,并在多个方面取得了重大突破:①创新形成特大型古老复杂碳酸盐岩气藏精细开发技术,构建"透明气藏",建立高产井培育技术,实现了下寒武统龙王庙组气藏开发口口井高产、下震旦统灯影组气藏单井天然气产量大幅度提高,保证了该气田长期高产稳产;②集成创新大型气田优快建设技术,实现了气井全生命周期安全受控,3年高效建成精品工程,打造绿色矿山新高地,高效建成安全清洁大气田;③集成创新特大型气田开发智能管控技术,实现了万物互联、深度感知和自动化生产,融合AR、VR、机器人、无人机等新一代智能技术,开辟了气田开发智能化管理新形态,打造智能气田;④创新形成特大型气田整体开发优化技术,显著提升了强非均质性气藏的开发效果,确保了特大型有水气藏的长期稳产。该研究成果可以为国内外类似气田的高效开发提供借鉴。     

四川盆地侏罗系陆相页岩油气富集条件及勘探方向

四川盆地侏罗系发育3套半深湖亚相富有机质页岩,具有叠置发育、广覆分布的特征,半深湖亚相页岩具有“高TOC、高孔隙度、高含气量”的特点。四川盆地侏罗系多口井、多个层段的陆相页岩油气近期取得勘探新突破,勘探潜力巨大、资源丰富,是继五峰组—龙马溪组海相页岩气之后的重点资源接替领域。经过细粒岩综合评价研究发现其具有强非均质性,通过建立“四元”岩相划分方案,明确了陆相页岩油气富集高产主控因素：半深湖亚相富有机质页岩提供了物质基础、良好的构造保存及高压条件是关键、适宜的热演化程度及微裂缝发育有利于油气富集及烃类流动、地质—工程一体化研究是高产的保障。侏罗系陆相页岩油气资源潜力大、天然气当量为6.0×10¹²m³,占四川盆地天然气总资源量的27.7%,是“十四五”(2021—2025年)期间增储上产的重要领域。川东北地区多层页岩叠置发育、川南地区半深湖亚相页岩大面积展布,是重要的勘探有利区,其中,中国石油化工集团有限公司所属矿权区的天然气总资源量为2.94×10¹²m³、原油为12.03×10⁸     

中国南方海相浅层页岩气富集条件及勘探开发前景

中国南方浅层—超浅层页岩气分布广泛,资源量丰富。昭通页岩气示范区太阳页岩气田是率先突破且成功进行商业开发的整装规模浅层页岩气田。基于太阳气田的沉积地层条件、源-储条件、构造保存条件对其页岩气的富集成藏条件进行分析,总结了太阳地区浅层山地页岩气田的"四元"富集成藏规律,即沉积烃源条件好、优质页岩气储层条件好、储层体积压裂工程条件好、封存赋存条件好,其中,优质页岩气产层的主体岩相为深水滞留陆棚相沉积的富有机质生物硅质页岩。通过对太阳页岩气田的构造地质与成藏地质条件进行深入分析,结合气藏工程的认识,针对太阳背斜和海坝背斜建立了二者整体受"岩性岩相、储集孔隙、天然裂缝、构造应力、晚期泄聚"耦合机制控制的浅层—超浅层页岩气"自生自储+外源补给"复合型成藏模式,该模式是对太阳背斜工区"三维封存体系"浅层页岩气成藏模式的继承和发展。进一步地,通过优选有利区并明确资源情况,展望了中国南方浅层页岩气的资源前景。在昭通页岩气示范区,五峰组—龙马溪组一段1亚段Ⅰ+Ⅱ类储层整体较厚(平均厚度达30.1 m),在落实优质页岩储层分布的基础上,优选有利区面积超过550 km²,探明页岩气地质储量超过2 500×10⁸m³。此外,在四川盆地外围的东缘、南缘其他残留构造坳陷区,有20余口钻井展示出较好的浅层页岩气潜力,总资源量预计可达10×10¹²m³,这预示着在中国南方四川盆地外缘复杂构造残留坳陷区,浅层页岩气具有非常好的勘探开发前景。     

高含硫气藏开发技术进展与发展方向

四川盆地已探明高含硫天然气储量超过9 000×10⁸m³,占全国同类天然气储量的比例超过90%。作为中国高含硫天然气开发的主战场,四川盆地已有近47年的高含硫气藏开发历史,积累了丰富的开发成果和技术经验,同时“走出去”支持海外天然气合作开发,代表了中国高含硫气藏开发的最高水平,并引领我国高含硫气藏开发的技术发展方向。分析了高含硫气藏开发的特点与难点,总结了高含硫气藏开发方面形成的28项开发特色技术,指出了技术发展方向。     

南海西部海域油气田开发技术进展及发展方向

南海西部油田已成为中国南方重要的能源生产基地,在实现稳产上产的过程中面临老油气田增产挖潜、海上新领域(高温高压、深水)气藏开发难度大以及海上低品位储量动用困难等问题。经过不断探索实践,形成了以老油气田增产挖潜、新领域高效开发以及低品位储量有效动用为核心的南海西部油气田上产关键技术系列,推动了南海西部油气田稳产上产。进一步深入分析南海西部油田在老油气田提高采收率、超高温高压低渗气藏有效开发方面仍面临的挑战,提出了对应的技术发展方向,加强相关技术储备,从而为南海西部油气田高效开发及提高采收率奠定坚实技术基础,为其他区域油气田稳产上产提供借鉴。