《气田与凝析气田开发——天然气工程丛书》

本书以我国主要类型的气田和凝析气田（气驱气田、水驱气田、异常高压气田、凝析气田和非常规煤层气田）为对象，在总结前人经验和大量吸收国内外先进技术的基础上，系统介绍了这类气田开发的基本理论、方法、经验和最新技术进展，并附有气田开发的实例。     

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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。     

世界边际气田的开发动态与技术发展方向

2007年5月6日至11日，国际石油工程师协会（SPE）在泰国普吉岛组织学术论坛，主要讨论了无经济效益的边际气田的开发问题。会议分为以下几个专题：1）边际气田的储量情况和造成其无开采价值的主要原因；2）边际气田的大体分布状况和开发现状；3）边际气田的开发和环保技术问题；4）非常规天然气的开采问题；5）开发特殊天然气田对环境的影响；6）开发中小规模及特殊环境气田的天然气液化技术的可行性；7）如何通过优化开采和输送技术有效开采边际气田；8）如何长久地保持边际气田的竞争力。     

云南保山盆地有水疏松砂岩气田开发及集输技术

保山气田位于云南保山盆地,保山盆地属于新近系残留盆地.由于其埋深浅,地层压实程度低,成岩性差,形成了其特有的储层物性特征,这种特有的储层物性特征给气田的开发提出了较高的技术要求.通过对气田开发以来应用的无污染化学排水采气、井筒清垢、地面排水排砂采气开发技术及集输流程非常规加热保温技术的研究,为类似气田开发提供了具有参考价值的技术方法.     

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天然气开发规划是气田开发工作的重要组成部分，包括确定规划期间天然气开发生产的原则和目标，基本发展方向和重点提出气田开发，生产建设的基本格局。编好天然气开发规划须按三个环节进行：规划前的调查工作是必不可少的资料准备阶段，通过对气田开发系统及地面建设状况的调查为规划提供资料数据；规划中的研究工作则要研究储量状况、已开发气田生产动态、新区潜力编制规划的新技术等，使规划具有科学依据；在调查研究工作的基础上     

气田开发经济产量分析

气田经济产量作为中后期开发气田面临的主要问题，涉及面宽，工作量大，难度较大，既要参考历史资料，又要考虑现实情况；既要从经济上考虑，又要从技术上考虑；既要研究气田的经济产量，又要研究特定区块的经济产量。通过对气田采气成本的分解，分别考虑有折旧和不考虑折旧的气田经济产量的计算与分析进行了探讨，对后期开发气田提高开采经济效益具有一定的指导意义。     

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。     

世界大气田概说

天然气田分为常规天然气田和非常规天然气田两种,文章着重从这两种气田出发,结合世界天然气田在各国的成藏起始年代及分布特点,进行较为深入、细致的分析。同时,阐明了我国天然气开发的现状,指出我国除需积极勘探开发国内资源及开展天然气国际贸易外,还需加快探索本国非常规天然气如页岩气、天然气水合物等的开发。     

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。     

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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。     

加强排水采气工艺前期论证提高工艺措施效果

蜀南气矿气田进入开发后期主要依靠排水采气工艺维持生产,目前新上工艺措施井都是一些地层压力较低、修井作业技术难度大、投资风险相对较大的气水同产井,为减少工艺投资风险,必须加强工艺措施的前期论证.文中对气矿后期开发潜力进行了认真分析,对排水采气工艺技术进行了总结与技术评价,提出了工艺技术前期论证的方法并列举实例.     

苏里格气田排水采气工艺技术研究与应用

苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点。近年来,在前期大量研究及试验的基础上,初步形成适合苏里格气田地质及工艺特点的气井排水采气技术系列。在产水气井助排方面形成了以泡沫排水为主,速度管柱排水、柱塞气举为辅的排水采气工艺措施;在积液停产气井复产方面形成了压缩机气举、高压氮气气举排水采气复产工艺。各项排水采气工艺措施的实施,有效确保了产水气井的连续稳定生产。文章对各项排水采气工艺措施在苏里格气田的适用条件、应用现状等进行了介绍,并结合苏里格气田气井产量低、数量多的实际,指出了排水采气工艺技术的技术发展方向,这对深化苏里格气田排水采气工艺技术的应用具有一定指导意义。     

排水采气工艺技术新进展

国内外气藏大多属于封闭性的弹性水驱气藏，在开发过程中都不同程度地存在地层出水。产出水若不能及时排出，就会聚积在井底，增大井底回压、降低产气量，严重时造成气井水淹停产。长时间的积液浸泡还会对地层造成极大的污染和伤害。快速有效地排液复产，是保持气井产能、高效开发气田的关键。因而，排水采气是气田开发所面临的一项重大课题。多年来，国内外石油工作者通过科研攻关已开发出了一系列新的排水采气工艺，如：井间互联井筒激动排液复产工艺技术、同心毛细管技术、天然气连续循环技术、深抽排水采气工艺、单管球塞连续气举工艺等工艺技术。通过这些新技术的应用，稳定了气田生产、提高了采收率、促进了油气田的发展。     

油气藏数值模拟技术在保山气田开发方案中的应用

保山气田属于上第三系小型砂岩气田,天然气为生物成因气。储层埋藏浅,砂岩胶结疏松,成岩性差。气藏均为砂岩透镜体。储层泥质含量高,渗透率低。具有较强的非均质性。具有纵向上含气储层多、厚度薄。横向上连通性差的特点。大部分气藏储量小、气井产能低。通过利用油气藏数值模拟方法研究该气田的开发方案。并进行现场实施,取得了较好的效果,不仅较大幅度提高了气田的储量动用程度和产量,而且提高了气藏的采收 率。明显改善了气田的开发效果。实践证明,开发方案可以科学、有效地指导气田的开发生产,对于提高气田采气速度,加快开发进程,缩短投资回收期,实现小型气田立体、高效开发具有重要的意义。     

云南保山气田多层开采工艺技术的研究及应用

保山气田气藏为上第三系浅层疏松砂岩有水岩性气藏,具有纵向上多产层、且产层薄,横向上连通性差的特点,大部分气藏储量小、产能低,天然气市场处于供不应求的被动局面。通过在该气田实施两口井的多层合采工艺先导性现场试验,取得了初步成功,不仅较大幅度提高了气田的储量动用程度和产量,缓解了天然气的供需矛盾,而且有效地控制了气井出水出砂的问题,延长了气井无水采气期和气井寿命,提高了气藏的采收率,明显改善了气田的开发效果。再者,通过实施多层合采采气工艺技术,提高气田采气速度,加快开发进程,缩短投资回收期,实现小型气田立体、高效开发的目的。     

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。     

涩北一号气田开发方案设计

以涩北一号气田精细描述资料为基础，对第3开发单元进行了数值模拟研究，并将储层非均质性从对渗透率非均质表征延伸到了对岩石与流体相互作用关系的表征。在历史拟合的基础上，充分考虑气井单井产能、不积液临界产气量和出砂压差，对不同采气速度下的单井进行配气，3种采气速度下的气田开发指标优化结果表明，涩北一号气田第3开发单元的合理采气速度为3．08％，对比相同采气速度下上返与合采方案的产水动态可以看出，合采方案的生产动态较好，稳产年限为18a。第3开发单元的生产动态历史拟合结果表明，基于气田描述地质模型的模拟计算结果与生产动态相吻合，表明气田地质模型较为可靠。     

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...     

花沟气田提高采收率技术研究

胜利油田花沟气田开采近10a，已进入产量递减期。在分析气藏的开采特征、影响采收率的因素和剩余气分布特点的基础上，指出了挖潜方向和提高采收率的主要途径，包括：（1）针对不同的气藏驱动类型采取不同技术措施；（2）合理配产，既充分发挥气藏的生产能力，又避免底水过早大幅度锥进、破坏储集层结构；（3）底水气藏投产时适当提高气层的射孔底界，充分利用层内或层间夹层；（4）采用先期防砂等先进的采气工艺技术，并重视开发全过程的气层保护；（5）开发中后期采用化学排水等排水措施及增压采气工艺措施；（6）强化科学管理，充分运用现代化的管理方法。图2表2参13（冯延状摘）     

大型致密砂岩气田采收率计算方法

大型致密砂岩气田储层物性差,含气面积大,非均质性强,气田储量与产量规模大,采收率与最终采气量是指导气田长期稳定生产、制定开发技术对策以及衡量气田开发效果的关键指标。致密砂岩气田孔喉小,渗流机理复杂,常规的实验室模拟方法难以得到准确的采收率数据。以苏里格大型致密砂岩气田为研究对象,优选中区、东区、西区、南区等典型区块进行精细解剖,根据地质特征及开发效果将投产井分成3类;以辫状河体系带为沉积相带约束,确定各类井区的面积比例;选取生产时间较长、基本达到拟稳态的井为分析样本,利用产能不稳定分析及生产曲线积分等方法,评价各类井的井均动态储量及最终累积产量;结合储层规模、结构与生产动态特征,论证单井控制范围;对各类井区以面积比例加权,模拟预测井网足够完善时区块的技术极限采气量及采收率。研究表明,气田各区技术极限采收率为26.8%~75.5%、平均为57.0%,远低于常规气藏的80%~90%。气田技术极限采气量为2.18×10¹²m³,目前经济极限采气量为1.27×10¹²m³,可通过技术进步降低开发成本,未来增产潜力大。