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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     

煤层气开采井组合方案设计与分析

我国煤层气地面开发目前大多以直井为主,分支水平井和U形井为辅,但是单井产量普遍较低。国外针对煤层地质特点,开发了V形井、多向羽状分支井、多层开采等新型开采模式,提高了煤层气单井产量,降低了采气成本。借鉴国外经验,详细设计了新型煤层气开采井组合方案:2口工程井成90°、共用1口抽排直井,2口工程井V形布置、共用1口抽排直井,锚形水平井和组合式锚形水平井等。以鄂尔多斯保德地区某煤层气区块的地质参数为依据,利用Eclipse气藏模拟软件,模拟分析了各方案的单井产气量、单井建井成本以及经济效益。与传统直井、分支水平开发模式对比发现,新方案能大大提高煤层气的单井产量,降低单位体积采气成本,提高经济效益。其中组合式锚形水平井的产气量最高,单位体积采气成本最低;V形井的经济效益最高。最后,针对新型煤层气开采井组合的研究现状,提出了发展建议。      

四川盆地铁山气田飞仙关气藏开发效果及提高采速的潜力分析

在四川盆地目前已投入开发的飞仙关气藏中，铁山气田飞仙关气藏是储渗条件最好、储量和产能规模最大、稳产能力最强、开发放益最好的气藏。该气藏已稳产6年，产量、压力稳定，开发放果好，且气藏具有较大的开发生产潜力。从目前东输项目地面建设工程进度的实际出发，为确保东榆初期对气量的需求。本次研究通过对川东气区重点气田的分析认为：铁山等气田具有开发生产潜力，可以适当提高气藏采气速度，扩大生产规模，以此作为一项确保实现东输初期产量目标的保障措施。     

一种新型天然气产量预测模型

随着气田进入开发后期，采气成本逐年增加，有必要加强天然气开采短、中、长期规划工作，以最大限度地降低采气成本，提高经济效益。为了保证天然气开采规划方案的科学性和顺利实施、提高天然气产量预测的精确度，根据天然气开采过程中的产量变化规律，选取了广义翁氏模型和一次指数平滑模型这两种常规预测模型，并应用最优化理论综合考虑了其特征，建立了一种新型天然气产量预测模型--最优化模型。通过对实际生产数据的拟合分析，可以看出：该模型一方面保持了广义翁氏模型的特征，另一方面又弥补了一次指数平滑模型的不足，实现了二者的最优组合，且具有更好的拟合预测效果。从现场实际应用来看，该模型预测结果较准确，适用于天然气产量预测。     

油田开发后期原油经济产量初探

原油经济产量就是在一定经济技术条件与下,油田企业获得利润的原油生产量。石油作为一种特殊的商品,假定一定时期内价格稳定,由于原油生产受诸多因素的影响,原油的生产成本与产量呈非性关系,因而确定原油经济产量具有重要意义。     

泡沫排水采气工艺在大牛地气田的试验效果分析

在大牛地气田开发初期，部分气井产水，严重影响了气井的正常生产。为了加快气田开发进程，完善采气工艺技术，进行了泡沫排水采气工艺试验。从泡沫剂的选择、井筒积液的判断及加注工艺等方面进行了充分的试验研究，结果表明泡沫排水采气工艺在大牛地气田是适用的，可推广应用。     

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油气井产出水的综合治理与利用是中，后期油气田在当前亟待解决的一个重要课题。把油气井产出水回注地层是避免环境污染，利用这一水资源的重要途径。在回注施工设计时，考虑到产出水中包含杂质对地层可有产生的损害是必要的。文章提出的数学模型，可用于油气井产出水回注时预测地层渗透率的变化。模型对产出水中颗与现珠的浓度，以及注时的流量变化与地层渗透率损害的关系进行了模拟。模拟结果对深入理解产出水回注地层时产生地层伤     

用丛式井开发油田的方案设计

本文讨论了用丛式井技术开发一个油田(或区块)的过程中,钻井、地面建设、油气集输等9项费用对油田建设总投资的影响。通过分析,建立了以油田建设总投资最小为目标函数的规划模型,并根据钻井工程中1个丛式井平台控制一定面积的井位这一具体情况,提出了求解这一规划问题的方法。通过对辽河油田杜48区块平台规划的验算,证明了这种规划方法可为决策提供依据。     

气举排水采气系统效率计算方法探讨

气举是目前行之有效的人工举升排水采气工艺,适用于水淹井复产、助排和气藏排水.气举系统是一个非常严密的系统,包括压缩机组、注入通道、气举阀和举升通道几个部分.任一子系统的变化都将影响整个系统的运行.文章从系统的角度出发,基于能量守恒,建立了评价气举井系统效率、压缩机组效率、注气效率、气举阀效率、举升效率的数学模型.因为国内外少见相关的技术资料,所以文章的方法具有探索性.     

煤层气排采技术

主要介绍煤层气的排采过程、步骤及流程，指出排采过程中易出现的一些问题，并对第一个问题都提出了解决办法。     

自适应遗传算法在气田开发规划产量分配优化模型中的应用

在气田开发规划产量分配优化模型的基础上,引入一种具有自适应选择、自适应交叉与自适应变异操作的自适应遗传算法对模型的求解进行了研究,并运用MATLAB6．0编写算法程序,选取开发规划产量分配优化模型中的定成本产量最大模型,实例分析该算法在气田开发规划产量分配优化模型中的具体应用,并与传统遗传算法和SUMT方法进行结果对比,取得了较好的效果.     

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气井生产数据自动拟合是一个非线性参数估计问题，这类气藏工程问题中Hessian矩阵常常是严重病态的，其病态来自于待估计参数本身的不敏感性、观测数据不包含某个待估计参数的响应和参数之间有关相关性等。围绕克服Hessian 矩阵的病态形成了多种方法，但是均没有挣脱求解正则化方程组的限制，而且具有克服病态能力强、运算中不放大误差的优点，成为目前求解病态方程组和线性最小二乘问题的最好方法。文章提出一种气井生产数据自动拟合分析方法，其应用实例表明该方法性能良好，是目前在计算机自动分析生产数据这一领域中最为先进的方法。     

预测油气田开发指标的Hubbert模型

Hubbert（赫伯特）模型是一个随时间增长的模型，将其引入油气田开发，经推导使其成为一个可以预测油气田累积产量、瞬时产量、年产量和可采储量等多项开发指标的多功能预测模型。同时，还导出了利用累积产量确定模型参数的2种参数求解方法．     

气田开发后期极限经济产量界限模型研究

在气田开发过程中,因受天然气储量和内外环境等诸多因素的影响,天然气产量将逐渐下降,而生产成本将逐渐增加,特别是开发后期气田,开采成本增加非常迅速,给气田天然气开采成本控制带来较大的压力。为此,通过对开发后期气田影响天然气界限经济产量的因素分析,运用投入产出分析结果,建立了不考虑气田目标利润和考虑气田目标利润的界限经济产量模型,并结合某气田的实际,分别计算出各自的极限经济产量界限,再运用SPSS软件建立了各自的回归分析模型,可为气田天然气进行产量决策提供科学依据。     

输气管道优化运行技术

输气管道的输送效益取决于购气价格、售气价格以及购气量和售气量。由于生产气量、气压和用户用气量、气压是可以在一定范围内变化的，这就决定了管道运行调度方案具有多样性。因此针对生产条件和用户条件，合理地确定管道系统的输压、分配用户的用气量，从而科学地确定其经营策略是十分必要的。文章以管道运输部门的最大收益为目标，综合考虑上游生产条件、下游用气条件以及管道系统的工况条件，建立了管道系统优化运行数学模型，并采用线性化法和单纯形法讨论了模型的求解。该模型和算法既考虑了管道元件和非管元件，又考虑了管网的任意结构形式，因而可适用输气干线、集输管网和配气管网的优化运行分析。最后通过算例验证了模型和算法的可行性。     

四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议

位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田(以下简称威远区块),同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异,目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。为此,以威远区块PT2平台的6口水平井为例,针对气井生产动态存在的差异,从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析,明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素,进而提出了有针对性的开发措施建议。研究结果表明:(1)优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障,水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素;(2)页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大,当产气量低于临界携液流量时,井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视;(3)建议低产井应采用小油管生产(油管内径小于等于62 mm),对于上半支低产井,应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能,而对于下半支低产井,则应放压生产,防止井底过早积液。     

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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。     

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我国存在大量的水驱气藏,其压力及产量动态特征不同于气驱气藏,这已经被气藏开发的实践证实。目前对于水驱气藏气井产量递减分析理论与方法的研究,都是基于复合油藏中单相油流动时的产量递减分析理论与方法,没有涉及到水驱气藏中气井的产量递减分析问题。文章针对水驱气藏中气井的产量递减分析问题,在建立递减分析数学模型并采用拉普拉斯变换方法获得解的基础上,利用数值反演方法计算了气井产量递减分析的典型曲线,从理论上分析了气井产量递减主要受到内外区半径、气水传导系数比及气水流度比的影响,获得了产量递减的三个阶段,即第一阶段为压力波只在气区中传播的产量递减特征;第二段为压力波传播到气区边界时的产量递减特征;第三段为压力波传到水区的产量递减特征,同时用实例验证了该理论与方法的正确性。文章所研究的内容为水驱气藏气井的产量递减分析提供了理论基础。     

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本文详细研究了气田开发投资的几种优化数学模型,包括投资需求预测模型、投资结构优化模型和投资规划院化分配模型,并将其应用于实际,得到了符合实际的结果。     

东方1-1气田开发工程方案优化

东方 1- 1气田开发工程针对不同的市场方案 ,将气藏开发方案、钻完井工程和开发工程有机结合 ,应用气田开发新技术和新方法以及新思路 ,进行各种方案组合优选 ,最后确定了适应多工况条件下的优选方案 ,有效地降低开发工程投资达 4 0 0 0万美元 ,实现了双赢 ,既使用户气价合理 ,又使气田开发经济效益满足内部收益率要求。