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1、中国石油天然气股份有限公司气藏工程管理规定（送审稿）（试行稿）中国石油勘探与生产公司二00六年十一月六年十二月目 录第一章 总 则1第二章 气藏评价1第三章 气藏工程方案3第四章 方案实施9第五章 开发动态监测10第六章 开发过程管理13第七章 技术创新与应用18第八章附 则19第一章 总 则1第二章 气藏评价1第三章 地质与气藏工程方案3第四章 方案实施9第五章 开发动态监测10第六章 开发过程管理13第七章 技术创新与应用17第八章附 则18 第一章 总 则第一条 为了规范气藏工程管理，加强气田开发过程调控，提高气田开发水平，依据天然气开发管理纲要，特制定本规定。第二条 气藏工程管理要以地
2、质研究为基础，、气藏工程理论为指导，充分发挥各专业的协同工作优势，大力推广应用新工艺、新技术，实现气田科学开发。使气田达到较高的采收率。和第三条 气藏工程管理的主要内容任务是：在气藏评价和气藏开发过程中，深化气藏认识，把握气田开发趋势，搞好地质与气藏工程方案设计和实施，做好动态监测和跟踪，把握气田开发趋势，搞好气田开发调整工作，确保气田安全科学合理开发取得好的开发效果。第四条 气藏工程各项工作应遵守国家法律、法规，执行行业、企业的相关标准和规定，树立以人为本“安全第一、环保优先、以人为本”的理念。第五条 本规定适用于中国石油天然气股份有限公司（以下简称股份公司）及所属油（气）田公司、全资子公司
3、（以下均简称油田公司）在国内陆上的天然气开发活动。控股、参股公司和国内合作的陆上天然气开发活动参照执行。第二章 气藏评价第六条 气藏评价是指在开发前期评价阶段开展的气藏地质与气藏工程研究，气藏评价是气藏开发方案的基础。主要内容包括气藏地质特征描述、地质模型建立和完善、储量评价、储层渗流物理特征、试气试采动态特征及产能评价等。第七条 气藏地质特征描述主要内容包括：（一）构造特征描述：。根据地震和钻井资料，主要研究圈闭要素、断层特征及其封闭性、构造对气、油、水的控制作用。（二）储层特征描述：。根据岩心分析资料、测井解释结果等，开展储层沉积微相和成岩作用、储层分布展布、储层物性及孔喉结构、裂缝发育及
4、分布、储层渗流特征研究，进行储层分类与评价。（三）气藏流体特征。分析气藏流体组分、性质和高压物性特征，研究油气水分布、水体能量及控制因素。凝析气藏和高含硫气藏要取得原始状态下有代表性的流体样品，进行相态分析。（四）气藏类型：。从气藏圈闭类型、储层特征、流体性质、油气水关系、驱动类型、压力系统等方面，分析影响气田开发主控因素，动静态资料相结合确定气藏类型。第八条 气藏地质模型包括构造模型、储层模型和流体模型。（一）在气藏开发早期要评价第一阶段，通过开发前期评价部署方案的实施，录取地震、钻井、流体、测试等各种静动态资料，初步认识根据气藏地质特征初步认识，建立气藏概念地质模型，为编制气藏开发概念设计
5、奠定提供基础。（二）在气藏探明储量和取得试采成果基础上，进一步深化气藏特征的认识，建立气藏地质模型，为地质与气藏开发工程方案编制奠定提供基础。第九条 储量评价。充分利用勘探资料及开发评价采用开发过程中新增的静动态资料，进一步开展可气藏探明储量评价，在此基础上，进行动用地质储量评价、可采储量评价。（一）可动用地质储量评价。探明储量评价。根据探井、新钻开发评价井资料及气藏地质特征描述成果，采用容积法分按储量计算单元核算计算天然气地质储量，并评价探明地质储量的可靠程度。（二）可动用地质储量评价。根据储层物性、储量丰度、气层产能、开发的难易程度和技术经济条件等对储量进行分类，按照当前的技术经济条件，评
6、价储量可动用性，确定方案可动用储量，作为地质与气藏工程方案设计的储量基础。（三二）可采储量评价。根据气藏类型，采用经验法、类比法、物质平衡法和数值模拟等方法计算技术和经济可采储量，并进行可采储量风险评价。第十条 储层渗流物理特征。根据岩心开发实验分析结果，评价岩石的润湿性、，分析毛管压力曲线与相对渗透率曲线特征、，进行开展储层敏感性分析以及、流体相态特征研究。第十一条 试气试采动态特征及产能评价。利用试气试采资料，描述气藏开发动态特征，包括分析气藏开采产能现状，分析气井产能及其影响因素、地层压力变化规律特征、增产措施效果和气井增产潜力，研究气井生产特征，评价气井合理产能量地层的连通性与井控储量
7、、地层水的活动性等，结合气藏地质特征，研究气藏高产控制因素。以气藏评价结果为基础，结合天然气生产经营工作的需要，编制地质与气藏工程方案。第三章 地质与气藏工程方案地质与气藏工程方案是气田开发方案的重要组成部分，是钻井工程方案、采气工程方案、地面工程方案、经济评价、健康安全环境评价的重要依据。主要内容包括气藏地质、储量评价、开发原则、开发方式、开发层系、布井方式、气井配产、采气速度、开发指标预测、风险分析等。通过多方案比选，提出推荐方案和二个备选方案，并对钻井工程、采气工程和地面工程设计提出要求。第十二条 地质与气藏工程方案设计应遵循以下的原则。，是（一）以经济效益为中心，采用先进适用工程技术，
8、制定合理的开发技术政策，充分动用储量和合理利用地层能量利用天然气资源，通过制定合理的开发技术政策提高单井产量和气田稳产水平，采用先进实用工程技术，使气田取得较高的采收率。 （二）应按照有利于提高单井产量、提高储量动用程度、保证促进气田稳产、满足安全生产开发要求、提高经济效益为原则，确保保障气田合理开发指标的实现科学开发。第十三条 气藏开发方式要结合不同类型气藏特点区别对待，具体要求为：（一）气驱或弱水驱（水驱指数大于0.1）气藏根据水体大小、活跃程度及储层特征，制定气藏整体控水的开发方式，尽量降低地层水对气藏开发的不利影响，提高气藏稳产水平与气藏采收率。（三）凝析气藏应从气藏储量规模、储层特征
9、、凝析油含量及相态特征、开发技术、经济效益等方面，论证是选择合理衰竭式或保压的开发方式采用衰竭式开发，还是采用保压或部分保压的开发方式。（四）带油环气藏要根据油、气储量规模和分布状况，结合市场需求和经济效益分析，论证油是先采气开采次序后采油，还是先采油后采气，或是油气同采的开发方式。第十四条 开发层系划分应在综合研究储层特征、压力系统、驱动类型、流体组分、隔（夹）层条件等基础上，合理划分开发层系，以充分发挥利用地层能量，提高气井产量与气田稳产能力。（一）每套开发层系应控制一定规模的探明储量，具备一定规模的产量产能。（二）长含气井段长或多产层气田应结合多层合采、油套分采、多管采气、分层采气等工艺
10、技术，在保障安全生产的前提下，优化与简化开发层系，减少开发工作量。第十五条 布井方式要立足于提高储量动用程度、单井产量及采收率，论证各开发层系的井型、井网、井距及井网及井型。（一）井型。根据气藏地质特点与开发要求，确定气藏合理井型。（一）井网。根据气藏构造和岩性特征、储量丰度、流体分布、储层连通性以及储层物性等综合因素确定井网。对于非均质性较强的气藏，一般采用非均匀布井方式，尽量使气井部署在构造、储层发育有利部位。（二）井距。根据储层及储量分布特征、单井控制储量、气井试气、试井资料、井间干扰测试资料和试采资料，采用类比法、数值模拟等方法，结合经济评价，综合确定气藏的合理井距。低渗气藏应加强极限
11、井距的研究。（三）井网。根据气藏构造、储层物性与储层非均质性、储量丰度、流体分布等因素确定井网。非均质性较强的气藏，一般采用非均匀布井方式，尽量使气井部署在构造、储层有利部位。（三）井型。根据气层厚度与分布、储层物性以及气田开发经济要求等，确定气藏合理井型，包括直井、大斜度井、分支井、水平井等。第十六条 气井配产应充分考虑储层条件与地层水活动性，考虑气藏稳产要求，合理利用地层能量满足气藏稳产期、地层能量合理利用的要求。（一）在只有试气数据或少量试采数据的情况下，应结合不同类型气藏特点，采用经验方法初步确定气井产量，一般按无阻流量的1/351/53配产，并结合不同类型气藏特点区别对待。（二）随着
12、试采、气井生产等动态资料的不断丰富增加，应采用物质平衡法、节点分析法、采气指示曲线法、经验统计法等多种方法，建立产能方程，优化配产，结合数值模拟方法，综合确定气井合理产量。疏松砂岩气藏、有水气藏、凝析气藏在上述方法的基础上还要考虑临界出砂压差、气井的带水携液能力、水侵速度、地层凝析油析出等因素。（三）对于通过采用井间接替实现气田稳产开发方式的气井配产,要应充分考虑储层条件以及试气试采成果利用地层能量，合理通过最大限度的放大生产压差，提高气井的配产。第十七条 采气速度。根据气藏地质和开发特点，综合考虑气田储量规模和资源接替状况、稳产要求、供气需求、气田开发经济效益、采收率等因素，确定气田合理的采
13、气速度。具体要求为：（一）利用数值模拟方法，研究气藏采气速度、稳产年限和稳产期采出程度的关系，确定三者之间合理配置。预测并对比不同采气速度下的气藏开发技术指标，优选合理的采气速度。（二）大型中高渗气田需要保持1015年的稳产，一般采用34的采气速度采气速度一般34；储层物性与连通性好的中小型气藏，要求稳产710年，可采用4645采气速度；低渗低丰度气田及水驱气藏的采气速度一般应小于33；高酸性气田要可适当提高采气速度。（三）气田开发资源接替条件好，供气区储采比20以上，在不影响对采收率影响不大的情况下，可采用较高采气速度。第十八条 地质与气藏工程设计方案，应在开发方式、开发层系、布井方式、气井
14、配产、采气速度等气藏工程论证基础上，进行多个开发方案预测与优选，确保最终推荐开发方案技术指标的整体先进性。 （一）以气藏工程论证和安全平稳供气要求为基础，设计多个开发方案。在地质模型基础上应用数值模拟方法，对各种方案的主要开发指标进行20年动态预测，主要包括井数、油气水产量、地层压力、井口压力、稳产年限、稳产期末采出程度、预测期末采出程度等。（二）根据多个方案开发技术指标预测结果对比，推荐最优方案和二个备选方案。并对钻井工程、采气工程和地面工程设计提出技术要求。第十九条 风险分析。由于气田本身的复杂性以及受资料、采用的技术手段等条件限制，气藏工程方案可能存在一定的风险，应对储量、产量和水体能量
15、地层水活动性等不确定性因素进行不确定性分析，开展定性或定量的风险对策研究分析，提出相应的降低、防范削减风险的技术措施或建议。第二十条 特殊类型地质与气藏工程方案应突出重点。（一）带油环气藏工程方案。当气储量系数大于或等于0.5时为带油环气藏，应纳入气藏管理。应制定合理的油气开发兼顾的开发技术政策方式。，加强油气界面监测与控制，避免油、气互窜。，使油、气开发均获得较好的开发效果。（二）凝析气藏工程方案。对凝析油含量大于50g/m3的凝析气藏，开发方式、开发井位部署、选井方式井型选择、单井配产、采气速度选择应有利于提高凝析油采收率。对保持地层压力开采的凝析气藏，应论证注入介质、注入时机以及压力保持水平，确定合理注采比和注采周期。（三）水驱气藏工程方案。应研究水驱特征、水体能量，确定水体活跃程度。对水驱指数大于或等于0.3的强水驱气藏，重点研究射孔底界及裂缝（天然裂缝、人工裂缝）对地层水活动的影响、气井极限产量与生产压差，确定合理的采气速度、井网与井型，以防
