气藏工程管理规定(2)

（二）井距。根据储层及储量分布特征、单井控制储量、试气、试井和试采资料，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。

第十七条 气井配产应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。

（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1/5～1/3配产。

（二）随着试采井动态资料的不断增加，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，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、气井的携液能力、水侵速度、地层凝析油析出等因素。 （三）对于采用井间接替实现气田稳产开发方式的气井配产,应充分利用地层能量，合理放大生产压差，提高气井配产。

第十八条 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、气田开发经济效益、采收率等因素，确定气田合理的采气速度。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，预测并对比不同采气速度下的气藏开发指标，优选合理的采气速度。 （二）大型中高渗气田需要保持10～15年的稳产，一般采用3～4％的采气速度；储层物性与连通性好的中小型气藏，要求稳产7～10年，可采用4～5％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3％；高酸性气田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，在对采收率影响不大的情况下，可采用较高采气速度。

第十九条 地质与气藏工程设计方案应在开发方式、开发层系、布井方

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式、气井配产、采气速度等气藏工程论证基础上，进行多方案预测与优选，确保推荐方案技术指标的先进性。

（一）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。

第二十条 风险分析。应对储量、产量和地层水活动性等不确定性因素

开展风险分析，提出相应削减风险的技术措施或建议。

第二十一条 特殊类型地质与气藏工程方案应突出重点。

（一）带油环气藏。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。应制定合理的油气兼顾开发方式，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。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、井型、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。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，以防止边、底水指进和锥进。

（四）酸性气藏（天然气H2S含量达到0.02g/m3以上或CO2分压高于0.021MPa）。应结合钻采及地面工程防腐技术效果，确定合理的气井产量与采气速度；布井方式及井位部署要充分考虑HSE标准及要求；对气田安全生产构成危害的有关信息，应在地质与气藏工程方案中作出必要的提示；对高含硫（天然气H2S含量大于30g/m3）气藏，研究流体相态及硫沉积对气田开发的影响，可考虑提高采气速度，在气田生产设施寿命期内，有较高的采出程度，缩短投资回收期，降低气田开发经济风险与安全风险。

（五）异常高压气藏(压力系数大于或等于1.8)。加强岩石形变及对产能影响

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的开发机理研究。气井合理产量论证时，应综合考虑合理利用地层能量和气井安全生产的需要。

（六）低压气藏。对压力系数小于0.9的气藏，应加强储层伤害机理研究，预测地层压力、井口压力变化，为制定合理的排水采气工艺技术、实施增压开采提供依据，确保低压气藏开发获得较好的采收率。

（七）特低渗气藏（储层空气渗透率小于1mD）。分析储层非均质性对储量动用、气井产能的影响，论证单井经济极限产量、单井经济控制储量等对气田开发经济效益的影响，研究不同技术经济条件下气藏可开发储量及开发规模，优选富集区，确定合理的稳产接替方式，优化布井，优选井型，提高单井产量。

（八）煤层气藏。重点研究煤层厚度与分布、渗透率、含气量、含气饱和度、解吸条件以及天然气从煤层中解吸过程的渗流机理，选择经济有效的开采方式、井网、井距、井型，确定合理排水降压开采工作制度。

（九）非烃气藏。非烃组分（H2S、CO2、N2等）大于70%的气藏，应充分论证市场需求、开发技术安全可靠性、开发经济效益及环境可行性。

第四章 方案实施

第二十二条 气田产能建设阶段，地质与气藏工程方案实施的主要工作

是：确定开发井位，进行开发井地质设计、跟踪对比，补充录取资料，及时调整方案部署，完善地质模型。

第二十三条 开发井位确定。按照方案设计井位，通过现场勘察，确定开

发井的地面与地下井位。后续开发井井位，需要结合已实施开发井跟踪分析适当调整优化。

第二十四条 开发井地质设计。开发井位确定后，编写钻井地质设计，包

括地层概况、构造描述、储层描述、资料录取、取芯设计、测井设计等内容，为钻采工程设计提供详细的地层特点、断层和易漏层、地层压力、有毒有害气体组分及含量预告。

第二十五条 在钻井过程中应做好跟踪分析。做好实钻与设计对比、多井

的地层对比，不断加深对气藏的认识。若构造、储层或油气水分布发生较大变化，

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提出补充录取资料的要求和钻井次序的调整建议。补充录取资料包括补充取芯、测试、流体取样等。

第二十六条 钻遇油气层与原地质模型有重大变化时，应对原开发方案进

行相应调整，并履行审批和备案程序。开发井全部完钻后应及时完善地质模型。

第二十七条 根据地质与气藏工程方案要求和实施情况，制定详细的开发

井投产程序和实施要求。根据测井资料和试气资料，结合气井具体地质条件，对气井进行合理配产。

第五章 开发动态监测

第二十八条 根据气田开发阶段及开发特点,按照“系统、准确、实用”的

要求，制定开发动态监测方案，建立监测系统。监测对象主要包括生产气井、排水井、凝析气田注气井、观测井以及回注水井等。

气田开发动态监测主要包括压力、温度、产量、生产剖面、流体性质与组分、油气水界面和边界的监测。

第二十九条 动态监测方案设计原则。

（一）应针对不同类型气藏开发特点，满足不同开发阶段气藏动态分析的需求。

（二）监测井应选择固定井与非固定井相结合的方式，并具有一定代表性（构造部位、储层、产量级别等）、可对比性。

（三）气田开发初期监测井点密度和资料录取频率相对较高，开发后期以典型井监测为主。

第三十条

气井试井。

（一）应根据气藏工程研究的需要，在生产计划中安排试井工作。试井前编写试井地质设计和施工设计，按照设计要求高质量录取试井资料。试井完成后，及时结合地质资料进行试井解释，编写试井报告，并提出相应的措施建议。 （二）根据开发工作需要，新井投产初期、生产井产量或压力出现较大变化、增产措施前后应进行不稳定试井。

（三）重点井应采用井下测压方式，定期进行产能试井和压力恢复试井，必

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要时可安排干扰试井。

第三十一条 压力、温度监测。主要包括气藏地层压力、流动压力、气

层中部温度、井口油压、套压和井口温度。

（一）新钻开发井打开产层时做好地层压力和温度资料录取。

（二）根据气藏特点，一般应选取5～10%的具有代表性的生产井作为定点测压井，录取地层压力、流动压力资料，每年1～2次。

（三）大型气藏每年安排具有代表性的区块或开发单元关井测压，中小型气藏1～2年安排一次全气藏关井测压，监测气藏压力分布。

（四）加强气层中部压力、温度监测。对于重点观察井，可采用永久下入式高精度压力计连续测量气层中部压力、温度。对凝析气井、有地层水产出气井、多层合采气井，应采用高精度压力计测量井筒压力、温度梯度。

（五）特殊类型气藏如异常高压气藏和高酸性气藏的压力、温度监测，其监测方式及要求应根据实际情况确定，同时应加强生产套管与技术套管、技术套管与表层套管之间压力的监测。

（六）观察井每月度井底测压一次，其中气井观察井酌情加密观察。 （七）正常生产气井，按日监测井口油压、套压与温度。

第三十二条 井流物产出量及生产剖面监测。

（一）产出量、注入量监测。以单井为监测单元，根据气田实际情况采用连续计量或间歇计量方式，监测生产井气、油、水产量和注入井注入量。 （二）生产剖面监测。多产层气藏、块状气藏应加强生产剖面监测。重点开发井、多层合采井应在投产初期测生产剖面，每年选择重点井测生产剖面。循环注气开采的凝析气田，要定期对注气井进行注入剖面监测。

（三）煤层气藏气井加强动液面、抽油机示功图及井底流压的监测。 （四）疏松砂岩气藏详细观察、记录气井出砂状况，包括井口取样分析、砂刺气嘴情况、探砂面及冲砂情况。

第三十三条 流体性质及组分监测。

（一）一般气藏在投产初期选择有代表性的重点气井进行高压物性取样分析，在生产过程中每年作一次天然气组分全分析。

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