气田高效开发与效益评价技术
气田开发方案设计
气田开发方案设计1. 引言气田的开发方案设计是指对气田进行综合评价和技术分析，制定合理的开发方案以达到最佳经济效益和社会效益的目标。
本文将通过分析气田的地质特征、储层特征、工程条件等因素，提出一种可行的气田开发方案设计。
2. 气田概况气田的概况是进行开发方案设计的基础，下面将对气田的地质特征、储层特征、工程条件等进行详细描述。
2.1 地质特征气田位于地层的某一层位，地质特征包括气藏结构、构造、形成历史等方面。
通过详细的地质调查和分析，我们可以确定气田的地质特征，以便在后续的开发过程中进行合理的方案设计。
2.2 储层特征气田的储层特征是决定气田工程开发成功与否的重要因素之一。
储层特征包括气层厚度、孔隙度、渗透率、有效厚度等参数。
通过对储层特征的分析，我们可以确定合适的开发方式和工艺流程，以最大程度地提高气田的开发效率。
2.3 工程条件工程条件是指气田开发所需要的各种工程资源和条件，包括设备、技术、人力、资金等方面。
在进行开发方案设计时，要充分考虑工程条件的具体情况，以便选择合适的开发方式和工艺流程。
3. 气田开发方案设计基于对气田的概况及相关条件的分析，我们提出以下气田开发方案设计：3.1 气田开发方式根据气田的特点和潜力，我们决定采取水平井开发技术。
水平井开发技术利用水平井穿越储层，增加地下可采储量，提高气田的采收率。
3.2 开发工艺流程开发工艺流程是指对气田进行开发的具体步骤和流程。
根据气田的特点和开发方式，我们拟定以下开发工艺流程：1.勘探阶段：进行地质勘探，确定气田的地质特征和储层特征。
2.钻井阶段：进行水平井的钻井作业，确保井眼穿越储层，并进行完整的井筒完井。
3.井斜段完井：进行井斜段的完井作业，确保井筒的连通性和完整性。
4.产量测试：进行产量测试，评估气田的产能和采收率。
5.收集系统：安装气田收集系统，将产出的天然气收集到集气站。
6.储气：将收集到的天然气储存到地下储气库或进行气体处理。
致密气
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报告以行业为研究对象，基于行业的现状，行业运行数据，行业供需，行业竞争格局，重点企业经营分析，行业产业链进行分析，对市场的发展状况、供需状况、竞争格局、赢利水平、发展趋势等进行了分析，预测行业的发展前景和投资价值。
在周密的市场调研基础上，通过最深入的数据挖掘，从多个角度去评估企业市场地位，准确挖掘企业的成长性，为企业提供新的投资机会和可借鉴的操作模式，对欲在行业从事资本运作的经济实体等单位准确了解目前行业发展动态，把握企业定位和发展方向有重要参考价值。
报告还对下游行业的发展进行了探讨，是企业、投资部门、研究机构准确了解目前中国市场发展动态，把握行业发展方向，为企业经营决策提供重要参考的依据。
Report Directory报告目录第一章中国致密气行业发展综述第一节致密气的概念及形成一、致密气的定义二、致密气的类型（一）“先成型”深盆气（二）“后成型”致密气三、中国致密气分布特征四、中国致密气聚集机理第二节致密气行业发展历程一、探索起步阶段二、平稳发展阶段三、快速发展阶段第三节行业发展的政策支持第二章全球致密气行业发展经验借鉴第一节全球致密气资源开发现状一、全球致密气资源储量情况二、全球致密气资源分布情况三、全球致密气资源勘探开发情况四、全球领先地区致密气发展情况（一）美国（二）加拿大五、全球典型致密气田关键技术突破（一）美国皮申斯盆地鲁里森致密气田（二）加拿大阿尔伯达盆地埃尔姆沃斯致密气田第二节中美致密气分布异同点比较一、基本地质特征对比分析（一）中美致密气地质特征共性（二）中美致密气地质特征差异性二、中美致密气藏特征对比分析（一）中美致密气藏特征共性（二）中美致密气藏特征差异性1、异常压力2、气水关系3、成藏过程三、中美致密气分布规律对比分析（一）中美致密气分布规律共性（二）中美致密气分布规律差异性四、中美致密气分布异同点总结第三节美国致密气藏开发对我国的启示一、美国致密气藏开发关键技术（一）气藏描述技术（二）井网加密技术（三）增产工艺技术1、分层压裂技术2、大型压裂技术3、水平井分段压裂技术（四）钻采工艺技术二、美国致密气开发对我国的启示（一）启示一（二）启示二（三）启示三第三章中国致密气行业整体发展情况第一节中国能源结构及发展趋势一、中国能源消费情况二、中国能源消费结构三、中国能源结构调整趋势第二节中国天然气资源发展分析一、天然气资源探明储量二、天然气资源产量分析三、天然气资源结构分析四、我国天然气对外依存度第三节中国致密气资源储量分析一、致密气资源储量评价（一）致密气藏储量分类（二）致密气储量评价思路（三）致密气储量评价方法及流程二、致密气资源储量规模三、致密气资源储量分布第四节中国致密气资源产量分析一、致密气资源产量规模二、致密气资源产量分布第五节中国致密气行业发展前景一、致密气行业发展存在的问题（一）开发技术相对滞后（二）政策支持力度较弱二、对致密气行业的发展建议（一）选择重点区域进行示范项目（二）扩大致密气勘探范围（三）加大国家政策扶持三、致密气行业发展前景分析（一）致密气产量增长预测（二）致密气发展三步走设想第四章致密气资源勘探开发技术分析第一节致密气藏钻井及配套技术分析一、致密气藏钻井方式选择二、适用于致密气的钻井技术（一）水平井（二）定向井（三）多分支井（四）小井眼技术（五）连续油管钻井（六）套管钻井（七）控压钻井（八）欠平衡钻井（九）复合钻井（十）FDP快速钻井工艺三、致密气藏钻井配套技术（一）斯伦贝谢致密岩石分析系统（二）高分辨率井间测量技术（三）三维地质力学地球模型（四）适用于致密气藏的钻井液及水泥浆1、高品质水基泥浆2、哈里伯顿致密气田钻井液3、其他水泥浆系统第二节致密气藏完井及水力压裂技术分析一、射孔（一）即时射孔技术（二）高压注氮射孔技术（三）套管外射孔技术（四）连续油管传送射孔+喷砂技术二、封隔、胶结系统（一）可膨胀封隔、胶结系统（二）Swell packer隔离系统三、完井技术（一）多级水平井裸眼完井技术（二）多分支井完井技术（三）完井裂缝隔离方法四、压裂技术（一）常规压裂作业优化技术（二）哈里伯顿压裂服务系列（三）水平井多级压裂技术第三节国外钻完井技术对我国的启示一、启示一二、启示二三、启示三四、启示四五、启示五第四节中国致密气行业专利技术分析一、专利申请数量分析二、专利公开数量分析三、专利申请人分析四、热门技术分析第五节中国致密气勘探开发关键技术一、鄂尔多斯盆地技术分析二、四川盆地川中地区须家河组技术分析三、中国石油首个致密气重大科技专项收官（一）专项具体内容（二）专项批准实施（三）专项组织机构第六节提高低渗透气藏采收率的途径一、布井方式二、压裂技术三、水平井分段压裂技术第五章中国致密气成藏与开发模式分析第一节中国致密气成藏特征分析一、烃源岩二、储集层（一）岩性（二）物性（三）储集空间类型三、生储盖组合四、圈闭五、保存条件第二节中国致密气成藏模式分析一、连续型聚集（深盆气型）二、准连续型聚集三、不连续型聚集（常规圈闭型）（一）典型（具边底水）的不连续型油气聚集（二）非典型（不具边底水）的不连续型油气聚集四、致密气成藏模式对比第三节致密气行业开发模式分析一、苏里格气田“5+1”合作开发模式（一）模式的内容和做法（二）模式的创新点（三）模式取得的效果二、榆林气田“自主开发+国际合作”开发模式（一）气田南区自主开发（二）气田北区国际合作第六章中国致密气田开发效果及经济效益评价第一节榆林气田北区开发效果评价一、生产动态特征（一）水平井分类分析（二）直井分析二、地层压力评价三、产能核实与评价（一）北区产量落实（二）北区产量合理性分析（三）产量递减分析四、储量计算与评价（一）水平井地质储量计算与评价（二）水平井动储量计算与评价（三）直井储量计算（四）气田储量计算及评价（五）内部加密调整五、采收率计算与评价六、南北区开发效果对比评价第二节榆林气田南区开发经济效益评价一、气田高效开发技术（一）加强气藏动态分析，提高单井开发效率（二）采取气藏工程手段简化动态监测工作量二、气田效益评价方法（一）气田效益分类与判断标准（二）气田成本费用构成（三）气田效益评价方法应用于形势分析第三节苏里格气田开发经济效益评价一、实现经济效益开发需解决的问题（一）有效的储层改造方法（二）有效降低开发成本（三）天然气价格的制约二、实现经济效益开发技术思路（一）开发原则（二）优化开发技术（三）气井技术经济指标预测（四）低成本开发工艺模式三、苏里格气田开发经济评价（一）单井投资（二）单位采气经营成本（三）销售税金及附加（四）单井经济效益测算第七章中国致密气重点地区资源开发潜力第一节鄂尔多斯盆地资源开发潜力一、资源储量分析二、致密气成藏特征（一）气藏大面积准连续分布，无明确气藏边界（二）广覆式生烃，弥漫式充注（三）储层物性差，非均质性强（四）圈闭介于常规圈闭与无圈闭之间（五）气水分异差，无明显边、底水（六）气藏压力系统复杂，多具负压异常（七）天然气运移聚集为非浮力驱动，以近距离运移成藏为主（八）气藏形成和分布基本不受构造控制，主要受烃源和储层控制（九）保存条件好，资源潜力大三、致密气勘探开发历程（一）探索阶段（1996年以前）（二）起步阶段（1996-2006年）（三）快速发展阶段（2007年至今）四、致密气勘探开发现状（一）储量快速增长（二）资源潜力大（三）产量快速攀升（四）技术集成创新（五）开发模式创新五、致密气勘探新领域与资源潜力（一）苏里格南部（二）靖边-高桥（三）神木-米脂（四）盆地西南部六、资源开发前景展望第二节四川盆地资源开发潜力分析一、资源储量分析二、致密气成藏特征（一）生储盖组合呈大面积广覆式交互分布（二）层厚度薄、含气面积大，气藏充满度不高（三）天然气成藏以岩性气藏为主，局部发育构造气藏（四）天然气以近源成藏为主，成藏丰度受本地气源灶控制三、致密气勘探开发现状四、须家河组天然气成藏潜力与分布五、重点区域资源开发潜力（一）金华-蓬溪须二区带（二）剑阁-九龙山须三区带六、资源开发前景展望第三节塔里木盆地资源开发潜力一、资源储量分析二、致密气勘探开发现状三、资源开发前景展望第四节其他盆地资源开发潜力一、吐哈盆地资源开发潜力二、松辽盆地资源开发潜力三、准噶尔盆地资源开发潜力四、渤海湾资源开发潜力第八章中国致密气勘探开发企业经营分析第一节壳牌中国勘探与生产有限公司一、企业基本情况介绍二、企业全球业务分布三、企业在华经营情况四、企业在华勘探进展五、企业经营优劣势分析六、企业在华发展战略第二节中国石油天然气股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第三节中国石油化工股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第四节西安通源石油科技股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第五节烟台杰瑞石油服务集团股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第六节华油惠博普科技股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第七节四川仁智油田技术服务股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第八节恒泰艾普石油天然气技术服务股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第九章中国致密气行业未来发展建议第一节非常规油气勘探开发战略一、开展资源典型解剖研究与区域评价二、重视技术发展三、实施低成本战略四、重视环境保护第二节致密气行业发展路线建议一、加快致密气探明储量和增加产量的步伐二、将火山岩天然气纳入致密气范围三、积极勘探重点地区致密气四、加大政策扶持力度。
元坝气田超深高含硫生物礁气藏高效开发技术与实践
元坝气田超深高含硫生物礁气藏高效开发技术与实践刘成川 柯光明 李 毓中国石化西南油气分公司勘探开发研究院摘 要 四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏具有埋藏超深、高温高压高含硫及地形地貌复杂等特点，天然气开发工作面临着直井产能偏低与如何有效提高单井产能、开发方案抗风险能力弱与如何实现降本增效、地面工程条件复杂与如何绿色安全开发等突出矛盾。
为此，从积极开展先导试验、积极组织技术调研、创新管理运行机制、精心组织科研攻关、科学编制开发设计、精心组织工程施工、强化严细管理等6个方面推进元坝气田开发建设，攻关形成了超深层小礁体气藏精细描述、小礁体底水气藏水平井部署优化、超深高含硫气藏水井平钻完井、高含硫气藏天然气深度净化及高含硫气田安全生产控制等技术，建成了全球首个埋深近7000 m 、年产40×108 m 3混合气的超深层高含硫生物礁大气田和具有中石化自主知识产权的天然气净化厂，实现了元坝气田的安全生产和效益开发。
结论认为，元坝气田的高效安全开发为盘活更多的超深高含硫天然气资源开辟出一条成功的路径，所形成的先进管理理念和技术创新成果可为同类型气田的开发提供有益的借鉴。
关键词 高效 开发 超深 高含硫 生物礁 四川盆地 元坝气田 晚二叠世DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.025基金项目：中国石化“十条龙”科技攻关项目“高含硫气藏提高采收率技术”课题二“礁滩相气藏剩余气分布规律研究”（编号：P18062-2）、“十三五”国家科技重大专项“超深层复杂生物礁底水气藏高效开发技术”（编号：2016ZX05017-005）。
作者简介：刘成川，1966年生，教授级高级工程师；主要从事气田开发综合研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
E-mail:******************************0 引言四川盆地元坝气田构造位置位于川北坳陷北东向构造带与仪陇—平昌平缓构造带之间，是国内外已建成开发的、埋藏最深的超深层高含硫生物礁气藏[1-6]。
如何加强油气田开发经济评价与管理
如何加强油气田开发经济评价与管理摘要：在油气田工程中，经济的评价与管理是非常重要的内容。
在社会对于石油资源需求日益增大的背景下，如何强化技术创新，降低采油环保安全隐患，提高石油开采效率成为石化企业工作的重点。
该文首先分析油气田开发项目质量监督现状，其次探讨油气田中自动化技术的应用现状，最后就建立基于差别化监管的质量监督模式进行研究，为以后基层采油班站的安全环保工作提供一定的理论储备和经验补充。
关键词：油气田；开发经济；评价；管理引言对一个储量规模有限，用常规方式开发达不到油气公司经济效益门槛的油气区块，则被统称为边际油气田。
边际油气田一般有着小规模分散、可采难度大、采出率低、生命周期不长等特点，而的边际油气田开发又受制于水深、海浪、天气等环境因素影响，开采起来难度非常大。
对那些总储量大的分散性边际油气田，如何挖掘潜力、经济有效开发是全球各大石油公司一直在研究的课题。
1油气田开发项目质量监督现状在石油化工项目中，质监机构行使监督职能，保障了建设工程依法合规，保证了建设工程质量健康平稳可控。
但油气田开发项目却仅由第三方发证检验机构进行质量管控，其是由国家安全监管总局海洋石油作业安全办公室授权从事固定设施检验及发证的机构，质量监管力量薄弱，往往一个验船师要负责一个或几个项目。
随着国家高质量发展要求的提出，油气田开发项目的企业质量监督势在必行，而企业质监机构行使质量监督的探索阶段，制度体系刚刚建立，的石油化工项目质量监督模式不能完全适用，探索新的质量监督模式，打造企业工程质量监督品牌，有效发挥质量监督职能，促进建设工程高质量发展问题亟待解决。
2油气田中自动化技术的应用现状油气田是石油、天然气的集散地，它为国家的发展带来了巨大的潜力。
在油气田开发初期，采用的自动化技术并不多见，诸多资料的处理都要靠人力来完成，这不但会增加工作人员的工作量，而且容易造成很多的差错。
而且，生产现场的环境非常复杂，不利影响因素也很多。
油气田开发方案技术经济评价方法
油气田开发方案技术经济评价方法李伟摘要：技术经济学是一门研究技术与经济之间辩证关系的新兴学科。
对油气田开发方案合理地进行技术经济评价，对于提高石油企业乃至整个国民经济效益有着重大意义。
本文主要介绍了油气田开发方案技术经济评价的步骤、方法及现金流量分析，并以某油田为例阐述了这些方法在油气田开发领域的应用。
关键词：油气田开发；技术经济；评价方法0前言技术经济学是一门应用理论经济学基本原理，研究技术领域的经济活动规律，经济领域中的技术发展规律及技术发展的内在规律，是研究技术进步与经济增长之间的相互关系的科学，是研究技术领域内各种资源的最佳配置，寻找技术与经济的最佳结合以求可持续发展和进步的科学。
油气田开发具有资金密集、技术密集和高风险的特点，油气田开发方案是合理开发油气田的基础。
对编制出的每个开发方案都要进行经济评价，论证其经济上的合理性，从而实现决策的民主化、科学化并减少和避免投资决策失误，争取用最小或最少的各种资源(人力,物力,财力）的投入获取最大或最佳油气田开发方案，以获得最大投资的经济效益。
1油气田开发方案经济评价的步骤油气田开发方案经济评价应从调查研究、收集资料入手，在对一个新的开发方案评价之韧，首先应系统地收集该油气田有关地质、开发基本经济指标以及钻井成本、油气集输、地面建设等几大系统工程的投资指标、原油及天然气成本以及销售方面的资料，并分析研究确定各个参数的取值范围。
如果没有现成的数据时，可参考类似油田或类似区块的资料，但应根据实际情况选定一定的调整系数，经过调整后使用。
其次，应按油田的具体情况，选用评价指标。
根据各种评价指标的计算方法建立数学模型。
根据数学模型编制计算机程序。
最后，运用计算机程序对各种开发方案进行计算，经过反复计算和对比分折，推荐出最佳方案。
经济评价工作一般按三步走：1．数据收集与整理主要内容有：(1)调查油气田勘探简史和方案立项依据。
(2)收集评价方案的地质工程数据。
油气田效益评价模型的软件设计分析
Ｑ×１ Ｐ Ｒ ｃ Ｘ（ — ） 一
注 ： ～——最低运行 费用 ，万 元 ； ｃ ｃ ——直接 材料费 ，万兀 ； ｄ ｃ ——直接燃料 费 ，万 元 ；
１ 系统设计 的总体 原则。 ． 为实现软件 系统研究 的 目的 ， 系统 设计 总体 原则为 ：１ 科学优选效 益产量评价方法 ， （） 以现金的方 法， 保证评价 结果的准确性 和科学性 ； ２ 正确分析效 益产量评 （） 价工作程 序 、 确保系统 的全 面性 、 实用性和灵活性 ， 高开发和 提 管理人 员的工作效 率 ， 并便 于推广应用 ；３ 充分发挥 现代科技 （） 技术 ， 确保 系统在应用技术上 具有超前性 ， 以功 能齐全 、 用户使 用满意为 目标 。 软件 系统要充分利 用企 业现有各种 信息平 台 ， 实现企 业资 源 的最佳利 用 ， 为改 善企业 经营管 理 ， 提高 经济效 益和企 业 的 综合竞争力提供科 学的决策信息库 。
一
、
油 田的基本活动是 进行油气生 产 ， 过生产活动 能获得一 通 定数量 的油气产品 ，产 品销售收入 就是油气生产 企业 的产 出。 当产 出大于投 入 ，即销售 收入 大于成本 费用 与销售 税金 之和 时 ， 业能实现销售利润 ， 企 此时油气生 产是盈利的 。 具体到某个 油田， 当它的产 出大于投 入时 ， 我们可 以认 为这个 油 田是 有效 益 的， 它的油气产 量就可 以认 为是经济效益 产量 。当产 出小于 投入 ， 油气生产 是亏损 的 ， 时可 以认 为这 个油井 或油 田是 则 此 无效益 的 ， 的油气产量就 可以认为是无效 益产量 。当产 出与 它 投入相 等 ， 则原油 生产处 于不 亏不赢 状态 ， 时可 以认为 这个 此 油 田的产量是 效益产量 与无 效益产量 的分界点 ， 这也正是 进行 效 益产量分类研 究首先要确定的界 限点。 （ ） 田公 司级油气 田单井效益评价 模型 一 油 各类效益井 的定 义和判别式如表 １ 所示 ：
中国石化油气田开发管理指导意见
中国石化油气田开发管理指导意见（试行）中国石油化工股份有限公司2013年12月1 总则1.1为提高油田开发管理水平和经济效益，充分利用和保护油气资源，合理、高效开发油田。
结合集团公司建设世界一流能源化工公司、打造上游长板的要求和股份公司深化改革做实事业部的实际，特制定本《指导意见》。
1.2本《指导意见》的制定遵循国家相关法律、法规和中国石油化工股份有限公司（以下简称股份公司）各项规章制度，贯彻执行股份公司的发展战略。
1.3 本《指导意见》是对油田开发的全过程管理，涉及油田开发生产各个环节，涵盖油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、经济评价、安全环保等多种专业。
1.4油田开发应遵循以下原则：1.4.1、以油田可持续发展方针为指导，以经济效益为中心，加快新油田开发，搞好老油田调整和综合治理，不断提高油田采收率。
1.4.2、坚持把地质研究和动态分析贯穿始终，根据生产特征和不同开发阶段，制定合理生产制度和调控措施，改善开发效果。
1.4.3、坚持科技是第一生产力,注重技术创新，加强核心技术研发和成熟技术配套，推进先进实用技术在开发中的应用。
1.4.4、树立以人为本的理念，坚持“安全第一、预防为主”的方针，在油田开发生产过程中的各项活动都要符合健康、安全、环境（HSE）体系的要求。
- 1 -1.4.5、高度重视队伍建设和人才培养，加强岗位培训，努力造就高素质专业队伍与管理队伍。
1.5 本《指导意见》分为八章，内容包括开发规划计划管理、滚动勘探管理、油气藏评价管理、开发方案管理、采油气生产管理、开发信息管理、废弃管理及附则。
1.6 股份公司及所属油田分公司的油田开发生产活动，适用于本《指导意见》；控股、参股公司和国内外合作的油田开发活动可参照本《指导意见》制订实施细则。
2开发规划计划管理2.1油气田开发规划是股份公司五年油气田开发和业务发展的指导性文件。
开发规划以集团公司总体发展战略为指导，结合实际情况，深入研究各种影响因素和问题，提出下阶段股份公司或油田分公司发展规划、工作目标、发展重点和重大举措。
单井效益评价细则
中国石油勘探与生产分公司已开发油气田效益评价细则第一章总则第三条已开发油气田效益评价,包括油气田（区块）效益评价和油气井效益评价。
第二章评价对象第六条油气田效益评价对象是指油气田（区块）评价单元和油气生产井。
第三章效益分类第十二条油气井单井效益评价结果分为效益一类井、效益二类井、效益三类井、边际效益井和无效益井。
1、效益一类井效益一类井是指油气及伴生产品税后收入大于生产成本和应分摊的期间费用及地质勘探费用之和的井。
2、效益二类井效益二类井是指油气及伴生产品税后收入等于或小于生产成本和应分摊的期间费用及地质勘探费用之和，且大于生产成本的井。
3、效益三类井效益三类井是指油气及伴生产品税后收入等于或小于生产成本，且大于操作成本的井。
4、边际效益井边际效益井是指油气及伴生产品税后收入等于或小于操作成本，且大于最低运行费用的井。
5、无效益井无效益井是指油气及伴生产品税后收入等于或小于最低运行费用的井。
第四章 参数确定第十六条 油气井最低运行费用包括直接材料费、直接燃料费、直接动力费、直接人员费、维护性井下作业费、油气处理费、天然气净化费、驱油物注入费、运输费（仅指拉油）、稠油热采费。
第十九条 油气井效益评价中，能够直接落实到单井的成本直接计入单井，不能直接落实到单井的成本费用，按规定分摊。
1、直接材料费各级单位所需分摊的材料费按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。
注释：∑是指班组、队、厂、矿等各级单位分摊费用的逐级累加，费用分摊到各级单位所属的油（气）井上。
以辽河油区为例：单井效益分类油气及伴生产品税后收入油（气）井年开井天数井天数所属油（气）井年总开分摊费用井直接费用气油直接材料费⨯+=∑)(直接材料费=单井周转材料费+单井工艺措施材料费+单井一般材料费+单井分摊一般材料费直接费用：单井周转材料费、单井工艺措施材料费、单井一般材料费。
分摊费用：单井分摊一般材料费，分摊公式为：2、直接燃料费各级单位所需分摊的燃料费按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。
油气田开发建设项目后评价
油气田开发建设项目后评价首先，评价一个油气田开发建设项目的目标实现程度是非常重要的。
项目目标一般包括油气储量的探明和开发利用的产量目标。
评价目标实现程度需要考虑多个因素，包括勘探和开发过程中的地质条件、工程技术水平、投资力度等。
如果项目实现了或超过了预定的目标，就可以认为该项目是成功的。
反之，如果项目未能达到目标，就需要分析导致目标未实现的原因，并提出改进措施。
其次，成本和效益是评价油气田开发建设项目的重要指标。
成本不仅包括投资成本，还包括开发过程中的生产成本、运营成本、维护成本等。
效益则包括经济效益和社会效益。
经济效益可以通过评估项目的收益、利润、投资回收期等指标来进行评价。
社会效益主要包括就业机会、税收贡献、地方经济发展等方面的影响。
评价成本和效益的关键是考虑项目的长期效益和可持续发展性，以及对当地经济和社会的贡献。
另外，环境影响是评价油气田开发建设项目的重要考虑因素。
油气田开发可能对周边的环境造成负面影响，包括水源污染、大气污染、土壤破坏等。
评价环境影响需要进行生态环境评估和环境监测，评估其对生物多样性和生态系统的影响程度。
如果项目能够采取有效的环境保护措施，并在开发过程中减少或消除对环境的负面影响，就可以认为该项目是环境友好型的。
最后，评价油气田开发建设项目还需要考虑社会效益。
社会效益主要包括对当地居民的就业机会、技术培训、公共设施建设等方面的影响。
项目是否能够提供稳定的就业机会，改善当地居民的生活水平，对当地社会经济发展起到积极作用，都是评价社会效益的重要指标。
综上所述，对油气田开发建设项目进行后评价时，需要综合考虑项目目标的实现程度、成本和效益、环境影响、社会效益等方面。
评价结果可以为类似项目提供经验和借鉴，并为项目管理者提供决策依据，以实现项目的可持续发展和社会效益。
气田开发管理及生产动态分析
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
第六十三条：油田公司应根据天然气生产和发展的需要，建立相应的 天然气开发队伍，配备必需的试气、试采、计量、增压、井控、抢险以及 安全环保设备。并做好人员培训和设备管理工作。
第六十四条：油田公司应根据股份公司有关档案管理规定，做好天然 气开发各项资料的归档管理工作。天然气开发涉及的国家秘密和股份公司 商业秘密应按有关保密规定，做好保密工作。
开发试验、气田开发效果评价等。
提纲
一、气田开发管理的主要任务 二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求 三、气田开发管理任务分工 四、《气藏工程管理规定》对气井管理及动态分析的要求 五、动态分析的主要任务 六、气井管理及动态分析的基本方法 七、气井、气藏精细管理及动态分析探讨
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
第五十五条：油田公司应按月、季、半年、年度和阶段进行气田动态分 析，并编写分析报告。
动态分析的主要内容包括气井与气藏的动态特征、产量计划完成情况、 各种工艺措施效果、产量变化及原因、地层压力变化趋势、气藏边底水活动 情况及气田生产设施的适应性等。动态分析应指出开发中存在的问题，提出 改进措施。
(2)地面生产系统监测项目包括：天然气集输站场和净化处理厂装置 的操作压力、温度、流量及处理量；加热设备和动力设备的状况；进出 主要装置的气质分析；主要生产设备和管线腐蚀状况在线监测等。应从 井口到首站进行全流程泄漏检测。
(3)生产动态监测应纳入油田公司的生产经营计划，监测费应按气田 操作成本的3%～5%纳入预算。
第六十一条：油田公司应将售作为一个系统进行管理，充分利用伴生气，提高资源利用率。
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
致密气行业开发模式与经济效益评价(上海环盟)
第一节致密气行业开发模式介绍 (3)一、苏里格气田“5+1”开发模式 (3)二、榆林气田“自主开发+国际合作”开发模式 (3)第二节苏里格气田开发经济效益评价 (5)一、实现经济效益开发需解决的问题 (5)1、有效的储层改造方法 (5)2、有效降低开发成本 (5)3、天然气价格成为重要制约因素 (5)二、实现经济效益开发技术思路 (5)1、开发原则 (5)2、优化开发技术 (5)3、气井技术经济指标预测 (6)（2）各类气井经济累计产气量 (7)4、低成本开发工艺模式 (8)三、苏里格气田开发经济评价 (9)1、单井投资 (9)2、单位采气经营成本 (9)3、销售税金及附加 (9)4、单井经济效益测算 (9)第三节榆林气田开发经济效益评价 (10)一、榆林气田高效开发技术 (10)1、加强气藏动态分析，提高单井开发效率 (10)2、采取气藏工程手段简化动态监测工作量 (12)（1）气体垂直管流法计算地层压力、井底流压 (13)（2）理论计算气井当前无阻流量，避免重复产能试井工作 (14)（3）根据井口油、套压计算井筒液面位置高度 (14)（4）转变动态监测思路，调整关井压力恢复方法 (15)二、榆林气田效益评价方法 (15)1、气田效益分类与判断标准 (15)Q × I ×（P-R）>C C+C Z +F 1+F2（1） (16)C C +C Z<Q × I ×（P-R）≤C C+C Z+F1+F2（2） (16)C C<Q × I ×（P-R）≤C C+C Z（3） (16)Q × I ×（P-R）≤C C（4） (16)2、气田成本费用构成 (16)3、气田效益评价方法应用与形势分析 (16)2第一节致密气行业开发模式介绍一、苏里格气田“5+1”开发模式我国致密气成藏条件复杂、开发难度大、前期投入高，在开采技术日臻成熟的情况下如何尽可能降低成本，实现效益化、规模化生产变得尤为关键。
油气田开发建设项目的经济评价与效益探讨
产能经济369油气田开发建设项目的经济评价与效益探讨张永辉 中国石油天然气集团公司吐哈油田分公司规划计划处摘要：社会经济持续增长下，对于资源和能源需求度不断提升，加强油气田开发建设十分关键，有助于推动我国能源产业结构优化，为国民经济增长提供不竭动力。
油气田开发建设中，由于工程项目自身特性，周期长、投资高、风险大和不可再生特点，在可持续发展战略背景下，如何提升油气田开发建设项目资源利用效率和经济效益，成为当前首要工作方向之一。
基于此，本文就油气田开发建设项目进行经济评价，客观阐述油气田开发建设项目的效益情况，为后续产业发展奠定基础。
关键词：油气田；建设项目；经济评价；效益中图分类号：F426.22 文献识别码：A 文章编号：1001-828X(2018)006-0369-01石油行业是推动国民经济增长的支柱型产业，新时期社会各个行业快速发展，新时期对于石油能源开发和利用提出了更高的要求。
油气田开发建设项目包括钻生产井、注水井和地面建设工程等多个部分，从投资到形成设计生产能力全过程，需要结合建设能力和资源量情况，整合有效资源进行开发和建设。
也正是由于油气田开发建设项目自身投资大、风险大和周期长的特点，所以为了带来更大的经济效益，就需要做好油气田开发建设项目经济评价，分析项目所带来的效益情况，推动石油产业结构升级优化，创造更大的经济效益和社会效益。
加强对其研究，可以为实际工作开展带来一定指导意义。
一、油气田开发建设项目的经济评价概述其一，评价体系复杂。
油气田开发建设项目建设中，油气田开发建设项目是一个钻井采油、油藏和地面工程于一体的评价活动，涉及内容较为繁杂[1]。
在油气田开发建设项目评价中，除了需要对单一工程内容分析以外，还要综合考量本工程项目同其他工程质检的关系。
所以，项目评价需要收集和整合大量的数据资料，数据复杂，所以相较于普通建设项目而言油气田开发建设项目评价体系更为复杂。
其二，经济效益优先。
油气田开发方案综合评价新方法
油气田开发方案综合评价新方法油气田开发是石油开发的一个重要组成部分，也是能源开发的核心技术之一。
为了确保油气田开发方案设计的有效性，是否合理，以及评估发展开发成功率，需要采用适当的评价方法。
为了提高油气田开发方案评估的准确性和效率，探索了一种新的评价方法综合评价分析，目的是提供一个更高效精确地评价开发投资绩效的方法。
综合评价分析是一种基于多因素的复杂分析方法，它采用多种评价因素，如可行性、可操作性、可控性等来综合评估油气田开发方案的有效性和合理性，从而更好地准确地表达油气田开发的绩效。
该方法的核心是将多个子系统的多个评估因素的评估结果组合起来，采用综合评分的方式，以数字分值显示油气田开发方案的绩效水平。
首先，从投资可行性上综合评估油气田开发方案，收集投资可行性评估报告并进行评估。
对于投资可行性评估，分析项目的经济环境因素，包括项目的可操作性和可控性，分析项目的经济性（投资回报率、投资效益等），以及项目的市场性（市场需求、市场定价等）。
其次，从可操作性和可控性上综合评估油气田开发方案。
对于可操作性，可以采用一种表示能够操作开发油气田的技术、设备、材料和服务等资源情况指标，分析投资者具有的合理设计、合理投资、有效运行技术、合理使用和管理资源的可操作性。
对于可控性，可以根据投资方对油气田的实施的管理及管理能力，衡量适当的投资成本和风险控制能力的可控性。
最后，综合评估油气田开发方案的绩效。
为了综合评估油气田开发方案的绩效，需要分析该开发方案在资源投入消耗、经济效益、可持续发展等方面的潜在绩效，并将这些因素组合到一个综合绩效指数中，以更好地衡量投资绩效的高低。
可以看出，综合评价分析是一种有效的和有效的评价技术，能够准确反映油气田开发方案的绩效水平，并分析出其发展潜力。
然而，在采用综合评价分析的基础上，还需要考虑油气田开发方案的执行过程中存在的风险因素，并且可能还需要考虑油气田利用率最大化、可持续发展等其他因素。
东海低渗气田高效开发面临的挑战及其对策
２ ． ３ 有 效 开 发 技 术 不 完 善 且 不 成 体 系
东 海 油气藏 具有 储量 规模 小 、 低 渗 比例大 、 边底 水 发 育 等特 点 ， 开 发 困难 、 成本 高 、 技 术 难度 大 。如 果 前期 完全 以低 渗 为主导 进行 开发 ， 时间、 经 济和技
郭少儒 等 ： 东 海 低 渗 气 田高 效 开 发 面 临 的挑 战 及 其 对 策
４ ７
到油藏综 合 评价技 术 瓶颈 的制 约 。由于低 渗储 层埋 深大， 地 震 品质普 遍 不 好 ， 地 震 分 辨率 低 ， 难 以有 效 识别 低渗 储层 的空 间分 布 ， 而海 上钻 井成本 高 ， 不可
规不断提升 ， 已能达到陆地 中等规模压裂水平 。
东 海 低 渗油 气 资 源 的规 模 、 高 效 开发 仅 靠 常规 压 裂还 远远 不 够 。２ ０ １ １年 进 行 低 渗 水 平 井 开 发 实
践， 取得 了成 功 ， 投 产后 自然 产能 超过 东海 常规储 层
且 带 动将 来低渗 储 量 开发 、 为 低 渗储 量 开 发 预 留设 施 的条件 下 ， 低 渗层 开发 的成本 变得 更 高 。
成 本压 裂技 术 、 多 底多 分支 水平 井钻 完井技 术 、 自流
储量 评 价和 开发 的有 利 条 件 ， 使 将 来 低 渗储 量 的规
模集 群 开发成 为 可能 。
３ ． ３ 促 进 开 发 综 合 技 术 提 升 与 创 新
受开发难 度增大和成本 因素影响 ， 常规油气 田开 发技术 和经验 已无法 完 全满 足东 海低 渗 油气 田开发
油气田开发经济评价方法
油气田开发经济评价方法刘宏伟 皮东恩 袁 会(中原油田分公司勘探开发科学研究院) (中原油田分公司采油三厂马寨油矿) 在编制油田的初步开发方案时,根据详探井获得的有关油田面积、厚度、孔隙度和渗透率,以及流体性质等不很准确的资料进行布井、概算开发指标时,由于油藏本身的复杂性和人们认识上的不确定性,在实施开采策略之前,往往制定多个开采策略,因而必须对开采策略进行优化。
当油藏进入全面开发后,则需要利用开发效果和开发投资提供的指标分别进行评价,然后根据结果对开发效益进行综合评价。
否则当多个方案指标相近时,个人因素、不确定因素又会导致拍脑袋选方案的现象发生。
1 发决策模式的优化优化决策模式是建立旨在使复杂的油田开发评价工作条理化、程序化,给决策者提交最优开发方案。
油田开发优化决策的目标是将资源量、技术水平和资金来源等关键策略因素的多种组合与国家或油公司在指定时期的政策决择联系起来,使油公司从油田开发的各种作业中获得最大的利润,如图1所示。
从传统的决策评价方法看,大都习惯于一次性提交的方案里选择最优方案,这种“开发方案—经济评价—优选方案”的单向评价程序缺少向开发方案设计人员反馈信息的过程,经济评价者只是被动地应付已有方案的优选,而方案设计者由于自身的局限性,又不能一次就准确地编制出在技术和经济角度均优的方案,使得技术设计和经济评价严重分离。
因此,经济评价者应将初步的评价结果反馈给开发方案设计人员,使之明确各类方案、各种开发方式的经济效益水平,以便开发方案设计人员根据这些信息进一步调整、修改方案,最后编制出更好的方案供评价人员评价、优选。
这种多次循环反馈式的评价程序构成了油田开发优化决策的基本模式,如图2所示。
2 价指标体系211 反映开发效果的评价指标体系油藏的开发效果是由多种因素决定的,其中最主要的因素是各种地质因素。
在充分了解油藏地质条件的基础上,制定一套相应的开发方案。
由于各种地质因素是相互联系、相互制约,有时甚至是相互矛盾时,所以会导致不同开发方式和工作制度的相互矛盾。
深化已开发油气田效益产量评价对策与建议
根据中国石油油气完全成本定义，原油完全成本 包括操作成本、折旧折耗、期间费用、税费和其他费用。 其中，生产成本是操作成本、折旧折耗之和，期间费
基金项目：中国石油勘探与生产分公司科技攻关项目“上游业务资源优化研究深化及平台应用”（编号：kt2017-23-04-1）。 第一作者简介：曲德斌，1963 年生，1994 年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发专业，博士，中国石油勘探开发研 究院二级专家，主要从事油气田开发规划及生产经营研究工作。E-mail：qdb@
上述分类存在两个不足：一是由于最低运行费包 驱油物注入费、稠油热采费、油气处理费等定义为可
含直接人员费，导致最低运行费被高估，按油井评价 变成本。区块无效益产量进一步细分为边际效益类和
的无效益产量也被高估；二是由于在操作成本中没有 无效益类，边际效益类税后收入只能覆盖可变成本，
考虑到固定和可变因素（受产量增减变化，成本是否 如不能覆盖则定义成无效类区块。在上述改进基础上，
关键词：中国石油；已开发油气田；效益产量评价；提质增效 DOI：10.3969/j.issn.1002-302x.2018.05.007 中图分类号：TE-9；F426.2 文献标识码：Ａ
1 油田效益产量评价现状
从 1998 年开始，中国石油天然气集团公司（简称 中国石油）前瞻性启动并持续开展了已开发油气田效 益产量评价工作，目的是摸清生产经营状况，把产量 按效益分类，从生产井到油气田区块，建立以经济产 量为中心的指标和考核体系。中国石油自上市开始， 在中国石油勘探与生产分公司强有力的组织和推动下， 每年均进行已开发油气田效益评价工作方法、规范与 软件等方面的培训与工作部署，取得了较好的应用成 效。20 年来，每年对覆盖 99% 以上的自营油气产量进 行效益评价和分类。这项独具特色的系统工程在上游 业务规划计划编制、油田开发生产经营管理、低效无 效产量综合治理等方面发挥了重要的推动作用，是中 国石油在长期大量工作基础上积累的一笔宝贵财富。
普光气田走稳安全与效益开发的平衡木
182020 / 11 中国石化近日，中国石化第29届管理现代化创新成果发布，来自中原油田分公司的《高含硫气田安全高效管理体系构建与实施》获得创新成果一等奖。
这项成绩的取得，缘于中原油田分公司通过创新管理体系，成功开发并高效运营了普光气田，使我国成为世界上少数几个掌握特大型高含硫气田开发核心技术的国家之一，为保障国家能源安全和硫黄资源供应作出了突出贡献，探索出企业经济效益与安全投入始终保持动态平衡的有效途径，成为行业高质量发展的典范。
□ 张 毅普光气田：走稳安全与效益开发的平衡木7月31日，普光气田M5041-2井一次开井投产成功，获得日产70万立方米高产工业气流。
图为技术人员维护该井设备。
黄天金 供图普光气田建立了高含硫气田安全高效开发的管理体系，打造了世界高含硫气田开发的“中国样本”。
加大科技攻关投入，有力支撑气田安全建设和开发普光气田是我国已探明规模最大的海相整装高含硫气田，具有高含硫化氢、气藏埋藏深、上覆地层多、地层压力高等特点，这些特点同时构成了开发气田必须破解的一道道世界级难题。
其中，集强腐蚀性和剧烈毒性为一体的硫化氢含量超高，是普光气田安全开发的最大威胁，随之而来的就是技术攻关难度大、安全环保要求高、开发成本高等一系列挑战。
2005年，中原油田接管普光气田的开发建设工作后，按照“精干核心业务、强化管理监督、引入市场机制、推行项目管理、实行社会化服务”的工作思路，建立起精干高效的“核心层－保障层－服务层”油公司管理模式。
在运行中，逐步完善了产学研结合的科技攻关体系、链条式的气田精细开发体系、源头防控的安全环保生产保障体系、生聚理用的人才队伍培育体系、运行高效的市场管理体系和全方位的企地合作体系，实现科学化决策、项目化管理、市场化运作、社会化服务、效益化考核，形成了我国独具特色的高含硫气田开发理论、技术和管理样本。
截至今年10月，普光气田已投运11年，累计向沿长江经济带供应天然气627亿立方米，生产硫黄超过1800万吨，安全高效开发水平持续保持国内一流，国际领先。
四川盆地东北部铁山气田南区块立体高效开发经验
四川盆地东北部铁山气田南区块立体高效开发经验任洪明;曾汇川;雷小华;任洪伟;刘思艳;陈沁【摘要】四川盆地高陡构造带铁山气田南区块储层低孔渗、非均质性强、气水关系复杂,纵向上多压力系统分布、生产系统管理缺乏完整性、面临安全环保风险大等技术难题,总结出一套提高气田的整体开发效益方法:①在开发过程中严格执行气田开发纲要,建立全方位立体动态跟踪研究体系;②采气工艺和地面工程系统配套、先进适用、高效低耗,气田水回注系统完善;③采用“一井两层”、柱塞气举、智能检测等新工艺、新技术.结果证明气田开发、调整方案执行良好,指标符合程度高,各气藏整体开采均衡,稳产能力强,单井产能高,年产气超3×108m3达15年,累计采气83.98×108m3.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2018(041)004【总页数】8页(P47-54)【关键词】气藏特征;开发纲要;方案;跟踪研究;新技术;高效开发;铁山气田【作者】任洪明;曾汇川;雷小华;任洪伟;刘思艳;陈沁【作者单位】中国石油西南油气田分公司川东北气矿;中国石油西南油气田分公司川东北气矿;中国石油西南油气田分公司川东北气矿;中国石油西南油气田分公司重庆气矿;中国石油西南油气田分公司川东北气矿;中国石油西南油气田分公司川东北气矿【正文语种】中文国内外气田开发实践表明，如何实现多产层气田的科学高效开发主要受气田的基本地质特征、对气藏的认识程度及开发过程中采用的工艺技术的影响。
铁山气田南区块位于四川盆地川东北地区，气田开采效果良好，是全国多产层立体高效开发的典范，该区块在1996年被中国石油天然气总公司评为“高效优质开发气田”。
基于此，笔者通过对铁山气田南区块开发过程中采用的技术手段进行了系统的分析、总结，以资对比相类似气田开发的经验。
1 基本情况1.1 概况铁山气田南区块位于四川省达州市达川区境内，属于四川盆地川东褶皱带华莹山构造带北侧的不对称背斜构造，南区块位于该构造带南高点（图1）。
气田开发面临问题与解决对策
气田开发面临问题与解决对策为了获得更大的经济效益，满足油气田后期产能需求，油气田开发新技术的优化不可避免，这种油气田开发新技术的优化是保障油气田开发效果不断提高的基本要求。
通过优化油气田开发新技术，综合运用各项最有效的开发技术，对于不同地质环境、构造条件的实际开发区块采取不同的开发方案，提高油气田的开发效果。
标签：气田;开发;对策目前开采技术的研发进入到关键阶段，技术水平比较高，且革新比较快，不断的进行创新，加强管理，提升经济效益，促进气田整体水平的提升，逐步的完善管理并且实现开发目标，为我国资源的开采应用提供了切实可行的方法。
一、开发难度1储层砂体是连续的，但是有效的储层砂体缺失分散布局的，含气性以及砂岩的位置、厚度都不具备关联性，导致了开采工作无法顺利进行。
2地震波速度横向变化比较小，主要是因为横向地层上的地震反射较为迟缓，地震的方法来进行储层的预测难度较高，并且比价不容易确定井位。
3气井压力会迅速下降，单井无法实现稳定性进行，从试井中可以发现，储气层通透性比较差，单井难以有效控制储量。
对于小井距、密集网的气田井，应该根据常规方法确定，其会直接影响开发经济效益。
二、气田开发的措施研究1页岩气压裂技术的优化1.1网格状压裂技术优化针对网格状裂缝发育规律结合网状压裂机理对油气田开发方案进行研究，优化网格状压裂设计方案，评估现场压裂效果，评价压裂后的产能，根据产能及时调整设计方案。
1.2混合压裂技术优化混合压裂技术主要应用于页岩气田，在对页岩气储层进行压裂的过程中，要研究页岩气储层特征，分析应用混合压裂技术的可实施性，评价压裂效果，在压裂前对压裂效果进行分析、模拟，预测混合压裂技术对储层改造作用的影响大小，针对不同的储层性质优化混合压裂技术，采用混合压裂现场试验研究，以期混合压裂技术能提高产能。
1.3同步多井压裂技术优化多口井、多目标压裂技术的使用，应该建立在以气藏参数为依据的地质数据模拟的基础上，对要进行同步压裂的井进行分析、评价，评估多口井同步压裂的可行性。
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气田高效开发与效益评价技术摘要：针对榆林气田的特点，基于气藏地质研究，从开发总体思路和模式、钻井、气藏工程、工艺技术、经济评价等多方面探讨、论证了高效开发技术。
坚持“效益优先、优中选优、滚动开发”的原则，贯彻“勘探开发一体化”、“勘探向开发延伸、开发向勘探渗透”的基本思路，进行产能建设，扩大开发规模；深入进行动态分析，分类评价气井稳产能力，核实气井产能，强化对低产井的管理措施；通过理论计算得到某些动态监测技术指标；重视各环节的经济评价工作。
在制定气井效益分类标准和确定效益状况评价指标的基础上，采用多项评价指标分析气田效益形势，为气田的效益评价工作奠定了基础。
关键词：榆林气田气藏工程动态分析开发效益评价引言榆林气田南区已滚动开发6年，至2005年底建成20×108m3/a产能，目前投产井172口，成为鄂尔多斯盆地继靖边气田之后的又一大型气田，是国家天然气生产的又一重要基地。
在当前市场经济环境条件下，气田开发力求降低成本，提高效益。
榆林气田属于低孔、低－中渗、低产为主的气藏，非均质性较强，且为多层系，以山2气藏为主，下古马五气藏次之，局部还有石盒子、山1、本溪等储层。
这类气田开发难度较大，总体上按照油田公司的“效益优先，优中选优，滚动开发，逐步完善”的开发思路和原则，以地质研究、地震评价、试井分析、生产动态分析等多学科研究成果相结合，优选有利开发区，按照初步开发方案部署的井网形式，在优选的有利开发区内逐步展开部署开发井。
如此不断滚动开发，逐步扩大开发规模。
高效开发气田，实质就是以“少投入、低成本”而达到“多产出、高利润”的目的，与此同时，应努力提高采收率，最大程度地采掘、利用地下自然资源。
本文从以下几方面探讨榆林气田高效开发和效益评价。
1 气田基本地质特征主力气藏山2构造为一宽缓西倾斜坡，坡降3～10m/km，在单斜背景上发育多排近北东向的低缓鼻隆，鼻隆幅度一般10～20m，宽度3～6km,这种鼻隆构造对山2气藏不起控制作用；而是由于岩性致密或相变的洪泛平原及分流间湾泥质沉积形成侧向遮挡和岩性变化的阻流带；纵向层间的砂质泥岩、纯泥岩的封盖能力强，构成直接盖层。
山2气藏为典型的岩性圈闭气藏。
山2段沉积相属河控浅水三角洲沉积体系的三角洲平原和三角洲前缘亚相，分流河道或水下分流河道是有利储层发育的主要沉积微相，以含砾粗砂、粗砂、中砂岩为主。
山2砂体基本沿南北向呈带状分布，砂体厚度0.9～25.8m，平均12.6m，在区内由北而南沿陕119井—陕215井一线发育一条主体砂带，向南湖岸线附近砂体形态成鸟足状向水体方向展开，在平面上，厚度大于15 m的砂体分布较广泛，连续性好，集中于气田中部和西南部。
山2段大致经历了晚成岩A期阶段，主要成岩作用有机械压实作用、胶结作用、不稳定矿物的溶蚀作用及构造破裂作用。
中－粗粒石英砂岩中石英含量高，岩屑和杂基等含量低，抗压实能力强，部分原生孔隙保留下来形成残余粒间孔隙，利于后期孔隙流体的流动和次生孔隙的形成，物性好。
有效储层为砂岩中的粗岩相，粗岩相主要分布在心滩、河道下部等沉积微相，心滩微相的物性又好于河道砂体。
2 气田高效开发技术2.1 加强动态分析，气井分类开发管理，提高单井利用效益气井（藏）动态分析是气田开发管理的核心工作，它贯穿于气田开发的始终。
只有及时分析气田开发动态特征，掌握气田动态变化规律，才能采取对应适宜、有效的开发管理技术方法和措施，达到科学、高效开发气田的目的。
榆林南区通过6年的滚动开发实践，初步形成了适合本气田的一套动态分析技术，当然，随着气田开发的进程及动态特征的变化，该项技术还有待进一步发展、完善。
在开发初期，适当提高单井产量生产，无疑十分利于减少初期投资和降低成本、增加销售净现值、加快资金周转和回收、提高利润，利于排出井筒污染物、疏通地层、改善渗流条件、阻止或减缓水化物的生成等，使气井持续正常生产。
但不能盲目提高产量，应有一定限度。
如果气井产量过高，生产压差过大，将带来压力下降快、非达西渗流现象严重、速敏效应现象增强、产水量增大等不利结果。
因此，加强动态分析和产能评价工作，适时调整气井工作制度。
根据榆林南区已投产气井的静、动态资料，对气井进行分类，在加深各类井动态分析的基础上，以产能试井、压差曲线法、当前稳定单点法、有关理论计算、数学模型预测法等核实气井产能，确定合理配产（或工作制度），在用气高峰期适当提高产量生产（放大压差），以满足高峰用气的需要。
实际生产动态反映出，榆林南区大部分气井稳产状况良好或较好，仅物性相对较差的低效井需小产产量或间歇生产。
由于气井储层物性、动态反映差异较大，因此，对气井进行分类开发管理是科学、合理的。
以气井静、动态特征相结合进行分类。
将榆林南区气井分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ，其中Ⅰ类井38口，所占比例22.1﹪，Ⅱ类井74口，所占比例43﹪，Ⅲ类井60口，所占比例34.9﹪。
Ⅰ类井多处于主砂体带上，储层物性好，生产动态显示好，产能高，稳产能力强，此类井是气田的主力气井，在供气高峰时能够在短时间内起到快速调峰的作用。
Ⅱ类井多处于厚石英砂岩区附近，储层物性中等，产能一般，稳产能力一般，此类井依据核实产能，以合理配产稳定生产。
Ⅲ类井多处于主砂体的边部，储层物性较差，产能较低，多为低产低效井，稳产能力较差，投产后，压力下降快，压降速率较大，生产压差较大，部分井需小产量间歇开采。
易出现井底积液现象，关井压力恢复缓慢，恢复程度低。
为了合理高效开发低产井，我们将地质与工艺技术相结合。
根据气井的生产动态、地质特征，结合泡沫排水采气、井下节流等工艺技术，分类分析气井生产动态，优化气井生产制度，以达到“力求保持连续（稳定）生产”的目的，将Ⅲ类井分为A、B、C三种类型。
A类井25口，所占低产井总井数的41.7％，采气贡献率占69.2％；B类井12口，所占低产井总井数的20％，采气贡献率占18.5％；C类井23口，所占低产井总井数的38.3％，采气贡献率占12.3％；B、C类气井，多处于主砂体的边部，控制面积较小、储层物性差、有效厚度低等特征，目前均以0.5×104m3或0.2×104m3进行生产。
为了进一步实现低产井的精细管理，根据C类气井实际生产情况，将C类井细分为“长开短关”、“长关短开”、“冬季长关、夏季间开”三类。
依据动态特征制定相应的间歇生产制度。
“长开短关”型气井连续生产时间相对较长，单位套压压降产气量相对较高，稳产能力相对较好；“长关短开”型气井连续生产时间较短，单位套压压降产气量较低，稳产能力较差；“冬季长关、夏季间开”类气井由于储层物性差，非均质性强，产能低，连续生产时间短，且冬季生产成本高，因此，此类井冬季关井测压，夏季间开生产，以达到有效开发的目的。
通过对低产井进行开发技术研究和科学化、精细化、差异化管理，大大提高了低产井的综合开发效率。
相同时间内的累计产气量提高 4.8％，单位压降产气量提高109.8％，气井开井时间提高69.5％，井堵频次下降46.8％，甲醇消耗量下降56.1﹪。
榆林气田通过对低产井加强技术攻关和现场管理力度，将间歇井调整为小产量连续生产井，实现了低产井生产管理的六个有利：有利于提高气井的连续开井生产时间；有利于提高低产气井的储量动用程度及最终采收率；有利于保护储层，降低压敏、速敏、水敏等效应，预防气井出水；有利于合理利用地层能量，减少非达西效应；有利于减少井堵次数，减少气井甲醇注入量；有利于降低员工劳动强度，实现减员增效；有利于提高气井安全生产水平，降低安全风险，最终达到科学合理开发低产气井的目的。
2.2 采取气藏工程手段简化动态监测工作量动态监测是气田开发过程中的一项基础工作，通过动态监测，录取气田开发过程中的各项动态资料，为生产管理及各项科研工作提供依据、奠定基础。
针对低渗透气田的特点，结合当前开发的新情况、新问题及未来发展趋势，每年都应提出适宜的动态监测方案，并严格实施，录取合格、准确的气田开发动态资料。
动态监测工作量大，而且在某些动态资料测试、录取过程中，往往由于这样那样的因素或原因，导致无法测试或取得合格动态资料，因此，在某些方面，可以适当通过理论计算弥补动态监测的不足，同时也适当简化动态监测工作量。
在榆林气田滚动开发建产初期，就着手建立动态监测系统，为了降低气田开发成本，按照《天然气开发纲要》的相关要求，以满足气田生产管理及科研需求为目的，坚持“少而精”的原则，部署、安排每年动态监测工作量。
至目前已基本形成了适合本气田的动态监测系统，当然随着气田开发的进程及开发形势的变化，动态监测系统还应相应地进行调整和完善。
榆林气田动态监测主要包括：新井原始地层压力测试、气井目前地层压力测试、建立观察井、井底流压测试、产能试井、不稳定试井、生产测井、气井流体监测等。
2.2.1 气体垂直管流法计算地层压力、井底流压低渗透气井关井压力恢复缓慢，一般需要关井恢复3个月以上、甚至半年以上，才能得到较稳定的当前地层压力。
这不仅影响气井的正常生产，而且不能及时获得稳定地层压力资料（矿场往往关井时间较短而导致测试的地层压力偏低），进而影响产量任务的完成及有关科研工作的进度。
另外，测试井底流压时，往往由于井筒遇阻（水化物影响等）致使压力计下不到气层中部、或者压力计计量失准，而得不到可靠井底流压。
因此，在气井压力监测的基础上，适当利用气藏工程手段计算地层压力和井底流压，既弥补了压力测试的不足，又减少了测试工作量。
气体垂直管流法是计算气井地层压力、井底流压的有效方法，计算结果较准确、可靠。
该方法是应用气井关井的稳定井口压力等资料来计算地层压力；或根据稳定生产动态资料（稳定产量和稳定井口油压等）来计算稳定井底流压，进而结合稳定产能方程得到地层压力。
实践证明，利用气体垂直管流法计算气井地层压力、井底流压简便易行、结果可靠。
另外，基于气井系统试井原理，在气井正常生产过程中，至少改变三次工作制度（产量由小到大），要求每一工作制度生产至稳定状态。
根据气井产能方程通式，利用至少三组对应稳定的产量、井底流压，联立产能方程组，求解该方程组，便得到当前可靠的地层压力，同时得到稳定产能方程和无阻流量。
地层压力、井底流压测试一次费用0.55万，通过利用理论方法计算地层压力和井底流压，大大降低了动态监测费用，每年理论计算30多口井的井底流压，可以节约测试费用16.5万元。
榆林气田东部及西部局部井区为低渗低产区，对于低渗透气藏，低渗透气井关井压力恢复特点是：关井初期压力恢复较快，随着关井时间的延长，压力恢复越来越缓慢，要恢复至稳定需要相当长的时间，一般需要关井3个月、甚至更长的时间，这无疑大大影响气井的正常生产。
事实上，在气田正常开发过程中，为了不过多影响气井正常生产和节约气田开发的动态监测费用，榆林气田采用理论计算方法来确定地层压力，进一步计算气井动态地质储量、生产压差等，每年利用理论方法计算40多口井的地层压力，可以节约测试费用22万元。