气藏工程管理规定

气藏工程管理规定目录第一章总则 (1)第二章气藏评价 (2)第三章地质与气藏工程方案 (4)第四章方案实施 (10)第五章开发动态监测 (11)第六章开发过程管理 (14)第七章技术创新与应用 (20)第八章附则 (21)第一章总则第一条为规范气藏工程管理，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》，制定本规定。

第二条气藏工程管理以地质研究为基础、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。

第三条气藏工程管理的任务是在气藏评价和气藏开发过程中，深化气藏认识，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，确保气田取得好的开发效果。

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“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（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阶段开展的气藏地质与气藏工程研究，主要内容包括气藏地质特征描述、地质模型建立、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。

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。

开展储层沉积微相和成岩作用、储层展布、储层物性及孔喉结构、裂缝发育及分布、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）在气藏开发评价第一阶段，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提供基础。

（二）在气藏探明储量和取得试采成果基础上，深化气藏特征的认识，建立气藏地质模型，为地质与气藏工程方案编制提供基础。

第九条储量评价。

充分利用勘探资料及开发评价过程中新增的静动态资料，开展可动用地质储量评价、可采储量评价。

（一）可动用地质储量评价。

根据探井、开发评价井资料及气藏地质特征描述成果，采用容积法按储量计算单元计算天然气地质储量。

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，评价储量可动用性，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。

（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，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，开展储层敏感性分析、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，包括气井产能及其影响因素、地层压力变化特征、地层的连通性与井控储量、地层水的活动性等。

以气藏评价结果为基础，结合天然气生产经营工作需要，编制地质与气藏工程方案。

第三章地质与气藏工程方案第十二条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。

第十三条地质与气藏工程方案设计应遵循的原则，是以经济效益为中心，采用先进适用工程技术，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，提高单井产量和气田稳产水平，促进气田安全开发，保障气田合理开发指标的实现。

第十四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（水驱指数小于或等于0.1）气藏采用天然能量衰竭式的开发方式。

（二）中～强水驱（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、凝析油含量及相态特征、开发技术、经济效益等方面，选择合理衰竭式或保压的开发方式。

（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，论证油气开采次序。

第十五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，充分利用地层能量，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，具备一定规模的产能。

（二）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、分层采气等工艺技术，在保障安全生产的前提下，优化开发层系。

第十六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、井距及井网。

（一）井型。

根据气藏地质特点与开发要求，确定气藏合理井型。

（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。