第二讲气田开发总论资料
【全文】油气田开发概论第2章、油藏工程基础
心井参数落实，精度>70% ——制定开发方案的依据
一级储量：探明储量（开发）：第一批生产井（基础井网） 参数落实，有生产资料，精度>90%）
——生产计划、调整方案的依据
五、油藏驱动方式及其开采特征
了解油藏特性，预测未来动态，必须掌握有关油藏驱动机理的相关知识。
（二）油田开发指标
——在油气田开发过程中，人们定义一系列说明油 田开发情况的数据。
1、采油速度：年采油量与地质储量的比值，％。衡 量油田开采快慢的指标。
2、采出程度：油田某时期累积产油与地质储量的比 值，％。衡量油田储量的采出情况。
3、采收率：油田开发结束时的累积产量与地质储量 的比值，％。衡量油田开发效果的指标。
六、井网与注水方式 正形井网系统 以正方形井网为基础，井距：a；井距＝排距
A、直线系统
M＝1：1 F＝2a2 S＝a2
六、井网与注水方式
B、五点井网 M＝1：1；F＝2a2；S＝a2 C、反九点井网 M＝3：1；F＝4a2；S＝a2 D、反七点井网 M＝2：1；F＝3a2；S＝a2
七、井网部署
1、划分开发层系的意义
(1)有利于发挥各个油层的作用，为油层比较均衡 开发打下基础，减少层间矛盾 (2)提高采油速度，缩短开发时间 (3)提高注水波及体积，提高最终采收率 (4)适应采油工艺技术发展的要求
（一）合理划分开发层系
2、划分开发层系的原则
(1)把特性相近的油层组合在同一开发层系，以保证各油 层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少层间矛盾。
(2)一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田 满足一定的采油速度，并有较长的稳产期。
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。
气田开发技术
兴利除弊，还有两种治水措施：
1)俄罗斯奥伦堡气藏，裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层，与我国威 远气田极为相似，在地层水活跃的断裂带、裂缝发育带用高 分子聚合物粘稠液建立阻水屏障，变水驱为气驱。
以三口井为一组，井组与水侵方向垂直，井排两边的井为 排水井，中间井注入粘稠液，它由聚丙烯酰胺与排出的地 层水按比例配成，用过硫酸胺作聚合反应的引发剂，用醋 酸盐类作抑制剂。 在注入井与排水井间建立一定压差后，就能使注入的粘稠 液只进入有地层水侵入的高渗透层中，从而建立阻水屏障。 若不建立阻水屏障，稳产期仅6年，采收率也仅为40%，建 立了阻水屏障后，稳产期为22年，采收率高达93%。
2）俄罗斯柯米自治共和国西萨帕列克凝析气田于20世纪 90年代初就实施了9口井，6口有效，该气田埋深42004300m，地层渗透率5-100×10-3um2 ，孔隙度6-17%，原始 地层压力35MPa，现行地层压力10-15MPa。
3）得到的认识是： （1）地层压力低于最大凝析压力（处于正常蒸发区）时， 气井处理效果比高于时好。 （2）未发现有大量析出凝析油蒸发现象，主要增产机理是 净化近井地带，把凝析油挤向地层深处，原则上处理半径 应在15-20m（视现行地层压力，即地层能量定）。 （3）产量降低原因主要是由于反凝析液污染引起的。 （4）操作变量都要优化，施工前要搞实验研究和注气设计。
2)欧洲北海开展了注N2开发水驱气藏与凝析气藏的研 究。在水层或气水界面处注价格低廉的N2，形成N2气 段塞，可提高采收率30-50%。经研究，该气藏的最佳 N2段塞为0.4HCPV（烃类孔隙体积）。
3、发展水驱气藏后期“二次采气”技术
在水淹气藏中，可采用人工举升助排工艺、结合自喷 井带水采气排出侵入储气空间的水和井筒积液，使部 分“水封气”解堵，变为可动气而被采出，称“二次 采气技术”，约可提高采收率10-20%。 大量排水涉及生态环境保护，影响气田开发经济效益。 俄罗斯乌连戈伊、梅德维日、雅姆布尔等巨型气田地 层剩余气储量中有75%集中于水淹区中。 戴尔-萨尔基萨夫教授及其同事们提出水驱气藏注N2开 发水淹气藏的设想，作了大量实验研究，针对梅德维 日巨型气田作了数值模拟研究。
气田与凝析气田开发基本原理和方法
3
4 5 6
鄂尔多斯
东海 柴达木 松辽
10.70
5.10 2.63 1.80
2.90
2.48 0.86 0.76
9
10 11 12
渤海湾
以上小计 其它盆地 全国合计
2.16
45.09 10.80 55.89
0.62
18.43 3.60 22.03
1.油气田开发科学技术发展趋势
表2 中国天然气资源探明程度统计表 序 号 1 2 3 4 5 6 盆地名称 松辽 渤海湾 四川 鄂尔多斯 柴达木 塔里木 盆地面积 （104km2） 25.54 14.45 19.00 25.00 12.10 56.00 天然气资源量 探明地质储 （1012m2） 量（108m3） 1.80 2.16 7.19 10.70 2.63 11.34 1937.79 2659.41 14567.71 17473.34 2900.35 8622.39 探明率 (%) 10.75 12.31 20.26 16.33 11.03 7.60
（108m3）
气层气 生产量预测 溶解气 全国总计
2004-2010年 平均年新增天然气探明地质储量 2500~3000×108m3 2011-2020年 平均年新增天然气探明地质储量 1500~2500×108m3 2004-2020年 累积新增天然气探明地质储量 3.25~4.6×1012m3
1.油气田开发科学技术发展趋势
2010
133762 70493 52.7 44873 33.5 8695 3657 6.5 2006 844 1.5 7258 2927 5.8
2020
182517 84688 46.4 65616 35.9 11864 5302 6.5 3650 1631 2.0 16792 6335 9.2
气田开发
前
*世界天然气开发技术发展简述
言
我国天然气工程技术发展现状和世界发展趋势
1)提高天然气和凝析油采收率技术 2)现代试井技术； 3)测井技术 ； 4)综合天然气上下游一体化的气藏数值模拟技术； 5)水平井、深井技术； 6)非常规天然气利用技术。
前
言
天然气是指在不同地质条件下生成、运移，• 并以一定压 力储集在地下构造中的气体。我国是世界上最早发现、开采 和利用石油及天然气的国家之一。据史料记载，已有三千多 年的历史。早在周代(公元前1122--770年间)的<<易经>>上就 有了“上火下泽、火在水上，泽中有火”等记载，到了秦、 汉时期，在今陕北、甘肃、四川等地区就已发现了石油和天 然气，并用来点灯照明、润滑、防腐和煮卤熬盐。
欧洲（包括苏联）
亚洲（印度尼西亚、马来西亚、日本、韩国等）
前
*国际天然气市场概况
言
天然气将成为21世纪的主要能源
前
言
天然气将成为21世纪的主要能源
*天然气储量增长大于石油储量增长
前
*天然气资源现状
言
我国油气资源和天然气工业发展前景
资源比较丰富储量稳步增长但探明程度较低
产量快速攀升仍不满足需求缺口越来越大
资源分布不均衡勘探开发难度大 *制约中国天然气产业发展的主要问题
基础设施薄弱管网建设落后
市场体制不够完善市场由供方主导 监管体系和国家法规不健全
前
*天然气资源现状 油气资源潜力很大
言
我国油气资源和天然气工业发展前景
储采状况大幅度改善，为气田开发及上产提供了物质条件
天然气开发已形成了系列配套技术 中国天然气看好
前
言
石油工业是国家的支柱产业，其主要目的任务是将地
油气田开发概论第2章、油藏工程基础
三、油田开发方案的编制
制定和选择合理开发方案的具体原则：
（1）在油田客观条件允许的前提下，高速地开发油田， 以满足国家对原油日益增长的需要。 （2）最充分地利用天然资源，保证油田的采收率最高。 （3）具有最好的经济效果。 （3）油田稳定生产时间长，即长期高产稳产。
（一）合理划分开发层系 划分开发层系：就是把特征相近的油层组合在一起，用独立
B、环状切割注水：注水井按照环状分布，
水井布在0.4R处。
C、中央注水：沿R：200～300m周围上布
4～6口注水井，中央布1～2口油井。
六、井网与注水方式
3、面积注水：把注水井按照一定的几何形状均匀地布置
在整个开发区域上。 ——切割注水的极限形式
面积井网布置系统
特征参数： M——生产井数与注水井数之比； F——每口注水井控制的面积； S——钻井密度（每口井的控制面积）－井网密度。
合理的注采井网和井网部署要满足以下条件： ★有较高的水驱控制程度； ★要适应油层的渗流特征，达到一定的采油速度； ★保证有一定的单井控制储量； ★有较高的经济效益。
八、油田开发调整
油田开发调整的原因？
1、初期的井网比较稀； 2、初期的开发方案主要以主力油层为对象； 3、油藏的开发状况不断随着开发时间的变化而变化， 开发的条件也在发生变化。
三、油田开发方案的编制
什么是油田开发方案？
——在深刻认识油气田地下情况的基础上，正确制定 油气田开发方针与原则，科学地对油气藏工程、钻井 工程、采油气工程、地面建设工程以及投资等进行设 计和安排，对油气田开发作出全面规划和部署。包括 初步开发方案和正式开发方案。它是指导油气田开发 工作的重要技术文件。
油田勘探和开发应遵循的方针是：
第二讲气田开发总论
表2－2 气藏的储层物性分类
类别 亚类 孔隙度 （％） 渗透率 （10－ 3um2） 产出物 采气 条件 采油 条件
高渗透层 （I）
特高渗 （I1） >25 高渗（I2） 20~25
中渗透 层（II） 中渗 20~25
低渗透层 （II）
较低渗 低渗 （III1） （III2） 15~20 8~15
类型
中含CO2
特高含CO2
CO2 <0.01 （%）
10.0~ 2.0~<10.0 50.0
50.0~<70.0
≥70.0
表2－8 微含 低含N2 N2 2.0~ <5.0
含N2烃类气藏分类 高含 N2 N2 气藏
类型
中含N2
特高含N2
N2 <2.0 （%）
10.0~ 5.0~<10.0 50.0
8、多专业、多系统协调优化，制定总体开发方案。
9、不断实践，不断认识按照气藏开发阶段性部署和 调整。加强经常性动态监测、分析和管理，对开 发全过程实行有效控制。 10、积极发展有针对性配套的开采工艺技术，不断 增强气藏开发的实力。
第二节 气藏开发方案编制中 的重要问题
一、我国气田、凝析气田的分布
相泥岩气和碳酸岩气；无机成因的CO2和N2气。煤
成气的探明储量已增加到57％。
东部主要为湖相泥岩气、煤成气、浅层生物气。
东部和近海还发现28个CO2气田。
3、气田的层位分布
新生界、中生界、上古生界、下古生界和 元古界分别占探明地质储量的38％、17％、
30％、13％和2％，按储量大小依次为第三系、 石炭系、奥陶系、三叠系、第四系、白垩系、 二叠系、侏罗系和震旦系。泥盆系、志留系和 寒武系尚未获得天然气。 大中型气田以第三系、奥陶系、石炭系、第 四系和三叠系为主。
气田及凝析气田开发4-2
t2时刻 1 p1(t2 ) 2 p2 (t2 ) G p1(t2 ) G p2 (t2 )
α1、α2
由
G
Vp
TSC pScT
pi Zi
pi
ZiBiblioteka 每个气层的储量G1、G2由 1 p1 G p1 qn
或 2 p2 Gp2 qn
层间窜流量qn
3、有三层或更多气层同时开采 对每个气层可分别写出储量计算公式
第二节 压降法计算气藏储量
●储量计算最常用的方法
-容积法和压降法
S、h、φ、 Sg、Bg
●求G
●分析气藏动态 ●判别驱动类型 ●预测产量指标
一、气驱气藏物质平衡方程式
●基本假设
1、Vp=const，T=const；
2、在任意时间，整个气藏内的压力处于平衡状态；
3、气藏储层物性是均一的，各向同性的,而且天然气 性质是均一的；
128
0
50
100
150
200
Gp（108m3）
注意 弹性水驱气藏的压降储量线也会发生上翘， 只是其气层能量补给来自地层水
四、压降法储量和容积法储量的关系 理论上应当一致，但实际往往存在差异 1、影响容积法储量计算精度的因素
●含气面积。确定含气面积常用气水界面预 测和地震资料解释成果来圈定，会造成一 定的误差。
1、直线型
气藏在开采过程
中p/Z～GP自始
至终呈直线关系 ，反映气驱定容 气藏的特性。
Gp
如四川相国寺石炭系气藏压降储量线
视 30 地 层 压 20 力
p/Z （MPa）10
10 20
42.51
30 40
50
Gp（108m3）
●气藏的特点
天然气开发与管理
天然气开发与管理第一章：天然气开发介绍天然气是一种难以替代的清洁能源，广泛用于家庭、工业和发电。
而天然气的开发涉及地质勘探、钻探及开采等多个环节，且具有高成本、高风险和投资周期较长等特点，因此需要进行高效的管理与运营。
第二章：天然气勘探与开采天然气的开采与勘探将直接影响气田的产量和可利用年限，因此需要进行严密的工作计划与管理。
钻探技术的改进以及步骤的优化可以提高采收率、减少投资风险和缩短钻探周期。
特别是，采用智能化技术对气井进行实时监测与维护，能够提高气井的安全性和稳定性，从而进一步提高生产效率。
第三章：天然气输送与储存天然气输送和储存系统的设计与管理，对于维护燃气管道系统的稳定性、实现能源转移和储存就具有重要意义。
如何合理规划天然气运输路线和站点，以及适当储气库数量的设置和容量的挑选，将决定天然气的实际输送能力和安全性。
第四章：天然气贸易与定价随着天然气市场逐渐开放和全球化，天然气的贸易与定价也变得愈发复杂。
对于天然气的市场价格需要根据国际能源市场的变化、产量、消费量和供需关系等因素进行全面、科学分析，合理制定天然气的购买与销售价格。
同时，根据不同的合同条款、采购模式和风险偏好等因素，对天然气合同进行深入分析、评估和管理，以保证各方利益平衡和风险控制。
第五章：天然气环保与安全管理天然气开采、输送、燃烧等环节都可能对环境、生态和人类健康产生潜在的危害，因此需要强制执行严格的环保与安全标准和规定，保证企业的社会责任和可持续发展。
而智能化技术、人工智能等新兴技术的应用，将为天然气环保和安全管理提供更为有效和便捷的解决方案。
第六章：天然气数据与信息管理随着天然气行业不断发展和信息技术的不断进步，天然气数据和信息资料的管理尤其重要。
关键的能源数据，尤其是关于气田勘探、钻探数据和气井监测、储气库容量等关键参数，将直接影响企业的决策效率和投资决策。
因此需要进行与科技的结合，运用大数据分析、云计算等新技术进行数据管理、传输和分析，以更好地开展管控工作，推进企业的数字转型。
天然气田的开发和利用
天然气田的开发和利用天然气田的开发和利用是现代能源领域中一个重要的领域，它不仅可以为人类的生产和生活提供清洁、高效的能源，而且可以有效地缓解能源供需矛盾，为全球可持续发展做出重要贡献。
天然气田作为一种重要的能源资源，具有丰富的资源量、较低的污染排放和广泛的应用领域等特点。
随着全球经济的发展和人们对清洁能源需求的提高，天然气田作为一种清洁、高效的能源资源，越来越受到人们的青睐。
天然气田的开发和利用涉及到多个方面的技术和管理，包括地质勘探、开采作业、天然气加工和利用等。
其中，天然气田的开发和利用在我国已经取得了举世瞩目的成就，为我国能源产业的发展做出了重要贡献。
在地质勘探方面，我国天然气田的地质勘探技术不断提高，已经探明了大量的天然气地质资源，为天然气田的开发和利用奠定了坚实的基础。
在开采作业方面，我国天然气田的开采技术也不断提高，已经实现了从传统的手工采气到现代化自动采气的历史性跨越，使得天然气田的开采效率得到了大幅提升。
在天然气加工和利用方面，我国已经形成了较为完备的天然气加工和利用体系，包括天然气管道运输、天然气的压缩和液化、燃机和汽车燃料等多个领域。
此外，我国还在积极探索天然气作为一种新的清洁燃料，用于替代传统的高污染燃料，推动清洁能源的发展。
天然气田的开发和利用面临着诸多挑战，包括地质条件复杂、技术难度大、安全环保要求高等。
但是，随着科技的不断进步和社会的可持续发展理念，天然气田的开发和利用将会变得更加成熟、安全和环保。
总之，天然气田的开发和利用是一种重要的能源形式，它有助于缓解能源供需矛盾、减少环境污染、促进经济发展等。
我们应该积极探索天然气田的开发和利用，推动清洁能源的发展，实现能源的可持续利用和全球可持续发展。
油气田开发概述分析ppt课件
勘探阶段：
地球物理
地震 其它方法
地球化探 钻井
岩芯岩屑 实验室分析
测井 试油试采
流体 流体运动规律
开发阶段：
地球物理
地震 其它方法
地球化探 钻井
岩芯岩屑 实验室分析
测井 试油试采
流体 流体运动规律
▲ 红色表示在不同的油藏描述时期，所侧重的油藏描述的手段和方法
6
1、油藏描述--方法 第一部分 油藏工程
窜通，形成油气通道；安装井口，控制油气流，以利于钻进和生产。
18
第三部分 采油工程
采油工程是通过生产井和注入井对油藏采取的各项工 程技术措施的总称。
它所研究的是可以经济有效地作用于油藏，以提高油 井产量和原油采收率的各项工程技术措施的理论、工程设 计方法及实施技术。
采油工程的任务是通过一系列可作用于油藏的工程技 术措施、使油、气畅流入井，并高效率地将其举升到地面 进行分离和计量。
采收率：25~45%
采收率：45~70%
10
开发井网的部署
开发层系、布井 方式和井网密度 的论证必须适应 油藏地质特点和 流体性质，充分 动用油藏储量， 使油井多向受效， 这样波及体积大， 经济效益好。
第一部分 油藏工程
11
第二部分 钻井工程
油井是为开采石油，按油田开发规划的布井系统所钻的孔眼，石油由井底上升到井口的通道。一般油井在钻达油层后，下入油层套 管，并在套管与井壁间的环形空间注入油井水泥，以维护井壁和封闭油、气、水层，后按油田开发的要求用射孔枪射开油层，形成
25
1、自喷采油
利用油层本身的能量使地 层原油喷到地面的方法称为自 喷采油法。
自喷采油原理：主要依靠 溶解在原油中的气体随压力的 降低分离出来而发生的膨胀。
气田及凝析气田开发4-2
Z
Zi
G
p ec f ( p～i pG)p在普通坐标上呈直线关系 Z
p/Z ●1代表不变形储集层的压力降线
●2代表弹性变形储集层压力降线
●若用线2初始段延长线3外推得 到的原始探明储量会偏高
3
1
2
Gp
2）动态储量的计算 ●动态储量和静态储量
-静态储量：容积法计算的储量
-动态储量：根据气藏开发过程中试井和生产 资料等动态资料，采用动态分析的方法计算 的储量 （1）动态储量计算方法 压降储量计算方法（物质平衡计算法）、弹 性第二相法、不稳定晚期法、压力恢复分析 法、生产资料拟合法等等
井绝对无阻流量大。因此把气井绝对无阻流 量直接标在气藏井位图上，就能看出气藏储 层性质均一程度的分布。
卧龙河气田 Tc51气藏产能 分布等值图
3、气藏驱动类型的判别和动态储量计算
1）气藏驱动类型的判别
（1）砂岩气藏 储集层孔隙骨架弹性膨胀忽略不计，天然气 采出主要靠自身弹性能量的膨胀。 物质平衡方程式
p2 pi2 p2
（4-50）、（4-51）式可写成
1 p1 G p1 qn 2 p2 Gp2 qn
（4-52）
1 p1 2 p2 G p1 G p2
（4-52a）
●如何求各气层储量G1、G2 以及窜流量qn？
1 p1 2 p2 G p1 G p2
t1时刻 1 p1(t1) 2 p2 (t1) G p1(t1) G p2 (t1)
第三节 气藏动态分析
●气藏动态分析 在气藏投产以后，用气井生产、试井和测 试资料，分析气井、气藏的生产特点，研 究气藏开发过程中所暴露的主要矛盾，不 断加深对气井、气藏的开采特征与规律的 认识，为编制开发、调整挖潜方案、气井 增产措施和生产计划提供依据。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
7、开发的效益性
◆气藏采收率高
◆定容封闭气藏采收率达50－90％，平均85％◆水驱气 Nhomakorabea35－65％
◆有不同开发程序、井网部署、层系划分、动
态特征和采气工艺技术
8、钻井工艺复杂性
◆压力控制要求高 ◆井身结构耐压、严密性要求高 ◆气体喷射迅猛性 ◆含H2S和CO2的腐蚀性
9、气井开采安全性
◆井身结构、井口、井场设备耐压高，密封性 要求高 ◆防火、防爆、安全可靠性要求高 ◆专有水合物防治问题
♣控制高产区采气速度 / 低产区产气速度小于3
4、排水采气是封闭性水驱气藏提高采收率 的重要技术。
♦早期重视水文地质研究，及早认识边底水封闭性
5、勘探开发一体化是开发好复杂的中、小 型气田的开发程序。
6、严格控制水侵和有效防腐技术是含硫气 田高效开发的保证。
7、水驱气藏采收率高低主要取决于水侵 强度和废弃压力的大小。
第二讲 气田开发总论
主讲：李士伦（教授） 2004年3月
第一节 气田开发特点和规律性认识
一、复杂性
1、埋藏的隐蔽性和模糊性 2、地质情况复杂性、非均质性、非连续性、非有 序性 3、地质、生产信息的分散性、非确定性和跳跃性 4、开发过程的系统性 5、开发的风险性 6、地层流体渗流的复杂性（多相渗流、物化渗流、 非牛顿流体渗流、流固耦合）
二、特殊性
1、生气成因的广泛性
◆腐泥质和腐植质干酪根均可为生气母质 ◆陆相和海相地层均了产生 ◆深浅层均可产气 ◆气体类型众多 ◆气藏纵向分布窗口比油藏广泛得多
2、盖底层的严密性
◆要求比油藏高得多
3、气体显示的隐蔽性
◆综合方法才能发现气层
4、气体流动的活跃性
◆气体粘度比水小100倍，比原油小2－3个数量级 ◆高渗流速度带来紊流和惯性效应，近井带常破坏 达西渗流定律 ◆非线性渗流方程，更具复杂性
◆要脱H2S和CO2，符合国家气质标准
10、储存运输的系统性
◆气层－气井－矿场－输气干线－用户是紧密 相连的系统工程
◆要考虑昼夜和季节的气体调峰
特别强调：
1、气田开发受控于市场，产销双方关系密切。
2、输气干线是桥梁。
3、地层水对天然气开采影响不可低估，水驱气剩 余气饱和度在15－50％范围变化。
2、合理利用气藏能量，有效利用压力， 提高经济采收率和高效开发。
♦压力是气藏开发的灵魂 ♦能量损失的三个组成部分： ♣气层渗流阻力 ♣井筒摩擦阻力 ♣地面压力损失 三者损失达到最小，就会取得最高采收率
♦降低渗流阻力措施
♣改造气层，降低生产压差
♣确保单相气相渗流
♣强化气层保护和完井工艺 ♣优化射孔 ♣气井产量控制在产气方程直线段范围
2、气田类型分布
天然气成因类型很多，有煤成气、生物气、湖
相泥岩气和碳酸岩气；无机成因的CO2和N2气。煤
成气的探明储量已增加到57％。
东部主要为湖相泥岩气、煤成气、浅层生物气。
东部和近海还发现28个CO2气田。
3、气田的层位分布
新生界、中生界、上古生界、下古生界和 元古界分别占探明地质储量的38％、17％、
♦优选油管直径，降低井筒摩阻 ♣拉克气田 原摩阻损失占 Pi 29％ 放大油管127mm，摩阻仅占0.6％ Pi ♦确定合理的外输压力
♣罗马尼亚 特兰西尼亚盆地
采用4、2.5、0.9－1.4MPa 三套管网
3、在高渗区集中布井是非均质气藏合理的 布井方式。
♦高渗区采低渗区气，避免打无效、低效井 ♦中、低产区分布面积大和高产区面积较小的大 气田仅靠高产区气井开采不够
30％、13％和2％，按储量大小依次为第三系、 石炭系、奥陶系、三叠系、第四系、白垩系、 二叠系、侏罗系和震旦系。泥盆系、志留系和 寒武系尚未获得天然气。 大中型气田以第三系、奥陶系、石炭系、第 四系和三叠系为主。
4、大中型气田分布特点
1）多种类型天然气混合分布在同一气藏中
2）煤成气占重要地位
3）过成熟裂解气分布在四川和塔里木盆地 4）浅层生物气田主要分布在柴达木盆地 5）溶解气主要分布在松辽、渤海湾和准葛尔盆地 6）幔源无机CO2分布在东部盆地中
4、气体流动性好，开发井井距大于油藏。 5、输气管网把全国、本油气区、本气田形成一个 大系统。
6、编制开发方案前取得开发动态资料至关重要。
三、规律性
1、正确认识气藏地质和开发特征，这是 有效开发气藏的前提。
♦若在地质认识上发生了偏差，很强的技术实 力也不会有好的效果
♦开发初期不失时机录取各项资料，做到静动 结合 ♦大井距增加认识气藏难度
二、气藏分类
从性质上可以分为：勘探、开发和经济三个系列。 常用的有：圈闭（气储形态、构造形态、圈闭形态 和其它）、储层（岩石类型、储渗空间、储渗物性、 均质程度和孔隙结构）、天然气成因（物质来源、 生成母质和热演化程度）、气体组分组成（组分比 例、气体湿度、特殊气体）、相态特征（物理状态、 组合比例和赋存方式）、驱动类型（驱动力源、水 体类型、水体能量）、地层压力（压力系统、压力 高低）、物质基础（储量大小、气井产能）和工程 条件（埋藏深度、集输条件），共9种因素、27项 指标。 主要的6种是：圈闭、储层、驱动、压力、相态 和组分，其中储层和驱动又是更主要的因素。
♦气藏动态分析贯穿于开发过程始终
♦充分发挥气井双重作用——生产与信息的效能
10、工欲善其事，必先利其器
♦看准了科技项目，敢于花力气，花本钱，锲而
不舍，坚持到底
♦重视改造性技术，甚至胜于认识性技术
第二节 气藏开发方案编制中 的重要问题
一、我国气田、凝析气田的分布
1、地区分布
截止1998年底，中国陆上及近海海域气田总数为 321个，其中中型54个，大型15个，分布在中国东 部、中部、西部、南部和海域区，分别占已发现气 田总数的43％、39％、14％、1％和3％；占已探明 地质储量15％、47％、23％、0％和15％。
5、气体的压缩性
◆高压时要考虑气体偏离理想气体定律，用气体偏 差系数Z表示气体状态方程。
◆ P<14.14MPa(2000psi)时,渗流方程中压力用P2 表示。
◆ P>24.74MPa(3500psi)时，渗流方程中压力用P 表示,似液体，最好用拟压力函数表示。
6、开发的同步性
◆地面地下的一致性
♦方法有:
♣降低井口输压 ♣排液采气 ♣水平井开采 ♣二次采气
♣储层改造
♣优化射孔
♣早期整体治水
♣凝析气藏保压开发
8、多系统协调优化，制定总体开发方案。
♦多学科联合攻关 ♦因地制宜、先进适用技术
9、不断实践，不断认识，按照气藏开发阶 段性进行部署和调整，加强动态监测、分 析，对开发过程实行有效控制。