采气工程 第八章气藏动态监测、分析和管理
气藏工程(1)
互平行，且在纵坐标上二者的差值为0.301（即lg2对数周期)
3、裂缝—地层双线性流 在裂缝—地层双线性流阶段，压力和导数双对数曲线呈相
互平行的直线，且斜率为1/4，纵坐标差为0.602（即lg4)
4、地层拟径向流阶段
当流动达到拟径向流阶段后，其压力导数曲线为0.5水平线。与 均质径向流特征相同。
此阶段发展起来的产能试井方法便是人们所熟悉的“常规 回压试井”(Conventional back—pressure Testing)。国内又 称“系统试井”
常规回压试井产量压力序列图
PR
Pwf1
Pwf2
Pwf3
qg
q3
q4
Pwf4
q2
q1
时间 t
常规回压试井是以几种不同的产量生产( 一般为 四种产量)，并且每种产量都要持续到压力稳定
(二)、常规产能试井阶段（1929－1955年）
1929年美国矿业局的Pierce和Rawlins对气井产能试井方 法进行了基本研究工作。1936年被广泛应用。
Rawlins, E. L. and M.A.Schellhardt (1936). “Backpressure Data on Natural Gas Wells and their Application to Production Pratices”,U.S.Bureau of Mines,Monograph 7.
10000 ΔP2(MPa2)
反映零井底压力
1000
稳定产能
100 1
不稳定产能 绝对无阻流量
10
100
qg(104m3/d)
采气工程 第八章气藏动态监测、分析和管理
5、层系划分是否合理？每口井、每一层的供气能力 与井的排气能力是否协调？如何实现最佳开采？ 6、气井工程有什么问题？采取何种措施？效果和经 验教训？ 7、对处于不同开发方式的气井、气藏在不同开发阶 段，应采取何种工艺措施来改善开采条件、提高开发 效果？各种工艺措施的效果评价？
8、如何选定适当的数值模拟模型，在历史拟合基础 上，对单井及全气藏开采动态进行模拟？对开采动态 进行预测，并给出最佳的开发、调整及挖潜方案。
一、气藏动态分析的主要内容、目的和手段
编 号 分析 项目 分析内容 分析目的 主要分析手段
1.储层纵、横向连通性
1 气藏 连通 性分 析 2.断层分布及分隔情况 3.压力与水动力系统 4.油气水分布边界
1.综合应用地质、物探、测 1.计算储量（容积法和压 井、录井、试采和试井等成 降法） 果 2.确定开发单元与布井方 2.干扰试井、压力恢复试井、 式 修正等时试井等
西南石油大学石油工程学院
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附：油藏物质平衡方程通式
N N p Bt ( R p Rsi ) Bg (We W p ) Bw Bt Bti mBti ( Bg Bgi ) Bgi Cf S wc (1 m) S Cw S Bti ( pi p) oi oi
<312 >0 <46 泡点 黑 >20 <2.0
>2670 <0.7022 >70 — 无 <4 —
>17800 无液 无液 — 无 <0.7 —
西南石油大学石油工程学院
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第四节 气藏驱动方式（类型）分析
（大部分内容在《油藏工程》课程中已讲）
一、气藏驱动方式的类型
第八章 气藏开发动态监测、分析和管理
第八章气藏开发动态监测、分析和管理提示气藏动态监测、分析和管理是气田开发管理的核心，它贯彻于气田开发的始终。
分析的主要内容包括：气藏连通性、气藏流体性质、驱动方式、储量、气藏及气井生产能力和规模、储量动用程度及剩余资源潜力和采气工艺措施效果及井况等分析，并进行超前预测。
而其中，储量核实、产能分析和驱动方式的确定尤为重要。
所采用的技术应该是综合的、多学科的和静动结合的。
计算机和网络技术迅速发展的今天，气藏动态监测、分析和管理要最后落实到开发动态信息管理系统（广义讲应为气田经营管理信息系统）建立上。
第一节气田、凝析气田开发方案编制流程气田、凝析气田（藏）开发大致可分为三个阶段：详探阶段、试采阶段和编制开发方案及实施阶段。
气田开发模式大致可分产气量上升期、稳产期和递减期。
我国气田、凝析气田开发正在走上合理、科学开发的道路，一个气田、凝析气田投入开发以前都必须编制开发方案。
在勘探阶段，也提倡开发早介入，在少量探井、勘探评价井取全取准资料的基础上，对气田作出初步评价，勘探人员和开发人员结合，共同编制气田开发概念设计。
气田开发好始于有个好的开发方案。
所以在讲述气藏动态分析以前，要让大家对开发方案的内容和流程有个概念性的了解，结合我国气田、凝析气田开发实践，参照原中国石油天然气总公司有关规定、规程和我们的经验，我们介绍了原开发方案编制的参考工作流程（见图8-1）。
第二节概论编好气田开发方案很难，但进行长期的气藏动态分析更难。
气藏动态监测、分析和管理是气田开发管理的核心，它贯彻于气田开发的始终，涉及面很广。
只有掌握气井、气藏的开采动态和开发动态，研究分析其动态机理，不断加深对气井、气藏的开采特征和开采规律的认识，才能把握气田开发的主动权，编制出最佳的开发调整方案、开采挖潜方案和切合实际的生产规划，实现高效、合理和科学开发气田的目的，并指导下游工程的健康发展。
动态分析的核心内容是通过对气田开发全过程的跟踪模拟和优化，达到全气藏开发指标总体最优和单井开采工艺参数组合的最优，重点要求回答以下问题：1、储层、井间是否连通？压力系统、水动力系统是否统一？气水、或油气等边界是否确定？2、开发方式是否合理？天然能量是否充分利用？气藏的驱动方式如何？如果存在边水或底水，水体活动规律又是如何？它对开发过程有何影响？3、对于裂缝性气藏，裂缝的发育特征与规律是什么？在开发过程中又起什么作用？4、井网、井距和井数等布井方式是否合理？是否既能控制住可采储量，而且又能符216图8-1 气田开发方案编制流程217218一、地理1、地理位置：所属省、市（自治区）、县、乡（镇）或海域，经纬度2、交通（气田地理位置图）3、气候（年温度、风力及降水量曲线）4、水源（区域水文地质地理图）5、与气田开发有关的经济状况 二、区域地质构造1、所处的沉积盆地，大地构造单元，圈闭形成时期（区域地质构造图）2、地层层序（地层表）3、含油气层系，生储盖组合（综合柱状剖面图）4、沉积类型三、勘探成果和开发准备程度1、发现井，发现方式，层位，井深，产能2、地震方法，工作量，测线密度及成果（地震测线布置图及标准剖面图）3、探井、资料井（评价井）密度，取心及地层测试情况，取心及岩芯分 析工作量表（勘探成果表、图）4、试井、试气及试水成果（成果表、图）5、试采情况（试采曲线）或试井成果图表一、构造形态，圈闭类型，面积，构造圈闭的闭合高度二、气藏在圈闭中的位置（气藏构造平面图，纵横剖面图）三、断层分布（断层数据表）四、裂缝分布一、层组划分（层组，层序对比表）及划分依据 二、岩性，岩石名称，矿物组成，胶结物类型，固结程度三、结构构造：粒度，磨圆度，分选，层理等（粒度表，曲线，照片）四、厚度及产状（总厚度，单层厚度），层段，层状（薄层，厚层，块状）（储层厚度表，有效厚度表）五、分布：连续性，稳定性，（储层厚度等值图）、（有效厚度等值图）、（水域厚度等值图）六、沉积相分析（沉积相分析图），单井及平面划相依据 七、粘土含量和粘土矿物组分 八、成岩后生作用九、砂体分布（砂体平面分布图）十、隔层、夹层（岩性，厚度，稳定性，渗透性及膨胀性）（夹、隔层数据表， 夹、隔层平面分布图）219一、空间类型：孔隙型，溶洞型，裂缝型或混合型等 二、孔缝洞分布及成因类型（原生或次生）三、孔隙连续性及裂缝发育情况四、孔隙结构：孔隙半径，孔喉比，毛管压力曲线（曲线图、表） 五、总孔隙度，有效孔隙度等六、空气渗透率，有效渗透率，垂直与水平渗透率（渗透率等值图）七、孔隙连续情况及非均质性八、储层分类，分类成果及标准（汇总表）一、油气水的物理化学性质，化学组成（物性表及曲线）一、储层岩石表面润湿性 二、气水、气油、油水相对渗透率（分层组的相对渗透率图）一、地层压力，压力系数，压力梯度（地层压力与深度关系曲线） 二、气藏温度，地温梯度，流温梯度一、气藏数及纵向分布二、气藏含气范围，含气高度，气水（油）界面三、驱动方式（类型）四、边、底水的水体范围220一、井间、气藏内部、层间连通情况 二、气藏压力系统的划分一、气井生产能力的确定二、试井资料的处理，地层参数的确定（附图、表）三、气井生产制度的分析一、不同时间气水界面分析二、气藏驱动方式（类型）分析三、产量、生产压差、油气比、水气比，试采中压力、产量变化情况 四、低产能气层改造效果分析一、储量计算方法确定、历次计算过程 二、储量参数确定：1、面积2、有效厚度及下限标准3、孔隙度（等值图）4、含油、气、水饱和度（等值图）5、体积系数6、Z7、气层、地面温度；气层压力9、计算结果（储量计算大表）221一、开发原则 二、开发方式1、利用天然能量开发的可行性2、人工补充能量的必要性3、注气方式分析和论证 三、层系井网1、层间非均质性分析（岩性，物性，沉积相，流体性质，水动力系统等差异）2、层系组合，控制储量和产能分析3、不同井网对储量控制的分析（井网设计图） 四、层、井投产程序 五、采气速度和稳产年限 1、单井产量的确定，试井试采分析即气井合理生产制度的确定 2、开采速度，稳产年限 3、开发规模的规定4、设想方案特点 六、钻井、完井和测井 1、井身结构和套管程序2、钻开气层的钻井液3、固井结构4、丛式井、定向斜井以至水平井论证及设计5、套管防腐6、完井钻开程度及性质、完井方式、射孔方案、改善井底完善程度的措施 7、测井系列选择及依据，测井解释系统 七、开发过程预计 1、开发阶段划分2、采出程度，稳产年限3、各开发阶段主要技术指标，开采要求4、气藏枯竭标准，废弃压力的确定5、最终采收率和可采储量 一、确定井下工艺措施根据井和气藏具体情况确定气井采气工艺措施如： 1、凝析气井开采工艺2、排水采气工艺3、堵水工艺4、含硫气井开采工艺5、分层开采工艺6、增产工艺7、防砂、防垢、防水合物工艺8、修井工艺二、提出工艺试验方案和技术装备 三、措施、工作量安排一、地面配套工程系统1、油气采输系统油气水分离、计量油气管道输送要求增压站的建设防腐、防水合物自动化2、矿场处理常温处理低温处理脱硫、脱二氧化碳地层水处理及综合利用二、矿场民用建设电水通讯道路交通供应机修民用建设三、设备、材料，规格型号，数量要求一、压降法1、各点地层压力2、相应累积产气量3、体积系数4、气体偏差系数5、压降储量（图、表）222一、方案特点（井位部署图，阶段指标汇总表）二、方案指标（指标汇总表，方案指标预测表）三、单井工作制度的确定四、钻井、基建投产程序五、开发试验的安排与要求六、资料录用要求动态监测系统（项目及周期表）七、增产措施的工作量（方案实施工作量表）一、推荐方案对比二、数值模拟计算1、参数初值2、参数场3、地质模型的确定4、数值模拟5、历史拟合结果及认识6、指标预测图8-1 （续）合少井高产的原则？单井的产能如何？如何对每口井进行合理配产？5、层系划分是否合理？每口井、每一层的供气能力与井的排气能力是否协调？如何实现最佳开采？6、气井工程上有什么问题？采取何种措施？效果和经验教训？7、对处于不同开发方式的气藏在不同开发阶段，气井应采取何种工艺措施来改善开采条件、提高整体开发效果？对各种工艺措施作效果评价。
采气工程管理规定
附件 4采气工程管理规定中国石油勘探与生产分公司二00七年十二月目录第一章总则 (1)第二章开发前期工艺研究与试验 (2)第三章采气工程方案 (5)第四章完井与投产 (7)第五章采气生产管理 (10)第六章气井作业管理 (15)第七章技术创新与应用 (22)第八章管理职责 (24)第九章质量控制 (27)第十章附则 (28)第一章总则第一条为规范采气工程各项工作，提高管理和技术水平，适应天然气开发的需要，根据《天然气开发管理纲要》，制定本规定。
第二条采气工程是天然气开发的重要组成部分，应与气藏工程、钻井工程、地面工程有机结合，依靠科学管理和技术进步，实现气田安全、高效开采。
第三条采气工程管理主要包括：开发前期工艺研究与试验、采气工程方案设计、完井与投产、采气生产管理、气井作业管理、技术创新与应用、质量控制、健康安全环境管理。
第四条建立、健全各级采气工程的管理机构（岗位）以及生产和研究队伍，明确职责，完善制度，不断提高采气工程系统的综合能力。
第五条采气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，贯彻以人为本、预防为主、全员参与、持续改进的方针，坚持安全第一、环保优先的理念。
第六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”）及所属油气田分公司、全资子公司（以下简称“油田公司”）在国内的陆上天然气采气活动。
控股、参股公司和国内合作的陆上天然气采气活动参照执行。
第二章开发前期工艺研究与试验第七条按照勘探开发一体化的要求，采气工程要早期介入气田的开发前期评价，为气田投入开发做好准备。
第八条开发前期工艺研究与试验的主要任务是研究适用的完井方式和井身结构，实施试气试采施工作业和资料录取，进行主体工艺和配套技术适应性分析评价，开展必要的室内分析试验以及重点技术现场先导试验，提出采气工程主体工艺技术，为编制采气工程方案提供依据。
第九条新区块、新气藏都要进行储层敏感性实验，在此基础上初步提出入井工作液技术指标，对裂缝型气藏和异常高压气藏应加强应力敏感实验研究。
采气工程 本科8-第8章-排水采气
40.3mm 0.56 0.79 0.97 1.13 1.26 1.39 1.50 1.60
50.3mm 0.87 1.23 1.52 1.75 1.97 2.16 2.33 2.50
62mm 1.32 1.87 2.30 2.66 2.99 3.28 3.55 3.80
75.9mm 1.98 2.81 3.45 3.99 4.48 4.91 5.32 5.69
例8-3 已知气井产能方程qsc=0.184（8.02-pwf2）0.8。井口压力 ptf=3.21MPa；井口温度Ttf=295K;气体相对密度γg=0.6， 井深=3000m； 井底温度=380K。产气量=2×104m3/d。 试确定气井连续携液的油管尺寸。 解：思路：1）求流入动态量与2×104m3/d,求管径 1） 2）为方便起见，按井底条件计算临界流量。根据已知条件计算气井沿井深 的参数，见表 临界流量（×10 m /d） 井底压力 产气量
例8-1 求某产水气井携液临界流速和临界流量，已知参数为：井口压力 ptf=3.21MPa；井口温度Ttf=295K;油管内径dti=62mm；气体相对密度 γg=0.6。 解：1）气体携液临界流速。 ①气体偏差系数Z=0.93； ②气体密度为
g 3.4844 10
3
g p
ZT
③气井携液临界流速为
第八章
排水采气
第八章
第一节 第二节 第三节 第四节 第五节 第六节 第七节
排水采气
气田产水动态特征 气井携液临界流量及排水采气方法 优化管柱排水采气 泡沫排水采气 连续气举排水采气 柱塞气举排水采气 其他排水采气工艺
第一节 气田产水动态特征 一、气井积液来源： 1、地层中的游离水、边水、底水 2、烃类凝析液与气体一起渗流进入井筒； 3、地层中含有水汽的天然气流入井筒，由于热损失 使温度沿井筒逐渐下降，出现凝析水。 4、工作液漏失。
气藏工程与动态分析方法t
K 20q 0scpscZTL Ap12 p22 ZscTsc
方
法
K 200qscpscairL A p12 p22
第一章 气藏基本特征描述 第三节 气藏岩石物性参数计算及实测数据处理
一、储层岩石物性参数计算与分析 3.岩石压缩系数计算
(1)岩石有效压缩系数
气 藏 工 程 与 动
Tpc yiTci
T pr
T T pc
r
0 27ppr ZTpr
第一章 气藏基本特征描述
第一节 天然气高压物性参数计算
三、天然气的压缩系数
Cg
1 V
V p
T
气 藏 工 程 与 动 态
1
Cg
ppcppr1
r
Z
Z
r
分
析
方
法
Z rr 1 T p5 r a r 5 2 b r 2 cr 2 er 2 ( 1 fr 2 f2r 4 )e x fr 2 ) p
气藏工程与动态分析方法
气
藏
工
程
与
动
态
分
析 方
黄炳光主讲
法
第一章 气藏基本特征描述
第一节 天然气高压物性参数计算 一、天然气的组成
气
1.质量组成
藏
工
k
程 与 动
mm1m2 mk mi
态
分 析 方 法
Wi
mi m
mi
k
mi
i1
i 1
质量百分 i 数kmi 10% 0
析
方
法
w 0 .99 5 .9 84 4 14 3 0 p 3 6 .53 14 5 0 p 2 2 wi
气藏工程与动态分析方法t共129页
(1)相对渗透率概念
气 藏 工 程
K rg
Kg K
K rw
Kw K
与
动 态
(2)两相相对渗透率的经验公式
分
析 方 法
K rg 1 S w1 e S w 1S /e 4 w 1/1 2/2
KrwSw 3/e2Sw 3
第一章 气藏基本特征描述 第三节 气藏岩石物性参数计算及实测数据处理
pd6.89 15 3 0 ex A 1p 0.2yNyCyH0.4C 1C 2
2C 3C 4C 5C 6 A 2 c7 A 3C 1/C 7 0.0000
气 藏
A 4T fA 5LA 6L 2A 7L 3A 8M A 9M 2A 1M 03A 11
1 n
n
fii
i1
n
fi h i
i1 n hi
i1
fi Aihi Ai.hi
第一章 气藏基本特征描述 第三节 气藏岩石物性参数计算及实测数据处理
一、储层岩石物性参数计算与分析 2.储层岩石渗透率数据处理
(1)气测渗透率的数据处理及校正
气
藏
工
程 与 动 态 分 析
一、物质平衡通式的推导
1.地下天然气的膨胀量
气 藏 工
AGB g GB gi
程 与
2.含气体积的减小量
动
态 分 析
BdVwdVp
方
法
G
GpBgWeWpBw
Bg[i (B Bggi1)(Cw 1SwSiwC i p)p]
第二章 气藏物质平衡方法
第一节 气藏物质平衡通式的建立与简化
3.摩尔组成
气藏动态分析
表3-1 气藏动态分析内容、目的和手段（续上表）
编 号
分析 项目
分析 内容
分析 目的
主要 分析 手段
1.工程测井 2.试井分析 3.井口带出 物分析
7
钻井， 完井与 采气工 艺措施 效果分 析
1.钻井井斜、井眼变化， 井底污染状况 2.完井方式、射孔完善程 度 3.产液、带液能力与管柱 摩阻损失 4.井下油套管破裂、井壁 垮塌与产层掩埋情况 5.修井、增压、气举、机 抽、泡排、水力、喷射泵 、气流喷射泵等工艺措施 效果
整及挖潜方案。
一、气藏动态分析的主要内容
气藏动态分析技术是提供气藏开发全过程动态信 息技术，目前国内外主要应用地震、地球物理测井、 地球化学、气水动力学和气藏数值模拟等技术来分 析气藏生产动态，并由点（气井）的监测、分析发 展到整个气田乃至成组气田开发过程实施全面监测 和分析。参照集团公司气藏动态分析工作规范（草 稿），归纳于下表。
1.为修井作 业提供依据 2.为增产、 提高采收率 ，采取适当 的工艺措施 提供依据
二、气藏动态分析的主要技术
1、地震技术
1）三维地震 该技术可有效地确定含气范围、气水边界、岩 性变化、断层位置和裂缝带等。 2）垂直地震剖面 该技术能确定断层、气水边界、裂缝发育方向 和各向异性渗透方向。还能预测未钻开的异常高压 层，为平衡钻井提供依据。
3）利用非烃组分浓度分布规律监测气水界面
含气层中H2S浓度的分布可定量地确定气藏面
积上产能大小及分布范围。H2S浓度越高，单位地
层储气能力越低，反之，孔隙中烃含量越高。CO2
和H2S的浓度分布规律相同。含N2量最高的地区，
含H2S量最低。大部含气层系中H2S含量随深度增
加而增加，气液接触带附近H2S浓度急剧增加。
石油与天然气开采作业指导书
石油与天然气开采作业指导书第1章概述 (4)1.1 石油与天然气开采简介 (4)1.2 开采作业基本流程 (4)第2章地质勘探与评价 (4)2.1 地质勘探技术 (4)2.1.1 地震勘探技术 (5)2.1.2 地质钻井技术 (5)2.1.3 地球物理勘探技术 (5)2.2 地质评价方法 (5)2.2.1 储量计算方法 (5)2.2.2 油气藏品质评价方法 (5)2.2.3 开发潜力评价方法 (5)2.3 勘探成果分析 (5)2.3.1 地质剖面分析 (5)2.3.2 储量评价分析 (6)2.3.3 油气藏综合评价 (6)2.3.4 风险评估 (6)第3章钻井工程 (6)3.1 钻井设计与准备 (6)3.1.1 设计原则 (6)3.1.2 设计内容 (6)3.1.3 钻井准备 (6)3.2 钻井施工 (7)3.2.1 钻井作业流程 (7)3.2.2 钻井参数控制 (7)3.2.3 钻井处理 (7)3.3 钻井液与固井 (7)3.3.1 钻井液体系 (7)3.3.2 钻井液功能要求 (8)3.3.3 固井工程 (8)第4章试油与试气 (8)4.1 试油工艺 (8)4.1.1 试油目的 (8)4.1.2 试油方法 (8)4.1.3 试油工艺流程 (8)4.2 试气工艺 (9)4.2.1 试气目的 (9)4.2.2 试气方法 (9)4.2.3 试气工艺流程 (9)4.3 试油试气资料解释 (9)4.3.1 试油资料解释 (9)4.3.3 资料应用 (9)第5章采油工程 (9)5.1 采油方法与工艺 (10)5.1.1 采油方法概述 (10)5.1.2 常规采油工艺 (10)5.1.3 提高采收率（EOR）采油工艺 (10)5.1.4 非常规采油工艺 (10)5.2 采油设备与设施 (10)5.2.1 采油设备 (10)5.2.2 采油设施 (10)5.3 采油生产管理 (10)5.3.1 生产数据分析 (10)5.3.2 生产调控 (10)5.3.3 油井维护与保养 (11)5.3.4 安全生产与环保 (11)第6章采气工程 (11)6.1 采气方法与工艺 (11)6.1.1 采气基本原理 (11)6.1.2 干式采气 (11)6.1.3 湿式采气 (11)6.1.4 增产措施 (11)6.2 采气设备与设施 (11)6.2.1 采气井口设备 (11)6.2.2 采气生产设备 (11)6.2.3 采气辅助设备 (12)6.2.4 采气设施建设与布局 (12)6.3 采气生产管理 (12)6.3.1 采气生产计划 (12)6.3.2 采气生产监测 (12)6.3.3 采气设备维护与管理 (12)6.3.4 采气生产安全与环保 (12)第7章储运工程 (12)7.1 储油储气设施 (12)7.1.1 油气储存概述 (12)7.1.2 储罐设计及选型 (12)7.1.3 储罐建造与安装 (12)7.1.4 储气设施 (13)7.2 输油输气管道 (13)7.2.1 管道工程概述 (13)7.2.2 管道设计及选材 (13)7.2.3 管道施工及安装 (13)7.2.4 管道附属设施 (13)7.3 储运安全管理 (13)7.3.2 安全管理制度 (13)7.3.3 安全培训与应急预案 (13)7.3.4 消防与环境保护 (13)第8章油气藏工程 (14)8.1 油气藏评价与分类 (14)8.1.1 油气藏评价 (14)8.1.2 油气藏分类 (14)8.2 油气藏开发方案设计 (14)8.2.1 开发原则 (14)8.2.2 开发方案内容 (14)8.3 油气藏动态监测与分析 (15)8.3.1 动态监测 (15)8.3.2 动态分析 (15)第9章环境保护与节能减排 (15)9.1 环境保护措施 (15)9.1.1 开采前期环境保护 (15)9.1.2 开采过程中环境保护 (16)9.1.3 开采后期环境保护 (16)9.2 节能减排技术 (16)9.2.1 节能技术 (16)9.2.2 减排技术 (16)9.3 环境监测与治理 (16)9.3.1 环境监测 (16)9.3.2 环境治理 (16)第10章安全生产与应急预案 (17)10.1 安全生产管理 (17)10.1.1 安全生产责任制 (17)10.1.2 安全生产规章制度 (17)10.1.3 安全生产培训与教育 (17)10.1.4 安全生产投入 (17)10.2 安全生产法规与标准 (17)10.2.1 法律法规 (17)10.2.2 行业标准与规范 (17)10.2.3 安全生产许可证 (17)10.3 应急预案与处理 (17)10.3.1 应急预案制定 (17)10.3.2 应急预案演练 (17)10.3.3 报告与调查处理 (18)10.3.4 安全生产信息管理 (18)10.3.5 安全生产考核与奖惩 (18)第1章概述1.1 石油与天然气开采简介石油与天然气作为全球能源结构中的重要组成部分，对社会经济发展具有举足轻重的作用。
第八章采气工程第二版廖锐全主编
第一节 凝析气藏的开发
1、油气藏分类判别方法
油气藏按流体性质可以分为：黑油油藏、挥发性油藏、 凝析气藏、湿气气藏和干气气藏。凝析气藏与其它油气藏的 区分有多种方法，表8-1列出了根据气油比大小进行区分的标 准，表8-2给出的是前苏联特列平Γ·Φ对150多个油气藏的 进行研究分析后提出的分类标准，表8-3列出的是根据地下流 体相对密度和平均分子量进行划分的标准。
l ＞450
80＜ l ＜450 60＜ l＜ 80 15＜ l ＜ 60 7＜ l＜ 15 2.5＜ l＜ 7
l ≤1
干气气藏 不带油环的凝析气藏 带小油环的凝l 析气藏 带大油环的凝析气藏 凝析油气藏 轻质油藏 高粘度重质油藏
第一节 凝析气藏的开发
4）秩类法 该法是选择储层流体组分中能反映目标按级分布的特征
第一节 凝析气藏的开发
2、凝析气藏分类
1）按地质特点分类原则进行分类 按储层类型分类：可以分为层状、块状和透镜体的凝析气藏。 按圈闭特点分类：可分为构造型、地层型、岩性圈闭型和混 合型。 按气水关系和驱动条件分类：分为边水型、底水型、无边水 或底水型。
第一节 凝析气藏的开发
2）按流体分布情况分类
nc5+ ——采出的稳定凝析油的摩尔数,mol； Vc——采出的稳定凝析油量,cm3； ρc——凝析油的密度,g/cm3； Mc——凝析油的分子量； ng.s——由采出的饱和凝析油中分离出的气体的摩尔数,mol Vg.s——由采出的饱和凝析油中分离出的气体体积,m3。
第一节 凝析气藏的开发
根据上述相关关系判断油气藏类型如表8-7。
第一节 凝析气藏的开发
如果上述各项因素都允许采用一套井网进行开发 时，将是最经济的办法。但如果根据各项因素评价之 后，不能用一套井网时，那么必须论证采用两套甚至 是多套井网的理由和依据，并且应进行技术经济评价 慎重选择。
气藏动态分析
开发动态分析的方法
数值模拟方法
利用数值计算软件建立气藏模型，通过模拟气藏开发过程中压力、产量等参数的变化， 预测气藏未来的动态趋势。
统计分析方法
对气藏的实际生产数据进行分析，提取有用的信息，如气井的生产曲线、气藏的压力分 布等，为气藏的开发和管理提供决策依据。
气藏动态分析的重要性
提高气藏开发效果
通过气藏动态分析，可以了解气 藏的动态特征和变化规律，优化 开发方案，提高气藏的开发效果 和采收率。
降低开发风险
气藏动态分析可以预测气藏的未 来变化，及时发现和解决潜在问 题，降低开发风险。
提高经济效益
通过气藏动态分析，可以优化气 藏的开发策略，降低开发成本， 提高经济效益。
目的
气藏动态分析的目的是了解和预测气 藏的动态行为，包括气藏的产量、压 力、温度等参数的变化，以及这些变 化对气藏开发效果和经济效益的影响。
背景
随着全球能源需求的不断增长，天然 气作为一种清洁、高效的能源，其开 发和利用越来越受到重视。气藏动态 分析是实现天然气高效、经济、安全 开发的关键手段之一。
气藏生产动态分析是通过监测气藏生 产过程中的压力、温度、产量等参数， 分析气藏的动态变化规律，为气藏的 优化开发和生产管理提供依据。
气藏生产动态分析的原理基于流体力 学、热力学和传热传质学等基础理论， 通过建立数学模型，对气藏生产数据 进行处理和分析，揭示气藏的动态变 化规律。
生产动态分析的方法
数值模拟
对未来研究的建议
进一步研究气藏动态分析的新理论、新 方法和新技术，提高分析的精度和可靠 性。
不同类型气藏动态特征
二、不同类型气藏动态特征
1、裂缝-孔隙型气藏动态特征
孔隙是主要的储集空间，裂缝是主要的渗流通道，低渗孔隙中的流体通过 高渗裂缝流向井底。
裂缝——孔隙地层模型示意图
（1）井间连通范围大，气井产量稳定性好 虽然孔隙介质渗透性较差，但均连通，整个气藏为统一 水动力学系统，形成所谓“整装”气藏。井间连通为同一压力 系统表现为： 1）气藏初期完井的气井折算压力一致 将初期完井的气井在投产前获得的稳定关井压力，折算 到一个统一海拔高度后有几乎相同的折算压力。 2）井间干扰明显 干扰试井是气藏井间连通最直接的证实，这类气藏大多 有明显的反映，差别仅在于气藏渗透性能的不同而引起的出现 反映的时间长短。 3）天然气的理化性质基本一致 （2）含气面积清晰，气水界面规则 裂缝-孔隙型气藏由于其储集空间主要是孔隙，因而与均 质砂岩气藏一样，都具有确定的含气面积和基本规则气水界面。
（3）边水一般不活跃，大多呈气驱特征
这类气藏多具有边水，且为封闭有限水体，边水能量有限；同时， 这类气藏在翼部和边部由于构造较为平缓，裂缝相对不发育，因而渗透 性差，边水侵入困难。所以，这类气藏大多表现为气驱特征，可视为气 驱气藏。
某气藏压降储量图
（4）开采过程中高低渗透区之间出现明显的压降漏斗
3、裂缝－孔洞底水气藏动态特征
裂缝－孔洞型储层其储集空间以孔隙为主，其次为洞穴和裂缝，孔、洞、缝互相穿 插。气藏具有底水，原始气水界面在气藏各个部位基本一致。由于孔、洞、缝的不均 匀分布，造成底水不均匀侵入，增大了气藏开发的难度。 （1）气井出水类型多 由于气藏各井、各井区孔、洞、缝的发育程度和组合方式的差异，导致各井出水 情况和水侵特征不同。这种类型气藏出水气井分为三类：底水沿微细裂缝和孔隙侵入 井底的出水气井，称为慢型出水气井或水锥型；底水沿大缝大洞上窜至井底的出水气 井，称为快型出水气井或纵窜型；底水沿平缝或高渗孔洞层横向侵入井底的出水气井， 称为横侵型出水气井。 1)水锥型 井下存在着大量微细裂缝且呈网状分布，测井解释呈双重介质特征。微观上底水 沿裂缝上窜，宏观上呈水锥推进，类似于均质地层的水锥。 这类井产水量小且上升平缓，大多出现在气藏低渗地区，对气井生产和气藏开采 的影响不大。
气井动态监测内容及技术要求
气井动态监测内容及技术要求气井动态监测内容及技术要求采气井动态监测技术是科学管理气井的重要技术手段，它通过对气井在生产过程中的产量、压力，流体物性的变化，以及井下、地面工程的变化等监测，及时有效地指导其合理开采，随着我国天然气工业的发展，采气井逐渐增多，对采气井实施规范化、科学化的动态监测，有利于提高采气井的管理水平，提高开采效果。
（一）采气井动态监测录取资料内容1.压力（1）气井的原始地层压力。
（2）气井历次关井中的稳定压力。
（3）流动压力。
（4）关井时测压力恢复曲线的恢复压力。
（5）井口工作压力。
（6）分离器前各节点压力，分离器压力、计量系统压力。
2.温度（1）气井的原始地层温度。
（2）生产过程中气层中部温度。
（3）关并时压力稳定后的地层温度。
（4）生产时井口气流温度。
（5）分离器前各节点温度、分离器温度、计量系统温度。
3.产量（1）天然气产量。
（2）地层水产量。
（3）凝析油产量。
4.产出流体理化性质（1）天然气、地层水、凝析油常规取样化验分析数据，（2）天然气中H2S和CO2含量，（3）地层水中H2S含量。
（4）气井高压物性（p、V、T)数据。
5.工程监测（1）产出层段及产出剖面。
（2）井下套管腐蚀情况及描述。
（3）井下油管断落数据，腐蚀情况及描述，（4）地面各腐蚀监测点测试记录。
（5）历次加注缓蚀剂记录资料．（6）气层垮塌深度，（7）井下堵塞位置。
（二）采气井动态监测要求1.压力监测压力单位为MPa，修约到两位小数。
（1）测井底恢复压力①投产前侧关井的气层中部稳定压力（PR），探区新井视PR=Pi （原始地层压力）。
②测取投产之后各生产阶段的关井恢复压力（Pws）。
投产一年后测一次，其后每两年测一次。
（2）测井底流动压力（Pwf）①投产初期每月测一次井底流动压力，生产半年之后两个月测一次，一年之后每季度监测一次。
②每次测井底恢复压力前测井底流动压力。
③采气并在生产过程中突然发生异常，出现产量大幅度下降或增加，水量明显增加、井口油压、套压大幅度变化等情况，及时监测井底流动压力。
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6
编 号
分析项 目
分析内容
分析目的
主要分析手段
1.钻井井斜、井眼变化，井底污染状 况
钻井， 完井与 采气工 艺措施 效果分 析 2.完井方式、射孔完善程度 3.产液、带液能力与管柱摩阻损失
1.为修井作业 提供依据
1.工程测井
2.试井分析
7
4.井下油套管破裂、井壁垮塌与产层 掩埋情况
5.修井、增压、气举、机抽、泡排、 水力、喷射泵、气流喷射泵等工艺措 施效果
‹#›
西南石油大学石油工程学院
对于定容封闭气藏:
F G E g E fw
水驱
记为：视 地质储量Ga
Ga
定容封闭 0
Gp
定容封闭气藏的Ga与Gp之间关系为一条水平线；若有水驱 作用，则We不断增加，Ga与Gp为曲线
4.水侵量的解析计算 1）稳定状态公式 最简单的是薛尔绍斯（Schilthuis）稳态模型 它适用于：当气藏有着充足的边水连续补给的 情况，或因采气速度不高，气藏压降能相对稳定、 水侵速度与采出速度几乎相等的情况。
四、气藏驱动类型的分析
1、传统的地层压力系数（P/Z，有称视地层 压力）法
该方法对气藏的水驱作用不太敏感
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‹#›
P/Z Pi/Zi
定容封闭气藏 0 P/Z Pi/Zi
22
Gp
0
Gp
西南石油大学石油工程学院
水驱气藏
‹#›
P/Z
0
G 异常高压气藏
Gp
一个气藏的驱动方式用这种方法来识别，要弄得比较清 楚，只有在开发的基本阶段，即采出30-40%原始储量以后。
编
号
分析项 目分析内容来自分析目的 1.提高储量级别
主要分析手段
地质储量 储量 3 核实 可采储量 单井控制储量
1.根据综合方法和不断加深的 2.确定开发规模、地面工程 资料用容积法计算储量 和下游工程准备 2.用物质平衡法核实动态储量 3.为数模、动态分析、开发 3.用试井法确定单井控制储量 效果评价提供依据 1.为制定开发方案提供依据
1、储层、井间是否连通？压力、水动力系统是 否统一？油气水边界是否确定？
2、开发方式是否合理？天然能量是否充分利用？ 如果存在边水或底水，水体活动规律如何？它对开发 过程有何影响？
3、对于裂缝性气藏，裂缝的发育特征与规律是什 么？在开发过程中起什么作用？
4、井网、井位、井数等布井方式是否合理？是否 既能控制住可采储量，又能符合少井高产的原则？ 单井的产能如何？如何对每口井进行合理配产？
假定：气藏中压力降很快波及到整个天然水域，水侵速度 正比于压力降，其中压力 P 是气水界面处测定的压力；水层 外边界压力为常数，且等于初始压力 pi ；进入气藏的流体流 量与压差呈正比，即符合达西定律；水的粘度、水区的平均渗 透率和几何形状都保持恒定。
We Cs
( p p)dt
0 i
某时间t时气水边界 处压力（一般用气 藏平均压力代替）
3.建立地质模型
1.流体组成及性质分布差 异性分析
3.裂缝性气藏的地层倾角测 井和压力恢复试井等
1. 常规取样 2.凝析气藏流体井口取样及 地层条件下流体容积性质和 相态性质实验分析
2
流体 性质 分析
2.开发过程中流体组成变 化特征分析
3.特殊气藏气体组成分析
1.为开发部署、地面工程 设计、下游工程规划提供 依据 2.提出开发调整与采气工 艺措施类型
二、决定气藏驱动方式的主要因素
1、地质因素
1）原始地层压力
2）含气区和供水区的岩性和储层物性 （如孔隙度、渗透率等）特征。
3）含水区的均质程度和连续性
4）气水界面附近的情况
2、工艺因素
1）采气速度 2）开发方式
三、水驱气藏的物质平衡方程式
Cw S wi C f G p Bg Wp Bw G( Bg Bgi ) We GBgi 1 S wi p
‹#›
法国对油气藏分类（2）：
油气藏类型 项 目 原始生产气油比（m3/m3） 油罐油相对密度 油罐油（°API） 储层中相态转化点 油罐油色泽 C7+ %（摩尔） 原油泡点体积系数 黑 油 挥发油 312—570 <0.8215 >40 泡点 有色 20—12.5 >2.0 凝析气 >570 <0.8251 >40 露点 色淡 <12.5 — 湿 气 干 气
（1）径向供水区系统
无因次水 侵量
We B
p
D
Q (t D )
t D 8.64 10 2
kt ' wCe rg2
‹#›
西南石油大学石油工程学院
水侵系数： B
2 ' 2rg hCe
水侵角
（2）线性供水区系统
We B
p
D Fk (t D )
t D 8.64 10
一、气藏动态分析的主要内容、目的和手段
编 号 分析 项目 分析内容 分析目的 主要分析手段
1.储层纵、横向连通性
1 气藏 连通 性分 析 2.断层分布及分隔情况 3.压力与水动力系统 4.油气水分布边界
1.综合应用地质、物探、测 1.计算储量（容积法和压 井、录井、试采和试井等成 降法） 果 2.确定开发单元与布井方 2.干扰试井、压力恢复试井、 式 修正等时试井等
水侵系数：
2
kt ' 2 wCe L
无因次水 侵量
B
' bLhCe
西南石油大学石油工程学院
‹#›
4）实例 (自学，见教材P200—202) 5.水驱气藏储量和水侵量计算新方法探索 水驱气藏储量、水侵量计算和动态分析预测较难。
西南石油大学石油工程学院
‹#›
附：油藏物质平衡方程通式
N N p Bt ( R p Rsi ) Bg (We W p ) Bw Bt Bti mBti ( Bg Bgi ) Bgi Cf S wc (1 m) S Cw S Bti ( pi p) oi oi
4
驱动 1.分析确定气藏驱动类型 类型 2.水驱气藏边界条件分析， 产水观测井产量、压力及水 的确 面变化，分析判断水源、侵 定 入机理、水侵速度，计算水 侵量
1.压降曲线、生产曲线对比、 2.确定气藏采气速度、布井 分析采气速度与压降速度 方式和气井合理生产工作 2.分析观测井地层压力变化趋 制度，制定技术政策 势，气水界面变化趋势 3．为动态监测、数值模拟 3.生产测井 提供依据
第三节
气藏类型的分析判断
根据地层烃类体系的组成和相态性质，气藏可 分：干气气藏、湿气气藏和凝析气藏。 根据驱动方式，气藏可分：气驱气藏、弹性水 驱气藏和刚性水驱气藏。 根据储层结构的不同，气藏又分为：孔隙性碎 屑岩气藏和裂缝性碳酸岩气藏。
根据纵向剖面上产层的多少可分：单层气藏和
多层气田。
法国对油气藏分类（1）：
1 水驱 ψ 定容 封闭
0
R
1
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3、视地质储量法（Havlena—Odeh法） 由物质平衡方程
We F G Ga Eg E fw Eg E fw
F G p Bg W p Bw
E g Bg Bgi
Cw S wi C f E fw Bgi 1 S wi p
t
dwe qe Cs ( pi p) dt
水侵系数， m3/(MPa.d )
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2）修正稳态公式（赫斯特---Hurst公式）
水侵常数 Cs 与天然水域的储层物性、流体物性、边界 形状等有关。开采实践表明：Cs 并不是一个常数，而是一 个与时间有关的变量。Hurst 于1943年提出如下修正式：
We Ch
t 0
pi p dt lg at
时间换算 系数
dwe pi p Ch dt lg at
Hurst水侵系数， m3/(MPa.d )
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3）非稳态公式
（赫斯特和范.艾弗丁根：Hurst—van Everdingen公式）
当气藏天然水域较大时，在压力降尚未传递到天然水域 外边界时，且一般气藏中压力降不可能很快波及到整个天 然水域，是一个非稳定渗流过程。非稳定水侵量的计算， 视不同流动方式和内外边界条件，分以下几种情况求解：
气藏开采 1.压力系统变化、层间窜流 状况、储 及地层水活动情况 量动用程 2.单井、分区块全气藏采气 度及剩余 量、采出程度 资源潜力 3.剩余可采储量分布与未动 分析 用潜力预测 1.分井 、分区产量统计分析 1.复核动态储量 调整产能布局 3.确定稳产年限、阶 段采出程度和最终采 收率 2.测出结果分析不同时期的 压力等值图 3.利用生产测井、水淹层测 井、油气水界面监测成果， 绘制生产剖面 4.压降曲线
编 号
分析项目
分析内容
分析目的
主要分析手段
1.日常油气水生产动态资料
5 1.气井绝对无阻流量、采气 气井、气 指数 藏生产能 2.气藏高、中、低渗透区产 力分析 能分布特征 1.为气井、全气藏合 理配产提供依据 2.确定井网合理性及 调整井井位 2.关井压力恢复试井、系统 试井 3.地层测试成果
4.压降曲线
5、层系划分是否合理？每口井、每一层的供气能力 与井的排气能力是否协调？如何实现最佳开采？ 6、气井工程有什么问题？采取何种措施？效果和经 验教训？ 7、对处于不同开发方式的气井、气藏在不同开发阶 段，应采取何种工艺措施来改善开采条件、提高开发 效果？各种工艺措施的效果评价？
8、如何选定适当的数值模拟模型，在历史拟合基础 上，对单井及全气藏开采动态进行模拟？对开采动态 进行预测，并给出最佳的开发、调整及挖潜方案。