第二講氣田開發(fā)總論

第二講

氣田開發(fā)總論氣田開發(fā)總論主講：李士倫（教授）2004年3月第一節(jié)

氣田開發(fā)特點和規(guī)律性認識1、埋藏的隱蔽性和模糊性2、地質情況復雜性、非均質性、非連續(xù)性、非有序性3、地質、生產(chǎn)信息的分散性、非確定性和跳躍性4、開發(fā)過程的系統(tǒng)性5、開發(fā)的風險性6、地層流體滲流的復雜性（多相滲流、物化滲流、非牛頓流體滲流、流固耦合）一、復雜性二、特殊性1、生氣成因的廣泛性◆腐泥質和腐植質干酪根均可為生氣母質◆陸相和海相地層均了產(chǎn)生◆深淺層均可產(chǎn)氣◆氣體類型眾多◆氣藏縱向分布窗口比油藏廣泛得多2、蓋底層的嚴密性◆要求比油藏高得多4、氣體流動的活躍性◆氣體粘度比水小100倍，比原油小2－3個數(shù)量級◆高滲流速度帶來紊流和慣性效應，近井帶常破壞達西滲流定律◆非線性滲流方程，更具復雜性3、氣體顯示的隱蔽性◆綜合方法才能發(fā)現(xiàn)氣層◆高壓時要考慮氣體偏離理想氣體定律，用氣體偏差系數(shù)Z表示氣體狀態(tài)方程。◆P<14.14MPa(2000psi)時,滲流方程中壓力用P2表示?！鬚>24.74MPa(3500psi)時，滲流方程中壓力用P表示,似液體，最好用擬壓力函數(shù)表示。5、氣體的壓縮性7、開發(fā)的效益性◆氣藏采收率高◆定容封閉氣藏采收率達50－90％，平均85％◆水驅氣藏35－65％◆有不同開發(fā)程序、井網(wǎng)部署、層系劃分、動態(tài)特征和采氣工藝技術6、開發(fā)的同步性◆地面地下的一致性8、鉆井工藝復雜性

◆壓力控制要求高◆井身結構耐壓、嚴密性要求高◆氣體噴射迅猛性◆含H2S和CO2的腐蝕性9、氣井開采安全性◆井身結構、井口、井場設備耐壓高，密封性要求高◆防火、防爆、安全可靠性要求高◆專有水合物防治問題◆要脫H2S和CO2，符合國家氣質標準10、儲存運輸?shù)南到y(tǒng)性◆氣層－氣井－礦場－輸氣干線－用戶是緊密相連的系統(tǒng)工程◆要考慮晝夜和季節(jié)的氣體調(diào)峰1、氣田開發(fā)受控于市場，產(chǎn)銷雙方關系密切。2、輸氣干線是橋梁。3、地層水對天然氣開采影響不可低估，水驅氣剩余氣飽和度在15－50％范圍變化。4、氣體流動性好，開發(fā)井井距大于油藏。5、輸氣管網(wǎng)把全國、本油氣區(qū)、本氣田形成一個大系統(tǒng)。6、編制開發(fā)方案前取得開發(fā)動態(tài)資料至關重要。特別強調(diào)：三、規(guī)律性1、正確認識氣藏地質和開發(fā)特征，這是有效開發(fā)氣藏的前提。?若在地質認識上發(fā)生了偏差，很強的技術實力也不會有好的效果?開發(fā)初期不失時機錄取各項資料，做到靜動結合?大井距增加認識氣藏難度?壓力是氣藏開發(fā)的靈魂?能量損失的三個組成部分：

?氣層滲流阻力?井筒摩擦阻力?地面壓力損失三者損失達到最小，就會取得最高采收率2、合理利用氣藏能量，有效利用壓力，提高經(jīng)濟采收率和高效開發(fā)。?降低滲流阻力措施?改造氣層，降低生產(chǎn)壓差

?確保單相氣相滲流?強化氣層保護和完井工藝?優(yōu)化射孔?氣井產(chǎn)量控制在產(chǎn)氣方程直線段范圍?優(yōu)選油管直徑，降低井筒摩阻?拉克氣田原摩阻損失占Pi29％放大油管127mm，摩阻僅占0.6％Pi?確定合理的外輸壓力?羅馬尼亞特蘭西尼亞盆地采用4、2.5、0.9－1.4MPa三套管網(wǎng)3、在高滲區(qū)集中布井是非均質氣藏合理的布井方式。?高滲區(qū)采低滲區(qū)氣，避免打無效、低效井?中、低產(chǎn)區(qū)分布面積大和高產(chǎn)區(qū)面積較小的大氣田僅靠高產(chǎn)區(qū)氣井開采不夠?控制高產(chǎn)區(qū)采氣速度/低產(chǎn)區(qū)產(chǎn)氣速度小于34、排水采氣是封閉性水驅氣藏提高采收率的重要技術。?早期重視水文地質研究，及早認識邊底水封閉性5、勘探開發(fā)一體化是開發(fā)好復雜的中、小型氣田的開發(fā)程序。6、嚴格控制水侵和有效防腐技術是含硫氣田高效開發(fā)的保證。7、水驅氣藏采收率高低主要取決于水侵強度和廢棄壓力的大小。?方法有:?降低井口輸壓?排液采氣?儲層改造?優(yōu)化射孔?水平井開采?二次采氣?早期整體治水?凝析氣藏保壓開發(fā)8、多系統(tǒng)協(xié)調(diào)優(yōu)化，制定總體開發(fā)方案。?多學科聯(lián)合攻關?因地制宜、先進適用技術9、不斷實踐，不斷認識，按照氣藏開發(fā)階段性進行部署和調(diào)整，加強動態(tài)監(jiān)測、分析，對開發(fā)過程實行有效控制。?氣藏動態(tài)分析貫穿于開發(fā)過程始終?充分發(fā)揮氣井雙重作用——生產(chǎn)與信息的效能10、工欲善其事，必先利其器?看準了科技項目，敢于花力氣，花本錢，鍥而不舍，堅持到底?重視改造性技術，甚至勝于認識性技術第二節(jié)

氣藏開發(fā)方案編制中

的重要問題一、我國氣田、凝析氣田的分布1、地區(qū)分布

截止1998年底，中國陸上及近海海域氣田總數(shù)為321個，其中中型54個，大型15個，分布在中國東部、中部、西部、南部和海域區(qū)，分別占已發(fā)現(xiàn)氣田總數(shù)的43％、39％、14％、1％和3％；占已探明地質儲量15％、47％、23％、0％和15％。

2、氣田類型分布

天然氣成因類型很多，有煤成氣、生物氣、湖相泥巖氣和碳酸巖氣；無機成因的CO2和N2氣。煤成氣的探明儲量已增加到57％。東部主要為湖相泥巖氣、煤成氣、淺層生物氣。東部和近海還發(fā)現(xiàn)28個CO2氣田。

3、氣田的層位分布

新生界、中生界、上古生界、下古生界和元古界分別占探明地質儲量的38％、17％、30％、13％和2％，按儲量大小依次為第三系、石炭系、奧陶系、三疊系、第四系、白堊系、二疊系、侏羅系和震旦系。泥盆系、志留系和寒武系尚未獲得天然氣。大中型氣田以第三系、奧陶系、石炭系、第四系和三疊系為主。4、大中型氣田分布特點1）多種類型天然氣混合分布在同一氣藏中2）煤成氣占重要地位3）過成熟裂解氣分布在四川和塔里木盆地4）淺層生物氣田主要分布在柴達木盆地5）溶解氣主要分布在松遼、渤海灣和準葛爾盆地6）幔源無機CO2分布在東部盆地中二、氣藏分類

從性質上可以分為：勘探、開發(fā)和經(jīng)濟三個系列。常用的有：圈閉（氣儲形態(tài)、構造形態(tài)、圈閉形態(tài)和其它）、儲層（巖石類型、儲滲空間、儲滲物性、均質程度和孔隙結構）、天然氣成因（物質來源、生成母質和熱演化程度）、氣體組分組成（組分比例、氣體濕度、特殊氣體）、相態(tài)特征（物理狀態(tài)、組合比例和賦存方式）、驅動類型（驅動力源、水體類型、水體能量）、地層壓力（壓力系統(tǒng)、壓力高低）、物質基礎（儲量大小、氣井產(chǎn)能）和工程條件（埋藏深度、集輸條件），共9種因素、27項指標。

主要的6種是：圈閉、儲層、驅動、壓力、相態(tài)和組分，其中儲層和驅動又是更主要的因素。1、圈閉因素類構造氣藏巖性氣藏地層氣藏裂縫氣藏亞類背斜氣藏透鏡體氣藏不整合氣藏多裂縫系統(tǒng)成組氣藏——巖性封閉氣藏古潛山氣藏——斷塊氣藏生物礁氣藏風化殼氣藏單裂縫系統(tǒng)整裝氣藏表2－1氣藏圈閉類型分類表2、儲層因素1）按儲層巖石分類：在沉積巖石學中一般分碎屑巖和化學、生物巖。2）按儲集層形態(tài)分類：塊狀、層狀和透鏡體狀。3）按儲層類型分：可分五類。4）按儲滲類型分類：孔隙型、洞穴型和裂縫型。90％以上的氣藏儲層為縫、孔、洞復合型。表2－2氣藏的儲層物性分類類別高滲透層（I）中滲透層（II）低滲透層（II）致密層（IV）非滲透層（V）亞類特高滲（I1）高滲（I2）中滲較低滲（III1）低滲（III2）————孔隙度（％）>2520~2520~2515~208~152~8<2滲透率（10－3um2）>1000300~100050~30015~500.1~100.001-0.1<0.001產(chǎn)出物稠油、氣重油、氣常規(guī)油、氣輕質油、氣氣束縛水采氣條件常規(guī)常規(guī)常規(guī)常規(guī)、解堵措施酸化、壓裂裂縫發(fā)育、酸化壓裂——采油條件熱采、常規(guī)常規(guī)常規(guī)酸化、壓裂裂縫發(fā)育、酸化壓裂————3、驅動因素按驅動能量可分氣驅驅動指數(shù)：WEDI≤0.3,屬弱彈性水驅。表2－3按水驅類型的分類指標類型氣藏個數(shù)WEDI平均無水期平均穩(wěn)產(chǎn)期平均采收率（％）范圍平均年采出程度（％）年采出程度（％）氣驅氣藏－－－－－－－>85強彈性水驅100.32-0.880.492.014.54.034.260.7彈性水驅100.12-0.320.232.929.53.637.369.2弱彈性水驅70.02-0.160.087.234.07.341.580.34、相態(tài)因素1）雙相系統(tǒng)的油氣藏分類類型亞類天然氣儲量系數(shù)含氣面積系數(shù)氣頂油藏小氣頂油藏<0.2<0.5大氣頂油藏0.2~≤0.50.5~≤1.0油環(huán)油藏大油環(huán)氣藏>0.5~≤0.7>1.0~≤1.5小油環(huán)氣藏>0.7>1.5表2－4雙向系統(tǒng)油藏類型目前可將含凝析油量大于50g/m3者稱為凝析氣藏。(如下表所示）類型凝析油含量（g/m3）特高含凝析油的凝析氣藏>600高含凝析油的凝析氣藏250~600中含凝析油的凝析氣藏100~<250低含凝析油的凝析氣藏50~<100微含凝析油的凝析氣藏<50表2－5凝析氣藏按凝析油含量的劃分類型5、組分因素

有75％以上氣藏，其CH4含量超過90％，有67.7％的氣藏含CO2，有32.3％氣藏含H2S，He含量小于0.05％。

C2H6以上與CH4的摩爾分數(shù)含量之比<5為干氣，>5為濕氣。含H2S、CO2、N2的烴類氣藏分類情況見下表所示。表2－6含H2S烴類氣藏分類類型微含H2S低含H2S中含H2S高含H2S特高含H2SH2S氣藏H2S（g/m3）<0.020.02~<5.05.0~<30.030.0~150.0150.0~<770.0>770.0H2S(%)<0.00130.0013~<0.30.3~<2.02.0~<10.010.0~<50.0>50.0表2－7含CO2烴類氣藏分類類型微含CO2低含CO2中含CO2高含CO2特高含CO2CO2氣藏CO2（%）<0.010.01~<2.02.0~<10.010.0~50.050.0~<70.0≥70.0表2－8含N2烴類氣藏分類類型微含N2低含N2中含N2高含N2特高含N2N2氣藏N2（%）<2.02.0~<5.05.0~<10.010.0~50.050.0~<70.0≥70.06、壓力因素異常高壓，壓力系數(shù)>1.8；常壓，壓力系數(shù)0.9－1.3；低壓，壓力系數(shù)<0.9。7、經(jīng)濟因素

1）按儲量大小劃分2）按埋藏深度劃分3）按氣井產(chǎn)能劃分1）按儲量大小劃分（1）極小氣田：地質儲量<10×108m3；（2）小氣田：（10－50）×108m3；（3）中等氣田：（50－300）×108m3；（4）大氣田：（300－1000）×108m3；（5）特大氣田：>1000×108m3。2）按埋藏深度劃分（1）淺層氣藏，埋深小于2000m;（2）中深氣藏，埋深（2000－3200）m；（3）深層氣藏，埋深（3200－4000）m；（4）超深氣藏，埋深大于4000m。3）按氣井產(chǎn)能劃分類別指標特低產(chǎn)低產(chǎn)中產(chǎn)高產(chǎn)特高產(chǎn)QAOF（絕對無阻流量)(104m3/d)<55-50>50-100>100-500>500穩(wěn)定產(chǎn)量（104m3/d）<11-10>10-30>30-100>100千米井穩(wěn)定產(chǎn)量（104m3/d）<0.30.3-3>3-10>10-30>30表2－9按氣井產(chǎn)能分類小結（1）以構造氣藏為主（2）以碎屑巖氣藏為主（3）以干氣氣藏為主（4）以孔隙型、裂縫－孔隙型為主（5）以氣驅和弱彈性水驅為主（6）未開發(fā)和試采氣藏儲量占相當比例（7）以正常壓力為主（8）大型、特大型氣藏儲量占一定規(guī)模結論：具有很大潛力，也有很大難度。三、氣藏的驅動類型（方式）

油藏的驅動類型根據(jù)主要能量的形式可分：水壓驅動、彈性水壓驅動、氣壓驅動、溶解氣驅和重力驅動。

氣藏的驅動類型不僅考慮主要的驅氣動力，而且，相當重要的是在開發(fā)各階段氣藏的動態(tài)變化和氣藏與周圍供水區(qū)的相互作用，主要指氣藏壓力和儲氣孔隙體積的變化。氣藏的驅動類型可分為：1、氣驅沒有邊、底水，或邊、底水不運動，驅氣的主要動力為氣體本身的壓能，儲氣孔隙體積保持不變。2、彈性水驅邊水或底水影響大，儲氣孔隙體積縮小，地層壓力下降緩慢。3、剛性水驅四、氣井生產(chǎn)制度和氣藏開采速度

1、氣井生產(chǎn)制度

指在井底（或井口）或地面裝置上控制壓力和產(chǎn)量變化的條件，確保氣井的安全生產(chǎn)和保護地下資源。我國最常用的氣井生產(chǎn)制度是定產(chǎn)量生產(chǎn)和定壓生產(chǎn)兩種。氣井定產(chǎn)主要是根據(jù)試井資料，通用的是系統(tǒng)試井。

限制氣井產(chǎn)能的因素有：1）自然因素2）工藝因素

3）經(jīng)濟因素4）其它因素2、開采速度1）氣藏比油藏具有更有利的開采條件。

確定開采速度應考慮：

（1）要使氣井和地面設備更經(jīng)濟；（2）用戶需求量和長期穩(wěn)定供氣；（3）有無后備儲量接替（4）國家的能源政策；（5）天然氣的價格。2）國情不同，實際開采速度不一致。

羅馬尼亞5％，前蘇聯(lián)5－7％，而美國均在5％左右，水驅氣藏在4％以下。儲采比為10左右時，抗風險能力過低；15時具有較合理的抗風險能力；大于20時，應適當擴大生產(chǎn)規(guī)模。五、氣田開發(fā)層系的劃分1、劃分開發(fā)層系的意義1）充分發(fā)揮各類氣層的作用2）部署井網(wǎng)和生產(chǎn)設施的基礎3）采氣工藝技術的發(fā)展水平4）氣藏開發(fā)的高速度要求2、劃分原則1）有一定儲量，氣井有一定的生產(chǎn)能力和穩(wěn)產(chǎn)時間，采氣工藝簡單，較好的經(jīng)濟效果。2）有良好的隔層3）沉積條件相近，滲透率、氣層分布面積和層內(nèi)非均質程度相近。4）構造形態(tài)、油、氣、水分布情況、壓力系統(tǒng)和天然氣性質應當接近。5）按目前的采氣工藝水平不要分得過細。3、劃分與組合開發(fā)層系的基本方法

下列情況應該劃分層系：1）氣層的構造形態(tài)有顯著差異。2）含氣面積差異很大，油、氣、水分布規(guī)律有顯著差異。3）驅動類型或壓力系統(tǒng)明顯不同。4）各氣層的天然氣性質不同。5）氣層物性有顯著差別，包括氣層形態(tài)、分布面積、內(nèi)部結構和生產(chǎn)能力等?？赡苄灾饕袃蓚€條件：有無隔層、有無獨立生產(chǎn)能力；必須符合經(jīng)濟指標，不能虧損。4、劃分層系的主要工作為：1）研究和掌握氣層特性。2）分析氣層沉積背景、沉積條件、沉積類型和巖性組合。3）研究氣層內(nèi)部的韻律性。4）研究氣層分布形態(tài)和性質，碎屑巖儲層應從含氣砂體入手。5）研究各類砂體特性。6）劃分開發(fā)層系的基本單元。7）已開發(fā)地區(qū)進行氣砂體動態(tài)分析。8）綜合對比，選擇層系劃分與組合的最佳方案。主要對比指標有：1） 層系組合所能控制的儲量。2） 層系組合所能達到的采氣速度和穩(wěn)產(chǎn)年限。3） 層系組合所能達到的采收率。4） 層系組合所能達到的經(jīng)濟指標。5、及時進行開發(fā)層系的調(diào)整

六、氣藏的井網(wǎng)部署布井方案是氣田開發(fā)方案編制中最主要的方案。合理的井網(wǎng)部署應以提高氣藏采收率為目標，力爭有較高的采氣速度和較長的穩(wěn)產(chǎn)年限，它主要取決于氣層地質特征和氣藏驅動類型，也取決于所要求的采氣速度。1、氣藏開發(fā)的井網(wǎng)井距

布井的一個重要問題是確定井數(shù)、井網(wǎng)和井距。

層狀砂巖氣藏的井距大致范圍：各國不盡一致。羅馬尼亞氣井井距按氣層滲透率大小為：1）滲透率為幾百毫達西（10－3um2），氣井井距700－1000m；2）滲透率為幾十毫達西，井距為400－500m；3）滲透率為幾個毫達西，井距為250－400m。美國規(guī)定最大井網(wǎng)為640英畝，井距約1.6km左右。法國拉克氣田面積144km2，用三角井網(wǎng)均勻布井32口，井距1.5km.。前蘇聯(lián)烏克蒂爾氣田，生產(chǎn)井集中在構造頂部，井距2－3公里。2、布井方式

1）均勻布井2）線狀布井或環(huán)狀布井3）氣藏中心（頂部）高產(chǎn)區(qū)布井4）對于斷塊氣藏、透鏡狀氣藏和多套層系氣藏采用不均勻井網(wǎng)。3、影響布井方式的因素1） 采氣速度2） 儲層性質3） 邊底水影響4） 地面建設4、布井步驟

采用“分層布井、層層迭加、綜合調(diào)整”的方法，具體步驟如下：1）根據(jù)各個主要小層的滲透率、氣體地下粘度，確定該層的平均井距，采取均勻布井方式。2）根據(jù)各小層的含氣砂體平面分布和氣層物性情況，以確定的平均井距為依據(jù)，適當加以調(diào)整，使每個氣砂體至少有一口生產(chǎn)井。3）各層井位迭加起來，然后加以調(diào)整。4）按調(diào)整后的幾個布井方案，再對各非重要層進行補充布井。5）計算各布井方案的儲量損失，選取儲量損失量最小的方案。6）根據(jù)所選方案進行數(shù)值模擬方案的對比和優(yōu)選。

7）選擇布井方案的原則是：（1）充分考慮氣粘度小、流動性大的特殊性。（2）井網(wǎng)部署應有計劃、分步驟進行，先稀后密?；A井網(wǎng)應著重針對每套開發(fā)層系中較穩(wěn)定的好層部署。（3）要盡量滿足國家和市場對天然氣的用氣需要，采氣速度要合理，有穩(wěn)產(chǎn)時間，遞減階段壓力下降緩慢，開發(fā)效果好。（4）有利于發(fā)揮工藝措施的效果和層系井網(wǎng)的調(diào)整，有一定的靈活性。（5）保證經(jīng)濟效果好，管理主動，氣井利用率高。（6）在開發(fā)過程中，隨著我們對氣田認識的不斷加深，要不斷調(diào)整，開始布井不要太密，可采用具有較大靈活性的正方形井網(wǎng)。（1）單井經(jīng)濟極限產(chǎn)量?川東2002年鉆一口井總成本4000×104元/井?要經(jīng)濟上不虧本，按0.572元/m3氣價格，加上采氣成本最低一口井累計產(chǎn)氣8000×104m3（按內(nèi)部收益率12％計）5、整裝氣田井網(wǎng)井距論證方法和經(jīng)驗

（川東經(jīng)驗）（2）經(jīng)濟極限控制儲量?1.0－1.6×108m3?采收率0.5－0.8?高滲透區(qū)采收率高，單井經(jīng)濟極限控制儲量1.0×108m3?低滲透區(qū)采收率低，單井經(jīng)濟極限控制儲量1.6×108m3（3）已知氣藏儲量豐度，計算經(jīng)濟極限井距低滲透區(qū)高滲透區(qū)低滲透區(qū)1.2－1.4km1～1.5×108m3儲量豐度高滲透區(qū)0.5－0.9km1.58～5.62×108m3

儲量豐度相應極限井距（4）川東石炭系經(jīng)濟極限條件儲層類別滲透率導壓系數(shù)（m2/s）結論Ⅰ<0.1<0.001不經(jīng)濟，原則上不布井Ⅱ0.1-0.50.001-0.01投資風險區(qū)Ⅲ>0.5>0.01具經(jīng)濟價值，布井在用上述方法大致確定井網(wǎng)、井距后，還需用數(shù)值模擬方法根據(jù)多種布井方案，從中優(yōu)選，最終確定最佳布井方案。七、氣藏天然氣儲量估算和采收率

天然氣、凝析油和其他有用礦物成分的儲量，既是氣田勘探的綜合成果，也是氣田開發(fā)的物質基礎。它是制定國家長遠規(guī)劃和企業(yè)生產(chǎn)計劃、確定氣田建設規(guī)模和基建投資的依據(jù)，必須算準儲量、管好儲量。天然氣儲量劃分為探明儲量、控制儲量和預測儲量三級。1、我國氣藏天然氣儲量分級

1）探明儲量它是在氣田評價鉆探階段完成或基本完成后估算的儲量，并在現(xiàn)代技術和經(jīng)濟條件下可提供開采的并能獲得社會、經(jīng)濟效益的可靠儲量。它是編制氣田開發(fā)方案、進行氣田開發(fā)建設投資決策和氣田開發(fā)分析的依據(jù)。估算探明儲量時，應分別估算地質儲量、可采儲量和剩余可采儲量。還可細分為：已開發(fā)的探明儲量（相當于其他礦種A級）、未開發(fā)探明儲量（B）和基本探明儲量（C）三級。（1）已開發(fā)探明儲量（A）

①開發(fā)方案已經(jīng)實施，已完成開發(fā)井網(wǎng)。氣藏已投入開發(fā)，它提供開發(fā)分析和管理的依據(jù)。②儲量參數(shù)估算可靠構造形態(tài)、斷層分布、氣水分布特征、氣藏類型、儲集類型、氣層物性、流體性質、驅動類型、氣層生產(chǎn)能力和壓力系統(tǒng)等均已探明。③復雜氣田還須取得動態(tài)儲量的有關參數(shù)，用動態(tài)法對儲量進行核算。（2）未開發(fā)探明儲量（B）① 已完成評價鉆探，它是編制開發(fā)方案和進行開發(fā)建設投資決策的依據(jù)。② 已取得可靠的儲量參數(shù)比較可靠地確定了含氣面積；查明了氣藏類型、氣水分布特征；對產(chǎn)氣能力和驅動類型有初步的認識，對儲集類型、氣層物性和流體性質已認識清楚；構造圈閉類型、構造形態(tài)、高點、軸線及斷層位置已查明。③ 誤差不超過±

20％。④ 裂縫型碳酸鹽巖、復雜斷塊和巖性圈閉等氣藏，完成了地震詳查、精查或三維地震，并在鉆了評價井之后、在儲量計算參數(shù)基本取全、含氣面積基本控制情況下所估算的儲量。（3）基本探明儲量①已取得基本可靠的儲量計算參數(shù)已查明：構造圈閉類型、構造高點、主斷層。已查明：氣藏類型、氣水分布特征?；究刂疲汉瑲饷娣e。已基本認識：儲集類型、巖相變化及裂縫系統(tǒng)。已初步了解：裂縫連通范圍、小斷塊邊界。已取得：氣層物性、產(chǎn)氣能力及流體性質資料。用不穩(wěn)定試井方法初步了解單井或幾口井連通范圍的儲量。②相對誤差應小于±30％。2）控制儲量（C-D）

（1）某一圈閉內(nèi)預探井發(fā)現(xiàn)工業(yè)氣流，在評價鉆探過程中鉆了少量評價井。它是編制中、長期規(guī)劃和評價鉆探的依據(jù)。（2）已取得部分儲量估算參數(shù)。查明了圈閉形態(tài)，鉆探已獲得工業(yè)氣流。類比法推測了含氣面積、驅動類型及氣水界面。初步了解產(chǎn)層巖性和流體性質。（3）相對誤差應小于±

50％。3）預測儲量（D-E）

（1）預探井獲得工業(yè)性油氣流或油氣顯示，通過區(qū)域地質條件分析，估算的容積法儲量。它作為評價鉆探的依據(jù)。（2）已證實圈閉存在，見到良好顯示或氣流，儲量參數(shù)由鄰區(qū)資料類比法確定。2、西方國家SPE的石油天然氣分級根據(jù)地質和工程數(shù)據(jù)的分析，具有合理可信度估算的、在當前經(jīng)濟條件下，從估算日期以后，在已知儲層中成為商業(yè)可采的石油量。石油：以碳氫化合物為主的天然存在的液體和氣體，也可同時含N2、CO2、H2S以及其他非碳氫化合物。石油是用來包括行業(yè)用語中稱石油、凝析油、天然氣液和其他伴生物的各種物質。1） 探明儲量（ProvedReserves）（見下表2-10）表2－10SPE儲量分級油氣層解釋的可靠程度含氣面積可靠程度電測解釋可靠經(jīng)測試驗證電測解釋油氣層未經(jīng)測試驗證電測解釋可能油氣層又無可靠巖心資料由鉆井控制單個油氣層含氣面積或有可靠的油氣水界面資料探明儲量ProvedReserves概算儲量ProbableReserves可能儲量PossibleReserves由鉆井控制的最大可能含油氣面積概算儲量概算儲量可能儲量由構造最低圈閉等高線控制的最大可能含氣面積可能儲量可能儲量可能儲量

探明儲量可劃分開發(fā)的和待開發(fā)的。合理可信度詞意表示有很大的把握將石油量采出。如果采用概率方法，實際采出量超過估算量的概率至少80％。2）概算儲量（ProbableReserves）是地質和工程數(shù)據(jù)查明一般很有可能成為商業(yè)可采的待探明儲量，采用概率法時，采出量等于或超過探明儲量加概算儲量的概率至少為50％。3）可能儲量（PossibleReserves）是地質和工程數(shù)據(jù)表明比概算儲量更少可能為商業(yè)可采的待探明儲量。在這一前提下，采用概算法時，其實際采出量等于或超過探明儲量加概算可能儲量的概率至少為10％。“當前經(jīng)濟條件”——指評估時期的成本和價格。

表2－11SPE儲量分級當前有經(jīng)濟價值的總資源已確定待發(fā)現(xiàn)的探明的概算的預測的（在已知區(qū)域）臆測的（在未發(fā)現(xiàn)區(qū)域）儲量當前無經(jīng)濟價值的接近邊際資源低于邊際地質保障手段增加經(jīng)濟開采價值增大3、油氣儲量的資產(chǎn)評估將自然資源作為一項資產(chǎn)來經(jīng)營管理是目前我國經(jīng)濟研究中普遍關注的一個熱點問題。1）要實行觀念轉變即：要樹立經(jīng)濟觀念，實現(xiàn)由地質儲量管理轉變到可采儲量管理；要樹立動態(tài)觀念，實現(xiàn)由靜態(tài)儲量管理轉變到靜、動態(tài)和可采儲量管理；要樹立價值觀念，實現(xiàn)由實物量管理轉變到實物和價值管理。2）油氣儲量價值評估方法一是“技術可采儲量”估算。二是“經(jīng)濟可采儲量”估算。（1） 技術可采儲量估算（2）經(jīng)濟可采儲量通常采用“凈現(xiàn)值法”,“比較銷售法”和“地質工程法”等僅在勘探初期進行“探礦權”轉讓或價值評估時部分采用。（3）主要計算方法如下：①年度凈現(xiàn)金流量計算年凈現(xiàn)金流量＝銷售量－生產(chǎn)經(jīng)營成本－銷售稅金及附加－當年勘探開發(fā)工程投資其中：銷售收入＝年產(chǎn)氣量×商品率×銷售價格＋副產(chǎn)品收入②經(jīng)濟可采儲量計算經(jīng)濟可采儲量年產(chǎn)量③累計凈現(xiàn)值計算將每年度的凈現(xiàn)金流量（扣除成本和新增投資）乘以現(xiàn)值系數(shù)后累加。累計凈現(xiàn)值年凈現(xiàn)金流量（1+i）-tn——經(jīng)濟開采年限i——貼現(xiàn)率（或稱銀行業(yè)基準收益率）④凈現(xiàn)值率（NPVR）評價NPVR＝100％×累計凈現(xiàn)值（NPV）/勘探開發(fā)投資現(xiàn)值勘探開發(fā)投資現(xiàn)值，是將產(chǎn)能建設期分年度的開發(fā)工程投資，貼現(xiàn)到評價起始年的現(xiàn)值之和。4、天然氣的采收率主要有以下兩個方面：1）開展對水驅氣的剩余氣飽和度的實驗和理論研究，天然氣采收率的實驗研究；2）運用數(shù)理統(tǒng)計方法對已開發(fā)完的或接近開發(fā)完的實際氣田進行采收率的分析研究。①水驅氣時剩余氣飽和度在15－50%范圍變化，實驗結果見表2－12。②地層壓力對驅替效率沒有影響。③沒有發(fā)現(xiàn)驅替速度對剩余氣飽和度的影響。④在121℃范圍內(nèi)，所得到的剩余氣飽和度一致，說明溫度沒有影響。（1）1952年加芬（Geffen.T.M）等人對水驅問題作了比較全面的實驗研究，結論如下：1）水驅氣的剩余氣飽和度的實驗和理論研究及天然氣采收率的實驗研究表2－12水驅氣實驗結果巖樣剩余氣飽和度（%）膠結砂子16膠結差的砂子21（1塊巖樣）人選膠結材料17（1塊巖樣）24（1塊巖樣）25（3塊巖樣）膠結砂巖30（1塊巖樣）30－36（12塊巖樣）31－34（3塊巖樣）33（3塊巖樣）30－38（14塊巖樣）平均34.6灰?guī)r34－37（6塊巖樣）40－50（4塊巖樣）50（2塊巖樣）

（2）隨后，有許多科技工作者，尤其是在前蘇聯(lián)，從事了大量水驅氣的實驗研究。⑤驅替相的粘度和原始含氣飽和度對剩余氣飽和度也沒有影響（后人證明應有影響的）

⑥將水淹區(qū)內(nèi)取心井的巖心分析和電測資料作了對比，巖心分析剩余氣飽和度16.7－22%，電測資料解釋為19.4－37%。2）統(tǒng)計方法確定的氣藏

天然氣采收率

（1）在美國，有人總結了67個已采完的氣田采收率，平均為82.9%，一般在65.2－92.6%范圍變化。（2）前蘇聯(lián)對已開采完或接近開采完的氣田統(tǒng)計資料（見下表2－13）。表2－13采收率統(tǒng)計氣田數(shù)驅動類型最終采收率按算術平均按儲量加權平均15氣藏0.8610.89532彈性水驅0.8510.871（3） 加拿大學者G.J.狄索爾斯將全世界不同類型氣藏采收率歸納為：彈性氣驅70－95%，彈性水驅45－70%；致密氣藏可降到30%；凝析氣藏65－80%。（4） 我國天然氣儲量計算規(guī)范：彈性氣驅80－95%；彈性水驅45－60%；致密氣藏<60%；凝析氣藏65－85%；其中凝析油40%。（5） 美國通常把15%原始氣藏壓力作為廢棄壓力，是基于氣藏內(nèi)高產(chǎn)氣井大致在20年內(nèi)采出原始儲量的85%的經(jīng)驗。八、氣田、凝析氣田開發(fā)的方針原則石油天然氣

是不可再生的資源，是人類極為寶貴的財富。我們要科學開采和合理利用石油天然氣。實行油氣并重、開發(fā)與節(jié)約并重、環(huán)境保護和油氣加工利用并重的方針，確保石油工業(yè)更好地為經(jīng)濟建設服務，更好地造福于人民，這是我們氣田、凝析氣田開發(fā)的總方針。

1、氣田、凝析氣田開發(fā)的總方針氣田、凝析氣田開發(fā)應遵循的方針是：持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展方針，少投入、多產(chǎn)出提高經(jīng)濟效益。先探明儲量，再建設產(chǎn)能、后安排天然氣生產(chǎn)。合理利用氣藏的天然能量。采用先進有效的工藝技術，增加氣藏產(chǎn)能和穩(wěn)產(chǎn)期限。搞好資源的綜合利用和環(huán)境保護，以爭取更高的最終采收率和最佳技術經(jīng)濟效益。氣田、凝析氣田開發(fā)原則：

★上、下游工程必須合理配套，做到精心設計、精心施工?！餁獠匮芯?、氣藏動態(tài)監(jiān)測貫穿于氣田開發(fā)的始終，實行有效控制和適時調(diào)整?！镒龊卯a(chǎn)量接替，實現(xiàn)開發(fā)生產(chǎn)的良好循環(huán)，做到長期穩(wěn)定供氣?！镆揽靠萍歼M步，積極采用現(xiàn)代科學技術和裝備，完善氣田開發(fā)資料數(shù)據(jù)庫，形成計算機應用網(wǎng)絡，提高氣田開發(fā)水平?！锪幾龅轿鍌€合理：合理的開發(fā)方式；合理劃分開發(fā)層系；合理的井網(wǎng)部署；合理的氣井生產(chǎn)制度；留有合理的后備儲量。九、開發(fā)階段和開發(fā)程序在各個開發(fā)階段分別編制的天然氣開發(fā)系列方案，它們包括：開發(fā)概念設計、開發(fā)評價方案、試采方案、開發(fā)方案和調(diào)整方案等等。一個構造或地區(qū)在發(fā)現(xiàn)工業(yè)氣流和控制儲量之后，氣田開發(fā)人員就要早期介入。對于大型氣田、新區(qū)、大、中型氣田和凝析氣田要編制氣田開發(fā)概念設計。1、 氣田開發(fā)準備階段表2－14氣田開發(fā)階段劃分階段氣田開發(fā)準備階段氣田開發(fā)階段早期中期后期產(chǎn)能建設穩(wěn)產(chǎn)遞減低壓小產(chǎn)量儲量級別控制儲量落實探明儲量期間探明儲量已開發(fā)儲量方案設計氣田開發(fā)概念設計氣田開發(fā)評價方案（氣田開發(fā)可行性研究）氣田開發(fā)方案設計氣田開發(fā)方案實施氣田開發(fā)調(diào)整方案設計備注氣藏儲量<100×108m3方案設計合并為一個評價方案設計——動態(tài)監(jiān)測貫穿于始終2、氣田開發(fā)概念設計它是氣田開發(fā)的最初設計，要對氣田類型、單井產(chǎn)能和開發(fā)規(guī)模進行預測，提出鉆井、采氣工程和地面建設的框架性設計，地面、地下、經(jīng)濟效益一體化的設計，為投資決策提供最初依據(jù)。3、氣田開發(fā)評價方案在氣田儲量部分探明或基本探明時編制氣田開發(fā)評價方案，多數(shù)氣田可和概念設計合并。要開展室內(nèi)實驗和現(xiàn)場開發(fā)試驗，為編制開發(fā)方案作準備，主要內(nèi)容有：1）部署開發(fā)地震工作，儲層橫向預測和開發(fā)井位優(yōu)選。2）進行氣藏試采凡有條件的氣藏都要進行試采。3）進行室內(nèi)開發(fā)實驗。4）鉆采工藝現(xiàn)場先導試驗。5）開辟開發(fā)試驗區(qū)。6）地面系統(tǒng)的前期準備。4、氣田開發(fā)方案1）獲得國家批準的探明儲量后編制氣田開發(fā)方案。2）是氣田開發(fā)建設和指導生產(chǎn)的重要文件。3）氣田開發(fā)方案的組成以氣田地質特征為基礎，由氣藏工程設計、鉆井和采氣工程設計、地面工程設計和開發(fā)經(jīng)濟評價四部分內(nèi)容組成，缺一不可。4）對不同開發(fā)方式、不同開采速度、不同層系和不同井網(wǎng)編制成多個方案，進行技術經(jīng)濟指標的比選，推選最佳方案（備選方案一般為三個）供決策。5）新投產(chǎn)氣田力爭達到資金回收期小于7年，財務內(nèi)部收益率>15%。6）探明儲量>50×108m3的氣田開發(fā)方案由中國石油或中國石化、中海油股份有限責任公司審批。5、氣田開發(fā)實施階段6、氣田開發(fā)動態(tài)監(jiān)測與分析

它貫穿于氣田開發(fā)的全過程。7、開發(fā)調(diào)整方案

氣田開發(fā)生產(chǎn)與方案不適應時，需要調(diào)整。1）儲量或產(chǎn)量有明顯的增或減。2）邊、底水活動發(fā)生明顯的變化。3）衰竭式開發(fā)的凝析氣藏，凝析油含量快速變化。4）井下、地面設備嚴重腐蝕。5）開發(fā)中、后期采輸管網(wǎng)與生產(chǎn)能力不相匹配。6）其它特殊情況。國外大中型氣田開發(fā)過程分為三個時期，即上升時期，平穩(wěn)期和下降期，上升期一般2－5年，可采出地質儲量的5－15%，年開采速度2－3%，平穩(wěn)期一般5－15年，采出地質儲量40－55%，年開采速度5－7%，下降期可采儲量的20－30%。

十、氣田開發(fā)概念設計的編制

1、對于整裝大型氣田應做概念設計（1）在少量探井、評價井取全、取準全套資料的基礎上，對氣田作出初步評價。（2）對氣田開發(fā)的關鍵問題進行初步論證。（3）明確編制正式開發(fā)方案還應解決的問題。（4）幫助我們縮短開發(fā)準備期。（5）概念設計集中體現(xiàn)在“三個模型”、“四個論證”和“九個內(nèi)容”上。

三個模型：構造模型、沉積模型、儲層模型。四個論證：地質論證、氣藏工程論證、鉆井采氣工程論證、經(jīng)濟論證。九個內(nèi)容：①油氣藏類型；②儲量估算；③產(chǎn)能、規(guī)模和開發(fā)方式；④主體鉆采工藝技術；⑤地面工程輪廓設計；⑥產(chǎn)品結構、銷售市場和經(jīng)濟效益初步評價；⑦為編制開發(fā)方案需繼續(xù)獲取的資料，主要包括：補做地震、評價井測試和分析化驗工作；對復雜地質情況的氣田、整裝大氣田分批鉆評價井或局部控制井；開辟先導試驗區(qū)；認真研究資料；交探明儲量；⑧水、電、訊、路等建設；⑨抽稀鉆基礎井網(wǎng)。2、以氣田地質為基礎編制氣藏工程方案

（1）構造、氣層、砂體展布及參數(shù)場；（2）流體參數(shù)分布；（3）壓力系統(tǒng)；（4）隔、夾層分布；（5）氣井產(chǎn)能；（6）驅動類型；（7）地質儲量；（8）可采儲量。3、鉆井工程設計重點在：（1）井身結構；（2）井類型設計（直井、水平井、定向井或叢式井等）；（3）鉆開氣層的方式；（4）保護氣層措施；（5）完井方式。

4、采氣工程設計（1）完井要求；（2）投產(chǎn)及接替的采氣方式；（3）氣層改造；（4）注入方式；（5）采氣工藝；（6）氣層保護；（7）井下作業(yè)；（8）測試；（9）經(jīng)濟評價。

重點在：

采氣工程設計目的以提高氣井產(chǎn)能為重點，以成熟技術為依托，選擇最佳的技術路線、最佳工藝技術系列和設備工具，保證達到設計的單井產(chǎn)量或注入量為目標，保證達到較高的作業(yè)成功率和有效期，并取得較好的經(jīng)濟效益。5、選擇“先進實用、安全可靠、適應性強”的工藝技術，搞好地面工程設計。（1）布局要適用整個油區(qū)規(guī)則，符合總體部署和分布實施原則。（2）分專業(yè)規(guī)劃，但氣藏工程、采氣工程和