气藏工程管理规定

1、气藏工程管理规定第一章总 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 .111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 .211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，

2、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

3、容包括：2（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。

4、（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

5、藏工3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

6、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4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

7、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

8、）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，5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

9、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1/51/3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

10、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6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1015年的稳产，一般 采用34%的采气速度； 储层物性与连通

11、性好的中小型气 藏， 要求稳产710年，可采用45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

12、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。7（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

13、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

14、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。8（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

15、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

16、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。第二十三条开发井位确定。按照方案设计井位，通过现 场勘察，确定开发井的地面与地下井位。后续开发井井位，需要结合已实施开发井跟踪分析适当调整优化。9第二十四条开发井地质设计。开发井位确定后，编写钻 井地质设计，包括地层概况、构造描述、储层描述、资料录 取、取芯设计、测井设计等内容，为钻采工程设计提供详细 的地层特点、断层和易漏层、地层压力、有毒有害气体组分 及含量预告。第二十五条在钻井过程中应做好跟踪分析

17、。做好实钻与 设计对比、多井的地层对比，不断加深对气藏的认识。若构 造、储层或油气水分布发生较大变化，提出补充录取资料的 要求和钻井次序的调整建议。补充录取资料包括补充取芯、测试、流体取样等第二十六条钻遇油气层与原地质模型有重大变化时，应 对原开发方案进行相应调整，并履行审批和备案程序。开发 井全部完钻后应及时完善地质模型。第二十七条根据地质与气藏工程方案要求和实施情况， 制定详细的开发井投产程序和实施要求。根据测井资料和试 气资料，结合气井具体地质条件，对气井进行合理配产。第五章 开发动态监测第二十八条根据气田开发阶段及开发特点,按照“系统、准确、 实用”的要求，制定开发动态监测方案，建立监

18、测系 统。监测对象主要包括生产气井、 排水井、 凝析气田注气井、 观测井以及回注水井等。气田开发动态监测主要包括压力、温度、产量、生产剖 面、流体性10质与组分、油气水界面和边界的监测。第二十九条动态监测方案设计原则。（一）应针对不同类型气藏开发特点，满足不同开发阶 段气藏动态分析的需求。（二）监测井应选择固定井与非固定井相结合的方式， 并具有一定代表性（构造部位、储层、产量级别等） 、可对 比性。（三）气田开发初期监测井点密度和资料录取频率相对较高，开发后期以典型井监测为主。第三十条气井试井。（一）应根据气藏工程研究的需要，在生产计划中安排 试井工作。试井前编写试井地质设计和施工设计，按照设

19、计 要求高质量录取试井资料。试井完成后，及时结合地质资料 进行试井解释，编写试井报告，并提出相应的措施建议。（二）根据开发工作需要，新井投产初期、生产井产量 或压力出现较大变化、增产措施前后应进行不稳定试井。（三）重点井应采用井下测压方式，定期进行产能试井 和压力恢复试井，必要时可安排干扰试井。第三十一条压力、温度监测。主要包括气藏地层压力、流动压力、气层中部温度、井口油压、套压和井口温度。（一）新钻开发井打开产层时做好地层压力和温度资料 录取。（二）根据气藏特点，一般应选取510%的具有代表性的生产井作为定点测压井，录取地层压力、流动压力资料，11每年12次。（三）大型气藏每年安排具有代表性

20、的区块或开发单元 关井测压，中小型气藏12年安排一次全气藏关井测压， 监测气藏压力分布。（四）加强气层中部压力、温度监测。对于重点观察井， 可采用永久下入式高精度压力计连续测量气层中部压力、温 度。对凝析气井、有地层水产出气井、多层合采气井，应采 用高精度压力计测量井筒压力、温度梯度。（五） 特殊类型气藏如异常高压气藏和高酸性气藏的压 力、 温度监测，其监测方式及要求应根据实际情况确定，同 时应加强生产套管与技术套管、技术套管与表层套管之间压 力的监测。（六）观察井每月度井底测压一次，其中气井观察井酌 情加密观察。（七）正常生产气井，按日监测井口油压、套压与温度。第三十二条井流物产出量及生产剖

21、面监测。（一）产出量、注入量监测。以单井为监测单元，根据 气田实际情况采用连续计量或间歇计量方式，监测生产井 气、油、水产量和注入井注入量。（二）生产剖面监测。多产层气藏、块状气藏应加强生 产剖面监测。重点开发井、多层合采井应在投产初期测生产 剖面，每年选择重点井测生产剖面。循环注气开采的凝析气 田，要定期对注气井进行注入剖面监测。（三）煤层气藏气井加强动液面、抽油机示功图及井底 流压的监测。（四）疏松砂岩气藏详细观察、记录气井出砂状况，包 括井口取样分析、砂刺气嘴情况、探砂面及冲砂情况。12第三十三条流体性质及组分监测。（一）一般气藏在投产初期选择有代表性的重点气井进 行高压物性取样分析，在

22、生产过程中每年作一次天然气组分 全分析。（二）特殊类型气藏如凝析气藏选择有代表性的气井每 月作一次凝析气、原油组分分析和每半年作一次高压物性取 样分析，注气井每月作一次注入气组分分析；酸性气藏选择 有代表性的气井每半年测H2S、CO2含量一次； 有水气藏气 井的水气比明显上升时， 应加密氯离子、 水样全分析。第三十四条油气水界面监测。 带油环气藏、边底水气藏应加强油气界面、气水界面监 测。选13口井监测气水界面或油气界面移动情况，每半 年测试一次。第三十五条油田公司应每年编制天然气开发动态监测 方案并组织实施，重点气田开发监测方案报勘探与生产分公 司备案。动态监测纳入年度生产计划安排，费用从操

23、作成本 中列支。一般情况下气藏工程动态监测费用占操作成本23%。当气田需实施整体开发调整、增产、治水等重大技术 措施时，应根据需要增加监测工作量和相关费用。第六章 开发过程管理第三十六条气田开发过程中气藏工程管理的主要内容 包括产量管理、动态分析、开发调控、储量动态管理、气井与气田废弃以及开发资料管理。第三十七条产量管理。 包括产能核实、 气田与气区配产、 应急供13气预案。（一）产能核实。应做好已开发气田、当年新建产能的 生产能力核实工作，为生产管理提供依据。核实的产能应是 气井与地面集输处理相配套的生产能力。1已开发气田生产能力核实。应在研究气田生产历史 与开发规律、单井生产能力统计的基础

24、上，确定已开发气田 上年末生产能力，预计当年末、下年度末的生产能力。处于 建产和稳产阶段气田的生产能力，以方案为基础结合实际进 行核实；处于递减和低压阶段，产能核实应考虑产量递减。2 当年新建生产能力核实。 应根据当年新建并具备生 产条件气井数、平均单井日产能力和生产天数进行计算，生 产天数一般采用330天。（二）气田与气区配产1气田配产计划的编制与实施。在股份公司下达气区 年度产量计划的基础上，各油田公司应做好配产计划的细化 落实工作，分气田进行配产。为保障安全平稳供气，气田年产量控制在设计年产规模的8090%。按照月度生产运行计划，组织气田生产。原则上气田配产不得超方案设计规模，因供气需要

25、不得 不超规模生产的气田应报勘探与生产分公司备案，水驱气 藏、凝析气藏严禁超规模生产。供气高峰期备用气田备用能 力的动用，报勘探与生产分公司批准后方可实施。备用能力 不纳入年度生产计划管理。2气区配产计划的编制与实施。 应本着以产定销、 产销 结合、综14合平衡的原则，做好产量与长输管线供气、周边市 场、自用气量的对接平衡，编制月度产量运行计划，经股份 公司批准后由油田公司组织实施。特殊情况下，由勘探与生 产分公司下达调整计划，油田公司遵照实施。（三）做好天然气应急供气预案。各油气田公司要结合 历年产运销规律，编制油气田应急供气方案，并制定切实有 效的管理措施，保障特殊情况下天然气的生产供给。

26、第三十八条利用动态监测成果，按月（季） 、年（半年） 度及阶段进行气藏动态分析，并编制分析总结报告。（一）月（季）气藏生产动态分析。编制天然气开发数 据月（季）报，主要内容包括：生产计划完成情况、主要开 发指标、气藏开发主要工作量及效果。（二）年度（半年）气藏动态分析主要是搞清气藏动态 变化及趋势，作为下年度配产和调整部署的依据，主要内容 包括：生产计划完成情况和方案设计指标执行情况、年度措 施执行情况及其效果分析、下年度开发调整措施及工作量建 议。（三）气藏阶段动态分析。开展阶段气藏动态分析的主 要目的是为编制中长期开发规划、气田开发调整提供依据。分析的主要内容包括气藏地质特征再认识与气藏地

27、质模型 修正、储量动用状况、剩余储量分布及开发潜力分析、边底 水活动情况、开发技术政策的适应性、开发趋势及预测、方 案设计指标符合程度及开发效果评价、开发经济效益评价、 开发存在的主要问题、调整对策与措施等。第三十九条当气田已有的开发层系、井网、注采系统不 适应开发阶15段变化的需要，开发指标反映气田开发效果差 时，应及时编制地质与气藏工程调整方案，进行气田开发调 整。第四十条地质与气藏工程调整方案主要工作包括：做 好气藏精细描述，分析气田开发存在的主要矛盾，提出调整 挖潜的方向、目标和措施。通过对气田开发方式、层系、井 网、气井产能、采气速度、井口输气压力等开发技术政策与 指标进行深入论证，

28、提出多个地质与气藏工程调整方案，进 行数值模拟分析预测，优选推荐方案，达到提高储量动用程 度、延长稳产期、提高采收率的目的。第四十一条气田开发生产不同阶段，气藏工程重点研究 工作。（一）上产期：即投产初期产量上升阶段。主要是通过 跟踪新钻井、开发地震和试采资料，加深气藏地质认识，优 化待钻开发井井位与钻井次序，气井合理配产，使气田开发达到方案设计指标（二）稳产期：即从产量达到开发方案设计规模并稳定 生产的阶段。以提高气田稳产能力、延长稳产期为目标，通 过方案指标与实际生产结果对比，研究储量动用程度、井网 适应性、 地层压力与气井产能变化趋势，分析气田稳产潜力，为补孔调层与补充新井增加储量动用、

29、增产工艺措施提供依 据。（三） 递减期： 即从产量开始递减至递减到开发方案设 计规模20%的阶段。 以减缓气田产量递减为目标， 通过精细 气藏描述，搞清剩余可采储量分布， 研究气田递减规律， 搞 清影响气田递减控制因素， 为查层补孔、排水采气、打调整 井等一系列挖潜措施提供依据。16（四）低产期：即产量递减到开发方案设计规模20%以 下的阶段。以提高气田最终采收率为目标，研究气藏废弃压 力、经济极限产量以及高采出程度条件下的气田开发技术经 济政策，尽可能降低气藏废弃压力，挖掘气藏潜力，提高气 藏采收率。第四十二条气藏储量实行动态管理。（一）气田投产二至三年时，应对探明储量进行复算， 以后每三至五年对已开发储量核算一次。气田地质认识有重 大变化或进行了开发调整应及时进行核算。（二）采用产量递减法、物质平衡法、数值模拟法等多种方法，对已开发气藏的技术可采储量和经济可采储量进行 年度标定。（三）矿权转让或气田废弃时应对储量进行结（清）算， 并核销剩余储量。（四）探明储量复算、核算和结算、技术