气藏

泛应用于致密砂岩气藏产能评价中，致密砂岩A气田气井产能测试报告中无阻流量计算选取的不是本区域的一点法经验公式，而是相邻区域B气田的。从理论上分析了经验系数对一点法产能方程的影响，通过A气藏测试资料，评价该一点法经验公式对A气藏的适用性，指导A气藏产能认识及合理配产。1 A 气藏选用的一点法产能公式气井“一点法”产能通用公式如下[1]：式中：QAOF为气井无阻流量，104m3/d；Qg为气井产量，104m3/d；PD为无因次压力；α为经验参数。对于（1）式，

2]。不同于常规气藏,致密气藏储层物性差,依靠弹性能量衰竭式开发时,气体在储层中流动呈非达西渗流特征,压力梯度需大于一定数值(即启动压力梯度),气体才能流动[3-7]。采收率是致密气藏经济开发决策的重要依据,也是开发方案优化设计的重要指标，加砂压裂是目前提高致密气藏采收率的通用技术手段[8-10]。废弃压力是确定气藏采收率的关键参数,而对于致密气藏,启动压力梯度会对废弃压力的确定产生明显影响,进而影响致密气藏采收率的合理计算[11-15]。目前,关于启动压

于“背斜层状边水气藏”，无断层发育，气藏为边水所环绕。储层岩性主要为泥质粉砂岩和粉砂岩，地层胶结疏松，以原生孔隙为主，有少量的次生孔隙。岩心样品分析孔隙度为10.3%～43.0%，平均为32.4%，渗透率为8.3～68.3 mD，平均为19.0 mD，总体表现为高孔、中—低渗储层的特点。储层砂体平面发育稳定，横向连通性好，总体上属孔隙性相对均质气藏［1］。针对不同类型的水驱气藏有不同的开发方式，水驱气藏开发的主要原则是尽早识别，合理开采，从而达到提高采收率

，蒋贝贝(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.西南石油大学，四川 成都 610500；3.中国石油吉林油田分公司，吉林 松原 138000)0 引 言随着全球油气资源需求的增长，水平井钻完井技术成为开发油气藏的重要技术之一。由于储层的非均质性导致水平井段的动用程度不同，影响了油气藏的开发效果[1-2]，因此，非均质气藏水平井流入动态以及产能的准确预测成为非均质储层动用措施及预测此类油气藏开发效果的重要依据[3-5]。目前，

4057)对水驱气藏生产指示曲线的重新认识* ——以崖城13-1气田北块气藏为例杨朝强 彭小东 汪新光 罗 佼 童璐一(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)传统观点认为定容气藏生产指示曲线呈直线，水驱气藏生产指示曲线上翘，异常高压气藏生产指示曲线下弯。南海崖城13-1气田是一个正常压力系统的边水气藏，但其北块气藏的生产指示曲线却出现了下弯现象。以崖城13-1气田北块气藏为研究对象，进行了生产指示曲线下弯原因及敏感性分析，在此基础上对

国家能源高含硫气藏开采研发中心， 成都 610051；2. 中国石油西南油气田分公司， 成都 610051)超深高压高含硫气藏治水对策研究邓 惠1,2杨洪志1,2姚宏宇1,2文 雯2王颂夏1,2胡 碟1,2(1. 国家能源高含硫气藏开采研发中心， 成都 610051；2. 中国石油西南油气田分公司， 成都 610051)LG礁滩气藏为典型的超深高压高含硫有水气藏，该气藏储渗类型多样，气水关系复杂，水侵影响严重，制约了气藏的高效开发。为此，采用多种方法对

736202）气藏开发地质研究李骏（中国石油及天然气股份有限公司青海油田分公司采气二厂马北试采作业区，甘肃 敦煌 736202）为了合理开发气藏，达到预期的天然气产量，采取必要的技术措施，对气藏开发实施地质研究，获得气藏的地质资料，为降低气藏的开采成本，提高开发效率，奠定了基础。针对目前的生产实际情况，对气藏开发后期实施精细的地质研究，确定剩余可采储量的分布规律，提高气藏的开发效果。气藏；开发地质；研究为了实现高效开发气藏的目标，对气藏进行地质研究，气藏

坳陷迪北致密砂岩气藏油气分布特征及聚集机理刘立炜，孙雄伟，赵英杰，金江宁 （中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000）根据库车坳陷迪北气藏的试油、储层裂缝发育程度和天然气组分分析等资料，重新认识了迪北气藏的分布特征和聚集机理。结果表明：迪北气藏是介于圈闭型和连续型致密砂岩气藏之间的一种过渡型气藏，天然气主要分布于圈闭及其附近，且分布不是连续的；扩散不是迪北气藏的主导排气机理，烃源岩生成的气向储层选择性注入，注入点的选择可能与储层的裂缝

盟隆起什股壕区带气藏类型齐荣(中国石化 华北油气分公司 勘探开发研究院，河南 郑州 450006)鄂尔多斯盆地伊盟隆起什股壕区带下二叠统山西组和下石盒子组发育岩性气藏和背斜气藏，为深入研究该区成藏规律和提高水平井的实施效果，对气藏的几何形态及其类型详细研究很有必要。利用钻井和地震资料，结合气、水层解释和测试成果，解剖了典型气藏的平面和剖面几何形态，分析了相关圈闭遮挡因素，将研究区气藏分为5种类型。纵向上，下石盒子组2段和3段主要发育岩性气藏，盒1段主要发育

定后再进行测压是气藏平均地层压力求取的最佳方法。但由于气藏本身性质的影响，关井将带来较大影响，如:异常高压和主力生产气井不能关井;低渗气藏关井几个月甚至半年以上，都难以获得满意的平均地层压力;一定程度上影响经济效益［1－3］。这些都给利用关井方法计算气藏平均地层压力的应用带来困难，因此目前常采用获得单井供给区内的平均地层压力后加权平均来计算，如算术平均法、厚度加权平均法、面积加权平均法、有效孔隙体积加权平均法、体积加权平均法、累计产气量加权平均法等［4－6

益增加，开发含硫气藏已成为获得天然气的重要途径之一。20 世纪60 年代以来，高含硫气藏的开发在欧美等国家得到了快速的发展，已成功开发了一批高含硫气藏，建立了一套相对较为完善的开发技术及管理体系，积累了一定的开采经验。高含硫气藏在全球范围分布广泛，目前，全球已发现有400 多个具有工业价值的高含硫化氢气田。我国含硫气藏资源也十分丰富, 累积探明高含硫天然气储量已经超过7 000 ×108m3，约占探明天然气总储量的1/6，具有重要的工业开发价值[1]。高含

00）川东石炭系气藏产量递减规律研究杨莎 李晓平（西南石油大学国家重点实验室,成都 610500）在分析川东5个石炭系气藏生产现状和递减期资源潜力的基础上，使用经典的Arps递减分析方法研究其产量递减趋势，总结产量递减模式和影响气藏产量递减的因素。气藏；石炭系；低渗气藏；水侵；产量递减石炭系是四川盆地近30年天然气开发的主产层系，目前多数气藏已经进入开发的中后期，采出程度较高。在已投入开发的气藏中，按已探明地质储量计算的采出程度进行划分，采出程度≤30%（

深21井等19个气藏，天然气探明储量超过2×1011m3，充分展示了良好的天然气勘探远景.徐家围子断陷天然气主要产于下白垩统营城组一段、营城组三段火山岩储层和营城组四段的火山角砾岩储层中，天然气主要来源于下白垩统沙河子组煤系地层，盖层主要是营城组一段顶部的火山岩及登娄库组二段的泥岩.天然气分子小，质量轻，活动性强，在地下具有较强的散失性[1-3].盖层条件的优劣决定气藏的有无和储量丰度的高低.盖层对天然气富集程度控制作用前人做过研究和探讨[4-15],但这

线方程在异常高压气藏地质储量计算中的应用张迎春 赵春明 童凯军 郑 旭(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)从异常高压气藏物质平衡方程出发,提出产量贡献因子的概念,推导出一个新的拟抛物线方程,用以计算异常高压气藏的地质储量、有效地层压缩系数及动态采出程度等。矿场实例验证及对比分析结果表明,本文提出方法计算简便、预测精度高、实用性强,在缺乏气藏参数的情况下为异常高压气藏储量计算提供了一种新的方法。异常高压气藏 压降曲线 拟抛物线方程 地