泛應用于致密砂巖氣藏產(chǎn)能評價中，致密砂巖A氣田氣井產(chǎn)能測試報告中無阻流量計算選取的不是本區(qū)域的一點法經(jīng)驗公式，而是相鄰區(qū)域B氣田的。從理論上分析了經(jīng)驗系數(shù)對一點法產(chǎn)能方程的影響，通過A氣藏測試資料，評價該一點法經(jīng)驗公式對A氣藏的適用性，指導A氣藏產(chǎn)能認識及合理配產(chǎn)。1 A 氣藏選用的一點法產(chǎn)能公式氣井“一點法”產(chǎn)能通用公式如下[1]：式中：QAOF為氣井無阻流量，104m3/d；Qg為氣井產(chǎn)量，104m3/d；PD為無因次壓力；α為經(jīng)驗參數(shù)。對于（1）式，

2]。不同于常規(guī)氣藏,致密氣藏儲層物性差,依靠彈性能量衰竭式開發(fā)時,氣體在儲層中流動呈非達西滲流特征,壓力梯度需大于一定數(shù)值(即啟動壓力梯度),氣體才能流動[3-7]。采收率是致密氣藏經(jīng)濟開發(fā)決策的重要依據(jù),也是開發(fā)方案優(yōu)化設計的重要指標，加砂壓裂是目前提高致密氣藏采收率的通用技術手段[8-10]。廢棄壓力是確定氣藏采收率的關鍵參數(shù),而對于致密氣藏,啟動壓力梯度會對廢棄壓力的確定產(chǎn)生明顯影響,進而影響致密氣藏采收率的合理計算[11-15]。目前,關于啟動壓

于“背斜層狀邊水氣藏”，無斷層發(fā)育，氣藏為邊水所環(huán)繞。儲層巖性主要為泥質粉砂巖和粉砂巖，地層膠結疏松，以原生孔隙為主，有少量的次生孔隙。巖心樣品分析孔隙度為10.3%～43.0%，平均為32.4%，滲透率為8.3～68.3 mD，平均為19.0 mD，總體表現(xiàn)為高孔、中—低滲儲層的特點。儲層砂體平面發(fā)育穩(wěn)定，橫向連通性好，總體上屬孔隙性相對均質氣藏［1］。針對不同類型的水驅氣藏有不同的開發(fā)方式，水驅氣藏開發(fā)的主要原則是盡早識別，合理開采，從而達到提高采收率

，蔣貝貝(1.油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；2.西南石油大學，四川 成都 610500；3.中國石油吉林油田分公司，吉林 松原 138000)0 引 言隨著全球油氣資源需求的增長，水平井鉆完井技術成為開發(fā)油氣藏的重要技術之一。由于儲層的非均質性導致水平井段的動用程度不同，影響了油氣藏的開發(fā)效果[1-2]，因此，非均質氣藏水平井流入動態(tài)以及產(chǎn)能的準確預測成為非均質儲層動用措施及預測此類油氣藏開發(fā)效果的重要依據(jù)[3-5]。目前，

4057)對水驅氣藏生產(chǎn)指示曲線的重新認識* ——以崖城13-1氣田北塊氣藏為例楊朝強 彭小東 汪新光 羅 佼 童璐一(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)傳統(tǒng)觀點認為定容氣藏生產(chǎn)指示曲線呈直線，水驅氣藏生產(chǎn)指示曲線上翹，異常高壓氣藏生產(chǎn)指示曲線下彎。南海崖城13-1氣田是一個正常壓力系統(tǒng)的邊水氣藏，但其北塊氣藏的生產(chǎn)指示曲線卻出現(xiàn)了下彎現(xiàn)象。以崖城13-1氣田北塊氣藏為研究對象，進行了生產(chǎn)指示曲線下彎原因及敏感性分析，在此基礎上對

國家能源高含硫氣藏開采研發(fā)中心， 成都 610051；2. 中國石油西南油氣田分公司， 成都 610051)?超深高壓高含硫氣藏治水對策研究鄧 惠1,2楊洪志1,2姚宏宇1,2文 雯2王頌夏1,2胡 碟1,2(1. 國家能源高含硫氣藏開采研發(fā)中心， 成都 610051；2. 中國石油西南油氣田分公司， 成都 610051)LG礁灘氣藏為典型的超深高壓高含硫有水氣藏，該氣藏儲滲類型多樣，氣水關系復雜，水侵影響嚴重，制約了氣藏的高效開發(fā)。為此，采用多種方法對

736202）氣藏開發(fā)地質研究李駿（中國石油及天然氣股份有限公司青海油田分公司采氣二廠馬北試采作業(yè)區(qū)，甘肅 敦煌 736202）為了合理開發(fā)氣藏，達到預期的天然氣產(chǎn)量，采取必要的技術措施，對氣藏開發(fā)實施地質研究，獲得氣藏的地質資料，為降低氣藏的開采成本，提高開發(fā)效率，奠定了基礎。針對目前的生產(chǎn)實際情況，對氣藏開發(fā)后期實施精細的地質研究，確定剩余可采儲量的分布規(guī)律，提高氣藏的開發(fā)效果。氣藏；開發(fā)地質；研究為了實現(xiàn)高效開發(fā)氣藏的目標，對氣藏進行地質研究，氣藏

坳陷迪北致密砂巖氣藏油氣分布特征及聚集機理劉立煒，孫雄偉，趙英杰，金江寧 （中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒841000）根據(jù)庫車坳陷迪北氣藏的試油、儲層裂縫發(fā)育程度和天然氣組分分析等資料，重新認識了迪北氣藏的分布特征和聚集機理。結果表明：迪北氣藏是介于圈閉型和連續(xù)型致密砂巖氣藏之間的一種過渡型氣藏，天然氣主要分布于圈閉及其附近，且分布不是連續(xù)的；擴散不是迪北氣藏的主導排氣機理，烴源巖生成的氣向儲層選擇性注入，注入點的選擇可能與儲層的裂縫

盟隆起什股壕區(qū)帶氣藏類型齊榮(中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006)鄂爾多斯盆地伊盟隆起什股壕區(qū)帶下二疊統(tǒng)山西組和下石盒子組發(fā)育巖性氣藏和背斜氣藏，為深入研究該區(qū)成藏規(guī)律和提高水平井的實施效果，對氣藏的幾何形態(tài)及其類型詳細研究很有必要。利用鉆井和地震資料，結合氣、水層解釋和測試成果，解剖了典型氣藏的平面和剖面幾何形態(tài)，分析了相關圈閉遮擋因素，將研究區(qū)氣藏分為5種類型?？v向上，下石盒子組2段和3段主要發(fā)育巖性氣藏，盒1段主要發(fā)育

定后再進行測壓是氣藏平均地層壓力求取的最佳方法。但由于氣藏本身性質的影響，關井將帶來較大影響，如:異常高壓和主力生產(chǎn)氣井不能關井;低滲氣藏關井幾個月甚至半年以上，都難以獲得滿意的平均地層壓力;一定程度上影響經(jīng)濟效益［1－3］。這些都給利用關井方法計算氣藏平均地層壓力的應用帶來困難，因此目前常采用獲得單井供給區(qū)內(nèi)的平均地層壓力后加權平均來計算，如算術平均法、厚度加權平均法、面積加權平均法、有效孔隙體積加權平均法、體積加權平均法、累計產(chǎn)氣量加權平均法等［4－6

益增加，開發(fā)含硫氣藏已成為獲得天然氣的重要途徑之一。20 世紀60 年代以來，高含硫氣藏的開發(fā)在歐美等國家得到了快速的發(fā)展，已成功開發(fā)了一批高含硫氣藏，建立了一套相對較為完善的開發(fā)技術及管理體系，積累了一定的開采經(jīng)驗。高含硫氣藏在全球范圍分布廣泛，目前，全球已發(fā)現(xiàn)有400 多個具有工業(yè)價值的高含硫化氫氣田。我國含硫氣藏資源也十分豐富, 累積探明高含硫天然氣儲量已經(jīng)超過7 000 ×108m3，約占探明天然氣總儲量的1/6，具有重要的工業(yè)開發(fā)價值[1]。高含

00）川東石炭系氣藏產(chǎn)量遞減規(guī)律研究楊莎 李曉平（西南石油大學國家重點實驗室,成都 610500）在分析川東5個石炭系氣藏生產(chǎn)現(xiàn)狀和遞減期資源潛力的基礎上，使用經(jīng)典的Arps遞減分析方法研究其產(chǎn)量遞減趨勢，總結產(chǎn)量遞減模式和影響氣藏產(chǎn)量遞減的因素。氣藏；石炭系；低滲氣藏；水侵；產(chǎn)量遞減石炭系是四川盆地近30年天然氣開發(fā)的主產(chǎn)層系，目前多數(shù)氣藏已經(jīng)進入開發(fā)的中后期，采出程度較高。在已投入開發(fā)的氣藏中，按已探明地質儲量計算的采出程度進行劃分，采出程度≤30%（

深21井等19個氣藏，天然氣探明儲量超過2×1011m3，充分展示了良好的天然氣勘探遠景.徐家圍子斷陷天然氣主要產(chǎn)于下白堊統(tǒng)營城組一段、營城組三段火山巖儲層和營城組四段的火山角礫巖儲層中，天然氣主要來源于下白堊統(tǒng)沙河子組煤系地層，蓋層主要是營城組一段頂部的火山巖及登婁庫組二段的泥巖.天然氣分子小，質量輕，活動性強，在地下具有較強的散失性[1-3].蓋層條件的優(yōu)劣決定氣藏的有無和儲量豐度的高低.蓋層對天然氣富集程度控制作用前人做過研究和探討[4-15],但這

線方程在異常高壓氣藏地質儲量計算中的應用張迎春 趙春明 童凱軍 鄭 旭(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院)從異常高壓氣藏物質平衡方程出發(fā),提出產(chǎn)量貢獻因子的概念,推導出一個新的擬拋物線方程,用以計算異常高壓氣藏的地質儲量、有效地層壓縮系數(shù)及動態(tài)采出程度等。礦場實例驗證及對比分析結果表明,本文提出方法計算簡便、預測精度高、實用性強,在缺乏氣藏參數(shù)的情況下為異常高壓氣藏儲量計算提供了一種新的方法。異常高壓氣藏 壓降曲線 擬拋物線方程 地