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气藏工程管理规定-天然气开发管理纲要

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气藏工程管理规定 1 目 录 第一章 总 则 ........................................................................................................ 1 第二章 气藏评价 ........................................................................................................ 1 第三章 地质与气藏工程方案 .................................................................................... 2 第四章 方案实施 ........................................................................................................ 6 第五章 开发动态监测 ................................................................................................ 7 第六章 开发过程管理 ................................................................................................ 9 第七章 技术创新与应用 .......................................................................................... 12 第八章 附 则 ...................................................................................................... 13 1 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 , 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容包括 : (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。 2 (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。 (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 气藏工程方案设计的 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 3 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 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 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)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,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。 4 ( 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 1/5~ 1/3 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 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 10~ 15 年的稳产, 一般采用 3~ 4%的采气速度 ;储层物性与连通性好的中小型气藏, 要求稳产 7~ 10 年, 可采用 4~ 5%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 5 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 。 (一) 带油环气藏 。 当气储量系数大于 或 等于 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/ 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 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 量达到 上 或 。 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 准及要求; 对 气田 安全生产构成危害的有关信息,应在 地质与 气藏 工程 方案中作出必要的提示 ; 对高含 硫( 天然气 量大于 30g/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 加强 岩石形变及对产能影响 6 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 。 ( 六 )低压气藏 。 对压力系数 小于 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率。 ( 七 )特 低渗气藏 (储层空气渗 透率小于 1。 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( )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。 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 。 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 , 7 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 8 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 5~ 10%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 ,每年 1~ 2 次。 ( 三)大型气 藏 每年安排 具 有代表性的区块或开发单元关井测压,中小型气藏 1~ 2 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。 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,在生产过程中 每年作一次天然气组分全分析。 9 (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 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 1~ 3 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2~ 3%。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 10 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 80~ 90%。 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。 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。 11 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,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 、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。 (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 。 12 (四) 探明储量复算、核算和结算、技术可采储量与经济可采储量标定等储量报告, 由油田公司审查后,按有关规定和程序逐级申报。 第四十三条 气井 、 气田废弃 (一)气井废弃。 气井到开发后期因储量枯竭 产量 不能达到经济极限 值 , 气井大量产出地层水或水淹不能恢复生产, 气井 因 工程 、安全 事故 不能 利用 , 且 无其它 综合利用价值 , 应 申请报废。 (二)气田废弃。 气田到 开发后期因资源枯竭 或 无开采效益 ,且 无综合利用价值 , 应申请废弃。 气 井与气田的报废要填写申请报告,详述报废原因。由各油田公司审查, 按有关规定 报股份公司审批。气井与气田报废后必须进行弃置处理,做好健康、安全、环境工作。 第四十四条 要重视气藏工程管理中各项资料的管理工作 。 根据股份公司有关档案管理规定制定相应管理办法,做好各种 地质资料、 方案、动态监测 资料、开发数据、报告和图件的归档管理工作 。 第七 章 技术创新与应用 第四十五条 积极 推进 技术创新,加大气藏工程核心技术的研发和成熟技术推广力度,注重引进 和吸收 国际先进技术,不断 提高 气田开发 水平 。 第四十六条 建立技术交流与培训制度。股份公司及各油田公司 应 定期召开气藏工程技术交流会及专项技术研讨会。开展各种形式的国内外技术交流、考察 和 培训,提高队伍技术素质。 第四十七条 为提高气田科学开发水平,必须加强天然气开发实验室建设,包括提高与完善实验室装备水平,增强实验室科研力量,创新与优化实验室管理体制等。积极开展气田开发机理研究,为制定合理的开 发技术政策、优选主体开发工程技术提供科学依据。 第四十八条 气藏工程研究与管理中,重视先进实用开发新技术在气田开发中的应用,包括开发理念、开发模式、工程技术等。 应 在机理研究上充分论 13 证新技术应用的科学合理性,在开发试验上解决新技术应用的适应性,在规模应用上取得提高开发效果的实效。 第四十九条 气藏工程信息化建设要按照 油气田开发 信息化建设的总体部署,建立信息 网络,完善各项规章制度和相关 标准,搞好气藏工程数据库建设与应用,组织好气藏工程应用软件的研发、引进、推广 和 培训,加强信息安全、保密工作。 第八章 附 则 第五十条 本 规定 自发布之日起执行。 本规定发布 之前执行的有关规定与 本 规定 不一致时,以本 规定 为准。 第五十一条 各油田公司按照 本 规定 ,结合各油田公司的特点,制定实施细则。 第五十二条 本 规定 由 股份公司 勘探与生产 分 公司负责解释。
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