在气田开发方案编制前或准备阶段，需要确定探明地质储量，并通过审定获得批准，相关技术 DZ/T0217

在气由开发方案编制前或 可行的海上气由，需要 层渗流特征和气井产能特征

对于缺乏开发技术和经验的特殊类型气田邮政标准，在开发方案编制前或准备阶段，需要开展开发先导 解决深化认识地质特征和产能特征、论证开发技术经济可行性、筛选开发主体工艺技术的问题

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在气田开发方案编制之前或编制过程中，应充分录取及研究获取基础资料（参见附录A）， 认识气田地质特征和开发规律、优选开发主体工艺技术、确定开发对策的需求。其中，认识气 特征与开发规律的资料需求和技术要求见SY/T5440、SY/T6108、SY/T6110、SY/T6285。

6气田开发主要对策制订的一般性技术要求

6.1技术定位及相互关系

6.1.1主要对策制订的定位

以充分认识气田地质特征和开发规律为基础，制订适宜的地质与气藏工程对策，是气田开发方案 编制必须的技术导向，也是需要首先解决的问题。尽早确定气田开发主要对策，并在后续工作中不断

6.1.2各工作环节之间的关系

气由开发主要对策制订以气藏描述研究和气藏工程论证为基础，同时受技术、经济、环境条件 等多方面因素制约，需要反复研究论证，通常在气田开发方案编制工作后期才能形成完善的对策。然 而，为了强化技术导向，带动相关工作全面开展，时常需要早期初步确定主要开发对策。在信息不充 分条件下正确决策，需要依托成熟的技术模式和经验做法。

6.2确定开发模式和优选开采方式

6.2.1确定开发模式

气由开发模式是在理论和实践基础上总结出的气由开发基本范式，用于指导气由开发总体技术对 策制订。在气田开发方案编制时，应首先确定适宜开发模式，这是气田开发对策总体可行的基本保障。 以单井是否均具有效益产量和稳产能力、储层整体连通性是否较好、气藏储量可动性和气井产能 稳定性是否易发生异常变化为逻辑主线，以开发对策的根本性差异为重点，划分不同的开发模式，如 图1所示。常见的气田开发模式见表1。 对分布范围广、地质特征变化大的特大型、大型气田，应分析不同区块的地质情况，必要时分别 确定或组合应用不同开发模式。

6.2.2优选开采方式

优选开采方式在确定开发模式之后进行，属于第二层级的开发对策优选。常见的开采方式优 2。

6.3论证开发技术指标

6.3.1开发方案动用储量

以确保气田产能建设可行性为目标，论证确定与之相适应的开发范围和动用储量。具体论证时应 考虑以下因素： 一一目前技术经济条件下探明地质储量在不同区块、不同层位的可动性与可采性差异。 环境条件的制约。 动用气田不同部位、不同类别储量的最佳方式和有利时机，

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表1常见的气田开发模式

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表2常见的开采方式优选

以合理利用地层能量、保障长期安全平稳生产、 提高气井开采效果为目标，论证确定单并配产。 应参考以下数据： 气井无阻流量。 对气井稳产期的要求。 导致井控范围内边、底水非均匀突进的临界产量。 低渗透储层充分贡献产量的临界压差。 井控区域存在外围补给情况下不同配产对稳产期末采出量的影响程度。 导致地层气体紊流效应严重的临界流速。 一凝析油气体系露点压力，

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导致压裂支撑剂返流的地层气体临界流速。 井壁失稳或产层出砂的临界生产压差。 气井携液临界产量。 油管冲蚀速度。 井口输气压力约束下气井极限产出能力

导致压裂支撑剂返流的地层气体临界流速。 井壁失稳或产层出砂的临界生产压差。 气井携液临界产量。 油管冲蚀速度。 井口输气压力约束下气井极限产出能力。

6.3.4气藏稳产年限

以保障平稳供气、实现资源和产能有序接替为目标，论证确定气藏稳产年限合理范围。通常对 大型中、高渗气藏应设计稳产10～15年，对储层物性和连通性好的中型气藏应设计稳产7～10年。 具体论证时应考虑以下因素： 气藏初始产能及其稳定性。 本地区天然气开采资源接替状况。 一地层水活跃程度。 气藏开采达不到设计稳产年限的不利后果，

6.3.5气藏采气速度

以兼顾产量贡献和采收率，使气藏开采最终的技术经济指标最优为目标，论证确定气藏采气速 度。在通常情况下，可参考已开发气藏经验或统计数据，类比确定采气速度（参见附录B）。具体论 正时应考虑以下因素： 气藏储量规模及储量可动用性。 水侵活跌程度。 凝析油气体系相态变化特征。 对气藏稳产期的要求。 对气藏采收率的影响。 经济效益

6.4不同类型气藏补充开发对策

水侵气藏还需要考虑以下特殊性，开展针对性论证，完善开发对策： 一地层水体大小、气水关系、断层、裂缝、隔夹层、高渗透条带分布等地质特征，井型、井 网、产层打开程度、单井配产、气藏采气速度等开发方式，对地层水活动规律有影响。 若底水气藏构造闭合度小、储层非均质性强且垂向连通性好，在缺之成熟、经济的特殊井型 排水采气工艺技术情况下，应慎用水平井开发。 若底水气藏的气层较厚、储层高角度裂缝不发育或垂向存在低渗透隔层，在适宜采用水平井 开发的情况下，宜设计水平井产层井段与底水保持一定距离。 对位于底水区的气井，在气井产能较低易水淹停产，并且储层高角度裂缝不发育、具备避水 条件的情况下，直井可仅打开上部气层生产。 对位于局部底水区且处于边水向气藏内部侵入通道上的气井，在水体能量较小、气井产能 高、主动排水能保护邻井及技术经济可行的情况下，可开展适度打开底水层早期利用气层能 量排水的先导试验。 对距边、底水近且处于水侵优势通道上的气井，应适当控制生产压差或产量，避免过早水淹 停产，

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对靠近地层可动水体的气井，在水体能量相对较小、主动排水能保护邻井及技术经济可行的 情况下，宜先期设计该井水淹停产后开展排水试验的预案。 应尽早评估和持续研究地层气水关系及水侵对气藏开发的影响，同时研究确定适宜的排水和 地层产出水处理工艺措施，综合考虑气藏采收率、产能贡献率、环境保护和经济效益而及时 优化开发对策。

致密气藏还需要考虑以下特殊性，开展针对性论证，完善开发对策： 应分析确定单井经济极限产量、单井经济可采储量，强化气藏开发井网部署的技术支撑。 应采用成熟的气层识别与预测技术，优选天然气富集和储层发育区，增强优化布井的针 对性。 应优选井型、重视储层保护、强化储层改造，提高单井产量。 应优选低成本开采技术，控制开发投资。

超高压气藏还需要考虑以下特殊性，开展针对性论证，完善开发对策： 应针对钻井、完井、试气、试采、采气等环节，制订可靠的技术方案与安全措施。 应研究气田开发过程中储层岩石形变对气井产能的影响，尽可能避免出现生产制度不合理导 致产能严重下降的现象。 应重视水区储层岩石形变引起水侵异常活跃的机理，提出减缓水侵影响的对策。

低压气藏还需要考虑以下特殊性，开展针对性论证，完善开发对策： 在钻井、完井、储层改造环节，应制订储层保护方案，减轻钻井及施工作业液对储层的伤客 尽可能保证初期开发井网设计合理，尽量避免地层压力大幅度下降后再补充部署开发井。

酸性气藏还需要考虑以下特殊性，开展针对性论证，完善开发对策： 应根据天然气中硫化氢、二氧化碳的含量和相应的分压，优选材质，确保生产系统的本质安 全，见GB/T20972。 应根据腐蚀机理、腐蚀速度实验分析和现场试验成果，优选腐蚀监测与检测、腐蚀控制工艺 技术。 应准确识别酸性气藏开发的风险，确定钻井、完井、采气作业和地面生产系统运行方面的安 全与环保技术措施。 高含硫化氢气田地面集输系统设计在安全截断、安全泄放、腐蚀控制、气田水处理方面具有 特殊性，见SY/T0612。 对高含硫气藏应开展流体相态及硫沉积研究，提出防治硫沉积的技术措施。

凝析气藏还需要考虑以下特殊性，开展针对性论证，完善开发对策： 具备条件时，开采初期宜适当控制气井生产压差，减缓反凝析效应对气井产能的影响，充 利用有利相态条件提高凝析油采收率。

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对保持地层压力开采的凝析气藏，应论证注入介质、注人时机及压力保持水平，确定合理注 采比和注采周期。 凝析气田地面工程或海洋工程设计在注气系统部署、凝析气处理、凝析油储运方面具有特殊 性,见,SY/T 0605

6.4.7疏松砂岩气藏

疏松砂岩气藏还需要考虑以下特殊性，开展针对性论证，完善开发对策： 应加强储层水敏、速敏、应力敏感研究，充分认识上述因素对气井产能、气藏开发规律的影 响关系，针对性制订开发对策。 宜采用工艺与控制生产压差相结合的方式，防止或控制产层出砂。

火成岩气藏还需要考虑以下特殊性，开展针对性论证，完善开发对策： 火成岩气藏储层成因特殊、岩性和岩相类型多样、非均质性强、气水关系复杂，有效储层及 气水关系识别与预测的准确性、并位优选的合理性对气藏开发影响较大，应强化相关研究。 应针对强非均质背景下储层物性变化快、水侵影响差异大的具体地质情况，优选井型、优化 井网、合理配产。

变质岩气藏还需要考虑以下特殊性，开展针对性论证，完善开发对策： 变质岩气藏主要包括基岩风化壳型和基岩断裂破碎带型，两者的地质特征有显著差异，这种 差异通常会导致适宜性开发对策有所不同。 变质岩气藏基质微孔对气井产能的贡献极低，裂缝和溶蚀孔洞是主要储集空间，裂缝是主要 渗流通道，储量计算、产能评价、合理配产时应充分考虑这些特殊性。 对强非均质性储层进行分类评价，描述不同类型储层分布情况，是寻找变质岩气藏开发有利 区和有利并位目标、优化开发井靶体参数的必要基础

6.5.1储量不确定性风险及防控措施

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4）针对气田开发前期评价阶段存在的问题，对气田开发生产阶段的储量复算和核算工作，以 及相应的开发对策优化事宜，提出部署安排或建议

6.5.2产能不确定性风险及防控措施

6.5.3水侵影响不确定性风险及防控措施

6.5.4其他不确定性风险及防控措施

气田开发方案编制还存在开发技术可行性、开发指标预测方面的不确定性风险，开发方案实施也 存在一定的不确定性风险。 防控以上不确定性风险的主要技术措施包括： 做好试采和开发先导试验工作，开发方案编制时深人论证和优化，确保所选开发主体技术可行。 夯实研究所需的资料基础，充分运用先进、成熟、适用技术，建立和完善地质模型与数值模 拟模型，提高开发指标预测准确性。 在方案实施要求中，提出跟踪分析方案执行情况而及时调整部署的预案，主要包括补充录取 深化认识地质特征和开发规律所需的资料、根据完成井情况和研究认识优化后续开发井位、 出现异常情况时的应对措施。

7开发方案编制内容要求

气田概况描述应包含以下内容： 地理位置。 一矿权情况。 与气田开发工程建设相关的自然地理环境和人文地理环境概况 区域地质概况，

.1.2勘探及开发前期证

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气田勘探及开发前期评价简况描述应包含以下内容： a）勘探历程。 b）开发前期评价历程。 c）气田范围内完成的地震、钻井、录井、取心、测井、试气、流体取样、实验分析、动态监测、 储层改造、工艺试验、专项研究等工作量和重要成果概况。 d）储量申报情况。 e）试采评价情况。 f)先导试验情况。

简述开发方案的主要结论及推荐方案的技术经济指标，应包含以下内容： a）气藏主要特征描述。 b）地质与气藏工程方案要点。 c）钻井工程方案要点。 d）采气工程方案要点。 e）地面工程方案或海洋工程方案要点。 f）健康安全环境评价要点。 g）经济评价要点

按阶（组）、段或亚段单元，描述层位、深度、岩性、厚度、接触关系，以及测并电性和地 特征，编制地层综合柱状图。 开展地层对比分析，划分小层，编制小层对比图，相关技术要求见SY/T6110

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7.2.3沉积相和岩相特征

以单并地质相分析为基础、测井相分类为构架，并震结合建立地震相模式，描述沉积相，亚相 的分布特征，编制沉积相平面图，明确有利的沉积相分布区域。对火成岩气藏，采用类似方式 类岩相展布特征，明确有利的火成岩相区域。相关技术要求见SY/T6110、SY/T6285

描述储层的岩石学特征、储集空间特征、物性和敏感性特征，分析孔、洞、缝发育情况与相互搭 配关系，进行储层分类评价；描述各类储层、隔层、夹层展布特征，研究储层发育及非均质性的控制 因素。 编制单井储层综合柱状图，描述储层垂向分布特征，编制气藏储层对比剖面图，描述储,层纵横向 展布特征，编制储层厚度、孔隙度、渗透率等参数的平面变化图，描述有利储层分布特征。相关技术 要求见SY/T6110、SY/T6285。

7.2.5流体性质及分布特征

描述地层中油、气、水关系及其各自的分布特征，相关技术要求见SY/T6110。 描述天然气的组分、物理性质及高压物性参数，含硫天然气总硫、有机硫、单质硫含量，高酸 性天然气相态特征，凝析油的组分、物理性质及高压物性参数，凝析油气体系相态特征；地,层水的水 型、离子含量、物理性质及高压物性特征。相关技术要求见GB/T26981

2.6地层压力与温度特

成压力系统、原始地层压力及压力系数、温度及

7.2.7储层渗流特征

分析确认产层储渗类型、单井渗流模式，计算渗流特征参数，辨识储层非均质特征、边界性质 ，相关技术要求见SY/T5440

7.2.8气井产能特征

根据气井产能测试资料分机 分析气井产能主控因素，评 相关技术要求见SY/T5440

7.2.9气井生产特征

分析气井产气、油、水状况，生产过程中压力、产量稳定性或变化情况，以及分析不同气井生 存在差异、同一气井生产特征发生变化的主控因素，相关技术要求见SY/T6108

7.2.10单并控制范围及动态储量特征

根据测压数据或生产数据计算单井有效控制范围及相应的动态储量，以及计算气藏动态储量，相 关技术要求见SY/T6108。对比同一口井地质储量与动态储量的差异，以及分别对比各井地质储量、 动态储量的差异，分析气藏储量分布特征、开发井网完善程度，评价气藏地质储量的可动性和可采 性。储量可采性评价方面的技术要求见SY/T6098

7.2.11气藏连通性特征

评价并间是否具备连通的地质基础，分析井间压力于扰效应，确认气藏内部区块之间、邻井之间

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的连通关系，以及气藏与边底水区域之间的连通程度，相关技术要求见SY/T6108

7.2.12水侵活跃特征

分析水体储量及可动性、气水关系、水侵优势通道、水侵速度敏感性特征，评价水侵对气藏开发 的影响，

7.2.14气藏地质建模

在静态、动态综合分析基础上，建立构造、 沉积相或岩相、储层属性、流体分布三维地质模型 具备条件时建立裂缝分布三维地质模型，相关技术要求见SY/T6110

7.2.15气藏数值模拟模型建立

在气藏地质建模基础上，结合实验分析结果、试井解释等动态分析成果，通过产量、压力历史拟 合，以及具备条件时开展气井分布式温度测试资料的历史拟合，校正和完善地质模型，形成气藏动态 预测数值模拟模型，相关技术要求见SY/T6744

7.2.16储量评价与有利区优选

气田开发方案中涉及的气曦储量评价工作应包含以下三个基本要点： a）以地层压力降至零的理想化极限为参照，计算可动储量。 b）以废弃地层压力为约束性参照，计算技术可采储量，以经济极限产量为约束性参照，计算经 济可采储量。 c）以各类储层展布特征预测、储量可动性及可采性评价为基础，确定开发有利区。 储量评价技术路线应包含以下环节： a）根据三维地质模型，采用网格容积法计算气藏地质储量，相关技术要求见DZ/T0217。 b）与探明地质储量比较，从新增资料、地质特征认识变化、基础参数可靠性等方面，分析储量 计算结果存在差异的原因，评价确认地质储量。 c）在地质分析基础上，结合渗流实验分析、试井分析、生产测井分析等成果，确定储层分类的 界限指标。 d）与储层分类评价结果相对应（见7.2.4)，计算各类储量，分别描述不同类别储量分布状况 认识气藏不同位置储量可动性特征。 e）筛选可动储量分布有利区，为气由开发方案编制提供基本参考。 f）针对可动储量区，分析评价当前技术经济条件下储量的可采性，进一步筛选建产有利区域。

7.3地质与气藏工程方案设计

7.3.1确定方案设计的原则

根据气藏描述和动态分析预测的认识， 发对策优选、开发指标设计的重大问题，以及可能引起冲突或影响方案实施的矛盾，提出优选开

策、优化方案设计的原贝

7.3.2开发单元划分

通常情况下，将纵横向连通的储渗体划为一个开发单元进行开采。 当相邻层系均具有一定规模探明储量，各层系的压力系数、天然气性质及储层物性相近，并且不 存在水侵严重危害风险时，可将这些层系划为一个开发单元进行开采。 在强非均质气藏内部连通性差异较大、存在致密带阻隔的情况下，必要时可根据有利储层分布情 况，划分多个开发单元进行开采。

7.3.3开发方式优选

根据气藏地质特征与开发规律、现有工艺技术水平、安全环保要求、客观制约条件、气日开发 望及经济效益分析情况，论证优选合适的开发模式和开采方式（见6.2）

7.3.4开发方案动用储量评估

以储量评价与有利区优选结果为依据（见7.2.16)，基于资源利用最大化与产能建设可行性、 益等条件合理匹配的原则，考虑地质特征、制约条件、开发策略等因素（见6.3.1），评估确定 案动用储量，为方案编制的后续论证和设计工作提供参照基准。

根据采气井、注人并、观察并功能定位的差异，结合地质情况，论证优选适宜的井型（见 6.3.2）。以充分动用地质储量、避免非均衡破坏性开采为原则，优化井距与井网部署（见6.3.2）。 以最大程度动用气田储量和提高单井产量为目标，优化部署开发并位，通常优先考虑在天然气富 集区及优质储层发育区布井。对于强非均质气藏，宜兼顾提高单井产量和动用低渗储量，综合考虑而 部署开发井位。对于产水气藏，必要时可选择水区或气水边界区部署观察井；宜优选符合环境保护法 律、法规和政策的地质目标，部署气田水回注井。井位部署应考虑一定数量的备用井

在深入研究、充分认识气藏地质特征的基础上，选择代表性气并开展试并工作，掌握不同类型气 井的产能特征。考虑对气井稳产期的要求、气藏开发防治水侵的需求等因素（见6.3.3），综合分析确 定单井合理配产范围。

7.3.7稳产年限及合理采气速度设计

考虑气藏储量规模、储层物性及连通性、本地区天然气资源接替状况等因素，设计稳产年限范围 见6.3.4）。考虑气藏储量及可动用性、水侵活跃程度、对气藏稳产期的要求、经济效益等因素，设 计气藏采气速度范围（见6.3.5）

竣工资料7.3.8方案设计及比选

根据制订的开发技术对策及初步论证结果，结合实际需求，在合理范围内分别考虑单井配产、气 藏采气速度等指标的不同，设计多个方案。 采用气藏数值模拟方法，按每年生产330d模拟预测20年以上，确定每个方案的开发指标。对比 不同方案生产井数、稳产年限、稳产期末采出程度、预测期末采出程度等指标，以及单井产和气藏 产量、地层压力和井口压力的变化情况，比选确定推荐方案和备选方案。

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如果地质认识、数值模拟模型参数存在不确定性，则应开展相关参数变化对预测结果的敏感性分 析，评价开发指标预测的可靠性。

7.4钻井工程方案设计

7.4.1钻并方案设讯

钻井方案设计应包含以下内容： a）已完钻井的钻井工艺效果分析： 1）分析评价钻井工艺效果， 2）总结钻井过程中主要复杂情况和技术难点； 3）结合地质与气藏工程方案、采气工程方案的要求，明确钻井工程设计要点。 b）地层三压力部面预测与储层敏感性评价： 1）在岩石力学、地应力和测井研究基础上，预测地层孔隙压力、塌压力和破裂压力面， 为井身结构设计、钻井泥浆体系设计提供依据，预防和减少井下复杂情况； 2）借助已完钻井资料，分析目的层水敏、酸敏、盐敏、应力敏感特征，以及沉淀物对储层的 伤害效应，为确定钻井储层保护措施提供依据，促进气井产量提高。 c）地面井场设计： 1）以井位部署安排为依据开展设计， 2）综合考虑钻井需求、气田建设整体需求、环境因素，设计地面井场。 d）井眼轨迹和井身结构设计： 1）以满足地质与气藏工程方案要求为目标，综合考虑环境、邻井状况、采气工程需求及钻并 工程技术条件，在保障安全的前提下，设计井眼轨迹； 2）丛式井组应制订针对性的安全绕障及防碰措施； 3）井身结构设计应满足井控、保护表层地下水、规避地下矿产采掘区、保护储层、预防钻井 复杂情况和事故、强化本质安全的要求，相关技术要求见SY/T5431。 e）钻井方式设计： 1）根据钻遇地层特征、储层保护要求和钻井技术难点，选取钻井方式； 2）钻井方式设计应满足对并身结构的要求，并与完井方式相匹配。 f）钻井液设计： 1）以实现地质与气藏工程方案的目的、满足钻井工程需求为原则，选择经济、低毒、低腐 蚀、有利于储层保护和环境保护的钻井液体系， 2）根据钻遇地层特征、预防钻井复杂情况需求和储层保护要求，设计钻井液性能参数，相关 技术要求见SY/T7377。 名）钻具组合设计及钻头选型： 1）根据已确定的井型、并身结构、钻井方式和钻井液，设计钻具组合， 2）根据钻遇地层特征、钻头机械钻速和单只钻头进尺试验数据，推荐钻头类型、型号，相关 技术要求见SY/T5234

分析已完成井的固井难点，制订针对性技术措施。在保证安全的前提下道路标准规范范本，优选套管材质；对 两压气藏、高含硫气藏应进行气密封性评价。优选水泥浆体系，优化固井工艺，确保井不发生 且关技术要求见SY/T5480

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