气藏工程管理规定
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)
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。
（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
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）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。
（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
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。
（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，
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
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。
（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
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。
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。
（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
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。
气藏工程作业题 第一章 1、综述国内外天然气资源现状与发展趋势。 答：一、世界天然气现状： 1、世界天然气资源丰富：据美国地质调查局1994年预测，世界天然气总量大致为立方米；且主要分布在中东、前苏联、美洲。 2、剩余天然气可采储量年年上升：1996——2002年世界天然气剩余可采储量增长率为1.96%；2000年之后，增长率达到3.05%。到2006年为止天然气剩余储量为立方米。 3、世界天然气产量快速增长：2000年以来；世界天然气产量年均增长率为3.12%；2006年世界天然气产量达到立方米，为2000年产量的1.19倍。 4、世界天然气贸易趋于全球化：国际天然气贸易持续强劲增长，2006年世界天然气贸易量达到立方米；增幅3.07%。 二、中国天然气现状： 1、常规天然气资源相对丰富：据初步估算，全国天然气储量已达到立方米，其中可采储量为立方米，与第二轮天然气资源评价相比，增加了立方米。
2、非常规天然气资源潜力大，开采前景乐观：（1）、煤层气资源潜力大，我国煤层气资源丰富，占世界总煤层气资源的10%；（2）、中国水溶气等非常规气开采前景乐观：中国有大量含油盆地，存在着大量的地层水，其中蕴含着丰富的水溶气资源。 三、国内外天然气资源开发趋势： 1、天然气将成为21世纪世界能源的支柱：目前煤炭、石油的消费比重在不断下降，而天然气的消费比重在快速增长，鉴于石油价格居高不下，天然气的使用量将不断增大。 2、国内天然气资源发展空间巨大：目前我国剩余天然气可采储量为：立方米，天然气年产量为立方米，此外，煤层气等非常规气资源也有一定发展空间。 3、天然气贸易世界贸易的重要组成部分：国内外天然气的需求量逐渐上升，天然气贸易量也在不断增加。 2、气田开发和油田开发有何共同点和差异性。 答：一、气田开发和油田开发的共同点：（1）、埋藏的隐蔽性、模糊性；（2）、地层的非均质性、各向异性、非连续性和非有序性；（3）、油气田开发的风险性；（4）、流体渗流的复杂性。（5）、气藏开发过程的系统性。 二、气藏开发和油藏开发的差异性：（1）、天然气即是开采对象，又是驱动能量；（2）、生气原因的广泛性；（3）、盖底层的严密性：保存条件要求比油藏更严格；（4）、气体流动的活跃性、压缩性、气体显示的隐蔽性；（5）、钻井工艺的复杂性。
气藏工程作业 气藏工程作业 参考教材：天然气工程（第二版）李士伦等编著石油工业出版社作业上交时间：该内容讲完的二周后那次课上交。 第一章绪论 1、综述国内外天然气资源现状与发展趋势。 2、气田开发和油田开发有何共同点和差异性。 4、你从我国天然气开采利用的发展历程中获得了哪些有益的经验教训。 5、气田开发有哪些特点？ 第二章天然气的物理化学性质一、概念题 天然气密度天然气相对密度天然气比容偏差系数 天然气等温压缩系数天然气体积系数 天然气膨胀系数天然气粘度 天然气水露点和烃露点天然气热值视地层压力 二、论述题 1、论述天然气偏差系数的确定方法与计算方法，并阐明各种方法的适用范围。 2、论述天然气粘度的确定方法，并阐明粘度的变化规律。 三、计算题 1. 已知天然气的摩尔分数见下表，求天然气的相对分子质量和相对密度。 组分摩尔分数yi 2. 已知天然气的Ppr=4,Tpr=1.5,Ppc=4,应用D-A-K法求Z、Cg。 3. 已知天然气的相关数据见下表，试用D-P-R法、H-Y法、D-A-K法求天然气在 P=4.817MPa ,T=47oC时的偏差系数。 C1 0.95 C2 0.03 C3 0.02 合计1 组分摩尔分数Tci(K) Pci(MPa) C1 0.94 190.6 4.604 C2 0.03 305.4 4.88 C3 0.02 369.8 4.294 n-C4 0.01 425.2 第三章烃类流体相态一、概念题
相P_V相图组分P_T相图 自由度 地面标准状况 二、论述题 1、流体PVT取样要求是什么？ 2、根据以下相图判断气藏类型，并说明判断依据。 ppppffppmaxsmaxsCCTTmaxsmaxspseppTsepfTfTT ①② 第四章气井产能分析及设计一、概念题 3.796 pppfmaxsCTmaxspsepTfT ③ 拟压力非达西流动气井试表皮系数无阻流量 气井生产工作制度气体产能拟稳态流动非达西流动系数 二、论述题 1、试阐述常规回压试井、等时试井、修正等时试井方法的特点及各方法适应性。 2、图示说明常规回压试井、等时试井、修正等时试井三种方法,并简述不同点。 3、阐述产能试井目的与方法步骤。 三、计算题 1、已知某气井产能试井资料如下表： 原始地层压力pe=68.8MPa利用二项式产能方程和气井产能经验公式确定气井的绝对无阻流量。 2、在评价气体产能方程时，有三种形式：压力形式、压力平方形式、拟压力形式（参考油 藏的产能方程）。对三种方程进行推导并利用三种方程和表1资料求的气井的绝对无阻流量。 3、推导稳定状态考虑视表皮系数的气井产能方程 4、根据表1的等时试井数据，试写出二项式产能方程与指数式产能方程，并计算无
气藏工程 考试题目：阐述69分12 选10 推导题14分 3 选2 计算题17分 3 选2 第二章天然气物化性质 要求： 掌握天然气各参数的定义，理解各参数的计算方法 要点： 天然气的组成：天然气各组分气体所占总组成的比例。三种方法表示：摩尔分数、体积分数、质量分数。 相对分子质量： 密度：在一定温度压力下，单位体积天然气的质量 相对密度：在相同温度、压力下，天然气密度与空气密度之比。无因次。 比容：单位质量天然气所占体积。 偏差系数：Z，在相同P，T下，真实气体所占体积与相同量理想气体所占体积之比。 偏差系数的确定方法与计算方法： （1）天然气偏差系数的确定方法可分为三大类：A实验室直接测定法、B图版法(Standing-Katz偏差系数图版)和C计算法。 A实验室直接测定法由于周期长、成本高，不可能随时随地经常做；B图版法较简单，且能满足大多数工程要求，应用广泛；C计算法适于编程计算，所以也得到了广发应用。 C计算方法：H-Y方法、D-A-K方法、D-P-R方法和Sutton方法。 H-Y法：适用于1.2≤Tpr≤3.0,0.1≤Ppr≤24.0的情况。该方法由于其理论基础牢固，应用的对比压力范围比原始的Standing-Katz图版更宽，拟对比压力高达24时仍然有较高的精度。 D-A-K法：即11参数法，适用于1.0≤Tpr≤3.0,0.2≤Ppr≤30.0或0.7≤Tpr≤1.0, Ppr<1.0的情况。 D-P-R法：即8参数法，适用于1.05≤Tpr≤3.0,0.2≤Ppr≤30.0的情况。 Sutton法：对于凝析油气混合物，除C1-C6单独组分（或C1-C10）外，要求确定C7+组分（或C11+）拟临界参数。如果气体中含有H2S、CO2、N2和水蒸气，还要对临界参数校正。 天然气等温压缩系数：在等温条件下，天然气随压力变化的体积变化率。简称压缩系数或弹性系数。用Cg表示。天然气体积系数:天然气在地层条件下所占体积与其在地面条件下的体积之比。用Bg表示。 天然气膨胀系数：天然气体积系数的倒数。用Eg表示。 天然气粘度：天然气抵抗剪切作用力的一种量度； 天然气水露点和烃露点：天然气水露点是指在一定压力下与天然气的饱和水蒸气量对应的温度；天然气烃露点是指在一定压力下，气相中析出第一滴“微小”的烃类液体的平衡温度。 天然气的含水量：用绝对湿度和相对湿度表示。 绝对湿度：每一立方米的湿天然气所占水蒸气的含量。 饱和绝对湿度：指在莫伊温度下，天然气中能含有的最大的水蒸汽量。 相对湿度：在同样温度下，绝对湿度与饱和绝对湿度之比。 天然气的溶解度：在一定压力下，单位体积石油或水中所溶解的天然气量。
第一章研究内容 1、油气成藏地质学的内涵及其在石油地质学中的位置 答：成藏研究涵盖的内容很多，包括基本的成藏条件或要素、成藏年代、成藏动力（运聚动力）、油气藏分布规律或富集规律等。 赵靖舟将从事油气藏形成与分布方面的研究称为“油气成藏地质学”（简称成藏地质学），认为它应是石油地质学中与石油构造地质学、有机地球化学、储层地质学、开发地质学等相并列的一门独立的分支学科。 2、成藏地质学的研究内容 答：成藏地质学的研究内容包括静态的成藏要素、动态的成藏作用和最终的成藏结果，涉及生、运、聚、保等影响油气藏形成和分布的各个方面，但重点是运、聚、保。其主要研究内容有以下5个方面： 1）成藏要素或成藏条件的研究。包括生、储、盖、圈等基本成藏要素的研究和评价，重点是诸成藏要素耦合关系或配置关系的研究，目的为区域评价提供依据。 2）成藏年代学研究。主要是采用定性与定量研究相结合的现代成藏年代学实验分析技术与地质综合分析方法，尽可能精确地确定油气藏形成的地质时间，恢复油气藏的形成演化历史。3）成藏地球化学研究。采用地球化学分析方法，利用各种油气地球化学信息，研究油气运移的时间（成藏年代学）和方向（运移地球化学），分析油气藏的非均质性及其成因。 4）成藏动力学研究。重点研究油气运移聚集的动力学特点，划分成藏动力学系统，恢复成藏过程，重建成藏历史，搞清成藏机理，建立成藏模式。 5）油气藏分布规律及评价预测。这是成藏地质学研究的最终目的，它是在前述几方面研究的基础上，分析油气藏的形成和分布规律，进行资源评价和油气田分布预测，从而为勘探部署提供依据。 在盆地早期评价和勘探阶段：成藏地质学研究的重点是基本成藏条件的评价研究与含油气系统划分。 在含油气系统评价和勘探阶段：成藏研究的重点是运聚动力学、输导体系的研究、成藏动力系统划分、已发现油气藏成藏机理和成藏模式研究，以及油气富集规律的研究。 在成藏动力系统的评价和勘探阶段：成藏地质学的研究重点油气藏成藏机理和成藏模式研究以及油气富集规律的研究等。 3、成藏地质学的研究方法 1）最大限度地获去资料，以得到尽可能丰富的地质信息。 2）信息分类与分析——变杂乱为有序，去伪存真，突出主要矛盾。 3）确定成藏时间，分析成藏机理，建立成藏模式，总结分布规律。 4）评价勘探潜力，进行区带评价，预测有利目标。 高素质的石油地质科学地质工作者须备的基本素质： ①1知识+4种能力+2种意识②扎实的背景知识 ③细致的观察能力④全面准确的信息识别能力丰富的想象力⑤周密的综合分析和判断能力⑥强烈的创造意识 ⑦强烈的找油意识 第二章油气成藏地球化学 成藏地球化学研究内容 1）油藏中流体和矿物的相互作用 2）油藏流体的非均质性及其形成机理 3）探索油气运移、充注、聚集历史与成藏机制
采气工程管理规定 目录 第一章总 则 ........................................................... 1 第二章开发前期工艺研究与试验 (2) 第三章采气工程方案 ................................................ 6 第四章完井与投产.................................................... 9 第五章采气生产管理 (13) 第六章气井作业管理 .............................................. 19 第七章技术创新与应用 .......................................... 26 第八章管理职责 ..................................................... 28 第九章质量控制 ..................................................... 31 第十章健康、安全、环境 ....................................... 33 第十一章附则 .. (35) 第一章总则第一章总则 第一条为规范采气工程各项工作,提高管理和技术水平,适应天然气勘探开发的需要,以《天然气开发管理纲要》为依据,特制定《采气工程管理规定》,以下简称《规定》,。 第二条采气工程的各项工作必须执行国家、行业、企业的相关法律、标准和规定。 第三条采气工程是天然气开发的重要组成部分,应始终坚持以人为本的“健康、安全、环境”理念,与气藏工程、钻井工程、地面工程有机结合,依靠科学管理和技术进步,实现气田安全、高效开采。
气藏工程管理规定
目录 第一章总则 ........................... 错误!未指定书签。第二章气藏评价 ........................... 错误!未指定书签。第三章地质与气藏工程方案....... 错误!未指定书签。第四章方案实施 ........................... 错误!未指定书签。第五章开发动态监测................... 错误!未指定书签。第六章开发过程管理................... 错误!未指定书签。第七章技术创新与应用............... 错误!未指定书签。第八章附则 ........................... 错误!未指定书签。
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。
气藏工程作业 参考教材：天然气工程（第二版）李士伦等编著石油工业出版社 作业上交时间：该内容讲完的二周后那次课上交。 第一章绪论 1、综述国内外天然气资源现状与发展趋势。 2、气田开发和油田开发有何共同点和差异性。 4、你从我国天然气开采利用的发展历程中获得了哪些有益的经验教训。 5、气田开发有哪些特点？ 第二章天然气的物理化学性质 一、概念题 天然气密度 天然气相对密度 天然气比容 偏差系数 天然气等温压缩系数天然气体积系数天然气膨胀系数 天然气粘度 天然气水露点和烃露点天然气热值 视地层压力 二、论述题 1、论述天然气偏差系数的确定方法与计算方法，并阐明各种方法的适用范围。 2、论述天然气粘度的确定方法，并阐明粘度的变化规律。 三、计算题 1.已知天然气的摩尔分数见下表，求天然气的相对分子质量和相对密度。 2.已知天然气的Ppr=4,Tpr=1.5,Ppc=4,应用D-A-K法求Z、Cg。 3.已知天然气的相关数据见下表，试用D-P-R法、H-Y法、D-A-K法求天然气在 P=4.817MPa ,T=47oC时的偏差系数。
第三章 烃类流体相态 一、概念题 相 组分 自由度 P_V 相图 P_T 相图 地面标准状况 二、论述题 1、 流体PVT 取样要求是什么？ 2、 根据以下相图判断气藏类型，并说明判断依据。 p p f T T ① ② ③ 第四章 气井产能分析及设计 一、概念题
拟压力 非达西流动 气井试表皮系数 无阻流量 气井生产工作制度 气体产能 拟稳态流动 非达西流动系数 二、论述题 1、试阐述常规回压试井、等时试井、修正等时试井方法的特点及各方法适应性。 2、图示说明常规回压试井、等时试井、修正等时试井三种方法,并简述不同点。 3、阐述产能试井目的与方法步骤。 三、计算题 1、已知某气井产能试井资料如下表： 原始地层压力pe=68.8MPa利用二项式产能方程和气井产能经验公式确定气井的绝对无阻流量。 2、在评价气体产能方程时，有三种形式：压力形式、压力平方形式、拟压力形式（参考油 藏的产能方程）。对三种方程进行推导并利用三种方程和表1资料求的气井的绝对无阻流量。 3、推导稳定状态考虑视表皮系数的气井产能方程 4、根据表1的等时试井数据，试写出二项式产能方程与指数式产能方程，并计算无阻流量。 表1 等时试井数据表
气藏工程作业 Document serial number【UU89WT-UU98YT-UU8CB-UUUT-UUT108】
气藏工程作业参考教材：天然气工程（第二版）李士伦等编着石油工业出版社 作业上交时间：该内容讲完的二周后那次课上交。 第一章绪论 1、综述国内外天然气资源现状与发展趋势。 2、气田开发和油田开发有何共同点和差异性。 4、你从我国天然气开采利用的发展历程中获得了哪些有益的经验教训。 5、气田开发有哪些特点 第二章天然气的物理化学性质 一、概念题 天然气密度 天然气相对密度 天然气比容 偏差系数 天然气等温压缩系数天然气体积系数天然气膨胀系数 天然气粘度 天然气水露点和烃露点天然气热值 视地层压力 二、论述题 1、论述天然气偏差系数的确定方法与计算方法，并阐明各种方法的适用 范围。
2、论述天然气粘度的确定方法，并阐明粘度的变化规律。 三、计算题 1.已知天然气的摩尔分数见下表，求天然气的相对分子质量和相对密 度。 2.已知天然气的Ppr=4,Tpr=,Ppc=4,应用D-A-K法求Z、Cg。 3.已知天然气的相关数据见下表，试用D-P-R法、H-Y法、D-A-K法求 天然气在P= ,T=47oC时的偏差系数。 第三章烃类流体相态 一、概念题 相 组分自由度P_V相图 P_T相图 地面标准状况
二、论述题 1、流体PVT取样要求是什么 2、根据以下相图判断气藏类型，并说明判断依据。 ①② ③ 第四章气井产能分析及设计 一、概念题 拟压力 非达西流动 气井试表皮系数无阻流量气井生产工作制度气体产能 拟稳态流动 非达西流动系数 二、论述题 1、试阐述常规回压试井、等时试井、修正等时试井方法的特点及各方法 适应性。 2、图示说明常规回压试井、等时试井、修正等时试井三种方法,并简述 不同点。 3、阐述产能试井目的与方法步骤。
凝析气藏开发的特点及技术 摘要：反常凝析现象决定了凝析气藏的开发方式和开发技术不同于一般气藏，除了要保证天然气的采收率外，还需要考虑提高凝析油采收率的问题。基于凝析气藏的基本特征，综述了衰竭式开发和保持压力开发的特点，介绍了常用的保持压力开发方式，并总结了我国凝析气藏开发的成熟技术及今后的主要研究方向。 关键词：凝析气藏；采气工程；开发方式；开发技术 凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1012m3的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1000×108m3的大型气田则占56%。世界上富含凝析气田的地区有俄罗斯、美国和加拿大，在我国凝析气田也分布很广。根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中西部地区及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，探明储量为 2.06×1012m3，可采储量为 1.3×1012m3，其中凝析油地质储量为11226.3×104t，采收率若按照36%计算，则凝析油可采储量为4082×104t。 1凝析气藏的基本特征 根据我国石油天然气行业气藏分类标准(SY/T6168-2009)，产出气相中凝析油的含量大于50g/m3的气藏为凝析气藏。按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气藏，如下表1所示。 1.1 反常凝析现象 凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，具有反凝析的显著特点。凝析气藏中流体在原始地层状态下（绝大部分）呈单一气相存在，当地层压力降至上露点压力（又称第二露点压力）以下时，开始有凝析油析出，且凝析油的析出量随着压力的继续下降而先增加至最大值，然后又减小，直至压力降至下露点压力（又称第一露点压力）时，凝析油被全部蒸发，此即为反常凝析现象。特别是对凝析油含量高的凝析气藏采用衰竭式开采，反常凝析现象比较严重。 1.2 埋藏深、温度高、压力高 我国凝析气藏埋深一般在2000~5000m，凝析气藏的原始地层压力高于临界压力，原始地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，储层的温度和压力较高。凝析气藏的地层压力一般为25~56MPa，压力系数一般为1.0~1.2左右。塔里木盆地的凝析气藏埋深在4000~5000m 以上，埋藏最深的塔西南深层凝析气藏达6500m。新疆柯克亚深层凝析气藏压力高达123MPa，在世界上也是屈指可数的超高压气藏。气藏温度一般在70~100℃之间，少数凝析气藏温度高达100~145℃。因此，埋藏深、高温、高压是凝析气藏又一重要特点。 1.3 产出“四低一高”的凝析油 凝析气藏产出的凝析油具有低密度、低粘度、低初馏点、低含蜡量和高馏分的特点。
《气藏工程与动态分析方法》，黄炳光 刘蜀知 唐海 李晓平 ，石油工业出版社，2004 天然气分析报告中的真沸点馏分，例如庚烷以上组分，属于不确定组分，其临界压力、临界温度、相对分子质量和偏心因子等物性参数，不能像纯组分那样从表中查出。 真沸点馏分的密度（或相对密度）和沸点可通过实验获得。已知其相对密度和沸点，其它物性参数用一些相关式计算，下面介绍其中的两个相关式。 Lee-Kesler 相关式 5 (0.1441 1.0069)10189.8450.6(0.42440.1174)c b b T T T γγγ-?=++++ 32 72103 22 0.0566 4.12164 0.21343 ln 3.3865(0.43639)1011.820 1.530169.90099(4.75794)10(2.45055)10c b b b p T T T γ γ γγγγ ---=- -+ + ??+++??-+?? 272123 12272.69486.4(8.37414 5.9904)222.466 [(10.770840.02058)(0.7465)]10/17.335 [(10.808820.02226)(0.32284)]10/b b b b b M T T T T T γγγγγγ=-++-+--- ?+--- ? 当θ>0.8时 2 1.4080.010637.9040.13520.0074658.359K K K ωθθ -=-+-++
或当θ<0.8时 6 6 6.09648 ln(9.866) 5.92714 1.28862ln 0.16934715.6875 15.251813.4721ln 0.43577c p θθθ ωθθθ --+ +-= - -+ 1 3 (1.8) b T K γ = b c T T θ= 式中 c T —临界温度，K ； c p —临界压力，MPa ； b T —沸点，K ； γ—相对密度； M —平均相对分子质量； ω—偏心因子。 Winn-Sim-Daubert 提出的相关式为： 0.086150.04614exp(4.20009)/1.8c b T T γ= 6 2.3177 2.48536.148310c b p T γ-=? 5 2.37760.93715.80510b M T γ--=? 3[log(9.866)] 17(1) c c b p T T ω= -- 质量组成： 121 k k i i m m m m m ==++ +=∑ 该组分的质量分数：1 i i i k i i m m W m m ===∑ 显然，1 1k i i W ==∑
气藏工程作业
气藏工程作业题 第一章 1、综述国内外天然气资源现状与发展趋势。 答：一、世界天然气现状： 1、世界天然气资源丰富：据美国地质调查局1994年预测，世界天然气总量大致为立方米；且主要分布在中东、前苏联、美洲。 2、剩余天然气可采储量年年上升：1996——2002年世界天然气剩余可采储量增长率为1.96%；2000年之后，增长率达到3.05%。到2006年为止天然气剩余储量为立方米。 3、世界天然气产量快速增长：2000年以来；世界天然气产量年均增长率为 3.12%；2006年世界天然气产量达到立方米，为2000年产量的1.19倍。 4、世界天然气贸易趋于全球化：国际天然气贸易持续强劲增长，2006年世界天然气贸易量达到立方米；增幅3.07%。 二、中国天然气现状： 1、常规天然气资源相对丰富：据初步估算，全国天然气储量已达到立方米，其中可采储量为立方米，与第二轮天然气资源评价相比，增加了立方米。 2、非常规天然气资源潜力大，开采前景乐观：（1）、煤层气资源潜力大，我国煤层气资源丰富，占世界总煤层气资源的10%；（2）、中国水溶气等非常规气开采前景乐观：中国有大量含油盆地，存在着大量的地层水，其中蕴含着丰富的水溶气资源。 三、国内外天然气资源开发趋势： 1、天然气将成为21世纪世界能源的支柱：目前煤炭、石油的消费比重在不断下降，而天然气的消费比重在快速增长，鉴于石油价格居高不下，天然气的使用量将不断增大。 2、国内天然气资源发展空间巨大：目前我国剩余天然气可采储量为：立方米，天然气年产量为立方米，此外，煤层气等非常规气资源也有一定发展空间。 3、天然气贸易世界贸易的重要组成部分：国内外天然气的需求量逐渐上升，天然气贸易量也在不断增加。 2、气田开发和油田开发有何共同点和差异性。 答：一、气田开发和油田开发的共同点：（1）、埋藏的隐蔽性、模糊性；（2）、地层的非均质性、各向异性、非连续性和非有序性；（3）、油气田开发的风险性；（4）、流体渗流的复杂性。（5）、气藏开发过程的系统性。 二、气藏开发和油藏开发的差异性：（1）、天然气即是开采对象，又是驱动能量；（2）、生气原因的广泛性；（3）、盖底层的严密性：保存条件要求比油藏更严格；（4）、气体流动的活跃性、压缩性、气体显示的隐蔽性；（5）、钻井工艺的复杂性。 3、你从我国天然气开采利用的发展历程中获得了哪些有益的经验教训。 答：1、成功地开发天然气资源是应该较高的科学技术为后备的。 2、对于天然气资源的开发，必须做好合理的规划，不能盲目开采。 3、开采天然气资源时，应该注意保护地层注意控制好地层压力。 4、当开采出气体拥有腐蚀性气体时，应当注意合理的安全措施。
《天然气加工工程》作业题 第一章天然气概述 1、解释天然气含义 *2、请说明天然气加工与处理的区别，并简介各自所包括的范畴 3、NGL回收的目的及意义，哪种类型天然气适于进行NGL回收？ 4、LNG行业出现的背景，它与管输天然气比较优势何在？ 5、天然气提氦的目的、意义，氦气的用途是什么？ 6、天然气脱硫目的是什么，天然气中酸性组分包括哪些？ 7、天然气为何要脱水，水在天然气中存在状态是怎样的？ 8、简介我国主要天然气产区在哪些地方，按照矿藏特点分类，川渝地区天然气属哪种？*9、天然气基本组成是怎样的？ 10、天然气中烃类构成是怎样的？ 11、天然气中含硫物质有哪些类型，其分布是怎样的？ 12、对天然气进行分类。 13、按照矿藏特点分类，天然气分为几类，各自的特点是什么？ 14、按照烃类组成可把天然气分为几类，各自的特点是什么？ 15、解释气藏气、凝析气藏气和伴生气的含义及其在性质上的差异。 16、简介天然气主要用途，国际与我国在天然气利用上的差异。 *17、介绍我国商品天然气气质指标。 18、介绍天然气的三种主要成因。 19、介绍天然气含硫组分的分析方法，含水量的分析方法以及CO2的分析方法。 第二章天然气的相特性与状态方程计算 *20、何为反凝析现象？它产生的根源是什么，请画出P－T图说明反凝析现象。 21、反凝析现象在天然气开采中的意义何在？ 22、天然气含水量的表示方法有哪些？天然气含水量的估算方法有哪些？ 23、何为理想气体，理想气体状态方程是怎样的，它的适用范围是怎样的？ 24、天然气状态方程运用的意义是什么，常见的状态方程有哪些？ 第三章天然气水合物及其防治 *25、什么是水合物，其形成条件有哪些？ 26、简介水合物形成条件预测的方法有哪些？ *27、请用相对密度法计算比重为0.64的天然气在10℃时形成水合物的最低形成压力。 *28、水合物防治的方法有几种，各种方法的特点是什么？ 29、介绍平衡常数法求算水合物形成条件的计算步骤。 30、请对水合物抑制剂进行分类，分别介绍各种抑制剂的作用原理、特点、典型代表和适用 范围。 第四章天然气酸性组分脱除 31、简介天然气净化厂构成及其各部分的作用。 32、原料气预处理单元主要脱除的物质有哪些，采用的设备是什么？ 33、天然气酸性组分脱除包括哪几种典型情况，与之对应的净化方法是什么？ 34、脱硫目的有哪些？按照作用原理划分，脱硫方法分为哪几类？ 35、物理吸收法和化学吸收法主要区别在哪里，各自特点和适用范围是怎样的？ 36、直接氧化法和物理化学吸收法各自的原理是怎样的，适用范围怎样？