SY/T 6108-2025 气藏开发动态分析技术要求

ICS 75.020 CCS E 12

中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T 6108—2025

代替SY/T 6108—2012

气藏开发动态分析技术要求

Technical specification for gas reservoir performance analysis

2025-12-18发布 2026—06-18实施

国家能源局发布

目次

前言 Ⅲ

1 范围 1

2 规范性引用文件 1

3 术语和定义 1

4 目标与任务 1

5 动态监测资料录取及质量评价 2

6 气藏开发日常动态分析 2

7 气藏开发专项动态分析 3

8 气藏开发综合性动态分析 8

9 气藏开发动态分析成果管理 8

附录A(资料性)物质平衡压降分析图诊断气藏驱动类型 10

附录B(资料性) 试井分析诊断典型气藏储渗类型 12

附录C(资料性) 根据测压数据确定气藏气水界面位置 13

附录D(资料性) 气藏压力分布分析 14

附录E(资料性) 流入流出曲线确定气井合理产量参考范围 16

附录F(资料性)产量递减分析 17

附录G(资料性)气藏平均地层压力计算 18

附录H(资料性) 储量计算不同方法适用条件及可靠性评价 20

附录I(资料性) 特殊类型气藏特殊动态分析技术要点 21

I

前言

本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

本文件代替SY/T 6108—2012《气藏开发动态分析技术规范》,与SY/T 6108—2012相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：

a) 更改了适用范围(见第1章，2012年版的第1章);

b) 增加了规范性引用文件(见第2章);

c) 更改了对目标、工作任务的表述(见4.1、4.2,2012年版的3.1、3.2);

d) 增加了“动态监测资料录取及质量评价”的技术要求(见第5章);

e) 更改了动态分析技术要求内容结构(见第6章、第7章、第8章、第9章，2012年版的

第4章~第12章);

f) 增加了“主要生产技术指标计算”的技术要求(见6.3);

g) 增加了在气藏类型判别中特殊类型气水关系提示(见7.2.5);

h) 增加了水侵前缘边界的分析要求(见7.2.6);

i) 更改了“单井地层压力计算”的技术要求(见7.4.3,2012年版的6.3);

j) 更改了“不同时期单井渗流特征变化分析”的技术要求(见7.4.4,2012年版的6.4);

k) 更改了“气井地层供给能力分析”的技术要求(见7.5.1,2012年版的7.1);

1)增加了对水平井、大斜度井动态分析的技术要求(见7.5.2);

m) 删除了“气藏产能综合分析”内容(见2012年版的7.7),增加了“气井及气藏产能标定” 内容(见7.5.7);

n) 增加了气藏测压的技术要求(见7.6.1);

o) 删除了普适性相对较差的计算动态储量的压差曲线法、不稳定晚期法、水驱特征曲线法(见 2012年版的8.3、8.4),增加了储量计算方法适用条件提示及可靠性评价内容(见7.6.3、附录H) ;

p) 更改了气藏动态储量计算的技术要求(见7.6.4,2012年版的8.4);

q) 增加了“气藏剩余储量分布及潜力评价”的技术要求(见7.7.1);

r) 增加了“气藏可采储量标定”的技术要求(见7.7.2);

s) 更改了气藏采收率预测的技术要求(见7.7.3,2012年版的12.2);

t) 更改了提高采收率对策与措施相关内容(见7.7.4,2012年版的12.3);

u) 增加了特殊类型气藏专项分析技术要求(见7.8、附录I);

v) 增加了气藏开发阶段动态分析内容的技术要求(见8.2);

w) 更改了方案执行情况分析内容(见8.3.1,2012年版的11.1);

x) 更改了方案实施效果分析内容(见8.3.2,2012年版的11.2);

y) 增加了“气藏开发对标分析”的技术要求(见8.3.3);

z) 删除了目前技术条件下实用性较低的“方案部署调整分析”内容(见2012年版的11.3); aa) 增加了水侵气藏压降分析图特殊特征提示(见附录A);

ab) 增加了气藏地层压力平面分布特征分析的提示(见D.2);

ac) 删除了气藏平均地层压力计算中的压力平方差方法(见2012年版的G.6)。

Ⅲ

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本文件由石油工业标准化技术委员会油气田开发专业标准化委员会(CPSC/TC 7) 提出并归口。

本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院、西南石油大学、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司、中海石油(中国)有限公司海南分公司、中国石油化工股份有限公司西南油气分公司、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院。

本文件主要起草人：王娟、张连进、孙贺东、郭平、陈东、李华、张本艳、徐文、刘莉莉、贾英、邹子涵、毛正林。

本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：

—1994年首次发布为SY/T 6108—1994《碳酸盐岩气藏开发动态分析技术规范》,2004年第一

次修订;

——2012年第二次修订，更名为《气藏开发动态分析技术规范》;

——本次为第三次修订，更名为《气藏开发动态分析技术要求》。

IV

1 范围

本文件规定了气藏开发日常动态分析、专项动态分析及综合性动态分析的基本内容和技术要求。

本文件适用于碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩、变质岩储层干气藏、湿气藏、凝析气藏开发动态分析。

2 规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

GB/T 26979 天然气藏分类

SY/T5440

天然气井试井技术规范

SY/T 6098

天然气可采储量计算方法

SY/T6101

凝析气藏相态特征确定技术要求

SY/T6110

气藏描述方法

SY/T6170

气田开发主要生产技术指标及计算方法

SY/T6176

气藏开发井资料录取技术规范

SY/T 7834

气田开发水平分级评价技术要求

3 术语和定义

本文件没有需要界定的术语和定义。

4 目标与任务

4.1 目标

通过动态分析深化认识气藏地质特征、开发规律、开采工艺技术的适应性，发现问题，预测开发效果，为气藏评价、储量估算及复核、开发方案设计与实施、开发过程管理、开发调整及挖潜、提高采收率提供技术依据和决策支持。

4.2 工作任务

4.2.1 评价阶段

4.2.1.1 勘探阶段，提出探井测试资料录取要求，分析探井试气及试井资料，了解气藏压力、温度及流体性质，认识储层渗流特征与非均质性，评价气井产能及其稳定性，诊断是否存在边界反映等特殊情况。

4.2.1.2 开发前期评价阶段，提出动态资料录取要求，分析单井、井组或区块试采及开发先导试验获取的动态资料，评价气井产能、气藏储量可动用性及相关工艺措施效果，认识气藏地质特征、揭示气藏开发特征，识别影响气藏开发效果的主要因素及不确定性风险，初步预测采收率，为提交地质储量、编制开发方案提供技术依据和决策支持。

4.2.1.3 开发建产阶段，提出构建气藏动态监测系统要求，分析已有动态资料，深化认识气藏地质与开发特征，优化实施开发方案、确定气井配产、发现潜在问题并提出应对措施提供技术依据和决策支持。

4.2.2 稳产阶段

构建并完善气藏动态监测系统、录取气藏动态资料，利用已有动态资料，围绕开发方案实施情况对标、生产动态跟踪、精细气藏描述、产能标定、储量复核、开发问题及原因开展分析，为优化气藏开发技术政策及开发过程管理、提高气藏稳产能力、早期规避影响气藏稳产年限和采收率的风险提供技术依据和决策支持。

4.2.3 产量递减阶段

针对该阶段特点提出动态监测资料录取要求，利用已有动态资料，分析气藏产量递减规律及其影响因素的敏感关系，产能维护工艺措施效果，剩余可采储量规模与分布，提高气藏采收率与开发经济效益的途径和方法，为开展气井产能维护与综合治理、优选挖潜措施、实施开发调整、延缓产量递减速度、生产运行、生产系统优化与简化等提供技术依据和决策支持。

5 动态监测资料录取及质量评价

5.1 资料录取

根据动态分析需求，制订动态监测方案。动态资料录取应符合SY/T 6176的规定，试井数据录取应符合SY/T 5440的规定。

5.2 资料质量评价

评价内容包括：

a) 资料录取工作的规范性：资料录取的过程、方式、内容是否满足动态监测设计要求;

b) 监测数据质量：监测数据的完整性、准确性、代表性，监测数据对相关动态分析方法应用的适应性;

c) 问题反馈：分析动态监测资料存在的问题，提出改进动态监测工作的建议。

6 气藏开发日常动态分析

6.1 日常动态分析内容

面向气田生产管理日常需求，以基于生产数据或较容易获得的动态监测数据、采用相对简单方法进行快速分析为特点的动态分析工作。

6.2 动态数据及其变化特征分析

6.2.1 分析对象为单井和气藏，其中单井分析涵盖生产气井、水侵气藏排水井、观测井、凝析气藏注入井、回注井。

2

6.2.2 分析重点包括：生产井及观测井的井口压力和温度，安装井下长期直读监测装备井的井底压力和温度;产出井的气、油、水产量及油气比、水气比;注入井的注入量。

6.2.3 分析方式包括：生产数据变化对比，生产曲线变化总体趋势及阶段性特殊特征分析，按典型动态特征对生产气井分类。

6.3 主要生产技术指标计算

按SY/T 6170规定的方法计算气田开发主要生产技术指标：

——气田产能指标：气田(藏)年新建产能、年核减产能、年末产能、产能到位率、产能负荷因子;

——产量指标：井口产气量、工业气量、商品气量、累积井口产气量、老井措施增产气量;

——开发现状指标：储量动用率、单位压降采气量、地质储量采气速度、可采储量采气速度、剩余可采储量采气速度、储采比、地质储量采出程度、可采储量采出程度、稳产期末采出程度、水气比、油气比、气井开井率、产气量自然递减率、产气量综合递减率。

6.4 流体性质分析

分析生产井产出气、油、水的流体性质及其变化特征和原因。

6.5 井筒压力和温度分布特征分析

根据井筒压力、温度测试资料，分析井筒流体分布状况，判断是否存在井筒积液、堵塞等情况。

7 气藏开发专项动态分析

7.1 专项动态分析内容

面向特定的单项技术需求，录取动态监测数据或收集整理相关数据、采用专项技术方法对数据进行处理解释的动态分析工作，包括为满足上述单项技术需求而延伸的综合性分析。

7.2 气藏类型判别

7.2.1 流体类型

根据气藏流体相态特征、天然气组分，按GB/T 26979规定的方法确定气藏流体类型。

7.2.2 压力系数

根据气藏原始地层压力，按照GB/T 26979规定的方法确定气藏压力系数类型。

7.2.3 驱动类型

气藏的天然能量驱动类型分为弹性气驱和天然水侵驱动两类，宜采用物质平衡压降分析图进行诊断判别，见附录A。

7.2.4 储渗类型

气藏储渗类型主要包括均质或视均质、双重介质、三重介质三大类，宜根据试井曲线诊断判别储渗类型，见附录B。

3

7.2.5 气水关系类型

气藏原始气水关系包括边水、底水及其他类型(如夹层水、局部封存水、气水过渡带等)。应根据地质与气藏工程综合分析判断气藏的气水关系类型。对于有统一气水界面的边水、底水气藏确定原始气水界面位置的方法见附录C。

7.2.6 边界类型

宜选定处于气藏边部的井开展试井，分析试井曲线后期的边界反映特征，结合地质分析，判定边界类型：封闭断层或岩性尖灭边界、渗漏断层边界、储层物性逐渐变差边界、水侵前缘边界。

7.3 气藏连通性分析

7.3.1 静态资料分析

7.3.1.1 构造和储层分析

按照SY/T 6110规定的方法开展气藏构造、断裂系统、沉积相、储层空间展布等分析，在此基础上，分析气藏内各部位连通关系。

7.3.1.2 流体性质分析

分析比较气藏内各井原始状态流体组分和流体物性的异同，结合开发过程中各井流体组分和流体物性变化情况，掌握气藏内流体性质分布规律，宜作为判断气藏各部位连通性的依据之一。

7.3.1.3 原始地层压力分析

将气藏内各气井、各层的原始地层压力折算到同一气藏基准面进行比较，宜作为判断各井、各层是否属于同一压力系统的依据之一。

7.3.2 动态资料分析

7.3.2.1 井间连通性分析包括：

a) 利用试井数据，按照SY/T 5440规定的分析方法定量确定井间连通关系;

b) 对不同时期投产的气井，分析投产前地层压力与气藏原始地层压力的差异，判断井间连通关系;

c) 分析邻井投产前后，本生产井的压力、产量变化情况或观测井压力变化情况，判断井间连通关系;

d) 实施全气藏关井测试，并计算同一海拔深度基准面处各井的地层压力，分析气藏压力分布， 判断井间连通程度，见附录D。

7.3.2.2 层间连通性分析包括：

a) 根据多层合采气井压力恢复试井分析，诊断物性差异较大层段的层间窜流特征;

b) 实施层间干扰试井或层间脉冲试井，定量确定层间连通关系。

7.4 单井及气藏渗流特征分析

7.4.1 单井渗流特征诊断

利用试井双对数曲线，诊断渗流模式、近井地带污染或改善状况、人工裂缝特征、储层物性变

化、边界类型、井间干扰、水侵前缘特征，并按照SY/T 5440的方法确定单井的储层渗流模型。

7.4.2 单井渗流参数确定

在单井渗流模型基础上，根据试井曲线的特征直线段分析、图版匹配及曲线拟合方法，按照SY/T 5440的规定定量确定单井渗流模型参数。

7.4.3 单井地层压力计算

7.4.3.1 通常利用产出井的井下测压压力恢复试井数据、注入井的井下测压停注压力降落试井数据， 采用曲线拟合分析方法、Horner方法、改进Muskat方法、MBH方法计算单井供给区域内的平均地层压力，相关分析应符合SY/T 5440的要求。

7.4.3.2 对于长期关井、压力已稳定的井，宜通过井下测压获得地层压力;对于已确认井筒无积液、 无重组分沉降现象的纯气井，在长时间关井状态下，宜根据井口静压数据折算井底压力。对于深层及超深层气井，应根据实际测压数据对折算地层压力进行校正。若受储层低渗透或强非均质性影响，关井较长时间后压力仍未完全稳定，宜采用试井模型计算地层压力。

7.4.4 不同时期单井渗流特征变化分析

对比分析同一口井不同时期的试井曲线形态特征、单井渗流模型及渗流参数变化趋势，深入了解气井生产过程中井底附近地层污染或改善情况、近井区地层裂缝的疏通或闭合情况、非均质气藏高渗介质与低渗介质对当前产量的贡献情况、边水或底水活跃情况、储层应力敏感情况、凝析气井反凝析区变化情况、井间干扰情况，掌握气井产能及产量变化的主要影响因素和敏感关系。

7.4.5 气藏渗流参数及地层压力分布规律分析

通过试井分析获得各井点附近渗透率、地层压力，结合地质认识，建立气藏渗透率及地层压力场，对比不同开发时期参数场的变化，形成气藏动态描述成果。

7.5 气井及气藏产能评价

7.5.1 气井地层供给能力分析

利用气井稳定试井、修正等时试井资料，按照SY/T 5440规定的方法建立气井产能方程，并计算气井的绝对无阻流量，确定气井的地层供给能力。

气井产能测试过程中井底流压明显未达到稳定状态时，宜根据实测数据分析气井绝对无阻流量随开井时间的变化趋势，或根据压力恢复试井解释模型预测延长开井测试的井底流压，在此基础上预测相对稳定的气井绝对无阻流量。

同一气藏或同一地区的同类气藏有足够多产能试井分析结果，可采用一点法评价气井绝对无阻流量。

7.5.2 气井分层或分段产量贡献分析

当气井多层合采时，宜根据分层试气或生产测井资料，分析合采条件下测试时的分层产量贡献情况。对于长井段穿越储层的水平井、大斜度井，宜根据生产测井资料或多段压裂的示踪剂监测资料， 分析分段产量贡献情况。

7.5.3 气井增产措施效果分析

增产措施效果分析内容包括：

5

a) 分析措施前气井产能，评价气井增产潜力;

b) 分析措施后储层渗流或井筒流动能力的改善状况，评价气井绝对无阻流量和稳定产量的提高程度，并综合评价气井措施后增产效果、稳产能力;

c) 分析压裂、酸化、补孔、堵水等措施对地层水侵状况的影响;

d) 对工艺技术措施进行技术有效性、经济性、适用条件、效果维持有效期、是否存在副作用或风险、可推广性方面的综合评价。

7.5.4 气井合理产量确定

7.5.4.1 有产能试井资料的气井，应按以下过程确定气井合理产量：

a) 采用气井流入流出曲线确定气井合理产量的参考范围，见附录E;

b) 考虑气井绝对无阻流量、气藏驱动类型、出砂、硫沉积加剧的临界压差等地质与气藏工程因素，以及气井携液、冲蚀、井壁失稳等临界压差、井口及外输压力、地面集输与处理能力等采气工程和地面工程因素，并考虑经济极限产量、安全环保风险，进一步细化气井合理产量的参考范围;

c) 根据气藏规模效益开发、提高储量动用率、提高采收率对稳产规模、稳产期和控制递减的需求，在参考范围内优选气井配产;

d) 按优选配产试生产，根据生产动态不断优化调整气井配产。

7.5.4.2 无产能试井和完井测试资料的气井，考虑地层压力、储层物性、流体性质和井况条件，类比法确定试生产初定产量。

7.5.5 气井产能变化趋势分析

根据试井分析成果，对比分析不同时期同一气井的产能方程系数和绝对无阻流量变化情况;根据采气曲线，对比分析不同时期折算至单位产量条件下的井口压力下降速度和单位压降产气量的变化情况。研究引起产能变化的主控因素，预测气井在合理配产条件下的稳产能力。

7.5.6 气井及气藏产量递减分析

气井生产、气藏开采进入递减期后，在不改变开采方式及生产制度的情况下，应进行气井、气藏产量自然递减率及影响因素分析，自然递减分析方法见附录F。在实施了挖潜措施的非自然递减生产的情况下，应进行综合递减率及影响因素分析。

7.5.7 气井及气藏产能标定

根据7.5.4确定的气井合理产量或合理产量区间标定气井井口生产能力。在单井井口产能标定的基础上，结合气田开发方案、特殊类型气藏开发主要矛盾及风险防范策略、地面配套设施和销售市场的实际情况，适当优化调整最终标定气井、气藏的配套生产能力。

7.6 气井及气藏动态储量计算和评价

7.6.1 气藏测压要求

7.6.1.1 井间连通性较好的气藏，具备条件时宜定期开展全气藏关井测压。

7.6.1.2 特大型和大型气藏生产井较多、区块之间连通程度远低于区块内部连通程度的情况，宜采用分区块关井测压代替全气藏关井测压。

7.6.1.3 井间连通性极差的致密气藏、井网覆盖程度极低的强非均质气藏，宜以单井或连通井组测压

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为主。

7.6.2 气藏或区块平均地层压力计算

根据同一时期气藏或区块内各井的地层压力，折算到基准面深度后，宜采用算术平均法或加权平均法计算气藏或区块的平均地层压力，方法见附录G。

7.6.3 单井动态储量计算

宜采用物质平衡法、弹性二相法、Fetkovich法、Blasingame法、Agarwal-Gardner法、流动物质平衡法，计算各井控制范围内的动态储量。储量计算不同方法的适用条件及可靠性评价见附录H。

7.6.4 气藏或区块动态储量计算

宜采用物质平衡法、数值模拟法、分区动态储量累加法计算气藏或区块动态储量。

凝析气藏应分别计算干气和凝析油的储量。

7.6.5 动态储量计算结果评价

分析气藏不同时期的动态储量变化及原因，对基础数据可靠性、分析方法适用性及存在其他干扰因素进行评价。

7.7 气藏采收率分析

7.7.1 气藏剩余储量分布及潜力评价

结合地质与气藏工程综合研究，分析气藏剩余储量分布状况、剩余储量与地层压力、渗透率、产能的匹配关系，评价气藏剩余储量的可采性、现有开发井网动用剩余储量的适应性。

在上述分析基础上，应开展气藏开发潜力评价，具体内容包括：

——深化气藏地质认识;

——识别潜力区域;

——评价剩余储量动用程度和剩余潜力。

7.7.2 气藏可采储量标定

结合已开发气藏的生产动态变化定期开展可采储量标定;生产动态资料表明可采储量与气藏生产状况有明显矛盾时，或开发调整措施实施见效后，应适时开展可采储量标定。内容包括：

——确定废弃条件;

——计算气藏技术可采储量;

——计算经济可采储量;

——计算剩余技术可采储量;

——计算剩余经济可采储量。

按照SY/T 6098的规定选择确定废弃条件及计算可采储量的方法。

7.7.3 气藏采收率预测

采用气藏可采储量标定结果，通常情况下宜按SY/T 6098规定的计算方法预测气藏采收率。在此基础上，结合地质储量的规模和品质特征，进一步分析开发井网完善程度对气藏采收率的影响，评价提高气藏采收率的潜力。

7

7.7.4 提高采收率措施研究

通过综合分析气藏特征、开采条件和技术经济指标，研究并优选提高气藏采收率的途径和措施。

7.8 特殊类型气藏专项分析

根据储层物性、流体类型、压力系数，对特殊类型气藏分类，各类气藏的专项分析技术要点参见附录I。

8 气藏开发综合性动态分析

8.1 综合性动态分析内容

面向气田开发研究与生产管理的全局性需求，整合动静态资料、应用多种动态分析技术，为评价气藏开发效果、剖析开发矛盾、预测未来开发趋势而进行的综合性动态分析工作。

8.2 气藏开发阶段动态分析

分析内容主要包括：气藏地质特征再认识及地质模型修正、气藏开发系统性动态分析、开发技术政策适应性评价、开发方案设计指标与实际情况的符合程度分析、开发效果及存在的问题分析、开发潜力评价、优化开发对策与措施研究、后续开发效果预测。

8.3 方案实施跟踪分析

8.3.1 方案执行情况分析

跟踪分析正实施方案所设计的开发井数及井位部署、单井和气藏配产、关键工程技术措施、动态监测计划的执行情况、工作进度是否符合预期，确保方案的顺利实施。

8.3.2 方案实施效果分析

对比方案与实际情况，重点分析地质认识、气藏产量规模、气藏采气速度及稳产年限、产量递减率、地层压力、储量动用程度、工艺措施的有效性是否符合方案的预期。

对于特殊类型气藏，应结合相应类型气藏开发的主要矛盾和共性关键问题，开展方案实施效果分析。

8.3.3 气藏开发对标分析

按照SY/T 7834的要求，优选开发水平先进的同类气藏作为标杆，对主要开发技术、经济指标进行对标分析，查找差距，分析产生差距的原因。

9 气藏开发动态分析成果管理

9.1 专题动态分析成果报告

专项动态分析重要成果应形成文本报告，包括但不限于试井解释报告、动态储量计算报告、气井产能评价报告、工艺措施效果分析报告、流体取样分析化验报告。

9.2 综合性动态分析成果报告

综合性动态分析重要成果应形成文本报告，包括但不限于气藏开发阶段动态分析报告、开发方案

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或开发调整方案实施跟踪分析报告，报告中宜包含气藏勘探开发概况、开发现状及效果评价、开发生产需求和面临的主要问题、地质特征再认识、针对性动态分析、储量计算及评价、优化开发的对策与措施建议、后续开发效果及最终采收率预测等方面的内容。

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附录 A

(资料性)

物质平衡压降分析图诊断气藏驱动类型

A.1 压降图诊断方法

对于定容封闭气藏，物质平衡方程式见公式 (A.1):

10

式中：

 

………………………………(A.1)

PR——气藏平均地层压力，单位为兆帕( MPa);

P——气藏原始地层压力，单位为兆帕( MPa);

Z——气藏温度和平均地层压力条件下天然气的偏差系数;

Z——气藏温度和原始地层压力条件下天然气的偏差系数;

Gp——气藏累积采气量，单位为亿立方米(108m³);

G——定容封闭气藏开发已充分动用的储量，单位为亿立方米(108m³)。

根据公式(A.1), 作压降分析图诊断气藏驱动类型，见图A.1。通常情况下，定容封闭气藏的压降数据表现出直线特征，水侵气藏的压降数据表现出后期上翘特征，异常高压气藏的压降数据表现出后期下掉特征。

但上述特征为气藏驱动类型的普遍性判别依据，而非充分必要条件。例如，若出现后期数据点上翘，应结合地质资料、气井产水情况、产出水矿化度及水产量变化等综合判断，不宜直接判定为水侵气藏。

标引序号说明：

1——p/Z, 原始条件下视压力，单位为兆帕(MPa);

2——定容封闭气藏压降曲线形态特征;

3——水侵气藏压降曲线形态特征;

4——异常高压气藏压降曲线形态特征;

5——定容封闭气藏开发已充分动用的储量值，单位为亿立方米(108m³)。

图A.1 气藏压降分析示意图

A.2 水侵气藏的特殊性

当地层水锁和水封效应较弱且未破坏气藏连通性时，水侵气藏的压降曲线形态特征如图A.1 所示;当侵入气藏的地层水大部分被及时采出时，水侵气藏的压降曲线形态特征与图A.1中定容封闭气藏相似;当地层水锁和水封效应较强且破坏气藏连通性时，开发井网有效控制区域减小，水侵气藏的压降曲线形态特征与图A.1中异常高压气藏相似。

A.3 非均质气藏的特殊性

对于存在低渗透区的非均质性强的气藏，压降分析图的不同阶段可能出现斜率不同的线段，中后期出现上翘段反映前期以采出高渗透率介质储量为主、低渗透介质储量补给滞后的特征，见图A.2。

Zd(BdW)

标引序号说明： 1——初始段;

2 — — 直线段;

3 ——上翘段。

图A.2—非均质气藏特殊压降图

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附录 B

试井分析诊断典型气藏储渗类型

利用气井压力恢复试井双对数曲线诊断气藏储渗类型，见表B.1。

表B.1气藏储渗类型诊断方法示意表

dCGmD)~1g△ ·双对数特征曲线

储渗类型

lg△t

均质或视均质

g△t

裂缝—孔隙双重介质

裂缝一洞一孔隙三重介质

注：△ψ(p)表示拟压力差，△t表示关井时间。

12

附录 C

根据测压数据确定气藏气水界面位置

根据气层压力梯度直线与水层压力梯度直线的交汇点，确定气水界面位置，见图C.1。

压力，MPa

海拔深度,m

1——气层压力梯度线;

2——水层压力梯度线;

3——气水界面海拔深度位置，单位为米( m)。

图C.1 根据压力梯度确定气水界面位置示意图

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附录 D

气藏压力分布分析

D.1 剖面分析

根据全气藏关井测压资料，计算各井对应于气藏基准面处的折算压力值，按研究需求选定连井剖面，进行地层压力分布的剖面对比分析，见图D.1。

p',MPa

2井 3井 4井 7井 8井 9井

1995年3月

1996年5月

1998年6月

2001年3月

PR——折算地层压力，单位为兆帕(MPa)。

图D.1 气藏压力分布剖面示意图

D.2 平面分析

根据全气藏关井测压资料，计算各井对应于气藏基准面处的折算压力值，结合单井井控范围、储层非均质性、渗透率参数场等研究，绘制气藏地层压力分布等值线图，见图D.2, 分析地层压力平面分布特征。

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图D.2 气藏压力平面分布绘制示意图

15

附录 E

流入流出曲线确定气井合理产量参考范围

根据气井的产能方程，计算并绘制给定地层压力对应的流入动态曲线;根据垂直管流计算公式， 计算并绘制给定井口定压条件对应的流出动态曲线。结合气藏压力、开采废弃条件、地面集输管线压力要求，确定地层压力和井口压力变化范围，并绘制流入流出曲线图版，见图 E.1。流入流出曲线的交点，为对应条件下的合理产量点;根据已知地层压力和合理的井口压力范围，确定气井合理产量参考范围。

对于低渗透或低储量丰度气藏中无法稳产的气井，宜将流入、流出曲线法确定的产量作为初定产量，在生产过程中根据生产动态进行调节，逐步优化而确定气井合理产量。

气井合理产量还受井控储量、水侵强度、稳产期要求等因素影响，流入流出曲线法仅是一种基础分析方法。

RA,MPa

9g,10'm³/d

Pw——生产时的井底流压，单位为兆帕(MPa);

qg——气井产量，单位为万立方米每天(10′m³/d);

1——与当前地层压力相关的流入曲线示意;

2——与井口定压条件相关的流出曲线簇;

3——对应于当前地层压力和流出曲线簇中井口定压较高条件的合理产量点示意。

图E.1 基于气井产能方程和节点分析方法绘制的流入流出曲线图版

16

附录 F ( 资料性) 产量递减分析

F.1 产量递减规律

在生产制度固定的衰竭式开采条件下，气井及气藏的产量自然递减类型可以用公式(F.1)～公式(F.3)概括。

指数递减：

Q= Qe-D ………………………………… (F.1)

调和递减：

…………………………………… (F.2)

双曲递减：

……………………………… (F.3)

Q——递减期某一时刻的产量，分析气藏产量递减规律时用气藏产量，分析气井产量递减规律时用气井产量，单位为万立方米每天(10^m³/d),或万立方米每月(104m³/月),或万立方米每年(10⁴m³/a),或亿立方米每年(108m³/a);

Q——递减初期产量，分析气藏产量递减规律时用气藏产量，分析气井产量递减规律时用气井产量，单位与Q的单位相对应;

t——递减时间，单位与Q、Q单位中包含的时间单位相同;

e——自然对数的底;

D——指数递减系数，单位为时间单位的倒数;

D₁——调和递减系数，单位为时间单位的倒数;

D₂——双曲递减系数，单位为时间单位的倒数;

n₂— 双曲递减指数。

F.2 递减期产量预测

分别选定公式(F.1)～公式(F.3),针对实际数据采用最优化算法实现自动最佳拟合，由此确定相应公式中的参数;选取三种情况中拟合程度最好的情况，认定实际数据符合相应的产量递减规律。 然后，采用选定的公式，预测递减期任意时刻的产量，再结合递减期开始前的累积采气量，预测达到废弃产量条件时的最终累积采气量。

17

附录 G

气藏平均地层压力计算

G.1 预处理计算

在已知同一时间气藏各井地层压力的情况下，将各井地层压力统一折算到气藏基准面深度，再选择G.2～G.5中描述的方法之一计算气藏平均地层压力。

G.2 算术平均法

计算方法见公式(G.1):

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………………………………

(G.1)

p——气藏平均地层压力，单位为兆帕(MPa);

n——同一时间气藏内已测试分析获得地层压力的气井井数;

PR——各井区的折算地层压力，单位为兆帕(MPa);

下标j——在求和运算中代表各井。

算术平均法的最佳适用条件为气藏各部位储层物性相近、单井控制范围差异小的情况。 G.3 孔隙体积加权平均法

计算方法见公式(G.2):

………………………

(G.2)

V;——单井控制区域孔隙体积，单位为万立方米(10⁴m³);

A;——单井控制区域面积，单位为万平方米(10⁴m²);

h;——单井控制区域内储层平均有效厚度，单位为米(m);

φ;——单井控制区域内储层平均孔隙度;

V——气藏孔隙体积，单位为万立方米(104m³)。

孔隙体积加权平均法的最佳适用条件为各单井控制范围基本覆盖全气藏，或测压井能代表全气藏的情况。

在各井A或h或φ数值相同的情况下，孔隙体积加权平均法可省略公式(G.2)中各井数值相同的参数，由此衍生出单井控制面积加权平均法、有效厚度加权平均法、孔隙度加权平均法、单井控制体积加权平均法、单井控制面积与孔隙度乘积加权平均法、有效厚度与孔隙度乘积加权平均法。

G.4 产量加权平均法

计算方法见公式(G.3):

……………………………………(G.3)

q;——各井的产量，单位为万立方米每天(10'm³/d)。

产量加权平均法的最佳适用条件为各单井控制范围基本覆盖全气藏或测压井能代表全气藏，且气井产量与单井控制区域孔隙体积成正比的情况。

G.5 累积产量加权平均法

计算方法见公式 (G.4):

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…………………………………(G.4)

G —各井的累积产量，单位为亿立方米(108m³)。

累积产量加权平均法的最佳适用条件为各单井控制范围基本覆盖全气藏或测压井能代表全气藏， 且气井累积产量与单井控制区域孔隙体积成正比的情况。

附录 H

储量计算不同方法适用条件及可靠性评价

储量计算主要方法适用条件及计算评价结果可靠性评价见表H.1。

表H.1储量计算不同方法适用条件及可靠性评价表

方法

应用对象

分析所需数据

适用条件

应用普适性

可靠性

物质平衡法

气藏

多个时间点的累积产量、地层压力

采出程度大于10%,气藏平均地层压力数据准确，物质平衡方程与气藏驱动类型相匹配

仅适用于多次开展了全气藏或分区块关井测压的情况

理论可靠，

应用时干扰因素少

单井

单井供给

区域

固定

井间干扰效应较弱，井控范围采出程度大于10%,地层压力数据准确， 物质平衡方程与驱动类型相匹配

所需资料条件较容易满足

理论可靠， 应用时干扰因素较少

流动物质平衡法

连通较好

的气藏或井组

产量、井底流压随时间变化数据

气藏或井组控制范围固定，边界控制流动特征明显，上述特征反映阶段的生产压差

相对稳定或单位产量对应的折算生产压差相对稳定，井底流压和地层压力数据准确

宜采用生产数据进行分析， 所需资料条件

容易满足

理论可靠， 应用时受生

产数据波动影响较大

单相渗流

单井供给区域边界控制流动特征显著,上述特征反映阶段的生产压差相对稳定或单位产量对应的折算生产压差相对稳定，井底流压和地层压力数据准确

Fetkovich

定井底流压生产，单井供给区域边界控制流动特征显著,井底流压和地层压力数据准确

宜采用生产数

据进行分析， 所需资料条件容易满足

理论可靠， 应用时受生产数据波动影响较大

Blasingame

单井供给区域边界控制流动特征显著,上述特征反映阶段单位产量对应的折算生产压差总体上相对平稳，井底流压和地层压力数据准确

Agarwal-

Gardner

单井供给区域边界控制流动特征显著,上述特征反映阶段单位产量对应的折算生产压差总体上相对平稳，井底流压和地层压力数据准确

弹性二相法

定产量生产，单井供给区域拟稳态流动特征显著,井底流压和地层压力数据准确

产量稳定期间压力数据出现拟稳态流动阶段直线段特征时，才能进行分析

理论可靠， 应用时干扰因素少

注：应用流动物质平衡法、Fetkovich方法、Blasingame方法、Agarwal-Gardner方法时，如果采用根据井口压力计算的井底压力进行分析，则应用干扰因素包括井底压力计算偏差，当井筒存在多相流时会导致分析结果可靠性较差。

20

附录 I

( 资料性 )

特殊类型气藏特殊动态分析技术要点

I.1 动态分析涉及的主要特殊气藏类型

根据储层物性特殊性、流体类型特殊性、压力系数类型，将特殊类型气藏分为三大类。其中：储层物性特殊性涉及的气藏类型主要包括致密气藏、疏松砂岩气藏、低孔基质低渗的火山岩气藏和变质岩气藏;流体类型特殊性涉及的气藏类型主要包括水侵气藏、凝析气藏、高含硫气藏;压力系数类型气藏主要指深层或超深层异常高压气藏。

I.2 致密气藏

以下分析内容是必要的：

——大型压裂的人工裂缝延伸长度;

——体积压裂的储层改造体积(SRV);

—储层应力敏感及启动压力梯度对生产的影响; ——单井有效控制范围与气藏合理开发井距;

——高含水致密砂岩气藏地层水流动条件及由此产生的水锁效应影响;

——气井出砂临界压差;

——产量递减规律、单井井控储量变化规律及单井技术可采储量。

I.3 疏松砂岩气藏

——导致地层出砂的速敏效应及其对开发生产的影响;

——导致砂岩骨架破坏的应力敏感效应及其对开发生产的影响;

——气井产层出砂伤害、出砂临界压差分析;

——井筒积砂高度、积砂速度;

——气井出砂并且产地层水条件下，气、液、固三相渗流特征及其对开发生产的影响;

——井口装置冲蚀、砂堵等特征分析与防控措施效果评价。

I.4 火山岩气藏

——开发可动用储量分布特征及其与岩相展布特征的关系，火山岩气藏的岩相描述方法应符合 SY/T 6110的要求;

——地层裂缝对气井产能、井间连通关系、气藏水侵的影响;

—含水或受水侵影响后凝灰岩储层的特殊渗流特征及其对开发生产的影响。

I.5 变质岩气藏

——低孔隙度强非均质裂缝型储层的开发可动用储量分布特征;

——低孔隙度强非均质裂缝型储层的气井产能特征;

21

——低孔隙度强非均质裂缝型储层的水侵影响特征。

L.6 水侵气藏

L6.1 单井动态常规分析

L.6.1.1 产水气井动态监测分析

分析产水原因，跟踪监测和分析采气曲线指标变化、产出水矿化度及离子含量变化、试井曲线形态特征变化、试井解释的渗流参数变化、单井供给区域动态储量变化情况。

I.6.1.2 水区监测井监测分析

跟踪监测和分析水区观测井、水淹停产井的井底压力、井筒液面位置变化情况，评价其与邻近生产井之间的连通程度、压力干扰规律，评估水体能量消耗程度，预测后续水侵影响情况。

L6.1.3 排水井监测分析

跟踪监测和分析水区或水淹停产区的排水井生产曲线指标变化、产出水矿化度及离子含量变化、 试井曲线形态特征变化、试井解释的渗流参数变化，评价排水保护气藏及提高采收率的效果。

L6.1.4 气田水回注井监测分析

跟踪监测和分析气田水回注井的回注能力变化，评价不同气藏气田水水质混合后的配伍性、回注地层水水质与回注储层流体配伍性;结合地表回注地层水安全监测成果、回注层上覆盖层破裂压力、 回注层及相邻层位固井水泥环胶结强度对应的破裂压力、回注层地层压力、回注能力评价剩余回注空间。

L.6.2 地层水体的水侵能量释放程度分析

在地质特征分析基础上，宜采用物质平衡法和数值模拟法定量分析不同部位水体能量大小。利用水区监测井压力资料计算不同压降下的水体弹性膨胀能量，采用水区物质平衡法估算或评价地层水体水侵能量释放程度。

L6.3 水侵动态特征分析

宜结合不同时期的试井资料、流体产出剖面、气水界面监测资料、研究目标范围内的过路井测井资料等，分析边底水气藏水侵类型、水侵机理、水侵方向及通道、水侵前缘位置及水侵速度、水侵系数和累积水侵量，绘制气藏不同时期的气水分布图，对比评价气水分布变化规律。

L.6.4 水侵影响预测

采用试井分析、数值模拟、生产数据分析和类比分析方法，开展水侵过程正反演拟合与模拟，预测水侵前缘推进状况、气井出水时间及水侵对气井生产的影响。

I. 7 凝析气藏

——按SY/T 6101分析流体组成及流体相态特征变化;

—近井附近反凝析区分布;

22

——油气两相渗流特征;

——有天然水体侵入或注水时开展油气水多相渗流特征;

——单井注气吞吐开采的效率及其对开发效果的影响;

——循环注气开采的效率及其对开发效果的影响;

——高含蜡流体的蜡沉积。

I.8 高含硫气藏

——气藏硫化氢和其他硫化物含量的分布特征及其变化;

——地层和井筒中硫沉积的条件及其对开发生产的影响;

——地层水体中硫化氢富集现象及其对开发生产的影响。

I.9 深层或超深层异常高压气藏

——开发初期地层压力系数高导致的地层水体能量释放强度相对较大的特征，以及由此对开发生

产产生的影响;

——储层孔隙度应力敏感效应及其对开发生产的影响;

—储层渗透率应力敏感效应及其对开发生产的影响。