SY/T 6108-2012
基本信息
标准号： SY/T 6108-2012
中文名称：气藏开发动态分析技术规范
标准类别：石油天然气行业标准(SY)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
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标准分类号
关联标准
出版信息
相关单位信息
标准简介
SY/T 6108-2012 气藏开发动态分析技术规范
SY/T6108-2012
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标准内容
ICS75.020
备案号：35125—2012
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6108-2012
代替SY/T6108-2004
气藏开发动态分析技术规范
Technical specifications of performance analysis for gas reservoirs2012—01-04发布
国家能源局
2012-03—01实施
2规范性引用文件
3目标和任务
3.1目标
3.2工作任务
4、气藏类型判别
4.1流体类型
4.2压力类型
4.3驱动类型
4.4储渗类型
4.5边水或底水类型
4.6边界类型
5气藏连通性分析
5.1气藏静态资料分析
5.2气藏动态资料分析
6气藏渗流特征分析
6.1单井渗流模型特征诊断
6.2单井渗流模型参数确定
6.3单井供给区域地层压力计算
6.4不同时期单井渗流特征变化分析6.5渗流参数及地层压力分布规律分析7气藏产能评价
7.1气井产能计算
7.2气井分层产量贡献分析
7.3气井增产措施效果分析
7.4气井合理产量确定
7.5气井产能变化趋势分析
7.6气藏产量递减分析
7.7气藏产能综合分析
8气藏动态储量计算和评价
8.1气藏关井测压
8.2气藏平均地层压力计算
8.3单并储量计算
8.4气藏储量计算
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SY/T6108—2012
SY/T6108-2012
8.5储量计算结果评价
气藏水侵分析
9.1气藏水体能量分析
9.2气藏水侵特征分析
水侵影响预报
9.4产水气井动态监测分析
10气藏开发日常动态分析
10.1分析对象·
生产数据分析
流体分析
10.4井简压力和温度分布分析
11开发方案实施跟踪分析
11.1方案执行情况分析
11.2方案效果分析
11.3方案部署调整分析·
12气藏采收率分析·
12.1确定最终废弃条件指标：
12.2预测气藏采收率
12.3研究提高采收率的途径
13气藏开发动态分析报告·
13.1技术专题报告
13.2综合研究报告
附录A（资料性附录）
物质平衡法诊断气藏类型
附录B（资料性附录）
气胶储渗类型·
附录C（资料性附录）气水界面确定附录D（资料性附录）
气藏压力分布部面分析
附录E（资料性附录）流人流出曲线确定气井合理产量参考范围附录F（资料性附录）
产量递减分析
附录G（资料性附录）
气藏平均地层压力计算
SY/T6108—2012
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草
本标准代替SY/T6108—2004《碳酸盐岩气藏开发动态分析技术规范》。本标准与SY/T6108-2004相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：将标准名称由《碳酸盐岩气藏开发动态分析技术规范》改为《气藏开发动态分析技术规范》，在第1章“范围”中也作了相应改动：删除了规范性引用文件SY/T6313.2≤油气水界面确定方法气水界面》，同时增加了附录C“气水界面确定”（见第2章和附录C)修改了关于*目标”的描述（见3.1）：修改了关于“工作任务”的描述，将“气藏试采阶段”扩展为“气藏开发评价阶段”（见3.2.1
增加了“流体类型”内容（见4.1)；修改了根据压力系数划分气藏压力类型的界限值（见4.2）；增加了“储渗类型”内容（见44和附录B)：增加了采用脉冲试井确定井间连通关系的内容（见5.2）；增加了层间干扰和脉冲测试的内容（见5.2）；增加了图版匹配定量确定单井渗流模型参数的内容（见6.2）：增加了储层应力敏感情况分析的内容（见6.4）：将“不同时期单井渗流特征变化分析”移至“渗流参数及地层压力分布规律分析”之前（见6.4和6.5
增加了“气井分层产量贡献分析”内容（见7.2）：将“气井增产措施效果分析”移至“气井合理产量确定”之前（见7.3和7.4）：修改了“气井合理产量确定”内容（见7.4）：增加了“气井产能变化趋势分析”内容（见7.5）；增加了产量递减分析法、Fetkovich法、Blasingame法、Agarwal一Gardner法和流动物质平衡法计算井区储量内容（见8.3）；删除了对数差值法、Y函数法计算并区储量的内容（见8.3)；增加了评价井区储量与气并产能的匹配关系、气藏储量的可采性特征、现有开发井网动用探明储量的适应性内容（见8.5）；增加了“水侵影响预报”内容（见9.32；将“气藏水侵分析”移至“开发方案实施跟踪分析”之前（见第9章和第11章）；增加了“气藏开发日常动态分析”内容（见第10章）；修改了“开发方案实施跟踪分析”内容（见第11章）；将确定最终废弃条件的理藏深度、地层水活跃程度考虑因素整合到气藏类型考虑因素中（见12.1。
本标准由油气田开发专业标准化技术委员会（SAC/TC07）提出并归口。本标准起草单位：中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院。本标准主要起草人：冯曦、杨学锋。Ⅲ
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SY/T6108-2012
本标准代替了SY/T6108-2004
SY/T6108—2004的历次版本发布情况为：SY/T6108-1994
1范围
气藏开发动态分析技术规范
本标准规定了气藏开发动态分析的基本内容和技术要求。SY/T6108-—2012
本标准适用于碳酸盐岩、碎屑岩储层干气藏、湿气藏开发动态分析，可供凝析气藏开发动态分析参考。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件，凡是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。SY/T5440天然气井试井技术规范SY/T6098天然气可采储量计算方法3目标和任务
3.1目标
利用气藏动态资料，应用相关技术和方法，分析气藏的开采动态，不断深化对气藏特征及其内在规律的认识，为开发部署和优化、提高气藏开发效果提供依据。3.2工作任务
3.2.1气藏开发评价阶段
提出动态资料录取要求，评价气井初始产能及其影响因素，了解流体性质及分布变化，识别储层类型和驱动类型，判断气藏连通性和水动力系统。估算气藏动态储量，为确定气藏的主体开发技术、编制气藏开发方案提供依据。
3.2.2气藏稳产阶段
评价开发井产能及其变化规律和潜力，分析气井生产时的压力变化规律，研究开发过程中流体组分变化情况，掌握气藏开发过程中地层压力的变化和分布状况，核实气藏储量，评价气藏储量动用程度、剩余储量分布及开发井网的适应性，跟踪分析水侵特征和影响，为优化开发措施、提高气藏稳产能力、延长稳产期提供依据。
3.2.3气藏产量递减阶段
评价气藏开发效果，分析气藏和气井的压力及产量递减规律，研究剩余储量分布和提高气藏采收率及开发经济效益的途径和方法，提出挖潜措施建议。建筑321一标准查询下载网
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SY/T6108-2012
4气藏类型判别
4.1流体类型
按气藏流体相态特征划分，主要有干气、湿气和凝析气三种类型；按硫化氢含量划分，主要有不含硫、微含硫、低含硫、中含硫、高含硫和特高含硫六种类型，根据二氧化碳含量也有类似的类型划分。
4.2压力类型
压力系数小于0.9为低压气藏，压力系数0.9到小于1.3为常压气藏，压力系数1.3到小于1.8为高压气藏，压力系数大于或等于1.8为超高压气藏4.3驱动类型
气戴驱动类型总体上分为气驱和水驱两类，可采用物质平衡法进行诊断判别，参见附录A。4.4储渗类型
气藏储渗类型主要包括均质或视均质、裂缝一孔隙双重介质、裂缝一洞穴一孔隙三重介质三类可根据试井曲线辅助诊断判别储渗类型，参见附录B4.5边水或底水类型
有水气藏确定气藏原始气水界面位置的方法参见附录C。结合地质分析，可确定有水气藏为底水类型或边水类型，或判断其他类型的气水关系。4.6边界类型
可选定处于气藏边部的井开展探边试井，根据试井曲线后期特征确定以下几种边界类型：强水侵定压边界、天然弱水侵边界、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5气藏连通性分析
5.1气藏静态资料分析
5.1.1构造和储层分析
采用气藏描述中关于构造形态、圈闭类型、断层发育情况、储层展布、储集岩和非储集岩划分、储层岩性、分层以及储渗空间类型与结构的研究认识，分析气藏内各部位连通关系的地质基础。5.1.2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，并分析在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。可作为判断气藏各部位连通性的一种参考依据。5.1.3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海拔深度的基准面处进行比较，可作为判断各井、各层是否属于同一压力系统的依据之2
5.2气藏动态资料分析
根据气蒙动态资料分析井闻各向连通性的方式包括采用干扰试井，定量确定并间连通关系：采用脉冲试井，定量确定井间连通关系，见SY/T5440；SY/T6108—2012
对不同时期投产的气井，分析初测地层压力与气藏原始地层压力的差异，判断井间连通关系：
分析邻井投前产后生产井压力、产量变化情况或观测井压力变化情况，判断井间连通关系；实施全气藏关井，测试井计算同一海拨深度各井的地层压力，分析气藏压力分布，以判断井间连通程度，参见附录D。
根据气藏动态资料分析层间连通性的方式包括：根据多层合采气井压力恢复试井分析，诊断层间审流特征：利用同井区分采不同产层的气井，或试气时采用专门的测试工具和工艺，实施层间千扰试井或层间脉冲试井，定量确定层间连通关系。6气藏渗流特征分析
6.1单井渗流模型特征诊断
在地质特征认识基础上，根据不稳定试井曲线诊断方法，诊断地层流体向单井渗流的模式、并底附近地层污染或改善状况、储层特性、储层物性变化、边界类型、井间干扰效应，见SY/T5440。6.2单井渗流模型参数确定
在已确定单井渗流模型基础上，根据试井曲线特征直线段分析、图版匹配及曲线拟合方法，定量确定单井渗流模型参数，见SY/T54406.3单井供给区域地层压力计算
利用气井的压力恢复测试数据，可采用曲线拟合分析方法，Horner图外推直线段方法，MBH方法，抗展Muskat方法计算单井供给区域内的地层压力，见SY/T5440。6.4不同时期单井渗流特征变化分析对比分析不同时期气井试井曲线形态特征，单井渗流模型及渗流参数变化趋势，深人了解气井生产过程中井底附近地层污染或改善情况、非均质气藏高渗介质与低渗介质对当前产量的贡献情况、底水和边水活跃情况、储层应力敏感情况、凝析气井反凝析区变化情况，掌握气井产能及产量变化的主要影响因素和影响关系。
6.5渗流参数及地层压力分布规律分析对于连通性较好的气藏，在已分析获得各井点地层渗透率、地层压力参数基础上，可获得这些参数在气藏内的分布参数场，形成气藏动态描述成果，深化对气藏地质和开发特征的认识，7气藏产能评价
7.1气并产能计算
利用气井稳定试井、修正等时试井资料，可建立气井产能方程，并计算气井的绝对无阻流量，确3
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定气井产能，见SY/T5440。
7.2气井分层产量贡献分析
当气井多层合采时，可根据分层试气或生产测井资料，分析合采条件下分层产量贡献情况。7.3气井增产措施效果分析
增产措施效果分析内容包
分析气井措施前的产能，评价气井增产潜力：分析措施后储层流或并商流动能力的改善状况，评价气井无阻流量和稳定产量的提高程度，并综合评价气并措施后增产效果、稳产能力：分析压裂，酸化、补孔等普施对水侵状况的影响：对工艺技术措施效果进行综合评价7.4气井合理产量确定
对有稳定试井或修正等时试并资料的气井，可接以下过程确定气并合理产量：采用气井流人流出曲线确定气井合理产量的参考范围，参见附录E：a
考虑临界携液流量、油管冲蚀速度、井壁稳定性、稳产期、生产压差与水侵或反凝析效应b)
的关系、蔬松砂岩气藏及合硫气藏开发特殊性，进一步细化气井合理产量的参考范围：依据生产管理需求和气藏开发对策的针对性，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。对于无稳定试井或修正等时试井资料，并且无完井测试资料的气井，可选择具有相同地质条件并
已确定合理产量的气井作为参照，采用循层物性、流体性质和并况条件类比分析而确定试生产的初定产量，
7.5气井产能变化趋势分析
根据试井分析成果，
对比分析不司时期气并的产能方程系数和无阻流量变化情况：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并口压力下降速度，研引起产能变化的主导因素预测气井的稳产能力。
7.6气藏产量递减分析
气藏开采进人递减期后，在不改变开采方式及生产制度的情况下，可进行气井、气藏产量自然递减分析，参见附录F。在实施了挖潜措随的非自然遵减生产的情况下，应进行综合递减分析。7.7气藏产能综合分析
根据单井产能分析成果及影响气井产能的主要矛盾，结合对储量、水侵和配产状况与产能变化关系的研究，综合分析评价气藏产能。8气藏动态储量计算和评价
8.1气藏关井测压
录取气藏关井稳定压力，对于纯气井，可通过测井口压力而计算井底压力：对于低渗透储层的气井，宜通过压力恢复试井，采用试井分析方法计算单井区域地层压力，见SY/T54404
8.2气藏平均地层压力计算
SY/T6108—2012
根据同一时期气藏内各并的地层压力，折算到基准面深度后，可采用算术平均法或加权平均法计算气藏平均地层压力，参见附录G。8.3单井储量计算
可采用压差曲线法、弹性二相法、不稳定晚期法、产量递减分析法、Fetkovich法、Blasingame法、Agarwal-Gardner法和流动物质平衡法，计算各井控制范围内的可采储量，见SY/T5440。8.4气藏储量计算
可采用物质平衡法、产量累积法、数值模拟法、递减分析法、水驱特征曲线法、单井储量累加法计算气藏储量，见SY/T6098
8.5储量计算结果评价
对比气藏开发不同阶段、
不同方法计算的储量结果，分析差异原因，对储量计算结果的可靠性和分布进行评价，并结合生产情况、测试成果和相关研究，评价井区储量与气井产能的匹配关系、气藏储量的可采性、现有开发并网动用操明储量的适应性，为气藏开发提供技术参考9气藏水侵分析
气戴水体能量分析
在地质特征分析基础上，可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。9.2气藏水侵特征分析
分析气戴水侵类型、水侵机理、水侵方向、水侵速度、水慢系数和累积水侵量。9.3水侵影响预报
采用试井分析、数值模拟和类比分析方法，预测水侵前缘推进状况、气井出水早期征兆以及水侵
对气井生产的影响。
9.4产水气井动态监测分析
分析产水原因，跟踪监测租分析采气曲线所显示的指标登化、产出水的矿化度变化试井曲线形态特征变化及试井解释渗流参缴变化情况10气赢开发日常动态分析
10.1分析对象
生产气井、排水井、观测井、凝析气藏注气井，气田水回注井，以及全气藏的综合情况。10.2
生产数据分析
绘制生产曲线，分析单井的井口压力、温度变化情况，以及气井的气、油、水产量和注人井的注人量、注人压力变化情况。
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10.3流体分析
分析天然气的组分、相对密度、临界压力、临界温度，分析水的相对密度和离子含量，对湿气井和凝析气井分析凝析油的相对密度，10.4井筒压力和温度分布分析
根据井简压力、温度梯度及并底压力、温度测试资料，分析井简流体分布情况，掌握开发过程中并下压力、温度变化情况，判断是否存在影响生产的异常因素。11开发方案实施跟踪分析
11.1方案执行情况分析
重点跟踪分析开发方案所要求的开发井部署、单井和气配产、动态监测工作执行情况，确保开发方案的顺利实施。
11.2方案效果分析
跟踪监测分析气井产量、井口压力、产出流体性质以及气藏生产规模、采气速度、采出程度、稳产期限、稳产期之后递减状况与开发方案预测指标的吻合情况，及时发现问题，11.3方案部署调整分析
分析所监测指标出现异常的原因，提出相应对策，为开发方案的优化执行或开发调整提供依据。
12气藏采收率分析
12.1确定最终废弃条件指标
可依据气藏类型、开发成本的不同，确定最终废弃条件，见SY/T6098。12.2预测气藏采收率
可采用物质平衡法、数值模拟法、递减分析法、平均产率法，Logistic函数法、水驱特征曲线法预测气藏采收率。
12.3研究提高采收率的途径
综合分析气藏特征、开采条件和技术经济指标，研究提高气藏采收率的途径和措施13
气藏开发动态分析报告
13.1技术专题报告
主要包括试井解释报告、动态储量计算报告、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
13.2综合研究报告
SY/T6108—2012
可包含勘探开发概况、地质特征描述、动态特征分析、储量计算及评价、开发效果预测、优化开发建议内容
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中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6108-2012
代替SY/T6108-2004
气藏开发动态分析技术规范
Technical specifications of performance analysis for gas reservoirs2012—01-04发布
国家能源局
2012-03—01实施
2规范性引用文件
3目标和任务
3.1目标
3.2工作任务
4、气藏类型判别
4.1流体类型
4.2压力类型
4.3驱动类型
4.4储渗类型
4.5边水或底水类型
4.6边界类型
5气藏连通性分析
5.1气藏静态资料分析
5.2气藏动态资料分析
6气藏渗流特征分析
6.1单井渗流模型特征诊断
6.2单井渗流模型参数确定
6.3单井供给区域地层压力计算
6.4不同时期单井渗流特征变化分析6.5渗流参数及地层压力分布规律分析7气藏产能评价
7.1气井产能计算
7.2气井分层产量贡献分析
7.3气井增产措施效果分析
7.4气井合理产量确定
7.5气井产能变化趋势分析
7.6气藏产量递减分析
7.7气藏产能综合分析
8气藏动态储量计算和评价
8.1气藏关井测压
8.2气藏平均地层压力计算
8.3单并储量计算
8.4气藏储量计算
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SY/T6108-2012
8.5储量计算结果评价
气藏水侵分析
9.1气藏水体能量分析
9.2气藏水侵特征分析
水侵影响预报
9.4产水气井动态监测分析
10气藏开发日常动态分析
10.1分析对象·
生产数据分析
流体分析
10.4井简压力和温度分布分析
11开发方案实施跟踪分析
11.1方案执行情况分析
11.2方案效果分析
11.3方案部署调整分析·
12气藏采收率分析·
12.1确定最终废弃条件指标：
12.2预测气藏采收率
12.3研究提高采收率的途径
13气藏开发动态分析报告·
13.1技术专题报告
13.2综合研究报告
附录A（资料性附录）
物质平衡法诊断气藏类型
附录B（资料性附录）
气胶储渗类型·
附录C（资料性附录）气水界面确定附录D（资料性附录）
气藏压力分布部面分析
附录E（资料性附录）流人流出曲线确定气井合理产量参考范围附录F（资料性附录）
产量递减分析
附录G（资料性附录）
气藏平均地层压力计算
SY/T6108—2012
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草
本标准代替SY/T6108—2004《碳酸盐岩气藏开发动态分析技术规范》。本标准与SY/T6108-2004相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：将标准名称由《碳酸盐岩气藏开发动态分析技术规范》改为《气藏开发动态分析技术规范》，在第1章“范围”中也作了相应改动：删除了规范性引用文件SY/T6313.2≤油气水界面确定方法气水界面》，同时增加了附录C“气水界面确定”（见第2章和附录C)修改了关于*目标”的描述（见3.1）：修改了关于“工作任务”的描述，将“气藏试采阶段”扩展为“气藏开发评价阶段”（见3.2.1
增加了“流体类型”内容（见4.1)；修改了根据压力系数划分气藏压力类型的界限值（见4.2）；增加了“储渗类型”内容（见44和附录B)：增加了采用脉冲试井确定井间连通关系的内容（见5.2）；增加了层间干扰和脉冲测试的内容（见5.2）；增加了图版匹配定量确定单井渗流模型参数的内容（见6.2）：增加了储层应力敏感情况分析的内容（见6.4）：将“不同时期单井渗流特征变化分析”移至“渗流参数及地层压力分布规律分析”之前（见6.4和6.5
增加了“气井分层产量贡献分析”内容（见7.2）：将“气井增产措施效果分析”移至“气井合理产量确定”之前（见7.3和7.4）：修改了“气井合理产量确定”内容（见7.4）：增加了“气井产能变化趋势分析”内容（见7.5）；增加了产量递减分析法、Fetkovich法、Blasingame法、Agarwal一Gardner法和流动物质平衡法计算井区储量内容（见8.3）；删除了对数差值法、Y函数法计算并区储量的内容（见8.3)；增加了评价井区储量与气并产能的匹配关系、气藏储量的可采性特征、现有开发井网动用探明储量的适应性内容（见8.5）；增加了“水侵影响预报”内容（见9.32；将“气藏水侵分析”移至“开发方案实施跟踪分析”之前（见第9章和第11章）；增加了“气藏开发日常动态分析”内容（见第10章）；修改了“开发方案实施跟踪分析”内容（见第11章）；将确定最终废弃条件的理藏深度、地层水活跃程度考虑因素整合到气藏类型考虑因素中（见12.1。
本标准由油气田开发专业标准化技术委员会（SAC/TC07）提出并归口。本标准起草单位：中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院。本标准主要起草人：冯曦、杨学锋。Ⅲ
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本标准代替了SY/T6108-2004
SY/T6108—2004的历次版本发布情况为：SY/T6108-1994
1范围
气藏开发动态分析技术规范
本标准规定了气藏开发动态分析的基本内容和技术要求。SY/T6108-—2012
本标准适用于碳酸盐岩、碎屑岩储层干气藏、湿气藏开发动态分析，可供凝析气藏开发动态分析参考。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件，凡是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。SY/T5440天然气井试井技术规范SY/T6098天然气可采储量计算方法3目标和任务
3.1目标
利用气藏动态资料，应用相关技术和方法，分析气藏的开采动态，不断深化对气藏特征及其内在规律的认识，为开发部署和优化、提高气藏开发效果提供依据。3.2工作任务
3.2.1气藏开发评价阶段
提出动态资料录取要求，评价气井初始产能及其影响因素，了解流体性质及分布变化，识别储层类型和驱动类型，判断气藏连通性和水动力系统。估算气藏动态储量，为确定气藏的主体开发技术、编制气藏开发方案提供依据。
3.2.2气藏稳产阶段
评价开发井产能及其变化规律和潜力，分析气井生产时的压力变化规律，研究开发过程中流体组分变化情况，掌握气藏开发过程中地层压力的变化和分布状况，核实气藏储量，评价气藏储量动用程度、剩余储量分布及开发井网的适应性，跟踪分析水侵特征和影响，为优化开发措施、提高气藏稳产能力、延长稳产期提供依据。
3.2.3气藏产量递减阶段
评价气藏开发效果，分析气藏和气井的压力及产量递减规律，研究剩余储量分布和提高气藏采收率及开发经济效益的途径和方法，提出挖潜措施建议。建筑321一标准查询下载网
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SY/T6108-2012
4气藏类型判别
4.1流体类型
按气藏流体相态特征划分，主要有干气、湿气和凝析气三种类型；按硫化氢含量划分，主要有不含硫、微含硫、低含硫、中含硫、高含硫和特高含硫六种类型，根据二氧化碳含量也有类似的类型划分。
4.2压力类型
压力系数小于0.9为低压气藏，压力系数0.9到小于1.3为常压气藏，压力系数1.3到小于1.8为高压气藏，压力系数大于或等于1.8为超高压气藏4.3驱动类型
气戴驱动类型总体上分为气驱和水驱两类，可采用物质平衡法进行诊断判别，参见附录A。4.4储渗类型
气藏储渗类型主要包括均质或视均质、裂缝一孔隙双重介质、裂缝一洞穴一孔隙三重介质三类可根据试井曲线辅助诊断判别储渗类型，参见附录B4.5边水或底水类型
有水气藏确定气藏原始气水界面位置的方法参见附录C。结合地质分析，可确定有水气藏为底水类型或边水类型，或判断其他类型的气水关系。4.6边界类型
可选定处于气藏边部的井开展探边试井，根据试井曲线后期特征确定以下几种边界类型：强水侵定压边界、天然弱水侵边界、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5气藏连通性分析
5.1气藏静态资料分析
5.1.1构造和储层分析
采用气藏描述中关于构造形态、圈闭类型、断层发育情况、储层展布、储集岩和非储集岩划分、储层岩性、分层以及储渗空间类型与结构的研究认识，分析气藏内各部位连通关系的地质基础。5.1.2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，并分析在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。可作为判断气藏各部位连通性的一种参考依据。5.1.3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海拔深度的基准面处进行比较，可作为判断各井、各层是否属于同一压力系统的依据之2
5.2气藏动态资料分析
根据气蒙动态资料分析井闻各向连通性的方式包括采用干扰试井，定量确定并间连通关系：采用脉冲试井，定量确定井间连通关系，见SY/T5440；SY/T6108—2012
对不同时期投产的气井，分析初测地层压力与气藏原始地层压力的差异，判断井间连通关系：
分析邻井投前产后生产井压力、产量变化情况或观测井压力变化情况，判断井间连通关系；实施全气藏关井，测试井计算同一海拨深度各井的地层压力，分析气藏压力分布，以判断井间连通程度，参见附录D。
根据气藏动态资料分析层间连通性的方式包括：根据多层合采气井压力恢复试井分析，诊断层间审流特征：利用同井区分采不同产层的气井，或试气时采用专门的测试工具和工艺，实施层间千扰试井或层间脉冲试井，定量确定层间连通关系。6气藏渗流特征分析
6.1单井渗流模型特征诊断
在地质特征认识基础上，根据不稳定试井曲线诊断方法，诊断地层流体向单井渗流的模式、并底附近地层污染或改善状况、储层特性、储层物性变化、边界类型、井间干扰效应，见SY/T5440。6.2单井渗流模型参数确定
在已确定单井渗流模型基础上，根据试井曲线特征直线段分析、图版匹配及曲线拟合方法，定量确定单井渗流模型参数，见SY/T54406.3单井供给区域地层压力计算
利用气井的压力恢复测试数据，可采用曲线拟合分析方法，Horner图外推直线段方法，MBH方法，抗展Muskat方法计算单井供给区域内的地层压力，见SY/T5440。6.4不同时期单井渗流特征变化分析对比分析不同时期气井试井曲线形态特征，单井渗流模型及渗流参数变化趋势，深人了解气井生产过程中井底附近地层污染或改善情况、非均质气藏高渗介质与低渗介质对当前产量的贡献情况、底水和边水活跃情况、储层应力敏感情况、凝析气井反凝析区变化情况，掌握气井产能及产量变化的主要影响因素和影响关系。
6.5渗流参数及地层压力分布规律分析对于连通性较好的气藏，在已分析获得各井点地层渗透率、地层压力参数基础上，可获得这些参数在气藏内的分布参数场，形成气藏动态描述成果，深化对气藏地质和开发特征的认识，7气藏产能评价
7.1气并产能计算
利用气井稳定试井、修正等时试井资料，可建立气井产能方程，并计算气井的绝对无阻流量，确3
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定气井产能，见SY/T5440。
7.2气井分层产量贡献分析
当气井多层合采时，可根据分层试气或生产测井资料，分析合采条件下分层产量贡献情况。7.3气井增产措施效果分析
增产措施效果分析内容包
分析气井措施前的产能，评价气井增产潜力：分析措施后储层流或并商流动能力的改善状况，评价气井无阻流量和稳定产量的提高程度，并综合评价气并措施后增产效果、稳产能力：分析压裂，酸化、补孔等普施对水侵状况的影响：对工艺技术措施效果进行综合评价7.4气井合理产量确定
对有稳定试井或修正等时试并资料的气井，可接以下过程确定气并合理产量：采用气井流人流出曲线确定气井合理产量的参考范围，参见附录E：a
考虑临界携液流量、油管冲蚀速度、井壁稳定性、稳产期、生产压差与水侵或反凝析效应b)
的关系、蔬松砂岩气藏及合硫气藏开发特殊性，进一步细化气井合理产量的参考范围：依据生产管理需求和气藏开发对策的针对性，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。对于无稳定试井或修正等时试井资料，并且无完井测试资料的气井，可选择具有相同地质条件并
已确定合理产量的气井作为参照，采用循层物性、流体性质和并况条件类比分析而确定试生产的初定产量，
7.5气井产能变化趋势分析
根据试井分析成果，
对比分析不司时期气并的产能方程系数和无阻流量变化情况：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并口压力下降速度，研引起产能变化的主导因素预测气井的稳产能力。
7.6气藏产量递减分析
气藏开采进人递减期后，在不改变开采方式及生产制度的情况下，可进行气井、气藏产量自然递减分析，参见附录F。在实施了挖潜措随的非自然遵减生产的情况下，应进行综合递减分析。7.7气藏产能综合分析
根据单井产能分析成果及影响气井产能的主要矛盾，结合对储量、水侵和配产状况与产能变化关系的研究，综合分析评价气藏产能。8气藏动态储量计算和评价
8.1气藏关井测压
录取气藏关井稳定压力，对于纯气井，可通过测井口压力而计算井底压力：对于低渗透储层的气井，宜通过压力恢复试井，采用试井分析方法计算单井区域地层压力，见SY/T54404
8.2气藏平均地层压力计算
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根据同一时期气藏内各并的地层压力，折算到基准面深度后，可采用算术平均法或加权平均法计算气藏平均地层压力，参见附录G。8.3单井储量计算
可采用压差曲线法、弹性二相法、不稳定晚期法、产量递减分析法、Fetkovich法、Blasingame法、Agarwal-Gardner法和流动物质平衡法，计算各井控制范围内的可采储量，见SY/T5440。8.4气藏储量计算
可采用物质平衡法、产量累积法、数值模拟法、递减分析法、水驱特征曲线法、单井储量累加法计算气藏储量，见SY/T6098
8.5储量计算结果评价
对比气藏开发不同阶段、
不同方法计算的储量结果，分析差异原因，对储量计算结果的可靠性和分布进行评价，并结合生产情况、测试成果和相关研究，评价井区储量与气井产能的匹配关系、气藏储量的可采性、现有开发并网动用操明储量的适应性，为气藏开发提供技术参考9气藏水侵分析
气戴水体能量分析
在地质特征分析基础上，可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。9.2气藏水侵特征分析
分析气戴水侵类型、水侵机理、水侵方向、水侵速度、水慢系数和累积水侵量。9.3水侵影响预报
采用试井分析、数值模拟和类比分析方法，预测水侵前缘推进状况、气井出水早期征兆以及水侵
对气井生产的影响。
9.4产水气井动态监测分析
分析产水原因，跟踪监测租分析采气曲线所显示的指标登化、产出水的矿化度变化试井曲线形态特征变化及试井解释渗流参缴变化情况10气赢开发日常动态分析
10.1分析对象
生产气井、排水井、观测井、凝析气藏注气井，气田水回注井，以及全气藏的综合情况。10.2
生产数据分析
绘制生产曲线，分析单井的井口压力、温度变化情况，以及气井的气、油、水产量和注人井的注人量、注人压力变化情况。
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10.3流体分析
分析天然气的组分、相对密度、临界压力、临界温度，分析水的相对密度和离子含量，对湿气井和凝析气井分析凝析油的相对密度，10.4井筒压力和温度分布分析
根据井简压力、温度梯度及并底压力、温度测试资料，分析井简流体分布情况，掌握开发过程中并下压力、温度变化情况，判断是否存在影响生产的异常因素。11开发方案实施跟踪分析
11.1方案执行情况分析
重点跟踪分析开发方案所要求的开发井部署、单井和气配产、动态监测工作执行情况，确保开发方案的顺利实施。
11.2方案效果分析
跟踪监测分析气井产量、井口压力、产出流体性质以及气藏生产规模、采气速度、采出程度、稳产期限、稳产期之后递减状况与开发方案预测指标的吻合情况，及时发现问题，11.3方案部署调整分析
分析所监测指标出现异常的原因，提出相应对策，为开发方案的优化执行或开发调整提供依据。
12气藏采收率分析
12.1确定最终废弃条件指标
可依据气藏类型、开发成本的不同，确定最终废弃条件，见SY/T6098。12.2预测气藏采收率
可采用物质平衡法、数值模拟法、递减分析法、平均产率法，Logistic函数法、水驱特征曲线法预测气藏采收率。
12.3研究提高采收率的途径
综合分析气藏特征、开采条件和技术经济指标，研究提高气藏采收率的途径和措施13
气藏开发动态分析报告
13.1技术专题报告
主要包括试井解释报告、动态储量计算报告、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
13.2综合研究报告
SY/T6108—2012
可包含勘探开发概况、地质特征描述、动态特征分析、储量计算及评价、开发效果预测、优化开发建议内容
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