气藏工程管理规定

中国石油天然气股份有限公司气藏工程管理规定（送审稿）（试行稿）中国石油勘探与生产公司二00六年十一月六年十二月2目 录第一章 总 则1第二章 气藏评价1第三章 气藏工程方案3第四章 方案实施9第五章 开发动态监测10第六章 开发过程管理13第七章 技术创新与应用18第八章附 则19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3第四章 方案实施9第五章 开发动态监测10第六章 开发过程管理13第七章 技术创新与应用17第八章附 则18 28第一章 总 则第一条 为了规范气藏工程管理，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，特制定本规定。第二条 气藏工程管理要以地质研究为基础，、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。使气田达到较高的采收率。和第三条 气藏工程管理的主要内容任务是：在气藏评价和气藏开发过程中，深化气藏认识，把握气田开发趋势，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，搞好气田开发调整工作，确保气田安全科学合理开发取得好的开发效果。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，树立以人为本“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 气藏评价是指在开发前期评价阶段开展的气藏地质与气藏工程研究，气藏评价是气藏开发方案的基础。主要内容包括气藏地质特征描述、地质模型建立和完善、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）构造特征描述：。根据地震和钻井资料，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）储层特征描述：。根据岩心分析资料、测井解释结果等，开展储层沉积微相和成岩作用、储层分布展布、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）在气藏开发早期要评价第一阶段，通过开发前期评价部署方案的实施，录取地震、钻井、流体、测试等各种静动态资料，初步认识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奠定提供基础。（二）在气藏探明储量和取得试采成果基础上，进一步深化气藏特征的认识，建立气藏地质模型，为地质与气藏开发工程方案编制奠定提供基础。第九条 储量评价。充分利用勘探资料及开发评价采用开发过程中新增的静动态资料，进一步开展可气藏探明储量评价，在此基础上，进行动用地质储量评价、可采储量评价。（一）可动用地质储量评价。探明储量评价。根据探井、新钻开发评价井资料及气藏地质特征描述成果，采用容积法分按储量计算单元核算计算天然气地质储量，并评价探明地质储量的可靠程度。（二）可动用地质储量评价。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，按照当前的技术经济条件，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。（三二）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结果，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、，进行开展储层敏感性分析以及、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，包括分析气藏开采产能现状，分析气井产能及其影响因素、地层压力变化规律特征、增产措施效果和气井增产潜力，研究气井生产特征，评价气井合理产能量地层的连通性与井控储量、地层水的活动性等，结合气藏地质特征，研究气藏高产控制因素。以气藏评价结果为基础，结合天然气生产经营工作的需要，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。第十二条第十三条 地质与气藏工程方案设计应遵循以下的原则。，是（一）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利用天然气资源，通过制定合理的开发技术政策提高单井产量和气田稳产水平，采用先进实用工程技术，使气田取得较高的采收率。 （二）应按照有利于提高单井产量、提高储量动用程度、保证促进气田稳产、满足安全生产开发要求、提高经济效益为原则，确保保障气田合理开发指标的实现科学开发。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，论证是选择合理衰竭式或保压的开发方式采用衰竭式开发，还是采用保压或部分保压的开发方式。（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，论证油是先采气开采次序后采油，还是先采油后采气，或是油气同采的开发方式。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，以充分发挥利用地层能量，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，具备一定规模的产量产能。（二）长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，优化与简化开发层系，减少开发工作量。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、井网、井距及井网及井型。（一）井型。根据气藏地质特点与开发要求，确定气藏合理井型。（一）井网。根据气藏构造和岩性特征、储量丰度、流体分布、储层连通性以及储层物性等综合因素确定井网。对于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、储层发育有利部位。（二）井距。根据储层及储量分布特征、单井控制储量、气井试气、试井资料、井间干扰测试资料和试采资料，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。（三）井型。根据气层厚度与分布、储层物性以及气田开发经济要求等，确定气藏合理井型，包括直井、大斜度井、分支井、水平井等。第十七条 气井配产应充分考虑储层条件与地层水活动性，考虑气藏稳产要求，合理利用地层能量满足气藏稳产期、地层能量合理利用的要求。（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1/351/53配产，并结合不同类型气藏特点区别对待。（二）随着试采、气井生产等动态资料的不断丰富增加，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，优化配产，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、气井的带水携液能力、水侵速度、地层凝析油析出等因素。（三）对于通过采用井间接替实现气田稳产开发方式的气井配产,要应充分考虑储层条件以及试气试采成果利用地层能量，合理通过最大限度的放大生产压差，提高气井的配产。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、供气需求、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，确定三者之间合理配置。预测并对比不同采气速度下的气藏开发技术指标，优选合理的采气速度。（二）大型中高渗气田需要保持1015年的稳产，一般采用34的采气速度采气速度一般34；储层物性与连通性好的中小型气藏，要求稳产710年，可采用4645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33；高酸性气田要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，在不影响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，进行多个开发方案预测与优选，确保最终推荐开发方案技术指标的整体先进性。 （一）以气藏工程论证和安全平稳供气要求为基础，设计多个开发方案。在地质模型基础上应用数值模拟方法，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）根据多个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。由于气田本身的复杂性以及受资料、采用的技术手段等条件限制，气藏工程方案可能存在一定的风险，应对储量、产量和水体能量地层水活动性等不确定性因素进行不确定性分析，开展定性或定量的风险对策研究分析，提出相应的降低、防范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）带油环气藏工程方案。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。应制定合理的油气开发兼顾的开发技术政策方式。，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）凝析气藏工程方案。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、选井方式井型选择、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）水驱气藏工程方案。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、底水舌进指进和锥进。（四）酸性气藏气体（气藏中天然气H2S含量达到0.02g/m3以上和（或）CO2分压高于0.021MPa）气藏工程方案。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；对高含酸性气体硫（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与经济风险。（五）异常高压气藏(压力系数大于或等于1.8)气藏工程方案。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，既应综合考虑要考虑充分合理利用地层能量获得高产，又要和考虑气井安全稳定生产的需要的需要。（六）低压气藏工程方案。对压力系数低于小于0.9的气藏，应加强储层伤害机理研究，准确预测地层压力、井口压力变化，为及早准备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）工程方案。分析储层特征与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，优化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）煤层气藏工程方案。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，制定合理排采技术政策，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）非烃气藏工程方案。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，在此基础上编制开发方案。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与跟踪的主要工作是：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，按方案实施要求进行投产。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、取芯心设计、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 在钻开发井跟踪分析中，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。要根据地质研究若发现的构造变化、储层分布异常或油气水分布发生较大变化等新情况，提出补充录取资料的要求和钻井次序的调整建议。补充录取资料取资料纳入产能建设计划。主要内容包括补充取心芯、测井系列调整、中途测试、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，为单井地面配套工程建设提供依据。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、产出剖面生产剖面、流体性质与组分、油气水界面和边界情况的监测。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研究的需求。（二）点面结合、突出重点，做到一般区块与典型区块相结合、固定井点与非固定井点相结合。（三）监测井点应选择固定井与非固定井相结合的方式，监测井应并具有一定代表性（不同地质构造部位、岩性储层、产量级别等）、可对比性、针对性、连续性和可对比性。（四三）气田开发初期监测井点密度和资料录取频率相对较高，开发后期则以典型井监测为主。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、生产井产量或压力异常出现较大变化、增产措施前后应进行不稳定试井。（三）（二）重点井应采用井下测压方式，定期进行产能试井、干扰试井和不稳定试井压力恢复试井，必要时可安排干扰试井。（三）试井要求。应在生产计划中要安排气井试井，要确保试井工作开展；气井试井应以满足气藏工程研究的资料需求为目标，编写试井地质设计，按照设计要求施工，高质量录取试井资料。（四）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。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、井口油压与、套压与和井口井口温度监测。（一）新钻开发井打开产层时井作做好早期原始地层压力和温度资料录取。（二）根据气藏特点，一般应选取510%的具有代表性的生产井作为定点测压井，测录取地层压力、流动压力资料，每年12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12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。对于高产气井及重点观察井，可采用永久下入式高精度压力计连续实测量气层中部压力、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、和高酸性等气体气藏的压力、温度监测，其监测的方式及要求要应根据实际情况确定，同时特殊类型气藏如异常高压、高酸性等气藏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 井流物产出量及产出剖面生产剖面监测。（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，按日监测生产井气、油、水产量和注入井注入量。1天然气计量。对采用压差式流量计连续计量的气井，按记录曲线计算天然气平均日产气量。如工作制度发生变化，必须分段计量。对点测计量的井，按每1小时取一个点来计算平均日产气量。2凝析油计量。按计量器具及气井凝析油量大小决定每次计量时间，每日连续计量或每日4小时以上连续计量，计算折算日产凝析油量。如工作制度发生变化，必须分段计量。3水计量。按计量器具及气井产水量大小决定每次计量时间，每日连续计量或每日4小时以上连续计量，计算折算日产水量。如工作制度发生变化，必须分段计量。（二）产出剖面生产剖面监测。多产层气藏、块状气藏应加强产出剖面生产剖面监测。重点开发井、多层合采井应在投产初期测产出剖面生产剖面。，每年选择重点井测产气生产剖面。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，在生产过程中选择有代表性的气井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年每月作一次凝析气、原油组分分析和每半年作一次高压物性取样分析；，注气井每每月年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；有水气藏气井的出现水气比明显上升产水迹象时，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13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。一般情况下气田气藏工程动态监测费用占操作成本23%。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。第三十六条第六章 开发过程管理第三十七条 气田开发过程中气藏工程管理的主要内容是包括：实现气藏工程方案确定的技术经济指标，搞好产量管理、动态分析、开发调控，开展、储量动态管理，做好、气田开发后评估、气井与气田废弃与以及开发资料管理。第三十八条 要严格按照气藏工程方案设计的指标组织气田生产，努力达到各开发阶段技术经济指标，提高气田开发效益。第三十九条 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、当年新建产能建产能的生产能力核实工作，为生产供气管理提供依据。核实的产能必须应是气井地下、与地面集输处理相配套的生产能力，能很快发挥供气作用的能力。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，气田的产能生产能力，按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建产能的生产能力。应根据已完钻当年新建并具备生产条件或以投产的全部气井数，、平均单井日产气量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配产计划的基础上，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8090。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。因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，按月度进行上游供气能力、中游输气能力、下游销售量要求的对接。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。，气区月度天然气生产应严格按配产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，确保障特殊情况下天然气的安全生产供给。第四十条 利用动态监测成果，根据生产需要，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（产量、压力等）变化情况及原因、气藏开发主要工作量进展情况及主要增产措施的及效果。（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和、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。第四十一条 当当动态分析发现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，导致储量动用程度低、开发指标明显变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。调整前，要录取好所需的资料、开展专题研究和必要的先导性实验，编制气藏工程调整方案。第四十二条 地质与编制气藏工程调整方案主要开展的工作工作包括：重点要做好气藏精细描述，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及主要与开发指标进行深入论证，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。第四十三条 气田开发生产不同阶段，搞好相应的开发调控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，调整气井合理配产，使气藏产量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，分析气体田稳产潜力，为通过补孔调层与补充部分新井，增加储量动用；通过、增产工艺措施提供依据改进气井生产工作制度、排水采气、气井酸化压裂改造，稳定气井产量或减缓产量递减；通过气田合理配产，杜绝恶性开采。气田稳产期末可采储量采出程度一般应达到60以上。（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。，应通过精细气藏描述，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部署打调整井、加密井等增产措施提供依据。，提高储量动用程度，从而减缓气田产量递减。一般气藏产量递减率应控制在10%以内，复杂气藏、强水驱气藏递减率应控制在20%以内。（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，尽尽可能降低气藏废弃压力，挖掘气藏潜力，提高气藏采收率。一般中高渗气藏的采收率应达7080以上，活跃边底水气藏和低渗气藏采收率不低于40。第四十四条 当气田投产三年或动用地质储量的采出程度达到10时，应根据气田实际动态资料组织气藏工程方案后评价。重点分析气田开发技术经济指标与方案设计指标的符合程度，评价开发效果，并分析存在的问题，总结经验教训，提出改进建议和措施。评价结果应及时反馈到有关决策部门、生产部门及设计单位等。第四十五条 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