中国油气田开发志 西南（中国石油）油气区卷

　　刘宝和主编的《中国油气田开发志(卷13西南中国石油油气区卷)》是《中国油气田开发志》系列志书中的一卷，由中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司(简称西南油气田公司或分公司)组织编纂。本卷坚持辩证唯物主义和历史唯物主义的观点，客观地反映四川油气田(志中亦称西南油气区)开发建设以来的历史发展轨迹。
　　本卷以2005年底前西南油气田公司管辖范围的人、事、物及在此范围内所进行的开发活动为记述对象，记述内容上限远至公元前1世纪，下限截至2005年12月31日，下限之后至成书以前的主要开发事件设“限外辑要”，收录于“附录”。
　　本卷设“综述”“大事记”“开发部署”“地质”“气藏工程”“开发井钻井与测井”“采气工程”“天然气集输与处理”“油田开发”“开发管理”“石油人物”及“附录”等。

 

综述 
大事记 
篇 气田地质 
章 地质概况 
节 产气层系 
第二节 气藏类型 
第二章 气藏描述 
节 多裂缝系统气藏描述 
第二节 裂缝—孔隙（洞）型整装气藏描述 
第三节 精细气藏描述 
第三章 储量 
节 动态法储量 
第二节 容积法储量 
第三节 可采储量及储量标定 
第二篇 开发部署 
章 开发规划 
节 五年规划 
第二节 东输规划 
第二章 开发方案 
节 碳酸盐岩裂缝性气藏 
第二节 碳酸盐岩裂缝—孔洞型气藏 
第三节 碳酸盐岩特殊类型气藏 
第四节 碳酸盐岩裂缝—孔隙型气藏 
第五节 碎屑岩裂缝—孔隙型气藏 
第三篇 气藏工程 
章 气田开发前期评价 
节 开发程序 
第二节 开发早期介入 
第二章 气藏工程设计 
节 设计内容 
第二节 开发层系划分 
第三节 开发井井网 
第四节 地质模型 
第三章 气井试井 
节 装备 
第二节 产能试井 
第三节 不稳定试井 
第四章 气藏动态分析 
节 多裂缝系统气藏动态分析 
第二节 缝洞型底水气藏动态分析 
第三节 裂缝一孔隙型整装气藏的动态分析 
第五章 室内开发实验 
节 油层物理及渗流力学实验 
第二节 凝析油相态分析 
第六章 气藏数值模拟 
节 数值模拟技术 
第二节 数值模拟应用 
第四篇 开发井钻井与测井 
章 钻井 
节 平衡钻井 
第二节 特殊钻井 
第三节 油气层保护 
第二章 固井 
节 装备 
第二节 固井工艺 
第三章 完井 
节 完井方式 
第二节 射孔 
第三节 试气 
第四章 录井 
节 常规录井 
第二节 气测录井 
第三节 综合录井 
第五章 测井 
节 常规测井 
第二节 数字化测井 
第三节 成像测井 
第五篇 采气工程 
章 采气工艺 
节 纯气井开采 
第二节 有水气井开采 
第三节 含硫化氢气井开采 
第二章 压裂酸化 
节 设计 
第二节 工作液 
第三节 支撑剂 
第四节 施工工艺 
第五节 排液 
第六节 增产作业装备 
第三章 防砂与防水合物 
节 防砂 
第二节 防水合物 
第四章 井下作业 
节 队伍与装备 
第二节 措施井井下作业 
第三节 开窗侧钻与上试修井 
第四节 不压井修井 
第五节 气井堵水 
第六篇 天然气集输与处理 
章 矿场集气 
节 集气技术 
第二节 集气场站 
第三节 集气管网 
第二章 天然气净化 
节 净化工艺技术 
第二节 净化生产设施 
第三章 输气管道工程 
节 管道 
第二节 工艺 
第三节 计量 
第四节 通信 
第七篇 油田开发 
章 油田地质 
节 构造 
第二节 沉积相 
第三节 储层 
第四节 油藏类型 
第五节 石油储量计算 
第二章 油藏工程 
节 油井试井 
第二节 油藏动态分析 
第三节 裂缝系统 
第四节 渗流机理 
第三章 油田开发部署与实施 
节 滚动勘探开发 
第二节 油田开发方案 
第三节 矿场试验 
第四节 开发调整 
第四章 采油工程 
节 油井钻井完井 
第二节 油井试油 
第三节 增产措施 
第四节 采油方式 
第五节 油井清防蜡 
第六节 油气水集运 
第八篇 开发管理 
章 机构与体制 
节 决策机构 
第二节 职能管理机构 
第三节 基层执行机构 
第四节 科研机构 
第二章 开发队伍 
节 结构 
第二节 教育培训 
第三章 生产管理 
节 气田管理 
第二节 规章制度 
第三节 调度管理 
第四节 HSE管理 
…… 
第九篇 石油人物 
附录 
编纂始末 

　　根据震旦系气藏投入开发后，采取的不均衡强化开采的方式，造成气藏顶部区地层压力陡降、底水水窜加剧、气井发生水淹等状况，在总结大压差生产的危害和气井出水后产气量递减规律的基础上，开展了摸索气井稳定生产的措施，制定出了一套降低气井产量递减速度、保持气田相对稳产的气井分类管理办法：（1）对于未出水气井，摸索并控制其合理生产压差，确保气井在“临界产量”以下生产。（2）对于出水气井控制合理生产压差以减缓产量递减速度，所谓气井“合理生产压差”就是，在此压差下气井能正常产带水生产、不会使气井井下积液，气井井口压力、气水产量保持相对稳定，并能够控制底水对产层的进侵速度。利用合理的生产压差对于不同类型的出水气井采取不同的方法。（3）对于出水气井，在生产中应少动操作少关井，以尽量减少气井的“激动”，避免气井油套压和产气量急剧下降、产水量大幅度上升、水淹关死。
　　《规划》根据以上开采动态特征认识，川南、川西南两矿区相继提出了“正确掌握气藏驱动方式，进行合理开采，提高气藏终采收率；对水活跃的气藏，必须控制水的活动，防止气藏分割、气井暴性水淹”，以及“稳定气井控制生产，不稳定气井间歇生产，断裂型出水气井大压差生产，水锥型出水气井控制在压差‘拐点’以内生产”等一系列正确的开采措施，对全局后来深化边底水气藏开采动态研究、生产管理规章制度的制定，具有十分重要的指导意义和促进作用。
　　威远气田震旦系裂缝—孔洞型底水气藏的开发在经历了长期与水争气的实践中维持了较长的开发周期，至20世纪90年代中期，气藏产气量由1976年的年平均日产气317.10×104m3降至20×104m3，气田面临被关闭的严峻局面。1995年川西南矿区重新对该气藏进行了全面的动态分析，通过生产史拟合认为气藏水体边界在原始气水界面以外1000～3000m间，水体积量3.80×108～4.20×108m3，水体封闭有限，只要通过排水就可降低裂缝系统的含水饱和度，增加气相渗透率，在降低裂缝系统压力条件下可促使基质岩块孔隙内封闭的气膨胀并重新开始流动产出，从而可采出数量较大的剩余探明储量，达到提高采收率的目的。通过对顶部威2井区的强排水试验取得了日产气量从不足5×104m3，提高到16×104m3的良好效果，为确立经中国石油天然气总公司批准并实施的“威远气田震旦系气藏提高采收率”开发项目提供了可靠的依据。
　　第三节裂缝—孔隙型整装气藏的动态分析
　　川东地区卧龙河气田嘉五嘉四气藏和川西北地区中坝气田须二气藏是1973年投入试采的两个裂缝—孔隙型整装气藏，也是四川油气区早开展这类气藏动态分析的两个气藏。1976年，管理局地质综合研究大队与石油沟气矿合作完成《卧龙河气田嘉五嘉四、嘉三气藏开发设计（地下部分）》，系统地分析了气藏动态，认为气藏具有边水，气藏气水界面海拔—2000m。通过四年试采和对压力及水性监测，未发现边水活动显示，气藏以弹性气驱为主。