| 1 前言 | 第1-23页 |
| 1．1 研究的目的、意义 | 第8页 |
| 1．2 国内外气田研究现状 | 第8-18页 |
| 1．2．1 世界天然气开发技术发展概述 | 第8-10页 |
| 1．2．2 我国天然气开发技术简述 | 第10-14页 |
| 1．2．3 我国典型碳酸盐岩气藏开发模式 | 第14-15页 |
| 1．2．4 我国裂缝性有水气藏最佳开采方式 | 第15-18页 |
| 1．3 研究内容及关键技术 | 第18-21页 |
| 1．3．1 研究的技术路线 | 第18页 |
| 1．3．2 研究内容 | 第18-20页 |
| 1．3．3 研究的关键技术 | 第20-21页 |
| 1．4 取得的主要成果 | 第21-23页 |
| 2 我国古生界海相碳酸盐岩油气藏类型及特征 | 第23-26页 |
| 3 我国碳酸盐岩有水气藏的类型及特征 | 第26-31页 |
| 3．1 碳酸盐岩有水气藏类型 | 第26-27页 |
| 3．2 有水气藏的渗流特征 | 第27页 |
| 3．3 有水气藏水侵特征及危害 | 第27-31页 |
| 4 靖边古生界气藏三维定量地质模型研究 | 第31-60页 |
| 4．1 气藏地质特征研究 | 第31-46页 |
| 4．1．1 气藏概况 | 第31-33页 |
| 4．1．2 地层特征及地层划分 | 第33-35页 |
| 4．1．3 构造特征研究 | 第35-36页 |
| 4．1．4 沉积特征分析及其与产能关系研究 | 第36-39页 |
| 4．1．5 古地貌形态与储层发育及分布的研究 | 第39-42页 |
| 4．1．6 储层特征 | 第42-46页 |
| 4．2 气藏类型 | 第46页 |
| 4．3 气藏三维定量地质模型的建立 | 第46-60页 |
| 4．3．1 建模方法 | 第46-48页 |
| 4．3．2 气藏地质模型构建 | 第48-51页 |
| 4．3．3 地质模型可靠性分析与评价 | 第51-60页 |
| 5 靖边古生界气藏储量核算及分布研究 | 第60-96页 |
| 5．1 气藏静态地质储量研究 | 第60-74页 |
| 5．1．1 气藏静态地质储量核算 | 第60-66页 |
| 5．1．2 气藏储量分布特征研究 | 第66-74页 |
| 5．2 气藏可采储量评价 | 第74-96页 |
| 5．2．1 动态储量计算方法 | 第74-76页 |
| 5．2．2 典型井区压降储量计算 | 第76-81页 |
| 5．2．3 地质储量与动态储量的对比分析 | 第81-85页 |
| 5．2．4 四川气田低渗透气藏储量动用的一般规律 | 第85-90页 |
| 5．2．5 靖边古生界气藏可采储量估算 | 第90-96页 |
| 6 靖边气藏地层水分布特征及其对气藏开发的影响研究 | 第96-111页 |
| 6．1 地层水分布特征研究 | 第96-102页 |
| 6．1．1 气井产水现状 | 第96页 |
| 6．1．2 地层水的物性特点 | 第96-97页 |
| 6．1．3 地层水分布特征研究 | 第97-100页 |
| 6．1．4 控制气水分布的地质因素分析 | 第100-102页 |
| 6．2 气井产水动态特征分析 | 第102-107页 |
| 6．2．1 出水气井无水采气期短，出水时间偏早 | 第102-103页 |
| 6．2．2 产水气井的水量都不大，普遍比较稳定 | 第103页 |
| 6．2．3 气水比普遍不高，变化趋势以稳定为主 | 第103-107页 |
| 6．3 地层水对气藏开发规模的影响分析 | 第107-111页 |
| 6．3．1 地层水导致气藏开发规模遭受严重影响的可能性不大 | 第107-109页 |
| 6．3．2 缺乏气藏大面积产大水的地质渗流条件 | 第109-111页 |
| 7 靖边古生界气藏开发动态特征分析 | 第111-124页 |
| 7．1 气藏开发效果分析 | 第111-117页 |
| 7．1．1 气藏开发特点 | 第111页 |
| 7．1．2 气藏生产压差与产量变化关系分析 | 第111-114页 |
| 7．1．3 单井生产动态分类分析与评价 | 第114-117页 |
| 7．2 气藏压力系统及井间连通性分析 | 第117-124页 |
| 7．2．1 压力系统分析 | 第117-120页 |
| 7．2．2 井间连通性评价 | 第120-122页 |
| 7．2．3 压力系统划分 | 第122-124页 |
| 8 靖边古生界气藏数值模拟及稳产对策研究 | 第124-147页 |
| 8．1 气藏数值模型的建立 | 第124-125页 |
| 8．1．1 网格模型的建立 | 第124页 |
| 8．1．2 流体性质参数 | 第124-125页 |
| 8．1．3 单井模型计算 | 第125页 |
| 8．2 模拟模型论证研究 | 第125-128页 |
| 8．2．1 裂缝系统的客观存在 | 第125-126页 |
| 8．2．2 典型井区模拟模型论证研究 | 第126-128页 |
| 8．2．3 论证结论 | 第128页 |
| 8．3 气藏数值模拟研究 | 第128-132页 |
| 8．3．1 数值模型建立 | 第128页 |
| 8．3．2 生产动态历史拟合 | 第128-130页 |
| 8．3．3 模型认识与评价 | 第130-132页 |
| 8．4 气藏稳产预测研究 | 第132-142页 |
| 8．4．1 年产60亿天然气生产规模开发动态预测 | 第132-133页 |
| 8．4．2 年产54亿天然气生产规模开发动态预测 | 第133-136页 |
| 8．4．3 年产66亿天然气生产规模开发动态预测 | 第136-138页 |
| 8．4．4 方案指标对比分析 | 第138页 |
| 8．4．5 气藏压力分布规律 | 第138-142页 |
| 8．5 气藏稳产技术对策 | 第142-147页 |
| 8．5．1 用足够开发井数合理单井生产负荷 | 第142页 |
| 8．5．2 后期增压生产可保稳产期延长1．5年 | 第142-143页 |
| 8．5．3 优化单井生产管理，确保单井稳定生产 | 第143页 |
| 8．5．4 增加调整开发井对储量的控制和层间接替 | 第143-144页 |
| 8．5．5 充分利用部分地区所具有的加大井网密度的潜力 | 第144页 |
| 8．5．5 良好的采气工艺技术保障 | 第144-145页 |
| 8．5．7 产水气井的合理生产方式 | 第145-147页 |
| 9 结论和建议 | 第147-152页 |
| 9．1 结论 | 第147-151页 |
| 9．2 建议 | 第151-152页 |
| 致谢 | 第152-153页 |
| 参考文献 | 第153-158页 |
| 附图 | 第158-164页 |
