气藏动态分析共66页66页PPT
油气藏动态分析4
任务二 注水方式及其适应性分析
二、选择注水方式的原则
1．所选择的注水方式应与油藏的地质特性相适应，并能获得较高的水驱 控制程度，一般要求达到70%以上； 2．水驱波及体积大、驱替效果好。连通层数和厚度要大，连通的井层多； 3．应满足一定的采油速度要求。所选注水方式下，注水量可达到注采平
衡；
4．油层压力要保持在原始地层压力附近且高于饱和压力； 5．便于后期调整。
3. 面积注水
注水井按一定的几何形状和密度均匀地布置在整个开发区上。
特点：适应范围广，见效快，采油速度高 优点：所有生产井置于注水井第一线，有利于油井受效 注水面积大，受效快； 油井有向供水条件，采油速度高；
便于调整。
任务二 注水方式及其适应性分析
3. 面积注水 适用条件：1）油层分布不规则，延伸性差 2）油层渗透性差，流动系数低
注水井 2
其中: n——基本单元的所有井数 基本单元涉及的采油井数：n=2(m+1) 一个注采单元的面积：F=（m+1）S 对三角形井网：S=0.866 a2 ；对正方形井网：S= a2
任务二 注水方式及其适应性分析
4. 选择性点状注水：
在开发过程中可将油井转为注水井，构成不规则的面积 注水（或称点状注水）：还可以先钻井，后定注采井别。 适用于油层极不均匀，且不连通的油层。某些断块可采 用这种注水方式.
任务二 注水方式及其适应性分析
【知识目标】 掌握国内外常见的几种注水方式的特点及适用范围 【技能目标】 能够对注水方式的适应性进行简单分析
任务二 注水方式及其适应性分析
一、注水方式的选择
注水方式指的是注水井在油田上所处的部位和注采井的排列关系 边缘注水、 注水方式分类
切割（行列）注水
天然气工程-气藏开发动态监测、分析和管理
类型 2.水驱气藏边界条件分析， 2.确定气藏采气速度、布井 分析采气速度与压降速度
4
的确 定
产水观测井产量、压力及水 方式和气井合理生产工作 面变化，分析判断水源、侵 制度，制定技术政策
2.分析观测井地层压力变化趋 势，气水界面变化趋势
入机理、水侵速度，计算水 3．为动态监测、数值模拟源自侵量提供依据t
We Cs (pi p)dt 0
qeddw etCs(pi p)
某时间t时气水边界 处压力（一般用气 藏平均压力代替）
水侵系数， m3/(MPa.d )
23.07.2020
西南石油大学石油工程学院
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2）修正稳态公式（赫斯特---Hurst公式）
水侵常数 Cs 与天然水域的储层物性、流体物性、边界形 状等有关。开采实践表明：Cs 并不是一个常数，而是一个 与时间有关的变量。Hurst 于1943年提出如下修正式：
4.水侵量的解析计算
1）稳定状态公式
最简单的是薛尔绍斯（Schilthuis）稳态模型
它适用于：当气藏有着充足的边水连续补给的情 况，或因采气速度不高，气藏压降能相对稳定、 水侵速度与采出速度几乎相等的情况。
假定：气藏中压力降很快波及到整个天然水域，水侵速度正 比于压力降，其中压力 P 是气水界面处测定的压力；水层外边 界压力为常数，且等于初始压力 pi ；进入气藏的流体流量与 压差呈正比，即符合达西定律；水的粘度、水区的平均渗透率 和几何形状都保持恒定。
一、气藏动态分析的主要内容、目的和手段
编 分析 号 项目
分析内容
分析目的
主要分析手段
气藏 连通 1 性分 析
1.储层纵、横向连通性 2.断层分布及分隔情况 3.压力与水动力系统 4.油气水分布边界
气藏工程与动态方法t.共130页
37、我们唯一不会改正的缺点是软弱。——拉罗什福科
xiexie! 38、我这个人走得很慢，但是我从不后退。——亚伯拉罕·林肯
39、勿问成功的秘诀为何，且尽全力做你应该做的事吧。——美华纳
40、学而不思则罔，思而在哪里。——西班牙
气藏工程与动态方法t.
16、自己选择的路、跪着也要把它走 完。 17、一般情况下)不想三年以后的事， 只想现 在的事 。现在 有成就 ，以后 才能更 辉煌。
18、敢于向黑暗宣战的人，心里必须 充满光 明。 19、学习的关键--重复。
20、懦弱的人只会裹足不前，莽撞的 人只能 引为烧 身，只 有真正 勇敢的 人才能 所向披 靡。
采气工程 第八章气藏动态监测、分析和管理
5、层系划分是否合理？每口井、每一层的供气能力 与井的排气能力是否协调？如何实现最佳开采？ 6、气井工程有什么问题？采取何种措施？效果和经 验教训？ 7、对处于不同开发方式的气井、气藏在不同开发阶 段，应采取何种工艺措施来改善开采条件、提高开发 效果？各种工艺措施的效果评价？
8、如何选定适当的数值模拟模型，在历史拟合基础 上，对单井及全气藏开采动态进行模拟？对开采动态 进行预测，并给出最佳的开发、调整及挖潜方案。
一、气藏动态分析的主要内容、目的和手段
编 号 分析 项目 分析内容 分析目的 主要分析手段
1.储层纵、横向连通性
1 气藏 连通 性分 析 2.断层分布及分隔情况 3.压力与水动力系统 4.油气水分布边界
1.综合应用地质、物探、测 1.计算储量（容积法和压 井、录井、试采和试井等成 降法） 果 2.确定开发单元与布井方 2.干扰试井、压力恢复试井、 式 修正等时试井等
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附：油藏物质平衡方程通式
N N p Bt ( R p Rsi ) Bg (We W p ) Bw Bt Bti mBti ( Bg Bgi ) Bgi Cf S wc (1 m) S Cw S Bti ( pi p) oi oi
<312 >0 <46 泡点 黑 >20 <2.0
>2670 <0.7022 >70 — 无 <4 —
>17800 无液 无液 — 无 <0.7 —
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第四节 气藏驱动方式（类型）分析
（大部分内容在《油藏工程》课程中已讲）
一、气藏驱动方式的类型
第八章 气藏开发动态监测、分析和管理
第八章气藏开发动态监测、分析和管理提示气藏动态监测、分析和管理是气田开发管理的核心，它贯彻于气田开发的始终。
分析的主要内容包括：气藏连通性、气藏流体性质、驱动方式、储量、气藏及气井生产能力和规模、储量动用程度及剩余资源潜力和采气工艺措施效果及井况等分析，并进行超前预测。
而其中，储量核实、产能分析和驱动方式的确定尤为重要。
所采用的技术应该是综合的、多学科的和静动结合的。
计算机和网络技术迅速发展的今天，气藏动态监测、分析和管理要最后落实到开发动态信息管理系统（广义讲应为气田经营管理信息系统）建立上。
第一节气田、凝析气田开发方案编制流程气田、凝析气田（藏）开发大致可分为三个阶段：详探阶段、试采阶段和编制开发方案及实施阶段。
气田开发模式大致可分产气量上升期、稳产期和递减期。
我国气田、凝析气田开发正在走上合理、科学开发的道路，一个气田、凝析气田投入开发以前都必须编制开发方案。
在勘探阶段，也提倡开发早介入，在少量探井、勘探评价井取全取准资料的基础上，对气田作出初步评价，勘探人员和开发人员结合，共同编制气田开发概念设计。
气田开发好始于有个好的开发方案。
所以在讲述气藏动态分析以前，要让大家对开发方案的内容和流程有个概念性的了解，结合我国气田、凝析气田开发实践，参照原中国石油天然气总公司有关规定、规程和我们的经验，我们介绍了原开发方案编制的参考工作流程（见图8-1）。
第二节概论编好气田开发方案很难，但进行长期的气藏动态分析更难。
气藏动态监测、分析和管理是气田开发管理的核心，它贯彻于气田开发的始终，涉及面很广。
只有掌握气井、气藏的开采动态和开发动态，研究分析其动态机理，不断加深对气井、气藏的开采特征和开采规律的认识，才能把握气田开发的主动权，编制出最佳的开发调整方案、开采挖潜方案和切合实际的生产规划，实现高效、合理和科学开发气田的目的，并指导下游工程的健康发展。
动态分析的核心内容是通过对气田开发全过程的跟踪模拟和优化，达到全气藏开发指标总体最优和单井开采工艺参数组合的最优，重点要求回答以下问题：1、储层、井间是否连通？压力系统、水动力系统是否统一？气水、或油气等边界是否确定？2、开发方式是否合理？天然能量是否充分利用？气藏的驱动方式如何？如果存在边水或底水，水体活动规律又是如何？它对开发过程有何影响？3、对于裂缝性气藏，裂缝的发育特征与规律是什么？在开发过程中又起什么作用？4、井网、井距和井数等布井方式是否合理？是否既能控制住可采储量，而且又能符216图8-1 气田开发方案编制流程217218一、地理1、地理位置：所属省、市（自治区）、县、乡（镇）或海域，经纬度2、交通（气田地理位置图）3、气候（年温度、风力及降水量曲线）4、水源（区域水文地质地理图）5、与气田开发有关的经济状况 二、区域地质构造1、所处的沉积盆地，大地构造单元，圈闭形成时期（区域地质构造图）2、地层层序（地层表）3、含油气层系，生储盖组合（综合柱状剖面图）4、沉积类型三、勘探成果和开发准备程度1、发现井，发现方式，层位，井深，产能2、地震方法，工作量，测线密度及成果（地震测线布置图及标准剖面图）3、探井、资料井（评价井）密度，取心及地层测试情况，取心及岩芯分 析工作量表（勘探成果表、图）4、试井、试气及试水成果（成果表、图）5、试采情况（试采曲线）或试井成果图表一、构造形态，圈闭类型，面积，构造圈闭的闭合高度二、气藏在圈闭中的位置（气藏构造平面图，纵横剖面图）三、断层分布（断层数据表）四、裂缝分布一、层组划分（层组，层序对比表）及划分依据 二、岩性，岩石名称，矿物组成，胶结物类型，固结程度三、结构构造：粒度，磨圆度，分选，层理等（粒度表，曲线，照片）四、厚度及产状（总厚度，单层厚度），层段，层状（薄层，厚层，块状）（储层厚度表，有效厚度表）五、分布：连续性，稳定性，（储层厚度等值图）、（有效厚度等值图）、（水域厚度等值图）六、沉积相分析（沉积相分析图），单井及平面划相依据 七、粘土含量和粘土矿物组分 八、成岩后生作用九、砂体分布（砂体平面分布图）十、隔层、夹层（岩性，厚度，稳定性，渗透性及膨胀性）（夹、隔层数据表， 夹、隔层平面分布图）219一、空间类型：孔隙型，溶洞型，裂缝型或混合型等 二、孔缝洞分布及成因类型（原生或次生）三、孔隙连续性及裂缝发育情况四、孔隙结构：孔隙半径，孔喉比，毛管压力曲线（曲线图、表） 五、总孔隙度，有效孔隙度等六、空气渗透率，有效渗透率，垂直与水平渗透率（渗透率等值图）七、孔隙连续情况及非均质性八、储层分类，分类成果及标准（汇总表）一、油气水的物理化学性质，化学组成（物性表及曲线）一、储层岩石表面润湿性 二、气水、气油、油水相对渗透率（分层组的相对渗透率图）一、地层压力，压力系数，压力梯度（地层压力与深度关系曲线） 二、气藏温度，地温梯度，流温梯度一、气藏数及纵向分布二、气藏含气范围，含气高度，气水（油）界面三、驱动方式（类型）四、边、底水的水体范围220一、井间、气藏内部、层间连通情况 二、气藏压力系统的划分一、气井生产能力的确定二、试井资料的处理，地层参数的确定（附图、表）三、气井生产制度的分析一、不同时间气水界面分析二、气藏驱动方式（类型）分析三、产量、生产压差、油气比、水气比，试采中压力、产量变化情况 四、低产能气层改造效果分析一、储量计算方法确定、历次计算过程 二、储量参数确定：1、面积2、有效厚度及下限标准3、孔隙度（等值图）4、含油、气、水饱和度（等值图）5、体积系数6、Z7、气层、地面温度；气层压力9、计算结果（储量计算大表）221一、开发原则 二、开发方式1、利用天然能量开发的可行性2、人工补充能量的必要性3、注气方式分析和论证 三、层系井网1、层间非均质性分析（岩性，物性，沉积相，流体性质，水动力系统等差异）2、层系组合，控制储量和产能分析3、不同井网对储量控制的分析（井网设计图） 四、层、井投产程序 五、采气速度和稳产年限 1、单井产量的确定，试井试采分析即气井合理生产制度的确定 2、开采速度，稳产年限 3、开发规模的规定4、设想方案特点 六、钻井、完井和测井 1、井身结构和套管程序2、钻开气层的钻井液3、固井结构4、丛式井、定向斜井以至水平井论证及设计5、套管防腐6、完井钻开程度及性质、完井方式、射孔方案、改善井底完善程度的措施 7、测井系列选择及依据，测井解释系统 七、开发过程预计 1、开发阶段划分2、采出程度，稳产年限3、各开发阶段主要技术指标，开采要求4、气藏枯竭标准，废弃压力的确定5、最终采收率和可采储量 一、确定井下工艺措施根据井和气藏具体情况确定气井采气工艺措施如： 1、凝析气井开采工艺2、排水采气工艺3、堵水工艺4、含硫气井开采工艺5、分层开采工艺6、增产工艺7、防砂、防垢、防水合物工艺8、修井工艺二、提出工艺试验方案和技术装备 三、措施、工作量安排一、地面配套工程系统1、油气采输系统油气水分离、计量油气管道输送要求增压站的建设防腐、防水合物自动化2、矿场处理常温处理低温处理脱硫、脱二氧化碳地层水处理及综合利用二、矿场民用建设电水通讯道路交通供应机修民用建设三、设备、材料，规格型号，数量要求一、压降法1、各点地层压力2、相应累积产气量3、体积系数4、气体偏差系数5、压降储量（图、表）222一、方案特点（井位部署图，阶段指标汇总表）二、方案指标（指标汇总表，方案指标预测表）三、单井工作制度的确定四、钻井、基建投产程序五、开发试验的安排与要求六、资料录用要求动态监测系统（项目及周期表）七、增产措施的工作量（方案实施工作量表）一、推荐方案对比二、数值模拟计算1、参数初值2、参数场3、地质模型的确定4、数值模拟5、历史拟合结果及认识6、指标预测图8-1 （续）合少井高产的原则？单井的产能如何？如何对每口井进行合理配产？5、层系划分是否合理？每口井、每一层的供气能力与井的排气能力是否协调？如何实现最佳开采？6、气井工程上有什么问题？采取何种措施？效果和经验教训？7、对处于不同开发方式的气藏在不同开发阶段，气井应采取何种工艺措施来改善开采条件、提高整体开发效果？对各种工艺措施作效果评价。
油气藏动态分析：-气井生产参数
4.1.1气井生产参数
二、气井分析的内容
(1)收集气井的全部地质和生产技术资料,编制气井井史,绘制采气曲线。 (2)分析气井气、油、水产量与地层压力、生产压差之间的关系,寻求它们之间的内在联系 和规律,推断气藏内部的变化。 (3)通过气井生产状况和试井资料，结合静态资料分析气井周围储层及整个气藏的地质情 况,判断气藏边界和驱动类型。 (4)分析气井产能和生产情况,建立气井产能方程,评价气井和气藏的生产潜力。 (5)提供气藏动态分析工作所需的各项资料,包括地层压力、地层温度及流体性质变化等。
2. 目前地层压力(静压）
定义: 气层投入开发以后，在某一时刻关井，待压力恢复平稳后，所获得的 井底压力称为该时期的目前地层压力，又称为井底静压力，简称为静压。
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
3. 井底流动压力(流压）
定义：气井在正常生产时测得的井底压力称为井底流动压力，简称为 流压。它是流体从地层流入井底后剩余的能量，同时也是流体从井底流向 井口的动力。
确定方法：实测法、计算法
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
4. 井口压力
在气井井口测得的井口压力分为油压和套压。 油压：指井口油管头处测得的油管内的压力。 套压：指井口套管头处测得的套管内的压力。
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
不同情况下气井油套压的关系
4.1.1气井生产参数
谢谢欣赏
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
1. 原始地层压力
定 义 ： 气藏未开发前的气藏压力称为原始地层压力,即当第一口气井完钻后,关 井稳定后测得的井底压力,它表示气藏开采前地层所具有的能量。
油气藏动态分析3
项目一 井组平面动用状况动态分析
分析如下： 该井组油井B和油井C动用好；油井
A动用较差。 1. 主要原因是：油井B和油井C与
油井A
○
油井 B
○
注水井 E 同处于河道砂体上，注水受 效好，产液量高，含水高，油层动用
河道
水井E
◎
水井F
◎
好；油井 A 处于非河道砂体，与注水
井 E 处于不同的砂体上，所以注水受 效差，产液低，含水低，油层动用差。
项目三 井组水驱控制程度分析
400m井距：
与注水井连通的油井有效厚度 水驱控制程度 100% 油井的有效厚度
2.9 4.9 2.8 3.0 100% 5.5 7.3 3.5 4.0 13.6 100% 20.3 67.0%
项目三 井组水驱控制程度分析
项目三 井组水驱控制程度分析
一、水驱控制程度的定义
水驱控制程度是指现井网条件下，注入水所能够波及到的含油面 积内的储量与其总储量的比值。 通过计算不同井距、不同方向油水井连通厚度，来进行分析。 与注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效 厚度的比值。
h Ew 100% Ho
项目三 井组水驱控制程度分析
油井 C
○
油井 D
○
图3-1-1 水井E井组S3层沉积相带图
项目一 井组平面动用状况动态分析
分析如下： 2. 下步措施：对高含水采油井C
油井A
○
和采油井 B ，采用堵水的办法把高
含水层堵掉，使注入水向主流带两 侧采油井 A 和采油井 D 推进，从而 提高油层动用程度。 另外，也可对采油井 A 采取压裂 措施。
注采井组：一般是指以注水井为中心，平面上可划分为一个 注采单元的一组油水井。
第2章 气藏开发方案设计与动态分析2
束缚水体积膨胀
1 ∂Vw 1 ∆Vw 水的压缩系数定义为 C = ( ) − = w T V ∂p Vw ∆p 将此式改写为
（2.4－35）
∆Vw = CwVwi ∆p
原始水体积还可以写成
∆p = pi − p
（2.4－36） （2.4－37）
GB gi = Ahφ (1 − S wc )
Vwi =
G p − G (1 − = We p/Z ) pi / Z i
pTsc psc ZT
+ W p Bw
（2.4－11）
2.4.1 气藏物质平衡方法
3、异常高压气藏的物质平衡
岩石骨架体积膨胀 原始储集空间
GBgi = (G − G p ) Bg + ∆Vw + ∆V f
地层剩余的烃类体积
（2.4－34）
（2.4-38） （2.4-39）
Cf =
1 ∆V p Cf = − V pi ∆p
考虑岩石的变形而带来的孔隙变化量为
（2.4-40）
−∆V p = C f ( pi − p )
GBgi (1 − S wi )
= ∆V f
（2.4-41）
2.4.1 气藏物质平衡方法
3、异常高压气藏的物质平衡
将式（2.4－41）、（2.4－38）带入式（2.4－34），即有
2.4.1 气藏物质平衡方法
思考题： 对于异常高压气藏，假如存在边水和底水，已知天然水侵量We，推导出相 应的物质平衡方程式，说明计算储量的原理。要求说明各个物理量的意义。
2.4.2 气藏开发不稳定产量分析（RTA）
RTA生产动态分析原理
通过引入新的无因次流量、压力参数和 拟时间函数，在不稳定试井理论与传统的产 量递减分析技术的基础上，利用递减典型曲 线拟合的方法，分析日常生产数据，最终计 算储层渗透率、表皮系数(裂缝半长)、井控 半径、井控储量等参数。
气藏工程课件1
一、气田开发地质特征
1. 气田小，而且比较分散 气田小， 前苏联： 1500个 51个 前苏联： 1500个，G〉1000*108m3, 51个 我国： 2个 300--500*10 6个 14个 我国： G 〉1000*108m3, 2个 G：300--500*108m3, 6个 G：〉100 *108m3, 14个 2 . 气层物性差（孔，渗等） 气层物性差（ 渗等） 前苏联：孔２０％ 渗〉100＊10-3 µm 2 前苏联： ２０％ 100＊ 2 我国： 我国：孔5% 渗<5* 10-3 µm 3. 多裂缝，多断块，复杂岩性气藏为主 多裂缝，多断块， 四川：低孔低渗致密气田占51%， 四川：低孔低渗致密气田占51%，裂缝发育 ４气藏埋藏深 古生界预测的天然气资源量约占62％，而世界天然气资源量中，古生界不到30％。地层越老， ％，而世界天然气资源量中 ％。地层越老 古生界预测的天然气资源量约占62％，而世界天然气资源量中，古生界不到30％。地层越老，埋藏 越深。我国已探明的气田其埋藏深度大多在3000～6000m之间，埋深 大于3500m的天然气资源 越深。我国已探明的气田其埋藏深度大多在3000～6000m之间， 之间 大于3500m的天然气资源 58.39％，而美国有近70％的天然气资源埋藏在3000m以内 前苏联有60％ ％，而美国有近 以内， 为58.39％，而美国有近70％的天然气资源埋藏在3000m以内，前苏联有60％的天然气资源埋藏 2000m以内 开发埋藏较深的气田必须要有水平较高的采气工程技术； 以内。 在2000m以内。开发埋藏较深的气田必须要有水平较高的采气工程技术； 5 含硫气藏多，0-1%. 井下容易腐蚀，井口脱硫装置设备易污染 含硫气藏多， 井下容易腐蚀， 据统计，仅四川盆地气田的硫化氢含量大于200mg/m 的天然气储量就占探明储量的70％，需脱硫处 70％， 据统计，仅四川盆地气田的硫化氢含量大于200mg/m3的天然气储量就占探明储量的70％，需脱硫处 理后才能外输的气量占总气量的64 左右。四川盆地卧龙河气田嘉五1 嘉四3 64％ 理后才能外输的气量占总气量的64％左右。四川盆地卧龙河气田嘉五1、嘉四3气藏硫化氢含量的体 积比为5.92％～9.55％，中坝气田雷口坡气藏为5.67％～10.11％，都属于硫化氢含量在5 5.92％～9.55％，中坝气田雷口坡气藏为5.67％～10.11％，都属于硫化氢含量在 积比为5.92％～9.55％，中坝气田雷口坡气藏为5.67％～10.11％，都属于硫化氢含量在5％以上的 高含硫气田。 高含硫气田。 华北油田赵兰庄特高含硫气藏，含硫高达92％。吉林油田万金塔气藏的万 92％。吉林油田万金塔气藏的万2 华北油田赵兰庄特高含硫气藏，含硫高达92％。吉林油田万金塔气藏的万2－2井，二氧化碳和硫化 氢合计含量高达99.77 99.77％。 氢合计含量高达99.77％。 四川盆地威远气田几乎两至三年必须更换一次井下油管，川中磨溪气田雷一1 四川盆地威远气田几乎两至三年必须更换一次井下油管，川中磨溪气田雷一1气藏及川东地区部分石 炭系气藏也连续发现井下管串严重腐蚀的情况，从而给采气工程作业及配套装备提出了苛刻的要求。 炭系气藏也连续发现井下管串严重腐蚀的情况，从而给采气工程作业及配套装备提出了苛刻的要求
油气藏动态分析：-天然气物性分析
2.分类
按矿藏特点：油田气、气田气、凝析气、煤层气 按重烃含量： 富气≥100g/m3
贫气<100g/m3 湿气 按酸性气体含量： 酸气≥1g/m3
净气<1g/m3 洁气
1.1.1天然气物性分析
二、天然气的物理性质
1.天然气的相对分析质量
定义：在标准状况下，1mol天然气具有的质量。
1.1.1天然气物性分析
二、天然气的物理性质
4.天然气在原油中的溶解度
概念：在一定压力下，单位体积的原油所溶解的天然气量，称为天然气在原油 中的溶解度。 天然气在石油中的溶解度随压力增加而增大，随温度增加而减少。
1.1.1天然气物性分析
二、天然气的物理性质
5.压缩因子Z
理想气体状态方程： PV＝nRT
Z＝V实际 V理想
＝ V实际 nRT P
当Z＝1时，实际气体的性质与理想气体基本一致;
当Z＞1时，实际气体比理想气体难压缩;
当Z＜1时，实际气体比理想气体易压缩。
1.1.1天然气物性分析
二、天然气的物理性质
6.天然气的体积系数
定义:相同质量的天然气，在地层条件下的体积与其在地面标准状态下体积之
比。
1.1.1 天然气物性分析
1.1.1天然气物性分析
【知识目标】 1．了解天然气的组成与分类； 2．掌握天然气的物性参数。
【技能目标】 1．会收集、整理天然气的物性资料。
1.1.1天然气物性分析
✓ 2020年横跨中俄两国的能源大动脉——中俄东线天然 气管道投产通气。
✓ 从2017年到2019年我国天然气消费量呈现高速增长态 势。
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