论文针对S6区块目前压力下降快、产量递减快、剩余气分布规律认识不清等问题,根据S6区块的静态资料和动态生产资料,综合渗流力学、气藏工程、气藏数值模拟等多学科理论,采用气藏工程和数值模拟相结合的研究方法,开展了气藏开发效果评价和挖潜方案研究。首先,评价了气井的产能、气井产量递减、动态储量等开发效果指标;其次,建立了气藏三维地质模型和数值模拟模型,分析了地层压力分布特征和剩余气分布特征,明确了S6区块的挖潜能力;最后,在开发效果评价和剩余气分布规律研究的基础上,制定了5套挖潜方案,预测了各方案的主要开发指标和经济效益,优选出了一套最优的挖潜方案。通过本论文的研究,取得了如下成果:1.采用陈元千一点法产能公式和长庆油田经验公式计算得到平均单井产能为7.44×10~4m~3/d,采用经验法计算单井合理配产可知气藏初期和目前配产较为合理;利用Aprs递减曲线法对气井产能递减进行分析,气井递减规律呈两段式特征,前期递减曲线呈指数递减,后期递减曲线呈调和递减或双曲递减;采用产量不稳定法和压降法计算得平均单井动态储量为0.31×10~8m~3,平均单井控制半径为178.2m。2.建立了三维地质模型和数值模拟模型,模型分析可知剩余气主要集中分布在气藏东北部和中部,各小层均有较大的挖掘潜力。3.优选挖潜方案设计总井数78口,新钻井18口(17口直井,1口水平井),稳产期5年,预测期末采出程度为36.96%,预测期末累产气30.39×10~8m~3,方案财务净现值为1.60亿元,财务内部收益率为16.89%。