PDC钻头在苏里格气田东区的应用

在苏里格气田东区开发中要始终坚持低成本开发的指导思想下,以PDC钻头应用及优化钻井参数技术为核心大幅度降低了钻井成本,成为苏里格气田控制投资的关键技术之一。文章通过对PDC钻头及优化参数与该区块地层情况相结合而总结了优选PDC钻头技术。通过PDC钻头的应用,真正实现了"优质、安全、高效、低耗"的钻井施工目的,必将推动苏里格气田东区的快速发展。     

苏里格气田东区井位优选及应用效果评价

随着气田的开发深入,优势甜点区逐年减少,开发外部环境愈发复杂,气田稳产压力逐步增大,如何从气田开发顶层设计入手,落实降本增效,实现稳健发展,这一切均对井位优选提出了更高要求。在上、下古立体开发的思路下,苏东区块钻遇了部分上、下古优质储层,表现出强劲的生产能力。本次研究将气井产能关键影响因素和实现下古气藏的高效开发作为研究目标,将历年产建开发的认识及效果,在充分应用区域地质、测井、动态、地震等资料的基础上,开展优质储层再认识,深入下古成藏主控因素分析,旨在探讨开发策略,为精细井位部署提供技术支撑。     

薄层压裂技术在苏里格气田东区的研究与应用

针对苏里格气田东区低渗、单层薄和单井产量低的特点,本文分析薄层压裂技术在苏里格气田东区应用的必要性,并对薄层压裂的压裂液、压裂施工参数、施工规模、工艺措施以及压裂液返排提出优化和推荐的设计参数,形成适合苏东区块的薄层压裂技术,为其现场压裂改造提供理论依据。     

优化钻井技术在苏里格气田东区的应用

根据地层可钻性特点、地层岩性特征,以现有的PDC钻头技术、低固相钻井液使用、丛式井开发配套技术为基本出发点,结合以往在该地区钻头使用记录、钻井液资料、地层等情况进行分析对比,对PDC钻头优化效果、无固相钻井液现场施工、丛式井现场试验效果进行了分析评价,通过现场应用综合效益评价,证明了优化钻井技术的应用,提高了钻井速度,缩短了建井周期,降低了钻井开发成本,真正实现了"优质、安全、高效、低耗"的钻井施工目的。     

苏里格气田东区气层产能贡献差异微观因素分析

苏里格气田是一个低丰度、低压、低渗、非均质性严重的气田,储层条件复杂。砂岩呈大面积连片分布,连续性、连通性较好,有效砂岩为其中相对高渗的Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类储层。盒8、山1段储层的Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类气层产能贡献差异现象极其明显,采用统计分析方法,通过薄片鉴定和样品压汞分析资料对气层微观孔隙结构进行分析对比,以室内产能模拟实验明确苏里格东区盒8、山1多层系产层的不同类型储层产能大小以及产能贡献率。结果表明,Ⅰ类储层对渗透率／产能贡献率高达55％-65％,Ⅱ类储层的贡献率23％～27％,11I类储层的贡献率8％-15％;储层渗透率、孔隙结构特征的差异是造成Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类气层产能贡献差异的主要原因,合理的开发方式对多层合采低渗油气层的开发具有重要意义。     

苏里格气田强非均质致密气藏水平井产气剖面

为确定苏里格气田水平井分段压裂后各压裂段的产气能力,通过分析水平井产气剖面及其储集层非均质性、水平井渗流特征、多段压裂改造工艺、生产压差等因素影响,认为储集层物性和有效砂体发育程度是影响产气能力的主控因素,其作用大于理想模型中水平井跟部和趾端的渗流优势项作用;生产压差的增大,加剧了强非均质储集层各压裂段产气量的差异;分段压裂改造后,段内裂缝的不均匀分布,导致同一压裂段不同射孔簇的产气能力不同。因此,提出多段压裂水平井的射孔段优选、水平段差异化改造和段内暂堵裂缝均匀扩展的技术对策,以提高致密气藏的开发效果。     

产气剖面测井技术在大庆油田的应用

文章介绍了用于测量产气剖面的测井仪器、测井施工工艺以及产气剖面测井资料的解释方法,通过对大庆油田几口气井测试资料的应用效果分析,阐述了产气剖面测井技术在气田开发中可以为气田储量确定、气田的产能评价、产气剖面的改善提供依据,使气田能够得到合理的开发。     

苏里格气田东区动态储量计算方法

针对苏里格低渗气藏的实际情况,运用气藏开发动态资料,选取11口目标井,选用多种典型气藏动态储量计算方法进行计算并得出结果。通过对每种方法进行剖析对比,分析其适用条件与计算所需资料的要求。最终针对苏里格气田东区低渗气藏实际,筛选出适用的储量计算方法,为气田合理有效可持续的开发提供依据。     

产气剖面测井技术在涩北一号气田的应用

针对涩北一号气田的实际情况阐述了产气剖面测井仪的工作原理，分析了测井曲线的影响因素，总结了利用测井曲线识别井下各气层的产出流体性质及计算产气量和产水量、识别出水层、定量判断遇阻层产出情况的方法，介绍了产气剖面测井技术在涩北一号气田的应用情况。     

苏里格气田东区提高Ⅰ+Ⅱ类井比例的技术及应用

苏里格气田东区是气田目前开发的主力区块之一,其储层除具有苏里格气田典型的"四低"特点外,还表现出储层异常致密,非均质性非常强的特点,原有的开发技术在这一区块表现出一定的局限性,因而导致该区块井位优选难度大、Ⅰ+Ⅱ类井比例低的现状。针对这一区块储层地质条件差、开发难度高的特点,在开展地质综合研究的同时,完善地震采集、处理解释方法,地质与地震相结合,深化富集区的分布,探索形成了适合苏里格气田东区的井位优选技术。该技术以富集区筛选技术为核心,并综合应用丛式井井位优选技术和多层系立体开发技术,在开发实践中取得了较好的应用效果,为苏里格气田东区产能建设任务的顺利完成提供了技术保障。     

苏里格气田东区盒_8-山_1段储层岩石学特征及其对储层物性的影响

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区储层岩性致密,开展储层岩石学特征研究对于该区储层物性影响因素具有重要意义。本文通过岩心观察、岩心物性实验、薄片鉴定和X衍射分析等测试手段,对研究区盒8-山1段储层的岩石学特征进行研究,并分析其对储层物性的影响。分析认为碎屑颗粒的中值半径、碎屑组分中的石英含量和填隙物中粘土矿物的含量,尤其是伊利石与高岭石的含量,对储层物性影响较大。     

苏里格气田东区储层分类评价

苏里格气田东区盒8段、山1段储层非均质性强,物性差异大,不同质量储层分布状况认识不清。利用砂岩厚度、砂地比、孔隙度、渗透率等参数,应用模糊聚类方法开展了储层分类评价。将储层划分为三类,各类储层相关参数均质为:Ⅰ类储层砂岩厚度11.4 m、砂地比0.65、孔隙度8.5%、渗透率0.7×10~(-3)μm~2,占16.3%;Ⅱ类储层砂岩厚度9.1 m、砂地比0.55、孔隙度6.9%、渗透率为0.32×10~(-3)μm~2,占27.9%;Ⅲ类储层砂岩厚度5.9 m、砂地比0.39、孔隙度5.2%、渗透率0.14×10~(-3)μm~2,占55.8%。其中,Ⅰ-Ⅱ类储层呈透镜状或条带状分布,对油气富集有利,可作为后续开发重点。     

苏里格气田东区下古马五_4储层特征及综合分类评价研究

苏里格气田东区下古生界奥陶系马家沟组马五4储层岩性以细粉晶白云岩、泥晶白云岩、泥细粉晶白云岩、粉晶白云岩为主,还有粉晶云灰岩(次生)、泥晶砂砾屑白云岩、泥细粉晶含灰云岩等;粘土矿物以伊利石、高岭石为主,充填了部分孔隙空间,对储层的储集性起到了一定的破坏作用。通过铸体技术分析面孔率一般在3.5%以上、可将孔隙类型分为裂缝-溶孔型、孔隙型、裂缝-微孔型。最后通过参数综合评价将储层划分为4类,苏里格气田东区马五4储层主要为Ⅱ、Ⅲ类。     

大牛地气田产气剖面特征的认识及思考

大牛地气田属典型的低孔、特低渗致密砂岩气藏,自上而下发育七套气层,2012年以前采用直井开发,之后采用水平井开发。为进一步明确水平井不同阶段的各段产气特征,不断优化压裂工艺及合理生产制度,选取部分有代表性直井和水平井,开展产气剖面测试。结果表明,气井生产是逐层段动用、接替开发的动态变化过程,其中多层合采的直井生产一定时间后,主力层会发生转变,渗透率、全烃含量和地质储量是影响转变的主要因素;水平井生产过程中,各段贡献率不一致,建议选取新投产水平井在投产90 d内、投产180～200 d各测试一次、之后每年测试一次,明确水平井全生命周期产出规律。     

苏里格气田苏东区块的压裂液延缓交联体系应用研究

就苏里格气田苏东区块JL压裂液延缓交联体系B剂的加量、交联液的pH值、胍胶浓度及压裂基液粘度、交联比、搅拌速度、基液pH值6个因素通过现场实验研究,对其结果进行了分析,将其因素的影响机理进行了阐释．通过现场试验确定了A：B=100：（10～12）．稀释至50％制得的延缓交联液,交联比=100：（0．3～0．5）。在3r／s的地面搅拌速度条件下延缓交联时闻为90-220s,为JL延缓交联液的最佳配制条件。优化条件的压裂液延襞交联体系投入现场压裂施工应用后,压裂液在携砂过程中．既不脱砂．摩阻又降到了最大限度．满足了施工泵压要求。试气后地层压力均在26．8MPa以上．产量都超过了6．2×10^4m^3／t。效果显著,达到了对气层改造的目的。     

苏里格气田东区致密砂岩储层特征

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有低孔低渗透特征,发育最为典型的致密砂岩储层。基于苏里格气田东区二叠系下石盒子组、山西组及太原组取心资料,结合电镜扫描、铸体薄片等技术手段对致密砂岩储层地质成因、岩石学特征、储集空间类型及储层物性特征进行实验和统计分析。研究结果表明:苏里格气田东区致密砂岩储层主要地质成因为埋深大导致强压实作用所致;孔隙演化过程主要受压实作用和矿物胶结作用影响;储层粘土矿物中高岭石含量较高,且易脱落并堵塞孔喉,片状伊利石和绿泥石充填孔隙形成分割喉道,其他矿物镶嵌胶结及蒙脱石强水敏性等因素使储层渗透性降低;另外,由于原生孔隙不发育,岩石颗粒分选差,粘土矿物充填粒间孔隙,也降低其渗透性;致密砂岩储层储集空间类型主要为岩屑溶孔、晶间孔及长石溶孔。     

苏里格气田东区南部上古生界水平井地质导向技术方法与应用

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区南部中二叠统下石盒子组盒8段气藏非均质性强、储层较薄,地质条件复杂,上古生界气层单层厚度仅2.0～5.0m左右.因此,水平井地质导向技术对水平井有效开发尤为关键.根据苏东南中二叠统下石盒子组盒8段气藏地质特征,通过充分应用邻井和现场录井资料,形成了一套适合该区盒8段气藏“导眼法”与“沉积相法”相结合的综合水平井地质导向方法,合理分析气层空间展布形态,从而做出现场准确解释和决策.在该区盒8段气藏首次应用水平井开发中取得了很好的效果.     

柴达木盆地涩北气田出水井产气剖面曲线特征

柴达木盆地涩北一号、二号气田具有天然气甲烷含量高、纯度高、地层水矿化度高的特点。利用持水率、流体密度、流量、压力等资料可以定性分析整个井的出才恢况,进一步综合流温、自然伽玛曲线的信息,可以定性识别具体的出水层位。在分析涩北气田出水井产气剖面曲线特征的基础上,总结出利用产气剖面资料在涩北气田找水的方法。     

苏里格气田东区储层沉积微相研究

苏里格气田东区储层横向相变快,水平井钻探风险大,急需开展沉积微相研究,落实储层稳定发育区。利用近年累积的岩心、钻井、测井等资料,精细刻画了小层沉积微相。研究表明,该区储层为三角洲平原沉积,分流河道砂体骨架总体呈南北向条带状展布,迁移快、变化大、分叉复合频繁,其中,山1沉积期广泛发育湿地沼泽相,河道摆动能力弱,河道规模小;盒8沉积期陆源碎屑供给充足,水动力条件增强,河道规模大;东南部储层稳定发育,是后续水平井整体部署重点区。     

苏里格气田东区气井产量递减规律

以苏里格气田东区为例,采用Arps分析方法计算产量递减,详细解释了指数、双曲和调和3种产能递减方式。研究认为,苏里格气田东区低产、低渗、低丰度,气井压降快,稳产期短或无稳产期,Arps分析结果为双曲递减;递减率受初期配产影响大,可通过调整初期配产来控制递减率;研究区2008年投产井平均在2 a后进入递减期,月递减率为1.7%~2.4%;苏里格气田东区Ⅰ类井、Ⅱ类井和Ⅲ类井配产都在合理范围之内,分析方法准确可靠。依据衰竭式递减公式,研究区已投产井的有效开采时间为15~30 a