苏里格气田开发技术探讨

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,水平井开发、井网优化作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用。本文分析了苏里格气田地质特征,阐述了苏里格气田开发新技术,并探讨了苏里格气田进一步的技术发展方向。     

苏里格气田水平井入窗技术的应用

苏里格气田为低孔、低渗、低产的三低特征,采用水平井开发模式在合理提高气层利用率,提高天然气产量等方面在该地区收到了良好的效果。水平井入窗技术是水平井地质导向工作当中的重点。在工作基础、科学论断、方式方法、技术措施、实践认知等方面对入窗技术的研究,为水平井开发施工做出了重要的技术保障。     

苏里格气田水平井动态特征研究

针对苏里格气田这类典型致密砂岩气藏,水平井比常规直井更具有优势,已成为提高单井产量的有效途径之一,苏里格气田X1井区为水平井整体开发区,水平井投产井数占总井数的50%左右,而产量占到总产量85%以上,因此,对水平井生产动态特征进行分析研究具有重要的意义。本文以X1井区为例对水平井动态特征进行研究,由于苏里格90%以上气井井下节流生产,难以稳定生产,产能测试、地层压力、井底流压测试资料有限,动态特征分析存在一定的困难。针对以上情况,本文主要从水平井产气指数变化特征,分类评价,前三年产量、水气比等多个方面对水平井动态特征进行分析研究,从而为苏里格气田水平井的产建部署及开发潜力预测提供重要的参考,指导苏里格气田高效的开发。     

苏里格气田水平井体积压裂浅析

在对低孔隙度、低渗透—特低渗透砂岩油气藏压裂中,由于储层基质向裂缝的供油气能力较差,仅靠单一的压裂主缝很难取得预期的增产效果。因此,提出了适合低孔隙度、低渗透、低压储层的"体积压裂"技术。随着苏里格气田水平井大面积的开发,针对其水平井的新工艺新技术也层数不穷,特别是今年"体积压裂"的水平井尤为突出。     

苏里格气田水平井动态特征研究

针对苏里格气田这类典型致密砂岩气藏,水平井比常规直井更具有优势,已成为提高单井产量的有效途径之一,苏里格气田X1井区为水平井整体开发区,水平井投产井数占总井数的50%左右,而产量占到总产量85%以上,因此,对水平井生产动态特征进行分析研究具有重要的意义。本文以X1井区为例对水平井动态特征进行研究,由于苏里格90%以上气井井下节流生产,难以稳定生产,产能测试、地层压力、井底流压测试资料有限,动态特征分析存在一定的困难。针对以上情况,本文主要从水平井产气指数变化特征,分类评价,前三年产量、水气比等多个方面对水平井动态特征进行分析研究,从而为苏里格气田水平井的产建部署及开发潜力预测提供重要的参考,对苏里格气田高效的开发提供指导作用。     

苏里格气田水平井多段压裂技术

"低孔、低渗、低丰度"是苏里格气田典型的储层特征,前期开发实践证明,单一的直井很难做到对苏里格气田的有效开发。2009年以来,水平井开发技术作为低渗透气藏开发的关键技术在苏里格气田得到大力推广应用。本文就苏里格气田水平井多段压裂技术、压裂工艺中的储层保护技术等关键问题做以介绍,同时就水平井技术在苏里格气田大范围推广之后带来的相关问题做了初步探讨。     

苏里格气田致密气水平井大井丛集气工艺研究

随着气田开发的深入,苏里格气田致密气开发具有良好前景。但随着日益增长的环保和征地要求以及低成本开发的,越来越多的气井采用水平井大井丛进行开发,过去常规开发模式不能很好的适用于水平井大井丛开发。为研究适用于水平井大井丛开发,对相关地面工艺进行了研究。集气站站内前期运行时不增压,集气站内集中注醇,采气管线进站压力3.6Mpa,出站压力3.5Mpa;后期运行时增压,站内不注醇。采气管线采用双压力系统,干管由一根改为两根小管线,并根据开发时期进行灵活调整,选择最经济的压力系统进行开发。同时根据当地煤炭区、规划区情况研究了采气管线的“工、王”字串接形式。并根据实际情况,研发了一系列水平井标准化井场和管线、通讯、巡检路“三位一体”统一化建设的标准方式。情况根据采气一厂苏东-37集气站建设及运行实际情况表明,该水平井大井丛地面集气工艺具有良好的效果,能够降低成本,同时提高开发效果,具有良好的应用前景。     

水平井技术在苏里格气田苏53区块的应用

为了改善气田开发效果,提高采收率,针对苏里格气田直井生产暴露出单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力较差等一系列问题,在苏53区块开展水平井整体部署技术的研究和应用,取得了良好的效果。形成了水平井区筛选、水平井地质导向、钻井提速及储层改造等特色配套技术,目前水平井在苏53区块已达到规模实施阶段,日产气为临近直井的5~10倍,生产效果较好。该研究为实现水平井技术在苏里格低渗气藏的全面推广应用提供了技术保障。     

苏里格气田苏53区块水平井整体开发可行性研究

本文在分析总结苏里格气田水平井先导性试验成功经验的基础上,在对苏53区块利用水平井整体开发的储层条件分析的基础上,开展了水平段方位、水平段长度、水平段位置等参数进行优化设计,在区块整体规划部署水平井292口。本文的研究对实现水平井技术在苏里格低渗气藏的全面推广应用提供了宝贵经验。     

关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究

为了能更有效地开发苏里格地区低渗透气田,本文对苏里格地区气田水平井压裂技术进行研究。首先阐述了国内外水平井分段压裂工艺的技术现状,继而提出水平井裸眼完井分段压裂作为一项先进的压裂技术,为水平井裸眼完井分段压裂能顺利进行提供了技术保障。具有重要作用。随后就裸眼封隔器这一新型工艺进行了相关研究。进而提出了水平井压裂工艺优化方法及未来发展方向。     

苏里格气田不同组合类型的复合砂体水平井采出程度研究

苏里格气田现有直井产能低、整个区块开发效率差,水平井开发是提高气田采出程度的有效方法。然而,水平井在不同砂组中布署的适应性问题尚不明确。本文依据沉积成因分析,剖面储量集中度分布特征,建立了三种砂体组合类型,即厚层块状孤立型、多期垂向叠置泛连通型和多期分散局部连通型。通过对不同类型砂组开展地质建模、数值模拟研究,分析了各自情形下水平井储量动用的程度。研究表明,厚层块状孤立型、多期垂向叠置泛连通型复合砂体采用水平井开发比直井开发采出程度可提高10％-15％,而多期分散局部连通型复合砂体则更适应采用直井开发。     

靖边气田水平井适应性评价及其应用

本文根据靖边气田下古生界马五1+2储层地质特点,通过数值模拟及技术经济评价等方法,确定了马五1+2储层水平井经济界限产量、最低有效长度以及经济界限渗透率等参数,在此基础上确立了水平井适应性评价标准。通过应用适应性评价标准部署水平井,靖边气田水平井开发效果显著,尤其在低渗区水平井增产效果明显,水平井开发潜力大。     

苏里格气田水平井斜井段PDC钻头应用难点与对策

随着苏里格区块天然气水平井的大规模开发,PDC钻头的应用成为提高天然气水平井机械钻速、缩短钻井周期的关键。PDC钻头在直径段和水平段技术已经比较成熟,但在斜井段存在增斜率低、滑动效率低、易泥包的缺陷。这给PDC钻头的使用造成一定的困难。本文结合已施工的水平井情况,通过采用优化井身结构及剖面设计、优选PDC钻头型号,充分发挥PDC钻头机械钻速高、使用时间长的优势,有效地提高天然气水平井机械钻速、缩短钻井周期、降低钻井综合成本。     

Aphron钻井液在苏里格气田的应用前景

苏里格气田是我国主要含气盆地中的一种主要气田类型,具有低渗、低丰度、强非均质性等特征,在钻井过程中很容易受到污染和损害。随着科技的进步,在低渗砂岩储层开发方面,水平井已经广泛的应用于低渗透油气藏开采,苏里格气田在水平井施工中,遇到了地层坍塌、漏失、储层保护等难点。近年来,针对低孔低渗砂岩储层保护的Aphron钻井液技术得到了不断发展与完善,并在国外很多油田得到推广应用。本文据该钻井液技术的相关特性及苏里格气田地质特征和水平井施工难点分析,得出Aphron钻井液体系在苏里格气田具有相当广阔的应用前景。     

水平井裸眼分段压裂在苏里格气田某区块的应用分析

苏里格气田某区块在参考前期裸眼分段压裂试验的基础上,于2010年度规模化推广应用水平井裸眼分段压裂技术,取得了良好的增产效果.水平井压后产量一般在104 m3/d以上,为同区块直井产量的3～5倍.该区块水平井的水平段长度一般超过800 m,初期水平井分4段压裂,之后技术人员在增加裂缝段数、加砂规模、水平段长度等方面积极探索,以期达到更佳的开发效果.已实施井的投产效果表明:裂缝段数、加砂规模、水平段长度不直接影响产量;有效储层长度和气测表现在一定程度上影响压后产量;提高水平段有效储层钻遇率有利于增加压后产量.     

苏里格气井水平井钻井合理配套研究

苏里格气水平井是我国近年来重点开发的油井,在我国石油工业发展的推动下,苏里格气水平井的开发越来越大,产生的经济效益和社会效益也在不断的提高。在整个苏里格气田中,水平井的开发规模较其他井类要大,是整个油田系统的开发重点,受到十分大的重视程度。但是苏里格气水平井也具有自身的特点。在钻井施工中,钻井遇到的气层一般都为薄油层,钻尖灭的要快,地层下的地质十分复杂造成机器对地质的预测不能达到完全准确,因此苏里格气水平井的钻井施工后的效果会受到多方面的影响,给快速高质量的完成钻井施工带来了很大的困难,本文就是从苏里格气井水平井钻井出发,分析影响钻井效果的原因,提出水平井钻井合理配套的措施,希望能够使得苏里格气井水平井的钻井工程能够更加安全合理、高效的进行。     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术探讨

苏里格气田由于现实条件的限制,在对其开发的过程中需要采用较为独特的方式,才能够避免其"低孔、低渗、低压"带来的劣势,更好的发挥出苏里格气田的资源潜力,为经济的发展做出相应的贡献。因此,本文针对苏里格气田致密砂岩气藏水平井的开发进行研究,并在实际研究的基础上给出具有针对性的技术建议,实现苏里格气田开发水平的进一步提升。     

微幅构造识别在苏里格气田西区水平井开发中的应用

运用井控、随钻MWD、录井及地震等资料,综合判断储层微幅构造的变化。识别微幅构造的性质、分布、形态等特征,在水平井开发过程中,对井位部署、水平井的正确入靶等有指导作用。运用新入靶点的井位,及时修正、预测新构造趋势,为水平井地质导向提供可靠依据,大大减少了水平井实施过程中的地质风险。     

苏里格气田苏48区块水平井PDC钻头应用与改进

苏里格气田西部的苏48区块相比中、东部区块埋藏更深,可钻性更差,水平井机械钻速低、钻井周期长。本文分析了苏48区块已钻水平井的钻头使用情况,分井段总结使用经验,进行了针对性改进及设计,并实施了对应的技术措施,改进后的钻头在2012年新钻的3口水平井中效果良好,提高了钻井速度,节约了成本,可为苏48及附近区块优快钻井施工提供参考和借鉴。     

苏里格气田超长水平段水平井钻井技术

苏5-15-17AH井是部署在鄂尔多斯盆地苏里格气田的一口超长水平段水平井,设计水平段长3000m。超长水平段水平井钻井施工时磨阻扭矩大、井眼清洁难、设备负荷重等,为此,本井通过优化井身结构,应用复合盐及油基钻井液体系,使用漂浮接箍及水力振荡器等工具,确保了3000米水平段顺利施工。该井完钻井深6706m,实际水平段长达3056m,创目前国内陆上天然气水平井最长水平段纪录,对今后施工长水平段水平井提供了基础资料和技术保障。