反凝析作用对苏里格气田上古生界气藏开发的影响

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏在开发中产生一定量的凝析油,含量约为10g/m~3,属于微含凝析油气藏,如果生产初期配产过大,那压力下降就会过快。在反凝析作用下,凝析油在近井地带析出形成多相流,堵塞微孔隙和吼道,导致气相渗透率降低,使得气井产量大幅下降,部分被封闭的天然气无法采出,层内凝析对储层的伤害有可能是永久性的。为此,通过对该气藏层内反凝析机理、层内凝析影响因素的分析及室内试验.再使用新建立的三维数学模型对单井进行预测,结果表明该气藏"三低"(低孔、低渗、低产)特征加剧了凝析液对储层的伤害。同时还分析了气井产能降低的根本原因.并对气井生产管理提出了建议:①在保护开采阶段,投产初期应合理配产,以低于无阻流量的1/5~1/8配产,尽可能延长露点线以上开采时间,使凝析油尽可能不在地层中析出;②在反凝析阶段,要在系统研究的基础上得出准确的相态图,要快速通过该阶段尽早进入蒸发阶段,使已经凝析出来的凝析油再次蒸发汽化,从而降低储层污染。该研究成果对苏里格气田上古生界气藏的科学开发以及进一步提高采收率具有重要意义。     

苏里格气田小井眼井钻井(完井)工艺研究

2011年,长庆气区采气四厂开展了3口6″小井眼丛式井钻井完井攻关试验,取得了一定的效果,初步形成了一套较为完善的小井眼丛式井钻完井工艺技术,为苏里格气田进一步降低开发成本,优化开发方案开辟了新的思路。本文结合2011年采气四厂苏6区块开展的三口小井眼钻井(完井)攻关实验,从先期的井身结构优化及钻井(完井)施工过程中的关键配套技术的实践应用进行了分析,解决了小井眼钻井(完井)过程中的技术难题,达到了缩短钻井周期,降低钻井成本的目的。     

油气田企业建立成本控制长效机制的分析和探讨

油气田企业提高竞争力的根本途径是降低操作成本,提高经济效益。文章从全员、全过程参与成本控制,生产、技术和经营一体化,成本、效益和产量三位一体,全面预算、适时结算和异体核算以及目标管理与分级落实等五个方面,详细的阐述了油气田企业如何建立成本控制长效机制的方法和措施。     

苏里格气田排水采气技术进展及对策

苏里格气田属于典型的"三低"气田,气井投产后产气量、压力下降快,气井携液能力不足,随着生产时间的延长,气田积液气井逐年增多且达到了区块总井数的60%,井底积液也愈发严重,确保气井产能发挥与解决井筒积液问题之间的矛盾日益突出。以苏里格气田中部苏6、苏36-11等6个区块排水采气工艺技术推广试验应用为例,针对泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、气举复产等排水采气工艺技术,从技术进展、适用性分析、实施效果、工艺评价等方面进行总结分析,明确了气井不同生产阶段排水采气工艺措施,建立了排水采气工作流程,历年累计增产气量突破7×108 m3。通过技术应用评价探索出低压低产气井排水采气工艺方法,形成了苏里格气田排水采气工艺技术系列,对气田产水气井的开发管理提供指导。     

苏里格气田水平井高效建产技术

实践证明,苏里格气田采用常规开发技术难以实现高效开发。面对这一开发难题,近年来以开发试验区为载体进行了针对低渗透气田的水平井高效开发技术攻关,在气藏精细描述、钻井、储层改造等关键技术上均取得了新的突破,形成了以水平井井位优选及部署、地质导向、快速钻井、储层保护及改造等为主体的建产配套技术,即：①逐步形成了水平井选井及部署的５种有利砂体模式、４项部署原则、３种部署方式等３项成熟技术;②水平井入靶及地质导向形成了９项关键技术;③快速钻井形成了靶前距、井身结构、钻头选型、钻具组合、钻井参数等优化技术;④钻井和试气过程中形成了储层保护技术;⑤储层改造形成了工艺优选及其相关工艺措施系列。现场应用结果表明：所实施水平井全部获得成功,平均钻井周期为57.8 d,平均砂层钻遇率达80.4% ,平均无阻流量为55.6×104 m3/d,开发效果良好。水平井高效开发技术的日益成熟对同类型气田的开发具有指导意义。     

苏里格气田水平井开发技术优化

随着水平井开发规模在鄂尔多斯盆地苏里格气田的不断扩大,一些新的特殊情况又逐渐显现出来,不同程度地影响着水平井开发综合效益。为此,在前期形成的水平井配套技术的基础上,系统分析了水平井施工过程中出现的各类特殊情况和影响因素,重新对水平井选井、入靶和水平段地质导向等部分关键技术进行了优化,即：①水平井井口应选在目标层所处构造低部位,设计水平段延伸方向为沿局部砂体构造上倾的方向;②对于目标层由多个单砂体组成的砂层组,应根据实际钻遇情况灵活调整入靶位置;③水平段钻遇岩性相变,应按“先上后下”原则追踪砂层;④水平段井斜控制合理,30 m水平段井斜变化不应超过±2°;⑤水平段地质导向应以“先追踪砂体,后参考构造”为原则。现场应用结果表明,所实施水平井（包括5组丛式水平井）全获成功,完钻水平井平均砂层钻遇率达到88.2%,水平井施工单队首次实现6开6完,创下1 000 m水平段最短钻井时间（3 ｄ）记录,平均钻井周期为 48.27 ｄ。     

考虑液滴夹带的气井连续携液预测模型

在有水气藏开发过程中，随着气藏压力的降低和含水量的增加，井筒内的气相能量不足以将水携带到地面，导致井底积液，从而影响气井产量，严重时甚至压死气井，造成停产。准确预测气井临界携液流速对判断气井是否积液和优化气井配产具有重要的意义。基于液膜携液假设，通过气液两相流受力平衡分析，建立了考虑液滴夹带影响的气井连续携液预测模型。模型引入了基于临界液膜流量和临界气相流速的液滴夹带判据，并采用了考虑液膜雾化与液滴沉积动态过程影响的液滴夹带率计算公式。结合实际气井生产数据，所建立模型与现有的液膜临界流速模型的对比结果表明，该模型的预测结果与气井实际状况更加吻合，可用于气井积液的判断。     

苏里格气田井下涡流排水采气工艺研究

随着苏里格气田的滚动开发,气井生产年限不断延长,地层能量持续降低,低产低效气井逐年增多,气井自身携液能力不断降低,井筒积液现象较为普遍.为了确保气井正常生产,挖潜气井产能,苏里格气田于2010年首次引进并下涡流排水采气工艺技术并开展现场试验.对井下涡流技术的应用背景、技术原理、涡流工具结构、工艺参数设计、应用效果评价等方面进行了介绍,阐述了井下涡流工艺的技术优势.     

用于揭开下部气层合采作业的控压暂堵一体化修井流体

天然气井纵向上有多套气层共存时，实施封下采上投产一段时间后，需要再打开下部产层进行合采作业，此时需要一种既能配合冲砂、洗井循环等工序，又能暂堵上部低压气层的流体。为此，基于绒囊修井流体进入地层通道后，通过堆积、拉抻、填塞方式形成承压结构，平衡井筒流体与地层间压差的特点，在室内配制了绒囊修井流体，考察其在模拟地层用50～120 ℃、10～30 MPa的密闭圆柱液缸静置0～64 h后存留性能的变化情况。实验结果表明：①测定流体密度变化范围介于0.02～0.09 g/cm3，表观黏度变化范围介于4.0～12.0 mPa·s，清水混浆段低于20%，所配流体表观性能稳定；②采用直径25 mm、长50 mm的岩心柱塞，注入绒囊修井流体1.5～4.2 mL后，重复注入地层水，测定驱压升至20 MPa所需时间随流体静置时间增加而延长4.86～19.66 min，封堵性能衰减速度可以被接受；③卸掉驱压再反向气体驱替，基质和裂缝渗透率恢复均大于88%，伤害程度低。在鄂尔多斯盆地试验6井次，注入绒囊修井流体封堵上部压力系数为0.58～0.72的气层后，井底预留24～45 m3，上部灌满清水至井口后顺利完成冲砂、磨铣等作业；揭开下部新层后液面下降，井口补充清水8～15 m3后再次见液，计算井筒液柱压力波动幅度小于8 MPa。结论认为，所配制的绒囊修井流体保障了新、老气层作业后产量快速恢复，提高了气井多层接替稳产效果，实现了控压暂堵一体化修井作业。     

苏里格气田水平井开发技术

苏里格气田属典型的“三低”气田,主要目的层属冲积平原背景下辫状河沉积体系,叠置砂体具有明显的方向性,气藏规模小,砂体展布范围有限,有效砂体连通性差,储层非均质性强,采用常规井开发难以提高单井产量。水平井开发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,但如何确保水平井顺利实施、提高储层钻遇率和实施效果已成为水平井开发的技术难点。为此,以苏6、苏36-11区块所实施水平井为例,系统梳理了近年来水平井实施过程中出现的各类复杂问题,通过对水平井实施情况进行分析,结合气田基本地质特征,分别从水平井选井、水平井入靶、水平段地质导向等关键环节入手,总结出了适合苏里格气田水平井开发相关配套技术。通过现场应用,其效果明显,对类似地区的水平井施工也具有一定指导作用。