合作开发、快速钻井：苏里格气田低成本开发初显效

从近年钻井的产能来看，苏里格气田日产大多在几万方，产量较低，压力下降快，和高产气田相比开发效益不是太高。要适应市场需求，提高开发效益，苏里格气田开发必须走低成本的道路。针对苏里格气田的特点，中国石油及时转变开发思路，引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐。长庆油田分公司在遵循“互利双赢，共同发展；管理简单，运行高效；技术创新，     

全国储量规模最大的天然气田苏里格气田投入开发

中国石油长庆油田公司苏里格气田天然气处理厂2006年11月22日在内蒙古乌审旗峻工投入运营，标志着全国储量规模最大的天然气田苏里格气田正式投入开发。苏里格气田今年建设的15×10^9m^3天然气产能、30×10^9m^3天然气田骨架工程，全部并网生产，实现向京津地区及周边城市供气。     

“苏里格管理模式”效应

"苏里格管理模式"是中国石油长庆油田公司苏格里气田在科学发展观的指导下,创新完善的先进的企业管理模式,它的主要内涵可归纳为"一个中心,两个基本点",即发展以实现"以人为本"的价值取向为中心,通过将企业内部合作与企业外部合作、企业间合作与企业社会合作、国内合作与国际合作有机结合,建构"创新型企业"和"责任型企业"两个基本点,打造企业核心竞争力,以获得企业持续竞争优     

解放思想 集思广益 攻克难关——实现苏里格气田经济有效开发

早春三月，万象更新。2004年3月4日，油田公司总经理、党委书记王道富一行，在长庆靖边基地北线指挥部听取了第三采气厂及苏里格气田的开发评价工作汇报。     

长庆苏里格气田天然气欠平衡钻井实践

苏里格气田压力系数低,平均渗透率低,丰度低,产量低,是典型的"四低"气田。针对该气田的储层特征,长庆石油勘探局从1999年开始进行以天然气为循环介质打开储层的钻井技术研究。通过对地层出水预测、地层稳定性、最佳注气参数等几方面的研究,得出了井壁坍塌压力梯度模式、钻头选型方法等,并在陕242、苏35- 18井和苏39- 14- 1井、苏39- 14- 4井进行了试验,试验数据表明,机械钻速大幅度提高,苏35- 18井的钻速达到18m/h,是邻井的9倍多,苏39- 14- 4井的天然气钻进井段为1092m,是迄今为止天然气钻进井段最长的井。通过研究与试验,初步形成了地层出水、稳定性评价、井眼净化技术以及天然气钻井HSE文件。     

浅析苏里格气田天然气管线工业动火风险控制

苏里格气田属凝析气田,在连续五年的规模化开发中,涉及的动火作业级别高、频次多,要打开的管线设备有凝析油残存,氮气置换难度大、周期长,动火期间安全措施落实不到位极易引发着火、爆炸、灼烫、触电、中毒、高处坠落等事故。就苏里格气田天然气管线工业动火存在的风险进行辨识,并提出风险控制及应对措施,确保苏里格气田天然气管线工业动火安全受控。     

用静态法预测苏里格气田水平井经济储量

近几年,在苏里格气田开展水平井钻井试验以来,钻采工艺和技术管理成效显著,但是,水平井井位部署中需要控制的最小(经济)储量和不同储量丰度情况下的经济井距、井网密度问题尚未进行研究.为此,采用静态法预测水平井布井应控制的经济储量、最小控制面积及井网密度,并对气价、投资、采收率、储量丰度等变量对其影响程度进行了定量分析,确定了苏里格气田在目前技术条件下水平井开发的经济控制储量、最小控制面积和最小井网密度.     

长庆油田苏里格气田凝析油稳定工艺研究

气田在开采过程中,伴有大量的天然气凝液,一般称为轻烃或凝析油.长庆油田苏里格气田来自集气装置和脱水脱烃装置分离出的凝析油,在储存和运输过程中,造成油气挥发损失不但对环境造成危害而且是能源的极大浪费.本文通过对苏里格气田凝析油组分的分析研究,提出了凝析油稳定的工艺方案,并采用HYSYS软件对流程进行模拟计算,通过分析计算优选450 kPa压力下蒸馏比较经济合理.目前该装置已在苏里格第二天然气处理厂投产,第三处理厂在建.     

利用"同相轴下拉"地震反射特征预测苏里格气田气层

针对苏里格气田常用气层预测方法(AVO远近道振幅比法、小波变换法等)存在的问题,从模型试验出发,研究了利用"同相轴下拉"这一地震反射特征预测气层的可行性,并通过钻探实施证实,"同相轴下拉"是厚气层的有效指示.     

关键技术突破，集成技术创新，实现苏里格气田规模有效开发

苏里格气田发现于2000年,目前天然气日产量已突破1000×10⁴m³,是中国石油天然气主力上产区之一。该气田储层呈薄互层、非均质性强,气井压力下降快、单井采出量小,常规技术难以实现有效开发。面对该气田的开发难题,以试生产试验区为载体进行了为期4年的开发前期评价,开展了地震-地质综合研究及钻采、地面工艺试验,对六项关键技术集中攻关取得突破,探索出了适合苏里格气田开发的低成本路子,集成创新了12项开发配套技术,形成了“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的“四化”工作思路,成功地实现了对苏里格气田的规模开发,为今后该气田2×10¹²m³储量大规模开发和持续发展提供了技术保障。     

一种计算苏里格气田最小携液流量的方法

气井最小携液流量是采气工程方案编制的一个重要参数,目前现场主要应用的是Turner、李闽和王毅忠模型进行气井最小携液流量计算,结合苏里格气田的实际情况,提出采用动能因子计算苏里格气田积液气井的判断标准,摸索出了与苏里格气田实际情况较接近的计算最小携液流量的新方法,其计算结果与苏里格气田气井的实际情况最为接近。     

长庆油田苏里格气田凝析油稳定装置HAZOP分析

苏里格气田凝析油稳定装置运行一年来,装置在运行过程中流量、温度、压力、液位与设计值出现偏差,使得装置未能100％满负荷运行。系统地将投入运行的凝析油稳定装置进行危险和可操作性HAZOP分析,通过将凝析油稳定装置划分5个节点,对影响装置的偏差（流量、温度、压力、液位）进行具体分析,找出了影响装置正常操作的客观因素,排查了安全隐患,并有针对性地提出解决方案。该分析方法在苏里格气田凝析油稳定装置中的应用结果表明：HAZOP分析后所采取的措施,不但解决了装置中存在的问题,使得运行参数与设计参数相吻合,起到了“纠偏”效果,而且优化了运行参数,确保了装置安全、平稳、高效运行。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田低压形成的控制因素

基于气田低压分布特征研究,从构造演化、沉积特征、地层流体性质等方面深入剖析鄂尔多斯盆地苏里格气田低压形成的主控因素。苏里格气田气藏压力主要为低压且受埋深影响较大,气藏顶底板发育多层欠压实泥岩,具有很好的物性和压力封闭条件,地层水特征亦反映气藏封闭条件好。苏里格气田地层压力经历了晚三叠世—早侏罗世正常压力状态、中侏罗世—晚侏罗世压力整体上升、早白垩世压力持续增大并达到最高及早白垩世晚期以来气藏压力逐渐降低的演化过程,最终形成低压。早白垩世晚期以来的构造抬升剥蚀作用导致苏里格气田储集层孔隙反弹增大和孔隙流体降温收缩,从而使得气藏压力降低,分别降低了0.673 MPa和原始地层压力的23.08%。苏里格气藏低压的形成是沉积配置、构造演化及油气成藏等多种因素作用的结果。图4参25     

"单点法"产能试井在苏里格气田的应用

苏里格气田是我国新近发现的大型气田之一,“单点法”产能试井方法是苏里格气田产能分析的一种比较有效的方法,但该方法在生产实际中也经常会出现较大的误差。本次研究结合苏里格气田生产实际,通过对“单点法”产能试井方法的分析改进,建立了适合于苏里格气田产能评价的“单点法”数学模型,并确定了苏里格气田“单点法”试井测试的基本条件和产能计算的影响因素。该方法应用于实际工作取得了较好的分析效果,为气田的开发方案设计提供了准确的基础数据资料。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层分布规律

分析优质储层的分布规律及其控制因素,对于加快天然气的勘探开发进程具有十分重要的现实意义。通过岩心观察、铸体薄片鉴定、粒度分析、扫描电镜、毛管压力分析以及包裹体测温等分析测试手段,根据成岩作用和成岩相特征,探讨鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层的分布规律。研究表明,碎屑颗粒粒度、砂岩类型以及成岩作用的差异是影响储层物性的主要因素。研究区目的层可划分出9种成岩相带,主要以优质储层与非优质储层的组合形式出现。位于致密相之间的石英加大胶结混合孔隙相、自生高岭石胶结晶间孔相以及粘土杂基混合充填溶蚀相,是发育优质储层的良好成岩相带。微裂缝的发育以及溶解作用的发生,是形成优质储层的关键因素。     

低压低渗苏里格气田套管柱经济可靠性优化

低压低渗气田的开发，套管柱的经济可靠性优化是降低开发成本的有效措施。通过对低压低渗苏里格气田现场的系统调研分析，根据实际情况初选出国产API长圆螺纹套管和螺纹脂，制定适用性评价试验方案，验证套管的各项性能，尤其是接头气密封效率。结合套管历史实物试验资料，采用可靠性安全系数法确定了套管柱设计所需的最低安全系数，用蒙特卡罗法校核了载荷变异性对套管柱可靠性的影响，成功设计了两套管柱方案。在油气田现场推广应用160多口井，至今运行良好，取得了显著的经济效益。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田Z30区块储层地质建模

地质建模可以定量、直观地展示储层三维物性参数及几何形态,提高井间物性的内插精度,从而提高储层精细描述的精确度。苏里格气田东区Z30区块储层发育于河流相,砂体横向变化快,储层预测难度较大,故利用Petrel软件,以钻井数据为基准,按照点-面-体的建模步骤建立Z30区块构造模型;在此基础上,以测井解释单井相数据为基准,采用序贯指示模拟方法构建了沉积微相模型;并以相控建模技术为指导,采用序贯高斯模拟方法建立了储层属性模型。储层建模研究为准确评价储层性质及潜     

抓技术集成与管理创新，快速实现苏里格气田规模有效开发

苏里格气田是一个“低孔、低渗、低压、低丰度、低产”的“五低”气田,除与四川盆地松花-白马庙、大塔场、五宝场等气田具有相似特征外,还具有埋藏较深、含气砂体横向变化大、普遍含有少量地层水等特点。２００５年,四川石油管理中标获得苏里格气田苏5、桃7区块勘探开发权后,本着“精干、高效”的原则,成立苏里格项目经理部,快速建立了强有力的技术支持体系。近年来,苏5、桃7区块的勘探开发实践表明,要实现苏里格气田规模有效开发,关键在于：创新管理模式,加强组织管理;加大综合评价与井位优选力度,提高Ⅰ+Ⅱ类井比例;强化技术攻关、简化优化钻井工艺及地面集输系统,降低生产成本。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田辫状河体系带特征

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏石盒子组8段、山西组1段主体为河流相沉积,河道多期切割、叠置,形成了规模较大的“辫状河体系”。根据沉积条件和沉积特征的差异,可分为叠置带、过渡带和体系间3个辫状河体系带。研究深化并发展了辫状河体系带的概念及沉积内涵,建立了沉积相-辫状河体系-辫状河体系带的多级沉积格架,提出了辫状河体系带的多参数定量划分标准。综合分析岩心、测井、钻井等资料,认识到辫状河体系带对沉积微相展布和规模、砂体的叠置样式、有效砂体的类型和集中程度具有较强的控制作用,是控制气田沉积、储层的关键地质因素。叠置带心滩发育频率高,规模大,砂体多期叠置,有效砂体富集,是气田开发的主力相带单元,过渡带河道充填发育,有效砂体以孤立型分布为主,辫状河体系间砂体零星发育,开发潜力较差。分别针对叠置带、过渡带建立了水平井地质目标优选标准,优化了井轨迹,为水平井随钻地质导向提供了更可靠的地质依据。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田低效气藏的形成机理

鄂尔多斯盆地苏里格气田是一个地质储量为5336.52×10⁸m³、含气面积为4054.6km²的大气田,同时也是一个低丰度储量、开发难度大的气田。对该气田低效形成机理的研究结果表明,储集体内部非均质性强,平缓构造背景导致气柱高度小,因而气层连通性变差,异常低压使天然气穿透流动能量不足,这些是导致气藏低效的主要因素。