“枝上枝”集输工艺在大型低渗、低产天然气田及煤层气田建设中的应用

苏里格气田及沁南煤层气田属低孔、低渗、低产、低丰度、低饱和度、低压的“六低”气田。针对“六低”天然气田和煤层气田的特点,工程设计采用“枝上枝”集输工艺新技术,论述了“枝上枝”集输工艺的特点及气田地面建设工程的系统流程。“枝上枝”集输工艺新技术通过在苏里格气田苏10井区和沁南煤层气田的应用,解决了苏里格天然气田和沁南煤层气田存在的地面建设投资高、开采成本高的问题,达到了节约地面建设投资和降低能耗的目的。     

适用于低渗透气田滚动开发的地面集输工艺技术

苏里格气田地面工艺技术,通过大量实验和不断的改进完善,从“保证安全、降低投资、提高效益”的目标出发,形成了“井下节流,井口不加热、不注醇,中低压集气,带液计量,井间串接,常温分离,二级增压,集中处理”的“三低”气田地面集输总流程,是继四川气田（单井中压集气工艺）、长庆靖边气田（多井高压集气工艺）之后的第三种气田地面工艺模式。2006年,该工艺技术在苏里格气田产能建设工程中得以成功应用,建成了天然气年生产能力10×10^8m3,平均单井地面建设投资与同类型气田相比下降了50％,且这种能耗水平低于邻区靖边气田采用模式的能耗水平。     

苏里格气田天然气最优集气半径的探讨

苏里格气田单井产量低、建井数量多,因此确定最优集气半径是集输系统优化的关键问题。通过计算苏里格气田某区块不同建产规模和集气半径的采气管道长度,采用建井密度和等效面积等方法计算类比其他区块不同集气半径的采气管道长度及投资,结合相应集气半径的集气站及集气支线投资,最终确定其最优集气半径。     

延气2-延128井区地面集输工艺技术

延长气田属于"低渗透率、低压力、低产气量、低丰度"岩性气藏,地形条件复杂、环境恶劣,地面集输十分困难。针对延长气田现状,在总结先导试验工程经验的基础上,利用地面集输优化技术,建立了适用于延长气田的地面集输工艺系统,提高了集输工艺技术的适应性。介绍了延长气田延气2-延128井区先导试验工程及延长气田一期地面集输工程的工艺流程、工艺特点及适应性。通过在延气2-延128井区的应用实践,中压集气工艺具有投资低、操作灵活、运行稳定、维护方便等优点,目前系统运行平稳。     

鄂尔多斯盆地北部上古气田地面集输工艺

鄂尔多斯盆地北部上古生界资源丰富,目前已发现苏里格、大牛地、乌审旗、榆林等大气田并进入大规模开发阶段.结合鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏特点、当地地理环境以及集气管网集气压力,基本形成了两种天然气集输处理模式:一种是以大牛地气田为代表的高压集气、低温分离的天然气集输处理模式;一种是以苏里格气田为代表的中(低)压集气、集中处理的天然气集输处理模式.从实际运行结果来看,目前两种工艺都能够满足鄂北上古生界气田的集气处理与输送要求.     

“投球+封隔器”压裂工艺在苏75区块的研究与应用

苏里格气田苏75区块气井普遍储层较薄,部分井储层隔层厚薄不均,所有储层均已全部射开,完全改造困难。针对该类井的地质特征及井况,研究并开发出一种分层压裂补充工艺,即"投球+封隔器"复合压裂工艺,用以解决储层隔层厚薄不均,难以彻底改造的难题。经苏里格气田苏75区块共应用两口井,工艺成功,效果显著,提高了气井的采收率。     

水平井技术在苏里格低渗岩性气藏开发中的应用

苏里格气田苏10区块为典型的低压、低渗、低丰度、低产的大型岩性气田,储层非均质性强,直井开发经济效益较差。为改善开发效果,长城钻探转换开发方式,开展"四低"气田精细气藏描述,在苏10区块部署了苏10-S试验水平井,投产效果优。水平井试验结果表明,水平井技术可为低渗岩性气藏转换开发方式提供了有利的借鉴和指导作用,值得在苏里格气田规模化推广。     

格瑞克柿庄南枣园煤层气集输管网优化的PIPEPHASE数值模拟研究

格瑞克柿庄南枣园煤层气田具有典型的低产、低压、低渗的特征,由于目前国内既没有煤层气田设计的相关规范,又没有更多的经验可以借鉴,若采用传统的集输工艺必将造成工程投资的增加,降低整体经济效益。文章结合该气田集输管网的现状,运用PIPEPHASE数值模拟软件,研究出了一套经济适用的"集中增压‘枝上枝’阀组布站"的环形集输工艺技术。该技术具有投资省、见效快、便于管理维护、节省人员、建设灵活、节能、环保和占地少等优点,对国内今后大型低压、低产煤层气田的地面开发建设具有推广意义。     

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。     

K344气井不动管柱分压合采工艺技术

针对苏里格气田"低渗、低压、低丰度"的特点,对苏里格气田苏10区块的储层地质条件分析,得出苏10区块储层具备分层压裂条件,并开发应用了K344气井不动管柱分压合采工艺技术。现场试验表明,该技术可实现一趟管柱分多层压裂施工,以及压裂后合层开采,且工艺施工方法简便、成功率高、安全可靠,在苏里格气田苏10区块现场推广应用204口井,见到了较好的应用效果。     

井下节流工艺在低渗透气田的应用

对于单井产量低、单井压力下降快、集气压力低的低渗透气田，传统高压集气工艺难以满足气井低压生产的实际工况，针对这种情况，在某气田井区进行了井下节流工艺研究和现场应用，简化了地面工艺，从理论和实际应用上发展并完善了低渗透气田开发模式。     

苏里格气田苏10井区地面建设优化方案

苏里格气田苏10井区属于克拉通盆地的岩性气藏,有着“低孔（8.95%）、低渗透（0.73×10^-3 μm²）、低产（1×10⁴～3×10⁴ m³/d）、低丰度（1.3×10⁸ m³/km²）、低饱和度（50%～60%）、低压（28 MPa）”的“六低”特征,经济有效开发的难度非常大,该气田的开发曾因此陷入停顿。为了实现在满足技术要求前提下低成本开发的目标,打破常规,围绕总体布站方案开展了大量的创新、研究、比选,制定出一个更先进合理的适应“六低”气田的集中增压“枝上枝”阀组布站工艺技术方案。与传统分散增压集气站技术、集中增压集气站技术相比,该技术方案大大简化了集气设施,降低了能耗,从而大幅度降低投资。实践证明,这些优化方案不仅适用于苏里格气田的开发和建设,也为类似“六低”气田的开发和建设提供了借鉴作用。     

苏里格气田储层三维地质建模技术研究

研究了如何对苏里格气田全区进行确定性建模和对苏6井区进行随机建模。针对苏里格气田储层非均质性强这一主要特点,以全区确定性建模和区块随机建模相结合的方法,对其地质研究和气藏描述成果进行了定量化转变,形成了包括构造模型、物性模型和流体分布模型的苏里格气田全区整体地质模型和苏6井区的随机模型;以此模型为基础,提供井位优选的参考依据和提供气藏数值模拟的网格参数场。储层地质建模方法成功地运用于苏里格气田气藏描述后,为准确评价气田储层性质及潜在能力提供了可靠依据。     

苏53区块裸眼水平井段内多裂缝体积压裂实践与认识

苏里格低渗透致密砂岩气藏水平井具有储层多、含气井段长、物性差等特点,裸眼封隔器分段压裂是提高单井产气量的有效措施。致密砂岩气藏水力压裂改造主要是在平面上改善储层渗流能力和纵向上提高储层剖面动用程度及有效性,储层改造体积与增产效果表现为明显的正相关。探讨了适合苏53区块裸眼水平井的体积压裂模式,提出了段内多裂缝体积压裂工艺与实现方法,现场试验增产效果良好,为苏里格气田的高效开发开辟了新的技术思路。     

苏里格气田天然气集输工艺及处理方案

本文以苏里格气田为例,阐述了天然气集输工程工艺流程,分析了天然气集输工艺模式,对苏里格气田天然气集输工艺进行了实例分析。     

苏里格气田自动化管理的初步实践

苏里格气田属于低孔、低渗、低产、低丰度的大型气田,面积大,单井产量低,气井数量多,无人值守,适合自动化管理。文章以苏里格气田苏75区块为试点,阐述了远程控制技术、数据传输技术、紧急截断技术、电子巡井技术及井口数据采集技术等＂天然气井智能生产控制系统＂在苏里格气田的成功应用及取得的良好效果。该系统为油气田自动化管理提供了一种新的模式,具有推广价值。     

苏里格气田苏20井区集输管网设计

根据苏里格气田地面集输工艺的特点,对多种集气方案进行了比选,确定出最佳集气站布局方式和多井串接的采气管网形式,缩短了采气管道长度,增加了集气站辖井数量,降低了管网投资。在采气管网和集气支线的工艺设计上,采用了气体管道计算软件对采、集气管道的管径等参数进行最优组合,达到技术可行、经济最优的设计效果。     

苏里格气田天然气集输工艺技术的优化创新

苏里格气田是非均质性极强的致密岩性气藏，储层之间连通性极差，地质情况复杂，有效储层难以预测，具有低压、低渗、低产、低丰度等特点。针对该气田的“四低”特点，通过近5年的试验和技术改进，基本形成了一套具有苏里格气田特色的地面建设模式。为此，概要介绍了该气田地面建设中采用的“井下节流、井口不加热、不注醇、井间串接、带液计量、中低压集气、常温分离、二级增压、集中处理”等一系列新的集输工艺技术。实践证明，这些技术对该气田的开发和建设是适合的，从而为类似“四低”气田的开发和建设提供了借鉴。     

苏里格气田苏6井区开发方案数值模拟优化研究

苏里格气田目前探明储量已超过5 000×108m3,其储层非均质性强,砂体叠置模式复杂。在开发早期,井网密度小,控制程度低,使用传统气藏描述方法不能满足开发设计的需要。利用随机模拟技术建立的精细地质模型开展了数值模拟研究,对气田的开发方案进行全面优化,制定了苏里格气田开发技术策略,以最大限度地提高气田开发经济效益。通过方案对比,确定苏里格气田开发井网为在有效砂体相对发育区的均匀井网,苏6井区应采用一套开发层系、一套井网的衰竭式开采方式,行距与排距分别为700和1 000m。预计年产天然气5×108m3,须钻新井73口,可稳产4 a。     

苏75-70-6H水平井裸眼封隔器10级分段压裂实践

苏里格气田具有低渗、低压、低丰度、低产特性,压裂改造成为苏75区块建产必要手段。对苏里格气田苏75区块第1口水平井——苏75-70-6H井提出了裸眼封隔器分段压裂工艺的整体方案,并首次应用低伤害羧甲基压裂液成功进行了10段压裂施工作业,累计加砂406 m3。目前该井放喷返排顺畅,测试无阻流量高达316.51×104 m3/d,压裂效果显著,标志着华北油田在水平井开发技术上的成功突破,并为各项新技术的进一步推广应用积累了宝贵的经验。