苏里格气田储层解水锁复产技术应用研究

苏里格气田开发中后期气井地层能量不断下降,部分老井存在井底积液引起近井储层水锁伤害,气井产量大幅下降,严重影响气田高效开发。通过分析储层孔隙水产出、水锁伤害机理,结合致密砂岩气藏储集特征,明确气井在生产过程中出现水锁伤害特征及气井动态响应特征,选取研究区块4口低产低效井开展储层解水锁工艺技术应用,现场应用表明,4口试验井实施解水锁工艺后单井日均增产气量5 573方、累计增产气量91万方,增产效果明显。     

苏里格气田低渗透砂岩储集层解水锁实验研究

水锁效应是气田开发过程中普遍存在的问题,主要表现为在含水饱和度改变后气相渗透率的下降情况。结合苏里格地区的具体情况,提出特定的气井解水锁方案,涉及添加表面活性剂、增大生产压差两类。并在实验室对上述3种方案进行实验模拟研究,并对解水锁方案实验效果进行综合对比。结果表明：对于渗透率较高的气井,宜采用增大生产压差解除水锁效应,措施实施后,渗透率较处理前可提高3.2～3.7倍。对于渗透率较低的气井,可采用注入乙醇的混合溶液后关井一段时间再生产,在实验条件下,措施后渗透率提高率可达到2～2.3倍。     

苏里格气田南区气藏储层特征评价研究

随着几年石油天然气的发展,带动了各行各业的发展和进步,天然气领域在其中起到了重要作用。其中我国的西气东输工程就是一个很好的例子和创新突破,在西气东输中的苏里格气田就起到了至关重要的作用,它是主力气源地。苏里格大气田的发现,为进一步扩大向北京、天津以及整个华北地区、东部地区、陕甘宁地区和中原地区的天然气供应,奠定了可靠的资源基础。由于苏里格气田是罕见的"三低"气田(低渗、低压、低丰度)气田,储层致密、薄而分散,储层非均质性强,单井控制储量小;稳产期短,平均单井采出量小。开发难度在世界上独一无二。所以在油气田的开发上对我国天然气企业来说是一次挑战和攻克性的难题。本文谈论了苏里格气田南区气藏储层特征并对其进行了评价和研究这对于天然气企业是一个指导是一个理论根据。     

苏里格气田工艺适应性分析

苏里格气田是国内首个“低渗透率、低压力、低丰度”整装气田,开发难度大,常规开发模式难以持续经济有效开发。经过长期的总结与探索,最终形成一套成熟的井口采集气及处理工艺,并在近年来的生产实践中得到了印证,为苏里格气田的高效开发奠定了基础。     

苏里格气田西区储层岩石学特征研究

苏里格气田西区盒8、山西组砂岩整体岩屑含量较高、长石含量低,岩石类型主要为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩和石英砂岩。岩石颗粒以次棱状为主,分选中等,结构成熟度中等;填隙物平均含量为13.2%,胶结物主要为硅质(3.6%)和高岭石(2.7%),杂基以水云母(4.8%)为主。储层孔隙以溶孔~晶间孔~粒间孔组合为主,溶孔发育。主要的孔喉组合为细~微孔、细~中喉型。这说明本区致密砂岩为近源沉积产物,经过强烈的后生成岩改造。     

苏里格气田成岩作用与高效储层的关系

以苏里格气田盒8和山1段为研究对象,以沉积学储层地质学理论为指导,对苏里格气田北部盒8和山1段成岩作用、储层特征等方面进行了研究,分析了成岩作用和高效储层的关系。     

苏里格气田排水采气工艺实践应用及探讨

近年来,经过大量的试验与研究,已经逐步形成了一套适合苏里格气田的排水采气工艺技术。本文在前期研究与试验的基础上,主要分析了泡沫排水、柱塞气举、连续油管以及井下气液分离同并回注这四项工艺技术。     

苏里格气田延818井区储层渗流特征分析

利用延818井区储层岩石薄片鉴定、压汞曲线、相渗曲线、核磁共振等资料对储层特征和储层渗流特征进行分析,找出延818井试气量低的原因。延818井碳酸盐岩储层为特低孔特低渗储层,储层内可动流体饱和度低。成岩作用使得储层岩石被压实、胶结、填充,引起储层孔隙孔隙度低,渗透率低。储层以晶间孔、溶孔、粒间孔为主,且孔喉连通性差,导致储层物性差,渗透率低。储层敏感性除酸敏外,均会降低储层渗透率。这些因素决定了后期开采必须采取措施降低储层束缚水饱和度,另一方面采取酸化压裂提高气井采收率。     

苏里格气田气井泡排工艺优化

泡沫排水采气作为气田排水采气的重要措施之一,一直得到广泛的应用,但通常使用泡排剂只考虑泡排剂与气井积液是否匹配,携液效率是否达标,通常现场使用效果较差.本文通过室内实验、现场实验结合生产曲线、液面高度等数据,对泡排剂、泡排方式、时机、周期等进行了优化,提高了苏里格合作区块的泡沫排水采气效果.     

苏里格气田数字化集气站实施效果评价

长庆油田发展过程中面临"油气当量5000万吨,用工总量不超过7万人"的机遇和挑战。低成本实现数字化管理是"大油田管理,大规模建设"过程中的客观需要。通过在苏里格东部气田集气站场实施自动化、数字化建设,实现"两高、一低、三优化、两提升"(即"高水平、高效率、低成本、优化工艺流程、优化地面设施、优化管理模式、提升工艺过程的监控水平、提升生产管理过程智能化水平"),最终达到强化安全、过程控制、节约人力资源和提高劳动生产效率的目标。     

苏里格气田先导性试验区压裂效果评价

为探索适宜多层压裂的压裂效果评价方法,对苏里格气田先导性实验区的压裂效果进行了评价,通过对储层及压裂工艺参数进行逐步回归分析,得到其影响压裂效果的程度。     

苏里格气田气井压裂效果评价方法

以油层渗流力学和油藏工程为理论基础,通过对低渗透气藏压裂效果评价的研究,建立了实用分析理论和计算方法,为正确评价压裂效果提供了准确的基本参数。并且在此基础上,根据技术经济学原理,提出了经济极限增产倍数的概念,研究了低渗透气藏压裂效果评价的经济方法。     

泡沫排水采气工艺在苏里格低渗气田的应用

苏里格气田属于低渗透气藏,气井产量较低,携液能力差,经常出现气井井筒积液,油套压差大,影响气井正常生产等问题。本文分析了苏里格气田低渗气藏的特点和开发过程中存在的问题,介绍了泡沫排水采气的工艺和实施方法,并通过对苏里格低渗气田某气井进行了泡沫排水采气试验,取得了极好的效果。     

苏里格气田东区马五5储层有效开发技术研究

苏里格气田东区马五4以上为主的下古天然气勘探开发取得了新层系突破,揭示出有良好的天然气开发前景。针对苏里格气田东区马五4有效开发的技术难点,运用气藏地质和气藏工程方法,以及利用苏东地区所取岩芯开展单井详细系统的测试化验分析,摸清马五5段地质特征,制定合理有效的开发技术政策,对指导苏里格地区下古生界气藏的进一步开发有重大意义。     

苏里格气田天然气集输工艺和风险探讨

本文以苏里格气田为例,列举实例探讨了天然气集输的工艺流程,总结了苏里格气田天然气的集榆工艺模式,总结苏里格特殊的环境和独有的集输工艺模式,结合已有的问题,举例分析总结了上述集输工艺的主要风险,并分别提出了对应的改进措施。     

苏里格气田精细控压钻井工艺探索与实践

随着井深增加、水平段加长,传统定向方式所钻井眼摩阻大、托压严重、井壁不光滑,造成轨迹调整困难、水平段延伸能力受限、完井通井困难、完井作业时间长等问题日益突出。通过推广精细控压钻井和旋转地质导向钻井技术,可以从根本上解决托压、井壁不光滑的问题。     

柱塞气举排水采气工艺在苏里格气田的应用研究

柱塞气举排水采气工艺具有能够减少气体"滑脱"效应,增加间歇气举效率、单井增产效果显著等优点.柱塞气举工艺曹经在长庆气田的靖边气田少数单并上得到应用,取得一定效果.该工艺自去年以来在长庆气田的苏里格气田的部分气井上得到应用,使气井实现自动化启停,排水采气效果明显,柱塞气举工艺可进一步在苏里格气田推广使用.     

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。     

苏里格气田先期试验井动储量计算与评价

处于不同勘探开发阶段的气藏,由于对气藏的认识程度不同,因此采用的动储量计算方法也不同。根据苏里格气藏具有低渗,非均质性强,压力点少、气井工作制度不稳定等难点,并结合目前计算动储量方法的适用性和优缺点,采用产量不稳定法和压降法2种动储量计算方法,对先期试验井进行动储量计算,并对三类先期试验井的动储量大小及变化特征进行了分析评价,为苏里格气田的下一步高效开发提供了参考。     

苏里格气田气水层录井解释评价研究

随着苏里格气田开发的持续推进,气井产水严重,判别评价气水层难度逐年增大。为了提高彔井在苏里格气田储层流体评价的准确性,尤其是有效识别气水层界面,以增加单井产气量,开展彔井精细评价技术研究。建立天然气彔井解释评价标准,分层系建立解释图板,结合气测全听曲线形态特征,有效判别气水层,建立一套适合苏里格区块天然气彔井精细评价技术系列,为今后苏里格气田评价气水层提供借鉴。