致密砂岩气藏水平井整体开发实践与认识——以苏里格气田苏53区块为例

以苏里格气田苏53区块为例,首先,必须针对苏里格气田大面积含气背景下存在含气富集区的典型地质特征,开展气藏精细地质研究,结合地震检测成果,预测含气富集区。在此基础上,针对水平井整体开发选区条件,选择地质条件适宜的含气区域,开展有效储层分布规律研究,选用科学合理的水平井开发井网,做好井位优选与井位设计,通过压裂改造技术,整体开发动用致密砂岩气藏。形成致密砂岩气藏水平井整体开发技术路线与开发思路,不断继续升级并延伸应用到其他非常规油气藏的开发。     

井位优选技术在苏里格气田东区的应用

苏里格气田东区古生界气藏属于岩性-地层圈闭气藏,为岩屑石英砂岩碎屑岩储层,储层非均质性强,单井产能差异大,开发井井位部署难度大。近几年来随着勘探开发评价工作的不断深入,在综合地质、地震、钻井、测井、试采等多学科的研究基础上,急需形成适合于苏里格气田东区的井位优选技术。     

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。     

苏里格气田大井组立体开发关键技术

苏里格气田地质条件复杂,需要开展大井组部署有利区筛选及部署方式关键技术研究,确保大井组开发效果,以实现苏里格气田降本增效、长期稳产的目标。针对苏里格气田古生界不同类型气藏有效储层分布特征,通过地震地质综合研究,形成了致密砂岩储层基于地质知识库的目标+多点地质统计学的三维地质建模技术及基于低渗透碳酸盐岩气藏二元运聚成藏模式的有利区筛选技术,并确定了大井组部署区域;同时,通过井网优化、井型优选及大井组部署思路,确定了大井组部署模式,提高了多层系储层储量动用及气田采收率。大井组开发关键技术在苏里格气田的成功应用,有效地解决了地质、地震及地面有机结合的技术难题,提高了气田开发效益,实现了低成本高效开发。     

苏里格气田水平井开发技术经济效果分析

苏里格气田属于典型的三低气藏,储层地质条件复杂,单井产量低,经济有效开发技术难度很大,采用水平井开发后经济效益明显提高。从分析苏里格气田储层特点入手,研究该气田水平井部署地质条件,对该气田采用配套的水平井储层改造技术,气井产量大幅提高。经济分析表明,苏里格气田采用水平井开发税后财务内部收益率为15.5%,高于直井开发税后财务内部收益率（12.02%）。     

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。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8气藏开发有利区块优选研究

针对鄂尔多斯盆地苏里格气田“低渗、低压、低产”特征和亟待开发的现状,从地质、地震以及地质建模等不同的角度,对苏里格气田主力储层段盒8气藏进行了开发有利区块的优选及评价,最后根据综合研究结果,优选出该气田6个产建有利区块,认为该项研究对该区域成为10亿m³方案和30亿m³规划的编制基础,和对该气田的规模有效开发大有裨益。     

苏里格气田苏77区块气藏评价技术及应用效果

鄂尔多斯盆地苏里格气田主力气层下二叠统山西组山2段、山1段以及下石盒子组盒8段属于砂岩岩性气藏,具有“低孔、低渗、低丰度且非均质性强”等特点,气田规模开发存在较大难度。为此,在勘探程度较低的新区块规模开发前期,开展有针对性的评价工作,寻找含气相对富集区就显得尤为重要。苏77区块在开发前期针对区块面临的地震测网稀、井控程度低、区块内尚未提交任何级别储量、局部存在富水区、单井产能不落实、区块地质认识有待进一步深化等主要问题,开展了地震、评价井及开发试验等方面的开发评价工作。采用“地震-地质相结合”的技术思路,通过二维地震测线控制,结合评价井钻探及沉积相、成岩作用、储层综合评价研究成果,评价河道发育带,预测有效储层分布,进而筛选出含气富集区。2010-2011年在筛选的含气富集区内集中进行产能建设,完钻开发井Ⅰ+Ⅱ类井比例大幅度提高,开发效果良好。该区块开发实践表明所运用的开发前期评价技术行之有效,值得同类型气藏开发评价借鉴。     

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。     

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靖边气田优化布井技术是针对靖边气田下古气藏埋藏深、含气面积大、侵蚀沟谷分布复杂、气层薄、非均质性强、单井产量差距大等地质特点而开展的集地震、地质、测井和气藏工程等多学科为一体的综合布井技术，其核心思想是以多学科分专题研究为基础，以各学科分支点为切入点，最终达到微观和宏观结合、动态和静态结合及多学科综合优化布井的目的。地震研究以识别侵蚀沟谷分布特征和储层厚度为指导思想，为井位优化奠定了良好的物质基础；地质研究紧紧抓住下古生界气藏岩溶型储层的形成机理，成功地确定出气藏主控因素，筛选出天然气高产富集区，为优化布井区的选择指明了方向；气藏工程以气井生产动态资料为主，紧密结合压力系统等理论知识，准确地分析出储层流体中高渗流连通区块，为各区块井距的设计和井位优化提供了动态技术保障；文章最后以各学科研究成果为基础，综合天然气高产富集区和储层流体连通区，优化布井有利区，部署开发井位。1999—2000年产能建设实施证明，井位优选技术思路和方法正确，经济效益巨大。     

水平井技术在苏里格气田低渗气藏中的应用

苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏,单井产量低,建井数量多,直井开发经济效益较差。为进一步提高开发效益,长庆油田转换开发方式,开展"三低"气田水平井开发技术攻关。2008-2009年,苏里格气田加大水平井开发试验力度,完钻10口水平井,投产8口,初步形成了水平井井位优选和随钻地质导向、钻井提速及储层改造等技术,取得了显著的效果为苏里格气田水平井规模开发提供了有利的借鉴和指导作用。     

水平井地质导向技术在致密砂岩气藏中的应用及技术难点——以苏里格气田为例

苏里格气田储层致密、薄而分散,储层非均质性强,地质条件复杂,开发难度大。实践证明,水平井是开发苏里格气田的有效手段,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,以苏里格气田各区块所实施水平井为例,从水平井入靶和水平段地质导向等关键环节入手,梳理了水平井地质导向过程中出现的常见难点问题,总结出相应的技术对策。通过现场的实际应用,效果明显。图8表1参16     

PDC钻头在苏里格气田东区的应用

在苏里格气田东区开发中要始终坚持低成本开发的指导思想下,以PDC钻头应用及优化钻井参数技术为核心大幅度降低了钻井成本,成为苏里格气田控制投资的关键技术之一。文章通过对PDC钻头及优化参数与该区块地层情况相结合而总结了优选PDC钻头技术。通过PDC钻头的应用,真正实现了"优质、安全、高效、低耗"的钻井施工目的,必将推动苏里格气田东区的快速发展。     

苏里格东区致密砂岩气藏压裂技术研究

苏里格东区气田上古砂岩气藏属于致密砂岩气藏,通过对该气田砂岩气藏压裂技术的研究及现场应用效果的分析,形成致密砂岩气藏储层改造的压裂技术,对苏里格东区及整个苏里格气田、乃至其它致密砂岩气藏的开发也具有指导意义。通过对苏里格气田东区上古砂岩气藏储层地质特征分析的基础上,提出了满足该区储层改造的压裂工艺,认为低伤害压裂液技术、多层分层压裂技术、水平井压裂技术是苏里格气田东区储层改造的主要技术。剖析了储层改造的压裂难点,认为储层易伤害、纵向多薄层发育、压裂液返排困难是该区储层改造的主要难点,并针对压裂难点提出了针对性措施,而这些针对措施也正是苏里格东区目前实施应用的关键技术。分析了东区实施的压裂关键技术及现场实施效果,形成了适合东区储层改造的压裂设计优化技术、直井定向井多层分层压裂技术、水平井多段分层压裂技术、低伤害压裂液技术、压裂液快速返排技术等综合技术。     

苏东区马五_5储层形成机理及富集规律研究

奥陶系马五5亚段作为苏里格气田东区开发的新层系,具有单井产量高、稳产能力强的特点,但其储层特征极其复杂,表现为横向变化快、发育规模小,储层预测难度大等特点。为此,本文通过开展地质背景、沉积相、储层主控因素、成藏机理及富集区预测等方面的研究,筛选马五5储层富集区,进一步提高气田开发效益。     

苏里格气田水平井整体开发区开发技术研究

苏里格气田属于缓坡型三角洲沉积,受古气候及古地理的影响,不同的区块发育河道规模存在较大差异。本文从水平井整体开发区选区、井位部署及地质设计优化对水平井实施进行详细阐述,深入分析水平井整体开发区储层精细研究,提出苏里格整体开发区成功开发的技术思路和方法,为苏里格气田水平井规模开发提供有利保障,同时为相似地质条件的低渗砂岩气藏水平井开发提供借鉴。     

叠前反演技术在苏里格地区的应用

针对苏里格地区盒8段有效储层厚度薄, 横向变化快, 常规解释结果多解性强的特点,从测井、岩石物理分析入手, 开展叠前地震反演提取有效储层的弹性参数, 综合分析预测储层的含流体特性, 为钻探井位提供依据。实践证明该方法在苏里格气田苏14井区的井位优选中取得了很好的应用效果。     

苏里格致密砂岩气田水平井开发地质目标优选

水平井技术是提高致密气单井产量、实现致密气经济有效开发的关键技术之一,与国外致密砂岩气田稳定分布的储层条件相比,国内致密砂岩气田一般具有储层规模小、纵向多层、整体分散及局部相对富集等特点,水平井开发地质目标优选是实现国内致密砂岩气田水平井规模化应用的关键技术问题。以国内典型致密砂岩气田苏里格气田为例,通过实钻水平井地质综合分析和密井网区精细地质解剖,应用储层构型层次分析方法,根据砂体及有效砂体叠置样式的不同,将苏里格气田水平井划分为3个大类6个小类水平井钻遇储层地质模型:A₁垂向切割叠置型、A₂侧向切割叠置型、B₁夹层堆积叠置型、B₂隔层堆积叠置型、C₁单层孤立型、C₂横向串联型。其中分布在辫状河体系叠置带内的A₁垂向切割叠置型和B₁夹层堆积叠置型是水平井开发的主要地质目标。依据储层地质、生产动态、储量丰度、井网密度等关键参数,建立了水平井整体开发和甜点式开发2种开发模式下的井位优选标准,并成功应用于苏中X区块,取得了较好的应用效果,同时该地质目标优选方法与井位优选标准对我国同类气藏的开发具有很好的借鉴作用。     

苏里格气田首口分支水平井钻完井技术

苏里格气田属典型低压、低渗、低产的“三低”气田,总体上看储层物性较差,常规水平井开发效率较低,中低产井占绝大多数。为了提高苏里格气田水平井单井产量,提高开发效率,降低综合开发成本,针对苏里格气田多套气藏发育的地质特点,开展了分支水平井钻完井技术研究及现场试验。文中从施工难点、井身结构、侧钻技术、完井方式等方面介绍了苏里格气田首口双分支水平井——T7-14-18H井的钻完井关键技术及现场试验,该井成功实现了水平井段裸眼完井+分段压裂增产改造,初步探索出了一套符合苏里格气田开发需要的分支水平井钻完井配套技术,为低渗透油气田经济高效开发探索出了一条新的技术途径。     

庆阳气田X区块建产区域分析

为了进一步明确庆阳气田X区块下步建产方向,在勘探开发现状现有数据资料基础上,结合沉积相研究及三维地震资料,分析庆阳气田地质特征、储层特征、沉积环境及砂体展布,厘清区域地质状况,筛选下步建产有利区。分析认为：X区块位于伊陕斜坡西部与天环坳陷构造,构造变化大,资源品质差,天然气储层薄、埋藏深,属深埋薄层致密砂岩气藏,开发难度大,局部产水严重,受黄土层影响地震资料预测难度增加,沉积相研究、地质静态资料结合地震资料应用,通过储层物性特征分析及综合预测砂体分布,能够对庆阳气田富集区筛选及井位下发具有借鉴意义。