苏53区块水平井生产动态分类评价

苏53区块自2010年起累计投产水平井209口,随着开采井数和生产时间的不断增加,有必要对水平井进行归类分析并总结其生产规律.基于区块水平井生产数据,按照苏里格动态分类新标准,将209口水平井重新归类,并从生产特征、动储量、累产气、递减率、采收率和动态产能方面,对各类水平井开发指标进行了详尽的评价.结果表明:Ⅰ类井52...     

苏里格气田苏20区块开发效果评价

苏里格气田山1、盒8气藏为典型的低孔、低渗、低丰度、强非均质性的岩性气藏,表现出单井产量低、控制储量少、初期稳产较难、开发难度大等一系列开发特征。从井网井距、合理配产等开发指标对区块开发效果影响方面进行评价,为气田下一步滚动建产、扩大开放规模提供依据,为实现气田的稳产和合理、高效开发奠定基础。     

苏里格气田苏53区块工厂化作业实践

工厂化作业可以大大提高施工效率、降低施工成本,是目前开发致密气藏的主要趋势。在总结国内外成功经验的基础上,在进行充分的先导试验之后,优选了苏里格气田苏53区块进行工厂化作业实践:1 200 m×300 m的大平台分两排共部署13口井,包括10口水平井、2口定向井和1口直井;2 1部ZJ30车载钻机批量打表层,2部ZJ50机械钻机批量打直井段、造斜段和水平段;3采用"1+2+2"钻头模板和钻机平移技术,大大缩短了钻井周期;4分别采用段内多裂缝压裂和同步压裂技术对水平井进行体积改造,连续混配技术和速溶瓜胶压裂液体系的研制保证了同步压裂的成功实施。工厂化作业水平井钻井平均机械钻速11.5 m/h,比2012年提升了4.99 m/h,节约了大量接甩钻具和固井候凝时间,重复利用钻井液2 100 m3;对13口井实施的工厂化压裂仅用时13 d,比常规单井压裂缩短了10 d。截止2014年3月15日,平台平均日产97.231×104 m3,累产10 500.17×104 m3,其中同步压裂6口井平均单井日产9.873×104 m3,效果显著。     

苏59区块出水气井排采措施优选新方法

苏59区块主力气层含气砂体分布孤立、含气饱和度差、地层压力系数低、气井产能差异大,这给该区块出水气井排采措施的合理选择带来极大的困难。通过对4种不同气井产能递减规律进行对比分析,优选出误差最小的Arps产量递减规律分析模型对苏59区块气井进行模拟计算,并提出反映单井控制含气面积、地层压力、储层物性的气井综合产能指数概念。根据气井综合产能指数,结合地层压力及实例井措施效果统计分析,制定出了适合苏59区块出水气井排采措施优选的新方法。该方法考虑因素全面、密切结合现场,为苏59及类似区块出水气井排水采气措施的优选制定提出了新思路和新方法,具有较强的指导意义。     

苏里格气田苏10区块开发成效喜人

截至6月7日，由辽河石油勘探局合作开发的苏里格气田苏10区块共部署开发井60口，完钻33口，其中Ⅰ、Ⅱ类井E渤由原来的62％提升到813％，完．成压裂建产15口，其中效果较好的9口。单井钻井成本由491万元下降到387万元。     

苏里格气田苏20区块气水关系研究

苏20区块是苏里格气田近几年投入开发的重要区块,伴随开发的不断深入,局部生产井出现了不同程度的产水现象。为进一步提高油气开发效率,通过引入水文地质学理论和方法,对地层水的化学性质进行了分析,利用矿化度和水化学特征系数(变质系数、脱硫系数、成因系数)等判别标志参数对产出水的类型进行了划分,系统研究了苏20区块岩性气藏的气水分布规律。认为产出水是天然气运聚成藏的产物,其分布受生气强度、砂顶微幅度构造、藏内温度、压力条件、天然气充注程度和储集层质量控制。     

苏里格气田气井生产动态特征研究

苏里格气田目前投产气井5000余口,揭示气井生产动态特征,为气田稳产技术的制定奠定坚实的基础。目前气田实际生产数据分析表明,气井压力变化表现出明显两段式特征,生产初期压力下降快,后期由于外围供给,压力下降趋势明显减缓,即低压下气井具有较长生产期;同时,气井压力与时间、产量与时间均呈明显指数关系。气井1/t、1/Gp关系曲线具有较好的线性关系,气井产量递减符合指数递减规律。     

榆林气田陕141井区气井生产动态特征分析

分析了陕141井区气井压力、产量的变化，研究了储层对生产动态的影响，把16口生产井分成了实际生产能力超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井等３类。研究得出：气井产能的大小与气井所处的砂体位置及砂体的厚度有关，位于主砂带内部或有效厚度大的气井，生产能力和生产稳定性较好；位于主砂带边部或有效厚度小、渗透性较差的气井生产能力和生产稳定性差。根据井区实际生产情况和储层特征，利用生产指示曲线确定出该井区生产压差应取静地层压力的16%左右，合理产量取无阻流量的1/3～1/4。此外，还建议采取一些提高地层能量的增产措施，更多地应用提高气层渗流面积、气层保护的相关技术以及气层的相关改造方法，增加气井的产能。     

苏里格气田苏53区块合理井网井距研究

苏53区块是典型的低压、低渗、低丰度、非均值性强的岩性气藏,应用经济极限及合理采气速度方法计算了该区块的技术合理井网井距,并结合数值模拟研究及现场试验结果确定该区块气藏的合理井距。建议开发方案:储量丰度高于1.3×108m3/km2区域采用600m×800m近似菱形不规则井网一次成形,集中建产;而储量丰度低于1.3×108m3/km2区域先采用600m×1 200m近似菱形不规则井网控制。     

利用水平井井间加密提高苏10区块开发效果

苏里格气田苏10区块是一个低渗、低压、低丰度的岩性气藏,针对储层非均质性强、连通性差、单井控制储量少、累计产量低、压力下降快的特点,在直井井网控制基础上,气藏精细描述与地震AVO处理结果相结合,优选区域和层位开展了5口水平井科技攻关和现场试验。水平井投产后,平均单井日产量为直井产量的3～5倍。实践证明,利用水平井进行井间加密是实现区块少井高产、提高低渗气藏采收率的有效途径。     

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。     

苏里格气田苏48区块主力层储集性能研究及评价

为了提高苏里格气田苏48区块主力层的天然气开发利用效果,综合薄片鉴定、压汞、扫描电镜、图像粒度分析等方法,对该区主力层盒8上、盒8下、山1段的砂体储集性能进行研究及分类评价。研究认为:主力层段砂岩的储集空间以溶蚀孔隙为主,残余粒间孔隙次之;物性较差、孔喉小、分选不好,总体上属于低孔低渗的石英砂岩储集层,并以Ⅱ类和Ⅲ类储层为主。储集性能的好坏在很大程度上受沉积微相的制约,其中盒8下段的心滩储集性能最好,是今后最有利的开发层段,山1段次之,盒8上段最差。     

气井动储量计算方法在苏10区块的应用

在结合大量气井生产动态资料的基础上,应用气体垂直管流公式计算气井地层压力,采用压降法对井口套压有明显拐点和无明显拐点的气井分别进行了动储量计算,与简易法计算结果较接近;又采用了产量递减法预测各类气井月产量及累产气;最后综合了压降法、简易法、产量递减法及地层测试求取法等多种方法的计算结果,落实了苏10区块各类气井动储量,为气田的下步合理开发提供了科学依据。     

苏里格气田苏10区块气井产能评价

针对苏里格气田开发过程中确定气井合理产能难度大的问题,在理论研究及现场试验的基础上,采用了采气指示曲线法、数值模拟法、压降速率法及矿场生产统计法4种方法对苏10区块单井合理产能进行综合评价,得到苏10区块气井三年稳产期的合理产量为1.0×104m3/d,有效指导了气井合理生产,提高了气田开发的科学性和技术水平,同时为苏里格其它区块的开发及方案编制提供了科学依据。     

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。     

应用修正衰减曲线分析法标定苏10区块可采储量

苏里格气田苏10区块属于低孔、低渗气藏,对于这种致密气藏的可采储量标定,若简单采用衰减递减曲线会出现较大的偏差,为此提出了修正衰减曲线分析方法,即通过修正相关系数使得预测模型能够很好的拟合实测数据.实际应用表明,修正衰减曲线分析方法适用于苏里格气田.     

鄂尔多斯盆地苏10区块地应力与储集层裂缝分布

在分析区域构造应力场特征的基础上,根据有限元法的基本理论,建立了苏10 区块合理的地质、力学模型。通过地应力场的数值模拟,给出目的层的最大水平主应力、最小水平主应力、最大剪应力、平均应力和形变能等值线分布图。根据“三维等效张应力（σ_T）”、“破裂值（I）”和“单位体积的应变能（u）”3 个评价指标得出综合评价系数（R_综）,根据R_综得出的构造裂缝发育区与高产气井及钻井岩心裂缝的吻合程度较高。     

苏里格气田苏53区块南部地区有效砂体预测

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏53区块勘探开发的主力层位为下二叠统石盒子组8段和下二叠统山西组1段,为确定该区块总体低渗透背景下相对高渗透储集砂体的分布规律、优选出天然气相对富集区,在综合利用气藏勘探、开发过程中获得的地震、地质、测井、钻井以及开发动态资料的基础上,应用相控条件随机模拟方法建立了定量的储层地质模型（包括单砂体模型和物性参数模型,其中物性参数模型又包括孔隙度模型、渗透率模型和含气饱和度模型）,对该区块南部地区大面积低渗透、低丰度背景下有效储集砂体的展布规律及井间储层参数进行了预测。结果表明：①该区块有效储层主要分布在中南部和西部,以低孔隙度、低渗透率储层为主,其分布受沉积相控制明显,以河道砂为主的有效储层孔隙度明显高于其他岩性储层;②相对高孔隙度、高渗透率储层在侧向上和纵向均被相对低孔隙度、低渗透率储层所分隔,孔隙度、渗透率井间差异较大。     

苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例

苏里格气田苏53区块采取整体水平井开发模式,为了保证水平井开发效果,达到提高气藏产能和最终采收率的目的,以区域地质特征为基础,主要通过数值模拟的手段,对苏里格气田水平井参数进行了优化设计。同时考虑经济因素,确定了苏53区块初期水平井合理参数:水平段长度在800～1000m之间,水平段位置在气层中部及水平段方位为347°;另外,为了验证水平井实施效果,对水平井动静态资料作了统计,结果显示,24口水平井有效储层钻遇率都达到了60%左右,单井井口日产气量都在8×104 m3以上,根据苏里格地区动态分类标准,Ⅰ类井比例为100%。     

苏里格气田压裂水平井裂缝参数优化——以苏53区块为例

苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏,后期压裂改造是目前苏53区块水平井提高开发效果的有效手段之一。针对苏里格地区地质条件复杂,压裂水平井裂缝参数设计研究少的现状,以苏53区块开发经验和丰富的动静态资料为基础,利用数值模拟方法,对苏53区块压裂水平井裂缝参数进行了优化。结果表明,苏里格气田压裂水平井裂缝长度为200~300 m,导流能力保持在30~40 mD·cm之间时,在裂缝与水平段垂直的情况下,1000 m水平段分4~6段压裂为最优方案。