长庆气田下古气藏高产富集规律和高产井筛选

长庆气田靖边区下古气藏属于深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气数，侵蚀沟谷分复杂，气层薄，非均质性强，开发难度大，在充分研究控制气田成藏和储渗地质条件，总结开发评价井成功经验和失败教训的基础，针对气田特点和开发难点，通过地质－地震－气藏工程综合研究，归纳总结出长庆气田靖边区下古气藏高产富集分布规律和开发井布井程序，经1999年和2000年产建实施证明，高产富集规律和井位优选技术思路和方法正确，经济效益巨大。     

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针对靖边区下古生界碳酸盐岩储层非均质性强的主要矛盾,以随机模拟建模为主要方法,对和气田靖边区地质研究和气藏描述成果进行量化转变,形成了包括构造模型、物性模糊和流体分布模型的长庆气田靖边区整体地质模型;以此模型为基础,进行储量的风险估计、归纳气井产能与地质情况的关系、提供井位优选的参考依据及提供气藏数值模拟的网络参数场。     

长庆气田下古生界气藏开发阶段储集层描述方法

长庆气田下古生界气藏是深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气藏，具有侵蚀沟谷分布复杂，气层薄，非均质性强，单井产量差异大等特点。为了客观描述气藏储集层特征，寻找天然气高产富集规律，提高开发井钻探成功率，根据气田地质特点，进行了沉积-成岩微相、古地貌形态和储集层定量化描述、小幅度构造描述，孔隙结构研究，气水分布规律研究及储集层横向预测，结论是气井高产在微观上受控于溶蚀孔洞、孔喉结构和裂缝发育程度，在宏观上受控于古地貌、小幅度构造和沉积，成岩微相等地质条件。     

靖边气田排水采气工艺试验及效果分析

针对靖边气田低渗无边底水气藏的地质特征和产水特征,结合靖边气田的开发工艺模式,在总结历年排水采气工艺试验效果的基础上,优选和优化了适合靖边气田的排水采气工艺,并提出了低压、低水气比气井复合排水采气工艺技术思路,为气田产水气井的中后期高效开发提供了技术支撑,对类似气藏排水采气工艺的选择和应用具有一定的借鉴意义。     

靖边气藏开发特征及中后期稳产技术对策研究

靖边气藏为定容无边（底）水气藏，但储层中存在相对富水区，其存在及演化受多种因素的制约，必然也会对生产井的产状产生不利的影响。靖边气田生产井具有产量低，递减快，部分井有地层水产出，且不同区域的生产井产水量差异大的开发特征。通过对出水气井生产特点进行分类，研究了靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响，分析生产井产水对气田开发的影响程度；利用数值模拟研究了靖边气田的合理采气规模，稳产技术对策，认为通过井网调整、确定不同类型生产井的合理工作制度可有效预防气井高产水，实现目前开发规划要求，同时达到最佳的开发效果。通过研究提出了合理的生产规模和稳产技术对策，对靖边气田的开发具有一定的参考作用。     

长庆气田下古生界储层预测及开发井位优选方法研究与应用

长庆气田的地质情况及储层的非均质性比人们预想的要复杂、严重得多。分析认为,长庆气田靖边区奥陶系顶部侵蚀潜沟发育,准确识别侵蚀潜沟是不打落空井的基础;储层的发育程度主要受古地貌的控制,尤其是主力储层储集条件与侵蚀潜沟密切相关;储层非均质性强烈;小幅度构造和奥陶系顶面起伏形态对储层产能起一定的控制作用。为了揭示气田的高产富集规律,配合气田开发方案的合理编制,提高开发井钻探成功率,开展储层预测和开发井位优选方法研究是必要的。在勘探阶段初步形成的储层预测技术的基础上,发展形成了以奥陶系顶部侵蚀潜沟解释技术为核心的储层综合预测评价技术和开发井位优选方法,取得了显著的应用效果。     

古生界气藏酸化压裂矿场试验新成果

鄂尔多斯盆地古生界气藏具有低渗、低压、低产的特点,酸化压裂技术作为低渗气田勘探开发关键技术,为实现气田高效勘探开发起到了重大促进作用。以长庆气田上、下古生界储层改造技术为着眼点,总结回顾长庆油田酸化压裂研究与矿场试验成果,阐述了具有长庆特色的古生界气层酸化、压裂工艺主体技术,并提出酸化压裂工艺技术发展方向。     

长庆气区开发模式及地面配套工艺技术

长庆气区包括靖边气田、榆林气田及苏里格气田,属低渗透率、低丰度、中低产、大面积复合连片整装气区,开发难度较大。为此,结合不同区块的地质特性、气质特点及试采情况,遵循安全、高效、简单、先进、实用的原则,探索出适合长庆气区不同区块特点的3大开发工艺模式（靖边模式、榆林模式、苏里格模式）及12项地面配套工艺技术（多井高压集气、多井高压集中注醇、多井集中加热节流、周期性间歇计量、小型橇装脱水、低温高效聚结分离、小型高效设备应用、井下节流、井口湿气带液计量、常温分离中低压湿气输送、二级增压和气田数字化管理工艺技术）,提高了地面建设水平,简化了工艺流程,降低了工程投资。10多年的生产运行证明：上述12项地面配套工艺技术经济、可靠,保障了长庆气区的经济高效开发,是同类气藏开发工艺设计借鉴的典范。     

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截至 2 0 0 0年底 ,长庆油田累计探明天然气地质储量达0 75× 10 12 ｍ3 ,其中下古生界约 0 35× 10 12 ｍ3 ,上古生界约0 4× 10 12 ｍ3 。上古生界的 0 4× 10 12 ｍ3 储量中 ,大约有 0 1× 10 12 ｍ3 分布在长庆气田中部的 1 0× 10 3 ｋｍ2 范围内 ,并与下古生界的 0 35× 10 12 ｍ3 天然气构成复合气藏。这部分上古生界储量 ,由于单井产量低 ,接近临界商业储量 ,如何开发和利用是长庆气田开发过程中一个值得探索的课题。复合气藏储层的特点　　 (1)复合气藏由下古生界和上古生界两套储层组成 ,它们的沉积环境、成岩作用、岩性及…     

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长庆气田的成功开发带动了地方经济的发展，为改善我国能源结构，促进天然气工业的发展，改善北京、上海、西安、银川、呼和浩特等城市居民生活环境，减轻城市污染，提高人民生活质量等都做出了突出贡献。截至目前，长庆气田已开发气田为靖边、榆林气区，试采评价气田为苏里格、乌审旗、刘家庄、胜利井和直罗气顶区。文章综述了长庆气田建设历程，开发建设概况，地面工程建设内容，长庆气田下游长输管道建设情况以及长庆气田地面建设模式等。     

低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议——以鄂尔多斯盆地为例

鄂尔多斯盆地蕴含上、下古生界两套气藏,地质复杂程度高,非均质性强,大规模运用水平井开发的实践虽然形成了相关的配套开发技术,基本上实现了低渗透气藏的高效开发,但未来提升单井产能的技术攻关方向仍不明确。为此,将以苏里格气田为代表的上古生界气藏和以靖边气田为代表的下古生界气藏作为研究对象,对282口水平井从构造、沉积、储层、地震、钻井、改造等方面进行了整体研究。结果表明：长庆气区已形成的储层预测及精细描述技术等5项特色水平井技术系列是有效、实用的,但仍面临着3项急需攻克的瓶颈难题,可以从储层定量表征、小幅度构造识别及描述、水平井开发井网优化及提高采收率、水平井改造技术攻关、降低开发成本新策略等5个方面共17项技术措施入手进行攻关,以进一步降低低渗透气藏开发风险并提升单井产能。     

建南气田南飞三气藏剩余气分布研究

建南气田南飞三气藏是建南气田的主力生产单元,年产气量占到建南气田总产量的80%以上。近年来随着开发进入中后期,大部分老井产量逐年下滑、稳产难度加大,为保持产量稳定,对南飞三气藏开展剩余气分布研究十分关键。重点针对飞三气藏主力出气层段进行开发小层划分,在此基础之上,通过地质、地震相结合指出南飞三剩余气分布范围,为下步开发井位部署提供有利依据。     

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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。     

长庆气田下古生界低渗低丰度气藏开发配套技术

长庆气田下古生界低渗透气藏,在气田开发前期评价技术的基础上,已形成了储层综合评价技术、储层横向预测技术、优化布井技术、气井产能评价技术、采气工艺技术和地面集输技术等一整套低渗透气藏开发配套技术。文中对各项配套技术进行了简要论述及其总体应用效果作了分析评价,认为该项配套技术具有针对性、有效性和实用性,较好地解决了气田开发的关键问题,为实现长庆气田的高效开发奠定了基础。     

平行外推压降曲线法在靖边气田动态储量计算中的应用

储量是一个气田的物质基础,如何确定动储量及动储量的大小是气田开发中首先必须解决的问题。目前主要采用压降法确定动态地质储量。由于低渗透气藏渗流规律的特殊性,导致其压降储量曲线也表现出特殊规律。如果仍然按照普通气藏的处理方法计算低渗透气藏动态储量,会导致认识上的偏差及计算结果的失真。因此针对靖边气田的实际情况,着力于应用压降曲线法中的平行外推法计算靖边气田部分区块的动态储量,以达到探讨一种方法、认识下古气藏储量的目的。     

榆林气田T区气藏数值模拟跟踪研究

经过5年的滚动开发,到2005年底榆林气田T区累计建井172口,形成年产20×10~8 m~3天然气生产能力,成为长庆又一重要天然气生产基地。随着榆林气田T区产能建设的结束,气田进入稳产阶段。因此,深化地质研究,开展数值模拟跟踪研究,通过对拟合、修整好的数值模型,预测相关开发技术指标,最终优选最佳的开发方式,为该区合理开发提供依据。     

长庆靖边气田地面建设技术

1 气田基本情况1998年 6月 ,长庆油田在陕甘宁盆地中部靖边地区完钻的陕参 1井在奥陶系顶部风化壳马五层获天然气无阻流量 2 8 4× 10 4m3 /d的高产气流 ,从此揭开了长庆靖边气田勘探的序幕 ,先后在中部地区打出多口高产气井。长庆靖边气田自 1989年发现至 2 0 0 3年底 ,共经历了开发评价、探井试采和大规模开发三个阶段。探明天然气地质储量 32 73×10 8m3 ,含气面积 4 0 93km2 。到目前为止 ,长庆靖边气田已建成集气、净化、通信、自控、供电、供水和环保等 13大系统 ,年供气能力 6 0×10 8m3 ,并已向北京、上海、西安、银川、呼和浩特等…     

平行外推压降曲线法在靖边气田动态储量计算中的应用

储量是一个气田的物质基础，如何确定动储量及动储量的大小是气田开发中首先必须解决的问题。目前主要采用压降法确定动态地质储量。由于低渗透气藏渗流规律的特殊性，导致其压降储量曲线也表现出特殊规律。如果仍然按照普通气藏的处理方法计算低渗透气藏动态储量，会导致认识上的偏差及计算结果的失真。因此针对靖边气田的实际情况，着力于应用压降曲线法中的平行外推法计算靖边气田部分区块的动态储量。以达到探讨一种方法、认识下古气藏储量的目的。     

长庆气区低渗透气藏开发技术新进展及攻关方向

鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏（靖边气田）、低渗透砂岩气藏（榆林气田）和致密砂岩气藏（苏里格气田）的经济有效开发。近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展：①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量超过直井的3倍,产能建设比例保持在50%以上;②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本;③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。截至2012年底,长庆气区建成了年产300×10⁸ m³以上的天然气生产能力,当年产气量达到290×10⁸ m³,长庆气区已经成为我国重要的天然气生产基地。下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。     

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华北地台北部由于印支运动和燕山运动，地层抬升剥蚀，形成了多个石炭—二叠系残留盆地，其中广泛分布着上石炭统太原组海相烃源岩和奥陶系海相烃源岩。该区石炭—二叠系残留盆地可划分出４种生储盖组合：①上古生界自生自储自盖式成气组合；②下古生界自生自储、上古生界覆盖式成气组合；③古新混生古储中堵式成气组合；④气源岩与储集岩同层的煤层吸附甲烷气成气组合。从盆地边缘到中心、从凸起到深凹陷，具有从煤层甲烷—煤成油—凝析油气—干气气藏完整的气藏分布序列。该区现已发现或探明了长庆气田、苏桥凝析气田以及大城、潘庄、柳林等煤层甲烷气藏。该区石炭—二叠系残留盆地群是寻找大中型气田的有利地区，提出了鄂尔多斯、冀中东北部、冀南、沁水、黄骅、济阳、东濮等区的勘探目标与方向。