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10井区开发技术策略

苏里格气田探明天然气地质储量巨大，是典型的低压、低渗、低丰度、非均质性强的岩性大气藏，其主力含气层段为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段，属于河流相-三角洲沉积相。其中苏10区块盒8-山1段砂体叠加连片，厚度大，表现出“东薄西厚”的趋势。储层储集空间以孔隙为主，裂缝局部发育，低渗、低压特征尤为突出。根据苏10井区的地质特征分析，认为不适宜进行常规开发，推荐采取小井距部署、井间接替保持稳产的开发原则，初期按照衰竭式降压采气的开发模式开发，后期适时进行机械增压开采。通过对开发方式论证及井网井距的优化论证，建议采用分层压裂、合层开采，菱形井网，600×1200 m井距一套层系的开发方案。确定了废弃开发界限，当增压外输时，废弃井口压力为1.0 MPa，单井废弃产量为0.17×10⁴m³/d。     

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10井试采研究

苏里格气田苏10区块P1X8气藏为低孔低渗定容封闭气藏,其单井稳定产能、动态储量比例以及最终采收率等问题一直为人们所关注。为解决上述问题,选择具有代表性的、测试资料较全的苏10井进行研究、探讨。通过修正等时试井、试采评价和单井数值模拟研究,认为该井P1X8下段气藏按无阻流量的1／6～1／7配产可以稳产;利用压降法和容积法计算该井动态储量比例为78．5％;利用动态法计算出该井最终采收率为66．8％。为其它井合理配产、气藏评价和气田开发积累了经验。     

苏里格气田苏14区块丛式井钻井技术

苏14区块是苏里格气田的主要钻井区域．面对苏14区块丛式定向井地层研磨性强、井眼轨迹控制难、钻井速度慢等技术难点，从剖面优选、钻头优选、井眼轨迹控制、钻具失效分析及预防等方面。探索了苏14区块丛式井优质快速钻井技术。认为塔武钟摆防斜钻具对上部易斜井段有着较好的防斜效果，适合苏14地区，值得进一步推广应用。小“S”型五段制定向剖面应用避开了研磨性强、可钻性差的复杂地层，较好地解决了定向井施工对钻头、螺杆、扶正器、钻具的严重磨损，全井最大摩阻可控制在30t以内，充分实现了全井打快的目的。大功率低转速螺杆钻具（转速〈90r／min）可减缓对PDC钻头的过快磨损，提高复合钻进钻井速度。     

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。     

苏里格气田苏6井区老井生产分类研究

苏里格气田属低渗透、低丰度气藏,气井普遍具有低压、低产、小水量、含凝析油的特点,气井生产中后期,气体滑脱损失大,井筒压力损失增大导致气井携液能力变差。针对苏里格气田最早开发的28口老井压力与产量变化关系,分析了井筒压力梯度分布规律及气井生产情况,在对大量生产数据跟踪分析的基础上,研究了苏6井区老井生产规律,提出了苏里格气井生产所要经历的三个时期(连续平稳生产期、自然间喷生产期、间歇生产期)并对气井三个生产时期的特征进行了分析和研究。     

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。     

苏里格气田苏X区块气井控水配套技术研究

苏里格气田气井产液主要有7种类型:返排工作液、凝析水、储层内层窜水、原生层内水、次生层内水、套管外水窜、边水。在单井施工过程中,不同的工序采用不同的控水配套技术可以有效的防止气井产液。主要的气井控水技术有:井位井型优选、阵列感应测井识别气水层、物理下沉剂控水、气举阀助排压裂液。     

苏里格气田苏6区开发井网优选

苏6区位于苏里格气田中部,投产时间早,地质认识程度高,是建立精细地质模型和开展井网优选等数值模拟工作的最佳区块.该区块属于辫状河沉积体系,有效砂体分布呈分散状,且砂体规模小,连续性差,具有低渗、强非均质性的特点.针对该类气藏特点,从目前的技术水平和认识程度,设计了33套不同排距和井距的开发方案.随机地质建模和数值模拟研究结果表明:800 m×600 m井网为最优井网,可以实现单井累计采气量和区块生产井数最大化;同时针对该类气藏砂体分布规模小、连续性差的特点,建议布井方式宜采用井间加密布井,可以有效降低投资风险,同时随着开发工作的逐步深入和地质研究工作的逐步加深,采用井间加密布井方式可以有效提高钻井成功率降低成本.     

苏里格气田苏5区块储层地震反演预测技术

苏里格气田二叠系气藏属非均质性极强、低孔、低渗的河流-三角洲砂岩岩性气藏，有效储层厚度小、横向变化大，这对气田的勘探开发提出了极大的挑战。由于砂岩储层岩性圈闭本身的复杂性，常规反演与解释技术难以满足对苏里格地区二叠系砂岩储层预测的需求。为准确预测盒8段砂体及有效砂体的纵横向分布、精确提供井位和高效开发盒8段气藏，基于苏5区块2004年三维地震资料开展了地震反演研究工作，以期能寻找到适应本区域的反演方法。经过多种方法的比较，发现基于统计学的随机地震反演技术能有效预测苏里格气田二叠系砂岩储层的分布，通过对该区块地震资料的处理，得到了盒8段的有效砂体分布范围，所部署的开发井都取得了高产油气流，取得了明显的经济效益。     

苏里格气田气井工作制度优化

苏里格气田低渗、低产、低效气井压力下降快，产量递减幅度大，稳产阶段短，恢复程度低，为保证进入流程，在生产经过一段时间后便改为间歇生产。然而在间歇生产时，凭经验或者采用在高产井生产中应用较为广泛的采气指示曲线法、系统分析曲线法、数值模拟方法来确定开井生产时的产气量和稳产时间以及关井时间，难以符合低产低效气田的生产实际。为此，通过理论分析，采用模糊优选方法，给出了模糊目标函数、优选指标及其隶属函数和权数，最后编成程序并在现场进行了验证。通过对某典型井的生产制度调整前后的对比分析，表明模糊优选方法适应苏里格气田低产低效井气井合理生产制度的确定，具有较好的现场应用价值。     

苏里格气田储层改造工艺分析

苏里格气田的储层连续性较差、含气砂体变化快、非均质性强，具有低孔、低渗、低压、低丰度、低产的特点，储层改造工艺的难度较大。在几年的勘探开发中，通过不断的研究、试验和现场应用，摸索总结出一套基本适应于苏里格气田的储层改造工艺，现场施工后取得了一定的效果。为此，从储层保护、射孔、加砂压裂特别是加砂压裂的规模、压裂液的配方、支撑剂选用、施工参数的确定、排液制度等多个方面对这套工艺进行了介绍，并以现场的施工情况和结果来加以分析和佐证，最后对苏里格气田的下一步储层改造工作提出了建议。     

长庆苏里格气田苏25区块丛式井钻井工艺技术应用研究

苏里格气田地处毛乌素沙漠腹地,植被稀少、生态脆弱。随着苏里格气田的勘探开发,使本来就十分脆弱的生态环境变得更加脆弱。为了有效地改变这种现象,钻井由单井变为丛式井。针对苏25区块钻井存在的难点,项目组开展了钻井工程优化设计、根据实钻地层情况及时调整造斜点和井身剖面、丛式井防碰、根据地层造斜能力和方位自然漂移量及时改变钻具组合和调整钻井参数,引入低速螺杆取代普通螺杆,大大缓解钻头快速磨损等技术。在苏里格完成了二个丛式井组,减少了建设用地,保护了环境,钻井施工中首次使用低转速螺杆,填补了国内使用低转速螺杆的空白,解决了在该地区定向钻进钻头因磨损而先期损坏的难题,使复合钻井成为现实,并提高机械钻速20%以上,为该地区今后丛式井钻井积累了经验。     

苏里格气田井下节流技术

苏里格气田属于低压、低渗气田，产气量低，地层能量衰减快，容易产生水合物和井筒积液，影响正常的生产。为此，分析了井下节流器对压力、温度的影响，发现井下节流器能够在低产气量下起到防止水合物产生、提高提高气体携液能力、减缓井底压力激动等作用。苏里格气田实行早期井下节流技术，能够达到减少甲醇注入量、延长气井稳产时间、提高最终的经济效益，这在现场实践中也得到了证明。     

苏里格气田单井采气管网串接技术

苏里格气田未来将有上万口井、上百座集气站。单座集气站最终管辖井数量50口以上，采用单井直接进站的常规集气方式，进站管线的数量多、距离长，无法满足大规模、低成本开发苏里格气田的要求。为此,针对该气田自身特点，采用井间串接放射状采气管网，采气干管上开口少，串接过程全在井场完成，接入新井不会影响采气干管正常运行，适应苏里格气田滚动开发的需要，并且增加了集气站管辖井数量，降低了管网投资，减少了管沟密集开挖对苏里格气田脆弱环境的破坏。     

苏里格气田苏5区块盒8段气藏录井解释与评价

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏5区块上古生界下石盒子组盒8段气藏主要受辫状河心滩、边滩微相砂岩展布和储集岩物性的控制。主力产层段纵向分布规律不明显，横向非均质性强，流体性质及产能变化大，为典型低孔、低压、低产岩性气藏，在地层流体评价特别是流体性质判断方面给测井、录井解释工作带来了一定难度。针对这一情况，综合分析该区的录井、测井、分析化验及测试资料特征并充分利用气测录井资料，总结出适合该区实际情况的解释方法及图版，并据其对流体性质进行了识别。通过在苏5-6-19等井的实例验证，说明所总结的方法具有实用性。     

升平气田火山岩气藏井网井距研究

升平气田的储集层为中孔低渗火山岩，由于火山岩的特殊性，目前国内外关于火山岩气藏井网井距研究的相关报道较少，因此如何合理确定火山岩气藏井网井距对于保证升平气田开发取得最佳开发效果和经济效益具有重要意义。此次研究从地质、气藏工程、数值模拟角度探讨了升平气田井网井距的确定，分别按照经济评价方法、定单井产能法、合理采气速度法、丰度计算法计算了其极限井距和技术合理井距，并以经济评价方法为基础确定该气藏的合理井距。研究认为：只要技术合理，井距不低于其经济极限井距都是可行的。同时建议对升平气田实施非均衡开采，在相对高渗透层采用密井以获得高产，在低渗透层采用稀井以保证整个气藏开发的经济效益。最后结合数值模拟结果综合确定升深1井区采用1400 m井距、升深2井区采用1000 m井距。