苏里格气田苏53区块天然气储量计算及其参数确定方法
体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用――以苏53区块为重点
石油与天然气化工３８２ＣＨＥＭＩＣＡＬＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧＯＦＯＩＩ。
＆．ＧＡＳ２０１３体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用油气田化学以苏５３区块为例叶成林１王国勇１（１．中国石油长城钻探苏里格气田项目部）摘要体积压裂技术是非常规气藏后期改造的关键技术之一。
苏里格气田属于致密砂岩气藏，为了实现水平井高效开发，提高气藏最终采收率，以苏５３区块为例，以体积压裂适用的基本地质条件为依据．对苏里格地区水平井体积压裂适用性进行分析。
同时，借用数值模拟方法，对水平井采用不同压裂改造方式进行模拟对比。
结果表明：①苏里格气田储层具有微裂缝较发育、渗透率低、石英含量高等地质特征，满足体积压裂改造的基本储层条件；②通过模拟结果对比，苏里格气田水平井实施体积压裂效果明显优于常规压裂。
另外，利用裂缝监测技术、ＦＡＳＴ和ＴＯＰＡＺＥ软件等对２０１２年实施的５口体积压裂水平井进行了效果分析，认为：①体积压裂水平井平均单井加砂量、液量、裂缝条数等参数明显优于常规压裂水平井；②体积压裂水平井初期平均日产气约为１２×１０４４ｍ３，平均无阻流量、动储量分别为７７．９×ｌＯｍ３／ｄ、１．７５×１０８ｍ３，均为动态Ｉ类井。
关键词体积压裂采收率水平井苏里格气田非常规气藏中图分类号：ＴＥ３５７．１＋３文献标志码：ＡＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００７—３４２６．２０１３．０４．０１２ＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｔｏｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎＳｕｌｉｇｅｇａｓｆｉｅｌｄ——ＡｃａｓｅｓｔｕｄｙｉｎＳｕ５３ｂｌｏｃｋＹｅＣｈｅｎｇｌｉｎ，ＷａｎｇＧｕｏｙｏｎｇ（ＰｒｏｊｅｃｔＤｅｐａｒｔｍｅｎｔｏｆＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄ，ＧＷＤＣ，Ｐａｎｊｉｎ１２４０１０，Ｌｉａｏｎｉｎｇ，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｒｅｃｅｎｔｙｅａｒｓ，ｔｈｅｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｂｅｃｏｍｅｓＳｕｌｉｇｅｇａｓｆｉｅｌｄｉｓａｏｎｅｏｆｋｅｙｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓｆｏｒｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｇａｓｒｅｓｅｒｖｉｏｒ．ＩｎｏｒｄｅｒｔＯｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．ｒｅａｌｉｚｅｈｉｇｈｅｆｆｅｃｔｉｖｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌａｎｄｉｍｐｒｏｖｅｕｌｔｉｍａｔｅｒｅｃｏｖｅｒｙｏｆｏｎｔｈｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｂａｓｅｄｂａｓｉｃｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｆｏｒｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅ，ｔｈｅａｐｐｌｉ—ｃａｂｉｌｉｔｙｏｆｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｗａｓａｎａｌｙｚｅｄｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｉｎＳｕ５３ｂｌｏｃｋｏｆＳｕｌｉｇｅｇａｓｆｉｅｌｄ．Ｍｅａｎｗｈｉｌｅ，ｄｉｆｆｅｒｅｎｔｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｗａｙｓｕｓｅｄｉｎｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｗｅｒｅｃｏｎ—ｔｒａｓｔｅｄｂｙｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄ．Ｔｈｅｒｅｗｅｒｅｔｗｏｒｅｓｕｌｔｓ：ｆｉｒｓｔｌｙ，ｔｈｅｍａｉｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｗｅｒｅｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ｍｉｃｒｏｆｒａｃｔｕｒｅ，ｈｉｇｈｑｕａｒｔｚｃｏｎｔｅｎｔａｎｄＳＯｏｎ，ｗｈｉｃｈａｒｅｍａｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｆｏｒｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅ．Ｓｅｃｏｎｄｌｙ，ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｏｆｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍ—ｕｌａｔｉｏｎｓｈｏｗｓｔｈａｔｔｈｅｅｆｆｅｃｔｏｆｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｗａｓｂｅｔｔｅｒｔｈａｎｎｏｒｍａｌｆｒａｃｔｕｒｅ．Ｉｎａｄｄｉｔｉｏｎ，ｔｈｉｓｐａｐｅｒａｎａｌｙｚｅｄｔｈｅｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｅｆｆｅｃｔｏｆｆｉｖｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ２０１２ｗｅｌｌｓｉｎｒｅ一ｂｙｆｒａｃｔｕｒｅｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅ，ｎａｍｅｌｙＦＡＳＴｓｏｆｔｗａｒｅａｎｄＴＯＰＡＺＥｓｏｆｔｗａｒｅ．Ｔｈｅ基金项目：国家重大专项“大型油气田及煤层气开发”（２０１１ＺＸ０５０５８）。
苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例
苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例叶成林【摘要】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％.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2012(034)001【总页数】4页(P107-110)【关键词】参数优化;水平井;钻遇率;苏53区块;苏里格气田【作者】叶成林【作者单位】中石油长城钻探苏里格气田项目部,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE32水平井开采技术是20世纪90年代迅速发展的一项新技术，因其具有产量高、单井控制储量大、增加油气可采储量等优势，而广泛应用于各种类型的油田开发［1］。
对于气藏而言，水平井技术能够提高气藏的产能，缓解气藏的产液，从而提高天然气的开发效果［2］。
苏里格气田苏53区块2010年3月正式投产，天然气基本探明储量196.82×108 m3，是目前苏里格地区唯一以水平井整体开发的区块，在苏里格地区以及其他气田水平井开发方面具有重要的指导意义。
鄂尔多斯盆地苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区。
研究区苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带［3］，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，区块南北长约43km，东西宽约23km，总面积999km2，地面海拔为1350～1510m。
天然气当量动态储量计算方法
附件7 天然气当量动态储量计算方法
1、当量天然气产量
气藏当量天然气产量是将凝析油产量按热值折算为天然气量，然后，加上天然气产量的合计产量。
凝析油体积折算天然气当量体积公式（计算凝析油当量气体体积的方法及应用——陈元千）：
（1）
：当量天然气产量
：天然气产量
：凝析油产量
：凝析油相对密度
2、天然气当量动态储量计算方法
A-G动态物质平衡方法：
当流动达到“边界控制”情况时，即拟稳态时，储层各点的压力以同一速度下降，储层平均压力的变化与井底流压的变化一致，此时建立A-G动态物质平衡方程：
（2）
（3）
其中：
，气井物质平衡拟时间
，规整化拟压力
，原始综合压缩系数
e，自然常数
，欧拉常数
计算步骤：
（1）运用公式（1）将产气量和产油量折算成当量天然气产量
（2）预测原始天然气地质储量OGIP
（3）计算物质平衡拟时间，规整化压力及累积产量
（4）绘制—曲线，直线与x轴的截距即为储量G
（5）获得最佳拟合，并外推储量G
（6）使用新的G，重复上述步骤，直至收敛为止
3、以上定义及解释权归勘探开发研究院开发所
附件8 天然气无阻流量计算方法
1、天然气无阻流量
气井绝对无阻流量定义为:气井开井生产时井底流压等于1大气压(101.325kPa)条件下的日产气量(Qaof)。
2、天然气无阻流量一点法经验计算方法
其中：
Qg，天然气稳定产量，万方/d。
Ps，Qg条件下的稳定井底流动压力，MPa绝。
Pf，地层压力，MPa绝。
苏里格气田苏53-80-13CH井小井眼裸眼压裂完井技术
苏里格气田苏53-80-13CH井小井眼裸眼压裂完井技术作者：崔凯来源：《中国化工贸易·下旬刊》2020年第01期摘要：苏53-80-13CH井是苏里格气田一口小井眼侧钻水平井，从该井的基本情况，完井情况，通井情况，下压裂完井管柱，KCL溶液顶替，投球顶替座封座挂，油层气保护，以及打捞技术的研究，完善了苏里格小井眼侧钻水平井完井技术，在国内小井眼压裂压裂工艺及配套工具的研究上又跨进了一步。
小井眼压裂完井技术对储层改造效果明显，在苏里格气田具有较高的经济价值和应用价值。
关键词：小井眼;完井工艺;裸眼压裂完井;侧钻水平井1 概述苏53-80-13CH井构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕北斜坡北部中带苏里格气田苏53區块，该井钻井目的是利用侧钻水平井技术提高单井产能;利用侧钻水平井挖潜井间剩余气储量，提高部署区储量动用程度。
进行了单磨通井，双磨通井，下管前井眼准备，下压裂完井管柱，KCL溶液顶替，打丢手等裸眼完井全部流程，效果得到甲方认可。
2 苏53-80-13CH井基本情况该井实际完钻井深4205m，窗口深度3025.9m，A点井深3537m，钻头通井到4170m遇阻，划眼憋泵，不再继续往下划眼，就此完钻，因为4170-4205m为泥岩段。
水平段长668m，裸眼段长1159.08m。
完井管柱下深4188m，裸眼压裂分段6段。
上部井段采用139.7mm生产套管下入至窗口，裸眼段采用118mm钻头裸眼完井，下入分段压裂完井管柱。
3 完井施工3.1 单磨通井①单磨通井到3800m，磨阻正常（不超过管柱正产磨阻8t），从3800m一直划眼到4188m，共划眼耗时12h;②单磨通井到底循环2周后短起下，短起下过程中，上提下放磨阻最大15t（到底旋转时候悬重75t，采用的钻杆为φ88.9mm 85特锥扣钻杆）;③短起下过程中都在正常磨阻之内，没有超过正常磨阻8t的现象（理论上最大不要超过正常磨阻的10t）。
苏里格气田致密砂岩气藏有效储层建模方法
苏里格气田致密砂岩气藏有效储层建模方法刘莉莉;徐文;石石;肖峰【摘要】苏里格气田为典型的河流相致密砂岩气藏,其有效储层的规模小、叠置形式多样、结构复杂;储层的平面和纵向非均质性强,难以进行精细刻画,气藏精细建模的难度较大.传统的确定性沉积相建模与随机性沉积相建模方法在单独使用时均存在较大的局限性,其地质模型与动态拟合的符合率偏低.以苏里格气田苏6加密试验区为研究对象,通过对沉积微相、有效储层规模及分布规律的研究,提出基于确定性沉积相建模与随机性沉积相建模相结合的分级沉积相建模方法,以动态分析成果约束相控的有效储层建模方法.该方法综合了单一传统建模方法的优点,加强动、静态参数的约束,提高了地质模型的精度,一次历史拟合符合率为52.4％,可以较好地反映储层实际情况.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2015(022)003【总页数】5页(P47-51)【关键词】致密砂岩气藏;有效储层建模;动态约束;沉积相模型;动态拟合;苏里格气田【作者】刘莉莉;徐文;石石;肖峰【作者单位】中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065000;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】TE319对于致密强非均质砂岩气藏的建模方法，中外学者已做了大量的研究［1-3］；但多数仅局限于传统的确定性沉积相建模或随机性沉积相建模方法阶段，且单独使用传统的确定性沉积相建模和随机性沉积相建模方法时均存在较大的局限性，其地质模型与动态拟合的符合率偏低。
尽管有国外学者尝试将储层的动态资料加入静态模型中，但尚未形成规律性的研究方法。
苏里格气田苏53_4井区水平井整体部署研究_朱新佳
当长度达到 1000m 后，总产量增速开始变缓。因此综 合经济、目前现有二维地震资料、原方案井网井距及工 程技术因素，确定水平段合理长度为 1000m。
（ 2） 水平段方位确定 考虑到苏 53 区块地应力方向主要是 70° ～ 80°， 水平井部署应该垂直于地层主应力方向，以北西 － 南 东向为优，即平行于构造线方向。为验证水平井方位 部署是否合理，设计了水平井垂直于地层主应力方向 与水平井与地层主应力方向成 45° 夹角两个模拟方 案 。模拟结果显示当水平段与地层主应力方向垂直 （ 即垂直于压裂缝方向） 时，气井生产过程中累积产 气量始终高于水平段与地层主应力成 45° 夹角时的 累积产气量（ 图 5） 。因此，苏 53 区块采取水平井的 方位与地层主应力垂直，即为 167°或 347°。
KEY WORDS： vertically fractured well，multi － branch，mathematical model，productivity
SELECTION OF RECOVERY TECHNOLOGY FOR GAS HYDRATE WITH DIFFERENT STORAGE FORMS
（ 2） 用 33 口水平井建成了 10 × 108 m3 / a 产能，相 当于 300 口直井的建产规模，实现了苏 53 区块低成
（ 1） 利用水平井整体开发低渗透岩性气藏具有 一定优势。水平井可以将一个以上在动态上互相分 割的多个储集体连接起来，增加薄层、低渗透率储层 的井控面积，减少供气死角，使气井的单井产量显著 提高。
（ 3） 水平井段在气层中的位置确定 对水平气井而言，由于不存在重力泻油作用，且 人工裂缝起到了很好的沟通储层垂向砂体的作用，水 平段处在储层中不同垂向位置时对其累积产气量影 响很小，总的来说水平段位于储层中部时累积产气量 最高，但这种优势并不明显。 2． 2 水平井整体部署 （ 1） 水平井井距论证 采用数值模拟技术，设计了井距为 300m、400m、 500m、600m、800m 五套井距模拟方案（ 图 6） 。模拟 结果表明，当井距小于 500m 时，单井采气受井间干 扰影响较严重［4］，压力下降较快致使产量降低，当井 距大于 500m 后，几乎没有受周边井影响，单井累积 产气量增加幅度不大。 （ 2） 水平井段目的层优化设计 由于苏里格气田储层纵向上多期叠置，有效单砂 体横向展布局限、复合连片，因此水平井段纵向上位 置应综合考虑提高储层动用程度。 本次设计以集中发育的含气层组（ 下转第 49 页）
苏53块水平井施工技术模板
苏53块水平井施工技术模板1 简介1.1地理资料井区：苏里格气田苏53块井别：开发井井型：水平井地理位置：内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗嘎鲁图苏木呼和陶勒盖嘎查东北约9500m构造位置：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带苏里格气田苏53区块。
1.2地质分层表4 地质分层表2 施工难点及解决的问题2.1施工难点通过对邻井施工情况以及钻井二公司长期在苏里格地区施工的经验分析，苏53水平井施工的主要难点为：2.1.1该区块直罗组地层易掉块、石盒子地层泥岩易坍塌，井壁稳定问题比较突出；2.1.2刘家沟、石千峰地层可能出现较大漏失现象，防漏任务较艰巨；2.1.3目的层为气层，而水平段长且平穿目的层，防喷工作极为重要；2.1.4本区块安定及直罗组地层倾角大，防斜打直与提速的矛盾较突出；2.1.5水平井段长，施工中存在岩屑床，岩屑携带困难；2.1.6水平段长，施工后期钻具拉力、扭矩大，易发生钻具断落事故。
2.2本区块施工中应解决的主要问题2.2.1二开裸眼井段长，直罗组泥岩发育，石盒子组泥岩易水化膨胀，防缩径、防坍塌；2.2.2上部井段防斜打直与提速的问题；2.2.3刘家沟、石千峰防漏问题；2.2.4预防井喷；2.2.5以预防钻具事故发生为主的防井下事故工作；2.2.6水平段施工中的岩屑携带、润滑问题。
注意：（1）￠172mm以上的螺杆钻具应选用立林生产的，使用时间80-120h；（2）￠120mm的螺杆应采用德州生产的，使用时间不超过60h。
3.主要施工技术措施3.1.各次开钻施工技术措施4.1.1.设备安装：所有钻井设备必须标准安装，达到平、稳、正、全、牢、灵、通、不刺、不漏，高压试运转一次成功,经甲方检查验收合格后方可开钻。
3.1.2.一开钻进（0-502.00m）3.1.2.1.一开钻具组合为: Φ311-320mm钻头＋Φ197-203mm直螺杆＋631/410托盘＋Φ178mm无磁钻铤×1根＋Φ178mm钻铤×8根＋Φ165mm钻铤×9根＋Φ127mm（18°斜坡）钻杆；3.1.2.2一开钻井参数为：钻压30-50KN，转速60-70rpm，排量35L/S（Φ180缸套），泵压8-10MPa。
油气田动态储量计算
苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算摘要运用气藏开发动态资料，选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量，故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。
为此，针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征，在动态资料不断补充和丰富的基础上，综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算，分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。
结论认为，苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量，Ⅰ类井平均单井动态储量为2936×104m3，Ⅱ类井平均单井动态储量为1355×104m3，Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×104 m3。
所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。
关键词鄂尔多斯盆地苏里格气田苏五区块低渗透储集层非均质性动态储量计算方法开发中后期调整方案气藏可动储量是指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下，已开发地质储量中投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时，可以从气藏中流出的天然气总量叫。
运用气藏开发动态资料，筛选与之相适应的动态计算方法才能准确确定动态储量[2-4]，而对不同气藏筛选气藏动态储量的计算方法具有十分重要的意义。
苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，是大面积分布的砂岩岩性气藏，主要产层为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段。
该气田储集层条件复杂，具有低丰度、低压、低渗、非均质性严重等特征。
针对苏里格气田低渗透、强非均质性特征，笔者分别运用气藏工程压降法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法对苏里格气田不同开发时期可动储量进行了计算[5-10]，分析了不同方法的适应性和可靠性，目的是筛选适合于苏里格低渗透强非均质气田可动储量的计算方法，对气田开发中后期调整方案制定以及气藏产能评价提供技术支持，这对苏里格低渗透强非均质气田开发中后期调整方案制定以及气藏产能评价都具有借鉴意义[11]。
工厂化之路——长城钻探苏53区块大平台提速启示录
工厂化之路——长城钻探苏53区块大平台提速启示录作者：杨孜孜等来源：《石油知识》 2014年第2期杨孜孜杨明董旭霞2014年第一天，长城钻探苏里格合作开发区块的苏53区块组合井大平台已投产运行半个月，天然气日产量达110万立方米，超过日产100万立方米的方案预期。
通过优化还能持续有所增长。
比产量更令人惊喜的是，作为集团公司部署的工厂化作业模式示范项目，苏53区决太平台创造了钻井工程提速的新纪录——10口水平井、2口定向井、1口直井，全部实现当年部署井位、当年征地垫井场、当年完钻、当年压裂、当年试气、当年投产。
比计划提前50天，同时大幅度降低了作业成本。
据介绍，在这个项目中起到龙头作用的3支钻井队分别使用的是两邯ZJ50机械钻机和一都ZJ30车载钻机。
主力设备无技术优势，也没有打过水平井的经历。
3位钻井队长在2013年年初接到任务时，都认为一年之内大平台不可能定工投产。
长城钻探如何完成这项“不可能完成”的任务？记者对苏53区块大平台施工的过程进行追踪采访，见证了工厂化作业模式的探索之路和强大优势。
一体化管理架起生产作业流水线苏53区块大平台井场在2013年夏季的施工景象，已深深地印在每一名员工的脑海中：宽200米、长300米的井场被护栏围起以防牛羊进入，13口井位呈两排平行分布其中。
一部ZJ30车载钻机在第一排的井位上快速打表层段，刚完成的上一口井表层段则在固井候凝中，而轨道液压装置正推拉警一部ZJ50机械钻机向表层段固井完毕的井位平移；在第二排的井位上，另一部50钻机在打水平段，LWD仪器已经下到井下跟踪气层；在相隔不足30米处，压裂机组实施双井同步压裂，而前一批完成压裂的气井在点火放喷试产、准备安装采气树……在同一个井场，集结这么多兵种，同时进行钻井、固井压裂、试气、投产等作业，对管理能力和技术水平提出了全新要求，更是大家前所未有的经历。
任相礼是长城钻探长庆分部工程技术部主任，被授权对苏53区块大平台项目进行一体化管理。
苏里格气田单井流量计选型优化
苏里格气田单井流量计选型优化作者：方旭东来源：《环球市场信息导报》2014年第03期苏里格气田目前采用高效低成本的开发模式，大量采用了智能化生产管理系统，流量计在生产指挥中发挥重要作用。
针对苏11、苏53区块生产的实际特点，结合几种单井流量计的现场使用效果分析，确定了内锥式流量计作为我区块生产中使用的主要流量计类型。
该流量计具有以下优点：精度高，零部件损坏率低，拆装方便、劳动量小，安全可靠，在苏里格气田苏11、苏53区块现场推广使用475口井，取得了较好的使用效果。
苏里格气田属于典型的“低渗、低压、低丰度”气田，开采难度大，技术要求高。
产品以天然气为主，伴生少量轻质油及地层水。
目前我项目部所属苏10、苏11两个区块开发方式以直井为主，苏53区块以水平井开发为主；目前投产井共计660余口。
单井生产的天然气通过管线在集气站进行集中增压后，将天然气输送到下游用气单位。
随着井数的增加，如何及时掌握每口井生产动态，及时处理井场出现的问题，便是工作的重中之重。
1 井场工艺流程目前所属区块推广实施的气井井口智能生产控制系统包括数据采集，无线传输，紧急截断，远程控制，电子巡井等几部分组成。
该文原载于中国社会科学院文献信息中心主办的《环球市场信息导报》杂志http：//总第543期2014年第11期-----转载须注名来源其中井口数据采集系统主要包括：流量计、套压变送器、油压变送器等设备。
流量计等设备采集的数据通过井口RTU远传系统，传回到生产调度中心。
通过对数据的监控，可以及时的了解该井的生产状态和存在的问题。
并可根据现场情况及时派出人员进行处理。
该系统可及时发现现场异常情况，极大的提高了工作效率和安全性。
而生产过程中流量计需提供准确的单井产量，以便于后期地质分析及工艺措施的开展，同时为智能化生产系统提供数据支持。
1.1井口工艺图2 旋进漩涡流量计简介：2.1工作原理与结构特征在入口侧安放一组螺旋型导流叶片，当流体进入流量传感器时，导流叶片迫使流体产生剧烈的旋涡流。
苏53区块低渗透砂岩气藏水平井随钻地质导向技术及应用
苏53区块低渗透砂岩气藏水平井随钻地质导向技术及应用井元帅【摘要】苏53区块是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏,单井产量低,建井数量多,直井开发经济效益差.为提高开发效益,采用水平井整体开发,并取得了良好应用效果.整体开发过程中,长城钻探形成了水平井整体优化部署、随钻地质导向、安全快速钻井和低渗气藏裸眼分段压裂等配套特色技术.其中,水平井随钻地质导向技术在开发过程中起到了重要的作用,也为同类气藏水平井随钻地质导向提供了有益借鉴和指导作用.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2012(026)004【总页数】3页(P101-103)【关键词】苏里格气田;苏53区块;低渗透砂岩气藏;水平井地质导向【作者】井元帅【作者单位】中国石油长城钻探工程有限公司,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE243.2苏53区块位于苏里格气田北部，主要目的层为二叠系石盒子组盒8段砂岩和山西组山1段砂岩，气藏埋深3 200～3 500 m，含气面积662.8 km2。
储层为河流相沉积，呈南北向条带状分布，岩性主要为岩屑砂岩，少量石英砂岩、岩屑石英砂岩。
有效储层为灰白色中粗砂岩、粗砂岩和含砾粗砂岩。
储集砂体非均质性强、连续性较差［1］。
2010年，苏53区块成为苏里格地区唯一利用水平井进行整体开发的区块，目前区块内共完钻水平井40口，平均砂岩钻遇率87%，投产水平井38口，平均单井日产气8×104 m3，取得了良好开发效果。
苏里格气田为河流相沉积，平面上受河道摆动影响，易出现岩性变化，地层具有多变性和复杂性［2］。
为应对这种复杂性，需对目的层在三维空间上进行刻画，建立精细地质导向模型。
首先，利用邻井电测曲线进行目的层段沉积微相划分，精细刻画水平井周围小范围内的沉积相图，预测目的层砂体在平面上的展布形态。
其次，绘制水平井周围隔夹层分布图，研究水平井周围隔夹层分布情况。
最后，在垂向上对目的层砂体进行刻画，以过水平段气藏剖面作为垂向地质导向模型，通过地质导向模型对目的层顶底界面及地层倾角进行预测。
苏53区块致密砂岩气藏水平井整体开发效果分析
苏53区块致密砂岩气藏水平井整体开发效果分析徐全昌【摘要】苏里格气田苏53区块为致密砂岩气藏,2010年在苏53-4井区开展了水平井整体开发试验.通过对试验区投产水平井生产特征的分析,对水平井试验区井网、井距、水平段参数进行了合理性评价,结果表明,试验区储层特点适合水平井开发,采用的开发方案和生产指标合理,试验区具有稳产10年的能力.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2013(027)006【总页数】3页(P76-78)【关键词】苏里格气田;苏53区块;致密气藏;水平井;开发效果【作者】徐全昌【作者单位】中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE347苏里格气田苏53区块为低压、低渗、低孔岩性气藏，2010年在该区块优选苏53－4井区为先导试验区，采用水平井整体开发。
试验区面积121.30 m2，地质储量为224.72×108 m3，已实施水平井48口，年产能力达到10×108 m3，取得显著的开发效果。
截止2012年7月底，试验区水平井日产气370×104 m3，累产14.8×108 m3。
1 水平井生产特征分析已投产水平井48口，初期平均单井日产12×104 m3，套压18.50 MPa；目前平均单井日产7.82×104 m3，套压9.62 MPa，平均单井累积产气4060.53×104 m3。
1.1 水平井生产特点（1）水平井单井无阻流量高。
根据一点法产能计算公式，对试验区2011年以前投产井进行无阻流量计算，水平井平均无阻流量为43.82×104 m3／d。
直井平均无阻流量为6.28×104 m3／d，水平井的无阻流量为直井的7倍左右。
（2）水平井平均单井日产量高。
统计试验区已投产水平井，初期单井日产气大于8×104 m3有37口，占投产井比例的94.8%。
论软着陆探层法在苏里格气田水平井的具体应用
论软着陆探层法在苏里格气田水平井的具体应用张良摘要：苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区。
区域构造上看处在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带，属内蒙古自治区鄂尔多斯市的乌审旗和鄂托克旗所辖，而苏53区块就位于苏里格气田的西北部，地处毛乌素沙漠腹地，地面海拔一般为1350～1510m。
属河流相砂体沉积，呈条带状分布，横向变化快，空间展布范围无法准确预测，储层纵向上多期砂体叠置，隔、夹层发育。
邻井较少，井控程度低，局部微构造变化不能事先识别。
在苏里格气田布置的水平井，经常存在着目的层滞后、提前、歼灭、目的层发育不理想的情况。
关键词：苏里格气田苏53块；辫状河沉积相；地质导向；随钻分析；水平井着陆；软着陆落靶成功率一、引言水平井技術，已经成为了当今油气开采的重要项目，实施水平井的开发的目的，就是要得到更高的油气产量，通过钻井开发，使水平段能够保证在油气层内穿梭，油气层能够得到最大、最优的后期开采，实施的依据是应用更大的接触层，提供更好的产量。
目前，我们通常把井斜大于86°的井，统称为水平井。
水平井在苏里格气田的成熟应用，更多的是技术创新的结果，目前国内多家钻井服务公司，对于疑难井的着陆，普遍采用着一种名为软着陆探层的打法，本文的重点，就是运用论点、数据以及成果来论证这种打法在苏里格气田的应用性，以及实施软着陆探层打法的依据、目的。
二、传统“机械式”着陆对于复杂水平井中靶周期的影响：在2014年施工的苏XX井的着陆施工过程中，同样发生了目的层变化的情况，该目的层进层后气测显示，并且中间有物性夹层，但是由于定向方采取传统的“机械式”着陆方法，此时井斜已经达到88.4°，在目的层存在物性夹层的情况下，依旧按照传统机械式着陆执行方案，没有给井斜调整预留足够的空间，加大了探层的困难性。
由于定向增斜和降斜都需要消耗定向时间，本井的探层时间较长，实钻A点靶前位移超过设计123.37m，浪费了部分水平段。
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首 先用气体稳 定 渗流 方程 推导 单 位厚 度采 气指 数 ， 根据测试 资料求取不 同测试层 的单 位厚度采 然后 气 指数 ， 立基 质 渗 透率 和单 位 厚 度采 气 指 数 关 系 建
图， 在关 系图 中按产能分 布情况标定 渗透率下 限 。 采用 苏里格气 田苏 １ 、 １ 、 ５ ０ 苏 １苏 ３区块盒 ８段 、
赫
一 旨
斟畸 辞
— 巨一
为： 声波 时 差 ／２ ０￣／ 深侧 向电阻 率 ≥１ １ ｍ， ＞ ２ Ｉ ｍ， ｓ ５１・
度 Ｉ５０ ， 气 饱 和 度 ≥４ ％ ， 透 率 为 ０ １ ＞ ．％ 含 ５ 渗 ． ｍＤ。
图版 符合 率 为 ９ ． ％ 。 ７６
泥 质 含 量 ≤ ２ ％ ，密 度 ≤ ２５ ｇ ｃ ０ ．０ ／ｍ ，孔 隙
地 址 ： １４ １ ） 宁盘 锦 市 兴 隆 台 区光 油街 油 气 岗 东 １０米 长 城钻 探 地 质 院 。 电话 ：０ ２ ７０ ８ １ － ｉ ｒｎｉｇｉｏｘａｇ １３ ｃｍ （２０ ０ 辽 ０ （ ４７）８０ ７ 。Ｅ ｍａ ：ｅｙ ｄｙｕｉ ＠ ６ ．ｏ ｌ ｎ ｎ １ ・ ７
Ｐ—平 均 原始 地 层 压 力 （ ａ ； ＭＰ ）
Ｐ 一地面标准压力（ ａ ； ＭＰ ） 互一原始气体偏差系数 ， 无因次量。
条， 测网密度 １２ ２４ ｍ， ． ｘ ．ｋ 实施评价井 ２ ５口。为了苏 ５ ３区块开 发需 求 必 须对 苏 ５ ３区块进 行 准 确 的储量 计算 ， 为此 利用 已经 取得 的资料进行 深人 细致 的综合
研究 ， 确定 了储量计 算 的各 项参数 ， 落实苏 ５ ３区块 含 气 面积 ８ ９ ０ ｍ ， 量 ９ ６ ２ ０ｍ。 ２． ｋ 储 ５ ． ×１ 。苏 ５ ３区块 的
储 量计算 为苏 ５ ３区块 的整 体开发奠 定物质 基础 。
２ 储量计算单元划分
苏里 格气 田苏 ５ ３区块 上古生界气 藏是 以岩性 圈 闭为特征 的层状 定容 气 藏 ， 构 造 为较平 缓 的单 斜 ， 其 根 据气藏 发育特征 及气藏平 面分 布 ， 结合勘探 现状及 储 量计算 要求 ， 次储量计 算在 ２个 层段 共划 分 为 ２ 本 个 计算单 元 即盒 ８段 和山 １段 。
特点及试 气产量 的分 布特征 ， 在保证 储能及产 能丢失
利用渗透率下限值 ， 在孔隙度与渗透率关系曲线 上求取 对应 的孔 隙度下 限。
由孔 一 渗关 系 图查得 盒 ８ 山 １二者 孔 隙度 下 限 、 值 均为 ５０ （ ４ 。 ． ％ 图 ）
．
符合 规 范 要 求 的基 础 上 ， 以单层 试 气 产 量 大 于 ５０ ｄ 为气 层下 限。 ０ｍ／ 作
・
天 然 气 勘 探 与 开 发
２１ ０２年 ７月 出版
综合研究 成果 ， 苏里格气 田苏 ５ 对 ３区块 盒 ８ 山 １ 、 储
地质、 测井 、 试和分析 化验资料综 合分析表 明 ， 测 苏里 格气 田苏 ５ ３区块 盒 ８ 山 １气 藏岩 性 、 、 电性 、 物
层展布形 态进行 综合 描 述 。在 区域 内采用 完钻 井 和 地震 资料相结合 圈定含 气 面积 。盒 ８段 ６２９ｋ ５．８ｍ 。
确定有效孔 隙度时， 必须用岩性分析资料进行标定 ； 同时提 出了原始含气饱和度 、 原始天然气体积 系数等其他计算 参数的确定 方法 ， 并对储量进行综合评 价。图 １ ２ ３参 关键词 天然气 容积法 储量计算 储量参数 储量评价 Ｊ —平均原始含气饱和度（） ｓ ｆ；
均 地 层 温 度 （ ） Ｋ ；
平 均及有 效厚度等 值线 面积权衡两种 方法对 比确定 。 苏５ ３区块含气 面积 内钻 遇盒 ８段 ２ ３口井 ， 有效
０． ０ｌ ０． １ １ １ ０
厚 度算术 平均值为 ９３ｍ， ．７ 面积权 衡值 为 ８６ 钻 遇 ． ｍ； 山１ １ 段 ５口井 ， 有效厚 度算术平 均值 为 ４５ ｍ， ．６ 面积
咖
ｍ ｍ
图 ２ 山 ８段 砂 岩储 层 四性 关 系 图
ｌ ００ Ｏ０ ０
及 致密夹 层 的起 扣厚 度分 别 取 ０ ４ ０ ２ ． ｍ、． ｍ。单井 有 效 厚度 的划分 以测 试资料 为基 础 ， 以岩石物性及 测井
资料为主 要依据 ， 结合录井及 气测 资料共 同确定 。储 量 计算 中含气面积 内有 效 厚度 的选 取 采用 井 点算 术
图 ６ 盒 ８段 、 １ 砂 岩储 层 测 井 孔 隙度 与 含水 饱 和 度 交 会 图 山 段
３ ３ 有效 孔隙度解释 方法 ．
山 １ ＝ ．２ Ａ 一 ．３ （ ） ２ ． ６ ： ０ １９ ｔ０ ０ １ 一 ２ ９
盒 ８段选 用 了气 田内岩 电归位 好、 心较全 的 ６ 取
（） １ 储层 四性 关系研究
图 １ 盒 ８段砂 岩 储 层 四性 关 系图
（） ２ 物性下 限
（ ） 限验证 ３下
・渗透率下 限
为验 证 上述下 限 的合理 性 ， 择 苏 ５ 选 ３区块 相应 物性下 限值 附近 正 在 生 产 的 苏 ５ — ３ ４井 、 ５ — １ 苏 ３ ２ 井 ， 产结果证实上 述下 限值 附近 的井均具 有一定 的 生
１ 储 量计 算 方 法
根据《 苏里格 地区天然气基本探 明储量计算 办法 》 要求 ， 结合本区勘探 开 发现 状 ， 苏里 格气 田苏 ５ ３区块 新增基本探 明储量计算 采用容积法 ， 计算公式如下 ：
Ｇ－０ ０Ｍ －， ． ｈ ｌ＿ ｓ
３ 储 量 参数 的研 究及 确定
汞、 相渗透 率和测井计 算三种方 法 （ ８ 对 比确定 。 图 ）
相关 系数 Ｒ ＝０ ７ ３ ２ ．４
式中 ：
一
口井 ５７ ３ 个层点 ， １ 山 段选取气 田内取心较全 的 ６口井 ６ ６个层点 （ ７ ， 图 ）分别进行实测孔隙度与声波 时差 、 泥 质含量 回归分析 ， 得出测井孔隙度解释公式如下 ：
盒 ８ ＝ ．３ Ａ － ． ５ （ ， － ３ ９ ： ０ １２ ｔ０ ０ １ ｖ ） ２ ． ７ ｈ
盒 ８段和 山 １段采用 ６口井 ３ 个 层点 的孔 隙度 ７
研究 区盒 ８段 、 １段 含 气饱 和度 采 用 高压 压 山
测定值对测井计算的孔隙度值进行验证 ， 绝对误差小 于 １５ 的层 点 占 ９ ．％ ， ．％ ４６ 计算 精 度 达 到储 量计 算 规 范要求 。
上述 验 证 显 示相 对 误 差呈 正 态分 布 ， 望值 为 期
３ １ 含气 面积 圈定 结果 ． 盒 ８山 １ 、 储层 严格受砂 体展布 及物性控 制 ， 因此
在含气面积圈定 中充分利 用地震 储层 横 向预 测成 果。
层位标定利用合成地震记 录 ， 出发 ， 从井 标定 出区域标
志层—石 炭系本溪组煤层和其它地质 界面在常规地震
式 中： Ｇ 天然 气 原 始 地 质储 量 （０ Ｉ ） 一 １。 ； ｎ Ａ 含 气 面 积 （ ｍ ） 一 ｋ ； ＾ —平 均有 效 厚 度 （ ； ｍ）
一
剖面上所 对应 的反射 同相轴（ 波峰或波谷 ） 。
苏里格气 田苏 ５ ３区块进行储层 厚度预 测应用 的
平均有效孔隙度 （） ｆ；
主要技术为波形特征分析技术和测井约束 Ｓ ａ 波 ｔｔ ｒａ 阻抗 反演技术 。充分应 用钻井 资料 、 地震储 层预测及
作者简介 任 茵， １８ 年 出生 ， ０ 女，９ ５ ２ ８年毕业于 中国石 油大学（ 东） 地质学， ０ 华 ， 学士学位 ， 助理工程 师； 现从 事油气田地质开发研 究工作 。
权 衡值为 ４ ４ ． ｍ。
渗 透奉 （ ｍＤ）
图 ３ 盒 ８ 山 １砂岩 储 层 单 位 厚 度 采气 指 数 与 渗 透 率关 系 图 、
（） ５ 有效 厚度 的确 定 根据 现有测井 资料 的分辨能力 ， 有效厚 度 的起 算
储量计 算选 用 面积 权衡 值 ， ８ 、 １段有 效 盒 段 山
声 波 时差 解 释孔 隙度 （ ） ％ ；
泥 质 含 量 （ ） ％ 。
△一校正后 的声波时差值 （ ／ ； ｓｍ）
一
相关 系数 Ｒ ０８４ ．０
１０ ８
２０ ０
２ ２０
２０ ４
２６ ０
２０ ８
声波时差 （ ｍ ）
图 ７ 盒 ８段 、 １ 砂 岩储 层 分 析 孔 隙度 与 声 波 时差 关 系 图 山 段
１
２０ ０
２ ２０
２ ４０
２ ６０
声波时差 （ ｓｍ） ，
图 ５ 盒 ８ 、 １段 砂岩 储 层 深侧 向 电阻 率 一 波 时差 交 会 图 段 山 声
４
８
１ ２
１ ６
２ ０
０
６
１ ０
１ ６
井计算孔隙度 （ ％）
测并计算孔 瞎度 （ ％）
山 １ 含气面 积为 ３ ３ ０ ｋ 段 ７ ．５ｉ 。 ｎ
３ ２ 有效厚度 下限标准 ．
性 和含气性 特 征关 系 明显 （ １ 图 ２ 。 总体 来 看 ， 图 、 ）
含气 性受物性控 制 、 物性受 岩性影 响 ， 电性对 岩性 、 物 性 和含气性 的差异及变化 有 明显 的识别能力 。
一
０ 引言
苏５ ３区块 位 于苏 里格 气 田 的西北 部 ， 区域 构造
地 面标 准温 度 （ ； Ｋ）
属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带。该区块 由长 城钻 探工 程 有 限公 司于 ２ ０ ０ ８年 ４月 中标 ， 中标 前 区
块 内原有探井 ４口， 区块未上 报天然气 地质储 量 。中 标后 ， 长城公 司共 补充 部 署 并 实施 二 维 地震 测 线 ４ ６