苏里格气田水平井高效建产技术_杨志伦

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苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用

苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用摘要：苏里格气田是典型的“三低”气田，为最大限度提高单井产量，水平井动用储量大，相当于3-5口直井的产量，是提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。

积极探索水平井开发技术，逐步形成了不动管柱水力喷射压裂、裸眼封隔器分段压裂、裸眼遇油膨胀封隔器分段压裂三种主体技术及多种配套技术。

关键词：苏里格气田水平井改造技术技术应用一、气井改造背景苏里格气田是典型的“三低”气田。

水平井动用储量大，相当于直井的3-5口井的产量，因此在是减轻单井管理工作量、提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。

2006年苏里格气田规模开发以来，随着地质认识及储层改造技术的完善和提高，2008年重新开始了水平井的开发试验，2009-2011年实施了苏平36-6-23、苏36-7-19H、苏36-18-10H、苏36-11-16H等32口水平井，取得了十分喜人的效果，为苏里格气田水平井储层改造等技术发展积累了宝贵经验。

根据苏里格气田地质特点，以提高单井产量为目标，逐渐形成了三种分段压裂改造主体工艺技术及多种配套技术。

二、水平井储层改造主体工艺技术1.水力喷射分段压裂技术水力喷射分段压裂技术原理是根据伯努利方程，把压能转变为动能，油管流体加压后经喷嘴喷射而出的高速射流，在地层中射流成缝。

该工艺通过一次下入水力喷砂压裂管柱，将喷射器分别对准上下气层射孔段，首先对下层实施水力喷射射孔、压裂，再投球打开喷砂滑套，并封堵下层，再对上层实施水力喷射射孔、压裂施工，依次由下至上对各气层进行逐层压裂改造，最后合层排液求产。

主要工艺技术步骤：⑴通井、洗井、试压、下入水力喷射分段压裂组合钻具；⑵泵入基液和携砂液喷砂射孔；⑶关闭套放闸门，按照设计环空排量或环空最高压力所允许的最高泵速由环空泵入胍胶基液、按照设计由油管泵入交联胍胶及携砂液；⑷顶替，投球封堵下层打开上一层喷嘴，对第二层进行水力喷砂射孔压裂。

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。

《2024年苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》范文

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言苏里格地区是中国重要的致密气藏区之一，随着国家对清洁能源需求的增加，对该区域的致密气藏的开采及产能模型研究具有重要意义。

水平井技术作为当前致密气藏开发的主要手段，其产能模型的建立与开发指标评价对于指导现场生产、优化开发方案具有重要作用。

本文旨在通过对苏里格致密气藏水平井的产能模型进行研究，并对其开发指标进行评价，为该区域的致密气藏开发提供理论支持和实践指导。

二、研究背景及意义随着油气资源的日益紧缺，致密气藏的开发成为国内外研究的热点。

苏里格地区以其丰富的致密气藏资源，成为国内致密气藏开发的重要区域。

水平井技术因其能够提高单井产量、降低开采成本等优势，在致密气藏的开发中得到了广泛应用。

因此，对苏里格致密气藏水平井的产能模型进行研究及开发指标评价，对于提高该区域的致密气藏开采效率、优化开发方案、保障国家能源安全具有重要意义。

三、产能模型研究1. 模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本文建立了基于水平井的产能模型。

该模型考虑了地质因素、工程因素以及经济因素等多方面因素，通过分析水平井的渗流规律、储层物性、流体性质等因素，建立了产能预测模型。

2. 模型验证为验证模型的准确性，本文收集了苏里格地区水平井的实际生产数据，将模型预测结果与实际生产数据进行对比分析。

通过对比分析，发现模型预测结果与实际生产数据基本吻合，证明了模型的可靠性。

四、开发指标评价1. 评价指标体系建立本文从产量、采收率、经济效益等方面建立了开发指标评价体系。

通过对苏里格致密气藏水平井的实际生产数据进行统计分析，得出各指标的评价标准。

2. 指标评价方法及结果根据建立的指标评价体系，本文采用了定性与定量相结合的方法，对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行了评价。

评价结果显示，苏里格地区的致密气藏具有较高的开采潜力，水平井技术能够有效提高单井产量和采收率。

同时，通过优化开发方案，可以提高经济效益和社会效益。

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》范文

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言随着能源需求的不断增长，致密气藏的开采逐渐成为国内外油气勘探的重要方向。

苏里格地区拥有丰富的致密气藏资源，而水平井技术的运用在提高该类气藏的开发效率和产量方面发挥了重要作用。

本文以苏里格致密气藏水平井为研究对象，进行产能模型的研究和开发指标评价，旨在为该地区的气藏开发提供理论依据和技术支持。

二、研究背景及意义苏里格地区作为我国重要的致密气藏产区，其气藏具有低孔、低渗、非均质性强等特点。

传统的直井开采方式在面对此类气藏时，往往难以达到理想的开采效果。

而水平井技术以其长水平段和多点接触的优势，能够更好地适应致密气藏的开采需求。

因此，研究苏里格致密气藏水平井的产能模型和开发指标评价，对于提高该地区的气藏开采效率和经济效益具有重要意义。

三、产能模型研究（一）模型建立本文基于苏里格致密气藏的实际情况，结合水平井开采的特点，建立了相应的产能模型。

该模型主要考虑了气藏的物理性质、地质特征、工程参数等因素，以及水平井的渗流规律和开采过程中的动态变化。

（二）模型分析通过对模型的深入分析，我们发现水平井在开采过程中，其产量受多种因素影响，如气藏的渗透率、储层厚度、井筒几何形状等。

同时，我们还发现通过优化工程参数和开采策略，可以进一步提高水平井的开采效率和产量。

四、开发指标评价（一）评价指标选取针对苏里格致密气藏水平井的开发指标评价，我们选取了以下评价指标：采收率、产能利用率、投资回报率等。

这些指标能够全面反映水平井在致密气藏开发过程中的综合效益。

（二）评价方法及结果分析我们采用了定性和定量相结合的评价方法，对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行了评价。

结果表明，通过合理优化工程参数和开采策略，可以有效提高采收率和产能利用率，从而获得更高的投资回报率。

同时，我们还发现，在开发过程中需注意环境保护和可持续发展的问题。

五、结论及建议通过对苏里格致密气藏水平井的产能模型研究和开发指标评价，我们得出以下结论：水平井技术对于提高致密气藏的开采效率和产量具有显著优势；通过优化工程参数和开采策略，可以进一步提高水平井的开采效率和产量；在开发过程中需注重环境保护和可持续发展的问题。

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言苏里格地区是中国重要的致密气藏区之一，具有丰富的天然气资源。

然而，由于其致密性的特点，传统开发方法在苏里格地区的效率受到限制。

水平井技术作为一项新型开发技术，已经在该地区得到了广泛应用。

为了更准确地评估水平井的产能，建立合适的产能模型和开发指标评价体系至关重要。

本文旨在研究苏里格致密气藏水平井的产能模型，并对其开发指标进行评价。

二、研究背景及意义随着能源需求的不断增长，致密气藏的开发已成为国内外研究的热点。

苏里格地区作为中国致密气藏的重要区域，其开发潜力巨大。

然而，由于致密气藏的特殊性，传统开发方法难以满足高效、低成本的开发需求。

水平井技术作为一种新型开发技术，具有提高采收率、降低开发成本等优势，在苏里格地区得到了广泛应用。

因此，研究苏里格致密气藏水平井的产能模型及开发指标评价，对于指导该地区的致密气藏开发、提高采收率、降低开发成本具有重要意义。

三、产能模型研究（一）模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本文建立了基于水平井的产能模型。

该模型考虑了致密气藏的物理性质、地质条件、工程因素等多方面因素，通过数学方法对水平井的产能进行描述和预测。

（二）模型参数确定模型参数的确定是产能模型研究的关键。

本文通过收集苏里格地区的地质资料、工程数据等，结合现场试验数据，对模型参数进行确定和优化。

同时，采用数值模拟方法对模型进行验证和修正，确保模型的准确性和可靠性。

（三）模型应用经过参数优化和验证的产能模型，可广泛应用于苏里格地区的致密气藏开发。

通过该模型，可以预测水平井的产能、优化井网部署、制定合理的开发方案等，为苏里格地区的致密气藏开发提供有力支持。

四、开发指标评价（一）评价指标体系建立为了全面评价苏里格致密气藏水平井的开发效果，本文建立了包括产能、采收率、经济效益等多方面的评价指标体系。

通过对各项指标的综合评价，可以全面了解水平井的开发效果和潜力。

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》

《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言随着全球对清洁能源需求的日益增长，致密气藏的开发已成为国内外能源领域的研究热点。

苏里格地区作为我国重要的致密气藏之一，其开发潜力和经济效益日益凸显。

本文针对苏里格致密气藏水平井的产能模型进行研究，并对其开发指标进行评价，以期为该地区的致密气藏开发提供理论依据和技术支持。

二、苏里格致密气藏概述苏里格地区位于我国某盆地，具有丰富的致密气藏资源。

该地区的气藏具有低孔、低渗、非均质性强等特点，给开发带来了较大的挑战。

水平井技术因其能够增加泄油面积、提高采收率而被广泛应用于该地区的致密气藏开发。

三、水平井产能模型研究1. 模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本文建立了水平井产能模型。

该模型综合考虑了气藏地质特征、工程参数及生产动态等因素，通过数值模拟方法对水平井的产能进行预测。

模型包括气藏物理模型、渗流模型、产能预测模型等。

2. 模型应用通过将模型应用于苏里格地区实际水平井的开发，验证了模型的可靠性和有效性。

同时，通过对不同参数的敏感性分析，为优化开发方案提供了依据。

四、开发指标评价1. 评价指标体系构建本文构建了包括经济效益、技术可行性、环境影响等方面的评价指标体系，对苏里格致密气藏水平井的开发进行全面评价。

2. 评价方法及结果采用定性和定量相结合的评价方法，对苏里格地区水平井的开发指标进行评价。

评价结果表明，该地区的致密气藏开发具有较高的经济效益和技术可行性，但需关注环境影响及地质条件变化对开发效果的影响。

五、结论与建议1. 结论通过对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究及开发指标的评价，本文得出以下结论：（1）建立的产能模型能够较好地预测苏里格地区水平井的产能；（2）该地区的致密气藏开发具有较高的经济效益和技术可行性；（3）需关注环境影响及地质条件变化对开发效果的影响。

2. 建议（1）继续优化产能模型，提高预测精度；（2）加强地质勘探工作，为开发提供更准确的地质资料；（3）关注环境影响，采取环保措施，确保开发过程的可持续发展；（4）根据实际情况调整开发方案，确保经济效益和技术可行性的平衡。

苏里格气田大位移水平井苏6-16-1H井身轨迹控制技术

苏里格气田大位移水平井苏6-16-1H井身轨迹控制技术【摘要】本文以开发苏里格地区的第一口水平井苏6-16-1井施工为例，介绍了内蒙古苏里格地区施工长水平段气井的钻井施工轨迹控制经验，以期对本地区后续同井型水平井施工有一定的指导意义。

【关键词】鄂尔多斯盆地伊陕斜坡;长水平段;轨迹控制0.概述鄂尔多斯盆地位于中国中部地区，面积约25×104km2，盆地南部中生界富含石油，中北部古生界富集天然气。

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中部，是我国陆上目前已发现的最大天然气田，自2000年开展系统评价勘探以来，已在上古生界二叠系碎屑岩地层中获得天然气三级储量8606167×108m3。

苏6-16-1H构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的一口水平井，井深5173m，垂深3346.00m，水平段长1500m，靶点9个；实际完钻井深5683m，垂深3346.46m，水平段长2011m，靶点12个，同时打破苏里格气田水平井水平段长度、砂岩段长度及有效储层钻遇率最高两项记录。

该井由胜利钻井工程技术公司提供技术服务，施工全程采用国产海蓝YST-48R无线测量仪器，准确控制了井眼轨迹，实现了2011m水平段中砂岩穿透率90%以上，达到了地质、工程设计目的。

1.苏6-16-1H实钻施工1.1伊陕斜坡构造特点鄂尔多斯盆地总体构造形态表现为边部构造发育，内部为一地层倾角不足1°的西倾大单斜，苏里格气田处在伊陕斜坡的北部中段，为宽缓西倾的单斜，平均坡降为3～5m/km。

盒8段储层主要为石英砂岩，石英含量较高，一般为80%～90%；其次为岩屑，岩屑含量为8%～12%，主要为变质岩岩屑和少量火成岩岩屑，仅局部层段偶见少量长石颗粒。

砂岩多以中粗粒、粗粒结构为主，为再生式—孔隙式胶结；岩屑含量相对较高，局部可达30%以上，主要为火成岩岩屑和中浅变质岩岩屑，以中—粗粒结构为主，为孔隙式胶结。

紧邻以石英为主的西部物源区，地理位置独特，石英含量较高，粒度较粗，分选较好，抗压实能力强。

苏里格气田东区水平井快速钻井技术

由５００ｍ逐渐缩短至３５０ｍ，出现增斜段加长、造斜率难
度大、复合钻进率低等现象。由于ＰＤＣ钻头稳定性差，Ｔ具面变化幅度大，滑动效率差，极大地限制了
通过表ｌ数据对比，在苏里格气田东区水平井斜井
ＰＤＣ钻头在斜井段广泛使用；而且在水平段施Ｔ中ＰＤＣ钻头抗研磨性弱、钻遇泥岩后钻头泥包现象严重
（见图１）、地层稳定性差、水平段钻进时轨迹调整频繁
段钻井施丁中优选并推广ＭＤ６６５Ｄ钻头，进行钻进。通过表２数据对比，在苏里格气田东区水平井水平
段钻井施工中优选并重点推广ＤＤ６５Ｃ钻头进行钻进。
表３苏东ｘ０一Ｘ８Ｈ井钻井液－眭能统计情况
炭质泥岩。通过调整钻井参数１．５ｈ并成功解卡，随后
下放钻具探井底遇阻，划眼憋钻，憋泵，上提有遇卡显
示，井口有坍塌岩屑（最大直径４ｃｍ，厚度１．５ｃｍ）返出。经过２０ｄ处理井塌，期间划眼困难，考虑引起次生风险决定套管开窗侧钻。该井从处理井塌、套管开窗
图１ＰＤＣ钻头使用情况
表１苏里格气田东区水平井斜井段钻头钻速对比
泥岩段等技术瓶颈，并逐步形成一套适合气田的水平
井安全快速钻进技术，提高钻井速度、缩短钻井周期，以此达到苏里格气田东区水平井规模开发，并达到气

苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术

◄钻井完井►doi:10.11911/syztjs.2020083苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术史配铭，薛让平，王学枫，王万庆，石崇东，杨勇（中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司，陕西西安 710018）摘　要: 苏里格气田致密气藏水平井钻井时存在机械钻速低、地层井漏坍塌漏并存、钻井周期长等问题。

为此，在分析钻遇地层情况和钻井技术难点的基础上，开展了 “工厂化”水平井钻井模式优化、“高效PDC钻头+大功率螺杆”激进参数钻井技术、不同偏移距井眼轨迹控制模式优化和强抑制低密度CQSP-4防塌钻井液分段优化等研究，形成了苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术。

2019年苏里格气田应用致密气藏水平井优快钻井技术完钻56口井，平均机械钻速12.76 m/h，钻井周期39.12 d，建井周期52.20 d，较2018年平均机械钻速提高了23.16%，钻井周期缩短了23.71%，建井周期缩短了16.02%。

研究与应用表明，苏里格气田致密气藏水平井钻井关键技术提速效果显著，为苏里格气田致密气藏高效开发提供了技术支撑。

关键词: 致密气藏；水平井；工厂化；激进参数钻井；井眼轨迹；苏里格气田中图分类号: TE242 文献标志码: A 文章编号: 1001–0890（2020）05–0027–07Optimized Fast Drilling Technology for Horizontal Wells in the TightGas Reservoirs in Sulige Gas FieldSHI Peiming, XUE Rangping, WANG Xuefeng, WANG Wanqing, SHI Chongdong, YANG Yong (Changqing Drilling Company, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co. Ltd., Xi’an, Shaanxi, 710018, China) Abstract: Problems occur when drilling horizontal wells in the tight gas reservoirs in Sulige Gas Field. They include low ROP, contradiction between formation collapse and lost circulation, long drilling cycles, etc. By analyzing the formation drilling challenges, technical research of factory drilling of horizontal wells was conducted to determine the best path forward. The areas studied included drilling mode optimization, “high efficiency PDC bit + high-power PDM” aggressive drilling technology, mode optimization of wellbore trajectory control technology with different offsets and sectional optimization of strongly inhibitive low-density CQSP-4 anti-collapse drilling fluid system. After the study was completed, recommendations were made regarding forming a new optimized fast drilling technology for horizontal wells in the tight gas reservoirs in Sulige Gas Field. In 2019, this technology was applied in 56 wells in Sulige Gas Field, with an average ROP of 12.76 m/h, an average drilling cycle of 39.12 days, and a well construction period of 52.20 days. Compared with those in 2018, in 2019 the ROP increased by 23.16%, the drilling cycle was shortened by 23.71% and the well construction period was reduced by 16.02%. The research and application showed that the key technology for horizontal wells drilling in the tight gas reservoirs in Sulige Gas Field had a remarkable effect on drilling acceleration, which provided technical support and the basis for best practices for the efficient development of the tight gas reservoirs in Sulige Gas Field.Key words: tight gas reservoir; horizontal well; factorization; aggressive drilling; hole trajectory; Sulige Gas Field苏里格致密气藏属于典型的低渗、低压、低丰度、大面积分布的多层系致密砂岩气藏，气藏埋深3 000～3 500 m，探明天然气地质储量2.85×1012 m3，由于采用常规井开发单井产量太低，无法满足经济开发要求，水平井开发成为苏里格气田提高单井产量及采收率的重要手段。

苏里格气田水平井造斜增斜段井壁稳定控制

［收稿日期］２０１２—１２—２４［作者简介］韩伟超（１９８３一），男，工程师，硕士生，现主要从事钻井工程技术管理方面的研究工作。
第１Ｏ卷第１４期
韩伟超等：办里格气田水平 பைடு நூலகம் 造斜增斜段井壁稳定控制
时，作用在井壁岩石上的３个主应力、、吼分别为。］：ｆ１：Ｐ～鄙（Ｐ～Ｐ）一ｐ
ｊ１
一
１Ｉ：１
在大段泥岩，脆性强，极易发生井壁坍塌掉块现象。通过对 “ 双石组 ” 地层井壁失稳机理分析，进行井壁稳定性研究，进而提出了井眼轨迹优化、钻井液体系优选及性能优化、钻头优选、现场施工等方面的
长江大学学报（自科版）２０１３年５月号石油中旬刊第ｌｏ卷第１４期ＪｏｕｒｎａｌｏｆＹａｎｇｔｚｅＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙＮａｔＳｃｉＥｄｉｔ）Ｍａｙ．２０１３，Ｖｏ１．１０Ｎｏ．１４
井壁失稳是岩石力学、钻井液化学以及现场施工人员的操作共同作用的结果，维持硬脆性泥岩井壁稳定，不能盲目提高钻井密度，另外上部的刘家沟地层易漏失，钻井液的封堵性更重要，钻井液性能不稳
定，不能很好地支撑井壁，造成造斜增斜段先期井壁剥落，无法形成致密泥饼，为后期施工埋下了隐患。

苏里格气井水平井快速钻井配套技术

苏里格气井水平井快速钻井配套技术摘要：随着苏里格气田的不断开发，水平井规模开发已成为苏里格开发的重点。

由于苏里格气田水平井钻遇气层多为薄产层，尖灭快，地质构造复杂，地质导向预测不准等原因，钻井过程中遇到许多影响因素，对钻井提速造成很大困难。

结合今年水平井现场施工情况，分析了影响钻井提速的因素，提出预防措施及改进和研究方向，达到安全、快速、高效钻进的目的。

关键词: 钻井提速预防措施轨迹控制钻井液随着水平井钻井工艺技术的不断成熟，水平井开发达到了预期的效果。

但是近年来的水平井钻井施工，也遇到了各种各样的情况，严重影响了钻井的施工速度，直接影响钻井效益。

因此就影响苏里格气田水平井钻井提速的一些因素进行分析，以便找到钻井提速的有效措施。

2. 制约提速因素2.1. 地质因素的影响2.1.1 地层稳定性差，增斜井段增斜困难，水平段稳斜困难。

2.1.2 气层位置不确定性，增加了轨迹控制难度。

2.1.3 地层的特殊性，地层缺失。

2.1.4 地层倾角的影响，方位漂移。

2.1.5 地层压实程度差，承压能力低，易发生井漏。

2.2 钻井因素的影响2.2.1 水力作用的影响排量大，对井壁冲刷严重，井径扩大率大，影响增斜、稳斜效果。

2.2.2 钻井参数的影响钻井参数不合理达不到单弯螺杆理想的造斜率。

通常钻压大，转速低增斜率高，反之，增斜率则低。

2.2.3 摩阻和扭矩的影响由于水平段长、井斜角大，钻具贴于下井壁，重力效应突出，上提、下放钻具的阻力增加，钻进加压困难；钻柱摩擦阻力大、扭矩大，下部钻具易屈曲，传递扭矩困难，机械钻速大为降低。

2.2.4 钻井液的影响钻井液是钻井施工的血液，钻井液性能的好坏与地层的适应情况对钻井施工来说至关重要，甚至说钻井液性能是决定一口井成败的关键。

钻井液性能差，水力清除井底岩屑的能力也大大降低，在很多情况下因岩屑不能及时清除而导致重复破碎，甚至泥包，致使钻头的机械钻速下降。

严重的易发生堵水眼、缩径、掉块、井塌、油气侵、井漏、长井段的划眼、倒划等复杂情况，引起砂卡、粘卡、键槽卡钻等事故。

浅析苏里格气田水平井钻井技术

148苏里格气田地质结构复杂，单井产能较低，且中小型边际油气田多。

在天然气开发开采过程中，为了提高产能降低投入成本成为现在发展的主要目标。

进行水平井钻井施工在某种程度上是可以大幅提升单井产能的，水平井钻井技术具有高产、高能及高效的显著特点，可有效的对边际油气田采收率进行一定的提高。

1 苏里格气田地质情况苏里格气田气田上古生界含气层段山西组、下石盒子组，以曲流河、辫状河三角洲沉积，由东北向西南方向倾斜的单斜构造，发育多排小幅度鼻状隆起，砂体较厚，为多层薄段叠加，呈南北方向展布，主力产气层为盒8、山1、山2 。

苏里格气田气田下古奥陶系马家沟组主要发育白云岩气藏，构造上整体为西倾单斜，发育低幅度鼻状隆起，储层主要发育晶间孔及晶间溶孔，孔隙结构为小孔细喉，储层厚度大，气层发育，具有较强的储集能力和产气能力，但非均质性较强，开发难度大，主力产气为马五4~马五6。

2 水平井钻井技术水平井是指油层中井眼延伸至一段距离且井斜角达到85°以上的井，水平井的主要特点是井眼在油层中较长的延伸距离。

水平井的开发一般多用于裂缝性油气藏或者薄油气层的油气井。

水平井按照技术类型可以分为分支水平井、水平井、套管侧钻水平井等。

按照生产用途可分为生产水平井、横向勘探水平井及注入水平井等。

2.1 套管钻井技术套管钻井技术就是利用套管替代钻杆对钻头施加扭矩和钻压，从而在钻井过程中不再使用钻杆钻铤。

套管钻井技术是提高钻井安全施工的一种技术手段。

套管钻井技术的应用能够有效的减少井喷及卡钻事故的发生。

利用套管钻井技术可以使得下钻时间减少，采取钢丝绳起下钻使得时间缩短1/5，并且套管技术消除了起下钻钻杆带来的抽汲作用。

2.2 欠平衡钻井技术气体钻井、雾化钻井、充气钻井液钻井、常规钻井液钻井、泥浆帽钻井都可以称之为欠平衡钻井，欠平衡钻井是比较常规的钻井技术。

然而该项技术由于高昂的钻井液成本费用及完井测井等技术方面的不足存在一定的缺陷。

浅谈苏里格致密气藏水平井生产技术

72当前，油气资源紧缺，非常规油气资源作为一种新型的接替资源在油气储量和产量中占据的比重也是在日益提升。

作为一个成长中的大国，就经济发展而言，对石油和天然气资源的需求也在增长。

随着我国发现大量的石油和天然气，最重要的气田之一苏里格气田，在经济发展中发挥着重要作用。

但是，由于鄂尔多斯盆地的气藏表征的限制，导致苏里格气田的建设仍然存在很多问题，因此有必要不断提高开发技术水平，以更好地对该气田进行开发。

本文针对水平井开发技术进行研究，以促进对苏里格气田的有效开发。

由于苏里格气田水平井开发技术的突破，天然气行业水平井的数量从2010年的29个增加到现在的903个，水平井对天然气生产的贡献从2010年的5.2％上升到今天的36.3％。

由于水平井的生产源数量，使用寿命和低效率渗出源的数量逐年增加，水平井的管理逐渐变得更加困难。

降低水平井压力，防止地表结砂，有效地增加气井的连续性和稳定生产时间，保护气井，合理利用资源和降低管理成本非常重要。

水平井进入生产阶段后，需要采取技术来排除井筒积液，以确保生产阶段中气体的有效利用，以及提高采收率和科学高效开发。

一、苏里格气田地质表征概述苏里格气田在我国的鄂尔多斯地区，位于我国内蒙古和陕西省中间。

苏里格气田是典型的固体砂气储层，在实际测试后发现，其地地质具有“低渗透和低压”的特征。

该地区的湖泊复杂多样，具有很强的非均质性，活跃的带状堤坝，水平和垂直分布都被隔离，这使得对储层有效预测变得困难。

砂岩通常从北向南分布，并具有标准的通道布局和交叉点。

砂岩非常普遍，但气砂岩只是其中的一部分，它们仍散布在单根或细根，连续的纤维中。

管路连接不良会造成气井储存管理不善，生产效率低下，部分地区还可能出现气土关系。

统计数据表明，该地区约88.0％的砂体小于5m，14.9％在5-10m之间，仅2.0％大于10m。

表观气孔率为9.12％，基本孔率为0.681mD。

基本上，可以通过以下三点来解释天然气地质储层的特征。

苏里格气田特殊开采模式下的气井产能计算方法

苏里格气田特殊开采模式下的气井产能计算方法
李建奇;杨志伦;嵇业成;陈启文
【期刊名称】《天然气工业》
【年(卷),期】2007(027)012
【摘要】苏里格气田目前已进入大规模建产开发阶段,在现有开采模式下通过优化简化工艺,气井普遍不再采用"一点法"放空求产,压裂排液结束后直接接入流程生产.在此条件下,现场摸索出一套气井产能计算的新方法,该方法是以前期勘探、评价阶段的气井测试资料为基础,从气井压裂排液过程中短期压力恢复速度与无阻流量之间的关系入手,通过归纳分析和进一步推导,最终确定两者之间的线性关系进而获得气井产能的计算新方法.该方法是针对苏里格型气田特殊开采模式下气井产能评价的一种尝试,经过验证表明该方法简便实用.
【总页数】3页(P105-107)
【作者】李建奇;杨志伦;嵇业成;陈启文
【作者单位】长庆石油勘探局苏里格气田合作开发项目组;长庆石油勘探局苏里格气田合作开发项目组;长庆石油勘探局苏里格气田合作开发项目组;长庆石油勘探局苏里格气田合作开发项目组
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.苏里格气田苏10区块气井产能评价 [J], 靳辉
2.苏里格气田东区气井产能主控因素分析 [J], 李义军;王军杰;樊爱萍;杨仁超
3.苏里格气田气井产能评价新方法 [J], 同昕鑫
4.苏里格气田致密气井产能主控因素分析 [J], 吴则鑫
5.苏里格气田致密气井产能主控因素分析 [J], 吴则鑫
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苏里格气田水平井开发技术

苏里格气田水平井开发技术李建奇;杨志伦;陈启文;王赞;周通【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2011(031)008【摘要】苏里格气田属典型的“三低”气田,主要目的层属冲积平原背景下辫状河沉积体系,叠置砂体具有明显的方向性,气藏规模小,砂体展布范围有限,有效砂体连通性差,储层非均质性强,采用常规井开发难以提高单井产量.水平井开发作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用,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6、苏36-11区块所实施水平井为例,系统梳理了近年来水平井实施过程中出现的各类复杂问题,通过对水平井实施情况进行分析,结合气田基本地质特征,分别从水平井选井、水平井入靶、水平段地质导向等关键环节入手,总结出了适合苏里格气田水平井开发相关配套技术.通过现场应用,其效果明显,对类似地区的水平井施工也具有一定指导作用.【总页数】5页(P60-64)【作者】李建奇;杨志伦;陈启文;王赞;周通【作者单位】中国石油长庆油田公司第四采气厂;中国石油长庆油田公司第四采气厂;中国石油长庆油田公司第四采气厂;中国石油长庆油田公司第四采气厂;中国石油长庆油田公司第四采气厂【正文语种】中文【相关文献】1.苏里格气田水平井开发技术经济效果分析 [J], 权婷婷;毛美丽;徐文;蒋涛2.苏里格气田水平井开发技术经济效果分析 [J], 权婷婷;毛美丽;徐文;蒋涛;3.苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望 [J], 卢涛;张吉;李跃刚;王继平;万单夫;朱亚军;李达4.苏里格气田苏54区块多层系水平井开发技术研究 [J], 叶超;王超;韩旭波;段星宇;张文强;邓攀5.苏里格气田老井侧钻水平井开发技术实践与认识 [J], 张金武;王国勇;何凯;叶成林因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

致密砂岩气藏水平井生产技术对策

致密砂岩气藏水平井生产技术对策金大权;杨志伦;张春雨;陈启文;张春【摘要】苏里格气田二叠系盒8段、山1段主力气层属于致密砂岩储层,目前水平并是气田的主要开发方式和主力生产井,然而水平井存在生产初期压力、产量递减快,低产阶段井简易积液、气井管理难度大等问题.针对上述问题,通过开展水平井压力、产量及井筒积液规律等研究,提出了水平井“合理控制压降、低配长稳”的技术管理思路,优化了水平井井下节流器参数配置、排水采气及间歇制度等配套工艺措施.采用上述对策措施后,有效控制了气井压降、出砂,并延长了气井连续稳定生产时间,井下节流器配产符合率提高了17％,在减少积液水平井间歇开关频次、泡排药剂用量和加注频次同时,排出了井筒积液,延长气井开井周期,水平井生产时效明显提升.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2016(039)004【总页数】5页(P44-47,52)【关键词】苏里格;致密砂岩气藏;水平井;低压低产;井筒积液;生产管理;技术对策【作者】金大权;杨志伦;张春雨;陈启文;张春【作者单位】中国石油长庆油田分公司第四采气厂;中国石油长庆油田分公司第四采气厂;中国石油长庆油田分公司第四采气厂;中国石油长庆油田分公司第四采气厂;中国石油长庆油田分公司第四采气厂【正文语种】中文随着苏里格气田水平井开发技术突破，气田生产水平井由2010年的29口增至目前的903口，水平井产气量贡献比例由2010年的5.2%提升至目前的36.3%。

随着水平井生产井数快速增大和生产时间延长，低产积液井数逐年增多，水平井管理难度逐渐增大。

如何降低水平井压力、产气量递减速率，防止地层出砂，有效延长气井进入低产积液阶段前的连续稳定生产时间，对储层保护、合理利用地层能量和降低生产管理成本有着重要意义。

水平井进入低产生产阶段后，如何采取技术措施排出井筒积液，确保低产阶段气井产能得到有效发挥，实现提高采收率和气田科学高效开发。

为此选取苏里格气田苏6、苏54、苏36—11、苏东41—33区块（以下简称研究区）为例进行研究。

苏里格气田水平井高效建产技术_杨志伦

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再次要考虑水平段方向是否与有效砂体展布方向一致水平段与有效砂体展布方向一致可提高气层钻遇率同时还要考虑有效砂体展布方向与最大主应力方向之间的关系垂直于最大主应力方向压裂可形成多条有效横向裂缝可保证水平井改造效果因此苏里格气田水平井水平段方位多采用近南北向
·４４·
０１３年８月天然气工业２
３／ｒｅａｔａｓｗａｓｉｎｃｒｅａｓｅｄｔｏ５５６，０００ｍｄ．Ｔｈｉｓｓｔｕｄｉｓｏｆｓｉｎｉｆｉｃａｎｃｅｔｏｔｈｅｄｅｖｅｌｏｍｅｎｔｏｆｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｓｉｍｉｌａｒｆｉｅｌｄｓ．ｇｇｙｇｐ
Ｈｉｈｅｆｆｉｃｉｅｎｃａｎｄｔｅｃｈｎｏｌｏｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｇｙｇｙｐｙ，ＳｕｌｉｅＧａｓＦｉｅｌｄＯｒｄｏｓＢａｓｉｎｇ

多元回归分析苏里格致密气藏水平井产能的敏感参数

多元回归分析苏里格致密气藏水平井产能的敏感参数毕曼;马占国;史华;郝瑞芬;叶亮;何明舫;胡阳明;杨映洲【摘要】针对鄂尔多斯盆地苏里格致密气藏已投产水平井的历史产量,回归分析影响水平井产量的敏感参数及其影响权重,为进一步提高水平井单井产量而优化地质及工程参数提供思路.通过水平井地质和工程参数特征分析,确定影响产量的敏感参数,并对各敏感参数进行一元线性回归分析,建立多元线性回归模型,通过标准化回归系数检验各敏感参数的影响权重.研究结果表明,苏里格气田水平井储层横向连续性差,随钻气测全烃值作为地质参数能较准确地评价储层优劣,6个参数与水平井产量线性相关,各敏感参数对产量的交互影响权重为有效储层长度＞含气砂岩全烃均值＞水平段长度＞段数＞液量＞支撑剂量.通过多元回归分析得出的水平井产量敏感参数的交互影响及权重关系较合理准确,进一步提高致密气藏水平井产量的发展趋势应以提高有效储层钻遇率、增大储层接触面积、提高储层改造体积为目标.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2015(037)005【总页数】7页(P43-49)【关键词】多元线性回归;苏里格致密气藏;水平井产量;敏感参数;线性相关【作者】毕曼;马占国;史华;郝瑞芬;叶亮;何明舫;胡阳明;杨映洲【作者单位】中石油长庆油田分公司油气工艺研究院,陕西西安710021;中石油长庆油田分公司油气工艺研究院,陕西西安710021;中石油长庆油田分公司油气工艺研究院,陕西西安710021;中石油长庆油田分公司油气工艺研究院,陕西西安710021;中石油长庆油田分公司油气工艺研究院,陕西西安710021;中石油长庆油田分公司油气工艺研究院,陕西西安710021;中石油长庆油田分公司油气工艺研究院,陕西西安710021;中石油长庆油田分公司第三采气厂,陕西西安710021【正文语种】中文【中图分类】TE332鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的致密气藏,水平井技术作为有效提高单井产量的重要措施,近年来得到了规模应用[1,2]。

苏里格气田某区块水平井工厂化作业与效果

苏里格气田某区块水平井工厂化作业与效果杜康;朱翠萍;巢译尹;孙杨【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2017(36)9【摘要】针对苏里格气田致密砂岩储层成岩作用强烈、物性差、非均质性强、储量丰度低、压降快、单井产量低等问题,为提高开发效果、降低开发成本,通过借鉴苏南、苏东南区块工厂化作业开发经验,在苏里格气田中区积极开展工厂化作业试验,参考国内外先进技术和精细化管理理念,结合某区块开发现状,以“集群化部署、工厂化作业”为核心,以“流程化、批量化、标准化”作业为基础,实现资源集中化、施工专业化、组织模块化、流程标准化,建立了某区块特色的工厂化作业管理模式,实现了某区块非均质储层的储量高效动用,为气田的高效稳产树立新样板.【总页数】4页(P72-75)【作者】杜康;朱翠萍;巢译尹;孙杨【作者单位】中国石油长庆油田分公司第三采气厂,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第三采气厂,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第三采气厂,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第三采气厂,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】TE377【相关文献】1.苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例 [J], 叶成林2.苏里格气田水平井开发效果影响因素分析——以苏里格气田苏53区块为例 [J], 董建辉3.苏里格气田苏53区块工厂化作业实践 [J], 刘乃震;柳明4.苏里格气田某区块低渗砂岩气藏水平井压裂效果评价 [J], 余书漫;陈启文;张春雨;刘刚果;张文强;周通5.苏里格气田典型区块水平井开发效果评价 [J], 马羽龙; 王静; 翟亚若; 王睿; 刘俊因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

苏里格气田苏东41-33区块气藏富集区域预测

苏里格气田苏东41-33区块气藏富集区域预测杨显贵;杨志伦;李建奇;邹国曙;陈启文;张春雨;王飞【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2011(033)012【摘要】苏里格气田苏东41-33区块为典型的低孔、低渗气藏.开展气藏富集区域预测对于目标区块的开发非常重要.通过对构造特征、沉积相、储层特征进行研究,分析了砂体展布规律,确定了有效储集砂体的特征、类型以及主控因素,建立了有效砂体分类评价的标准,并根据该标准对目标区的气藏富集区域进行了预测.预测认为在目标区的东北部、中部和西南部存在3个气藏富集区域,并提出了不同富集区域的开发建议.研究成果为指导苏里格气田规模开发提供了技术支持,同时也为我国同类气田的勘探开发提供一定的借鉴.【总页数】4页(P46-49)【作者】杨显贵;杨志伦;李建奇;邹国曙;陈启文;张春雨;王飞【作者单位】长江大学发展研究院,湖北荆州434023;中石油长庆油田分公司第四采气厂,陕西西安710021;中石油长庆油田分公司第四采气厂,陕西西安710021;中石油长庆油田分公司第四采气厂,陕西西安710021;中石油长庆油田分公司第四采气厂,陕西西安710021;中石油长庆油田分公司第四采气厂,陕西西安710021;中石油长庆油田分公司第四采气厂,陕西西安710021【正文语种】中文【中图分类】TE122.2【相关文献】1.利用决策树方法识别复杂碳酸盐岩岩性——以苏里格气田苏东41-33区块为例[J], 王振洲;张春雷;高世臣2.苏里格气田苏东41-33区块储层综合评价研究 [J], 周通;张文强;张家志;汪永吉3.特低渗透致密砂岩气藏的成岩相及其差异性研究——以苏里格气田苏东41-33区盒8段储层为例 [J], 高辉;李天太;徐自强;杨玲;李达4.致密砂岩气藏孔渗结构下限及对气水分布的影响——以苏里格气田苏48和苏120区块储层为例 [J], 赵丁丁;孙卫;雒斌;吴育平;李冠男5.苏里格气田马五4-5亚段气藏富集区主控因素——以苏6、苏36-11区块为例 [J], 马羽龙;王超;王丽琼;郑凡;何润华;胡兵因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。