苏里格气田简介

苏里格气田单井排水增产新模式

苏里格气田单井排水增产新模式苏里格气田是中国大陆最大的陆相气田之一，位于新井构造附近，底部温度高、砂岩厚度大、砂性好，储气性能较好，使得其成为一个重要的可开发气田。

由于气田含水严重，导致单井产能下降，影响了气田的有效开发。

如何解决气田单井排水增产的问题成为了工程技术人员关注的焦点。

针对苏里格气田单井排水增产的需求，工程技术人员提出了一种新的增产模式，即采用胶束聚合物驱油技术。

胶束聚合物驱油技术是近年来在油气开发领域得到广泛应用的一种技术，它通过添加适量的胶束聚合物到油井中，形成一定的压力差，增强了油井的排水能力，从而提高了油井的产量。

具体来说，胶束聚合物驱油技术通过以下几个步骤实现单井排水增产。

选取适合的胶束聚合物进行添加。

根据苏里格气田的特点，选取具有良好稳定性和输送性的聚合物，并控制添加量，使其在井液中形成稳定的胶束结构。

然后，将胶束聚合物添加到井底，与井液混合均匀。

在注入过程中，需要控制注入速度和注入压力，以避免胶束结构破坏或产生破碎的胶束。

接下来，将胶束聚合物注入井下，形成一定的胶束结构，增强油井的排水能力。

通过监测生产数据，评估胶束聚合物驱油技术的效果。

胶束聚合物驱油技术具有以下几个优点。

该技术适用于含水量较高的气田，能够有效改善井底排水条件，提高气井产量。

胶束聚合物具有一定的稳定性，能够在管道中形成稳定的胶束结构，不易破坏。

胶束聚合物本身具有较小的粘度，不会对气田产量造成较大的影响。

由于胶束聚合物的添加量较小，对气田的环境影响较小，符合可持续发展的要求。

胶束聚合物驱油技术也存在一些挑战和问题。

胶束聚合物的选择需要根据具体气田的地质情况和油气性质进行优化，这需要工程技术人员具备丰富的经验和专业知识。

胶束聚合物的注入和排放需要严格控制，以避免对环境造成污染。

胶束聚合物的成本较高，需要进行经济分析，评估增产效益。

胶束聚合物驱油技术是一种适用于苏里格气田单井排水增产的新模式。

通过合理选择胶束聚合物并严格控制注入过程，可以提高气井的排水能力，增加产量，进一步提高气田的有效开发水平。

苏里格气田单井排水增产新模式

苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田位于中国新疆维吾尔自治区塔里木盆地东南缘，是中国最重要的干窝气田之一，也是中国石油勘探开发总公司的重点项目之一。

为了提高苏里格气田的产能，研究人员逐渐引入一种新的排水增产模式，取得了显著的效果。

传统的气田排水增产模式主要依靠人工排水和压裂技术，但由于地质条件的限制和成本的增加，效果并不十分理想。

研究人员开始寻找一种更有效的排水增产模式，以提高气田的开采效率和产量。

经过多年的研究和实践，研究人员逐渐确定了一种基于水力压裂和微地震监测技术的新型排水增产模式。

该模式主要包括以下几个环节：利用水力压裂技术对气田进行压裂处理，增加气藏的有效渗透率和产能；利用微地震监测技术对气田进行实时监测，及时掌握气藏的动态情况，为后续的排水增产提供数据支持；通过水力压裂和微地震监测技术的有机结合，实现对气田的精准排水增产，提高气田的产量和经济效益。

通过这种新型排水增产模式的应用，苏里格气田的产能得到了显著提高。

传统的人工排水和压裂技术需要大量的人力和物力投入，成本较高，而新型排水增产模式将水力压裂和微地震监测技术相结合，不仅大大减少了成本，同时也提高了排水增产的效率；新型排水增产模式通过对气田进行精准排水增产，更好地利用了气田的地质资源，实现了气田的可持续发展。

值得一提的是，新型排水增产模式的成功应用，不仅提高了苏里格气田的产能，也为中国其他气田的开发提供了一个新的思路和方向。

这种基于水力压裂和微地震监测技术的排水增产模式，具有较强的适用性和通用性，可以为中国气田的开发提供技术支持和经验借鉴。

苏里格气田单井排水增产新模式

苏里格气田单井排水增产新模式苏里格气田是中国首个以煤层气为主的气田，位于中国内蒙古自治区锡林郭勒盟苏尼特左旗境内，是中国最大的煤层气气田之一。

为了实现气田的可持续开发和生产，苏里格气田采用了单井排水增产新模式。

传统的煤层气开采方式是通过多孔隙连通的煤层进行抽采，由于煤层气气井的连通性较差，导致气田的产量不稳定。

为了解决这一问题，苏里格气田采用了单井排水增产新模式。

该模式的核心思想是通过单井排水系统将气井之间的排水压力传导到同一水平地层的所有气井中，实现气井之间的压力平衡。

具体来说，气井通过导水管道和井渣排放口与主控中心相连，通过排水设备将井液进行稳定排放。

主控中心通过监控仪器实时监测气井的产量和排水情况，并通过调整单井排水系统的压力来控制气井的产量。

单井排水增产新模式的优点主要体现在以下几个方面：通过单井排水系统的建设，实现了气田内气井之间的压力平衡，提高了气井的产量。

传统的开采方式容易造成个别气井产量过大，导致其他气井产量下降，而单井排水系统可以有效平衡气井之间的产量差异。

单井排水系统可以实现气井的稳定排放，减少了环境污染。

传统的开采方式中，气井的排放不稳定，容易造成大量的煤层气外泄造成环境污染。

而通过单井排水系统的控制，可以实现气井排放的稳定，减少了环境污染的风险。

单井排水系统可以提高气田的开采效果，延长气田的生产寿命。

由于气井之间的产量差异较小，气田的开采效果得到了提高。

通过实时监测和调整单井排水系统的压力，可以及时调整气井的产量，保证气井的稳定开采，延长了气田的生产寿命。

苏里格气田的单井排水增产新模式为中国煤层气田的可持续开发和生产提供了一种新思路。

通过实现气井之间的压力平衡和稳定排放，该模式能够提高气井的产量、减少环境污染，提高气田的开采效果，延长气田的生产寿命。

日产1亿立方米！我国苏里格气田破纪录

日产1亿立方米！我国苏里格气田破纪录
今天，央视新闻记者从中国石油获悉，中国陆上最大整装气田——中国石油长庆油田苏里格气田，日产天然气突破1亿立方米，是我国首个日产突破1亿立方米的整装大气田，创历史新高，可满足5000万个家庭一天的生活用气。

所谓“整装油气田”，就是一个完整构造下的油气田，这种构造往往像一个倒扣的锅，而不是在断裂带或油气聚集通道中的油气田。

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地北部，是我国首个探明储量超万亿立方米的大气田，已提交探明和基本探明地质储量4.64万亿立方米。

观察者网了解到，苏里格气田日产气从2007年11月突破1000万立方米，到2010年就实现了日产气3700万立方米的跨越。

今年以来，苏里格气田新投产气井1204口，日产气量提升1625万立方米。

截至目前，已产天然气286.8亿立方米，预计今年底，苏里格气田天然气产量将跨越300亿立方米，占到我国陆上致密气58%。

（总台央视记者张伟）。

苏里格气田单井排水增产新模式

苏里格气田单井排水增产新模式随着我国经济的快速发展，对能源的需求也在不断增加。

作为重要的能源资源，天然气的开采和利用越来越受到重视。

苏里格气田作为我国最大的陆上天然气田之一，一直以来都是国家能源战略的重要支撑。

为了更好地提高气田产能，研究人员们一直在不断探索新的开采技术和方法。

针对单井排水增产新模式的研究备受关注。

苏里格气田位于新疆维吾尔自治区哈密市，地处塔里木盆地东缘，是我国第一个不含硫化氢的干气田，也是国家重要的战略资源储备基地。

由于地处干旱地区，气田的开采难度较大，加之单井产能有限，传统的排水增产模式已难以满足产量的增长需求。

为此，研究人员们正在探索新的排水增产模式，以提高单井产能，更好地满足国家能源需求。

针对苏里格气田地处干旱地区的特点，研究人员们提出了新的水平井排水增产模式。

通过水平井的方式，可以更充分地利用地质资源，提高气田的采气效率。

水平井的排水能力更强，可以更好地减小气井的产能下降情况，延长气井的产能周期。

而传统的上深下浅的垂直井排水模式则很难满足气田的增产需求。

采用水平井排水增产模式，可以更好地提高单井的产能，实现气田的增产目标。

针对苏里格气田地层复杂的特点，研究人员们提出了新的增产技术。

通过对井控地层进行详细的分析和研究，制定出更具针对性的增产技术方案。

由于苏里格气田地层中包含多种气体成分，采取针对性的增产技术可以更有效地提高气井的产能，实现气田的增产目标。

针对苏里格气田水汽含量较高的特点，研究人员们提出了新的水汽比工艺。

通过采用高效除湿技术，可以有效地减少气田中水汽的含量，提高气井的产能。

随着高效除湿技术的发展，可以更好地适应气田的气体成分特点，实现更高效的排水增产。

苏里格气田单井排水增产新模式的研究是一项具有重要意义的工作。

通过采用新的水平井排水增产模式、增产技术和水汽比工艺，可以更好地提高气田产能，满足国家能源需求。

相信随着研究工作的深入，苏里格气田的排水增产能够迎来新的突破和发展，为我国的能源事业作出更大的贡献。

苏里格气田苏59井区盒8段储层特征

苏里格气田苏59井区盒8段储层特征摘要苏里格气田是我国最大的致密砂岩气田，其非均质性较强。

天然气的富集受控于储层质量。

作者通过对该层段的储层特征包括岩石学特征，物性特征和成岩作用进行研究分析。

主要得到以下认识：（1）苏59井区盒8段的岩石类型以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，且石英的含量与岩石粒度大致成正比。

各种胶结物的含量与粒度成正相关，与石英的含量成正相关。

各类型的孔隙含量与粒度成正相关，与石英的含量正相关。

（2）该层段的物性较差，孔渗交会关系显示为孔隙型储层。

储层的物性与岩石粒度成正相关，与石英的含量成正相关。

岩石成分对物性的影响大于岩石粒度的影响。

（3）研究区建设性的成岩作用为溶蚀作用，破坏性的成岩作用为压实作用，胶结作用。

岩屑石英砂岩的胶结作用和溶蚀作用强于岩屑砂岩。

（4）根据以上的结论，得出该层段的最佳储层为粗粒岩屑石英砂岩，中粒岩屑石英砂岩次之。

关键词：致密砂岩；储层特征；盒8段；苏里格气田Reservoir Characteristics of He 8 Interval in Su 59 Wellblock , sulige gas-field Abstract: Suligegas-fieldisthebiggesttightsandstonegasfield，whose heterogeneity isstrong. In order to offer more reliable referencesto reservoirevaluation and prediction, this paper will research its reservoir characteristic. Writeruses core and casting thin sections data, with the help of microscope, porosity and permeabilitytest instrument ,X-ray diffractometer and so on, combined withthe results of previous studies ,to analyze the reservoir characteristic which include petrology features ,physical properties and diagenesis .What achievementsgottenare followings:(1) Thetype of rock is mainly composed oflitharenite and sublitharenite dominatedin He 8 interval, Su 59 well-block, whose quantity of quartz in proportion to rock grain size roughly. The content of various kinds of cement and porosity is positively correlated with the granularity and is positively correlated withthe content of quartz.(2) The physical properties of this layer are poor.Therelation between porosity and permeability is shown as a pore reservoir.The physical properties of the reservoir are positively correlated with the granularity of rock and are positively correlated with the content of quartz.(3) Constructive diagenesis in study area is dissolution whereas destructive diagenesis are compaction and cementation. The cementation and dissolution of sublitharenite are stronger than litharenite.(4) Basedon the conclusion above, the best reservoir in this layer is coarse sublithareniteand medium sublithareniteis the second.Keywords: tight sandstone; reservoir characteristic; He 8 interval;Sulige gas-field目录摘要 (I)Abstract (Ⅱ)第1章前言 (1)1.1选题意义 (1)1.2研究现状 (1)1.3研究内容 (1)1.4技术路线 (2)1.5 取得的成果及工作量 (3)第2章区域地质概况 (5)2.1盆地概况 (5)2.2研究区概况 (5)2.3 沉积构造发育史 (6)第3章岩石学特征 (7)3.1岩石类型及特征 (7)3.1.1岩石类型 (7)3.1.2岩石粒度与成分的关系 (7)3.2填隙物组分特征 (8)3.2.1胶结物特征 (9)3.2.2粒度与胶结物的关系 (9)3.2.3成分与胶结物的关系 (10)3.3.4杂基特征 (11)第4章物性特征 (12)4.1孔隙类型 (12)4.1.1 粒度与孔隙类型的关系 (13)4.1.2 成分与孔隙类型的关系 (13)4.2孔渗特征 (14)4.2.1孔渗特征 (14)4.2.2孔渗与粒度的关系 (15)4.2.3孔渗与成分的关系 (15)4.3孔隙结构 (16)4.4覆压孔渗特征 (17)第5章成岩作用 (19)5.1破坏性成岩作用 (19)5.1.1压实（溶）作用 (19)5.1.2胶结作用 (19)5.2建设性成岩作用 (20)5.3成岩演化序列 (21)第6章结论 (23)第7章致谢............................................................................ 错误！未定义书签。

苏里格气田单井排水增产新模式

苏里格气田单井排水增产新模式苏里格气田是中国最大的天然气田之一，位于新疆维吾尔自治区塔里木盆地北缘，地处库车盆地东北部，总面积约4000多平方公里。

苏里格气田的开发利用对于中国的天然气供应具有重要意义，因此苏里格气田的生产效率和产量一直备受关注。

随着苏里格气田的开发逐渐进入后期，气田已经进入了“中老年”。

传统的水平井单井排水方式在提高采气率方面遇到了诸多问题，日益凸显出其局限性：一方面，目前苏里格气田开发的水平井已经达到了5000多口，单井的排水量有限，导致整体的排水增产效果不明显；因为采气方式的不同，单井排水难以适应气层矿井的深度、良好地埋深等，在现实生产中所发挥的效果并不大。

为此，苏里格气田的相关研究人员提出了一种新的单井排水增产新模式，希望可以进一步提高天然气采集率，满足我国对天然气的需求。

新的单井排水增产新模式的提出，源自于对苏里格气田现有情况的深入分析与研究，核心目的是通过技术手段的更新和改革，进一步提高天然气的采集量，增加气田的产量，同时减轻水平井单井排水方式所带来的局限性。

新模式的实施，将会对苏里格气田的稳定生产和提高气田开发利用率起到积极的促进作用。

新的单井排水增产模式的核心技术是利用现代科技手段，通过观测和研究气田的地质特征、地下水文地质、气体水合物分布、气体输运动态等多方面的实时数据，结合先进的动态异常导通技术和新型气动增产装置，实现了对水平井单井排水的深度挖掘和优化。

具体包括以下几个方面的创新：一是在气田地质特征和地下水文地质状况的综合研究基础上，进行了深入的气体水合物分布规律研究和气体输运动态分析，使得原有的排水技术得到了进一步的提升和改进。

二是引进了动态异常导通技术，通过对井下气体水合物分布情况和气体运移动态的精准观测，实现了对水平井单井排水方式的根本性改革，提高了气田的整体采气率。

三是研发了新型气动增产装置，通过提高排水技术的效率和稳定性，有效地减轻了传统单井排水带来的种种难题，实现了对气田开发利用率的进一步提升。

苏里格气田南部天然气井钻井液技术措施

苏里格气田南部天然气井钻井液技术措施苏里格气田位于中国内蒙古自治区东北部，是中国最大的陆上天然气田之一、钻井液是一种在钻井过程中使用的特殊液体，它起到冷却、润滑、压裂和悬浮钻屑等作用。

由于苏里格气田南部地层复杂，存在高温高压、有毒有害气体等环境条件，所以钻井液的选择和使用要经过特殊技术措施，以确保钻井作业安全和有效。

首先，钻井液的挑选应考虑到地层性质和钻井目标。

南部地层属于古近系，岩性多样，有砂岩、泥岩、炭质岩等。

采用石油基钻井液更适合这种复杂地层，因为石油基钻井液比水基钻井液具有更好的稳定性和润滑性，能够减少地层破裂和井眼塌陷的风险。

其次，为应对高温环境，钻井液要具备耐高温特性。

在苏里格气田南部的钻井作业中，井底温度可能高达200℃，因此需要使用高温稳定的钻井液。

这种钻井液通常采用高温稳定剂和增稠剂来增加液体的稠度，并且添加耐高温的抑制剂和增黏剂来维持钻井液的性能。

除了高温，苏里格气田南部也存在有毒有害气体，比如硫化氢和二氧化碳。

这些气体对人体和设备都有致命的危害，所以钻井液还需要具备处理有毒有害气体的能力。

钻井液中可以加入吸附剂和气体抑制剂来吸附和中和有害气体，从而保护作业人员的安全。

此外，苏里格气田南部地层含有高渗透油层，因此需要使用低损失钻井液来避免对地层的破坏。

低损失钻井液具有更高的粘度和更好的胶粘性，能够尽量减少对地层的侵入，降低井壁稳定性的风险。

最后，在钻井液的循环系统中，还需要加入抗腐蚀剂和防封剂等化学品，以延长钻井液的使用寿命，并保护钻具和设备的完整性。

综上所述，苏里格气田南部的钻井液技术措施应该包括：选择适应地层性质和钻井目标的钻井液；加入耐高温特性剂和抑制剂，以应对高温和有害气体的挑战；使用低损失钻井液，避免对地层的破坏；加入抗腐蚀剂和防封剂，保护钻具和设备。

这些技术措施将有助于确保苏里格气田南部钻井作业的安全和效率。

苏里格气田单井排水增产新模式

苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田是中国西部地区最大的天然气田之一，位于青海省柴达木盆地。

自1985年投产以来，苏里格气田一直是中国石油天然气集团公司的重要产能基地之一。

随着气田的开采时间的增加，气田产能的下降也成为了一个不容忽视的问题。

为了解决苏里格气田产能下降的问题，中国石油天然气集团公司提出了排水增产新模式。

该新模式主要通过改进现有注水排水系统，优化生产工艺，提高油田开发利用率来增加产量。

该模式在苏里格气田的应用取得了明显成效，并为其他气田的生产管理提供了有益的借鉴。

排水增产新模式主要包括以下几个方面的内容：
1. 加强现有注水排水系统的优化改造。

通过完善现有注水排水系统的配置和布局，提高注水排水系统的效率和可靠性，解决管道堵塞、漏水等问题，保证注水排水系统的正常运行。

2. 提高注水排水系统的管理水平。

通过引进先进的管理技术和手段，加强对注水排水系统的监控和检修，预防故障和事故的发生，提高注水排水系统的安全稳定运行。

3. 优化生产工艺。

优化气田的生产工艺，提高天然气的采收率，减少生产中的能耗和资源浪费，提高气田的开发利用效率。

4. 强化人员培训和技术交流。

加强对气田生产管理人员的培训和技术交流，提高员工的技术水平和管理能力，为排水增产新模式的实施提供有力的支持。

通过以上几个方面的工作，苏里格气田的产量得以明显提升，为公司的经济效益和社会效益带来了显著的提升。

排水增产新模式还为其他气田的生产管理提供了有益的借鉴和经验。

在今后的工作中，公司将继续深化排水增产新模式的应用，为国家的能源安全和经济发展做出更大的贡献。

苏里格简介
苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内，已探明地质储量6025.27×108m3，最终可探明储量达7000×108m3，为迄今中国最大的天然气气田。

苏里格气田区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，主要储集层为下二叠统山西组山1段至中二叠统下石盒子组盒8段，平均埋深3400米，是受三角洲平原分流河道砂体控制的大面积分布的低压、低渗透、低丰度，以河流砂体为主体储层的岩性气田。

其储集砂体纵向上多期重叠、横向上复合连片，有效砂体规模小，横向连续性差近。

100口井的试气成果表明，苏里格气田气井压力系数偏低、气井产量低、稳产能力差，除了少部分井（约10%）的无阻流量大于15×104m3/d以外，90%以上气井的无阻流量小于15×104m3/d，属于低产气藏。

苏里格气田有效储层横向展布变化大，单井控制面积小，含水饱和度高，具有较强的压敏效应，因而气井产能递减快，很难实现单井长期稳产。

苏里格气田规划建产期4年，稳产期10年，工钻井4000-5000口，稳产期末采出程度16.26%；区块生产期24年（递减期10年）。

开采期末采出程度20.16%。

区块的稳产是靠井的加密来实现。

在气田4年的建设期，仅钻全部开发井数的43%，而在气田10年稳产期，要钻全部开发井数的57%，待到区块稳产期结束以后，
就要用“扩边”或开发新的区块来补充天然气产量。

以上两个“滚动开发”的环节加上“富集区块的确定”、“井位的优选”，形成了苏里格气田“滚动开发”的全部内容。

井口冷冻暂堵工艺在苏里格气田的应用

井口冷冻暂堵工艺在苏里格气田的应用引言随着能源需求的不断增长，天然气作为清洁、高效的能源源头，备受人们关注。

而苏里格气田是我国最大的陆上气田之一，在开发气田时遇到的困难和挑战也是不容忽视的。

井口冷冻暂堵工艺的应用，成为了苏里格气田开发中重要的技术手段，为气田开发提供了有力的保障。

本文将重点介绍井口冷冻暂堵工艺在苏里格气田的应用情况。

一、苏里格气田概况苏里格气田位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市，是我国第二大陆上气田、全国最大的含甲烷气田之一，是国家“西气东输”工程的重要供气基地。

气田地处高寒工况下，寒冷地区天然气储量丰富，但也面临着气化率低、气体凝析液多、气井堵塞等问题，给气田开发带来了诸多挑战。

二、井口冷冻暂堵工艺原理井口冷冻暂堵工艺是一种利用低温冷却物质在井口形成封堵，达到停止液体和气体的流动的技术。

其主要原理是通过在井口区域布置冷冻管道，利用低温冷却剂冷却管道周围的地层，形成致密的冻结带，从而暂时隔离地层压力，达到暂堵作用。

在气井生产作业过程中，可以根据需要随时启停该冷冻系统，实现气井的暂时封堵和恢复生产。

三、井口冷冻暂堵工艺在苏里格气田的应用1. 适应寒冷工况由于苏里格气田地处高寒地区，冷冻暂堵工艺可以灵活调控井口周围的地层温度和压力，能够在极端的气温环境下仍然保持工艺的稳定性和可靠性，使得井口的暂堵和恢复操作更加安全可靠。

2. 处理气体凝析液苏里格气田气体凝析液含量高，采用井口冷冻暂堵工艺可以有效解决气体凝析液的问题。

通过控制冷冻管道的温度和布置方式，可以实现气体凝析液的分离和堵塞的控制，提高了气田的生产能力。

3. 解决气井堵塞问题由于气井生产过程中容易出现堵塞的问题，井口冷冻暂堵工艺可以在短时间内实现对井口的暂时封堵，隔离和清除井口的堵塞物质，恢复井口的产能，减少了井口堵塞带来的生产损失。

4. 提高气井生产效率通过井口冷冻暂堵工艺的应用，苏里格气田的气井生产效率得到了明显提高。

利用该技术可以有效控制井口地层的温度和压力，提高了井口的稳定性和产能，为气田的生产和输气提供了可靠的保障。

浅谈鄂尔多斯盆地苏里格气田的成藏机理

浅谈鄂尔多斯盆地苏里格气田的成藏机理苏里格气田是上、下古生界含气层系叠合发育区，天气生成、运移和保存条件较好。

气源岩主要为石炭二叠系海陆过渡相至陆相的含煤地层，天然气为高成熟裂解气，苏里格气田处于就近运移的指向带上，条件非常利于天然气富集，并且地质构造没有对天然气构成影响，砂体的储集物性横向非均质性很强，有一定的规律。

成藏条件皆成大型化发育，源储紧密接触是大型化成藏的基础。

天然气大型化成藏的重要条件是源灶埋藏期规模储蓄能量，抬升规模排气。

它表现为岩性气藏集群式成藏，总体规模大。

一、成藏基本条件苏里格气田气藏压力为低压原因是埋藏深及沉淀配置、构造演化和油气成藏几种因素的共同作用。

苏里格气田经历了气藏压力逐渐降低的演化过程。

1、气源岩与储集层苏里格气田属上古生界含气系统天然气。

来源比较单一。

苏里格气田与附近的烃源岩生气强度分布于18@108-40@108立方米/平方公里之间，处于生气高峰期具备形成中型气田的烃源岩条件。

下石盒子组底部的盒砂体和山西组上部的山砂体构成了苏里格气田主力层。

中粒层、含砾层石英砂岩构成了盒山段储层，储层空间以各种类型次生溶孔为主。

2、盖层100米以上的稳定的河漫湖相泥质岩构成了上古气藏的区域盖层。

覆泥岩及上倾方向致密泥岩为藏的直接盖层及侧向提供了良好的封堵条件，形成了较强的封盖能力，形成了良好的盖层。

苏里格气田大型岩性气藏体系的基础地质条件的形成得益于丰富的烃源岩、近南北展布的带状砂岩体、广厚的区域盖层以及分流间湾、支间洼地、河漫相泥岩等致密砂岩的遮挡。

二、天然气成藏地质特征1.生、排烃特征受鄂尔多斯盆地晚古生代至中生代连续沉降沉积特征的影响，苏里格及邻区的烃源岩热演化为连续过程。

烃源岩在快速埋藏期溫度达到80-90e（Ro-0.6%-0.8%开始生气，整个侏罗纪时期由于沉降缓慢，烃源岩未达到生气高峰，生成的天然气较少；而在快速埋藏期恰好与热异常事件相对应。

晚侏罗世早白垩世已进入高成熟阶段，气田进入生、排气高峰期，从烃源岩生气的整个过程看，均有天然气的生成与排出，生气期主要在K1时期。

苏里格油气田项目说明

一、工区基本情况1、苏77区块位于苏里格气田东区北部，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗。

区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部西带。

苏77区块东临巴汉淖6km，南距乌审召1km，西与苏76区相邻，北抵加不沙以北2km，南北长约43.0km，东西宽约23.6km，面积约1012km2。

苏77区块主要钻探目的层为石盒子组盒8段、山西组山1及山2段，兼顾太原组和本溪组。

2、召51区块位于苏里格气田东北部，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗、伊金霍洛旗，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部西带。

召51区块西与苏77区相邻，南与长庆油田公司采气五厂召探1、统20区块相邻，南北长约 43.0km，东西宽约23.1km，面积995km2。

召51区块主要钻探目的层为石盒子组盒盒8段、山西组山1及山2段。

B、钻井工作量苏77区块：弥补递减2亿方/a；钻井工作量26 口，其中水平井10 口，直丛井16 口；召51区块：新建产能3亿方/a；钻井工作量77 口。

其中召 51前期评价井20 口，产建开发井57 口，产建井中包括水平井6 口，直丛井51 口。

C、招标工作量2012年苏里格油气田合作区块钻井工程承包服务103 口井，含开发直井、定向井、水平井O二、钻井工作内容工程内容：钻井队搬迁、安装及材料供应，井口坐标初测和复测，钻井、定向、固井、钻井液、水平井钻井服务、取心作业，下表层、油层套管，完井等钻井工程；甲方指定定向、固井、钻井液技术服务工作量除外。

钻井施工中的安全责任由乙方独自承担。

三、钻井施工甲供材料①甲供材料范围：表层套管、气层套管、套管头。

②拉运方式：生产厂家根据计划数量送至华北石油管理局器材供应处苏里格供应项目部指定库房，施工单位持项目部审批后的有效单据由生产厂家供货至施工现场。

四、钻井工程价格（本工程价格为投标报价上限）⑴直井、定向井钻井工程价格直井、定向井执行“长庆油田2011年钻井系统工程修井措施作业工程技术服务标准化市场价格”；苏里格项目部指定定向技术服务工作量，则从钻井价格中扣除相应费用。

苏里格提速方案(泥浆)

苏里格气田开发井钻井技术提速方案一、基本概况1.地质概况苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，构造形态为一宽缓的西倾单斜，坡降3-10m/km，地质分层深度及厚度变化不大，下表是苏6井区一口井的分层情况：苏里格气田地质分层及岩性描述概况若流沙层太厚，必须用白土浆全部钻穿流沙层后逐步转为低固相聚合物泥浆。

二．钻井液技术（一）2009年苏里格区块提速情况钻井液指标完成情况（二）2009年苏里格区块常规井钻井液技术难点：1、表层流沙层坍塌。

该区块表层流沙层厚度一般为20-50米不等，流沙层的特点是颗粒胶结性差，层间有夹层，钻进中上部流沙层易垮塌，影响井口及基础。

2、安定组、直罗组是主要的坍塌层，钻进中容易形成“大肚子”，完钻电测安定、直罗组遇阻率高，如2008年完钻134口井，电测一次成功110口，一次成功率82. 1%,共遇阻29次、其中安定、直罗组遇阻19次，占72.4%。

3、延长下部、纸坊组也是易垮塌地层，此段也是防塌重点。

4、完钻钻井液性能粘切高，影响起钻速度。

5、苏36井个别井刘家沟地层井漏，甚至延长组也有漏失，今年在延长组发生大型漏失的有两口井，挤水泥3-8次。

（三）钻井液技术方案1、苏里格区块表层钻进中钻井液防塌技术措施1.1表层流沙层厚度一般30-50米，流沙层钻进中，若钻井液失水过大，沙层易坍塌下滑，易造成别泵、卡钻，尤其表层3-5米范围内基本呈流体状，打导管过程中也时有鳖跳现象，层间有夹层，钻进中上部流沙层易垮塌，影响井口及基础。

1.2打导管配制50-60方白土浆，配方：清水+ 0.15-0.2% CMC+0.15-0.20% Na0H+5.0-6.0% 白土,配制好后充分循环2周，测得性能达到:密度≥1.04,粘度≥40秒,PH=8-9的范围。

1.3钻进中首先“大钻头（480mm以上）、白土浆、小循环、座实、校正、回填、灌满、防挂”等施工措施，确保安全施工。

其次强化转速（复合钻进），小排量钻穿流沙层，提高表层钻速。

苏里格气田单井排水增产新模式

苏里格气田单井排水增产新模式苏里格气田是中国领先的天然气生产地之一，拥有丰富的天然气资源。

为了提高天然气的产量，苏里格气田采用了单井排水增产新模式，取得了显著的成效，促进了苏里格气田的稳定发展。

一、苏里格气田概况苏里格气田位于中国新疆维吾尔自治区，属于国家重点天然气勘探开发项目，是中国天然气资源的重要组成部分。

苏里格气田的地质条件复杂，气田开采难度大，但是储量丰富，是中国重要的能源基地之一。

二、传统排水增产模式存在的问题在以往的天然气开采过程中，常常采用传统的排水增产模式，即使用水泵将地下水抽出，以降低地下水位，促进天然气的产量增加。

但是这种模式存在着一些问题，首先是地下水资源的过度开采，导致地下水位下降、土壤干旱等环境问题，对当地生态环境造成了一定的影响；其次是由于地下水位下降引起地下岩层的萎缩，导致井底压力减小，影响了天然气的产出效率；再次是水泵运行成本高，维护成本大，对天然气生产企业造成了一定的经济压力。

为了解决传统排水增产模式存在的问题，苏里格气田率先提出了单井排水增产新模式。

该模式主要包括以下几个特点：1. 采用雨水收集系统。

苏里格气田在天然气生产过程中，充分利用雨水收集系统，通过收集地表雨水并储存起来，减少了对地下水的消耗，还能够提高地表水资源的利用率。

2. 加大注水量。

在天然气开采过程中，通过增加注入井的注水量，提高了油层的有效压力，促进了油气的顺利产出。

3. 循环利用排水。

苏里格气田实施了排水的循环利用，将抽出的地下水经过处理后重新注入地下，保持了地下水位的稳定，减少了对地下水资源的过度开采。

4. 采用智能化控制系统。

苏里格气田引入了智能化控制系统，通过实时监测地下水位和注水量等数据，对天然气生产过程进行全面的控制和调节，提高了天然气的产量和生产效率。

经过一段时间的实践应用，苏里格气田单井排水增产新模式取得了显著的应用效果。

首先是显著提高了天然气的产量，据统计，采用新模式后，苏里格气田的天然气产量较传统模式增加了20%以上；其次是减少了对地下水资源的过度开采，保护了生态环境和地下水资源；再次是降低了生产成本，提高了生产效率，对苏里格气田的可持续发展起到了积极的推动作用。

苏里格气田苏东南区致密砂岩气藏水平井整体部署技术研究

苏里格气田苏东南区致密砂岩气藏水平井整体部署技术研究摘要：苏里格气田是典型致密砂岩气田，具有“低渗透率、低压力、低丰度、强非均质性”的特征，建井数量多，单井产量低、压力下降快、稳产难度大。

为提高单井产量，改善气田开发效果，提高开发效益，以苏东南区为研究对象，开展低渗透致密砂岩气藏水平井整体开发技术研究。

从层位优选、储层评价、砂体解剖、天然气富集规律等多个方面进行研究，优选盒8、山1主力开发层系。

根据不同区块的主力储层发育特征，按照“单层丛式水平井整体部署、单层三维水平井整体部署和多层系立体开发水平井整体部署”的思路，进行水平井整体部署，最终达到确保水平井储层钻遇率，提高气藏开发效率的目的，形成一套低渗透致密砂岩气藏水平井整体部署技术。

关键词：致密砂岩苏里格气田水平井整体部署丛式水平井引言非常规天然气近年来发展迅速，致密气是目前开发规模最大的非常规天然气。

相对常规储层，致密气储层地质条件更差，孔喉尺度极其微小，相当大一部分流体在渗流过程中被毛管力和粘滞力所束缚难以流动。

鄂尔多斯盆地致密砂岩气资源量约6.6万亿立方米，分布面积达数万平方千米。

苏里格气田是鄂尔多斯盆地致密气分布的主要地区，是一个河流相的低压低渗致密砂岩气田，地质条件十分复杂，主要表现为砂岩发育、单砂体规模小、有效砂体展布局限、非均质性强等特征，同时还具有单井控制储量有限、产量低、压力下降快的特点，随着开发规模的不断扩大，产能建设及生产中暴露出很多问题，给开发工作带来诸多困难。

因此，需要加强储层评价和含气富集规律的研究，更需要对井位部署方式和水平井整体开发进行研究。

苏东南区位于苏里格气田东区南部，是长庆油田目前上产的主力区块，该区的有效开发对长庆气区的持续上产具有重要意义。

因此，优选苏东南区进行水平井整体部署，提高气田开发效益，为苏里格气田的开发提供必要的经验支持。

一、气藏地质概况苏里格气田苏东南区位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗、陕西省榆林市榆阳区和靖边县境内；地表为沙漠、草地，地形相对平缓，海拔1250～1350m；年最高气温36℃，最低-28℃，属内陆性半干旱气候；交通和通讯条件较差。

苏里格气田单井排水增产新模式

苏里格气田单井排水增产新模式苏里格气田是我国南海海域发现的一座重要的天然气田，目前已进入稳产期。

作为我国南海海域规模最大、最具代表性的天然气田之一，苏里格气田在开发过程中面临着一系列技术挑战。

其中，单井产量低、采收率低是制约该气田高效开发的主要因素之一。

纵观国内外天然气田的开发历程，单井排水技术是一种增产的有效手段。

本文将以苏里格气田为背景，探讨单井排水技术在苏里格气田中的应用和发展，探索一种全新的单井排水增产模式。

一、单井排水技术的背景单井排水技术是通过建立井筒内外水压差来促进油气流动，达到提高单井产能、提高整体采收率的目的。

该技术主要应用于井下水力压裂后，由于形成压裂缝无法最大限度传递油气，导致单井产量低、采收率低的情况下。

单井排水技术有多种方法，如横向封堵排水技术、纵向封堵排水技术等。

其中，横向封堵排水技术是目前应用比较广泛的一种技术。

该技术是通过往井筒内注入聚合物水溶液形成封堵体，封堵井筒外侧的裂缝，从而提高井下水压，强制使井底产量增加。

二、苏里格气田单井排水技术的应用与改进苏里格气田是典型的陆架浅水天然气田，在开发过程中由于膜片泥岩与砂砾岩互层，导致气藏开采难度较大，单井产量低、采收率低的问题尤为突出。

为解决这一难题，目前苏里格气田采用了单井排水技术作为增产手段，并在原有技术基础上进行改进和优化。

1. 改进1：井下水力压裂技术传统的单井排水技术采用的是井筒内水压差作为驱动力推动油气的流动。

但是，由于地层压力、井深等因素的影响，这种方法的增产效果并不理想。

苏里格气田采用的是井下水力压裂技术。

该技术通过往井底注入高压水泥浆，使地层产生裂缝（裂缝宽度可达10毫米以上），进而增加变质煤层气对井筒的产出能力。

对比传统的单井排水技术，井下水力压裂技术能够形成更多更宽的裂缝，提高水压差，推动油气更直接地流向井筒，从而实现更高效的增产效果。

2. 改进2：耐高温聚合物封堵剂在传统的单井排水技术中，封堵剂的选择是十分重要的。

苏里格气田地质特征

三.苏里格气田的地质特征1.基本地质特征该区山1期在区内为三角洲平原沉积环境，由西向东依次发育近南北向展布的分流河道。

盒8期在区内主要以河流－浅水沼泽相沉积环境为主，由北向南依次发育冲积平原、三角洲平原亚相。

砂岩在平面上广泛分布，储集体由北向南延伸，厚度逐渐变薄，东西向呈透镜状叠加。

储集体砂纵向上相互叠置，横向上复合连片，储层普遍含气。

储集砂岩粒度以粗、粗－中粒、中粒为主，砂岩储层结构成熟度比较高。

颗粒一般呈次棱角－次圆状，分选中等，主要粒径分布范围为0.2mm～3.0mm。

研究区储层的面孔率一般在2.0％以上，孔隙组合以晶间孔－溶孔为主要孔隙组合，见少量的粒间孔。

1.1 主力气层岩性特征及其厚度变化特征描述如下：①奥陶系下统马家沟组（O1m）下古生界奥陶系马家沟组属华北海型沉积，依据区域性地层对比标志层、沉积旋回及古生物特征，可将其地层自下而上可划分为马一、马二至马六等6个岩性段，马六段在盆地内分布局限。

含气层主要分布在马家沟组马五段，主要岩性为褐灰色粉晶云岩。

马五14底部发育深灰色凝灰岩；马五41底部发育灰绿色凝灰岩，这两层为下古生界重要的标志层。

测井曲线具有高伽玛、高时差、低电阻、低密度等特征。

马五5为厚层块状泥晶灰岩，厚约25m左右。

该段测井曲线具有低平的自然伽玛和高电阻、高Pe值等特征，也是马家沟组马五段内重要的标志层。

②二叠系下统山西组（P1s）以“骆驼脖砂岩”之底为顶界，以“北岔沟砂岩”之底为底界，与太原组整合接触。

厚度约70m左右。

根据沉积序列及岩性组合自下而上分为山1、山2两段。

山2段区内主要是一套三角洲含煤地层，发育石英砂岩或岩屑砂岩，夹薄层粉砂岩、泥岩和煤层，厚度一般45m～60m。

山1段区内以三角洲平原沉积的砂泥岩为主，砂岩由细—中粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩组成，厚度一般40m～50m，为本区的主要目的层之一。

③二叠系中统上、下石盒子组（P2h）石盒子组以“骆驼脖砂岩”之底为底界，该砂岩的顶部有一层“杂色泥岩”，其自然伽玛值高，是进行区域地层对比良好的标志层。

苏里格气田单井排水增产新模式

苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田位于中国新疆维吾尔自治区，是中国最大的天然气田之一。

为了提高气田的产量，提高天然气资源的综合利用率，目前正在尝试一种新的单井排水增产模式。

传统的天然气开采中，气井通过钻井设备从井下将水排出，以保证气井的正常生产。

随着矿藏的开采，地下水位下降，导致传统的排水模式越来越难以保证气井的正常生产。

为了解决这个问题，针对苏里格气田的特点和水气混采的实际情况，研究人员提出了一种新的单井排水增产模式。

该模式首先利用地面电磁技术进行油气储层的勘探，获取油气储层的地质构造和地下水分布情况，为后续的工作提供了依据。

然后，通过在气井周围安装水平和垂直的排水管道，将井下的地下水引导到地面收集站或者加注站。

为了防止污染地下水资源，还安装了水井补给井和排水井。

在实际操作中，研究人员根据苏里格气田地质条件、井筒结构等因素，采取了一系列措施来优化单井排水增产模式。

通过排水管道的合理布置，使得地下水能够顺利流入收集站或者加注站。

还通过调整井筒的密封性以及合理设置水井补给井和排水井，保证了水的循环利用和环保性。

苏里格气田的单井排水增产新模式是在研究人员长期的实践和研究基础上提出的一种针对苏里格气田特点的解决方案。

通过这种模式，苏里格气田的产量得到了提高，天然气资源的综合利用率得到了提高。

这种模式的成功应用不仅为苏里格气田提供了可行的解决方案，也为其他类似气田的开采提供了借鉴。