苏里格油气田项目说明
苏里格气田苏53区块天然气储量计算及其参数确定方法
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
苏里格大型致密砂岩气田开发井型井网技术_何东博
1 苏里格气田基本地质特征及其对开 发井部署的影响
1.1 苏里格气田基本地质特征 苏里格气田主体位于鄂尔多斯市乌审旗境内，区 域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡， 勘探面积约 4×104 km2，主要产层为二叠系盒 8 段—山 1 段，埋藏深度主 要为 3 000～ 3 600 m。 苏里格气田基本地质特征可概括 为 4 个方面。 ① 为典型的致密砂岩气。按照国际通用的评价标 [2-4] 准 ，将一个气藏定义为致密砂岩气需要满足两个基 本条件： 地层条件下砂岩平均渗透率小于 0.1×103 μm2 （不包括裂缝渗透率） ；气井没有自然产能或自然产能 低于工业标准，需要通过增产措施或特殊工艺井获得 商业气流。可见，致密气概念强调的是其开发的技术 条件和经济条件。苏里格气田产层孔隙度主要分布在 3% ～ 12% ，常压空气渗透率主要分布在 0.01×103 ～ 1.00×103 μm2 ， 50% 以上样品的常压空气渗透率小于 0.1×103 μm2；通过覆压渗透率测试评价地层条件下储 集层基质的渗透率，发现 85%以上样品覆压渗透率小 于 0.1×103 μm2 [5]。不同孔隙结构的致密砂岩，其地层 条件下渗透率 0.1×103 μm2 大致对应于常压空气渗透 率 0.5×103～ 1.0×103 μm2。苏里格气田无论是直井还 是水平井均需要压裂改造后才能达到工业产量。所以 苏里格气田应归为致密砂岩气范畴。 ② 大面积含气，储量丰度低，平面上富集不均。 在沉积地质历史时期，苏里格地区发育多个大型水系，
苏里格气田简介
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。
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。
苏里格气田建设与生态保护
目前 苏里 格气 田已规划 ５ ×１。 。ａ的产 能建设 Ｏ ０ｍ／ 骨 架 工程 ，分 八个 区块 逐年 实旌 ，至 ２ １ ０ ０年全 部建 成 。 由于 苏里格 气 田面积 大 ，开 发井 数 多 ，若 不注 重 ’ 环境 保 护与 生态 建设 ， 有 脆弱 的生 态环 境将 遭 到破 现 坏 ，从而 提 高沙漠 化速 度 ，甚至 会影 响相 邻城 市 的生
１ 苏里格气 田地理环境
１ １地形 、气象及水 文 ．
从 自然 地理 单元 分析 ， 田所属 位 置位 于鄂尔 多 气
斯 高原 中南 部 ，地 域 分布 于整 个毛 乌素 沙漠 ，地貌表 现 为东 南 向北逐 步抬 升 ，墚 、滩 地交 替 出现 的宏观特 点 。毛 乌 素沙 漠位 于鄂 尔 多斯 市东 南 ，大 部分 地区 为 风 成沙所 覆 盖 ，是三 北防护 林 带 的主要 建设 区之 一 ， 也 是 鄂尔 多斯 市主要 畜 牧 区。该区 受副 热带 高压 带北
鄂 尔 多斯 高原 是 内蒙古 自治区 纬度最 低 ， 气温 而 最 高 的一 个 区 域 ， 为海 洋 性 和 大 陆 性 气 候 的过 渡 地 区 ，也是 季风 的边 缘 ，表 现 为 终年 在大 陆气 团控 制之 下 ，并 受 到一定 季风 的影 响 ，因此气 候干 燥 ，年温 差
苏里格气田天然气集输工艺及处理方案
［ 摘 要 ］ 本 文 以 苏里 格 气 田 为例 ， 阐述 了天 然 气 集输 工程 工 艺流 程 ，分 析 了天 然 气 集输 工 艺模 式 ，对 苏里 格 气 田天 然 气 集 输 工 艺 进 行 了实 例分 析 。 ［ 关键 词】 苏里 格 气 田； 天 然 气 集输 ；处 理 方 案
天 然 气 集 输 是 继 气 藏 勘 探 、 气 田开 发 和 气 田开 采 后 的一 个 重 要 的 生 产 阶段 。它 是 从 井 口开 始 ，将 天 然 气 通 过 管 网 收集 起 来 ，经 过 预 处理 ， 使 其成 为合 格 产 品 ， 然后 外 输 至 用 户 的 一 个 生产
２天 然 气 集输 工 艺模 式
天 然 气 生 产 主 要 采 取 枯 竭 式 开 采 工 艺 ， 即 自喷 生产 。随 着气 田天然 气 的不 断 开 采 ．气 井 天 然气 的压 力 逐 步 降低 ， 当 降至 低 于集 气 管 线 压 力 时 ，便 不 能 进 入集 气 管 网 。这 种 低 压气 在 我 国开 采 较早 的 天 然气 气 田 内逐 年 增 多 。对 于气 井 压 降
备。
（ ）合 理利 用 天然 气井 流 体 的压 力 能 ，适 当 ２ 提 高集 输 系 统 压 力 ，扩 大 集 输 半径 ，减 少 天 然 气 中 间接 转 ， 降低 集 输 能 耗 。合理 利 用 热 能 ，设 备 和 管 道 安 全保 温 ，降 低 天 然气 处 理 和 输 送 温度 ， 减少 热耗 。 （ ）天然气 集 输 工艺 设计 应 结合 实 际情 况 ， ３ 简化 工 艺流程 ，选用 高效 设备 。
度。
井 口加热 节 流 地 面 集 输 模 式 ， 在 四 川 气 田 、 Ｉ 胜 利 油 田等 老 油 田使 用 较 多 ，在 井 场对 气 井 产 出 的 天 然 气 先 加 热 ， 然 后 节 流 ， 对 于 压 力 较 高 的 井 ，可 两 次加 热 两 次 节 流 ，并进 行气 液 分 离 并 计 量 ， 或 去集 气 站 分 离 、计 量后 外 输 。配 有 井 下 气 嘴 的气 井 ， 在 地 面 集 输 过 程 中 不 再 配 备 加 温 设
1-鄂尔多斯盆地苏里格气田合作开发管理
◆机制创新，充分发挥中国石油整体优势 ◆管理创新，形成 “六统一、三共享、一集中”全新管理模式 ◆建设模式创新
（一）“苏里格气田合作开发模式”通过服务市场化，让市场配置资源，实 现效率和效益的最大化 充分发挥市场在资源配置中的基础性作用，坚持开放市场、主体平等、 公平竞争的原则，从队伍引进、风险防范、质量控制、市场监管等关键环节加强 管理，培育健康高效的油气田建设市场。近两年，无论是产能建设，还是关键设 备的定型，都是依靠市场来配置资源。
（二）苏里格气田开发形成、发展、完善、应用了“六统一，三共享、一集中” 管理模式 长庆油田公司与5家未上市企业充分发挥新机制、新模式下中国石油的整体优 势，在开发实践中摸索出了统一规划部署、统一组织机构、统一技术政策、统一外 部协调、统一生产调度、统一后勤支持和资源共享、技术共享、信息共享的管理模 式，在此基础上强化集中管理。简称“六统一，三共享一集中”模式。 该模式对苏里格气田合作开发起到至关重要的保障作用，在第一期合作开发中 使“5+1”合作单位结合为一个生机勃勃的整体，形成了统一竞争、示范、交流、 提高的良性运行机制，先进经验得以迅速推广，开发技术和水平在竞争中不断提高， 加快了苏里格气田的开发进程。
鄂尔多斯盆地苏里格气 田合作开发管理模式
1
中国石油长庆油田公司成立于1970年，总部在陕西省西安市，
现有职工总数70848人，工作区域横跨陕甘宁蒙晋五省（区），主营 业务是油气勘探、开发、生产、储运和销售。2008年底油气当量将达 到2600万吨，是中国石油第二大油气生产企业，是近10年来我国油气 储量、产量增长速度最快的油气田企业。所产天然气主供北京、天津、
鄂尔多斯盆地上古生界储层渗透率分布直方图
面对鄂尔多斯盆地极其复杂的地面和地质条件，经过中国石油和长庆油
苏里格气田简介
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。
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。
苏里格气田泡沫排水采气现场试验资料
一、苏里格积液气井排查
凝析水：通过对苏东16-32井的相 图分析，可知：节流前压力低于临界 凝析压力时（节流器位置约9.5MPa）， 将会产生少量的凝析液；节流后油压 在0.5～4.5MPa之间，井筒温度0～ 60℃之间，位于相图上红色范围内， 因此气井节流后有一定量凝析液产生。
苏东16-32井相图
长庆油田苏里格气田研究中心
一、苏里格积液气井排查
（3）凝析油 烃类也会发生凝析现象。在气藏开发中烃类会以气相的形式随气体一起进入井 筒中，和凝析水机理一样，如果气理可能是：由于气藏开采，气藏压力下降，饱和在低孔低渗层段中的毛 细管水或残余水，因岩石和水本身的弹性膨胀而被挤出，被气流带到井底，在井底 聚积到一定量后，就被气流带到地面，呈现陈发性出水。
长庆油田苏里格气田研究中心
一、苏里格积液气井排查
产液气井初步判断方法：
产液井识别
生产动态曲线
①不连续生产， 产气量、套压 明显下降
②产气量、套压频 繁波动
（积液初期）
③套压波动、产 气量下降 (积液中期)
④套压上升、产 气量明显下降
(积液后期)
井口落实（关井恢复， 存在较大油套压差）
长庆油田苏里格气田研究中心
长庆油田苏里格气田研究中心
一、苏里格积液气井排查
（3）生产动态分析法 主要结合现场气井生产动态特征，根据现场气井生产动态分析，积液产水气 井生产过程中表现特征主要有以下几个方面： ①压力、产量频繁波动。气井携液能力不足时，一般压力波动范围超过 1.0MPa/d，产量波动幅度大于10%； ②生产过程中，压降速率大。积液产水井初期生产压降速率一般大于 0.3MPa/d；（出水气井普遍生产30天套压压降4.0MPa左右，生产60天套压压降 6.0MPa左右，压降速率明显高于常规气井。） ③压力恢复时油套压差大。实际生产过程中，可通过短期关井获取油、套压 差法，粗略计算井筒积液量； ④部分积液井在生产曲线表征上表现为：套压上升。
苏里格气田凝析油稳定工艺及橇装化研究_王勇
含硫量 / ( % ) 机械杂质及水分
铜片腐蚀 /级 颜色 /塞波特色号
不低于 不高于 不高于 不大于
不小于
74 35 1 50 1 90 0. 05 无 1 + 25
GB /T 8017- 87
G B /T 6536- 1997 SH /T 0222- 92 目测 GB /T 5096- 91 GB /T 3555- 92
[ 4] 顾安 忠. 液 化天 然 气技 术 [ M ] . 北 京: 机 械工 业 出版 社, 2004.
[ 5] 博布洛夫斯基 C A. 天然气管 道输送 [M ]. 北京: 石油 工业出版社, 1985.
[ 6] 冯叔初. 油气集输 与矿场加 工 [ M ]. 东营: 中国 石油大 学出版社, 2006.
关键词: 苏里格气田; 凝析油; 橇装装置; 稳定轻烃; 稳定气; 能耗
文章编号: 1006-5539( 2010) 06-0049-03
文献标识码: B
0 前言
1 目前现状
气田在开采过程中, 伴有大量的天然气凝液, 一 般称为轻烃或凝析油 [ 1] , 其组成有乙烷、丙烷、丁烷
长庆油田苏里格气田属凝析气田。来自集气装 置和脱水脱烃装置分离出的凝析油 [ 4 ] , 在储存和运
160 以上。综合比较选择 450 kPa 压力下蒸馏比 较经济合理。稳定后的凝析油其饱和蒸汽压执行国 家标准 GB 9053- 1998 稳定轻烃 2号稳定轻烃的 质量指标 [ 6] , 见表 2。
2 工艺流程简述
如图 1所 示, 从脱水脱烃装 置来的凝液, 温度 - 15 10 , 压力 600 kPa。经节 流阀 节 流后 ( 物 流
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。
苏里格气田南区块天然气集输工艺技术
苏里格气田南区块天然气集输工艺技术摘要鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强，属于典型的低渗透致密岩性气藏。
针对该区块的地质特征和特殊的开发方式(采用井间与区块相结合的接替方式开发)，采用了以下天然气集输工艺：①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺；②管道不保温；③中压集气；④井口带液连续计量；⑤常温分离；⑥两次增压；⑦气液分输；⑧集中处理。
形成了“中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交替计量”等一系列工艺技术，有效降低了地面工程的投资成本，提高了气田开发项目的经济效益，对类似气田的开发建设具有借鉴意义。
关键词苏里格气田南区块天然气集输工艺技术中压集气井口双截断保护气液分输湿气交接计量1 气田概况苏里格气田南区块(以下简称南区块)位于鄂尔多斯盆地苏里格气田南部，地处内蒙古自治区乌审旗、鄂托克前旗和陕西省定边县境内，是中国石油天然气集团公司(以下简称中国石油)与法国道达尔公司共同开发的国际合作区。
南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强，属于典型的低渗透致密岩性气藏，具有以下地质特征和开发建设难点。
1)气田初期生产压力高达22 MPa，但压力下降快[1]。
2)井流物中含少量重烃，不含H2S，微含CO2，需采用脱油脱水天然气净化工艺[1]。
3)单井稳压生产能力较强，可以较长时间利用地层压力采用定压放产的方式生产，在超过5.0 MPa的井口压力下生产了4年，其后在2.5 MPa以下的井口压力下生产，而未采用苏里格气田其他区块定产量稳产的生产方式。
4)单井初期配产高，最高配产量为l0×104 m3/d。
平均配产量为3×104 m3/d，为苏里格气田其他区块单井配产量的2～3倍。
5)单井产量下降快，生产l年后，产量下降了一半。
6)全部采用9井式井丛开发，后期约一半的井丛需要加密到18井，地面井场数量较苏里格气田其他区块大幅度减少。
苏里格气田自然间喷气井采气技术
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苏 里格 气 田 自然 间喷气 井 采气 技 术
杨亚聪 穆谦 田 益 伟
白 晓弘
７０２ ） １０ １
１ ０ １； ． （． 庆 油 田 公 司 油 气 工 艺研 究 院 ． 西西 安 ７ ０ ２ ２ 低渗 透油气田勘探 开发 国家工程实验室 ， １长 陕 陕西西安
引用格式 ：杨亚聪 ， 穆谦 益， 田伟 ， ． 等 苏里格 气田 自然间喷 气井采气技术 ［ ］． Ｊ 石油钻 采工艺，０ ２ ３（） ２８ ． ２ １ ，４１：８ —４
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长庆油田苏里格南作业分公司
长庆油田苏里格南作业分公司
长庆油田苏里格南作业分公司（简称苏南公司）是负责中国石油天然气集团有限公司和道达尔勘探与生产(中国)有限责任公司合作开发项目——苏里格南区块天然气合作开发项目天然气生产建设与天然气销售业务的天然气生产单位。
苏南公司管辖的苏里格南天然气合作开发区位于鄂尔多斯盆地中西部，横跨内蒙古自治区鄂尔多斯市鄂托克、乌审两旗，是苏里格气田的一部分。
作为中国石油第一个中方承担作业者的对外合作项目，自2011年气田开发建设启动以来，苏南公司坚持走高起点建设、高水准开发、精细化管理的新型对外合作采气企业发展之路，携手道达尔合作伙伴，开拓创新，锐意进取。
2012年成功实现首气，2013年天然气年产量突破10亿立方米，2014年10月26日年天然气生产能力突破油气当量百万吨大关，2017年10月实现天然气年产20亿立方米能力。
目前日生产能力已突破1000万立方米/天，已成为集天然气生产与集输、自控、道路等系统工程于—体、具有年生产200万吨以上油气当量的能力和具有现代化管理水平、充满活力及发展后劲的天然气生产企业。
在气田开发建设中，苏南公司积极应对在中外合作项目中担当作业者所面临的各种困难及气田边际效益挑战，创新集成以“棋盘式”开发部署为代表的3项地质部署技术、以“152.4mm(6")小井眼钻井+88_9mm(3.5")无油管完井工艺”为代表的10项钻完井工艺技术、以“井口安装+试压、钢丝通井、电缆射孔、压裂、排液、测试”6项工序趟过”的流水线式批量作业等为代表的7项压裂试气工艺技术、以“大井组、长半径”集气等为代表的7项地面工艺技术，促进了气田开发水平提升和降本增效，为苏里格三低气藏开发提供了宝贵的经验和启示。
鄂尔多斯盆地苏里格气田合作开发管理
三是开发苏里格其所需要的庞大的队伍资源和高端技术从何而 来，按照2010年100亿立方米产气量的建产计划，每年仅大型钻机 需要100多台。面对这样大的决策风险仅靠一家上市地区性公司来 说，是难以逾越的困难。对中国石油和长庆油田公司是一个特大的
二、考验苏，里而且格对基气本田理念合思路作，开管理发机制管，理技术模工艺式等的方面形提出成新的 要求。实现苏里格气田经济有效开发，对于长庆气区发挥枢纽作用， 实现安全稳定供气，促进中国石油持续、有效、协调发展具有十分 重要的意义。
60 频率
44.0
（%） 40
28.5
24.9
20
2.6
0
<0.1 0.1-0.5 0.5-10
>10
鄂尔多斯盆地上古生界储层渗透率分布直方图
面对鄂尔多斯盆地极其复杂的地面和地质条件，经过中国石油和长庆油田几 代人的努力，攻坚啃硬、拼搏进取，创新勘探开发思路，按照“重新认识鄂尔多 斯盆地、重新认识长庆低渗透、重新认识我们自己” ，使一个个大油气田相继发 现和开发，建成了中国最大的特低渗透油气田开发生产基地。
大部分油气区分布在自然环境差 的荒原大漠，远离城镇，交通不便， 属于老少边穷地区，生产、生活条件 十分艰苦。
鄂尔多斯盆地地貌单元图
毛乌素沙漠
原 高 土 黄
◆地质条件难
51.2 60
鄂尔多斯盆地属于典型的“三低” 频率
（%） 40
油气藏，三叠系延长统和上古生界是开发
的主体，其主要特征是：
20
19.1
要解决世界级的难题，须得有放眼世界的目光，包藏宇宙 的思维，撬动地球的智慧，发微见著的洞察力，海纳百川的综合 力。一言以蔽之，必须运用科学求实的思考，首先找到解决问题 的出发点和归宿点，然后在“出发点”与“归宿点”之间的时间 与空间内，创造出一个崭新的事物运动的模型，即苏里格气田开 发建设的新模式。
苏里格气田自然间喷气井采气技术
苏里格气田自然间喷气井采气技术杨亚聪;穆谦益;田伟;白晓弘【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2012(034)001【摘要】针对苏里格气田自然间喷气井套压、产气量、产水量呈周期性变化及间歇产液的生产特征,研究了该类气井井筒积液与自然放喷过程,建立了气井参数预测数学模型及生产动态数值模拟,剖析了气井生产规律；进行了泡沫排水和连续油管排水现场试验对比,优选出该类气井连续油管排水方式,该研究对该类气井的生产动态分析具有指导意义,为延长气井的自喷时间提供了借鉴.【总页数】3页(P82-84)【作者】杨亚聪;穆谦益;田伟;白晓弘【作者单位】长庆油田公司油气工艺研究院,陕西西安710021;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710021;长庆油田公司油气工艺研究院,陕西西安710021;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710021;长庆油田公司油气工艺研究院,陕西西安710021;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710021;长庆油田公司油气工艺研究院,陕西西安710021;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710021【正文语种】中文【中图分类】TE37【相关文献】1.苏里格气田上、下古生界气藏合采气井的集输工艺 [J], 苏海平;张凤喜;池坤;陈翠2.苏里格气田节流器气井泡沫排水采气工艺探讨 [J], 惠艳妮;白晓弘;杨亚聪;田伟;李旭日3.苏里格气田气井泡沫排水采气试验分析 [J], 韩勇;王宪文;王惠;李在顺;茹志娟4.苏里格气田排水采气技术的进展及对策 [J], 马欣; 雷宇5.苏里格气田气井单井井场配备放喷罐可行性研究 [J], 李兵;海金龙;孟江龙;韩利宝;樊绪永;魏兵昂因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
苏里格气田苏147水平井整体开发区盒8下段储层精细描述
苏里格气田苏147水平井整体开发区盒8下段储层精细描述郝骞;李进步;王继平;王龙;张志刚【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2013(036)001【摘要】通过对苏里格气田苏147水平井整体开发区盒8下段储层微幅构造精细刻画,沉积微相精细识别,砂体展布特征分析及储集性能精细描述,综合筛选出适宜部署水平井整体开发的有利区带.研究表明:盒8下段储层微幅构造呈东-西向鼻隆-鼻凹相间排列,有效储层发育,辫状河三角洲平原底载荷型河道在地层剖面中呈“砂包泥”样式,河道砂与心滩坝砂体通过侵蚀面及侧积面相互叠置、连通,平面上构成毯状沉积复合体,垂向上河道下切、叠加、拼接,形成大型辫状河叠置砂体.沉积控制储层分布范围,成岩控制储层物性优劣,鼻褶平缓的构造区域是水平井部署的有利位置,由此制定出水平井整体开发区有利储集区域筛选原则并细化层次进行综合评价.【总页数】7页(P5-11)【作者】郝骞;李进步;王继平;王龙;张志刚【作者单位】中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心;中国石油长庆油田分公司低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心;中国石油长庆油田分公司低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心;中国石油长庆油田分公司低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心;中国石油长庆油田分公司低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心;中国石油长庆油田分公司低渗透油气田勘探开发国家工程实验室【正文语种】中文【相关文献】1.苏里格气田苏120区块低渗致密砂岩储层微观特征精细描述 [J], 郝骞;张志刚;靳福广;孙卫峰;杜鹏;薛雯;马志欣2.苏东水平井整体开发区储层精细描述 [J], 陈志华;常森;王龙;吴晓宁;王涛;白慧3.苏里格气田苏147水平井整体开发区开发效果评价 [J], 陈帅;白自龙;罗大龙;邹丽蓉;张波;曹立山;苏文杰;陈晓春4.苏里格气田苏147井区盒8段二维地震储层预测 [J], 郝骞;张志刚;祁越;范萍;李武科;刘艳霞;付斌5.苏里格气田苏49区块盒8下亚段致密储层非均质性特征 [J], 龙盛芳;王玉善;李国良;段传丽;邵映明;何咏梅;陈凌云;焦煦因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
苏里格天然气深度处理总厂_企业报告(业主版)
北京宜思博睿文化 传媒有限公司
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计审查会》会议服务
*按近 1 年项目金额排序，最多展示前 10 记录。
2022-09-23 2023-02-14
（3）其他建筑建材（2）
重点项目
项目名称
中标单位
中标金额（万元） 公告时间
TOP1
苏里格天然气深度处理总厂工程 陕西西方科技集团 建设项目组 2022 年工程建设：苏 有限公司
企业基本信息
单位名称: 营业范围：
苏里格天然气深度处理总厂
一、采购需求
1.1 总体指标
近 1 年(2022-09~2023-08)：
项目数(个)
24
同比增长：14.3%
项目总金额(万元)
(不含费率与未公示金额)
￥2252.49
同比增长：1398.0%
平均金额(万元)
￥204.77
同比增长：444.7%
平均节支率
0.8%
同比增长：-81.0%
*平均节支率是指，项目节支金额与预算金额的比值的平均值。（节支金额=项目预算金额-中标金额）
1.2 需求趋势
近 3 月(2023-06~2023-08)：
近 1 年(2022-09~2023-08)：
本报告于 2023 年 08 月 25 日 生成
1/16
近 3 年(2020-09~2023-08)：
目标单位： 苏里格天然气深度处理总厂
报告时间：
2023-08-25
报告解读：本报告数据来源于各政府采购、公共资源交易中心、企事业单位等网站公开的招标采购 项目信息，基于招标采购大数据挖掘分析整理。报告从目标单位的采购需求、采购效率、采购供应 商、代理机构、信用风险 5 个维度对其招标采购行为分析，为目标单位招标采购管理、采购效率 监测和风险预警提供决策参考；帮助目标单位相关方包括但不限于供应商、中介机构等快速了解目 标单位的采购需求、采购效率、采购竞争和风险水平，以辅助其做出与目标单位相关的决策。 报告声明：本数据报告基于公开数据整理，各数据指标不代表任何权威观点，报告仅供参考！
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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。
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）⑪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。
序号井别井型区块钻井价格(元/米) 取心价格(元/取心米)第一口井第二口井及以后1 天然气开发及开发评价井直井、定向井苏里格东区 646 565 2073说明：①价格中不含永久征地、表层套管、气层套管、取心和固井工程费用；套管头由甲方提供，在乙方工程款中按26000元/口井扣除。
②钻井价格中包括钻前工程费用，如需单独结算，建设单位按《2.1.3钻前工程指导价格》标准，从钻井工程（第一口井）价格中予以扣除29万元。
实施过程中建设单位可根据地形地貌、外部环境等现场实际情况，参照相关计价依据测算确定，但钻前总费用应控制在计划投资之内。
③适用井身结构：φ346×φ273.1+φ241.3×φ177.8 或φ311.1×φ244.5+φ215.9×φ139.7 。
④钻井取心费用按实际取心进尺乘以取心价格计算。
⑤如进行双级固井，则增加费用14万元/口井（包括小钻具转运、钻水泥塞及钻分级箍等全部费用）。
⑥如进行定向井施工，每口井增加钻井施工、定向井技术服务、钻井液等费用50万元。
⑦如下技术套管，增加36万元/口井(含因井身结构改变所发生的全部费用)。
⑧钻井价格中包括钻机搬迁费用40元/米（搬迁井距60km，超出部分每10km增加1.03万元）。
该指标为参考指标，具体实施中由各关联方根据钻机类型、井距、外协等实际情况协商确定。
⑨价格中包括HSE费用及营业税，开增值税票的施工队伍不扣除营业税。
⑩固井工程技术服务价格：直井、定向井固井工程技术服务价格18万元/口。
说明：a、固井价格中包括表层套管、气层套管固井的路途行驶费、施工费、材料费、套管附件费（不含分级箍）、井口试压费等固井施工作业的全部费用。
b、适用井身结构：φ346×φ273.1＋φ241.3×φ177.8 或φ311.1×φ244.5＋φ215.9×φ139.7。
c、如设计要求改变现有固井方式，可参照相应固井方式对应价格执行。
⑫水平井钻井工程价格水平井价格：水平井直井段单价为655元/米，自造斜点至水平段完钻价格为4093元/米，原钻机下完井管柱增加施工费40万元；苏里格项目部指定固井工作量，则从钻井价格扣除相应费用。
说明：①价格中不含永久征地、钻前井场、表层套管、气层套管、泥浆技术服务费用、定向井技术服务费用；含钻井搬迁、安装及材料供应（不含石油专用管）、井口坐标复测、钻井、配合测井、配合定向、下套管、固井、完井等钻井工程，套管头由甲方提供，在乙方工程款中按28600元/口井扣除。
②钻井价格中包括钻机搬迁费用40元/米（搬迁井距60km，超出部分每10km增加1.03万元）。
该指标为参考指标，具体实施中由各关联方根据钻机类型、井距、外协等实际情况协商确定。
③价格中包括HSE费用及营业税，开增值税票的施工队伍不扣除营业税。
④水平井固井工程技术服务费用。
序号井别井型区块价格（元/米）水平段附件费用（元/口）1 天然气开发水平井苏里格气田 94 120000a.价格中包括表层套管、技术套管（尾管）固井的路途行驶费、施工费、材料费、套管附件费（不含分级箍）、井口试压费等固井施工作业的全部费用。
不包括水平段固井施工费。
b.适用井身结构：三开：φ346×φ244.5+Φ241/Φ215.9×φ177.8+Φ152.4×φ114.3四开：Φ444.5×φ339.7+Φ311.2×φ244.5+Φ215.9×φ177.8+Φ152.4×φ114.3c.固井工程费用=实际入窗点井深×价格＋水平段套管附件费用d.价格中包括HSE费用及营业税，开增值税票的施工队伍不扣除营业税。
五、㈡钻机选型及钻井主要设备1、定向井、直井钻机选型及主要设备序号名称型号载荷(kN) 功率(kW) 备注1 钻机 ZJ40L/ZJ45 ≥22502 井架 JJ225/42-A2 ≥22503 天车 TC2-225 22504 游动滑车 YC250 22505 大钩 DG250 22506 水龙头 SL250 25007 转盘 ZP52B1 520mm8 气动小绞车 XJFH-5/35 50 2台9 钻井泵 1＃ F1300 9602＃ F1300 960钻井液罐 13000×3000×2500 总容量≥196m310 柴油机 1 G12V190B-3 930 3台11 压风机电动 2V-6.5/12 排量：6.5m3/min自动 2V-6.5/1212 发电机 1# PZ8V190D-2/300KW 3002# PZ8V190D-2/300KW 30013 防喷器 2FZ28-3514 控制系统装置 FKQ320415 节流、压井管汇 JG-35、YG-3516 振动筛 RCZ2000 2.2 2 处理量：210m3/h17 除气器 ZCQ1/4 11 排量：1000GPM18 除砂除泥清洁器 RCZ2000 125mm 2 处理量：200~250m3/h19 离心机 LW450×842N 22 处理量：40m3/h20 自浮式测斜仪 1套21 多功能气体检测仪固定式≥1套22 多功能气体检测仪便携式≥3套23 高压呼吸压缩机≥1台24 正压式空气呼吸器当班人员每人一套25 钻井液循环罐液面检测与报警装置 1套26 点火装置 1套27 转盘扭矩仪 1套2、水平井钻机选型及主要设备序号名称型号载荷(kN) 功率(kW) 备注1 钻机 ZJ-50L/ZJ-45 ≥30002 井架 JJ315-45K3 ≥30003 天车 TC-315 31504 游动滑车 YC3-315 31505 大钩 DG-350 31506 水龙头 SL3-450 44107 转盘 ZP-275 4410 698.5mm8 气动小绞车 XJFH-5/35 50 2台9 钻井泵 1＃ F-13002＃ F-1300钻井液罐总容量≥200m3配液罐≥10m310 柴油机 1 G12V190PZL-3 712 1台2 G12V190PZL-3/0 810 2台11 压风机电动 LS12-50HH 37 排量：5.1m3/min 自动 2V-6.5-1212 发电机 1# 康明斯461 4002# 8V190发电机 30013 防喷器 2FZ28-35、FH28-3514 控制系统装置 FKQ640615 节流、压井管汇 JG-35、YG-3516 振动筛 BDK2-10 2.2 2 处理量：210m3/h17 除气器 ZCQ300 11 排量：1000GPM18 除砂除泥清洁器 RCZ2000 125mm 2 处理量：120m3/h19 离心机 LW450*SV2-N 处理量：40m3/h20 自浮式测斜仪 1套21 多功能气体检测仪固定式≥1套22 多功能气体检测仪便携式≥3套23 高压呼吸压缩机≥1台24 正压式空气呼吸器当班人员每人一套25 钻井液循环罐液面检测与报警装置 1套26 点火装置 1套27 转盘扭矩仪 1套28 顶驱可选㈢天然气井钻井工程质量要求及验收标准1、井身质量合格率100%。
(1)直井：表1井段最大井斜角(°) 全角变化率( /25m) 水平位移(m) 井径扩大率(%)0～500 ≤1 <1°≤15 15501～1000 ≤2 <1°≤20 151001～2000 ≤2 <1°25’≤30 152001～3000 ≤4 <2°≤50 12.53001～4000 ≤7 <2°40' ≤60 12.5测斜间距：1500米前，每100米测斜一次；井深超过1500米后，每300米测斜一次；若井斜有超标趋势，应加密测斜。
(2)定向井:①直井段井斜执行气井表1；②斜井段全角变化率（连续三点即90米井段）：造斜和扭方位井段不大于6°/30m，其它斜井段的全角变化率不大于2°/30m；③中靶半径≤50m，要求中靶半径合格率100％；特殊井中靶半径执行设计。
④测斜方式:采用磁性单点、电子单多点或随钻测斜方式；⑤测斜间距: 测斜间距按表2执行；表2井段最大间距(m)丛式井直井段 <30造斜段、防碰井段 <20其它井段 <50多点测斜 <30注:防碰井段指在该井段钻进时可能钻碰邻井或以后井钻进时可能在该井段相碰的井段。
（3）平均井径扩大率＜15%，最大井径扩大率≤20%，油层井径扩大率＜10%。