苏里格气田苏20区块开发方案之地面工程
苏里格气田苏20井区废弃地层压力研究
（ ） 弃 压 力值 为原 始 地 层 压 力 的 １ ％ ， 适 １废 ０ 它
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
用 于 气 藏 深 度 小 于 １２ 原 始 地 层 压 力 小 于 ５４ ｍ，
１ ．５ ａ其公 式为 ２ ８ ７ ＭＰ ，
Ｐ 。＝ ０． Ｐ １ （） １
定 容致 密 型
ｋ＜１ ｍＤ
Ｐ ／ 。＝（ ． 。。 ０ ７—０ ５ Ｐ ／ ．） ｚ
３ 经 济一 产 能方程一 井底 流压 法 ．
注 ： ｐ — — 原 始 地层 压 力 和 废 弃地 层 压 力 ， ａ 、 — — Ｐ、。 ＭＰ ； 。
采用 气井某一时刻 的稳定 产能方 程 ， 结合废 弃井 底流压 ， 算废弃地层压力 。在求解气井 任意时刻 的 计 二项式包括气井废弃 时的稳定 二项式 方程时 ， 须以 必
重要依 据 。因此 ， 得到气 田准确 、 可靠 的废弃 条件是 十 分 必 要 的 ， 弃 压 力 越 低 ， 藏 最 终 采 收 率 越 废 气 高 。。废 弃地 层压 力 由气 田地质 、 采 工 艺技 术 、 ｊ 开 输气压 力及 经济指 标诸 因素所决 定 。 Ｊ
（） 弃 压 力 值 为 气藏 深 度 乘 系数 ０ ０ ， 压 ２废 ．５ 得 力 值 ， 成公 制单 位 ， 换算 公式 为
０～５ Ｐ ／ ＝（ ． ０ ｍＤ 。 Ｏ ４—０ ２ Ｐ ／ ．） 。 定容中渗透孔 隙型 ｋ＝１ 定容低渗透孔隙型 ｋ＝１ ０ｍ Ｐ ／。＝（ ． —１ Ｄ Ｏ ５—０４ ｐ／ ．） ｉ
（ ） 般通用 计算 （ ５ ）即 ６一 双 ０法 ，
Ｐ 。： ０ ３ ４ ．４ ７＋１ １ １×１ Ｄ ．３ ０ （） ６
苏里格气田S120区块山1-盒8沉积微相研究
文章编 号 ： １ ６ ７ ３— ９ ４ ６ ９ （ ２ ０ １ ３ ） ０ １— ０ ０ ６ ３— ０ ６
ｄ ｏ ｉ ： １ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ６ ７ ３— ９ ４ ６ ９ ． ２ ０ １ ３ ． ０ １ ． ０ １ ５
苏里格气 田 Ｓ １ ２ ０区块 山 １一盒 ８沉 积 微 相 研 究
刘海 燕 ， 王 秀平 ， 马 东旭
（ １ 大 陆动力 学 国家重点实验室 ， 西北大学地质 学系 ， 西安 ， ７ １ ０ ０ ６ ９； ２山东科技 大学地质科学与工程学 院， 青岛， ２ ６ ６ ５ １ ０ ）
摘要 ： 苏里格 气 田西 区 Ｓ １ ２ ０区块主 力含 气层 段 为 山 １ 一盒 ８ 段， 为 了查 明该 区砂体展 布 特征 ， 笔 者在 资料 收 集和 ３ ０余 口钻 井的测 井 曲线 综合 解释 的基 础 上 ， 对研 究 区 内的 沉积 微 相进 行 了详 细 的研 究 。研 究结 果认 为 ： 山１ 段 发 育 曲流 河沉积 相 ， 盒 ８段 发 育辫 状 河沉积 相 ， 优 质 储 集砂 岩
Ｓ ｈ ａ ｎ ｘ ｉ Ｘｉ ｈ ｎ ７ １ ０ ０ ６ ９， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ； ２ ． Ｃ ｏ ｌ ｌ ｅ ｇ ｅ ｏ ｆ Ｇ ｅ ｏ ｌ ｏ ｇ ｉ ｃ ａ ｌ Ｓ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ ａ ｎ ｄ Ｅｎ ｇ ｉ ｎ ｅ ｅ ｒ ｉ ｎ ｇ，Ｓ ｈ ａ ｎ ｄ ｏ ｎ ｇ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ ｏ ｆ Ｓ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ ａ ｎ ｄ
分布 是 比较 一致 的 ； 砂 体 厚度 、 发 育规模 以及砂 体 空 间展 布 均 受沉积 相 带的控 制 。
关键 词 ： 鄂 尔多斯盆 地 ； 苏里格 气田 西 区 ￥ １ ２ ０区块 ； 山 ｌ段 ； 盒 ８段 ； 沉积微 相
工程部工作的心得6篇
工程部工作的心得6篇（经典版）编制人：__________________审核人：__________________审批人：__________________编制单位：__________________编制时间：____年____月____日序言下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。
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苏里格气田开发选区技术探讨
苏里格气田开发选区技术探讨兰朝利;何顺利;门成全;张君峰;兰义飞【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2008(030)004【摘要】针对苏里格气田目的层储层横向延伸窄,空间分布不连续,低孔、低渗特点,在储层沉积微相、储层综合预测以及排烃期古构造研究基础上,提出了苏里格气田储层相对富集区块优选依据,并在此基础上,提出了开发苏里格气田的综合选区技术.应用该技术在鄂尔多斯盆地东部的太原组进行区块优选,取得了良好效果,表明该技术适用于鄂尔多斯盆地低孔低渗碎屑岩气田开发.【总页数】4页(P89-92)【作者】兰朝利;何顺利;门成全;张君峰;兰义飞【作者单位】中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京,昌平,102249;中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京,昌平,102249;中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京,昌平,102249;中国石油天然气股份有限公司,北京,100011;中国石油长庆油田公司,陕西,西安,710021【正文语种】中文【中图分类】TE121【相关文献】1.苏里格气田储层地质研究及丛式井开发模式应用——以苏里格气田A区为例 [J], 杨琼警;张亮;杨仙峰;费世祥;王亚兰;唐铁柱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.油气田开发的技术支撑体系创新--以苏里格气田为例 [J], 赵忠军;李进步;王宪文;满军卫;白建文4.苏里格气田水平井开发分段压裂技术探讨 [J], 张宁刚5.大型致密砂岩气田有效开发与提高采收率技术对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例 [J], 冀光;贾爱林;孟德伟;郭智;王国亭;程立华;赵昕因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
苏里格气田苏20井区集输管网设计
* 郑 为，女，助理工程师。
2008年毕业于西南石油大学油气储运专业，现在长庆油田公司第一采油厂王窑集输大队从事油田集输工作。
通信地址：陕西省延安市河庄坪，716000郑 为＊1 郑 欣2 张凤喜2 范君来2 曾继磊2（1.长庆油田公司第一采油厂；2.西安长庆科技工程有限责任公司）郑 为等. 苏里格气田苏20井区集输管网设计. 石油规划设计，2010，21（2）：20～21，29摘要 根据苏里格气田地面集输工艺的特点，对多种集气方案进行了比选，确定出最佳集气站布局方式和多井串接的采气管网形式，缩短了采气管道长度，增加了集气站辖井数量，降低了管网投资。
在采气管网和集气支线的工艺设计上，采用了气体管道计算软件对采、集气管道的管径等参数进行最优组合，达到技术可行、经济最优的设计效果。
关键词 苏里格气田 集气站布局 方案比选 采气管网 串接 集气支线1 苏20井区概况苏里格气田苏20井区建产总规模4.6×108m 3/a，钻井156口，累计建生产井140口，产能建设期2年。
每年钻新井弥补递减，稳产8年，最终形成东西向井距为600m、南北向排距为1200m 的井网。
该区块已设置一座计量交接站，计量后进入干线。
计量交接站要求交接压力不低于3.2MPa，考虑集气支线0.2MPa、站内0.1MPa 的压力损失，则最远端集气站出站压力为3.5MPa。
2 集输管网设计2.1 集气站布局对于集气站的布置，按《油气集输设计规范》的规定，集气站集气半径不宜大于5km。
苏20井区南北长约22km，东西长约15km。
经初步分析对比后，提出较优方案：方案一布站2座，集气半径5km，从南向北分别为苏20-1#集气站、苏20-2#集气站；方案二布站3座，集气半径4km，从南向北分别为苏20-1集气站、苏20-2集气站和苏20-3集气站。
按照各年钻井数目和位置，同时充分考虑集气站规模，分别接入临近集气站。
由各年单井配产量，以及集气站各年进井数目计算得到各站分年最大集气量，并确定出建站规模、压缩机需求数目和各年运行情况，从而对方案进行经济、运行等方面的对比，根据苏里格气田开发总体规划确定出推荐方案。
体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用——以苏53区块为例
体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用——以苏53区块为例叶成林;王国勇【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12×10 4 m3,平均无阻流量、动储量分别为77.9×104 m3/d、1.75×108 m3,均为动态Ⅰ类井.【期刊名称】《石油与天然气化工》【年(卷),期】2013(042)004【总页数】5页(P382-386)【关键词】体积压裂;采收率;水平井;苏里格气田;非常规气藏【作者】叶成林;王国勇【作者单位】中国石油长城钻探苏里格气田项目部;中国石油长城钻探苏里格气田项目部【正文语种】中文【中图分类】TE357.1+3“体积压裂”指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高产量及采收率［1－3］。
近年来，美国在致密页岩气藏的成功开发，引发了我国科技工作者的广泛兴趣，体积压裂技术也逐渐成为国内非常规气藏高效开发的关键技术之一［4］。
苏里格气田是国内最大气田之一，属于致密砂岩气藏［5］，其中苏53区块水平井整体开发取得了显著成效。
为了进一步提高水平井开发效果，在大规模引进体积压裂技术之前，对苏里格气田体积压裂适用性进行研究，并对2012年开展的水平井体积压裂试验进行了效果分析。
苏里格气田苏20区块气水关系研究
苏里格气田苏20区块气水关系研究姜萍;李红星;安文武;赵锡桥;齐振勤【摘要】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、砂顶徽幅度构造、藏内温度、压力条件、天然气充注程度和储集层质量控制.【期刊名称】《录井工程》【年(卷),期】2011(022)001【总页数】6页(P64-69)【关键词】苏里格气田;水文地质学;变质系数;脱硫系数;成因系数;矿化度;苏20区块;气水关系【作者】姜萍;李红星;安文武;赵锡桥;齐振勤【作者单位】渤海钻探第一录井公司;大港油田公司勘探开发研究院;渤海钻探第一录井公司;大港油田公司采油五厂;渤海钻探第一录井公司【正文语种】中文0 引言在油气田中,油、气、水三者往往是共存的。
地层水（油气田水）是与油气共存的地下水,它与油气的生成、运移、聚集和成藏有着重要联系,地层水的活动及其性质直接或间接指示油气圈闭内部流体系统的开放性和封闭性,尤其是地层水的化学成分与油气藏的形成密切相关。
地层水研究成果对提高油气勘探工作效率、缩短勘探周期和降低勘探费用有着重要的作用[1]。
苏20区块位于苏里格气田西部,是苏里格气田近几年投入开发的重要区块,开发的主要层位有石盒子组盒8段、山西组山1段。
伴随开发部署的展开,局部生产井出现了不同程度的产水现象。
据不完全统计,苏20区块截至2009年共完钻各类井212口,在试气及生产过程中发现和证实产水井7口,产水量一般为7.02～20.95m3/d,最高为28.09m3/d；气水同产井19口,其中产水低于1m3/d的气井7口、1～10m3/d的气井6口、10.0～22.8m3/d的气井6口。
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
苏里格气田地面系统标准化建设
苏里格气田地面系统标准化建设
冉新权;朱天寿;刘祎;吕永杰;王登海;杨光
【期刊名称】《石油规划设计》
【年(卷),期】2008(019)004
【摘要】苏里格气田标准化建设是在对井站流程、工艺设施、建设内容、建设规模、建设标准等进行归类总结和优化简化的基础上,通过统一工艺流程、关键设备
定型、装置模块划分、工厂适度预制、现场快速组装等手段,形成的标准化、规范化、系列化的设计和施工方法.未来的苏里格气田将有上万口井、上百座集气站,每年建集气站20座以上.标准化建设可以提前对站场的材料、设备进行规模化的采购,可以达到缩短建造工期、提高建设质量的目的.
【总页数】4页(P1-3,6)
【作者】冉新权;朱天寿;刘祎;吕永杰;王登海;杨光
【作者单位】中国石油长庆油田分公司;中国石油长庆油田分公司;西安长庆科技工程有限责任公司;中国石油长庆油田分公司;西安长庆科技工程有限责任公司;西安长庆科技工程有限责任公司
【正文语种】中文
【中图分类】F4
【相关文献】
1.苏里格气田储层地质研究及丛式井开发模式应用——以苏里格气田A区为例 [J], 杨琼警;张亮;杨仙峰;费世祥;王亚兰;唐铁柱
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.苏里格南区块地面系统优化研究与认识 [J], 杜超;赵鹏敏;张川;唐瑞志
4.苏里格气田地面系统标准化设计 [J], 刘祎;杨光;王登海;林玉和;薛岗
5.苏里格气田东区隔夹层分布特征及对水平井影响——以苏里格气田东区召30区块为例 [J], 冯敏;吴小宁;陈志华;杨仁超;
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苏里格气田试气地面流程改进历程及应用
１ 雷群 ， 慕立俊 ， 陆红军 ． 长庆上古生界低压 低渗砂岩气藏 压裂工艺技术 ． 天然气工业 ，０ ３ ２ （ ）６ ２０ ，３ ５ ：６
该 阶段 地面流程 如 图 ３所示 。
本文收稿 日期 ：０９—０ ２０ ８—１ 编辑 ： 兰婷 ２ 许
图３ Ｔ型油 嘴 套 精 简 阶 段 地 面流 程 不 意 图
试 气 是对 气层 进 行定 性评 价 的重 要手 段 ， 目 其
的是为了取得地层油气资料 ， 并据此对被试气井及
相关地 层进行 定性 评 价 。 目前 ， 庆 油 田在 苏里 格 长
气田普遍采用的是常规试气工艺 。其工艺流程为搬 迁 、 装准备 、 安 通井 、 井 、 压 、 洗 试 射孔 、 压裂 、 液 、 排 完
岩两大类储 层 。在盆 地 中部 以碎 屑岩 储集 层 为 主 ， 自下而上 分为石炭 系本溪组 、 太原组 ， 二叠 系的 山西 组 、 盒子组 。主力 气 层 为二 叠 系 的 山西组 和 石盒 石
子组 ， 主要为一套三角洲沉积 的低渗致密砂岩储集 体ｌ。苏里格气 田位 于鄂尔多斯盆地 中北部 ， １ Ｊ 属于 “ 低渗、 低压、 低产 、 低丰度” 四低” 的“ 气藏。对 气层
第 １ ９卷
第 １ 期
张群双 ： 苏里格气 田试气地面流程改进历程及应用
５ １
该 阶段 地 面流程 的优点 ： 装简单 快捷 ； 换 油 组 更 嘴不用关 井 ； 以连续 放喷 。 可
套实现 三级节 流 控 制 。为 了降 低管 材 消耗 ， 同时 采 取 了相 应 的技 术措施 。
参 考 文 献
该 阶段 的 改进说 明 ： 放 喷流 程进 行 重大 改 型 将 改造 ， 并把 直 型油 嘴 套 换 成 Ｔ型 油 嘴套 ， 同时 增 加
苏里格气田苏区块开发方案之地面工程
25MP a
压力分界线
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阀后4.0MPa
3.2场站布置
3.2.1布站原则 1.合理控制采气半径，节约建设成本； 2.根据总体井网布置，合理优化站场数量。 3.2.2布站方案 根据苏20区块开发方案井位布署，站场布置方案有两种。
集气站工艺流程
闪蒸分液罐 污水罐
外输计量区
分离器 压缩机组 压缩机组
分离器 自用气区
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3.4.1井场布置 井场无人值守，场
地只作简单处理。 单井井场占地面积 为30m×35m,约 1.58亩。
3.4平面布置
单井井场平面布置示意图
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3.4平面布置
3.4.2集气站平面布置 1.布置原则 1）紧凑合理、节约用地； 2）根据不同生产功能和特点相对集中布置。 2.布置方案 集气站休息室、值班室、厨房、发电机房等辅助生产区与工艺装
4.0MPa，井口加热、保温输送、集气站常温分离外输。到集气站压力 降至3.5MPa以下时，集气站增压外输。 方案优势：充分利用地层压力能，初期预计可延迟集气站增压时间约1 年左右。
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3.1集气工艺
以辖22口井集气站为例，两方案综合比较见下表。 井口集气工艺对比表
项目 井场 压缩机 10年折现 总投资
设置清管站一座（与苏20区 块计量交接站合建），集气 站由北向南依次命名为苏34 （苏20-1集气站）、苏35 集气站（苏20-2集气站）。
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苏34 清管站
苏35
方案一
DN200 苏35
苏苏3366 站
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。
河北省建设厅关于公布2008年度河北省优秀工程勘察设计奖获奖项目的通知
河北省建设厅关于公布2008年度河北省优秀工程勘察
设计奖获奖项目的通知
文章属性
•【制定机关】河北省建设厅
•【公布日期】2009.02.04
•【字号】冀建质[2009]37号
•【施行日期】2009.02.04
•【效力等级】地方规范性文件
•【时效性】现行有效
•【主题分类】机关工作
正文
河北省建设厅关于公布2008年度河北省优秀工程勘察设计奖
获奖项目的通知
（冀建质[2009]37号）
各设区市建设局，省直有关部门，华北石油管理局：
根据《河北省优秀工程勘察设计奖评选办法》，经省优秀工程勘察设计奖评审委员会组织专家评审，评选出苏里格气田苏25区块产能地面建设工程、唐钢炼铁北区3#高炉大修工程、邯郸--长治公路更乐至冀晋段高速公路等137项工程勘察设计获得2008年度河北省优秀工程勘察设计奖，其中一等奖16项，二等奖50项，三等奖71项。
现将获奖项目、获奖单位和获奖项目主管勘察设计人员予以公布。
希望全省广大工程勘察设计单位和人员在工程勘察设计工作中继续贯彻落实科学发展观，充分发挥勘察设计在城镇化建设和工程建设中的先导和基础作用，不断推进勘察设计行业科技进步和技术创新，为建设资源节约型、环境友好型社会，实现全省经济建设又好又快地发展做出更大的贡献。
附件：2008年河北省优秀工程勘察、工程设计奖评选结果
二○○九年二月四日。
煤层气地面集输管网优化
$%&
布局优化 煤层气集输管网布局优化关键在于有效利用 压差 "
确定合理的管网布局 " 增加集输半径 " 减少中间场站 " 降 低管网成本 $ 由于煤层气井口到增压站距离较长 " 可利 用的有效压差较小 *&## ,-( 左右 !" 要减少地面集输管网 投资 " 须尽量增加集输半径 " 主要措施有 +
管线压降的影响较小 " 可以忽略不计 # 当高差 "## $ 时 " 应考虑高程对管道压降的影响 $ 其较普通的枝状管网仅多了集气阀组 " 集气阀组通常建 在井 场 相 对 位 置 较 为 集 中 的 小 区 块 " 承 接 该 小 区 块 的 井 场 来气 " 管网布局见图 &') !$ ( 枝上枝 ) 管网已成功应 用于山西沁南煤层气田樊庄区块% 郑庄区块及山西沁 南潘河煤层气田等地面建设工程中" 证明了适用性和 经济性 &*'$ 当煤层气井场分布在狭长的带状区域内 " 井场位置 相对分散且井网距离较大时 "宜采用枝状管网 $ 枝状管网 缩短了采气管线长度 " 气田建设十分灵活且便于扩展 " 可 满足煤层气田滚动开发和分期建设的需要 $ 陕西韩城煤 层气田已建区块采用了枝状管网 " 该区块呈带状分布 % 南 北走向 "气井之间位置相对较分散 "地形起伏较大 $
!! 采集气管道流速宜控制在 '+ &,- 以下 # 集气干线
应 尽 可 能 选 用 较 小 管 径 #以 在 其 上 分 配 较 多 压 降 #降 低 管网成本 "
"!集输管网中的采气干线和集气干线应尽量统一管
浅谈苏西区块地面生产运行系统的优化
浅谈苏西区块地面生产运行系统的优化摘要：经过苏里格气田苏西区块地面生产运行系统的现状调查，挖掘该区块地面生产运行系统降本增效的潜力，经过研究分析后，提出三项苏西区块地面生产运行系统的优化措施达到降本增效的目的，分别为提高苏西区块集气站的利用率、提高苏西区块集气站大型设备的利用率和提高苏西区块采出水管输系统的利用率，并进行可行性分析。
关键词：苏西区块地面生产运行系统降本增效前言通过对苏里格气田苏西区块地面生产运行系统进行现状调查，研究分析出该区块地面生产运行系统优化措施，达到降本增效的目的。
苏西区块地面生产运行系统概况苏里格气田苏西区块共3个区块，3个生产区块位于内蒙古鄂托克前旗及陕西定边。
苏西区块的主要地面工艺是以“井下节流、带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理”为主体的苏里格气田“中低压集气模式”。
苏西区块共有集气站15座、清管站1座、采出水回注站1座，气井818口，集气支线10条154Km，采气管线1547Km，气田采出水管线3条40Km。
苏西区块15座集气站的集气能力857×104m3/d，增压能力900×104m3/d，分离器处理能力1250×104m3/d。
苏西区块地面生产运行系统的现状调查据调查统计，苏西区块的15座集气站集气能力857×104m3/d，2017年实际负荷239.5887×104m3/d，负荷率26.24%；增压能力900×104m3/d，2017年实际负荷239.5887×104m3/d，负荷率24.52%，；分离器处理能力1250×104m3/d，2017年实际负荷239.5887×104m3/d，负荷率16.6%。
苏西区块分为2个区块，苏*区块集气站集气能力394×104m3/d，2017年实际负荷99.7249×104m3/d，负荷率30.91%；增压能力425×104m3/d，2017年实际负荷105.0589×104m3/d，负荷率31.44%；分离器处理能力450×104m3/d，2017年实际负荷99.7249×104m3/d，负荷率20.75%。
油气田地面建设工程标准化造价指标编制说明
油气田地面建设工程标准化造价指标(第一部分)编制使用说明第一章油气田站外管线本指标适用于油气田地面建设工程输送介质为石油、天然气、甲醇、水等的站外管道敷设工程。
一、指标包括工序范围1、管线防腐保温：光管装卸、管段预制、除锈、防腐保温及其质量检验。
2、管线安装：预制管段运输、管线连接、管件安装、焊缝无损检测、补口补伤、强度及严密性试压、通球吹扫。
3、管沟土方等。
二、编制依据1、规范标准执行中国石油天然气总公司《埋地钢质管道再生橡胶防腐层技术标准（Q/CNPC 79-2002）》、《埋地钢质管道环氧煤沥青防腐技术标准（SY/T 0447-96）》、《埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准（SY/T 0415-96）》、《钢质管道聚乙烯粘胶带防腐层技术标准（SY/T 0414-98）》、《钢质管道液体环氧涂料内防腐层技术标准（SY/T 0457-2000）》、《埋地钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准（SY/T 0315-97）》、《油田集输管道施工及验收规范（SY 0422-97）》、《天然气集输管道施工及验收规范（SY 0466-97）》、《石油天然气钢质管道无损检测(SY/T4109-2005)》、国家石油和化学工业局《玻璃纤维增强热固性树脂压力管道施工及验收规范（SY/T0323-2000）》及西安科技工程有限责任公司编制、经油田分公司主管部门审定的《2009年油气田地面工程设计技术统一规定》、《苏里格气田地面系统标准化设计规定(修订稿)》等。
2、定额执行《石油建设安装工程预算定额基价》（发[2001]第18号文）。
3、费用标准执行中国石油天然气集团公司《石油建设安装工程费用定额》（中油计字[2005]519号文件）、长油字[2007]59号文件。
4、管材价格按油田分公司物资装备部2009年1月采购并结合最新调查价格(不含税，计入材料管理费)取定。
管材、弯头预算价格见附表1、附表2。
三、其他说明1、指标中已计入了每公里管线的主材和一定数量管件的费用，其中：钢管每公里5个管件，玻璃钢供、注水管线每公里7个管件、5个止推座。
工程个人述职报告五篇
工程个人述职报告五篇（最新版）编制人：__________________审核人：__________________审批人：__________________编制单位：__________________编制时间：____年____月____日序言下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。
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油田地面工艺技术
6、7、8、10
7
中国石油长庆油田分公司
五、油藏特点
★低渗：侏罗系渗透率 10～100×10-3μm2
三叠系渗透率 0.1～2.0×10-3μm2
★低压：压力系数
0.65～0.75
地饱压差较小 2.94～6.38MPa
9
中国石油长庆油田分公司
七、开发难点
• 低渗、低产加大了建设投入 万吨产建井数多且区块分散，造成地面建设站点多、线路 长，建设投入大。
• 采出水处理难度大、投资高 储层孔喉半径仅0.4～0.8μm，对注水和回注污水水质要求 非常高； 污水矿化度高，而且富含硫酸根、钙、钡、锶等离子，易 造成结垢、腐蚀； 采出水处理流程复杂，必须采取相应的防腐措施。
33
中国石油长庆油田分公司
一、气田现状
1、靖边、乌审旗气田：
产量53×108m3/a。
2、榆林气田：
苏 里
1）长北合作区：长北合作区是壳牌与中
格 气
国石油天然气集团公司共同勘探开发天
田
然气资源，产量30×108m3/a；
2）榆林气田南区：产量20×108m3/a。
3、苏里格气田：产量44×108m3/a。
20
中国石油长庆油田分公司
二、油田集输流程
油井功图计量技术依据油井
深井泵工作状态与油井液量变化
关系，建立抽油杆、油管、泵功
载 荷
图的力学和数学模型，通过获取
传 感
示功图数据，计算油井产液量。 器
角 位 移 传 感
器
无线通讯 电流 电压 采集
数据采集
功图计量流程示意图
2024年对于感恩总结参考（二篇）
2024年对于感恩总结参考一、秉持正确的工作态度，进行自我调整，以适应新的职业环境年初，我从公路四分公司调至苏里格项目部，负责现场测量并兼管质量检查。
由于在前一年底曾在苏里格工作过，我对那里的状况有相当的了解。
为了确保工作的顺利进行，我在项目开始前制定了初步的现场测量策略，做好了技术准备。
我在思想上保持端正的态度，做好自我调整，随时准备面对新的挑战。
苏里格的在建项目是气田开发的临时道路，由于钻井周期短、开发任务重，道路建设需在无施工图的情况下满足整体施工进度，不能因道路问题影响苏20区块的整体开发。
这对我现场测量的能力提出了严峻的考验。
我需要根据井位坐标确定路线，然后对沿线地形进行详细勘察，对地质不良的地段进行及时调整。
由于地处毛乌素沙漠中南部，大部分地区被沙漠覆盖，徒步是唯一的勘察方式，这对测量人员的体力提出了高要求。
尽管环境艰苦，任务繁重，我并未退缩或抱怨，而是将此视为对自己的挑战，积极主动，不畏艰难，每天早出晚归，以坚韧的毅力完成了测量任务，确保了苏里格项目的正常运行，迅速适应了新的工作环境。
二、尽职尽责，一丝不苟，培养卓越的工作习惯由于人手紧张，我除了负责现场测量，还兼职质检员和安全员。
去年，我完成了____公里的道路踏勘和放线工作，每次任务开始前都需要进行地形勘察，工作强度大；每天的安全技术交底也必须在施工前进行，要求及时性和针对性强。
尽管工作量大，时间有限，我从未因工作繁重而忽视质量，始终尽职尽责，合理安排时间，全力以赴，对潜在的质量问题及时向施工队长反馈并监督整改，确保了苏里格项目的施工进度和工程质量，同时确保了现场施工安全。
三、积极配合，团队协作，提升现场管理水平项目的成功需要所有人的共同努力，保持团队的和谐与协作至关重要。
我始终能与项目部的所有人员保持良好的关系，配合默契，从不因个人问题影响整体工作。
我尊重并积极向经验丰富的施工队长学习，不断总结，提升自己的现场管理能力，深刻认识到一个高效协作的团队对于项目成功的重要性。
苏里格气田苏53区块南部地区有效砂体预测
苏里格气田苏53区块南部地区有效砂体预测
李明波
【期刊名称】《天然气工业》
【年(卷),期】2013(033)008
【摘要】鄂尔多斯盆地苏里格气田苏53区块勘探开发的主力层位为下二叠统石盒子组8段和下二叠统山西组1段,为确定该区块总体低渗透背景下相对高渗透储集砂体的分布规律、优选出天然气相对富集区,在综合利用气藏勘探、开发过程中获得的地震、地质、测井、钻井以及开发动态资料的基础上,应用相控条件随机模拟方法建立了定量的储层地质模型(包括单砂体模型和物性参数模型,其中物性参数模型又包括孔隙度模型、渗透率模型和含气饱和度模型),对该区块南部地区大面积低渗透、低丰度背景下有效储集砂体的展布规律及井间储层参数进行了预测.结果表明:①该区块有效储层主要分布在中南部和西部,以低孔隙度、低渗透率储层为主,其分布受沉积相控制明显,以河道砂为主的有效储层孔隙度明显高于其他岩性储层；
②相对高孔隙度、高渗透率储层在侧向上和纵向均被相对低孔隙度、低渗透率储层所分隔,孔隙度、渗透率井间差异较大.
【总页数】5页(P20-24)
【作者】李明波
【作者单位】中国石油长城钻探工程公司苏里格气田项目部
【正文语种】中文
【相关文献】
1.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
2.水平井地质导向技术在苏里格气田开发中的应用--以苏10和苏53区块为例 [J],
3.苏里格气田苏53区块工厂化作业实践 [J], 刘乃震;柳明
4.苏里格气田压裂水平井裂缝参数优化——以苏53区块为例 [J], 叶成林
5.地应力在苏里格气田水平井方位设计中的应用——以苏53区块为例 [J], 叶成
林
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40.9
雷暴日数
天
25.9
霜日数
天
61.9
最大积雪深度
cm
9
冻土深度
标准冻深 最大冻深
cm cm
117.5 150.0
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2 开发方案
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3 集气工程
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《混凝土结构设计规范》 GB 50010-2002
《建筑地基基础设计规范》GB 50007-2002
其他相关规范、标准。
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1.3 地理位置及自然条件
苏20区块位于苏里格气田中西部， 其东部为苏36-11井区，南部为苏14 井区，属鄂托克旗所辖。
4.0MPa，井口加热、保温输送、集气站常温分离外输。到集气站压力 降至3.5MPa以下时，集气站增压外输。 方案优势：充分利用地层压力能，初期预计可延迟集气站增压时间约1 年左右。
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3.1集气工艺
以辖22口井集气站为例，两方案综合比较见下表。
3.1集气工艺
3.1.2多井串管集气工艺 多口气井串接到同一采气干管，汇合后集中进站。减少了采气管线长
度，增加了集气站辖井数量，降低了管网投资。 3.1.3系统压力概况 天然气交接压力不低于3.2MPa，最远端集气站出站压力为3.5MPa。
井口 1.3MPa
采气干管
建设分界
集气站
出站压力 3.5MPa
3.1集气工艺
3.1.1井口集气工艺 1.井下节流、井口不加热、采气管线不保温方案（方案一） 通过实施井下节流工艺，生产初期控制井口压力，使在该压力下生产时，
气流温度高于对应压力状态下水合物形成温度。 集气流程为：经井下节流后，1.3MPa的井口气，通过采气管线输送至集
气站，在集气站经常温分离、增压后外输。 方案优势：井场不设加热炉、采气管线不保温，井场无人值守，便于管
理。
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3.1集气工艺
2. 井口加热节流，采气管线保温输送方案（方案二） 生产初期气井井口加热节流到4.0MPa，到集气站约3.5MPa，不增压直
接外输；井口压力下降后，集气站增压外输。 集气流程为：通过井口加热节流，生产初期井口流动压力控制在
单位 hPa 0C 0C
0C
鄂托克旗 862.3 6.6 36.7
-31.4
平均相对湿度
%
48
气
年平均降水量
年平均蒸发量
mm
277.2
mm
2462.2
平均
m/s
3.2
象
风速
最大
m/s
最多风向
28.0 N
平均
0C
9.2
地面温度 极端最高
0C
68.8
极端最低
0C
-36.9
日照时数
时
3045.4
大风日数
天
项目 井场 压缩机 10年折现 总投资
优点
缺点
井口集气工艺对比表
方案一：井下节流 不设加热炉 投产初期就需建
方案二：井口加热节流 设加热炉 约投产1.5年后投运
2411万元
2476万元
管理维护方便； 井筒及井口至加热炉段不 易堵塞； 压力系统单一，匹配较为 简单。
增压时间比方案二提前， 开采初期对地层压力能利 用不足
汇报内容
1 总论 2 开发方案 3 集气工程 4 防腐保温 5 仪表 6 通信工程 7 给排水、消防 8 供配电 9 供热、采暖通风
10 维修 11 建筑结构 12 苏20区块区部 13 道路 14 节能 15 环境保护 16 职业安全卫生 17 组织机构及定员 18 主要工程量及投资
25MPa
压力分界线
阀后4.0MPa
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3.2场站布置
3.2.1布站原则 1.合理控制采气半径，节约建设成本； 2.根据总体井网布置，合理优化站场数量。 3.2.2布站方案 根据苏20区块开发方案井位布署，站场布置方案有两种。
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生产初期利用地层压力，延迟增压时 间； 采气管线保温，受环境温度影响较小 ，运行可靠。
井口设加热炉，管理点多，维护工作 量大； 井筒及井口至加热炉段管线易堵塞； 采气管线需要保温，投资较高。
推荐方案一，在井场预留加热炉接口，井下节流器未投用或检修时，采用 井口加热炉进行加热节流临时生产。
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集气支线
交气点
交气压力 3.2MPa
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3.1集气工艺
3.1.3设计压力 从节能、降耗的角度出发，考虑生产初期夏季地温升高时（高于
11℃），可将井口压力提高到4.0MPa，在集气站不增压的外输。因此， 采气管线的最高运行压力为4.0MPa。
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1 总论
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1.1设计依据
1.《苏里格气田苏20区块初步开发方案》,中国石油勘探开发研究院 鄂尔多斯分院,2006年3月。 2.《苏里格气田30×108m3/a产建骨架工程 地面建设工程部分》,西安 长庆科技工程有限责任公司,2005年12月。 3.《苏里格气田30×108m3/a开发规划 地面建设工程部分》,西安长庆 科技工程有限责任公司,2005年5月。
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1.2遵循的主要标准规范
《石油天然气工程设计防火规范》 GB 50183-2004
《油气集输设计规范》
GB50350-2005
《建筑设计防火规范》
GBJ 16-87(2001年版)
《输送流体用无缝钢管》
GB/T 8163-1999
《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005
苏20区块
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1.4 地理位置及自然条件
➢地形地貌 气田区域处于毛乌素沙漠的南部，地貌类型主要为沙丘。 ➢地震 地震基本烈度为Ⅵ度或小于Ⅵ度。
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气象要素 平均气压
气温
年平均 极端最高 极端最低