最新鄂尔多斯盆地伊陕斜坡试15井本溪组试气工程设计
神木气田开发地质效果评价
神木气田开发地质效果评价黄锦袖;朱玉杰;高哲;李君【摘要】神木气田2011年进行试采评价,2012年开始大规模开发,经过5年的产建开发,产能规模已达到24.9×108m3/a.本文通过对双A井区、双B井区、米A 井区钻遇效果、试采效果进行分析评价,同时优选有利储层富集区,为气田开发调整,优化开发效果奠定基础,同时也为气田开发管理积累经验.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)006【总页数】5页(P98-101,105)【关键词】神木气田;钻遇效果;试采效果【作者】黄锦袖;朱玉杰;高哲;李君【作者单位】中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林 719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林 719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林 719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林 719000【正文语种】中文【中图分类】TE3751.1 基本地质特征神木气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部。
构造上为宽缓的西倾单斜，坡降6m/km～10m/km。
研究表明，低缓鼻隆构造对天然气聚集不起控制作用。
主力气层为太原组、山西组、盒8，其中太原组为海陆过渡带型的沉积体系，主要发育三角洲平原、前缘亚相，其中太2段砂体连片性较好，厚度6m～18m，厚砂体呈透镜状分布；山西组为河流-三角洲沉积体系，主要发育三角洲平原亚相，砂体呈近南北向条带状、网状分布，厚度4m～14m，主力层山22横向连片性较好。
另石盒子、本溪、下古马五也发育有效储层，多层系特征明显［1-3］。
储集层岩性为石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩。
太原组孔隙类型以岩屑溶孔为主，平均孔隙度为7.8%，渗透率为0.64 mD；山西组主要发育岩屑溶孔、粒间孔及晶间孔，平均孔隙度为6.8%，渗透率为0.85 mD。
为典型的“低孔、低渗”致密砂岩气藏（见表1）。
1.2 开发简况1.2.1 资源概况截至目前，神木气田累计提交探明地质储量3 334×108m3，其中2007年在双A井区提交935×108m3，2014年在米A区块提交2398.9×108m3。
鄂尔多斯盆地延安气田山西组二段致密气藏特征与类型分析
鄂尔多斯盆地延安气田山西组二段致密气藏特征与类型分析陈占军;任战利;赵靖舟;赵筱艳;高小平;强腾;雷燕云;刘涛【期刊名称】《中南大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2016(047)005【摘要】对伊陕斜坡东南部延安气田进行研究。
研究结果表明：山西组二段储层平面上展布并不稳定，纵向上砂体之间、砂体与围岩之间的空间配置多样；储层物性致密，孔隙度主要分布范围为1.0%~10.0%，渗透率主要介于0.01×10−3~0.40×10−3μm2之间，层内非均质性与层间非均质程度强；气水分异不明显，未发现气水界面。
各砂体之间的气藏特征具有一定程度的差异性，甚至一些井间的砂体可以通过展布方向、井控井距、测井相对比等方法确定其连通，但是其对应的实测气藏压力、含气饱合度、气体组分等并不相同，成藏系统在总体上具有“非统一性”。
根据成藏机理分析认为，延安气田山西组二段气藏成藏要素在多阶段的、空间上的非均一性贡献，使致密储层中气水分布的非均一性得以产生、继承、保留，形成了气藏在一些空间域看似“连通”，成藏系统实际却“不统一”的特点。
该层段气藏具有三大特征：非均质的致密储层、准连通的圈闭分布和非统一的成藏系统，气藏类型可表征为“准连续型致密砂岩气”。
%Yan’an gasfield in the southwest of Yishan slopewas studied.The results show thatthe reservoir ofsection2 of Shanxi Formation exhibits several characteristics. The reservoir distribution isnot stable inplane, and thespatial configurationsbetween sand-bodies, or between sand-body and surrounding rock are various. The reservoir is tight, whoseporosity mainly ranges from 1.0% to 10.0% and permeability mainly ranges from0.01×10−3μm2to 0.4×10−3μm2. Stratification and inner heterogeneityareserious.Differentiation of gas and water is not obvious and the reservoir is lacking in a uniform gas-water interface. There is a certain diversity of gas properties among sand-bodies. Methods of distribution direction of sand,orientation and well spacing, logging facies comparisonare usedto determine the connectivity of sand-bodies between wells.Some sand-bodies are connected, however, the corresponding measured gasfield pressure, gas saturation and component are different, which means the reservoir forming system is generally not thesame.According toreservoir forming mechanismanalysis,research concludes that inhomogeneityof hydrocarbon accumulation factorswhichexperienced several stages insection2of Yan’an gasfield Shanxi formation, andlead to the gas-water distribution inhomogeneityisproduced, inherited and retained.This mechanism and process forma seeming“connectivity” in space domain, but actually the reservoir forming system is “non-uniform”. The gas reservoir layer possesses three characteristics: inhomogeneity tight reservoir, quasi-connectivity trap distribution, non-uniform reservoir system. Thus, the reser voir type can be defined as a “quasi-consecutive tight gas sandstone reservoir”.【总页数】12页(P1625-1636)【作者】陈占军;任战利;赵靖舟;赵筱艳;高小平;强腾;雷燕云;刘涛【作者单位】西北大学地质学系，陕西西安，710069; 西北大学大陆动力学国家重点实验室，陕西西安，710069;西北大学地质学系，陕西西安，710069; 西北大学大陆动力学国家重点实验室，陕西西安，710069;西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安，710065;中国石油长庆油田分公司长庆实业集团，陕西西安，710021;陕西延长石油集团油气勘探公司，陕西延安，716000;陕西延长石油集团油气勘探公司，陕西延安，716000;陕西延长石油集团油气勘探公司，陕西延安，716000;陕西延长石油集团研究院，陕西西安，710075【正文语种】中文【中图分类】TE122.2【相关文献】1.鄂尔多斯盆地延长气田山西组致密砂岩储层特征 [J], 赵佳楠;姜文斌2.鄂尔多斯盆地某气田山西组致密砂岩储层物性测井评价 [J], 张儒3.大牛地气田山西组山2段致密砂岩气藏特征及控制因素 [J], 戚家振;孔为;李晶晶;王黎4.鄂尔多斯盆地长北气田山西组二段低孔低渗储层特征及形成机理 [J], 孙海涛;钟大康;张湘宁;柳慧林5.鄂尔多斯盆地东部山西组山二段致密砂岩储层特征及评价 [J], 赵卿因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
鄂尔多斯盆地东南部石炭系本溪组储层沉积特征及天然气勘探方向
鄂尔多斯盆地东南部石炭系本溪组储层沉积特征及天然气勘探
方向
周进松;赵谦平;银晓;刘佳庆;万永平
【期刊名称】《天然气勘探与开发》
【年(卷),期】2012(035)002
【摘要】弄清有利砂岩储层的分布特征是鄂尔多斯盆地东南部上古生界天然气勘探成功的关键,对沉积(微)相及砂体展布规律的研究尤为重要.在区域沉积背景认识的基础上,通过岩心观察、测井曲线及相序特征等综合分析,认为该区石炭系本溪组为一套障壁岛海岸—泻湖—潮坪沉积体系,东部为障壁岛海岸沉积,中、西部为潮坪—泻湖沉积,明确障壁砂坝和砂坪是有利的储集微相；同时依据沉积体系分布特征,指出该区石炭系本溪组天然气勘探方向.
【总页数】5页(P13-16,21)
【作者】周进松;赵谦平;银晓;刘佳庆;万永平
【作者单位】陕西延长石油集团研究院;陕西延长石油集团研究院;陕西延长石油集团研究院;陕西延长石油集团研究院;陕西延长石油集团研究院
【正文语种】中文
【相关文献】
1.鄂尔多斯盆地延安气田石炭系本溪组储层特征 [J], 张翔;王义;杜武军;刘飞飞;王鑫;杨勇
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何逢阳;杨知敏
3.鄂尔多斯盆地东南部宜川地区本溪组储层特征及综合评价 [J], 张胜;童晨;张良;何逢阳;杨知敏;
4.鄂尔多斯盆地东南部本溪组地层水化学特征与天然气成藏意义 [J], 胡鹏;于兴河;王娇;周进松;韩小琴;李亚龙;史新;徐丽强;方德凱
5.鄂尔多斯盆地东南部石炭系本溪组沉积微相特征及其对天然气富集控制作用 [J], 李云;张建伍;李晶;何剑;孙桂梅;乔玉兰
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鄂尔多斯盆地伊陕斜坡试28W-1井工程设计 精品
构造：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡试28W-1井钻井工程设计1.基本数据开发项目鄂尔多斯盆地伊陕斜坡古生界天然气开发井号井别井型大地坐标(井口)横(Y)大地坐标(井口)纵(X)备注试28W-1 开发井定向井19398709.31 4014971.15 地理位置陕西省延安市宝塔区临镇姚家坡范家沟处构造位置鄂尔多斯盆地伊陕斜坡试28W-1 经纬度( °) 东经109°52′22.45″北纬36°15′35.59″地面海拔1086.65m磁偏角( o )-3.37°方位角162.08°中靶半径65m试28W-1 1号靶点纵 (X) 4013958.91m 横(Y) 19399036.6m位移1063.84m海拔（山西组底）-1562m试28W-1 2号靶点纵 (X) 4013930.37m 横(Y) 19399045.83m位移1093.84m海拔（本溪组底）-1617m设计井深（垂深）(m) 2750m完钻层位马家沟组目的层P3f、P2h、P1s、 P1t、C2b设计依据试28W、延201、延201S-1井完井地质资料完钻原则钻穿本溪组最后一套气层50m无油气显示完钻，本溪组无油气显示进入马家沟组8m无油气显示完钻。
表层套管生产套管钻头尺寸(mm)×下深(m) 尺寸(mm)×套管下深(m) 钻头尺寸(mm) 套管尺寸(mm) 311.1mm×510m 244.5mm×510m 215.9mm 139.7mm 完井方法全套管射孔完井井场分布及定向方位示意图N试28W-1井靶点方位162.08°试28W井大门方向213.39°试28W-12.2.设计依据钻井工程设计依据：试28W-1井钻井地质设计；邻区、邻井实钻资料；有关技术规范及技术法规。
2.1构造位置：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡2.2地理位置及环境资料2.2.1井口坐标纵（x）:4014971.15 (m)，横 (y) : 19398709.31 (m)2.2.2磁偏角：-3.37°2.2.3地面海拔：1086.65m2.2.4地理位置：陕西省延安市宝塔区临镇姚家坡范家沟处2.2.5气象资料：井区属大陆性季风半干旱气候，春季干旱多大风，夏季高温多雷雨，秋季凉爽而短促，冬季漫长且干旱。
云页4井本溪组页岩气压裂设计剖析
构造：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡井别：预探井井型：直井云页4井本溪组页岩气层压裂方案设计（液态CO2加砂压裂）陕西延长石油（集团）有限责任公司2015年8月云页4井本溪组页岩气层压裂方案设计审批表设计单位：陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院目录1 施工目的 (1)2 基本数据 (1)3 压裂设计思路 (7)4 施工方案设计 (7)5 压前施工准备 (10)6 施工步骤及要求 (11)7 安全、环保和井控要求 (12)8 压裂施工中应急预案 (17)9 资料录取要求 (17)附图1 云页4井山西组压裂井身结构示意图 (18)附图2 放喷管线连接示意图 (19)附表1 压裂施工泵注程序 (20)1 施工目的前期研究表明，延长石油页岩气示范基地上古生界本溪组的暗色泥页岩厚度大、有机碳含量（TOC）高，具有较好的勘探开发潜力。
本次采用液态CO2加砂压裂施工，以期最大程度降低储层伤害，获得较好的页岩气产能，进一步落实页岩气示范区上古生界的页岩气资源潜力，并获取上古生界页岩层CO2压裂、试气等相关参数，对后期上古生界页岩气的勘探开发和产能建设具有重要意义。
2 基本数据云页4井位于陕西省延安市延长县张家滩镇（图1）。
该井于2014年12月9日开钻，2015年1月7日完钻，完钻井深2700.00m，完钻层位为奥陶系马家沟组。
图1 云页4井地理位置图2.1 钻井基本数据表1 钻井基本数据表2.2 钻井液使用情况表2 钻井液使用情况2.3 目的层段录井、测井数据通过对云页4井地质录井、电测解释及气测结果的综合分析（图2、表3），表明该井本溪组页岩储层具有良好的试气价值。
具体依据如下：图2 云页4井本溪组综合成果图表3 云页4井本溪组页岩段综合数据表（1）云页4地质录井揭示：本溪组2594.30-2657.80m，厚度63.50m，岩性组合为黑色含气页岩夹灰白色含气细砂岩。
其中，2611-2614m井段为灰白色含气细砂岩；分析认为该井本溪组发育的薄砂层为气层富集的“甜点”。
鄂尔多斯盆地伊陕斜坡安某某井试油地质总结报告1
鄂尔多斯盆地伊陕斜坡安某某井试油地质总结报告鄂尔多斯盆地伊陕斜坡安XX井试油地质总结报告试油队：定边县XX经贸有限责任公司监督单位：长庆油田分公司石油XX项目组试油监督：邹XX编写人：韩XX审核人：XXX中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司二OO八年八月二十五日目录一、地质总结报告 (1)二、基本数据表 (5)三、试油成果表 (5)四、油层综合数据表 (6)五、压裂施工数据表 (7)六、原油分析成果表 (7)七、水分析成果表 (7)安XX井试油地质总结一、概述:安XX井位于陕西省定边县杨井乡沈口子村，是伊陕斜坡姬塬隆起上的一口预探井。
我队于2008年7月7日至2008年8月16日对该井长61层、延9层分别进行了压裂、求产等工作。
严格按照设计要求组织施工，取全取准了各项地质资料，施工达到了设计要求。
二、施工简述：2008年7月7-8日：搬迁就位，对立井架，装井口，校正井架，油补距2.46m。
7月10日：用Φ118mm×1.40m通井规通至井深2617.4m，调整钻具至洗井位置2614.67m。
7月14日：用活性水（0.3%COP-1+0.3%CF-5D+清水）60.0m3反循环洗井，泵压5.0MPa，排量500L/min，洗至进出口水色一致，历时120min，返出液体60.0m3。
套管试压15MPa，历时30mim，压力未降。
探人工井底2617.6m。
起钻，检查通井规完好无划痕。
7月24日：射孔长61层2246.0-2250.0m(厚度4.0m)，采用SYD-102枪，127弹，孔密16孔/米，应射64孔，实射60孔（避套管接箍少射4孔），发射率100%，磁定位跟踪检测显示良好，射前井内为活性水压井，液面至井口，射后无油气显示。
下双上封压裂钻具一套，压裂钻具位置(自下而上)：Φ23mm直咀子2241.73m，K344-115下封隔器2192.43m，K344-115上封隔器2191.57m，KFZ-115水力锚2191.11m。
试15本溪压裂设计1
编号：QK-YL2009169井别：试采井井型：直井鄂尔多斯盆地伊陕斜坡试15井本溪组压裂施工设计（油管传输射孔＋压裂联作不丢枪）陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司天然气勘探开发部2009年10月26日目录1 压裂依据和目的 (1)2 基本数据 (1)2.1钻井基本数据 (1)2.2录井岩性和油气显示 (1)2.3测井综合解释成果 (2)3 射孔方案 (3)4 压裂施工总体要求 (3)5 油管规范及压裂管柱结构 (3)5.1油管规范及性能要求 (3)5.2压裂管柱结构 (3)6 压裂施工步骤 (3)6.1井筒准备 (3)6.2配液 (3)6.3摆车、试压 (3)6.4召开现场技术交底会 (3)6.5压裂施工泵注程序 (4)6.6测压降曲线 (4)6.7放喷排液 (7)7 压裂液配方及设备、材料准备 (7)7.1压裂液配方及数量 (7)7.2压裂设备及材料准备 (7)7.3配液顺序及说明 (8)8 质量保证要求 (9)9 HSE要求 (10)9.1健康要求 (10)9.2安全要求 (10)9.3环保要求 (10)10 压裂施工中可能出现的问题及处理预案 (11)11 资料录取与提交要求 (11)1 压裂依据和目的依据：根据录井、测井等综合评价结果，参考鄂尔多斯盆地气田压裂资料，该层具有一定的压裂增产潜力。
目的：通过加砂压裂达到改善气层渗流能力、提气井生产水平。
2 基本数据2.1 钻井基本数据表2-1 钻井基本数据表2.2 录井岩性和油气显示表2-2 岩芯录井数据2.3测井综合解释成果表2-3 综合测井解释数据本次射孔段；2651.0-2656.0图2-1 试15井气层综合测井曲线3 射孔方案表3-1 射孔数据4 压裂施工总体要求（1）压裂注入方式采用单上封保护套管、油管注入、套管打平衡液的方式。
（2）压裂井口选用该区常用的KQ65/70采气井口。
（3）采用该地区常用的羟丙基瓜尔胶+有机硼延迟交联水基压裂液。
延长低渗致密气藏采气工艺初探
延长低渗致密气藏采气工艺初探姚军;霍威;王卫刚;刘通;黄华【摘要】延长气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东南部,储层为具有典型的低渗、低压、低产、低丰度特征的致密砂岩气田.单井控制储量小、非均质性强、连通性差,气井投产后初期递减快,中后期递减慢,在较低的井底流压下,气井表现出一定的稳产能力.本次研究主要通过对气井的井口装置、管柱优化、完井工艺和排液采气工艺的研究和现场应用分析,初步形成了一体化管柱射孔、压裂投产、储层保护等适应延长气田特点的开采工艺技术.通过对各生产阶段、不同压力及出水量的气井采气工艺的研究和合理选择,满足了开发初期气井的生产需求.【期刊名称】《延安大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2014(033)004【总页数】4页(P61-64)【关键词】延长气田;致密砂岩;排液采气;水合物【作者】姚军;霍威;王卫刚;刘通;黄华【作者单位】陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院,陕西西安710075【正文语种】中文【中图分类】TE375延长气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西北部，目前试采区块有延a井区和延b井区，主要含气层位有石盒子组、山西组、太原组、本溪组，盒8－本溪组碎屑岩—砂岩、粉砂岩成份分为：碎屑、填隙物、自生矿物，储层以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主［1－3］。
本区盒8－本溪组储层经过物理和化学压实、胶结等成岩作用，原生孔隙度大幅度降低，溶蚀作用的次生溶孔在有效孔隙中占主要地位，原生粒间孔在孔隙构成中占次要地位。
储层孔隙度主要在2.0％～12.0％之间，渗透率在0.01～10.0mD之间。
渗透率的变化主要受孔隙发育程度的控制，渗透率与孔隙度呈明显的正相关关系；大部分样品的孔隙度和渗透率均偏向低值的一侧，孔隙度普遍小于15.0％，渗透率普遍小于5.0mD，属低孔、特低渗致密型储集层。
试15本溪试气地质设计
编号QK-SD2009173试15井本溪组试气地质设计（射孔压裂联作不丢枪）陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司天然气勘探开发部2009年10月22日试15井根据全井段地质综合录井、电测解释及邻井资料综合对比分析，提出本次试气地质设计方案如下：1、试气目的了解测试层的产能、流体性质、压力、温度等参数，为储层评价、储量计算及后续投产提供动态参数和依据。
2、气井基本数据试15井基本数据表表一3、气层综合数据试15井气层综合数据表二- 4 -本次射孔段；2651.0-2656.04、本次射孔方案试15井气层射孔数据表表四试15井压裂方案表五6、试气技术要求（1）本井采用油管传输射孔+压裂联作（不自动丢枪）。
（2）已试气层段若要重新试气，如不压裂，井下管柱及井口装置保持原样，直接上地面流程与采气树联接即可试气。
（3）要注意以往试气层段桥塞下深位置，需测试桥塞下部层段要起出上部桥塞，压裂试气要封堵上部已试层段；需测试桥塞上部层段则不起出下部桥塞，桥塞必须封堵合格后方可试气。
（4）试气设备要求上三相分离器。
（5）井下压力计要求必须是高精度的电子压力计。
（6）射孔前要充分通洗井，通洗井通至人工井底；底部若有桥塞，本次试气若不起出桥塞，通洗井通至桥塞位置。
（7）射孔后、压裂前要充分洗井。
（8）压裂液为胍胶液，施工过程液氮伴注。
（9）优化和选用合格压裂液体系，压裂后要尽快返排出全部压裂液，预防和减小压裂液对储层的二次污染。
（10）充分利用地层能量，控制放喷排液，不能自喷时采用抽吸诱喷，抽吸排液，尽快把地层压入液体排出井外。
(11) 试采井：井口产量大于50000方，或根据测静压12天估算无阻流量大于150000方的井测压力恢复，其余井不测压力恢复。
（12）用一点法求产。
开井前下井底压力计测气层压力及温度。
产量稳定后测流动压力。
产气量较高时流动压力≥气层压力的70%。
并测压力恢复曲线。
（13）压裂液中严禁加入碳酸钠物质，液体配方按甲方指定的配方实施。
鄂尔多斯盆地CCS规模实施地下工程方案-CAGS
汇报内容：
一、地质概况 二、钻井方案 三、注入与监测方案 四、实施建议
二、钻井方案
钻井方式优选：
直井方式，钻井成本低，技术简单，不足之处单井注入能力低， 占地多，压煤损失大 水平井方式，钻井技术要求高，可实现单井注入总量与注入速度 提高，占地少，固井质量易保证，压煤损失少。 推荐采用丛式水平井组方式注入，分别在不同层位钻水平井。每 个井场钻12~16口水平井。
二、钻井方案
注入层位优选 刘家沟组为注入层，优点是该层埋深浅，单层注入量大， 钻井成本低，便于降低钻井成本 石千峰组为注入层：优点是该层埋深浅，单层注入量中， 钻井成本较低 石盒子组为注入层：埋深中，单层注入量低 山西组组为注入层：埋深较深，单层注入量低 马家沟组为注入层：埋深大，单层注入量低，钻井成本高 综合平衡风险与投入成本，推荐以刘家沟到石千峰组为注 入层。
生产套管固井水泥方案 水平段选择紧密堆积防腐 水泥浆体系 斜井段以上根据监测2井水 泥腐蚀结果，综合评价选 择经济合理的水泥浆体系
二、钻井方案
生产套管设计方案 表层套管选择常规J-55级套 管，丝扣涂密封脂强化密封 性 生产套管根据腐蚀评价结果 选择合适材质的防腐蚀套管 ，丝扣选择气密封扣型
水平段长1000米～2000米
二、钻井方案
井身结构方案 表层套管下深550m，常规水泥固 井，水泥返到地面。确保上部煤 层开采安全 生产套管下到完钻井深，下套管 固井水泥返到地面。 由于水平井固井质量易于得到 保证，因此本方案虽然只有两层 套管，仍能保证注入层的CO2不会 窜到盖层以上。
二、钻井方案
一、地质概况
鄂尔多斯盆地侏罗系以 上地下水为活动地下水，而 J~C为岩溶地下水，流动极 为缓慢，适合地CO2埋存。
鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏气井产能评价
鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏气井产能评价向丹;施泽进;黄大志【期刊名称】《成都理工大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2005(32)1【摘要】鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡带北东部的石炭系太原组和二叠系山西组、下石盒子组海相砂岩气藏是目前的勘探开发热点.因储层成岩过程中的强烈压实和胶结作用形成了一套以少量残余粒间孔、弱溶蚀和强蚀变所产生的微孔和超微孔为主的小孔径细喉道裂缝不发育的储渗空间;物性极差,平均孔隙度6.89%,平均渗透率为0.7×10-3 μm2;孔隙结构差,毛管压力曲线表现出高排驱压力两套储集空间的双台阶型特征,有效孔隙体积为15%至60%;综合判别储层平均含水饱和度为45%;模拟单井工业产气标准的生产压差为9～12 MPa;65%的井层生产测试无阻流量小于2×104 m3/d;地层能量低,气层压力系数为0.6～0.95,平均为8.为一致密低孔、渗,低产能异常低压气藏,多数气井达不到工业产能.【总页数】4页(P54-57)【作者】向丹;施泽进;黄大志【作者单位】成都理工大学"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室,成都,610059;成都理工大学"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室,成都,610059;成都理工大学"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室,成都,610059【正文语种】中文【中图分类】TE328【相关文献】1.鄂尔多斯盆地北部上古生界致密气藏储层特征分析 [J], 余彩丽;史云鹤;马雄雄;徐亮亮;张军2.鄂尔多斯盆地北部上古生界煤成气及其砂岩气藏成藏模式 [J], 谭梦琦;董昭雄;刘忠群;宋和平3.鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩气藏储层建模 [J], 张永贵;刘振峰4.鄂尔多斯盆地东北部上古生界天然气成藏模式及气藏分布规律 [J], 姚泾利;黄建松;郑琳;李泽敏5.鄂尔多斯盆地北部塔巴庙地区上古生界致密砂岩气藏天然裂缝形成机理浅析 [J], 邢振辉;程林松;周新桂;康毅力;张林炎因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
鄂尔多斯盆地宜川富县地区古生界天然气勘探潜力分析
具有 双重封 闭能力 ， 有着更 强 的封 盖效果 ． 下石 盒 子
组和 山西组水 下分 流 河 道及 滩 坝类 砂 体 为储 集 层 ． 本溪组 泻湖 相暗色 泥岩 、 组 和山西组 碳质 泥岩 、 太原
Ｅ一ｎ ｉ ：ｈ ｂ Ｏ ８＠ ｑ ，ａ ｌ ｌｆ ｉ ０ ｑ．ｔ ｍ ｏ
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４ － ０ － — —
西安石油大学学报（ 自然 科学 版 ）
炭一二 叠系烃 源岩 包括 本 溪组 、 太原 组 和 山西 组 烃
源岩 ． 源 岩类 型 有 煤 层 、 色 泥岩 和 生 物 碎 屑灰 烃 暗
研究 区主 要 发 育上 古 生 界 、 古生 界 ２套烃 源 下
岩．
２ １ １ 下 古生界 海相 烃 源岩 研 究 区 奥 陶 系烃 源 ． ． 岩 主要岩 性为 泥质 白云岩 、 含藻 白云 岩 、 质灰 岩及 泥 泥 晶云岩 、 岩 ， 有低 丰度 ， 成熟 的特 点． 灰 具 过 中元古 界一下古 生界 以碳 酸盐岩为 主的沉积厚 度达 １００～ ０ ６０ ０ １． 奥 陶 统 有 机 碳 质 量 分 数 在 ０ ０ ％ 一 ０ １ 下 ＂ １ ．５
０３ ％ 之 间 ， 均 ０ １％ ； 仿 沥 青 “ 质 量 分 数 ．５ 平 ．９ 氯 Ａ” 平 均值 为 ００ ％ ． 酸盐 岩烃 源 岩原始 有机 质主 要 ．１ 碳 属 Ｉ型 和 Ｉ ， Ｉ 型 热演化 程度 属过 成熟 阶段 ． 推算 研究
鄂尔多斯盆地延安气田石炭系本溪组储层特征
220鄂尔多斯盆地位于华北大陆板块，是我国陆上最为稳定的盆地之一，能源的平面分布格局从南到北来看，依次是煤炭、石油、天然气[1]。
全国的第三次资源评价显示天然气的资源量为10.7×1012m 3，截至2012年鄂尔多斯盆地累计探明储量占全国总储量的50.00%左右。
自20世纪50年代以来，在多个地区及层系发现了天然气[2]。
鄂尔多斯盆地的古生界天然气在最近几年的勘探进度不断取得突破性进展，如榆林气田是在二叠系山西组发现的，苏里格气田和乌审旗气田都是在二叠系石盒子组发现的[3]。
研究表明，该盆地上古生界的砂岩应属于低孔、低渗储层。
通常，类型较好的储集岩为砾级、粗粒级、中粒石英砂岩以及粗粒岩屑石英砂岩等[4]。
近年来，延长石油集团在鄂尔多斯盆地延安气田（见图1）天然气勘探开发研究中获得重大突破。
研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中东部，研究范围主要包括延安宝塔区、延川、延长、子长等县区，面积约19580km 2。
研究区及周边已钻探井1000余口。
图1 研究区位置构造示意1 储层岩石学特征1.1 砂岩的分类研究区本溪组砂岩的分类见图2～3。
从图2～3可以看出：石英砂岩是本溪组本2段砂岩的主要类型，岩屑质石英砂岩次之，岩屑砂岩和长石质石英砂岩的含量极少；本1气层段砂岩类型与本2段相似，主要为石英砂岩，其次为岩屑质石英砂岩。
另外可见少量的岩屑砂岩，长石质石英砂岩在本1段岩石薄片中没有观察到。
1.2 碎屑颗粒矿物组分特征根据统计分析结果显示，研究区本溪组砂岩储层碎屑成分主要为石英，含量在70.11%～90.11%之间，平均含量为77.32%，局部可高至96.11%；岩屑含量次之，一般为2.11%～10.11%，平均含量7.33%；长石的含量极少，大多数岩石中不见长石，平均仅1.92%。
岩屑组分以变质岩岩屑为主，火成岩岩屑次之，燧石与云母的含量都很少（见表1）。
表1 鄂尔多斯盆地延安气田本溪组砂岩岩屑含量 %砂岩岩屑含量数值变质岩岩屑85.1火成岩岩屑 5.2沉积岩岩屑 2.1云母0.5燧石0.721.3 填隙物的组分特征本溪组岩石在本区的填隙物的组成成分主要为胶结物和杂基。
延长探区延153井古生界储层物性特征及主控因素研究
收稿 日期： １— ｌ ｌ ２ ０ ０—０ ０
延长探 区延 １３井古生界储层 ５ 物性特征及主控 因素研究
廖友运 ， 李文厚 ， 王若谷
（ 西北大学地质 系大陆动力学 国家重点实验室 ， 陕西西安 ， １０ ９ ７０６ ）
摘 要 ： １３井在石 千峰组～ 延 ５ 马家沟组马五段 （ 上部 ） 进行 了连续取心 ， 对约 ５ ０ｍ 的
表 １ 延 １３井古生界岩心分析物性参数统计表 ５ 度和渗透率值低 ， 属差储 层。 石盒子组孔隙度 层位 计数／ 最 小值／ 个 最大值 ｍ 平均值 计数价 小值 最大值肠 最 乎均值， ％ 全部都分布在 ２ ８ ％～ ％范围内 ， 平均孔隙度为 千 峰组 ２ ００ ６５ １一 １ ７ ｘ ０ ０１７３ ｌ ２ 石 ０ ． ｘ ０ ． ３９ １ ．７ ｘ ０ ０ ８ ０ １４ ．２ ６５ ． ４ ３１ ．７
的储集砂体在 内部结构 、 层理构造 、 厚度 、 态 、 形 侧向连续性 和纵 向连续性等方面都有程度不同的差异 ，进而其成岩演化也不尽
１％； ０ 渗透率 范围 ０ ０ ｘ０ ｍ 一． ３ ｘ０ ｕ ． ６ １４Ｉ １ ７ １￣ｔｎ 绝大部 分 ０ ５ ｘ ８ ９ ， 低 于 １ ｘＯ ， 酸盐岩孔隙度范围为 ｏ３％ ８ ９ 渗透率 ． ｌ。 ０ 碳 ． 一． ％， ６ ８
范围 ００６５ ｌ ． ｘ ０ ｍ２ Ｏ ｘ Ｏ３ ， 加 ｌ ｌ－ ２ ｍ２ 有部分超过 ２ １￣Ｉ ｘ０ ｘ ， ｍ 属裂缝发育， 属于特低孔 、 特低渗储层 【。 ３ 】
相 同， 最终造成储集性能 的差异。也就是说不同沉积相的砂体有
不 同的物性 特征和分布规律 ， 储层 性质受沉积相的控制。
斜坡带 ）补心海拔为 １ ３ ．２ 完钻井深 ３０ ４ ， １ ０ ９ ｍ， ５ ．ｍ。完钻层位 ０ 为奥陶系下统 马家沟组五段上部 。本井在石千峰组 、 石盒子组 、
伊陕斜坡北区天然气勘探决策
伊陕斜坡北区天然气勘探决策
赵儒;金彦君
【期刊名称】《石油与天然气地质》
【年(卷),期】1996(017)002
【摘要】鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北区奥陶系顶部风化壳圈闭决策分析表明，以残台，残丘为代表的１０个圈闭中，１１号、８号、６－７号和４号圈闭累计面积大，资源量丰富，经济效益值高、第一口井发发现井的概率高，是具有远景的圈闭，１５号、１３号和１２号次之，１４号和９号较差。
【总页数】6页(P150-155)
【作者】赵儒;金彦君
【作者单位】不详;不详
【正文语种】中文
【中图分类】P618.130.2
【相关文献】
1.致密碳酸盐岩储集层特征与天然气勘探潜力——以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部奥陶系马家沟组为例 [J], 魏新善;赵俊兴;陈洪德;张道锋;代榕;郭彦如;陈娟萍;任军峰;
柳娜;罗顺社
2.鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部煤系非常规天然气成藏特征 [J], 姚海鹏;朱炎铭;刘宇;刘刚;侯晓伟;李玲
3.伊陕斜坡高熟天然气特征及碳同位素倒转成因 [J], 王卓; 赵靖舟; 陈军军; 蔡志成
4.伊陕斜坡高熟天然气特征及碳同位素倒转成因 [J], 王卓;赵靖舟;陈军军;蔡志成
5.鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北区奥陶系顶部风化壳含气性评价 [J], 赵儒;曾凡质因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上的低幅度构造与油气富集
鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上的低幅度构造与油气富集王建民;王佳媛【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2013(040)001【摘要】根据大量钻井及试采资料,结合地质及构造演化特征,采用密井网大比例尺绘图方法研究鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上的低幅度构造发育与油气富集特征.低幅度构造具有区域性、规模化发育,定向性廷伸,排列式褶合,继承性演化等特点;依据构造形态、组合规模、成因机理等对低幅度构造进行初步分类,低幅度构造以应力成因为主,鼻状构造为其基本的构成单元,构造轴迹呈近东西向.低幅度构造转折部位地层产状的陡缓变化影响油气沿斜坡上倾方向的运移动力、速度及运移方向,造成油气水的区间分异和油气在局部空间上的逸散或聚集,形成相间分布的油气相对富集区及相对富水的含油水区;低幅度构造转折端端点连线与沉积相带边侧部位的岩性/物性尖灭线及局部的地层尖灭线等界线组合形成岩性-构造、构造-岩性、地层-构造等复合圈闭类型,进而使油气聚集成藏.低幅度构造与大型沉积体系及其有利相带等条件的优势配置控制了伊陕斜坡内中生界乃至古生界主要的油气分布.【总页数】9页(P49-57)【作者】王建民;王佳媛【作者单位】西安石油大学地球科学与工程学院;西安交通大学人居环境与建筑工程学院【正文语种】中文【中图分类】TE122.1【相关文献】1.鄂尔多斯盆地伊陕斜坡L区气藏控制因素 [J], 仲晓2.鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部X井区采收率研究 [J], 田连辉3.鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上的低幅度构造特征及成因探讨 [J], 王建民;张三4.鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部煤系非常规天然气成藏特征 [J], 姚海鹏;朱炎铭;刘宇;刘刚;侯晓伟;李玲5.鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造特征及成因探讨 [J], 郭田超因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
鄂尔多斯盆地延安气田石炭系本溪组储层特征
鄂尔多斯盆地延安气田石炭系本溪组储层特征张翔;王义;杜武军;刘飞飞;王鑫;杨勇【期刊名称】《石化技术》【年(卷),期】2015(022)008【摘要】对研究区本溪组岩性、物性等特征研究发现石英是研究区本溪组储层的砂岩碎屑的主要成分,岩屑次之,长石极少;填隙物在研究区本溪组的含量最高值可达到34.00%,最低值仅仅为4.00%,平均值则为16.40%.胶结物在研究区本溪组的含量明显大于杂基含量.【总页数】2页(P220-221)【作者】张翔;王义;杜武军;刘飞飞;王鑫;杨勇【作者单位】西安石油大学地球科学与工程学院陕西西安 710065;陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司天然气勘探开发部陕西延安 716000;陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司天然气勘探开发部陕西延安 716000;陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司天然气勘探开发部陕西延安 716000;陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司天然气勘探开发部陕西延安716000;陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司天然气勘探开发部陕西延安 716000;陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司天然气勘探开发部陕西延安 716000【正文语种】中文【相关文献】1.鄂尔多斯盆地东南部石炭系本溪组储层沉积特征及天然气勘探方向 [J], 周进松;赵谦平;银晓;刘佳庆;万永平2.鄂尔多斯盆地曾岔地区延安组和延长组储层特征对比分析 [J], 许璟;时晓章;贺永红;马芳侠;董丽红;邓南涛3.鄂尔多斯盆地东南部石炭系本溪组沉积微相特征及其对天然气富集控制作用 [J], 李云;张建伍;李晶;何剑;孙桂梅;乔玉兰4.鄂尔多斯盆地石炭系本溪组页岩气成藏条件及勘探潜力 [J], 郭少斌;王义刚5.鄂尔多斯盆地东南部延安气田石炭系-二叠系沉积演化模式 [J], 王若谷;周进松;杜永慧;李文厚因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
鄂尔多斯盆地上,下古生界气层单管分层试气,分层采气完井工艺技术
鄂尔多斯盆地上,下古生界气层单管分层试气,分层采气完井工
艺技术
勾建;唐瑞林
【期刊名称】《低渗透油气田》
【年(卷),期】1999(004)004
【摘要】介绍了鄂尔多斯盆地长庆气田采用自上而下的试气工艺，永久式完井管柱及配套的压井和排液技术，实现对上古生界和下古生界两套含气层系进行分层改造，分层试气，并利用油管和油套环形空间各作为一条通道进行单管分层采气。
通过现场试验３口井，证实该工艺不仅可以充分发挥两套含气层系的作用，还可以提高气井利用率和单井产量，且具有施工简便，投资少的优点。
【总页数】4页(P58-61)
【作者】勾建;唐瑞林
【作者单位】长庆石油勘探局;长庆石油勘探局
【正文语种】中文
【中图分类】TE373
【相关文献】
1.鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩储层分类及气层识别 [J], 刘行军;刘颖卓;金小慧;王高科;李海龙;王哲峰
2.鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩储层分类及气层识别 [J], 刘行军;刘颖卓;金仁高;金小慧;王高科;李海龙
3.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
4.铁山21井单管油,套管分层开采完井工艺技术 [J], 何冶;罗明
5.鄂尔多斯盆地中新元古界—下古生界天然气成藏地质条件及勘探新领域 [J], 杜金虎; 李相博; 包洪平; 徐旺林; 王雅婷; 黄军平; 王宏波; 完颜容; 王菁
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苏53-78-50测试设计解读
苏53-78-50测试设计解读受控构造：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡井别：开发井井型：直井苏里格气田苏53-78-50井“一点法”测试作业施工设计辽河井下长庆项目部2010年4月30日井号：苏53-78-50井设计单位：辽河井下作业公司长庆项目部设计人：宋玉雷日期：2011.4.30 审核意见：审核人：（签字）审定意见：审定人（甲方）：（签字）审批意见：审批人（甲方）：（签字）目录一、基本数据 (4)二、设计依据及试采方法 (4)三、前期施工情况简介 (6)四、施工主要装备及材料 (5)五、试采施工步骤计要求 (6)六、试采过程中可能出现的问题及解决方案 (10)七、施工安全注意事项 (10)八、作业施工进度计划 (11)一、基本数据1、气井基本数据二、设计依据及测试方法1、设计的依据1.1 依据长城钻探工程公司研究院油田开发所提供苏53-78-50井压裂试气地质设计进行编写。
1.2 Q/SY 53-2002 试油（气）试采设计规范。
1.3 SY/T 6125-2006 气井试气、采气及动态监测工艺规程。
1.4 SY/T 5440-2000天然气井试气技术规范1.5 SY/T 6363-98 不稳定试井技术要求2、试采目的2.1 落实该井盒8储层产能和稳产能力；2.2 获取准确的原始地层压力、温度及压力、温度梯度；3、试采层位及试采方法3.1 测试层位：盒8层，气层中深：3483.0m；3.2 测试方法：根据长城钻探工程公司研究院油田开发所要求，采用两相分离计量装置“一点法”测试。
三、前期施工情况简介1、射孔情况表3 苏53-78-50井射孔数据表2、井下钻具结构及位置光管下界：3360m四、施工主要装备及材料表5 施工主要装备及材料准备五、测试施工步骤计要求1、测试管线连接及两相分离器安装1.1 放喷管线及喷点火端连接。
地面管线的安装位置应避开施工车辆行使路线和施工作业区域，出口应距离井口50m以远。
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编号：QK-SG2009170井别：试采井井型：直井鄂尔多斯盆地伊陕斜坡试15井本溪组试气工程设计（油管传输射孔＋压裂联作不丢枪）陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司天然气勘探开发部2009年10月26日目录1 试气目的 (1)2 基本数据 (1)2.1 钻井基本数据 (1)2.2 地质基本数据 (2)3 射孔方案 (3)4 试气方式 (3)5 试气施工准备 (3)5.1 试气设备及主要工具准备 (3)5.2 井场准备 (3)5.3 油管准备 (3)5.4 井口采气树选择 (3)5.5 施工液体准备 (3)5.6 设备安装 (4)6 试气施工步骤 (5)6.1 通井 (5)6.2 洗井及试压 (6)6.3 射孔 (6)6.5压裂施工 (6)6.6压裂液返排 (7)6.7关井，测静压、静温 (8)6.8 测试求产 (8)6.9 取样 (9)6.10测流压、流温 (10)6.11压恢测试 (10)6.12压井 (10)6.13提交试气报告 (10)7施工注意事项及井控、HSE要求 (11)7.1施工注意事项 (11)7.2井控、HSE要求 (11)附表1 试气设备及主要工具准备清单 (3)附图1 试气作业地面设备安装位置及流程示意图 (5)1 试气目的将钻井、录井、测井所认识的含气层，通过射孔、压裂、诱喷、放喷、测试等措施，求取地层资料、液体性质、生产能力等数据，对气井进行评价。
2 基本数据2.1 钻井基本数据表2-1-1 钻井基本数据2.2 地质基本数据电测解释单位:江苏石油勘探局地质测井处3 射孔方案4 试气方式采用“一点法”试气。
5 试气施工准备5.1 试气设备及主要工具准备见附表15.2 井场准备井场大小以井口为中心，长大于120m，宽大于70m，要求井场平整、坚实，无杂物、积水和油污，井场边缘不得有山体滑坡，要远离村庄和公共道路等设施，井场要设置紧急集合点、停车点和安全通道。
5.3 油管准备准备27/8″UP TBG×N80×5.51mm油管（马家沟组另行准备）。
油管规范及性能见表6。
75.4 井口采气树选择选用KQ65／70采气树井口，采用下悬挂，油管用直坐式联接。
5.5 施工液体准备从保护储层和避免压井液伤害方面考虑，常规施工液体要求如下：（1）用水要求：配液用水要清洁、无污染、无杂质，pH值为6.5-7.5,机械杂质小于0.2%的本地饮用水；准备清水157 m3。
（2）洗井液：清水63m3。
（3）射孔液：清水47m3＋2%KCl。
（4）井控预防：准备井容1.5倍以上的清水（47m3）和12t氯化钾。
发现异常情况时，立即抢下管柱，抢装井口，组织配制密度为地层压力系数1.05倍的KCl压井液迅速压井。
对于地层漏失量大的疏松地层，应使用暂堵剂。
5.6 设备安装井架基础：井架基础及附近不能受积水浸泡，生产区要相对宽畅，无杂物和积水，井深在3500m以内时可以使用活动基础，井深超过3500m时应打混凝土固定基础，基础平面高差不应超过3mm，井架绷绳坑质地要坚硬。
井架大腿中心至井口距离：18m井架距离为1.8m左右，29m井架距离为2.8m左右；而且不管哪种井架，左右支腿轴销与井口中心的距离均应相等。
井架绷绳及地锚位置（1）当井深小于3500m时，地锚中心至井口距离和开档：18m井架：前绷绳：18~22m，开档16~20m后绷绳：18~20m，开档10~16m20~22m，开档14~18m29m井架：前绷绳：28~30m，开档30~32m30~32m，开档32~34m后绷绳：28~32m，开档14~18m30~34m，开档16~20m（2）当井深大于3500m时，BJ18型井架应在前立梁上加固两道绷绳，地锚中心至井口距离20~24m，开档18m；BJ29型井架应加固两道后绷绳，地锚中心至井口距离32~36m，开档18m。
（3）井架绷绳：各道绷绳必须用大于φ15.3mm（5/8in）钢丝绳，钢丝绳无扭曲、断丝，绳卡必须采用与钢丝绳规范相同的，每道绷绳一端绳卡应在3个以上，卡距108~200mm以上。
（4）绷绳地锚a.使用螺旋地锚时要求锚长2m以上，锚片直径不小于0.3m，钢板厚度不小于3mm，锁销直径不小于24mm，螺旋地锚拧入地层深度2m以上，地锚杆外露不超过0.1m。
b.绷绳坑内地锚与绳套圈方向成直角，在有流沙的地区锚坑要充填石头并灌注水泥浆。
其他安装要求油管桥应高于地面0.3m，油管要整齐有序的排列在油管桥上，要求每10根一组排列（便于记数）；废油管用红漆在油管接箍处标识清楚，摆放在适当位置，同合格油管分开。
排污池应挖在地势坚硬、低洼的地方，尽量规划在井架侧后方，与绷绳坑间距离在5m 以上，避开洪水通道和电力线路，并铺好防渗布，防止渗漏，排污池容积要大于井筒容积的5倍。
储液罐摆放区和排污坑用明渠连通，保证各种残液能够流入排污坑，储液罐摆放应前低后高，摆放整齐。
地面管线安装位置应避开施工车辆行使路线和施工作业区，出口应距离井口50m以外。
放喷管线必须用符合标准钢级的油管连接，管线连接处、接箍处、卡箍处两边均用地锚固定，地锚及螺丝不得松动，管线上要安装经校验的压力表，并试压合格无渗漏。
按照二级降压一级分离流程安装放喷管线，沿途每隔8~10m打一只地锚，出口安装51/2~7″排酸筒两只、燃烧筒1只，排酸筒出口方向应向下倾斜45°，燃烧筒出口要垂直向上，距地面2m以上；放喷管线出口及转弯处，用双卡地脚螺栓固定，卡子与管线之间垫胶皮卡紧。
放喷管线不得使用焊接段。
流程安装完毕后，对其进行水力密封试压，要求水套炉以前试压25.0MPa，水套炉以后试压6.0 MPa，稳压30min，压降小于0.5MPa为合格。
消防器材、防气体中毒设施必须配套齐全完好、专管专用，标识清楚，检查记录齐全。
生产辅助区内的值班房、发电房、储油罐、住人营房等必须摆放在上风方向，距井口和放喷口均在50m以外，距其他设施15m以外，柴油罐等其它设施相互之间的距离在2m以上；对于高产气井（产量大于50×104m3/d），储油罐距井口150m以上，距放喷口200m以上。
井架、储液罐、柴油罐、营房、发电房等要按标准静电接地，应先在罐体焊接接线桩，接地桩用角钢或钢管钉入地下2m，统一用铜芯线连接罐体和地桩，定期用盐水浇灌地桩。
气井在施工作业过程中，高压危险区必须用彩带隔离并设置醒目的标志，划出警界线。
井场照明线必须用胶质电缆线，并用电线杆架起距地面2m以上的高度，井架照明灯固定牢靠，电源控制防爆开关应安装在距井口20m以外的室内或配电箱内，各用电系统应单独分开控制。
试气地面设备安装及流程见附图1。
6 试气施工步骤6.1 通井油管丈量准确并复核，误差在0.03%以内。
使用带铣齿的通井规通井，通井时要平稳操作，下放管柱的速度控制在10~20m/min，通井到距设计位置或人工井底100 m时，钻具下放速度不得超过5~10m/min，当通至人工井底悬重下降10~20KN，连续3次实探深度相差小于0.5m。
新井要通至人工井底，待试层底界距井底的距离大于50m的，应通至待试层底界以下50m；已试过气的井，通井、刮管深度要在桥塞坐封位置以下15~20m；封隔器坐封位置上下15~20m要反复刮削。
入井油管进行认真检查，确保油管丝扣的完好、干净，严禁在斜扣、脏扣的情况下上扣，同时严格按照油管所推荐的最佳紧扣扭矩紧扣合格。
通井中途若遇阻、卡，悬重变化不能超过10~20kN，平稳活动管柱，严禁猛顿、猛放及硬压，使通井规慢慢通过，钻具上下活动无阻卡时，继续向下通井；若上提下放活动无效，应起出通井规进行检查，认真分析原因及时汇报，以便制定下步措施。
资料录取项目：通井规及刮削器外径、长度；油管类型、规格、根数；通井深度、实探井底深度；通井遇阻、遇卡深度及有关数据、调整后洗井钻具位置。
6.2 洗井及试压洗井排量控制在0.5m3/min左右，洗井液上返速度应大于2m/s，连续循环两周以上，洗至进、出口液性能一致，机械杂质含量小于0.2%。
洗井合格后，对井筒和井口按标准进行试压，要求打压25MPa，历时30min压力下降≤0.5 MPa为合格。
实探人工井底位置，核实相关基础数据；井筒替优质射孔液。
录取资料：起止时间、洗井方式、深度、泵压、排量、入井液量、液性及配方、返出液量及检测数据（密度、PH值、氯离子含量、机械杂质含量）。
6.3 射孔检查防喷、井控装置，确保完好；检查动力设备、人员分工是否到位。
根据《油管传输射孔施工设计》下入射孔管柱，下钻严格控制速度在8~10m/min，遇阻不得强行加压，严防射孔抢械受损引爆。
坐好防喷器，装好井口，连结好放喷管线。
射孔队根据压裂施工设计，对照射孔通知单中射孔井段深度，在“三样”图（声—放—磁）上选择标准接箍，用“三样”图与综合测井解释成果图深度进行对比校正，确保射孔准确。
射孔具体操作见油管传输射孔施工设计。
应录取资料：射孔层位、井段、射孔方式、枪型、孔数、孔密、发射率、射孔率、射孔时间、压井液性质、液面高度、射孔后显示，以及有毒有害气体检测情况等。
6.4 压裂液配制配液前清洗储液罐，所有配液及施工用水水质pH值在6.5-7.5之间，机械杂质含量小于0.2%，配液时现场准确记录用水量及各种添加剂用量；配液作业按《压裂施工设计》的规定和要求执行。
试气队、压裂队施工员和化工厂（或液体提供方）三方对照《压裂施工设计》验收送到现场的化工料、原胶液，并检查配置液体数量、性能等，填写《压裂液现场交接单》。
在原胶液或各种外加剂材料不足的情况下，不得配液和施工。
6.5压裂施工6.5.1压裂现场交底由压裂施工总负责人在现场组织召开“施工设计交底会”，使参加施工人员做到“五清楚”：施工参数清楚、储层特性清楚、管柱结构清楚、压裂液性能清楚、岗位职责清楚。
压裂施工员与作业队技术员一起对钻具结构、下入深度、井口装置等进行复查，并检查液体数量及性能、支撑剂数量及规格。
6.5.2 压裂施工步骤按《压裂施工设计》执行。
6.6压裂液返排6.6.1 控制放喷压裂液最合理的返排是使裂缝内的支撑剂流出最少的同时，排出最多的注入液体。
在压裂液的返排过程中，应采用地面管汇上的硬质合金油嘴来控制，随着井口压力和排量的下降，现场人员要逐步更换由小至大的油嘴，直至油管敞开放喷，严禁使用井口（采气树）阀门控制放喷，油嘴必须装在油嘴套中，油嘴套末端安装排酸筒。
在压裂液未破胶的情况下初次返排时，要控制油嘴使井口不吐砂为原则；在压裂液破胶之后，但裂缝尚未闭合时，返排排量不得超过300L/min；裂缝闭合后，可适当增大放喷排量，使井口压力缓慢下降。
为控制吐砂和随时掌握放喷排量，现场人员要利用粘度计、秒表、计量筒等工具实测吐砂量和排量。