苏里格气田开发技术新进展及展望
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，作为国内致密气藏的重要产区之一，其开采效率和开发效益的提高显得尤为重要。
水平井技术作为一种重要的开发方式，对提高苏里格致密气藏的开采效果具有重要意义。
因此，开展苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价工作，对于指导该地区致密气藏的合理开发具有重大意义。
二、研究背景苏里格地区地质条件复杂，致密气藏分布广泛，开发难度较大。
在传统的直井开采方式下，致密气藏的开采效果往往不尽如人意。
而水平井技术能够显著增加油气储层的暴露面积，提高单井产量和采收率，因此被广泛应用于致密气藏的开发。
然而，由于苏里格地区地质条件的特殊性，如何建立适合该地区的水平井产能模型，以及如何评价开发指标，仍需进行深入研究。
三、水平井产能模型研究（一）模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本研究建立了水平井产能模型。
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，建立了能够反映苏里格地区致密气藏特点的产能预测模型。
（二）模型验证为验证模型的准确性，本研究选取了苏里格地区多个典型水平井进行实际数据对比分析。
通过对比实际产量与模型预测产量，发现模型预测结果与实际数据较为吻合，表明该模型具有较好的预测精度和可靠性。
四、开发指标评价（一）评价指标体系构建为全面评价苏里格致密气藏水平井的开发效果，本研究构建了包括经济效益、技术效益、环境效益等方面的评价指标体系。
通过综合分析这些指标，能够全面反映水平井的开发效果和效益。
（二）指标评价方法本研究采用了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。
通过收集和分析相关数据，运用数学模型和统计分析方法，对各指标进行评价和量化分析。
同时，结合专家经验和现场实际情况，对评价结果进行综合分析和判断。
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。
苏里格气田苏10区块生产特征及稳产技术对策
苏里格气田苏10区块生产特征及稳产技术对策【摘要】苏里格气田苏10区块开发已进入稳产中期阶段，低压、低产及停产井逐渐增多，稳产能力面对极大考验。
本文从分析区块生产特征入手，找到钻井间加密直井、水平井、老井调层生产、重复压裂等解决稳产难题的技术对策，对类似气田开发也具有一定的指导意义。
【关键词】苏10区块稳产生产特征调层生产1 开发简况苏10区块位于苏里格气田的西北部，区域面积542.0km2。
开发目的层为上古生界二叠系山西组山1段和石盒子组盒8段，气藏埋深3200～3500m；沉积类型属于河流相沉积；气藏类型属低孔、低压、低渗、低丰度的“四低”岩性气藏[1-2]。
该区块于2006年开始进行产能建设，于2007年配套建成天然气生产能力10×108m3/a，并于2008年第一年实现达产、稳产。
按照开发方案，建产期两年在区块北部和中部形成600×1200m不规则菱形基础井网，接下来的10年为稳产期，采用井间接替方式保持稳产。
目前稳产已进入第5年，共钻井382口，气田开发中出现直井单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、低产低效井逐渐增多，部分水平井开发效果差等问题，稳产任务很重。
2 生产特征2.1 产量变化特征气井生产表现出产量低、压力下降快的特点，采用井下节流后，能够连续生产。
当井口压力达到6～7MPa时，具有较强的稳产能力。
生产数据表明，以稳产三年为条件，Ⅰ类井（单层Ⅰ类储层连续厚度大于5m，或Ⅰ类储层相对集中累计厚度大于8m）合理配产为2.0×104m3/d、Ⅱ类井（Ⅰ类储层连续厚度厚度3～5m，或Ⅰ类储层相对集中累计厚度5～8m）配产为1.0×104m3/d、Ⅲ类井（Ⅰ类储层连续厚度厚度小于3m，或Ⅰ类储层相对集中累计厚度小于5m）配产为0.5×104m3/d。
统计生产较稳定、生产时间达到3年以上的气井绘制日产量变化曲线（图1），发现Ⅰ类井日产气水平明显高于Ⅱ、Ⅲ类井。
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【摘要】苏里格气田是中国最大的陆上天然气田之一，面临着井口冻结暂堵技术的挑战。
该技术利用冷冻液体对井口进行冷冻，形成临时封堵，解决了井口结构松动和地层崩塌的问题。
在苏里格气田的应用案例中，井口冻结暂堵技术为提高井口安全性和增加产量发挥了关键作用。
其优势在于操作简便、效果明显，未来发展潜力巨大。
这种技术的应用不仅可以保障井口安全，还有助于提高天然气开采效率。
展望未来，井口冻结暂堵技术将在苏里格气田进一步发挥作用，推动气田的持续稳定开发。
【关键词】苏里格气田、井口冷冻暂堵工艺、应用案例、原理、优势、效果、未来发展、意义、进一步应用1. 引言1.1 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是一项重要的技术手段，用于解决井口在生产过程中可能出现的问题。
该工艺通过将冷冻剂注入井口，形成临时封堵层，有效地控制井口周围的压力，保证生产过程的安全稳定进行。
在苏里格气田，由于地质条件复杂，常常会出现井口周围的问题，比如地层裂缝、沉积物堵塞等，这些问题会影响气田的正常生产。
通过引入井口冷冻暂堵工艺，在解决这些问题的提高了生产效率，降低了生产成本，保证了气田的持续稳定生产。
井口冷冻暂堵工艺的应用不仅解决了目前的生产难题，还为未来的发展提供了技术支持。
随着气田的不断开发，井口冷冻暂堵工艺将发挥越来越重要的作用，为气田的安全、高效运营提供保障。
2. 正文2.1 苏里格气田概况苏里格气田位于中国青海省，是中国西部最大的天然气田之一。
该气田开采自上世纪70年代以来，已经形成了一套完善的天然气生产体系。
苏里格气田地处青藏高原，地势高原崎岖，气候寒冷干燥，气田开发难度较大。
由于地下蕴藏丰富的天然气资源，苏里格气田依然吸引着众多能源公司进行开发。
苏里格气田是中国重要的能源基地之一，拥有丰富的可采储量，其中包括干燥天然气、凝析油等多种能源资源。
气田开采工艺包括天然气开采、输气、净化、压缩等环节，每个环节都需要精密的操作和管理。
苏里格地区探井上古砂岩气藏增产技术新进展
西 部探 矿工 程
４ ７
２ ０ ￣ ２０ ０６ ０ ９年 ， 酸性 压 裂 液 在 苏 里 格 东 部探 井 现
针 对苏 里格 气 田地层 压力 系数 低 、 主力 气层 整体埋 深 普 遍 大 于 ３０ ｍ 以 上 （ 南 地 区 埋 深 普 遍 大 于 ６０ 苏
苏里格 东 区上 古 岩屑石英 砂 岩储层 具有物 性较 差 、
粘土矿物含量高、 孔喉结构差 、 压力系数低的特征 ， 易受 外来液体伤害。原有的苏里格中区 Ｊ 一１ Ｌ 压裂液体系 粘土防膨率 ７ ， ８ 岩芯伤害率达到 ３． ５ 。核磁共振 ２ １ 岩芯 技术及 岩芯 流动试 验表 明 ， 里格 东部岩 屑砂 岩储 苏 层 压 裂液伤 害 的主要 原 因是 压 裂 液 引起 的粘 土 矿物 膨
进一 步提 高工艺 的实效性 ， 出 了以物理下 沉剂控 缝高 提
为进一步提高控缝高压裂 的应用效果 ， 提出并试验 了化学固化下沉剂控缝高压裂工艺。该工艺集化学堵 水 与控缝 高 两 种 工 艺 于 一 体 ， 利用 化 学 下 沉式 转 向剂 （ 脂包 覆 陶粒为 主料 、 联剂 为交 联材 料） 树 偶 在地 层 温度 达到软化点时固结形成的无渗透性人工遮挡层 ， 既能够 满 足压 裂时 控缝高 的 需求 ， 又能 够 满 足压 后 堵 水 ， 防止 底 水锥进 。室 内实 验 和现场试 验应 用表 明 ， 该化 学 下沉 剂在地层温度、 流体 、 压力下结构稳定性好； 软化 固结时
２ １ 酸性压 裂液 ．
为主， 多种工艺（ 小规模加砂 、 变排量） 综合应用的组合 控缝高工艺思路 ， 以达到控制裂缝纵向延伸 的最优化 。
同时 ， 虑到裂 缝延 伸是 个 动 态 的过程 ， 合 储 隔层 应 考 结 力特 征 、 缝净 压力 分 析 、 裂 下沉 剂 室 内筛 选 和评 价 等基 础性 研究 工 作 的结 果 ， 常规 的单 级 注 人 工 艺 进 行 改 对 进 ， 出了多级 注入 下 沉剂 控 缝 高 压裂 工 艺 ， 提 即将下 沉 剂合 理分 配后 分级 加入 ， 证 上级注 入下沉 剂不 压穿底 保
苏里格气田水平井地质导向的意义及技术研究
苏里格气田水平井地质导向的意义及技术研究欧阳诚;杜洋;彭宇;张小全;彭湃【摘要】苏里格气田为低孔低渗低丰度大型气田,为提高单井产量达到产能规划目标,采用水平井技术对苏里格气田进行整体开发势在必行,而砂体钻遇率是水平井单井产量高低的关键因素.根据前期综合地质研究成果,运用水平井地质导向技术,结合随钻测井曲线预测砂体走势并及时调整钻进轨迹,大幅提高了砂体钻遇率,使水平井产量达到了直井的3倍～5倍,取得了良好的效果.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2011(034)003【总页数】3页(P69-71)【关键词】苏里格气田;水平井;砂体钻遇率;地质导向技术【作者】欧阳诚;杜洋;彭宇;张小全;彭湃【作者单位】中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院;中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院;中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院;中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院;中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院【正文语种】中文苏里格气田位于伊陕斜坡西北侧的苏里格庙地区(图1)，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的乌审旗和鄂托克旗所辖，勘探范围西起内蒙古鄂托克前旗、北抵鄂托克后旗的敖包加汗［1］，勘探面积约2×104km2。
苏里格气田主要含气层位为二叠系中统、下统石盒子组(P2h)和山西组(P1s1+2)，地层岩性主要为一套河流－三角洲相沉积的砂泥岩［2］，储层岩性主要为细砂岩、中砂岩、含砾粗砂岩、细砾岩。
气藏埋深为3150m～3460m。
经过多年的勘探开发研究，对苏里格气田的主要认识为:“低孔、低渗、低丰度、单井低产气田”;储层总体表现有“薄、多、散、杂、连续性差”等特点［3］。
目前规划苏里格气田实现200×108m3的产能规模且稳产10年以上，由于直井单井产量低，平均单井日产气约1万方，要实现上述目标，需在2.0×104km2的范围内钻约3万口直井，那鄂尔多斯盆地将会是千疮百孔，美丽的草原将不复存在。
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。
苏里格气田建设中的管理模式创新与技术创新
（ 国石 油 天 然 气 股 份 有 限 公 司 ， 京 １０ １ ） 中 北 ０ ０ １
摘
要 ： 然 气 是 “ 色 能 源 ”２ 世 纪是 天 然 气 能 源 的 世 纪 。 加 快 我 国最 大 的 气 田— — 苏 里 格 气 田的 勘 探 天 绿 ，１
开 发 建 设 进 程 ， 推 动 我 国 天 然 气 工 业 发 展 的 重 要 战 略 举 措 。 在 开 发 建 设 中 ， 持 “ 技 、 色 、 谐 ” 理 是 秉 科 绿 和 的
式创 新
２１ 苏 里 格 气 田开 发 建 设 面 临 的 困 境 ．
现代化 气 田。
１ 苏 里 格 气 田的概 况
苏 里格 气 田行 政 区属 于 内蒙古 自治 区鄂 尔多 斯 市 和
陕 西 省 榆 林 市 所Байду номын сангаас辖 ． 质 上 位 于 鄂 尔 多 斯 盆 地 陕 北 斜 坡 的 地
（ ） 田“ １气 低渗 、 压 、 丰度 ” 属 于低 品位 储量 ， 发 低 低 ， 开 难 度大 。一 是低 渗 ， 渗透率 平均 为 ０ ５毫达 西 ； ． 二是低 压 ， 压 力 系数仅 为 ０８ ； 是低 丰 度 ， 均探 明地质 储量 丰 度 ． 三 ７ 平
探 发现始 于本世 纪初 ， 照“ 域展 开 ． 点 突破 ” 方针 ， 按 区 重 的
加 强 对 盆 地 上 古 生 界 天 然 气 富 集 规 律 的 研 究 ， 大 的 沉 积 从
司把天 然气业 务作 为公 司最 具成长 性 的核心业 务 ． 编制 了 《 司天然气业 务八 年发展 规划 》 而苏 里格气 田作 为我 国 公 ， 已探明储 量最 大的气 田 ． 开发建 设项 目又是 公 司规 划 中 其 最 大 的一 项工程 。 里格 气 田地处 东西结 合部 ， 区位 、 苏 其 枢 纽 作用 明显 ， 加快 苏里 格 气 田的开 发建 设 ， 对保 障 我 国天 然 气的安 全平稳 供应 意义重 大。 苏里格 气 田 ２ ０ ０ ０年被发 现 ，历经 长达 ７年 的持续 攻
坚持低成本战略r实现苏里格气田经济有效开发
坚持低成本战略r实现苏里格气田经济有效开发谭中国【摘要】从苏里格气田"三低"特点、自然与社会条件、现有技术条件、市场环境和时代特征等五个方面论述了苏里格气田的开发必然选择低成本战略,实现低成本战略的路径是坚持依靠机制创新降低成本、坚持依靠技术创新降低成本和坚持依靠管理创新降低成本,并在整个开发过程中不断实践、不断完善,实现了苏里格气田的规模经济有效开发.随着气田开发的不断深入,面对新的形势和出现新的问题,提出了解决的思路和方法,并对苏里格气田进一步降低成本提出方法和措施.【期刊名称】《北京石油管理干部学院学报》【年(卷),期】2017(024)002【总页数】4页(P50-53)【关键词】低成本战略;机制创新;技术创新;管理创新【作者】谭中国【作者单位】中国石油长庆油田分公司【正文语种】中文战略大师迈克尔.波特提出，一般情况下，企业有三种可能的竞争战略选择，即低成本战略、差异化战略和目标锁定战略。
作为资源采掘型企业，低成本战略是必然选择。
低成本战略是指通过有效的途径降低经营过程中的成本，使企业以较低的总成本赢得竞争优势的战略。
实施低成本战略的企业必须找出成本优势的持续性来源，能够形成防止竞争对手模仿优势的障碍，这种低成本优势才长久。
（一）资源属性要求实施低成本战略苏里格气田于2000年发现，经过五年时间的试采评价和前期攻关试验，证实苏里格气田砂体多期叠置并复合连片，大面积含气且局部相对富集的岩性气藏，储量是落实的而且面积大、资源量大，是目前我国发现最大的整装气田。
但是有效储层难以预测，井位优选难度大；单井产量低，气井压力下降较快，稳产难度大；单井控制储量小，累计产量低；非均质性强，缺乏类似气田开发经验。
属于“低渗、低压、低丰度”的“三低”气田，是典型的致密气藏，按照常规开发方式，建设投资大，效益差，难以实现经济有效开发。
因此只有走低成本的道路，才能实现苏里格气田的经济有效开发。
苏里格气田致密砂岩气藏储层表征技术及其发展展望
苏里格气田致密砂岩气藏储层表征技术及其发展展望李进步;付斌;赵忠军;马志欣;朱亚军;吴小宁【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2015(035)012【摘要】储层表征与建模是油气田开发领域的一项关键技术,致密砂岩气藏因其特殊性,储层表征技术仍处于探索阶段.鄂尔多斯盆地苏里格气田主力产气层下二叠统石盒子组8段由多期河道砂体叠置而成,具有低孔隙度、低渗透率、强非均质性的地质特征,随着水平井的规模开发,更加精细的储层表征就显得尤为重要.为此,在借鉴油藏表征技术的基础上,结合苏里格气田致密砂岩气藏的地质特点及多年的开发实践,提出了该气田储层表征的技术思路:①精细地层划分对比,建立等时地层格架;②以刻画砂体、有效砂体为重点,建立储层地质知识库;③优化三维地质建模方法,建立精细地质模型.根据苏6区块历年地质建模效果和当前国内外河流相储层的地质建模方法,总结归纳出了不同开发阶段、含不同生产资料的相控建模技术.最后结合气田开发实际,展望了致密砂岩气藏储层表征技术的主要发展方向.【总页数】7页(P35-41)【作者】李进步;付斌;赵忠军;马志欣;朱亚军;吴小宁【作者单位】中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心;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.苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造关键问题及展望 [J], 慕立俊;马旭;张燕明;肖元相2.苏里格气田致密砂岩气藏有效储层建模方法 [J], 刘莉莉;徐文;石石;肖峰3.基于地质知识库的致密砂岩气藏储层建模——以苏里格气田苏X区块为例 [J], 杨特波;王继平;王一;付斌;薛雯;郝骞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.致密砂岩气藏黏土矿物特征及其对储层性质的影响\r——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例 [J], 任大忠;周兆华;梁睿翔;周然;柳娜;南郡祥因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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
实现苏里格气田规模有效开发
作者简介：冉新权，１９６５年生，教授级高级工程师，油气田开发工程博士（博士后）；现任中国石油长庆油田公司党委书记、副总经理；工作以来，在省部级以上刊物上发表著作、论文和重要技术报告１０余篇，获四川省和中国石油天然气集团公司科学技术进步奖多次。
地址：（７１００２１）陕西省西安市未央路１５１号长庆油田公司。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｒａｎｄｙ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ关键技术突破，集成技术创新实现苏里格气田规模有效开发冉新权 何光怀（中国石油长庆油田公司） 冉新权等．关键技术突破，集成技术创新，实现苏里格气田规模有效开发．天然气工业，２００７，２７（１２）：１‐５． 摘 要 苏里格气田发现于２０００年，目前天然气日产量已突破１０００×１０４ｍ３，是中国石油天然气主力上产区之一。
该气田储层呈薄互层、非均质性强，气井压力下降快、单井采出量小，常规技术难以实现有效开发。
面对该气田的开发难题，以试生产试验区为载体进行了为期４年的开发前期评价，开展了地震—地质综合研究及钻采、地面工艺试验，对六项关键技术集中攻关取得突破，探索出了适合苏里格气田开发的低成本路子，集成创新了１２项开发配套技术，形成了“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的“四化”工作思路，成功地实现了对苏里格气田的规模开发，为今后该气田２×１０１２ｍ３储量大规模开发和持续发展提供了技术保障。
主题词 苏里格气田 气田开发 配套 技术 管理 创新 苏里格气田发现于２０００年，储层为上古生界上石盒子组盒８段和山西组山１段碎屑砂岩。
气层埋深３３００～３５００ｍ，平均有效厚度在１０ｍ左右，孔隙度介于５％～１２％之间，渗透率介于０．０６×１０－３～２×１０－３μｍ２之间，压力系数为０．８６，平均储量丰度为１．４×１０４ｍ３／ｋｍ２，是典型的低渗透率、低压力、低丰度的“三低”气田。
２００３年苏里格气田中区提交天然气探明地质储量５３３６×１０８ｍ３，２００７年苏里格东区提交基本探明天然气地质储量５６５２．２３×１０８ｍ３，目前累计探明天然气地质储量已超过１×１０１２ｍ３。
苏里格大气田成藏地质特征
二、页岩气成藏地质条件分析
1、地层结构和沉积环境
四川盆地内的地层结构复杂，由志留纪到第三纪地层均有发育。其中，志留 纪和二叠纪地层为页岩气的主要储层。这些地层在沉积环境中处于适宜的古地理 和古气候条件，为页岩气的形成提供了有利的环境。
2、气源条件
四川盆地的气源条件十分优越，其中古生物化石和有机质是页岩气形成的主 要来源。在适宜的温度和压力条件下，这些有机质会发生降解和裂解，形成大量 的页岩气。同时，四川盆地的煤系地层也为页岩气的形成提供了丰富的气源。
4、钻探技术：针对苏里格大气田的地质特点，采用先进的钻探技术，如水 平井、大位移井等，以实现高效开发和低成本开采。
未来展望
苏里格大气田作为中国最大的整装气田之一，具有巨大的开发潜力。随着科 技的不断进步和新技术的不断应用，未来苏里格大气田的发展前景将更加广阔。
1、油气勘探和开发前景：在继续深化苏里格大气田勘探和开发的基础上， 应加强周边区域的勘探工作，寻找更多可开发的天然气资源。同时，应积极探索 非常规天然气资源，如煤层气、致密气等，以提高天然气资源的整体开发水平。
成藏地质背景
苏里格大气田所处的地质背景包括鄂尔多斯盆地、华北板块、松辽盆地等多 个地质构造单元。盆地内的地层发育完整，自上而下分别为新生代河湖相沉积、 中生代岩浆岩和古生代变质岩。地形地貌以沙漠和戈壁为主，气候干燥，属于典 型的温带大陆性气候。
成藏地质特征
苏里格大气田的成藏地质特征主要表现在以下几个方面：
结论
本次演示对苏里格大气田的成藏地质特征进行了详细分析，包括其所处的地 质背景、成藏地质特征、勘探与开发等方面。通过研究发现，苏里格大气田具有 较好的成藏地质条件和资源量基础，采用合理的开发模式和钻探技术可实现高效 开发和低成本开
苏里格气田开发技术新进展及展望
保 了气 田开发 的技术实 力 ，攻 克 了多个 技术 难关 ，属于 “ 三 低 ”气 田开发效益较好 的气 田…。 ２苏里格气 田开发技术新进展 ２ ． １进展一 ：加强三维地震试验 ，完善筛选技术 苏里格 气 田之所 以能取 得 开发产 量位居 全 国第一 ，主要 是 因为该气 田掌握 了富集 区筛选 技术 。鉴于布 井的优化 必须 建立在 预测砂 体之 上 ，而 该气 田的储层 和砂体均 不统 一 ，所 以井位 部署是 一个难 度 。而 其所采 用 的富集 区筛 选技术 ，始 终 将地 质和地 震进行 有机 结合 ，预 测 的核 心是有 效 的储层 ， 使 得井位 部署 的难题迎 刃而 解 。由于 以往采 用 的富集 区筛 选 技 术主 要 以具有 较高 精度 的二维地 震资料 为依据 ，但近年 来 开 发力度 的不 断加大 ，二维 地震在 地震测 网密度 的影 响下， 导 致其难 以符合 加密井 、水 平、丛 式井等 的部署 和开发 的需 要 ，所 以在二维 地震 的基础上 加强三 维地震 试验 的开展 ， 以 传 统的 富集 区筛选 技术 为基础 ，有效 的促进 了富集 区筛选 技
术 的完 善 。 ２ ． ２进展二 ：储层解剖精细 化，完善井 网，优 化采收技术 为 达到完 善井 网，优 化采 收效率 ， 自２ ０ ０ ９ 年 以来 了多 口加 密井 。通过解 剖加密 区 的储 层 ， 由于辫 状河 的 内部 结构较 为复杂 ，心滩微 相作 为 有效 的砂体 ，但是每个心 滩的厚度在 ｌ 到８ 米之间 ，宽度在３ ０ ０ 到１ ０ ０ ０ 米之 间，在这些单砂体 中，其空间分布类 型主要有孤立 型、切割叠置型、堆积叠置型和横 向局部连 通型。所 以为了完 善井 网 ，在 结合有 效储层 的规模 和空 间分布规 律 的基 础上 ， 采 用数 值模拟 法 、经济极 限法 、动储量 评价法 等优化 气 田井 网井距 ，使得其 平均储量丰度 为每平方公里有 １ ０ ０ ０ ０ ０ ０ ０ ０ 立方 米 的天然气 ，单井面积适 中在０ ． ４ ８ 平方 公里之 内，其 中井距是 ８ ０ ０ Ｘ６ ０ ０ 米。从而在优化井 网的同时提高１ ５ ％ 的采收率 ，并随着 近年来不断的改进和优 化， 目前是采收率 已经提 高Ｎ３ ５ ％ 。
二氧化碳泡沫压裂液研究与应用
二氧化碳泡沫压裂技术在苏里格气田的应用摘要：苏里格气田地层条件复杂、储层物性差、非均质性较强，水锁伤害严重、地层压力低。
二氧化碳泡沫压裂技术具有入井水冻胶量减少、滤失量小、压裂液体系pH 值较低、降低入井液界面张力、缩短了液体在地层中的滞留时间等特点，能够有效降低压裂液对储层的伤害，因此对苏里格气田具有较强的针对性和适用性。
针对苏里格气田低压、低渗、水锁伤害严重的特点，开展了二氧化碳泡沫压裂技术应用研究及现场试验。
通过对比分析苏里格气田二氧化碳泡沫压裂井和液氮伴注水力压裂邻井的压裂试气及生产情况，分析研究了二氧化碳泡沫压裂技术在苏里格气田的应用情况。
从对比结果来看，二氧化碳泡沫压裂技术能够提高压裂液返排率、缩短排液周期，提高气井生产能力、具有较好的稳产效果，能够有效的改善苏里格气田天然气井改造效果。
关键词：苏里格气田；二氧化碳泡沫压裂；水力压裂；产量目录1苏里格气田储层压裂改造地质特征概况 (3)2二氧化碳泡沫压裂在苏里格气田的适应性 (3)3长庆二氧化碳泡沫压裂研究成果 (2)3.1二氧化碳泡沫压裂设计优化 (2)3.2二氧化碳泡沫压裂液体系研究 (3)4二氧化碳泡沫压裂在苏里格气田的应用情况 (3)5苏里格气田二氧化碳泡沫压裂工艺应用效果 (5)5.1压后液体返排情况分析 (6)5.2压后试气情况分析 (7)5.3压后生产情况分析 (8)5.3.1日产气量对比情况分析 (8)5.3.2单位压降下累计产气量对比情况分析 (10)5.3.3采气指数对比情况分析 (11)5.3.4压后生产情况分析小结 (13)6下一步设想及思路 (13)1苏里格气田储层压裂改造地质特征概况苏里格气田储层物性差，岩心分析结果表明：盒8储层孔隙度为3.0-21.8%,平均8.95%。
渗透率在0.0148-561×10-3μm2之间,平均0.73×10-3μm2,主要分布范围0.1-0.9×10-3μm2。
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。
苏里格气田苏59区块二开结构水平井钻井液技术
181本文针对原天然高分子强封堵强抑制CQSP-4钻井液体系在钻遇深井水平井时抗温能力不足，出现高温增稠现象，且钻遇泥岩后封堵能力不足，引起井壁失稳等问题，以提高现有体系抗温能力为重点，通过优选抗温材料，发挥处理剂协同增效作用，并复配封堵材料，形成了苏里格气田苏59区块二开结构水平井抗高温深井钻井液技术，解决了该区块深井水平井抗温性能差以及长裸眼段钻遇泥页岩井壁失稳问题，满足了二开结构水平井安全钻井要求，取得了良好的应用效果。
1 工程地质概况苏里格气田苏 59 区块位于该气田西缘地带，气田开发主要以石盒子盒8段、山西组山1段储层为主，其岩性主要为含砾中粗粒石英砂岩、岩屑砂 岩，属低压、低渗气藏。
除此之外，储层段砂泥岩互层，泥岩夹层主要为灰色、深灰色、灰黑色泥岩。
通过岩性分析，此类泥岩主要以伊利石和伊蒙混层为主，属于硬脆性泥岩，其可塑性差，硬脆性较好。
该区块刘家沟、石千峰承压能力较好，不易发生井漏，地层承压试验符合要求。
依据钻采工艺方案，以二开结构水平井为主。
井身结构大致为：表层Φ346mm钻头×1130m/273.1mm套管×1130m；二开Φ222.2mm钻头×3000m+215.9mm 钻头×5200m/139.7mm套管×5195m。
由于二开井段需钻遇多个易塌层，且斜井段和水平段处于同一裸眼段，对钻井液性能提出更高要求[1] 。
2 钻井液技术难点1）泥页岩垮塌。
由于石盒子盒8和山西组山1段气层上部覆盖有硬脆性泥岩，其微观结构微裂缝均发育，前期由于钻井液封堵性能不足，在毛细管力作用下，钻井液滤液进入泥岩裂缝后导致裂缝扩展，井壁出现剥落、坍塌。
2022年施工的苏59区块施工9口二开水平井井中有3口井在钻遇石盒子组、山西组泥岩时发生坍塌，划眼困难，耗时长达半月之久，最终被迫填井侧钻。
2）井底温度高，钻井液性能不易控制。
该区块属于异常高温区块，且斜井段入窗垂深较其他区块深500~600m，应用随钻测量仪器测出井底温度在123~130℃，由于目前所用处理剂抗温在100℃左右，该井温已为处理剂发挥作用极限温度，加之钻进过程中钻井液中土相较多，出现黏土高温增稠和处理剂高温降解现象，导致钻井液性能恶化甚至丧失流动性，且滤失量也难于控制[2] 。
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1. 引言1.1 井口冷冻暂堵工艺概述井口冷冻暂堵工艺是一种常用于油气田开发的先进技术，在处理井口水合物堵塞等问题时具有独特的优势。
该工艺通过在井口采用冷冻方式将水合物原位转变为固态，形成暂时堵塞，从而避免了传统清除水合物所需的高成本和复杂操作。
通过这种方式，井口冷冻暂堵工艺不仅可以快速有效地解决井口水合物堵塞问题，还可以减少对井口设备和管道的损坏，提高生产效率，保证生产安全。
该工艺的实施过程主要包括设置冷源管、注入冷却剂、控制冷却剂温度和时间等步骤，通过精确的参数控制和监测，实现对水合物的准确冷冻和暂堵。
在实际应用中，可以根据具体井口情况和水合物堵塞程度调整工艺参数，实现最佳效果。
井口冷冻暂堵工艺在苏里格气田的应用效果显著，解决了因水合物堵塞导致的生产中断和设备损坏问题，提高了气田的生产稳定性和经济效益。
该工艺还可以根据实际情况不断改进和完善，为气田的持续发展提供更多技术支持和保障。
2. 正文2.1 苏里格气田概况苏里格气田位于中国青海省，是中国最大的天然气田之一，也是世界上最大的高海拔气田之一。
该气田地处海拔3500米以上的高原地带，气田开发难度大，气藏深埋，地质条件复杂，气田规模巨大，资源储量丰富。
苏里格气田是中国西气东输工程的重要供气基地之一，对于保障国家能源安全具有重要意义。
从地质条件来看，苏里格气田位于青藏高原东部的山地盆地中，沉积层厚度较大，气田地层受构造变动影响较大，地层断裂较为密集。
这些特点给气田开发带来了一定挑战，但也为气田产气提供了丰富的资源条件。
2.2 井口冷冻暂堵工艺原理井口冷冻暂堵工艺原理是指通过在油气井口周围部署冷冻装置，利用低温冷冻液冷却地下地层，形成一层冻结带，达到暂时堵塞油气井口的目的。
具体原理如下：第一，冷凝作用。
通过循环注入冷冻液使地下地层温度降低，冷凝凝固地下地层中的水分，形成冻结带，阻止油气的渗透。
第二，降低地下地层渗透率。
苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用
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 ：（ １ ） 通 井 、洗井 、试压 、下 入水 力喷射 分段 压 裂 组合钻 具 ；（ ２ ） 泵入 基 液和携 砂液 喷砂 射孔 ；（ ３ ） 关 闭套 放 闸门 ，按 照
液量 、加砂量 、改造段数 三项新纪录 ，丰富 了水 力喷射 改造工 艺技术 ， 使得水 力喷射 改造 由最初 的 ３段发 展到 ｌ Ｏ 段并 提 高到 ｌ ５ 段 ，为探 索 苏里格 气田长水平 段改造奠 定了基础 。 ４ ． 前 置液段塞 技术 参考该 区域实施井 前置液 段塞技术使 用经验 ，施工选 择 ２ Ｏ ～ ４ ｏ目 中密 度陶粒 做为段 塞 ，对所 造的裂 缝进 行打 磨 ，避 免后 续填 砂 因裂 缝 面不规 整造成 的施 工压力 高的 问题 。 ５ ． 压裂液体 系及支撑 剂优选 经 过不 断探索 ，并 根据苏 里格 地 区储层物 性条 件 ，优 选 出了羟 丙 基压裂 液体 系及 ２ Ｏ 一 ４ Ｏ目中密度陶粒 。 ６ ． 压裂工 艺优化 结 合入 井施 工管柱 承压 强度 、邻井施 工参 数及 实施井 地质 情况 的 综合 分析研 究 ，对每 一 口井 进行 参数优 化 ，预测 不 同排 量下 的井 口压 力 ，优选最优 排量 。裸 眼封隔器 分段压裂 累计施工 １ ４口井 ，最 终优选 出施工 排 量为 ３ ． ０ ～ ３ ． ５ 方／ 分 ，水力 喷射 分 段压 裂 累计 施工 ｌ ８口井 ， 最终 优选 出施 工排量为 ２ ． ０ ～ ２ ． ６ 方／ 分之 间 ，确保了施工 效果 。 ７ ． 压裂规 模优化 ２ ０ ０ ９ ～ ２ ０ １ １ 年 ，根据储层 性质加砂 规模设 计为 ２ ５ — ５ ０方 ／ 段之间， 通过在三个 区块压 裂改造 的 ３ ２口井 ，改造段 平均 间隔 为 １ ６ ３ ． ２ 米 ，从 而优 选加砂 规模为 ３ ０ ～ ３ ３ 方 ／ 段 ，建 议优选 每段间隔为 １ ５ ０ ～ １ ７ ０ 米。
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图 3 加密区单砂体发育规模统计结果图
2 .2 .1 .2 有效砂体叠置规律 密井网解剖表明 , 苏里格气田盒 8 段储层有效单 砂体空间分部类型有 4 种(图 4):①孤立型 ———与单 个心滩的规模相当 , 厚度主要 2 ～ 6 m , 宽度 400 ～ 800 m , 长度 900 ～ 1 200 m ;②切割叠置型 ———辫状河复合 河道内可形成 2 ～ 3 个心滩切割叠置 , 复合砂体厚度 5
口 。 综合应用地质 、测井及生产动态等资料 , 以储层沉 积学和测井地质学的理论为指导 , 对实施加密井进行 砂体解剖 ;结合井组干扰试井成果 , 进一步验证砂体规 模与连通性 ;应用储层建模软件 , 结合地震储层横向预 测结果 , 通过相控建模对储层砂体井间分布和储层物 性的变化规律进行预测 , 建立高精度的储层三维地质 模型 。在统一的技术思路下 , 初步落实了苏里格气田 有效砂体的发育规模及叠置规律 。 2 .2 .1 .1 有效单砂体的规模 苏里格气田加密区储层解剖结果表明(图 3), 辫 状河内部结构复杂 , 主要由心滩 、废弃河道及河床滞留 微相组成 , 其中有效砂体主要为心滩微相 。 单个心滩 的厚度从 1 ～ 8 m 不等 , 主要在 2 ～ 6 m ;宽度从 300 ～ 1 000 m不等 , 主要在 400 ～ 800 m ;长度从 400 ～ 1 600 m 不等 , 主要在 900 ～ 1 200 m 。
km 2 , 储量丰度与同类型气田比较明显偏低[ 2] (图 1), 属于典型的低丰度 —特低丰度气田 , 开发难度较大 。
图 1 中国大中型气田储量丰 度统计图
1 .2 储层低孔 、低渗 、非均质性强 苏里格气田主力层二叠系盒 8 段 、山 1 段储层形 成于冲积背景下的河流沉积体系 , 河道内部结构复杂 , 隔夹层发育 , 非均质很强 。 对气田范围内 93 口取心井气层段岩心分析进行 统计 , 结果表明 :孔隙度主要范围在 5 %～ 12 %之间 , 平均值为 8 .69 %;渗透率主要范围为 0 .1 ～ 2 mD , 平 均为 0 .733 mD 。各区块之间存在一定差异 , 中区总体 上好于西区和东区(表 1)。
图 4 有效单砂体空间叠置规 律模式图
2 .2 .2 优化井网 , 采收率大幅度提高 在有效储层规模及空间展布规律研究的基础上 , 利 用动储量评价 、经济极限法 、数值模拟法等对气田井网 井距进行了优化 。优化成果表明 :平均储量丰度1 .2 × 108 m3 /km2 , 合理单井控制面积 0 .48 km2 (井距为 800
后反演 、弹性参数反演等方法进行河道带识别 。地质 上进行沉积微相分析 , 开展单井相分析 , 划分单井优势 微相 , 建立区块沉积模式 , 精细刻画沉积微相展布 。将 地震河道带预测成果与骨架井沉积微相研究相结合 , 综合确定河道带的分布 。 其次 , 重点区实施三维地震 、强化储层预测 。 在二 维地震选区基础上 , 优选潜力区开展三维地震 。充分 利用三维资料信息量大 、地质内涵丰富的优势 , 以主河 道带预测为基础 , 以有效储层预测为核心 , 以叠前技术 为主 , 以叠后技术为辅 ;进行主河道带预测 、储层及含 气性预测 , 并利用三维可视化手段对储层及有效储层 进行精细刻画 ;最后通过综合评价优选高产富集分布 区(图 2)。
作者简介 :何光怀 , 1963 年生 , 高级工程师 ;主要从事油气田开发管理工作 。 地址 :(710018)陕西省西安市未央区 凤城四路苏 里 格大厦 。 电话 :(029)86978868。 E-mail :hgh cq @pe trochina .co
第 31 卷第 2 期 大 气 田 巡 礼
2 苏里格气田开发新技术
2 .1 立足二维地震 , 试验三维地震 , 富集区筛选技术 进一步完善 富集区筛选技术是苏里格气田规模开发取得成功 的关键技术之一 。传统的优化布井技术立足于预测砂 体 , 而苏里格气田砂体和储层并不统一 , 井位部署遇到 了困难 。 富集区筛选技术将地震 、地质紧密相结合 , 将 有效储层预测作为核心 , 极大地提高了井位部署的成 功率 。早期的富集区筛选技术 , 主要依赖于高精度二 维地震资料 , 但随着开发的深入 , 二维地震受地震测网 密度的限制 , 已无法满足加密井 , 尤其是丛式井 、水平 井部署的要求 。 为此 , 立足二维地震 , 开展了三维地震 试验 , 在原有富集区筛选技术基础上 , 进一步完善了该 项技术 。 首先 , 地质与二维地震相结合 , 综合运用多种方法 预测有利区 。地震上采用时差分析 、波形特征分析 、叠
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区块 苏里格气田西区 苏里格气田中区 苏里格气田东区
层位
盒8段 山1段
盒8段 山1段 盒 8段 山 1段
表 1 苏里格气田物性分析 对比表
孔隙度
样品数/ 块
范围
均值
46 9 14 8
5 %～ 13 % 5 %～ 12 %
8 .3 % 7 .4 %
1 364 22 3
6 %～ 14 % 6 %～ 12 %
～ 10 m , 宽度 500 ～ 1 200 m , 长度 800 ～ 1 500 m ;③堆 积叠置型 ———辫状河复合河道内多个有效砂体堆积叠 置 , 但切割作用弱 , 砂体间有物性隔层 , 复合砂体规模 与切割叠置型基本一致 ;④横向局部连通型 ———河床 滞留粗砂岩连接多个心滩 , 可形成分布范围
天 然 气 工 业 2011 年 2 月
实富集区 :①苏里格中区 ———将高精度二维地震和有 限的三维地震资料相结合 , 预测砂岩厚度及含气性 ;描 述河道砂体展布范围 , 刻画有效储层分布特征 , 进行相 对富集区筛选 ;②苏里格东区 ———在分析开发井的基础 上 , 静态与动态结合 , 对盒 8 段 、山 1 段和下古生界进行 再认识 , 上 、下古生界综合考虑 , 落实富集区 ;③苏里格 气田西区 ———深化地层水分布规律研究 , 综合应用地 质 、测井 、测试 、地层水分析及生产动态等资料 , 多学科 交叉渗透 , 在统一的技术思路下对苏里格气田西区气水 关系进行一体化研究 , 通过“避水找气” , 落实富集区 。 2 .2 精细解剖储层 、优化井网 , 提高采收率技术取得 重要进展 2 .2 .1 开展加密试验 , 落实有效砂体规模及空间展布 为优化井网 , 提高气田采收率 , 先后开辟了苏 14 、 苏 6 、苏 10 等 3 个密井网开 发区 , 部 署加密井 50 余
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天 然 气 工 业 2011 年 2 月
苏里格气田开发技术新进展及展望
何光怀 李进步 王继平 张 吉
中国石油长庆油 田苏里格气田研究中心
何光怀等 .苏里格气田开发技术新进展及展 望 .天然气工业 , 2011, 31(2):12-16 . 摘 要 鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国最大的气田 , 同时又是典型的“低渗透 、低压力 、低丰度” 气藏 , 储层非均 质 性强 、有效砂体规模小 , 气井单井产量低 , 压力下降快 , 开 发面临重 重困难 。 通过 4 a 的评 价工作 , 在开 辟重大 开发试 验 区的基础上 , 开展 10 项开发试验 , 形成了 12 项开发配套技术 , 解 决了苏里 格气田有 效开发 的技术 难题 ;近两年 来 , 以 提 高单 井产量 、提高气田采收率 、提升气田开发水平为目的 , 在深化储 层地质认识的基础上 , 丰富完善了苏里 格气田天然 气 富集 区筛选技术 、提高采收率等技术 , 创新形成了丛式井 、水平井开 发配套技术 ;气田开发方式由原来的单 一直井开发 转 变为丛式井 、水平井并重开发 , 水平井单井产量超过直井的 3 倍 , 气田采收率提高了 15 %, 同时实现了土地 资源的集约化 利用 , 为苏里格气田低成本有效开发提供了全新 的 、重要的技术保障 , 气田开发水平和开发效益明显提升 。 关键词 苏里格气田 开发 河流相 富集区 筛选 提高采收率 提高单井产量 丛 式井 水平井 DOI :10 .3787/ j .issn .1000-0976.2011.02 .003
0 .1 ～ 2 .5 0 .1 ～ 1 .0
均值/ mD 0 .740 0 .437
0 .945 0 .519
0 .714 0 .422
1 .3 气井产量低 、稳产能力差 气井试气成果表明 , 苏里格气田除少数井无阻流 量大于 10 ×104 m3/ d 外 , 超过 90 %的气井无阻流量小 于 10 ×104 m3/ d , 且其中约一半的气井无阻流量小于 4 ×104 m3/ d , 属于低产气藏 。 同时 , 气井生产动态表 明气井产量低 , 且稳产能力较差[ 3] 。 1 .4 各区带之间存在明显差异 、开发难度大 苏里格气田范围广 , 不同区带之间成藏控制因素 存在一定的差异 , 使得不同区带储层特征存在明显的 不同 。根据目前勘探 、开发认识 , 苏里格气田中区主要 为石英砂岩储层 , 烃源岩发育 , 天然气较为富集 , 为最 有利的开发区带 ;东区烃源岩发育 , 但储层主要为岩屑 砂岩 , 受成岩作用影响储层普遍致密 , 但多层系含气 ; 西区储层发育特征与中区类似 , 但烃源岩发育差 , 局部 富水 。 以上特征 , 决定了苏里格气田是一个资源潜力巨 大 , 但经济 、有效开发难度大的边际气田 , 与世界上其 他气田相比 , 其开发难度更大 , 要求技术水平更高 。
中国石油长庆油田公司针对苏里格气田储层非均 质性强 、有效砂体规模小 、储量丰度低 、单井产量低等 一系列问题 , 通过多年的探索 、实践 , 走出了一条具有 苏里格气田特色的技术集成创新 、开发体制创新和管 理创新的新思路 、新模式 , 使气田步入了工业化规模开 发的新阶段 , 开创了“三低”气田效益开发的先例[ 1] 。
图 2 三维地震有效储层预测流程图
2009 年在苏 14 区块 100 km2 三维地震试验区以 5 种 不同井网 部署丛式 井 30 口 , 同时部署 水平井 2 口 。 丛式井完钻 29 口 , Ⅰ +Ⅱ类井比例为 82 .8 %, 其 中 , Ⅰ 类井比 例明显 提高 , 达 51 .7 %;完钻 水平井 2 口 , 有效储层钻遇率为 75 .0 %, 开发效果良好 。 2009 年在苏里格东区进一步加大三维地震攻关力度 , 部署 工作量 260 km2 。 第三 , 依据区带特征 , 开展针对性研究 , 进一步落