苏里格气田苏53区块合理井网井距研究
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，致密气藏的开发成为了国内外能源行业研究的热点。
苏里格地区拥有丰富的致密气藏资源，如何有效地开发利用这一资源，对地区经济发展及环境保护具有重要意义。
水平井技术因其能提高单井产量及开发效率，已成为致密气藏开发的关键技术之一。
本文以苏里格致密气藏水平井为研究对象，对其产能模型进行研究，并对其开发指标进行评价。
二、苏里格致密气藏水平井产能模型研究1. 产能模型构建针对苏里格致密气藏的特点，我们构建了水平井产能模型。
该模型考虑了地质因素（如储层厚度、孔隙度、渗透率等）和工程因素（如井筒布置、完井方式等）对产能的影响。
通过收集苏里格地区的地质资料和水平井开发数据，我们利用数值模拟方法对模型进行了验证和优化。
2. 模型分析通过分析模型结果，我们发现水平井在苏里格致密气藏开发中具有显著的优势。
水平井能够有效地扩大泄油面积，提高单井产量。
同时，合理的井筒布置和完井方式对提高产能具有重要作用。
此外，我们还发现储层物性对产能的影响较大，因此在开发过程中需重视储层评价和优化。
三、开发指标评价1. 评价指标体系构建为了全面评价苏里格致密气藏水平井的开发效果，我们构建了包括产量、采收率、投资回报率等在内的评价指标体系。
这些指标能够综合反映水平井的开发效果、经济效益及环境影响。
2. 评价方法及结果我们采用定性和定量相结合的方法对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行评价。
通过对比不同区块、不同井型的开发数据，我们发现优化后的水平井在产量、采收率等方面均取得了显著的提高。
同时，我们也对投资回报率进行了分析，发现水平井开发具有较好的经济效益。
四、结论与建议1. 结论通过对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究及开发指标的评价，我们发现水平井技术在苏里格致密气藏开发中具有显著的优势。
合理的模型构建和评价指标体系能够有效地指导开发实践，提高单井产量和采收率，实现经济效益和环境效益的双赢。
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53区块致密砂岩气藏水平井整体开发效果分析
苏53区块致密砂岩气藏水平井整体开发效果分析徐全昌【摘要】苏里格气田苏53区块为致密砂岩气藏,2010年在苏53-4井区开展了水平井整体开发试验.通过对试验区投产水平井生产特征的分析,对水平井试验区井网、井距、水平段参数进行了合理性评价,结果表明,试验区储层特点适合水平井开发,采用的开发方案和生产指标合理,试验区具有稳产10年的能力.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2013(027)006【总页数】3页(P76-78)【关键词】苏里格气田;苏53区块;致密气藏;水平井;开发效果【作者】徐全昌【作者单位】中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE347苏里格气田苏53区块为低压、低渗、低孔岩性气藏，2010年在该区块优选苏53－4井区为先导试验区，采用水平井整体开发。
试验区面积121.30 m2，地质储量为224.72×108 m3，已实施水平井48口，年产能力达到10×108 m3，取得显著的开发效果。
截止2012年7月底，试验区水平井日产气370×104 m3，累产14.8×108 m3。
1 水平井生产特征分析已投产水平井48口，初期平均单井日产12×104 m3，套压18.50 MPa；目前平均单井日产7.82×104 m3，套压9.62 MPa，平均单井累积产气4060.53×104 m3。
1.1 水平井生产特点（1）水平井单井无阻流量高。
根据一点法产能计算公式，对试验区2011年以前投产井进行无阻流量计算，水平井平均无阻流量为43.82×104 m3／d。
直井平均无阻流量为6.28×104 m3／d，水平井的无阻流量为直井的7倍左右。
（2）水平井平均单井日产量高。
统计试验区已投产水平井，初期单井日产气大于8×104 m3有37口，占投产井比例的94.8%。
苏里格气田53区块长水平段钻井液防塌技术
苏里格气田53区块长水平段钻井液防塌技术苏里格气田53区块长水平段钻井液防塌技术的论文摘要：随着石油工程技术的不断发展，钻井液是钻井过程中必不可少的一个环节。
在实际应用过程中，我们发现，在钻取气田长水平段时，容易出现液防塌现象，这严重影响了钻井作业的效率，严重影响了油田的开发。
苏里格气田53区块作为中国内陆最大的天然气田之一，长期以来面临着钻井液防塌技术难题，本文针对此问题展开了研究，提出了一套适用于苏里格气田53区块长水平段钻井液防塌技术的方案，该方案有效解决了液防塌现象的问题，提高了钻井作业的效率和油田的开发效益。
关键词：苏里格气田；液防塌；长水平段；钻井液；技术方案一、引言苏里格气田位于中国新疆维吾尔自治区伊犁哈萨克自治州昭苏县，拥有丰富的天然气资源，是中国内陆最大的天然气田之一。
为了充分开发天然气资源，苏里格气田53区块开始进行长水平段钻井作业。
然而，在实际作业过程中，经常出现钻井液防塌现象，影响了钻井作业的进展，严重影响了油田的开发。
因此，有效地解决液防塌问题，对于保证钻井作业的安全和高效进行具有重要意义。
二、液防塌原因分析液防塌是在钻井液固相体积分数较高，而液相体积分数降低到临界值时，钻孔壁上的颗粒就会向孔眼周围移动，形成滑移层。
滑移层的形成极大地影响了钻井液性质的控制，导致钻井液性质不稳定，从而影响了钻井作业效率。
钻井液的稳定性是影响液防塌的重要因素之一。
当液相体积分数升高时，钻井液的黏度、比重和流动性都会发生变化，从而使其难以控制。
同时，长时间的使用和受到地层温度和压力的影响，也会使钻井液的稳定性发生变化，从而出现液防塌现象。
三、技术方案针对苏里格气田53区块长水平段液防塌问题，本文提出了以下六项技术方案：1、优化钻井液配方。
通过优化钻井液的配方，降低固相体积分数，减少黏度，提高流动性，从而有效控制钻井液的稳定性。
2、选择合适的钻井液。
在钻取不同地层时，应该选择不同种类的钻井液。
苏里格气田苏53区块水平井整体开发合理配产及动态储量预测
苏里格气田苏53区块水平井整体开发合理配产及动态储量预
测
李明波
【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2013(35)03X
【摘要】苏里格气田复杂的沉积条件和物性特点决定了其开发难度，苏53区块探索性地实施了压裂水平井整体开发模式，并取得成功。
致密砂岩气藏压裂水平井产能与常规气藏的水平井产能评价存在较大差异，运用经验法、采气指示曲线法和压降速率法等对水平井合理配产进行了评价，得出该区块单井合理配产为
6×10^4m^3／d，且单井稳产3a；同时针对不同开发生产时间，应用压降法和流动物质平衡法进行了单井动态储量计算，对水平井整体开发的产能具有重要的指导意义。
【总页数】3页(P250-252)
【关键词】水平井;致密砂岩气藏;压裂;动态储量;产能评价;苏里格气田
【作者】李明波
【作者单位】中国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
【相关文献】
1.致密砂岩气藏水平井整体开发实践与认识——以苏里格气田苏53区块为例 [J], 王国勇
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.苏里格气田苏53区块水平井整体开发可行性研究 [J], 李勇
4.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],
5.苏里格气田水平井整体开发技术优势与条件制约——以苏53区块为例 [J], 王
国勇
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低渗透气田合理井网井距研究
根 据完 钻井 资料 和气井 试气 成果 统计 可知 ， 沿 河 道方 向展 布 砂 体 宽 度 一 般 为 ３ ０～８ ０ ｍ，０ ０ 长度
为 １０ ０～１５ ０ ｍ。考 虑 到 该 区块 沉 积 相 特点 和 ０ ０
东 薄 的特 征 。储 集 砂体 非 均 质 性 强 ， 连续 性较 差 。
引 言
井 网 的方式 及 井 距 的大 小 直 接影 响 油 田采 收 率 的高低 、 投资规 模 的大 小 和 经 济效 益 的好 坏 ， 因 此论证 井 网井距 是 油 田开发 方 案 设 计 中一 个 极 其 重要 的环节 。但 是 ， 网井 距 与气 田开发 的采 收率 井 及经济 效益 又是 互为矛 盾 的 ， 如何 确定 三者 之 间 的 最佳关 系 ， 即使用 最少 的井 最大 限度 地提 高采 收率 并获得 最佳 的经 济效益 至关 重要 。 低 渗透 、 低丰 度 气 田开发 实践 表 明 ， 类 气 田 该
基础上 ， 结合 气 井 生 产 动 态 资 料 ， 用经 济极 限单 井 面 积 法 、 术 最优 单 井 面 积 法及 数 值 模 拟 采 技 法 探 讨 了低 渗 透 、 丰度 岩性 气藏 合 理 井 网井 距 。３种 井距 设 计 方 案 结 果表 明 ： 用 南 北 向排 低 采 距 大于 东西 向 井距 的 ６０Ｉ ｘ１２０ｍ 近 似 菱形 基 础 井 网 能 最 大 限度 地 提 高 采 收 率 ， 获 得 最 ０ １ ０ Ｉ 并
垂 直河道 方 向上 ， 层连 续性 、 气 连通 性差 ， 伸范 围 延
地层 的非均 质 性 ， 用 南 北 向 排距 大 于 东 西 向井 采 距、 近似 菱形 的不 规则井 网 ， 既满 足砂体 分布 特征 ，
苏53区块水平井整体开发技术
７ ． Ｏ × １ ０ ｍ ／ ｄ ， 基本确定裸
眼封隔器分 段压 裂改造 为水 平井基 本改造技术 Ｊ 。
苏１ ０区块作为水平井开发前期试验 区块 ， 现 场经历 ３ 个阶段 ： ① 自然产能水平井阶段。苏 １ ０ －
３ ０ － ３ ８ Ｈ 井 是 该 区块 第 １口水 平 井 ， 未进行压裂 ，
２ 水平井整体开发优 势
２ ． １ 地 质特 征
初期产量约为 ２ ． ０ × １ ０ ｍ ／ ｄ ， 未达到水平井预期效 果； ②水力喷射压裂阶段。选取 ２口水平井引进水
１ 区块 概 况
苏里格气 田位于长庆靖边气 田西北侧的苏里
格 庙地 区 ， 含气 层为 上古 生界 二叠 系下 石 盒子组 的
盒 ８段 及 山西 组 的 山 １段 ¨ ｊ 。储 层 岩 性 主 要 为 岩 屑 石英砂 岩 、 岩 屑 砂 岩 以及 少量 的石 英 砂 岩 ， 气
要求 ； ③苏 ５ ３— ４井 区 平 均 储 量 丰 度 为 １ ． ９ ２ × １ ０ ｍ ／ ｋ ｍ ， 储量集中， 丰 度 相对 较 高 ， 具 有 水 平 井
１ ０８
特 种 油 气 藏
第２ ２卷
３ 关键技术
３ ． １ 水 平井 整体 部署
于东 西 向井距 的近 似菱形 的不规则 井 网 ， 满 足砂 体 分 布特征 ， 井排 间井 点交 叉 分 布 ， 可 以钻 遇 ２井 之 间宽度较 窄的条带状砂体 ， 与长方形 井 网相 比 ， 能提
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》
《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、引言苏里格地区是中国重要的致密气藏区之一，具有丰富的天然气资源。
然而，由于其致密性的特点，传统开发方法在苏里格地区的效率受到限制。
水平井技术作为一项新型开发技术，已经在该地区得到了广泛应用。
为了更准确地评估水平井的产能，建立合适的产能模型和开发指标评价体系至关重要。
本文旨在研究苏里格致密气藏水平井的产能模型，并对其开发指标进行评价。
二、研究背景及意义随着能源需求的不断增长，致密气藏的开发已成为国内外研究的热点。
苏里格地区作为中国致密气藏的重要区域，其开发潜力巨大。
然而，由于致密气藏的特殊性，传统开发方法难以满足高效、低成本的开发需求。
水平井技术作为一种新型开发技术，具有提高采收率、降低开发成本等优势，在苏里格地区得到了广泛应用。
因此，研究苏里格致密气藏水平井的产能模型及开发指标评价，对于指导该地区的致密气藏开发、提高采收率、降低开发成本具有重要意义。
三、产能模型研究（一）模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本文建立了基于水平井的产能模型。
该模型考虑了致密气藏的物理性质、地质条件、工程因素等多方面因素，通过数学方法对水平井的产能进行描述和预测。
（二）模型参数确定模型参数的确定是产能模型研究的关键。
本文通过收集苏里格地区的地质资料、工程数据等，结合现场试验数据，对模型参数进行确定和优化。
同时，采用数值模拟方法对模型进行验证和修正，确保模型的准确性和可靠性。
（三）模型应用经过参数优化和验证的产能模型，可广泛应用于苏里格地区的致密气藏开发。
通过该模型，可以预测水平井的产能、优化井网部署、制定合理的开发方案等，为苏里格地区的致密气藏开发提供有力支持。
四、开发指标评价（一）评价指标体系建立为了全面评价苏里格致密气藏水平井的开发效果，本文建立了包括产能、采收率、经济效益等多方面的评价指标体系。
通过对各项指标的综合评价，可以全面了解水平井的开发效果和潜力。
《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、引言苏里格地区是中国重要的致密气藏区之一，具有丰富的天然气资源。
近年来，随着水平井开发技术的不断进步，水平井已成为苏里格地区致密气藏开发的主要方式。
本文旨在通过对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究，以及开发指标的评价，为该地区的致密气藏开发提供理论依据和技术支持。
二、苏里格致密气藏概述苏里格地区位于中国某省份，具有丰富的致密气藏资源。
该地区的致密气藏具有低孔隙度、低渗透率、高含气量等特点，给开发带来了一定的挑战。
水平井开发技术通过优化井眼轨迹，增加了井的接触面积，提高了气藏的采收率。
因此，对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究具有重要的实际意义。
三、水平井产能模型研究（一）模型建立本文采用的方法是结合地质资料和工程数据，建立水平井产能模型。
模型考虑了致密气藏的物理性质、地质特征、工程参数等因素，通过数学方法进行描述和计算。
（二）模型分析通过对模型的深入分析，我们可以得到以下结论：水平井的产能与气藏的物理性质、井的轨迹设计、排采制度等因素密切相关。
在苏里格地区，合理的井眼轨迹设计和排采制度可以提高水平井的产能。
四、开发指标评价（一）评价指标体系构建本文构建了包括采收率、采气速度、经济效益等在内的评价指标体系。
这些指标可以全面反映苏里格致密气藏水平井的开发效果。
（二）评价方法及结果分析采用定性和定量相结合的方法，对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行评价。
评价结果表明，苏里格地区的致密气藏水平井开发具有较高的采收率和经济效益，但同时也存在一些需要改进的地方，如排采制度的优化等。
五、结论及建议（一）结论通过对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究和开发指标的评价，我们得出以下结论：水平井开发技术可以有效提高苏里格地区致密气藏的采收率；合理的井眼轨迹设计和排采制度是提高水平井产能的关键；开发指标评价可以全面反映苏里格地区致密气藏水平井的开发效果。
（二）建议针对苏里格地区致密气藏的开发，提出以下建议：进一步优化水平井的轨迹设计，提高井的接触面积；加强排采制度的优化，合理控制采气速度；加强开发指标的监测和评价，及时调整开发策略，确保开发的可持续性和经济效益。
苏里格气田井网井距优化及开发效果影响因素分析
第15卷第5期2008年10月特种油气藏Spec i a lO il and Gas R eservoirs Vol 115No 15Oct 12008收稿日期:2008-09-03;改回日期:2008-09-08作者简介:王国勇(1968-),男,高级工程师,1991年毕业于中国地质大学(武汉)石油地质专业,现从事天然气勘探开发工作。
文章编号:1006-6535(2008)05-0076-04苏里格气田井网井距优化及开发效果影响因素分析王国勇1,刘天宇2,石军太2(11中油长城钻探工程公司,辽宁 盘锦 124010;21中国石油大学,北京 昌平 102249)摘要:苏里格气田储层为河流相,储层基本呈南北向条带状分布,试井解释也得到同样认识,而且砂体的摆动性强,所以在方案设计中采用菱形井网,南北向排距大于东西向井距。
在方案实施过程中可根据实际情况进行适当调整,形成近似菱形的不规则井网。
井网形式应依据砂体展布情况决定,井距根据单井控制储量、单井累计采气量、稳产时间等开发指标来确定。
通过苏10区块、苏11区块多种方案对比分析及数值模拟研究,得出采用600m @1200m 菱形井网井距能达到较好的开发效果。
并对影响开发效果的影响因素进行了分析,得出井网井距是影响开发效果的敏感性因素,而不同区块Ó类井的比例影响相对较弱。
关键词:苏里格气田;井网优化;采收率;开发效果中图分类号:TE319 文献标识码:A前 言苏里格气田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带,勘探面积310@104k m 2以上。
主要产气层位二叠系下石盒子组盒8段和山1段,气层有效储层不足10m 。
储层形成于冲积背景下的辫状河流相沉积体系,为河道亚相沉积中的粗岩相带,储集砂体非均质性强,连续性较差,储层孔隙度一般为510%~1210%,渗透率为011@10-3~510@10-3L m 2。
这就造成了单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力较差,给气田开发过程中井网井距的确定带来了很大难度[1~3]。
苏里格气田苏53-80-13CH井小井眼裸眼压裂完井技术
苏里格气田苏53-80-13CH井小井眼裸眼压裂完井技术作者：崔凯来源：《中国化工贸易·下旬刊》2020年第01期摘要：苏53-80-13CH井是苏里格气田一口小井眼侧钻水平井，从该井的基本情况，完井情况，通井情况，下压裂完井管柱，KCL溶液顶替，投球顶替座封座挂，油层气保护，以及打捞技术的研究，完善了苏里格小井眼侧钻水平井完井技术，在国内小井眼压裂压裂工艺及配套工具的研究上又跨进了一步。
小井眼压裂完井技术对储层改造效果明显，在苏里格气田具有较高的经济价值和应用价值。
关键词：小井眼;完井工艺;裸眼压裂完井;侧钻水平井1 概述苏53-80-13CH井构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕北斜坡北部中带苏里格气田苏53區块，该井钻井目的是利用侧钻水平井技术提高单井产能;利用侧钻水平井挖潜井间剩余气储量，提高部署区储量动用程度。
进行了单磨通井，双磨通井，下管前井眼准备，下压裂完井管柱，KCL溶液顶替，打丢手等裸眼完井全部流程，效果得到甲方认可。
2 苏53-80-13CH井基本情况该井实际完钻井深4205m，窗口深度3025.9m，A点井深3537m，钻头通井到4170m遇阻，划眼憋泵，不再继续往下划眼，就此完钻，因为4170-4205m为泥岩段。
水平段长668m，裸眼段长1159.08m。
完井管柱下深4188m，裸眼压裂分段6段。
上部井段采用139.7mm生产套管下入至窗口，裸眼段采用118mm钻头裸眼完井，下入分段压裂完井管柱。
3 完井施工3.1 单磨通井①单磨通井到3800m，磨阻正常（不超过管柱正产磨阻8t），从3800m一直划眼到4188m，共划眼耗时12h;②单磨通井到底循环2周后短起下，短起下过程中，上提下放磨阻最大15t（到底旋转时候悬重75t，采用的钻杆为φ88.9mm 85特锥扣钻杆）;③短起下过程中都在正常磨阻之内，没有超过正常磨阻8t的现象（理论上最大不要超过正常磨阻的10t）。
苏里格气田苏53_4井区水平井整体部署研究_朱新佳
当长度达到 1000m 后，总产量增速开始变缓。因此综 合经济、目前现有二维地震资料、原方案井网井距及工 程技术因素，确定水平段合理长度为 1000m。
（ 2） 水平段方位确定 考虑到苏 53 区块地应力方向主要是 70° ～ 80°， 水平井部署应该垂直于地层主应力方向，以北西 － 南 东向为优，即平行于构造线方向。为验证水平井方位 部署是否合理，设计了水平井垂直于地层主应力方向 与水平井与地层主应力方向成 45° 夹角两个模拟方 案 。模拟结果显示当水平段与地层主应力方向垂直 （ 即垂直于压裂缝方向） 时，气井生产过程中累积产 气量始终高于水平段与地层主应力成 45° 夹角时的 累积产气量（ 图 5） 。因此，苏 53 区块采取水平井的 方位与地层主应力垂直，即为 167°或 347°。
KEY WORDS： vertically fractured well，multi － branch，mathematical model，productivity
SELECTION OF RECOVERY TECHNOLOGY FOR GAS HYDRATE WITH DIFFERENT STORAGE FORMS
（ 2） 用 33 口水平井建成了 10 × 108 m3 / a 产能，相 当于 300 口直井的建产规模，实现了苏 53 区块低成
（ 1） 利用水平井整体开发低渗透岩性气藏具有 一定优势。水平井可以将一个以上在动态上互相分 割的多个储集体连接起来，增加薄层、低渗透率储层 的井控面积，减少供气死角，使气井的单井产量显著 提高。
（ 3） 水平井段在气层中的位置确定 对水平气井而言，由于不存在重力泻油作用，且 人工裂缝起到了很好的沟通储层垂向砂体的作用，水 平段处在储层中不同垂向位置时对其累积产气量影 响很小，总的来说水平段位于储层中部时累积产气量 最高，但这种优势并不明显。 2． 2 水平井整体部署 （ 1） 水平井井距论证 采用数值模拟技术，设计了井距为 300m、400m、 500m、600m、800m 五套井距模拟方案（ 图 6） 。模拟 结果表明，当井距小于 500m 时，单井采气受井间干 扰影响较严重［4］，压力下降较快致使产量降低，当井 距大于 500m 后，几乎没有受周边井影响，单井累积 产气量增加幅度不大。 （ 2） 水平井段目的层优化设计 由于苏里格气田储层纵向上多期叠置，有效单砂 体横向展布局限、复合连片，因此水平井段纵向上位 置应综合考虑提高储层动用程度。 本次设计以集中发育的含气层组（ 下转第 49 页）
苏53_78_50测试设计解读
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、气井基本数据表1 苏53-78-50井基本数据表二、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。
苏53区块工厂化钻井完井关键技术
苏53区块工厂化钻井完井关键技术一、引言对苏53区块油田的介绍和意义二、相关技术背景1. 工业化钻井和完井技术的概述2. 现状及问题三、苏53区块工业化钻井的关键技术1. 数据采集、处理与监控2. 钻井液配方设计与管理3. 钻井工艺优化与实现4. 完井技术和装备升级四、苏53区块工业化钻井的执行效果与评估1.实施中的考虑与难点2. 项目的执行成果（数据说明）3. 改进计划五、结论1. 总结2. 给未来工业化钻井的启示及建议第一章：引言苏53区块位于中国内蒙古自治区呼伦贝尔市境内，是中国重要的油气勘探开发区之一。
区块内埋藏有大量的石油和天然气资源，但由于地质条件复杂，油层深度较大，过去的钻井技术无法满足企业的需求，导致开发难度十分大。
为了快速稳定地开发苏53油田，新技术和新工艺的应用变得至关重要。
本文旨在介绍苏53区块工艺化钻井和完井关键技术，通过讨论和分析数据，对现有钻井技术的不足之处进行深入了解，最终提出更加成熟的解决方案。
第二章：相关技术背景1. 工业化钻井和完井技术的概述工业化钻井和完井技术是以信息化、自动化技术为基础，结合先进的工业化生产模式，实现油气井生产全过程集成控制和智能化决策的新技术和新工艺。
相较于传统的人工钻井技术和完井工艺，工业化钻井和完井技术具有以下优点：①提高了钻井和完井质量和效率。
②降低了人力成本和油气开采的生产成本。
③减少了与环保、人身安全等方面的风险。
2. 现状及问题虽然工业化钻井技术已广泛应用于国内外的油气开采领域，但是在苏53区块工业化钻井中，仍存在以下问题：①数据采集、处理和监控方面存在困难，特别是在深水钻井中，需要实时采集井底数据并进行分析。
②钻井液和泥浆的配方设计和管理，需要根据井深、岩性、温度、钻具类型、环保要求等因素综合考虑。
③钻井过程中，容易出现钻头崩齿、卡钻等问题，严重影响钻井进展。
第三章：苏53区块工业化钻井的关键技术1. 数据采集、处理与监控数据采集是指采用各种传感器和装置来获取地下油气储层的信息，包括地层压力、温度、流量等物理参数。
苏53区块低渗透砂岩气藏水平井随钻地质导向技术及应用
苏53区块低渗透砂岩气藏水平井随钻地质导向技术及应用井元帅【摘要】苏53区块是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏,单井产量低,建井数量多,直井开发经济效益差.为提高开发效益,采用水平井整体开发,并取得了良好应用效果.整体开发过程中,长城钻探形成了水平井整体优化部署、随钻地质导向、安全快速钻井和低渗气藏裸眼分段压裂等配套特色技术.其中,水平井随钻地质导向技术在开发过程中起到了重要的作用,也为同类气藏水平井随钻地质导向提供了有益借鉴和指导作用.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2012(026)004【总页数】3页(P101-103)【关键词】苏里格气田;苏53区块;低渗透砂岩气藏;水平井地质导向【作者】井元帅【作者单位】中国石油长城钻探工程有限公司,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE243.2苏53区块位于苏里格气田北部，主要目的层为二叠系石盒子组盒8段砂岩和山西组山1段砂岩，气藏埋深3 200～3 500 m，含气面积662.8 km2。
储层为河流相沉积，呈南北向条带状分布，岩性主要为岩屑砂岩，少量石英砂岩、岩屑石英砂岩。
有效储层为灰白色中粗砂岩、粗砂岩和含砾粗砂岩。
储集砂体非均质性强、连续性较差［1］。
2010年，苏53区块成为苏里格地区唯一利用水平井进行整体开发的区块，目前区块内共完钻水平井40口，平均砂岩钻遇率87%，投产水平井38口，平均单井日产气8×104 m3，取得了良好开发效果。
苏里格气田为河流相沉积，平面上受河道摆动影响，易出现岩性变化，地层具有多变性和复杂性［2］。
为应对这种复杂性，需对目的层在三维空间上进行刻画，建立精细地质导向模型。
首先，利用邻井电测曲线进行目的层段沉积微相划分，精细刻画水平井周围小范围内的沉积相图，预测目的层砂体在平面上的展布形态。
其次，绘制水平井周围隔夹层分布图，研究水平井周围隔夹层分布情况。
最后，在垂向上对目的层砂体进行刻画，以过水平段气藏剖面作为垂向地质导向模型，通过地质导向模型对目的层顶底界面及地层倾角进行预测。
苏53块水平井施工技术模板
苏53块水平井施工技术模板1 简介1.1地理资料井区：苏里格气田苏53块井别：开发井井型：水平井地理位置：内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗嘎鲁图苏木呼和陶勒盖嘎查东北约9500m构造位置：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带苏里格气田苏53区块。
1.2地质分层表4 地质分层表2 施工难点及解决的问题2.1施工难点通过对邻井施工情况以及钻井二公司长期在苏里格地区施工的经验分析，苏53水平井施工的主要难点为：2.1.1该区块直罗组地层易掉块、石盒子地层泥岩易坍塌，井壁稳定问题比较突出；2.1.2刘家沟、石千峰地层可能出现较大漏失现象，防漏任务较艰巨；2.1.3目的层为气层，而水平段长且平穿目的层，防喷工作极为重要；2.1.4本区块安定及直罗组地层倾角大，防斜打直与提速的矛盾较突出；2.1.5水平井段长，施工中存在岩屑床，岩屑携带困难；2.1.6水平段长，施工后期钻具拉力、扭矩大，易发生钻具断落事故。
2.2本区块施工中应解决的主要问题2.2.1二开裸眼井段长，直罗组泥岩发育，石盒子组泥岩易水化膨胀，防缩径、防坍塌；2.2.2上部井段防斜打直与提速的问题；2.2.3刘家沟、石千峰防漏问题；2.2.4预防井喷；2.2.5以预防钻具事故发生为主的防井下事故工作；2.2.6水平段施工中的岩屑携带、润滑问题。
注意：（1）￠172mm以上的螺杆钻具应选用立林生产的，使用时间80-120h；（2）￠120mm的螺杆应采用德州生产的，使用时间不超过60h。
3.主要施工技术措施3.1.各次开钻施工技术措施4.1.1.设备安装：所有钻井设备必须标准安装，达到平、稳、正、全、牢、灵、通、不刺、不漏，高压试运转一次成功,经甲方检查验收合格后方可开钻。
3.1.2.一开钻进（0-502.00m）3.1.2.1.一开钻具组合为: Φ311-320mm钻头＋Φ197-203mm直螺杆＋631/410托盘＋Φ178mm无磁钻铤×1根＋Φ178mm钻铤×8根＋Φ165mm钻铤×9根＋Φ127mm（18°斜坡）钻杆；3.1.2.2一开钻井参数为：钻压30-50KN，转速60-70rpm，排量35L/S（Φ180缸套），泵压8-10MPa。
苏里格53区块水平井钻井技术
90内蒙古石油化工2014年第3期苏里格53区块水平井钻井技术段建明(中石油长城钻探工程技术研究院，辽宁盘锦124010)摘要：本文介绍了苏53区块水平井钻井的施工难点，分析和总结了钻井施工过程中采取的一系列综合提速技术措施，如优化井身结构、优化钻具组合、优选钻头、优选钻井液体系等，得出了一些结论和建议，对该区块开发提供了施工经验借鉴。
关键词：苏里格气田；水平井钻井；钻头优选；钻井液中图分类号：TE243+．1文献标识码：A文章编号：1006--7981(2014)03一0090—03l地质概况苏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，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，东、西接苏76、75区块，南接苏10、苏1l区块。
苏53区块钻井揭露的地层自下而上为下古生界奥陶系马家沟组；上古生界石炭系本溪组、太原组、二叠系山西组、石盒子组、石千峰组；中生界三叠系刘家沟组、和尚沟组、纸坊组、延长组，侏罗系延安组、直罗组、安定组，白垩系洛河组和新生界第四系。
其中山1段～盒8段为开发目的层，地层总沉积厚度约100m，岩性主要为灰白色砂砾岩、含砾砂岩、不等粒砂岩与绿灰色、紫红色泥岩不等厚互层。
本区储层孔隙类型有岩屑溶孔、粒间孔、晶间孔、杂基溶孔及收缩孔等。
其中以岩屑溶孔为主，次为粒间孔、晶问孔及杂基溶孔等，部分样品微裂缝发育。
储集层山1段孔隙度一般为5．0％～12．0％，平均值为8．o％，渗透率为0．1×10_3～1．0×10_3pm2，平均值为0．503×10-3肛m2。
盒8段孔隙度一般为5％～14．o％，平均值为8．9％，渗透率为0．1×10．3～1．0×10_3胛2，平均值为0．782×10_3弘m2，属低孔、低渗储层。
2施工难点及技术措施2．1施工难点由于该区块属于低渗低压气藏，采用常规井开发技术，采收率较低，开发成本居高不下，因此2010年长城钻探公司开始在苏53区块实施水平井大规模开发，但由于该区设计造斜点在石千峰组，造斜点深比较深(一般在2700～3000m)、水平井段长(一般在800～1200m)、气层深度不确定，完井工艺复杂，在施工过程中，刘家沟组井漏严重，可钻性差，石千峰、石盒子组地层坍塌、掉块，施工速度慢，延长了施工周期，严重影响了水平井开发速度。
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储 量 丰 度 高 于 １３ ０ ． ×１ ｍ。 ｋ ２区域 采 用 ６ ０ ｍｘ８ ０ ｍ 近 似 菱 形 不 规 则 井 网一 次成 形 ， 中建 产 ； ／ｍ ０ ０ 集 而储 量 丰 度 低 于 １ ３ ０ ３ ｋ 区域 先采 用 ６ ０ｍ ｘ１２ ０ ｎ 近 似 菱 彤 不 规 则 井 网控 制 。 ． ｘ１ ｍ ／ ｉ ｎ ０ ０ Ｒ 关键词 ： ５ 苏 ３区块 ； 均 质 ； 渗 ； 藏 ； 理 井 网 ； 距 非 低 气 合 井 中 图分 类 号 ： Ｅ １ Ｔ ３３ 文 献 标 识 码 ： Ａ
为 辫 状 河 沉 积 ． 效 储 层 主 要 是 高 能 水 道 心 滩 和 高 有
取 值 １０ 元 ／ ０ １。 Ｌ — — 各 种 税 金 ， ／ ０ ６ １。Ｔ ； Ｉ 元 １。
取值 ２ ０元 ／ Ｏ ｒ。 ｌ 。ｒ ； ｌ
Ｉ 。 ＴＩ
，
由 １式 得 单 井 最 小 采 气 量 公 式 如 下 ：
Ｉ 。 ＴＩ
，
０９ ， ５ ． ４ 苏 ３区 块 为 低 孔 、 渗 、 压 的 岩 性 气 藏 。 低 低
优化 井网井距 能够 提 高单 井 控制 储 量 ， 合理 开 发低 孔、 低渗 且非均 质砂岩 气藏 。Байду номын сангаас
１ 井 网 方 式 确 定
井 网方式应 以砂 体展 布情 况 决定 。苏 ５ ３区块
２１ ０ ０年 １月
石 油 地 质 与 工 程 Ｐ Ｔ Ｏ Ｅ Ｍ Ｅ Ｌ ＧＹ Ａ Ｄ Ｅ Ｇ Ｎ Ｅ Ｉ Ｇ Ｅ Ｒ Ｌ Ｕ Ｇ Ｏ Ｏ Ｎ Ｎ ＩＥ ＲＮ
第 ２ ４卷
第 １ 期
文 章 编 号 ：６ ３—８ １ （ ０ ０） １—０ ７ １７ ２ ７２ １ ０ ０ ３—０ ３
渗透 率（ 。 ～５ Ｏ ×１ Ｏ１ ． ） ０
ｔ
ｍ ， 气藏 压 力系数 ０ ８ ．７
式 中 ：—— 总投 资 ， 括 钻井 投 资 、 面 投 资 、 裂 包 地 压
改 造及单 井所摊 的其 它费用 ， 万元 ， 目前取值 ８ ０万 ０ 元； Ｇ —— 天然 气 累积 采气量 ，０ Ｉ。． 一 天然气 １ Ｉ； 一 Ｔ 厂 商 品率 ， 值 ０ ９ ； 取 ． ５ Ｐ—— 天 然 气 价 格 ， ／ ０ ｍ。 元 １。 ， 取 值 ８ ０元 ／ ０ ｍ ； 一一 单 位 成本 与费 用 ， ｌ 。 ５ １。 ３Ｌ 元／ Ｏ
分 布 ， 以钻遇两 井之 间宽度较窄 的条带 状砂体 ， 可 能 提 高砂体钻 遇率 ， 而且 在 开 发后期 便 于 根据 实 际 情
况进 行灵 活调整¨ 。 ～］
在得 到气 井最 小 控制 储量 后 ， 可得 到 不 同储 便
量 丰度条件 下气井 最 小 控制 面 积 ， 进而 确 定经 济 极 限井 网密度 和对应 的经济极 限井距 。
苏 里 格 气 田苏 ５ ３区块 合 理 井 网 井 距 研 究
朱 新 佳
（ 国 石油 长 城 钻 探 工 程 有 限公 司地 质研 究 院 ， 宁 盘 锦 １ ４ １ ） 中 辽 ２ ０ ０
摘要 ： ５ 苏 ３区块 是 典 型 的 低 压 、 渗 、 丰 度 、 均值 性 强 的 岩 性 气 藏 ， 用 经 济 极 限及 合 理 采 气 速 度 方 法 计 算 了 低 低 非 应
将 已知参数代 人式 （ ） 可得 单井最 小 累积 采气 ２，
量 为 １３ ９Ｘ１ ｍ ， 在 目前 技 术 经 济 条 件 下 ， ７ ０ 。 即 单
方 向展布 ， 据完钻 井资料 和气井试 气成 果 ， 单个 砂体
宽 度 一 般 ３ ０ ８ ０ｍ， 度 １０ ０ １５ ０Ｉ。考 虑 ０ ￣ ０ 长 ０ ￣ ０ ｌ Ｔ 到苏 ５ ３区 块 沉 积 相 特 点 和 地 层 的 非 均 质 性 ， 方 案 在 设 计 中采 用 南 北 向 排 距 大 于 东 西 向 井 距 的 近 似 菱 形 的 不 规 则 井 网 ， 足 砂 体 分 布 特 征 ， 排 间 井 点 交 叉 满 井
Ｇ 一 × １ 。 （ ０ ／ ，× Ｐ～ Ｌ— Ｌ ） （） ２
能水道底 部粗砂 岩 ， 近南北 向条带状 分布 ， 呈 东西 向 连续性差 ， 砂体 的摆动性 强 ． 储层 非均质性 严 重 。气
层 的平 面 分 布 受 沉 积 作 用 的 控 制 明 显 ， 河 道 砂 体 沿
井 累积采气 量达上 值 ， 仅够 收回投 资。 仅 在 获得 气井 要求 的最小 累积采 气量 后 ， 便可 确 定气 井要求 的最小 控制地 质储量 Ｇ
Ｇ ＝Ｇ ／ … ＦＲ （） ３ 式 中 ： — — 气 井 最 小 控 制 储 量 ，０ ｉ。 Ｇ — — 气 Ｇ １ ｎ ； 。 井 最 小 累 积 采 气 量 ，０Ｉ。Ｒ— — 最 终 采 收 率 ， 。 １ Ｉ； Ｔ
井距排距 是根 据单井 经济极 限采气量 计算 出气井最
小 控 制 储 量 ， 而 确 定 气 井 最 小 控 制 面 积 ， 得 气 井 进 求
经济井 网密度 和经济 极 限井 距 。应用 气井最 小 累计
采 气量 的计算 公式 ：
ｊ— Ｇ × ｆ× Ｐ — Ｇ × （ Ｌ３ －Ｌ ） （） １
苏 里格气 田位于 长庆靖边 气 田西 北侧 的苏里格
庙地 区。苏 ５ ３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 ， 力 含 主 气 层 段 为 二 叠 系 下 石 盒 子 组 盒 ８段 和 山 １段 ， 于 属 河 流 一三 角 洲 沉 积 。 储 层 孔 隙 度 ５ ０ ～ １ ． ， ． ２０