苏里格气田分支水平井技术
苏里格气田开发技术探讨
苏里格气田开发技术探讨[摘要]苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表，水平井开发、井网优化作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用。
本文分析了苏里格气田地质特征，阐述了苏里格气田开发新技术，并探讨了苏里格气田进一步的技术发展方向。
[关键词]苏里格水平井开发技术1苏里格气田地质特征1.1典型的致密砂岩气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—1.00×103μm2，50%以上样品的常压空气渗透率小于0.1×103μm2；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0.1×103μm2。
不同孔隙结构的致密砂岩，其地层条件下渗透率0.1×103μm2大致对应于常压空气渗透率0.5×103—1.0×103μm2，所以苏里格气田应归为致密砂岩气范畴。
1.2大面积岩性气藏、储量丰度低苏里格地区上古生界位于有利生烃中心，发育大面积展布的河流一三角洲沉积砂体，区域封盖保存条件良好，有利于大型岩性气藏的形成与富集。
根据目前的勘探开发情况分析，气田上古生界多层系含气，但丰度多为（0.8—1.5）×108m3/km2，储量丰度与同类型气田比较明显偏低属于典型的低丰度一特低丰度气田，开发难度较大。
1.3单井控制储量和产量低受储集层致密和强非均质性的影响，苏里格气田单井控制储量和单井产量低。
根据计算苏里格气田直井单井控制储量主要分布在1000×1041—3500×104m3，直井无阻流量主要分布在3×104—30×104m3/d。
1.4各区带之间存在明显差异苏里格气田范围广，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，苏里格气田中区天然气较为富集，为最有利的开发区带；东区受成岩作用影响储层普遍致密，但多层系含气；西区烃源岩发育差，局部富水。
苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用
苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用摘要：苏里格气田是典型的“三低”气田，为最大限度提高单井产量，水平井动用储量大，相当于3-5口直井的产量，是提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。
积极探索水平井开发技术，逐步形成了不动管柱水力喷射压裂、裸眼封隔器分段压裂、裸眼遇油膨胀封隔器分段压裂三种主体技术及多种配套技术。
关键词：苏里格气田水平井改造技术技术应用一、气井改造背景苏里格气田是典型的“三低”气田。
水平井动用储量大，相当于直井的3-5口井的产量，因此在是减轻单井管理工作量、提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。
2006年苏里格气田规模开发以来，随着地质认识及储层改造技术的完善和提高，2008年重新开始了水平井的开发试验，2009-2011年实施了苏平36-6-23、苏36-7-19H、苏36-18-10H、苏36-11-16H等32口水平井，取得了十分喜人的效果，为苏里格气田水平井储层改造等技术发展积累了宝贵经验。
根据苏里格气田地质特点，以提高单井产量为目标，逐渐形成了三种分段压裂改造主体工艺技术及多种配套技术。
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：⑴通井、洗井、试压、下入水力喷射分段压裂组合钻具；⑵泵入基液和携砂液喷砂射孔；⑶关闭套放闸门，按照设计环空排量或环空最高压力所允许的最高泵速由环空泵入胍胶基液、按照设计由油管泵入交联胍胶及携砂液；⑷顶替，投球封堵下层打开上一层喷嘴，对第二层进行水力喷砂射孔压裂。
苏里格气田水平井产气剖面测井技术及应用
2019年08月排除；三是油滴受到离心力作用的影响，进入到外旋流中，最后从旋流分离器的底部出口溢出[2]。
3实验研究虽然在针对轴流式旋流分离器进行研究的过程中数值模拟法是主要的分析手段，但是通过数值模拟法分析出来的结果与旋流分离器内部流体真实运动情况存在一定差异，因此还必须要通过相关的实验数据来进行验证。
由此可见，针对轴流式旋流分离器进行研究的过程中必须要建立在实验研究的基础上。
在实际中对轴流导叶式旋流分离器内部高速流程进行研究的过程中，多数情况下都会应用多普勒激光测速仪。
人们在利用多普勒测速仪针对都是气液旋流分离器内部气相时均流场进行研究的过程中发现，旋流分离器内部气相速度场主要是有内侧准强制涡以及外侧自由涡共同组成，而气相的照相速度主要是由上行流以及下行流工作，而两者之间的接触面为零轴方向的包络面上，靠近轴心位置会产生最大的轴向速度。
4结语（1）要不断加强轴流导叶式旋流分离器相关理论的研究，其中必须要针对旋流分离器内部旋流实际的流动机理、颗粒碰撞以及扩散机理进行深入研究，它能够为后续开展的数值模拟研究以及实验研究提供科学的理论依据。
（2）目前，在针对轴流导叶式旋流分离器内部流程进行研究的过程中，多数情况下都会应用数值模拟方法，但是由于多相流体本身具有非常复杂的物性，而且其内部颗粒的分布情况也非常复杂，利用数值模拟方法获取的结果通常情况下都会以实际情况产生一定偏差，因此针对轴流导叶式旋流分离器进行数值模拟研究的过程中，必须要同时开展实验研究，在此基础上建立起的数学模型才能够将旋流分离器内部流场具体情况进行真实反映。
要充分利用多孔探针以及激光多普勒仪等多种方法不断强化轴流导叶式旋流分离器内部颗粒运动轨迹以及内部流场具体细节的研究，并将旋流分离器溢流管内部产生的短路流以及内外旋流等不同复杂的流体运动情况作为研究重点，并采用有效的处理手段，这样才能够进一步提升流体运动状态分析的准确性。
参考文献：[1]宋健斐,魏耀东,时铭显.旋风分离器内强旋流CFD 计算速度的分析与修正[A].中国颗粒学会.中国颗粒学会2006年年会暨海峡两岸颗粒技术研讨会论文集[C].中国颗粒学会,2006:4.[2]赵磊.基于Fluent 的旋流分离器内气液两相流数值模拟[A].航空工业测控技术发展中心、中国航空学会测试技术专业委员会、《测控技术》杂志社.面向航空试验测试技术——2013年航空试验测试技术峰会暨学术交流会论文集[C].航空工业测控技术发展中心、中国航空学会测试技术专业委员会、《测控技术》杂志社,2013:5.苏里格气田水平井产气剖面测井技术及应用杨政海陈国伟陈真（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西西安710018）摘要：产气剖面找水测井作为一种动态监测手段，为气田动态分析和开发调整可提供第一手的资料，通过应用各种动态监测资料，动静结合，系统分析，能为气藏精细管理、精细开发提供更坚实的技术支持。
苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用
苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用摘要：苏里格气田具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，老井产量下降快，采用老井套管开窗侧钻水平井是解决这些问题的有效手段。
本文针对老井开窗侧钻存在的主要技术难点，从井壁稳定、井眼净化、提高润滑性等方面入手，论述了优选钻井液配方、性能、优化工艺措施及参数的具体方法。
并以苏25-38-16C井实际应用情况为例，详细阐述了工艺过程及应用效果。
关键词：苏里格侧钻水平井钻井液摩阻一、前言套管开窗侧钻技术是集套管开窗技术、裸眼轨迹控制技术、小井眼钻井技术、完井技术、小间隙固井技术于一身的综合技术。
目前，国内大部分油田都把套管开窗侧钻技术作为解决探边井、套损井、停产井、报废井的再利用和挖掘剩余油气资源、提高采收率的一种有效手段加以推广应用。
苏里格气田是国内最大的整装气田，随着大范围勘探开发的进行，其布井密度也在逐年增加，井型以直井为主，其井身结构均为二开，即采用Φ311.1mm钻头（Φ244.5mm表层套管）+Φ215.9mm钻头（Φ139.7mm油层套管）的井身结构。
但由于苏里格气田的储层具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，因此在不到数年的时间内，老井产量下降严重是制约苏里格气田发展的一大难题[1]。
为解决该问题，中石油近年来在苏里格部署的井型逐渐转变为水平井，同时开展了侧钻水平井的先导性试验。
二、苏25-38-16C井概况苏25-38-16C为渤海钻探工程有限公司在苏里格实施的第一口侧钻水平井，在原苏25-38-16井的基础上开窗侧钻，老井套管结构为：Ф244.5 mm套管×488.91 m+Ф139.7 mm套管×3330.69 m，新井在原井139.7 mm气层套管2903 m位置使用118 mm钻头进行侧钻，完钻井深3741 m（垂深3173 m），侧钻井段长838 m。
本井目的层为盒8上2，选择在2903 m开窗侧钻，剖面类型为单圆弧，最大井斜角为90.25°，最大水平位移为718.97m。
《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。
苏里格地区拥有丰富的致密气藏资源，而水平井技术的运用在提高该类气藏的开发效率和产量方面发挥了重要作用。
本文以苏里格致密气藏水平井为研究对象，进行产能模型的研究和开发指标评价，旨在为该地区的气藏开发提供理论依据和技术支持。
二、研究背景及意义苏里格地区作为我国重要的致密气藏产区，其气藏具有低孔、低渗、非均质性强等特点。
传统的直井开采方式在面对此类气藏时，往往难以达到理想的开采效果。
而水平井技术以其长水平段和多点接触的优势，能够更好地适应致密气藏的开采需求。
因此，研究苏里格致密气藏水平井的产能模型和开发指标评价，对于提高该地区的气藏开采效率和经济效益具有重要意义。
三、产能模型研究（一）模型建立本文基于苏里格致密气藏的实际情况，结合水平井开采的特点，建立了相应的产能模型。
该模型主要考虑了气藏的物理性质、地质特征、工程参数等因素，以及水平井的渗流规律和开采过程中的动态变化。
（二）模型分析通过对模型的深入分析，我们发现水平井在开采过程中，其产量受多种因素影响，如气藏的渗透率、储层厚度、井筒几何形状等。
同时，我们还发现通过优化工程参数和开采策略，可以进一步提高水平井的开采效率和产量。
四、开发指标评价（一）评价指标选取针对苏里格致密气藏水平井的开发指标评价，我们选取了以下评价指标：采收率、产能利用率、投资回报率等。
这些指标能够全面反映水平井在致密气藏开发过程中的综合效益。
（二）评价方法及结果分析我们采用了定性和定量相结合的评价方法，对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行了评价。
结果表明，通过合理优化工程参数和开采策略，可以有效提高采收率和产能利用率，从而获得更高的投资回报率。
同时，我们还发现，在开发过程中需注意环境保护和可持续发展的问题。
五、结论及建议通过对苏里格致密气藏水平井的产能模型研究和开发指标评价，我们得出以下结论：水平井技术对于提高致密气藏的开采效率和产量具有显著优势；通过优化工程参数和开采策略，可以进一步提高水平井的开采效率和产量；在开发过程中需注重环境保护和可持续发展的问题。
苏里格气井水平井钻井液技术方案
苏里格气井水平井钻井液技术方案GE GROUP system office room 【GEIHUA16H-GEIHUA GEIHUA8Q8-苏里格气井水平井钻井液技术方案苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。
1 基本情况直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。
斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。
水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。
2 技术难点2.1 苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。
2.2 苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。
尤其是苏5区块漏失最为频繁。
2.3“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。
2.4如何优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。
2.5 如何通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。
3 技术方案3.1表层技术方案3.1.1表层钻井液配方表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。
若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，0.1%CMC+5-6%白土，密度:1.03---1.05g/cm3，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:1.01---1.03g/cm3，粘度:31-35s。
若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为0.2%CMP +0.2%ZNP-1。
钻井液性能：密度:1.00---1.02g/cm3，粘度:31-32s。
3.1.2下表层表套前技术措施打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
《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。