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。
文档下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用，谢谢!并且，本店铺为大家提供各种类型的经典范文，如工作计划、工作总结、述职报告、合同协议、演讲致辞、条据文书、心得体会、策划方案、教学资料、其他范文等等，想了解不同范文格式和写法，敬请关注!Download tips: This document is carefully compiled by this editor. I hope that after you download it, it can help you solve practical problems. The document can be customized and modified after downloading, please adjust and use it according to actual needs, thank you!Moreover, our store provides various types of classic sample essays, such as work plans, work summaries, job reports, contract agreements, speeches, documents, insights, planning plans, teaching materials, other sample essays, and more. If you want to learn about different sample formats and writing methods, please stay tuned!工程部工作的心得6篇通过总结心得，我们能够更好地发现和发展自己的潜能，每次写心得体会都是一个锻炼思维和表达能力的机会，我们应该重视并积极参与其中，以下是本店铺精心为您推荐的工程部工作的心得6篇，供大家参考。
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
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
2 开发方案
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
3 集气工程
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
《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。
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
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。
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
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。
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
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
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
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。
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
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。
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
集气支线
交气点
交气压力 3.2MPa
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
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。
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
1 总论
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
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。
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
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
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
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。
CTEC 西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）
气象要素 平均气压
气温
年平均 极端最高 极端最低