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。
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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