苏里格油气田项目说明
苏里格气田马五_(4-5)亚段气藏富集区主控因素--以苏6、苏36-11区块为例
天然气勘探与开发NATURAL GAS EXPLORATION AND DEVELOPMENT ·15·2021年12月第44卷第4期苏里格气田马五4-5亚段气藏富集区主控因素——以苏6、苏36-11区块为例马羽龙 王超 王丽琼 郑凡 何润华 胡兵中国石油长庆油田公司第四采气厂摘 要 苏里格气田中区近年来陆续钻遇下古生界奥陶系下统马家沟组上组合、中组合气层，部分气井试气无阻流量较高，显示出较强的开发潜力。
实际开发效果显示，马家沟组上组合地层剥蚀严重，局部发育小幅鼻隆构造，生产水气比高于上古生界砂岩储层，高产气井零散分布。
碳酸盐岩储层是沉积、构造、成岩、岩溶作用等地质作用的综合结果，富集区受多重因素控制。
通过储层特征、构造特征、沉积相类型、储层评价及展布规律研究，认为：研究区有利岩性主要为灰质云岩及云质灰岩，主要为潮坪相沉积；气层纵向上各小层均有发育，主要含气层位是马五5、马五41a小层；单个层厚度小，不同小层间呈叠置状态、叠置厚度大；气层平面上呈不规则块状分布，横向连通性差；无统一的气水界面，局部鼻状构造高点为天然气聚集的优势部位。
足够规模的白云岩、灰质白云岩储层，有利的储渗条件，局部构造高部位是富集区形成的主控因素。
研究结果对苏里格中区马家沟组五段气藏下步开发工作具有指导意义。
关键词 苏里格气田 马家沟组 岩溶古地貌 白云岩储层 控制因素DOI：10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2021.04.003Main factors affecting accumulation area of Ma54-5 gas reservoirs,Sulige gasfield: Examples from Su6 and Su36-11 blocksMa Yulong, Wang Chao, Wang Liqiong, Zheng Fan, He Runhua, and Hu Bing(No. 4 Gas Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Wushen, Inner Mongolia 017300, China) Abstract：In recent years, the upper and middle gas reservoirs of Lower Paleozoic Ordovician Majiagou Formation, central Sulige gasfield, have been discovered in succession, and high test production has been obtained in some gas wells at open flow condition, all indicating a strong development potential. Furthermore, some development practice illustrates that, affected by serious denudation, the upper Majiagou Formation is locally developed with small-sized nose structure and featured by higher water-to-gas ratio compared to the Upper Paleozoic sandstone reservoirs, resulting in scattered high-yield gas wells. Carbonate reservoirs are the joint effect of sedimentation, tectonism, diagenesis, and karstification, while an accumulation area may also be controlled by multiple factors. So, after some analysis on reservoir and structural characteristics, sedimentary-facies type, and reservoir evaluation and distribution, it is concluded that in the study area, the favorable lithology includes limy dolomite and dolomitic limestone of tidal flat facies; vertically, there are gas reservoirs in each interval, of which Ma55 and Ma541a belong to gas intervals; the gas layers are thin, and neighboring ones are thickly superimposed with each other; and laterally, the gas layers are developed irregularly in block and poorly connected; and there is no united gas-water contact, but local nose structural highs are conducive to gas accumulation. Extensively developed do-lomite and limy dolomite reservoirs, favorable reservoir-permeability condition, and local structural high should be the main factors affecting gas accumulation. The study is of guiding significance for future development of Majiagou 5 gas reservoirs, central Sulige gasfield.Keywords：Sulige gasfield; Majiagou Formation; Karst paleomorphology; Dolomite reservoir; Affecting factor作者简介：马羽龙，1988年生，硕士；现从事致密气开发地质、气藏工程方面的研究工作。
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
浅析苏里格气田天然气管线工业动火风险控制
作业前安全检 查：对作业现 场、设备、工 具等进行全面 安全检查，确 保符合安全要
求。
作业人员培训： 对参与天然气 管线工业动火 作业的人员进 行安全培训， 提高安全意识 和操作技能。
应急预案制定： 根据可能出现 的风险和事故， 制定应急预案， 明确应急处置 措施和人员职
责。
作业过程监控： 对天然气管线 工业动火作业 过程进行实时 监控，及时发 现和处置安全
应急预案：制定应急预案，及时处 理突发情况。
天然气管线工业动火风险控制效果评估
风险评估方法：采用LEC法对动火作业进 行风险评估，确定风险等级。
风险控制措施：根据风险评估结果，制定 相应的控制措施，如隔离、清洗、置换、 通风等。
风险控制效果评估：通过观察、检测和 检验等方法，对风险控制措施的实施效 果进行评估，确保控制措施的有效性。
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20XX/01/01
苏里格气田天 然气管线工业 动火风险控制
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CONTENTS
单击添加目录项标题 苏里格气田概况
天然气管线工业动火风险分析 天然气管线工业动火风险控制技术 天然气管线工业动火风险控制管理 天然气管线工业动火风险控制案例分
析
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天然气管线工业动火风险 控制案例分析
章节副标题
苏里格气田某区块天然气管线工业动火风险控制案例介绍
风险识别：识别出可能的危 险因素，如可燃气体泄漏、 爆炸等
风险评估：对各种可能出现 的风险进行评估，确定风险
等级
案例背景：苏里格气田某区 块天然气管线需要动火维修， 存在风险
风险控制措施：采取相应的 控制措施，如制定安全操作
苏里格气田致密砂岩气藏剩余气分布特征及其挖潜
第44卷 第5期 新 疆 石 油 地 质Vol. 44，No.52023年10月 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGY Oct. 2023文章编号：1001-3873（2023）05-0554-08 DOI ：10.7657/XJPG20230506苏里格气田致密砂岩气藏剩余气分布特征及其挖潜石耀东1，王丽琼1，臧苡澄2，张吉1，3，李鹏2，李旭1（1.中国石油 长庆油田分公司 第四采气厂，内蒙古 鄂尔多斯 017300；2.中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院，西安 710018；3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018）摘 要：苏里格气田中区苏36-11区块已开发17年，开发程度和储量动用程度均高，储集层非均质性强，储量动用不均衡，剩余气分布复杂，剩余气分布的确定及挖潜是气田稳产的关键。
通过储集层构型精细表征，明确剩余气分布的主要影响因素，确定不同类型剩余气分布规律，提出对应的挖潜对策。
研究结果表明：研究区含气砂体主要分布在4级构型单元心滩坝与点坝中，整体规模小，宽度为150~500 m ，长度为300~800 m ，连通性差，受各级次渗流屏障影响大，区块北东—南西向主砂带开发程度最高，地层压力低，剩余气主要分布在区块西北部盒8段下亚段；剩余气分布主要受储集层非均质与开采非均匀影响，可分为井网未控制型、复合砂体阻流带型、水平井未动用次产层型、直定向井未射开气层型和投产未采出型5类；提出井间加密、老井侧钻、查层补孔和老井挖潜4种动用措施，调整方案后，预测可稳产7年，采收率可达45%。
关键词：苏里格气田；致密砂岩；储集层构型；剩余气储量评价；剩余气分布；挖潜对策；开发中—后期；开发调整方案中图分类号：TE122 文献标识码：A©2018 Xinjiang Petroleum Geology. Creative Commons Attribution-NonCommercial 4.0 International License 收稿日期：2022-11-12 修订日期：2023-04-13基金项目：国家科技重大专项（2016ZX05050）；中国石油科技重大专项（2016E-0509）第一作者：石耀东（1973-），男，陕西靖边人，高级工程师，气田开发与生产管理，（Tel ）************（E-mail ）syd_cq@通讯作者：王丽琼（1989-），女，甘肃华池人，高级工程师，硕士，油气田开发，（Tel ）************（E-mail ）wangliqiong12_cq@petrochina..Distribution and Potential Tapping Strategies of Remaining Gasin Tight Sandstone Gas ReservoirsSHI Yaodong 1，WANG Liqiong 1，ZANG Yicheng 2，ZHANG Ji 1，3，LI Peng 2，LI Xu 1（1.No.4 Gas Production Plant, Changqing Oilfield Company, PetroChina, Ordos, Inner Mongolia 017300, China;2.Research Institute of Exploration and Development, Changqing Oilfield Company, PetroChina, Xi ’an, Shaanxi 710018, China ；3.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil and Gas Fields, Xi ’an, Shaanxi 710018, China ）Abstract ：The Su 36⁃11 block in the central area of Sulige gas field has been developed for 17 years, with high degrees of development and reserves producing. The strong reservoir heterogeneity in this block leads to uneven producing of reserves and complex distribution of re⁃maining gas. Distribution determination and potential tapping of the remaining gas are crucial for maintaining stable production in the gas field. By accurately characterizing the reservoir architecture, the main factors influencing remaining gas distribution were identified, the distribution patterns of different types of remaining gas were determined, and corresponding strategies for recovering the remaining gas were proposed. The research results show that the gas⁃bearing sand bodies in the study area are mainly distributed in the 4th⁃order architec⁃ture units, such as channel bar and point bar, these sand bodies are significantly affected by various levels of flow barriers, with small over⁃all scale, poor connectivity, width of 150-500 m and length of 300-800 m. The main NE⁃SW sand belt in the block has been developed the most, with low formation pressure, and the remaining gas is mainly distributed in the lower He 8 member in the northwestern part of the block. Remaining gas, whose distribution is mainly influenced by reservoir heterogeneity and uneven development, can be divided into five types: gas uncontrolled by well pattern, gas in composite sand body flow barrier, gas in secondary pay zone unexploited by horizontal well, gas in unperforated gas⁃bearing layer in vertical well, and gas unproduced. Four potential tapping measures were proposed, including well infilling, reperforation, sidetracking and potential tapping in exsisting wells. According to the adjusted development plan, it is predicted that stable production can be maintained for 7 years with the recovery efficiency reaching 45%.Keywords ：Sulige gas field; tight sandstone; reservoir architecture; remaining gas reserves evaluation; remaining gas distribution; potential tapping; middle-late development stage; adjusted development plan中国致密气资源总量及开发潜力巨大，约占全球资源量的十分之一，主要分布在鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地等区域。
鄂尔多斯盆地苏里格气田降本增效系列技术
ｆ，．Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ Ｃｈａｎｇｑｉｎｇ Ｏｉｌｆ ｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ ７１００１８， Ｃｈｉｎａ．‘２．Ｎａｔｉｏｎａｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙｆｏｒ Ｌｏｗ－ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ Ｏｉｌ＆ Ｇａｓ Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，Ｘｉ＇ａｎ， Ｓｈａａｎｘｉ ７１００１ ．Ｃｈｉｎａ） ＮＡＴＵＲ．ＧＡＳ ＩＮＤ．ＶＯＬＵＭＥ ３８，ＩＳＳＵＥ ２ ＰＰ．５ １．５８，２／２５／２０１ ８．（ＩＳＳＮ １ ０００—０９７６；Ｉｎ Ｃｈｉｎｅｓｅ）
第 ３８卷 第 ２期
开 发 工 程
鄂 尔 多斯 盆 地 苏 里 格气 田降本 增效 系列技 术
李进 步 １，２ 马志欣 １，２ 张 吉 １，２ 付 斌 ， 白玉奇 ２ 黄文芳 冯 敏
１．中国石油长庆 油田公司勘探 开发研究院 ２．低 渗透 油气 田勘探开发国家工程实验 室
摘 要 为 了应对 国际油价持续低位徘徊 的严峻形势和适应国内环境保护工作的新要求， 中国石油长庆油 田公司在鄂尔多斯盆 地苏里格 气田开展 了地质、开发 技术攻关 。通过地震 ＋储层构型分析，对该气 田上古生界 河流相砂岩气藏储层进行 了定量表征 ；开 展成藏机 理及 主控 因素综合分析，对 下古 生界海相碳 酸盐岩气藏储层进行 了整体评价。在此基础上，从井位部署、轨迹设计、地质 导向等 ３个方面完善 了致密砂岩水平 井开发技术，形成 了大井组布 井技术及针对上古生界 、下古生界 气藏多层系含 气特 点的立体 开 发技术。上述 勘探 开发 系列技术在该气 田的实施效果表 明 ：①上古生界气藏新增建产 有利 区 １５０ ｋｍ ，下古生界气藏筛选 出含 气有 利 区 ４５０ ｋｍ ；②水 平 井开 发 技 术 的 完 善 ，提 高 了水 平 井 在 上 古 生 界 气藏 的实 施 效 果 ，２０１６年 完 钻 水 平 井 平均 有 效 储 层 钻 遇 率超 过 ６０％、平均试气无 阻流量达 ４５×１０ ｍ ／ｄ；③上古 生界、下古生界气藏立体 开发技术 大幅度提高 了天然气储量 的动用程度，提 高 了 单井产量 ；④大井组开发技术的规模应用使 单井平均 占地 面积缩减 ４９．９％、单井平均建井周期缩短 １０ ｄ，同时还便于气井生产管理、 减少 了环境污染。结论认为，该系列技术为苏里格气 田降本增效提供 了技术支撑，可供同类型气田借鉴。
苏里格气田苏20井区集输管网设计
为 ，女 ．助理 工程 师。２ ０ 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 ０８
陕西省 延安市 河庄 坪 ，７ ６ ０ １０ ０
第２ １卷
第 ２期
石 油 规 划 设 计
２ １
条 集 气 干线 ，前 期 建 设 －程 量 大 ；三 是投 资 稍 高 。 ［ 经 综 合对 比 ，方 案 二虽 经 济性 稍差 ，但 考 虑 管 网运 行 及 长远 建 设 ， 荐 方 案 二 ，即建 ３座 集 气 站 。 推
２ ０
第２ 卷 １
第 ２期
石 油 规 划 设 计
２１ ０ ０年 ３月
ｏｏ
幽 ￣ ＇￣ ￣ ｉ ｏ ８ ｌｏ ｉ ，
郑 为 郑 欣 张 凤 喜 范 君 来 曾 继 磊
（ 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 呈 格气 田苏 ２ 区 集输 管 网设计 ．石油 规 划设 计 ，２ １ ，２ ２）：２ ～２ ，２ Ｏ井 ０ ０ １（ ０ １ ９
计量交接站要求交接压力不低于 ３ Ｍ ａ 考虑集气 ． Ｐ， ２
支 线 ０２ Ｐ 、站 内 ０１ ａ的 压力 损 失 ，则最 远 端 ．Ｍ ａ ．ＭＰ 集 气 站 出站 压 力 为 ３５ ａ ．ＭＰ 。
２ 集 输 管 网设 计
２ １ 集气 站 布 局 ．
方 案 一 的优 点 ：一 是 建 站 、管 理 点 少 ，缩 短 施 工 周 期 ，减 少植 被破 坏 和 周 围 环境 的污 染 ；二是 集
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
探究苏里格气田排水采气技术进展及对策
1苏里格气田应用现状1.1苏里格气田存在的问题现状就目前来说，经相关研究显示，苏里格气田的气井单井产量较低，这就导致气井在生产过程中携液较为困难。
导致这种现象的主要原因是，井底近井区积液在水分侵蚀和水敏黏土矿物膨胀的影响下，导致气井内的气相渗透率有明显下降的情况。
同时液面下油和套管在水分的影响下，会出现电化学腐蚀的情况，如果相关器材出现了锈蚀，就会严重影响气井中水分的排出，导致气井在日常运行中存在管道堵塞的情况，直接影响了气井的产气效率。
另外，苏力格气田地层回压较大，气井生产的能力会受到严重影响，严重时甚至可能导致气层出现受损，气体也难以从土壤中排出，影响了气井的产气效能。
并且在苏里格气田长时间的开采状态下，应用时间较长的气井中的地层能量会出现降低和减小的情况，其中的压力差也会随之减小，导致井底积液现象愈加严重，影响了气体的排出，产水量也在不断增大，井底积液问题已经严重影响了气井的正常生产。
1.2国内气井排水采气技术现状相较于国外先进技术来说，国内开展排水采气工艺的时间较晚，而在我国四川气田应用排水采气研究的时间，最早通过借鉴国外成功经验，根据四川气田的实际情况，做了各种排水采气实验，也获得了一定的效果。
应用广泛的主要以复合排水采气工艺和泡沫排水采气工艺为主。
泡沫排水采气工艺是四川气田首先推广使用的一种排水采气技术。
自1980年开始，四川通过对气井进行分析研究，了解了泡沫采气工艺的应用技术，针对气田特点研制出了适合当地环境的起泡剂，并根据工艺和土壤状况设计了相应的加注方式。
而在顺利应用后，根据我国不同地区的气产状况，研究了多种功能的不同起泡剂和加注设备，解决了我国多数特殊井的加注问题，随着这项技术的不断推广和发展，在多个气田的气井上都得到了良好的应用效果，获得了极大的经济效益。
而复合排水采气工艺是将两种或两种以上的排水采气工艺进行组合。
这种应用方式主要是在单向排水采气工艺，难以满足气井稳定生产的状况下，根据气井和环境的具体状况，选择合适的排液采气方案进行复合应用，较为常见的属于球塞探究苏里格气田排水采气技术进展及对策Exploration on the Development and Countermeasures ofWater Pumping and Gas Production Technology in Sulige Gas Field刘兵（华北石油管理局有限公司苏里格勘探开发分公司苏75采气作业区，内蒙古鄂尔多斯016100）LIU Bing(Su75Gas ProductionArea,SuligeExploration andDevelopment Branch,NorthChinaPetroleum AdministrationBureau,Ordos016100,China)【摘要】苏里格气田是一个较为典型的三低气田。
小井眼钻井技术在苏里格气田的应用解读
3本文系中国石油勘探与生产分公司重点技术攻关项目(编号:20032622 。
作者简介:巨满成, 见本期第61页。
小井眼钻井技术在苏里格气田的应用3巨满成陈志勇欧阳勇(中国石油长庆油田公司油气工艺技术研究院巨满成等. 小井眼钻井技术在苏里格气田的应用. 天然气工业,2005;25(4 :74～76摘要为提高整体开发效率, 降低开发成本, 长庆苏里格气田应用了小井眼钻井技术。
针对苏里格气田的具体情况, 在小井眼钻井工艺方面, 进行了包括井身结构优化、套管优选、井壁稳定性控制、地层出水预测等多方面的技术研究。
2003年共进行了4口小井眼井的施工, 其中包括2口天然气欠平衡钻井, 通过小井眼天然气欠平衡钻井实践表明, 应用该项技术, 与常规钻井相比较, 机械钻速可以得到大幅度提高, 是提高钻井速度、缩短钻井时间的有效途径。
主题词小井眼欠平衡钻井苏里格气田井身结构优化设计套管优选法井壁稳定国内外理论和实践证明, 利用小井眼可有效降低钻井成本, 实现油气田的经济开发。
因此, 鉴于苏里格气田单井控制地质储量低、气井产能低的现状, 为寻求有效降低苏里格气田开发综合成本的途径, 提高气田开发经济效益, 井工艺试验。
一小井眼可降低钻井综合成本, 经济效益十分可观, 又被称为经济钻井技术。
所谓小井眼是指完井井眼尺寸小于 152. 4mm , 或全井60%以上井眼尺寸为 152. 4mm 。
但要实现降低成本的目标, 必须要解决因井眼尺寸减小带来的一系列技术问题, 而且要作为一项系统工程来解决。
1. 小井眼井身结构优化设计研究(1 套管与井眼间隙研究。
钻柱、套管在充有钻井液的井筒内运动时会引起波动压力,破坏井眼系统压力平衡, 导致井喷、井漏、井塌和卡钻等井下复杂情况和事故。
在小井眼井身结构优化问题上, 需要解决井眼变小、环空间隙变小带来的技术问题, 主要有:起下钻压力波动带来的井下压力失衡问题、下套管作业对井底波动压力的影响等。
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一、工区基本情况1、苏77区块位于苏里格气田东区北部，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗。
区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部西带。
苏77区块东临巴汉淖6km，南距乌审召1km，西与苏76区相邻，北抵加不沙以北2km，南北长约43.0km，东西宽约23.6km，面积约1012km2。
苏77区块主要钻探目的层为石盒子组盒8段、山西组山1及山2段，兼顾太原组和本溪组。
2、召51区块位于苏里格气田东北部，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗、伊金霍洛旗，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部西带。
召51区块西与苏77区相邻，南与长庆油田公司采气五厂召探1、统20区块相邻，南北长约 43.0km，东西宽约23.1km，面积995km2。
召51区块主要钻探目的层为石盒子组盒盒8段、山西组山1及山2段。
B、钻井工作量苏77区块：弥补递减2亿方/a；钻井工作量26 口，其中水平井10 口，直丛井16 口；召51区块：新建产能3亿方/a；钻井工作量77 口。
其中召 51前期评价井20 口，产建开发井57 口，产建井中包括水平井6 口，直丛井51 口。
C、招标工作量2012年苏里格油气田合作区块钻井工程承包服务103 口井，含开发直井、定向井、水平井O二、钻井工作内容工程内容：钻井队搬迁、安装及材料供应，井口坐标初测和复测，钻井、定向、固井、钻井液、水平井钻井服务、取心作业，下表层、油层套管，完井等钻井工程；甲方指定定向、固井、钻井液技术服务工作量除外。
钻井施工中的安全责任由乙方独自承担。
三、钻井施工甲供材料①甲供材料范围：表层套管、气层套管、套管头。
②拉运方式：生产厂家根据计划数量送至华北石油管理局器材供应处苏里格供应项目部指定库房，施工单位持项目部审批后的有效单据由生产厂家供货至施工现场。
四、钻井工程价格（本工程价格为投标报价上限）⑴直井、定向井钻井工程价格直井、定向井执行“长庆油田2011年钻井系统工程修井措施作业工程技术服务标准化市场价格”；苏里格项目部指定定向技术服务工作量，则从钻井价格中扣除相应费用。
序号井别井型区块钻井价格（元/米）取心价格（元/取心米）第一口井第二口井及以后1天然气开发及开发评价井直井、定向井苏里格东区646565 2073说明：①价格中不含永久征地、表层套管、气层套管、取心和固井工程费用；套管头由甲方提供，在乙方工程款中按26000元/ 口井扣除。
②钻井价格中包括钻前工程费用，如需单独结算，建设单位按《2.1.3钻前工程指导价格》标准，从钻井工程（第一口井）价格中予以扣除29万元。
实施过程中建设单位可根据地形地貌、外部环境等现场实际情况，参照相关计价依据测算确定，但钻前总费用应控制在计划投资之内。
③适用井身结构：e 346xe 273.1+e 241.3 xe 177.8 或 e 311.1X^244.5+^215.9X^139.7。
④钻井取心费用按实际取心进尺乘以取心价格计算。
⑤如进行双级固井，则增加费用14万元/口井（包括小钻具转运、钻水泥塞及钻分级箍等全部费用）。
⑥如进行定向井施工，每口井增加钻井施工、定向井技术服务、钻井液等费用50万元。
⑦如下技术套管，增加36万元/口井（含因井身结构改变所发生的全部费用）。
⑧钻井价格中包括钻机搬迁费用40元/米（搬迁井距60km, 超出部分每10km增加1.03万元）。
该指标为参考指标，具体实施中由各关联方根据钻机类型、井距、外协等实际情况协商确定。
⑨价格中包括HSE费用及营业税，开增值税票的施工队伍不扣除营业税。
⑩固井工程技术服务价格：直井、定向井固井工程技术服务价格18万元/口。
说明：a、固井价格中包括表层套管、气层套管固井的路途行驶费、施工费、材料费、套管附件费（不含分级箍）、井口试压费等固井施工作业的全部费用。
b、适用井身结构：e 346 xe 273.1 + e 241.3 X^ 177.8 或^311.1 Xe244.5+e215.9xei39.7。
c、如设计要求改变现有固井方式，可参照相应固井方式对应价格执行。
⑵水平井钻井工程价格水平井价格：水平井直井段单价为655元/米，自造斜点至水平段完钻价格为4093元/米，原钻机下完井管柱增加施工费 40万元；苏里格项目部指定固井工作量，则从钻井价格扣除相应费用。
说明：①价格中不含永久征地、钻前井场、表层套管、气层套管、泥浆技术服务费用、定向井技术服务费用；含钻井搬迁、安装及材料供应（不含石油专用管）、井口坐标复测、钻井、配合测井、配合定向、下套管、固井、完井等钻井工程，套管头由甲方提供，在乙方工程款中按28600元/口井扣除。
②钻井价格中包括钻机搬迁费用40元/米（搬迁井距60km，超出部分每10km增加1.03万元）。
该指标为参考指标，具体实施中由各关联方根据钻机类型、井距、外协等实际情况协商确定。
③价格中包括HSE费用及营业税，开增值税票的施工队伍不扣除营业税。
④水平井固井工程技术服务费用。
序号井别井型区块价格（元/米）水平段附件费用（元/口）1天然气开发水平井苏里格气田94 120000a.价格中包括表层套管、技术套管（尾管）固井的路途行驶费、施工费、材料费、套管附件费（不含分级箍）、井口试压费等固井施工作业的全部费用。
不包括水平段固井施工费。
b.适用井身结构：三开：^346X^244.5+① 241/① 215.9乂配77.8+① 152.4Xe 114.3 四开：① 444.5X^339.7+① 311.2X^244.5+① 215.9Xe 177.8+① 152.4X6114.3c.固井工程费用二实际入窗点井深X价格+水平段套管附件费用d.价格中包括HSE费用及营业税，开增值税票的施工队伍不扣除营业税。
五、㈡钻机选型及钻井主要设备1、定向井、直井钻机选型及主要设备序号名称型号载荷(kN)功率(kW)备注1钻机 ZJ40L/ZJ45 N22502井架 JJ225/42-A2 N22503天车 TC2-225 22504游动滑车YC250 22505大钩 DG250 22506水龙头 SL250 25007转盘ZP52B1开口直径. 520mm8气动小绞车XJFH-5/35 50 2台9钻井泵 1# F1300 9602# F1300 960钻井液罐13000X3000X2500总容量N196m310柴油机 1 G12V190B-3 930 3 台 11压风机电动2V-6.5/12排量：6.5m3/min自动 2V-6.5/1212 发电机 1# PZ8V190D-2/300KW 3002# PZ8V190D-2/300KW 30013 防喷器 2FZ28-3514控制系统装置FKQ320415节流、压井管汇JG-35、YG-3516振动筛 RCZ2000 2.2 2 处理量：210m3/h17除气器 ZCQ1/4 11 排量：1000GPM18除砂除泥清洁器RCZ2000漏斗尺寸数量：125mm 2处理量：200~250m3/h19 离心机 LW450X842N 22 处理量：40m3/h20自浮式测斜仪1套21多功能气体检测仪固定式N1套22多功能气体检测仪便携式N3套23高压呼吸压缩机N1台24正压式空气呼吸器当班人员每人一套25钻井液循环罐液面检测与报警装置1套26点火装置1套27转盘扭矩仪1套2、水平井钻机选型及主要设备序号名称型号载荷(kN)功率(kW)备注1钻机 ZJ-50L/ZJ-45 N30002井架 JJ315-45K3 N30003天车 TC-315 31504游动滑车YC3-315 31505大钩 DG-350 31506水龙头 SL3-450 44107转盘 ZP-275 4410 开口直径：698.5mm8气动小绞车XJFH-5/35 50 2台9钻井泵1# F-13002# F-1300钻井液罐总容量N200m3配液罐N10m310柴油机 1 G12V190PZL-3 712 1 台2 G12V190PZL-3/0 810 2 台11压风机电动 LS12-50HH 37 排量：5.1m3/min自动 2V-6.5-1212发电机1#康明斯461 4002# 8V190 发电机 30013 防喷器 2FZ28-35、FH28-3514控制系统装置FKQ640615节流、压井管汇JG-35、YG-3516 振动筛 BDK2-10 2.2 2 处理量：210m3/h 17 除气器ZCQ300 11 排量：1000GPM18除砂除泥清洁器RCZ2000漏斗尺寸数量：125mm 2处理量：120m3/h19 离心机 LW450*SV2-N 处理量：40m3/h20自浮式测斜仪1套21多功能气体检测仪固定式N1套22多功能气体检测仪便携式N3套23高压呼吸压缩机N1台24正压式空气呼吸器当班人员每人一套25钻井液循环罐液面检测与报警装置1套26点火装置1套27转盘扭矩仪1套28顶驱可选㈢天然气井钻井工程质量要求及验收标准1、井身质量合格率100%。
(l)直井：表1井段最大井斜角(° )全角变化率(/25m)水平位移(m) 井径扩大率(%)0〜500 W1 <1° W15 151001 〜2000 W2 <1° 25’ <30 152001 〜3000 <4 <2° <50 12.53001 〜4000 <7 <2° 40' <60 12.5测斜间距：1500米前，每100米测斜一次；井深超过1500米后，每300米测斜一次；若井斜有超标趋势，应加密测斜。
⑵定向井：①直井段井斜执行气井表1;②斜井段全角变化率(连续三点即90米井段)：造斜和扭方位井段不大于6° /30m,其它斜井段的全角变化率不大于2° /30m；③中靶半径<50m，要求中靶半径合格率100% ；特殊井中靶半径执行设计。
④测斜方式:采用磁性单点、电子单多点或随钻测斜方式；⑤测斜间距：测斜间距按表2执行；表2井段最大间距(m)丛式井直井段<30造斜段、防碰井段<20其它井段<50多点测斜<30注:防碰井段指在该井段钻进时可能钻碰邻井或以后井钻进时可能在该井段相碰的井段。
(3)平均井径扩大率<15%，最大井径扩大率<20%，油层井径扩大率V10%。
2、取心质量：单井平均取心收获率395%,特殊情况执行地质设计。
3、固井质量合格率100%。
气层段及气层以上300米封固良好；胶结质量合格井段占应封固井段的比率390% ；水泥返高达到设计要求；井口回填牢固，套管试压合格。