苏里格气田天然气集输工艺技术的优化创新

苏里格气田是非均质性极强的致密岩性气藏，储层之间连通性极差，地质情况复杂，有效储层难以预测，具有低压、低渗、低产、低丰度等特点。针对该气田的“四低”特点，通过近5年的试验和技术改进，基本形成了一套具有苏里格气田特色的地面建设模式。为此，概要介绍了该气田地面建设中采用的“井下节流、井口不加热、不注醇、井间串接、带液计量、中低压集气、常温分离、二级增压、集中处理”等一系列新的集输工艺技术。实践证明，这些技术对该气田的开发和建设是适合的，从而为类似“四低”气田的开发和建设提供了借鉴。     

苏里格气田苏10井区地面建设优化方案

苏里格气田苏10井区属于克拉通盆地的岩性气藏,有着“低孔（8.95%）、低渗透（0.73×10^-3 μm²）、低产（1×10⁴～3×10⁴ m³/d）、低丰度（1.3×10⁸ m³/km²）、低饱和度（50%～60%）、低压（28 MPa）”的“六低”特征,经济有效开发的难度非常大,该气田的开发曾因此陷入停顿。为了实现在满足技术要求前提下低成本开发的目标,打破常规,围绕总体布站方案开展了大量的创新、研究、比选,制定出一个更先进合理的适应“六低”气田的集中增压“枝上枝”阀组布站工艺技术方案。与传统分散增压集气站技术、集中增压集气站技术相比,该技术方案大大简化了集气设施,降低了能耗,从而大幅度降低投资。实践证明,这些优化方案不仅适用于苏里格气田的开发和建设,也为类似“六低”气田的开发和建设提供了借鉴作用。     

长庆油田地面建设关键技术综述

长庆油田是典型的“三低”(低渗、低压、低丰度)油气田,常规开发方式难以实现经济有效开发.为经济有效开发长庆油田,针对长庆油气田单井产量低,气井压力下降快,携液能力差、地面工程建设投资高,运行成本高等技术难题,气田主要采用以“井下节流、井口不加热、不注醇、中低压集气”为核心的苏里格气田建设模式和工艺技术;油田主要采用以“大井组、串接集油、混输增压、二级布站、井站共建”的超低渗油田建设模式和工艺技术.同时,在建设过程中,全面推行“标准化设计、模块化建设、数字化管理”,加快了油气田地面工程建设速度,降低了建设成本,提升了油田管理水平,实现了长庆油气田的效益开发和可持续发展.     

苏里格气田储层改造的“三封四压”配套技术

苏里格气田储量丰富,但由于属非均质性极强的致密砂岩气田,呈现出典型的“低渗、低压、低丰度、低产”等特征,经济有效开发的难度非常大,其难动用程度已成为重大难题。为此,针对苏里格气田的“四低”特点,以苏5、桃7区块为攻关对象,从地质分析和工艺研究出发,在掌握储层物性特点的基础上,以“适度规模”压裂理论为裂缝参数的优选原则,以净压力拟合为裂缝延伸的预测手段,以“三封四压”为分层压裂工艺,以支撑剂段塞冲刷为降低近井摩阻的措施,以全程氮气混注为增能助排方法,建立了一套适合该气田储层改造的压裂配套技术。     

关键技术突破，集成技术创新，实现苏里格气田规模有效开发

苏里格气田发现于2000年,目前天然气日产量已突破1000×10⁴m³,是中国石油天然气主力上产区之一。该气田储层呈薄互层、非均质性强,气井压力下降快、单井采出量小,常规技术难以实现有效开发。面对该气田的开发难题,以试生产试验区为载体进行了为期4年的开发前期评价,开展了地震-地质综合研究及钻采、地面工艺试验,对六项关键技术集中攻关取得突破,探索出了适合苏里格气田开发的低成本路子,集成创新了12项开发配套技术,形成了“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的“四化”工作思路,成功地实现了对苏里格气田的规模开发,为今后该气田2×10¹²m³储量大规模开发和持续发展提供了技术保障。     

抓技术集成与管理创新，快速实现苏里格气田规模有效开发

苏里格气田是一个“低孔、低渗、低压、低丰度、低产”的“五低”气田,除与四川盆地松花-白马庙、大塔场、五宝场等气田具有相似特征外,还具有埋藏较深、含气砂体横向变化大、普遍含有少量地层水等特点。２００５年,四川石油管理中标获得苏里格气田苏5、桃7区块勘探开发权后,本着“精干、高效”的原则,成立苏里格项目经理部,快速建立了强有力的技术支持体系。近年来,苏5、桃7区块的勘探开发实践表明,要实现苏里格气田规模有效开发,关键在于：创新管理模式,加强组织管理;加大综合评价与井位优选力度,提高Ⅰ+Ⅱ类井比例;强化技术攻关、简化优化钻井工艺及地面集输系统,降低生产成本。     

苏里格气田开发技术新进展及展望

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。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8气藏开发有利区块优选研究

针对鄂尔多斯盆地苏里格气田“低渗、低压、低产”特征和亟待开发的现状,从地质、地震以及地质建模等不同的角度,对苏里格气田主力储层段盒8气藏进行了开发有利区块的优选及评价,最后根据综合研究结果,优选出该气田6个产建有利区块,认为该项研究对该区域成为10亿m³方案和30亿m³规划的编制基础,和对该气田的规模有效开发大有裨益。     

苏里格气田数字化应急指挥系统的研究与应用

为了有效降低鄂尔多斯盆地苏里格气田开发生产过程中的安全风险,亟须开发一套数字化应急指挥系统,来控制并快速高效处置气田安全隐患和应急事件。为此,从优化核心技术、建立新型劳动组织架构及应急体系入手,进一步整合、优化、完善了数字化指挥系统的各项功能,创新了应急抢险运行模式,加快气田数字化建设新技术、新成果在应急指挥工作方面的转化应用,充分发挥数字化在提高管理水平、减轻劳动强度、提升工作效率等方面的革命性作用,全面实现了该气田安全管理变被动为主动的目标,最终形成了“生产管理实时监控、安全隐患及时预警、事故处置数字指挥”的数字化应急指挥系统。该系统基于三维GIS平台、海事卫星通讯、短信告知平台、车辆GPS定位等技术,实现了气田应急事件的可视化调度指挥。在应急演练和实践过程中,指挥统一、功能齐全、反应灵敏、运转高效,切实提高了苏里格气田应急事件的处置能力,显示出较好的实用性。     

苏里格气井井下节流降压集气技术

苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏,单井产量低,建井数量多,经济有效开发难度大,为了实现气田的规模高效开发,2003～2006年,长庆油田组织在苏里格气田现场开展了一系列工艺优化试验,最终形成了"苏里格模式",开创了低成本战略,实现了苏里格气田的经济有效开发。井下节流技术是"苏里格模式"最关键技术之一,井下节流是实现在气井井筒节流降压的工艺技术,掌握井下节流技术,并成功将其应用到气田的实际生产中,可以最大限度地减少井筒和地面管线水合物形成的几率,减轻井口水套炉的负荷,减少燃气量。在生产指标上,大大提高了生产时效。另外,由于生产压力降低,可以大大增加生产中的安全系数,提高单井自身的携液能力。结合苏里格气田的实际,从井下节流技术在苏里格气田的前期试验、优化以及成熟推广应用等方面进行了阐述,详细论述了井下节流技术在苏里格气田的成功应用。     

苏里格气田经济有效开发前景分析

基于市场供需状况分析了长庆气区天然气价格情况,认为苏里格气田天然气销售价格偏低,具有一定的上涨空间。测算了苏里格气田不同天然气价格单因素与气价、单井产量双因素影响下的税后收益率,认为当气价为0.855元/m3时,苏里格气田开发税后收益率可以达到难采气田基准收益率10%的水平;当气价为0.920元/m3时,其税后收益率可以达到常规气田基准收益率12%的水平。由此可见,苏里格气田实现经济有效开发前景较好。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田低效气藏的形成机理

鄂尔多斯盆地苏里格气田是一个地质储量为5336.52×10⁸m³、含气面积为4054.6km²的大气田,同时也是一个低丰度储量、开发难度大的气田。对该气田低效形成机理的研究结果表明,储集体内部非均质性强,平缓构造背景导致气柱高度小,因而气层连通性变差,异常低压使天然气穿透流动能量不足,这些是导致气藏低效的主要因素。     

苏里格低渗透气田开发技术最新进展

苏里格气田发现于2000年,2010年天然气产量达到10５×１０^８ｍ^３,生产能力达到135×10⁸ m³/a,是我国目前储量和产量最大的整装气田。该气田储层物性差,非均质性强,气井压力下降快、单井采出量小,常规技术难以实现高效开发。面对该气田的开发难题,以生产试验区为载体进行了针对低渗透气田高效开发技术的攻关,形成了12项开发配套技术。最近两年在精细气藏地质描述技术、丛式井和水平井开发技术、储层改造等关键技术上又取得了新的突破,应用效果良好,初步探索出了适合苏里格低渗透气田高效开发的方法,为今后苏里格气田年产230×10⁸ 3/a开发目标和持续发展提供了技术保障。     

苏里格气田上、下古生界气藏合采气井的集输工艺

随着苏里格气田下古生界气藏的不断开发,现有的集输工艺及场站建设已不能满足生产需要。为此,在综合分析该气田现有上古生界气藏气井的集输工艺和靖边气田下古生界气藏气井的集输工艺的基础上,根据苏里格气田目前完钻井的情况,选择了“小站脱水、天然气净化厂集中脱硫”的上、下古生界气藏合采气井集输工艺,确定了其主要工艺路线为：井下节流、中压串接、集中注醇、常温分离、集中处理。在对集输场站的流程、平面布置、设备选型进行分析后,确定了新的集气站流程：排污和放空共用一套系统,其余均分开设置,充分利用公用系统,减少下游处理装置负担;统筹考虑上古生界气藏气井的集输系统与上、下古生界气藏合采气井的集输系统,按照同类系统靠近布置的原则,重新进行集气站的平面部署;还对站内设备重新进行了选型,确定了中压系统下的抗硫生产设备。最后讨论了新集输工艺存在的问题及下一步研究方向。新的上、下古生界气藏合采气井的集输工艺和场站建设满足了气藏合采气井的开发要求,经济合理地解决了下古生界气藏含硫气的处理难题,为规模开发上、下古生界气藏奠定了基础。     

苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术

苏里格气田致密气藏水平井钻井时存在机械钻速低、地层井漏坍塌漏并存、钻井周期长等问题。为此,在分析钻遇地层情况和钻井技术难点的基础上,开展了 “工厂化”水平井钻井模式优化、“高效PDC钻头+大功率螺杆”激进参数钻井技术、不同偏移距井眼轨迹控制模式优化和强抑制低密度CQSP-4防塌钻井液分段优化等研究,形成了苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术。2019年苏里格气田应用致密气藏水平井优快钻井技术完钻56口井,平均机械钻速12.76 m/h,钻井周期39.12 d,建井周期52.20 d,较2018年平均机械钻速提高了23.16%,钻井周期缩短了23.71%,建井周期缩短了16.02%。研究与应用表明,苏里格气田致密气藏水平井钻井关键技术提速效果显著,为苏里格气田致密气藏高效开发提供了技术支撑。      

苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算

运用气藏开发动态资料,选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量,故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。为此,针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征,在动态资料不断补充和丰富的基础上,综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算,分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。结论认为,苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量,Ⅰ类井平均单井动态储量为2 936×10⁴ m³,Ⅱ类井平均平均单井动态储量为1 355×10⁴ m³,Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×10⁴ m³。所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。     

苏里格气田致密砂岩气藏多层分压开采面临的难题及对策

鄂尔多斯盆地苏里格气田发育二叠系山西组、石盒子组等多套含气层系,具有"一井多层、单层低产、横向非均质性强、渗透率低、压力低、丰度低"等特征,是典型的致密砂岩气藏。虽然历经多年的勘探开发,对该气田的地质认识不断深化,工艺技术创新发展和技术思路不断完善推动了该气田的规模上产,但随着勘探开发工作的持续推进,储层条件更加复杂,对多层分压开采技术提效降本提出了新的挑战。为此,在回顾总结苏里格气田多层连续分压开采技术发展历程的基础上,首先分析总结了攻关取得的认识与启示,认为目前已形成的机械封隔器分压和套管滑套分压两套主体分压技术是经济有效开发该气田的关键技术,压裂作业效率提高1倍以上,应用效果良好。进而把该气田开发面临的技术挑战归纳为"多层动用不充分、钻采工艺不满足气井全生命周期效益开发需要、分压工艺难以兼顾上古生界与下古生界气藏叠合开发需要"。最后结合苏里格气田的开发形势,探讨了解决上述难题的对策以及气藏多层分压开采技术的发展方向:①加强与井网匹配研究,提高储量动用程度及最终采收率;②优选改造层位,优化分压技术,提升多层动用开发效益;③系统优化钻采工艺技术,建立全生命周期小井眼提效降本新模式;④攻关适应于上、下古生界储层分压合求技术,以满足上、下古生界气藏叠合开发的需求。     

苏里格气田低产低效井差异化管理对策

鄂尔多斯盆地苏里格气田储层非均质性强,气水分布规律复杂,随着开发的深入,低产低效井增多,气井的管理、资料分析和应用难度加大。为此,结合对该气田储层地质认识、生产动态特征分析和现场试验的成果,提出"苏中控压稳产、苏西控水开发"的技术思路,将苏中气井分为高、中、低产井;苏西气井分为连续带液井、间歇带液井和积液井,分类分析评价气井生产动态,并提出各类气井的开发技术政策。在气井分类管理的基础上,形成了具有该气田特色的低产低效井差异化管理对策:①不断优化低产井间歇生产制度,有效减少和降低储层应力敏感效应和水锁伤害,提高了低产井外围储量动用程度;②建立气井"三维矩阵"管理方式,明确了气井措施适用范围,量化了措施实施参数,提高了气井措施有效率;③应用智能化气井管理平台,推行气井全生命周期管理。差异化管理对策贯穿气井整个生命周期,大大提高了气井管理效率,老井的开井时率、新井贡献率、措施有效率明显上升,为该气田稳产提供了帮助和支持,也为同类气田的高效开发提供了技术支撑。     

苏里格气田致密砂岩气藏储层表征技术及其发展展望

储层表征与建模是油气田开发领域的一项关键技术,致密砂岩气藏因其特殊性,储层表征技术仍处于探索阶段。鄂尔多斯盆地苏里格气田主力产气层下二叠统石盒子组8段由多期河道砂体叠置而成,具有低孔隙度、低渗透率、强非均质性的地质特征,随着水平井的规模开发,更加精细的储层表征就显得尤为重要。为此,在借鉴油藏表征技术的基础上,结合苏里格气田致密砂岩气藏的地质特点及多年的开发实践,提出了该气田储层表征的技术思路:①精细地层划分对比,建立等时地层格架;②以刻画砂体、有效砂体为重点,建立储层地质知识库;③优化三维地质建模方法,建立精细地质模型。根据苏6区块历年地质建模效果和当前国内外河流相储层的地质建模方法,总结归纳出了不同开发阶段、含不同生产资料的相控建模技术。最后结合气田开发实际,展望了致密砂岩气藏储层表征技术的主要发展方向。     

苏里格气田水平井一点法产能公式研究

水平井产能是油（气）田开发的重要参数之一,也是油（气）井配产的重要依据。 对于低（特低）渗透油气藏油（气）井产能的确定,一点法产能试井是一种快捷而有效的方法,只需一个稳定点测试资料即可完成,较其他常规回压试井和修正等时试井方法简单、省时、经济。一点法产能公式的得出,对于苏里格低（特低）渗透气藏的产能分析具有重要的现实意义。 应用气藏数值模拟方法,选择苏里格气田典型井建立气藏单井模型,结合二项式产能方程,得到了苏里格气田水平井一点法产能公式,并对该公式进行了验证。结果表明,该一点法产能公式应用于苏里格气田的水平井产能分析具有较高的精度。