苏里格气田三维地震储层预测技术研究及应用

鄂尔多斯盆地苏里格气田是中国陆上发现的最大的天然气田,针对苏里格气田有效储层的具体特点,对三维地震储层预测关键技术做了具体介绍,与之前该地区实施的二维地震相比,该技术有效地解决了储层的平面和空间预测问题。并通过该次三维地震成果进行丛式井和水平井的具体井位部署,部署井完钻结果充分证实了三维地震在苏里格气田应用的有效性。应用结果表明:三维地震与二维地震相比,可以大幅度提高苏里格气田水平井有效储层钻遇率,尤其是可以大幅度提高I类井的有效储层钻遇率。     

苏里格气田首口分支水平井钻完井技术

苏里格气田属典型低压、低渗、低产的“三低”气田,总体上看储层物性较差,常规水平井开发效率较低,中低产井占绝大多数。为了提高苏里格气田水平井单井产量,提高开发效率,降低综合开发成本,针对苏里格气田多套气藏发育的地质特点,开展了分支水平井钻完井技术研究及现场试验。文中从施工难点、井身结构、侧钻技术、完井方式等方面介绍了苏里格气田首口双分支水平井——T7-14-18H井的钻完井关键技术及现场试验,该井成功实现了水平井段裸眼完井+分段压裂增产改造,初步探索出了一套符合苏里格气田开发需要的分支水平井钻完井配套技术,为低渗透油气田经济高效开发探索出了一条新的技术途径。     

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。     

苏里格气田长水平段小套管固井及其配套技术研究

根据苏里格气田长水平段  １ １ ４  ３ｍ ｍ生产套管固井技术难点, 进行技术攻关及改进, 研发出长水平段前置液体系、 零析水防气窜水泥浆体系、 固井压塞液体系, 优选性能优越的固井工具, 优化生产套管管串结构, 现场施工顺利, 固井质量好, 满足了后期套管射孔 ＋水力桥塞压裂工艺的需要, 总结出一套苏里格气田长水平段小尺寸套管固井工艺技术, 为今后苏里格气田的长期有效开发提供了有力的技术支撑。     

苏里格气田东区提高Ⅰ+Ⅱ类井比例的技术及应用

苏里格气田东区是气田目前开发的主力区块之一,其储层除具有苏里格气田典型的"四低"特点外,还表现出储层异常致密,非均质性非常强的特点,原有的开发技术在这一区块表现出一定的局限性,因而导致该区块井位优选难度大、Ⅰ+Ⅱ类井比例低的现状。针对这一区块储层地质条件差、开发难度高的特点,在开展地质综合研究的同时,完善地震采集、处理解释方法,地质与地震相结合,深化富集区的分布,探索形成了适合苏里格气田东区的井位优选技术。该技术以富集区筛选技术为核心,并综合应用丛式井井位优选技术和多层系立体开发技术,在开发实践中取得了较好的应用效果,为苏里格气田东区产能建设任务的顺利完成提供了技术保障。     

一种快速的全局优化的多道反演系统

随着苏里格气田即将投入大规模开发,如何提高开发井的钻井成功率就成了开发地震工作的重中之重。勘探阶段的研究证明,针对苏里格庙气田上古砂岩储层的地质特征,利用高分辨率地震资料开展砂体横向展布研究和技术攻关,可以大大提高储层厚度的预测精度,为此开展了ISIS地震反演新技术的应用研究工作,为进行大规模开发苏里格气田作好技术储备。     

长庆苏里格气田欠平衡及小井眼固井技术

苏里格气田属于低压、低渗、低产、低丰度的“四低”气田,面积约20000km2,气藏资源丰富,开发难度大。根据高效低成本开发苏里格气田的要求,进行了欠平衡及小井眼钻井,为低成本开发苏里格气田做前期技术准备。针对地层特性、储层特点、井身结构、固井难点及固完井要求,依据平衡压力固井及防气侵气窜原理,采用正注返挤固井工艺技术,使用双凝防气窜水泥浆进行封固。使用该技术在苏里格气田固井7口(4口欠平衡井、3口小眼井),固井质量优质率达100%,基本解决了苏里格气田的固井难题,确保了固井质量,降低了固井成本。     

水平井技术在苏10区块的应用

为改善苏里格气田开发效果,提高区块采收率,达到降低开采成本、合理高效开发的目的,针对苏里格气田直井开发中存在的问题及水平井实施中的技术难点,开展了河流相沉积气藏水平井技术攻关与研究。现场实施4口水平井,完钻水平段平均长度为800 m,分段压裂后投产,日产气为邻近直井产量的5～10倍,生产效果较好。该研究为苏里格气田实现少井高效开发提供了良好的途径和科学依据。     

让苏里格气田为长庆油田争辉

随着中国石油天然气股份公司苏里格气田合作开发技术交流会的隆重召开，预示着开发苏里格气田的号角已经吹响。开发苏里格气田的步伐正在加快．举世瞩目的苏里格气田将由此进入全面开发、造福百姓的历史时期。     

分支水平井钻完井技术在苏里格气田的应用

苏里格气田属低渗、低压气田,水平井开发技术已成为苏里格气田开发的主体技术,针对气田多套气藏发育的地质特点,通过分支水平井钻完井技术研究,进一步提高水平井单井产量,提高开发效率,降低综合开发成本.介绍川庆钻探在苏里格桃七区块首次开展的分层合采和同层合采双分支水平井钻完井先导性现场试验成果,主水平井段和分支水平井段均实现分段压裂增产改造,单井产量是同区域常规水平井平均值的2～3倍,初步形成了适合苏里格气田开发需要的分支水平井钻完井技术,为低渗透油气田经济高效开发探索出一条新的技术途径.     

苏里格53区块水平井综合提速技术

苏里格气田53区块属于低压、低渗区块,油藏埋藏深、油层薄、单井产量低,利用水平井开发技术是提高该区块单井产能及采收率的有效方法.长城钻探工程有限公司在该区块的钻井过程中,通过实施井深结构的优化,钻井液体系优化,钻井参数的优选与优配,钻具组合的合理选择,钻头型号优选的一系列综合提速技术措施,在水平井优快钻井方面取得了显著...     

苏里格气田水平井钻井技术实践

分析了苏里格气田地质特点及钻井难点,介绍总结了苏里格水平井钻井技术的特点和成功经验,成功经验包括:大力推广应用新工艺新技术,优化井身剖面设计,优化钻具组合,加大PDC钻头个性化设计及推广应用,加强工程事故和复杂情况有效预防,全井推广水平井导向钻井技术,精确控制井眼轨迹。     

苏里格低渗气田井网井距计算方法探讨

苏里格气田为低渗气田,通过不同的井网井距计算方法,在技术合理井距小于经济合理井距的基础上,结合苏里格气田的基本参数指标,采用排泄半径确定初始井网,并利用经济评价方法、规定单井产能法、合理采气速度法、储量法与储量丰度计算法相结合的方法,分析了目前苏里格气田井网井距现状,并修正了苏里格气田利用储量丰度计算法的经验公式。     

苏里格气田大位移水平井钻井液技术

苏里格气田安定组、直罗组、石千峰组和石盒子组泥岩地层易发生严重井壁垮塌,且因水平位移大、水平段长、井眼小易导致井眼清洁与润滑问题。针对苏里格气田的地质构造、岩层特性和水平井的井身结构特点进行了研究,对石盒子泥岩地层取样做了全岩矿物分析和黏土矿物分析,找出了影响井壁稳定的原因。针对苏里格地区地质特点、井身结构及保护油气层的要求,系统地分析了水平气井施工的钻井液技术难点,提出分地层采用不同的钻井液体系,并对钻井液处理方法与钻井施工的技术措施进行了阐述。4口高难度水平井的安全施工表明,苏里格气田大位移水平井钻井液技术能满足该地区大位移水平井施工的需要,可为高效开发苏里格气田钻井施工提供支持。     

水平井技术在苏里格气田低渗气藏中的应用

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,直井开发经济效益较差。为进一步提高开发效益,长庆油田转换开发方式,开展"三低"气田水平井开发技术攻关。2008-2009年,苏里格气田加大水平井开发试验力度,完钻10口水平井,投产8口,初步形成了水平井井位优选和随钻地质导向、钻井提速及储层改造等技术,取得了显著的效果为苏里格气田水平井规模开发提供了有利的借鉴和指导作用。     

长庆苏里格气田天然气欠平衡钻井实践

苏里格气田压力系数低,平均渗透率低,丰度低,产量低,是典型的"四低"气田。针对该气田的储层特征,长庆石油勘探局从1999年开始进行以天然气为循环介质打开储层的钻井技术研究。通过对地层出水预测、地层稳定性、最佳注气参数等几方面的研究,得出了井壁坍塌压力梯度模式、钻头选型方法等,并在陕242、苏35- 18井和苏39- 14- 1井、苏39- 14- 4井进行了试验,试验数据表明,机械钻速大幅度提高,苏35- 18井的钻速达到18m/h,是邻井的9倍多,苏39- 14- 4井的天然气钻进井段为1092m,是迄今为止天然气钻进井段最长的井。通过研究与试验,初步形成了地层出水、稳定性评价、井眼净化技术以及天然气钻井HSE文件。     

优化钻井技术在苏里格气田东区的应用

根据地层可钻性特点、地层岩性特征,以现有的PDC钻头技术、低固相钻井液使用、丛式井开发配套技术为基本出发点,结合以往在该地区钻头使用记录、钻井液资料、地层等情况进行分析对比,对PDC钻头优化效果、无固相钻井液现场施工、丛式井现场试验效果进行了分析评价,通过现场应用综合效益评价,证明了优化钻井技术的应用,提高了钻井速度,缩短了建井周期,降低了钻井开发成本,真正实现了"优质、安全、高效、低耗"的钻井施工目的。     

超深水平井元坝103H井钻井技术

元坝长兴组气藏储量巨大，为增大储量控制面积，提高单井产量，在四川盆地川东北巴中低缓构造部署了一口水平开发评价井元坝103H井，设计井深7 841 m。通过优化钻井工艺，在下沙溪庙至须家河组地层应用液体欠平衡钻井技术、水平段综合采用旋转导向、抗高温钻井液体系、防磨接头和减磨剂双效防磨等先进技术，克服了陆相深部地层硬度高、钻速慢、井底温度高、水平段井眼清洁难度大、起下钻摩阻扭矩大、钻具托压现象严重等多种技术难题。该井完钻井深7 729.8 m，水平段长682.8 m，最大垂深6 761.52 m，四开在井深6 608 m处一次性侧钻成功。该井的成功实施，为元坝超深水平井钻井积累了宝贵的经验，为同类井的钻井施工提供了重要参考。     

致密砂岩气藏水平井参数优化

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:(1)部署应以心滩和河道中部微相为主;(2)优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;(3)水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;(4)轨迹类型以平直型为主;(5)改造方式以裸眼封隔器为主。