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苏里格气田井场工艺技术探讨X李 超,付文婷,杨 光,张凤喜,刘银春(西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安 710018) 摘 要:在地面工程建设领域,具有“低渗、低压、低丰度”特点气田的井场工艺一直是天然气开发工作的研究重点。
苏里格气田为国内典型的低渗、低压、低丰度气田,自2006年进入规模开发以来,从气田气井压力、地面管网优化等方面出发进行不断的研究,创新形成了苏里格气田井场工艺技术,具体包括井下节流工艺技术、湿气带液计量技术、高低压紧急关断技术、数据远传技术及相应的井场配套技术。
本文以苏里格气田井场工艺为例,对低渗低压低丰度气田的井场工艺技术进行了研究探讨,旨在气田井场工艺技术领域起到一定的指导和借鉴意义。
关键词:苏里格气田;井场;工艺技术;井下节流;带液计量;紧急关断;数据远传 中图分类号:T E371 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0108—031 概述井场工艺作为整个地面集输系统的“龙头”,与整个集输系统的工艺流程息息相关。
井场流程必须与整个集气系统流程相一致,而井场流程及设备的简化也是大幅度降低工程投资的重要因素。
2 常规的气田井场工艺目前,国内有两种比较典型的气井井场工艺,简述如下。
2.1 早期以四川气田为代表的单井集气工艺井口工艺:井口设置加热炉,井口高压天气流通过加热,节流降压,单井中压输送到集气站,该工艺井口设置有加热炉、节流阀、分离器、计量等工艺设备,这种井场单井常温分离工艺流程,一般适用于气田建设初期气井少、分散、压力不高、用户近、供气量小、而且不含硫(或甚微)的单井气处理。
其缺点是井口须有人值守,造成定员多,管理分散,污水不便于集中处理等困难。
具有投资高、管理点多、生产成本高等特点,但对井间距离远,采气管线长、产气量高的边远井,这种集气方式仍是适宜的。
2.2 长庆靖边、榆林气田为代表的多井高压集气工艺井口不采取加热、节流措施,充分利用气井的压力能,井口高压天然气直接输送到集气站。
苏里格气田地面工艺技术研究
苏里格气田是典型的“低渗、低压、低丰度”三低气田,气藏非均质性强、横向连通性差、单井控制储量低、压力下降块。
与其客观条件相适应,苏里格气田开发建设过程中必然呈现出井间距离小、管网密度大的特点。
由于传统的气田地面工艺技术模式基本采用高压集气,其适用于单井控制储量大、井口压力高、稳产时间长、连通性好的气田,若采用该模式开发建设苏里格气田,不仅意味着高昂的成本
投入,更给日常运行管理带了极大困难。
为此,必须通过攻关研究,优化、筛选出适合苏里格气田特点、实际的配套地面工艺技术,以实现气田经济、科学、高效开发。
本文在充分借鉴国内外气田开发、管理经验认识的基础上,通过对苏里格气田自身气藏地质特点的研究分析,探索研究适合苏里格气田自身特点的地面工艺技术模式,以“三个降低(降低地面建设成本、降低生产运行成本、降低维护管理成本)”破解“三低”气田开发这一世界性技术难题,最终实现苏里格气田高效开发。
苏里格气田开发技术探讨[摘要]苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表，水平井开发、井网优化作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用。
本文分析了苏里格气田地质特征，阐述了苏里格气田开发新技术，并探讨了苏里格气田进一步的技术发展方向。
[关键词]苏里格水平井开发技术1苏里格气田地质特征1.1典型的致密砂岩气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—1.00×103μm2，50%以上样品的常压空气渗透率小于0.1×103μm2；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0.1×103μm2。
不同孔隙结构的致密砂岩，其地层条件下渗透率0.1×103μm2大致对应于常压空气渗透率0.5×103—1.0×103μm2，所以苏里格气田应归为致密砂岩气范畴。
1.2大面积岩性气藏、储量丰度低苏里格地区上古生界位于有利生烃中心，发育大面积展布的河流一三角洲沉积砂体，区域封盖保存条件良好，有利于大型岩性气藏的形成与富集。
根据目前的勘探开发情况分析，气田上古生界多层系含气，但丰度多为（0.8—1.5）×108m3/km2，储量丰度与同类型气田比较明显偏低属于典型的低丰度一特低丰度气田，开发难度较大。
1.3单井控制储量和产量低受储集层致密和强非均质性的影响，苏里格气田单井控制储量和单井产量低。
根据计算苏里格气田直井单井控制储量主要分布在1000×1041—3500×104m3，直井无阻流量主要分布在3×104—30×104m3/d。
1.4各区带之间存在明显差异苏里格气田范围广，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，苏里格气田中区天然气较为富集，为最有利的开发区带；东区受成岩作用影响储层普遍致密，但多层系含气；西区烃源岩发育差，局部富水。
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。
苏里格气田致密气地面工艺认识及建议全文共四篇示例，供读者参考第一篇示例：苏里格气田是中国大陆最大的致密气田之一，位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内。
随着能源需求的不断增长，致密气的开发成为了当今石油行业的热点之一。
而致密气地面工艺方面的认识和改进对于提高气田的产能、降低成本、减少环境影响具有重要意义。
本文将对苏里格气田的致密气地面工艺认识进行分析，并提出相应的建议。
要充分认识致密气地面工艺的特点。
致密气是指气体在地层中存在于致密砂岩等非常低渗透率的岩石中，开采难度大、投入大、污染严重。
由于气体的流动受到地层孔隙度的限制，致密气的开采需要通过水平井、压裂等先进的技术手段来提高产量。
在地面工艺方面，要特别关注压裂液的回收利用、地质灾害的防范、废水的治理等问题。
要加强对致密气地面工艺的改进和创新。
在压裂液回收利用方面，可以推广利用环保型压裂液，减少水资源的消耗和污染，提高地质液回收率。
在地质灾害防范方面，可以加强监测系统建设，及时监测地质变动，提前预警和应对可能发生的地质灾害。
在废水治理方面，可以采用生物治理、膜分离等技术手段，实现废水的资源化利用，减少对环境的污染。
要注重人才培养和技术创新。
要加强人才队伍建设，培养专业化的致密气地面工艺技术人员，掌握国内外先进的技术和管理经验，推动技术的创新和突破。
要积极开展科研合作，吸引优秀的科研机构和企业参与致密气地面工艺的研究和改进，不断提高气田的产能和效益。
苏里格气田的致密气地面工艺认识及建议是一个复杂而重要的课题，需要不断加强研究和探讨，寻求最佳的解决方案。
只有通过全面认识气田特点、加强技术创新和人才培养，才能实现致密气气田的可持续发展和利益最大化。
相信在各方共同的努力下，苏里格气田将会取得更加辉煌的成就。
【共计711字】第二篇示例：苏里格气田是中国最大的致密气田之一，位于陕西榆林市延安市境内。
致密气是指气体储层孔隙度低、渗透率低、气体吸附在岩石孔隙中，导致气体难以流通的一种气体资源。
《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、引言苏里格地区是中国重要的天然气资源基地之一，而该地区的致密气藏开发难度较大，具有明显的地域性和技术挑战性。
近年来，随着能源开发技术的进步和工程经验的积累，水平井开发技术在苏里格致密气藏的开采中得到了广泛应用。
为了进一步优化开发策略和提高采收率，本文对苏里格致密气藏水平井的产能模型进行了深入研究，并对其开发指标进行了评价。
二、研究背景及意义随着全球能源需求的持续增长，天然气作为清洁能源的代表，其开采和利用日益受到重视。
苏里格地区具有丰富的致密气藏资源，但因其地质条件复杂、储层物性差等特点，传统的直井开发方式难以满足高效率、高采收率的需求。
水平井开发技术因其能够显著提高储层的暴露面积和产量，被广泛应用于苏里格地区的致密气藏开发。
因此，研究苏里格致密气藏水平井的产能模型及开发指标评价具有重要的理论和实践意义。
三、水平井产能模型研究（一）模型构建针对苏里格致密气藏的特点，本文构建了水平井产能模型。
该模型综合考虑了储层物性、井筒参数、流体性质等因素，通过数学方法和计算机模拟技术，对水平井的产能进行了定量描述。
（二）模型验证为了验证模型的准确性和可靠性，本文收集了苏里格地区多个水平井的实际生产数据，并将其与模型计算结果进行了对比分析。
结果表明，本文构建的产能模型与实际生产数据吻合度较高，具有一定的实用价值。
四、开发指标评价（一）评价指标体系构建本文从产能、采收率、经济效益等方面构建了苏里格致密气藏水平井的开发指标评价体系。
通过对各项指标的定量分析和综合评价，可以全面了解水平井的开发效果和潜力。
（二）评价指标应用以苏里格地区某水平井为例，本文对其开发指标进行了具体评价。
评价结果表明，该水平井在产能、采收率、经济效益等方面均表现出较好的性能，为该地区的致密气藏开发提供了有益的参考。
五、结论及建议通过对苏里格致密气藏水平井的产能模型研究和开发指标评价，本文得出以下结论：1. 本文构建的水平井产能模型能够较好地描述苏里格致密气藏的产能特征，为优化开发策略和提高采收率提供了重要的理论依据。
苏里格气田水平井钻井技术研究摘要：苏里格气田是我国目前最大的整装性气田，随着我国天然气占比逐渐增加，人们对天然气的需求量也不断增加，常规直井已经不能满足产能需求，水平井钻井技术的引入使得天然气开发勘探进入一个全新的高产时代。
本文通过对水平井钻井技术的工艺原理简介，结合苏里格气田的地质构造条件，分析水平井钻井的适用性。
并且针对水平井钻井过程中难度较大长水平段控制难度进行探讨，从而为水平井钻井开发提供重要的技术支持。
关键词：苏里格气田水平井水平段钻井苏里格气田是典型的低压、低渗透、低丰度的“三低”气田。
苏里格气田地质结构复杂，单井产能较低，且中小型边际油气田多。
在天然气开发开采过程中，为了提高产能降低投入成本成为现在发展的主要目标。
进行水平井钻井施工在某种程度上是可以大幅提升单井产能的，水平井钻井技术具有高产、高能及高效的显著特点水平井开发作为一种提高单井产量和油气田综合开发效益的有效手段，越来越受到人们的重视1 苏里格气田地质情况苏里格气田气田上古生界含气层段山西组、下石盒子组，以曲流河、辫状河三角洲沉积，由东北向西南方向倾斜的单斜构造，发育多排小幅度鼻状隆起，砂体较厚，为多层薄段叠加，呈南北方向展布。
苏里格气田气田下古奥陶系马家沟组主要发育白云岩气藏，构造上整体为西倾单斜，发育低幅度鼻状隆起，储层主要发育晶间孔及晶间溶孔，孔隙结构为小孔细喉，储层厚度大，气层发育，具有较强的储集能力和产气能力，但非均质性较强，开发难度大。
2 水平井钻井技术水平井是指油层中井眼延伸至一段距离且井斜角达到85°以上的井，水平井的主要特点是井眼在油层中较长的延伸距离。
水平井的开发一般多用于裂缝性油气藏或者薄油气层的油气井。
水平井按照技术类型可以分为分支水平井、水平井、套管侧钻水平井等。
按照生产用途可分为生产水平井、横向勘探水平井及注入水平井等。
2.1 套管钻井技术套管钻井技术就是利用套管替代钻杆对钻头施加扭矩和钻压，从而在钻井过程中不再使用钻杆钻铤套管钻井技术是提高钻井安全施工的一种技术手段。
苏里格气田低产低效井间开管理的摸索及间开效果分析【摘要】苏里格气田属于低压低产气藏，气井生产中后期，因井底压力和产气量低，气井携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井的正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。
本文在针对苏里格地区低产低效井进行间开生产以恢复气井生产，摸索低产井的间开制度及间开周期，合理制定其工作制度，对间开效果进行了分析评价。
【关键词】苏里格气田低产井间开间开制度效果＜b＞ 1 气田概况＜/b＞苏里格气田西区位于苏里格气田西侧，行政区划处于内蒙古自治区鄂托克前旗和陕西省定边县境内，构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西部，勘探范围约7950km2。
苏里格气田是低渗、低压、低丰度，大面积分布的中粗颗粒砂岩岩性气藏；有效储层为辫状河砂岩沉积中的粗岩相带，非均质性强，连续性较差，其地质条件非常复杂。
气井产量低、中后期，因井底压力和产气量低，气井携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井的正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。
针对苏里格地区低产低效井开展间开试验，通过间歇气井生产制度优化研究，分析不同类型、不同产量气井在不同开关井生产制度下的生产动态，摸索制定单井最佳开关井生产制度，使气井能量得到补充恢复后，开井生产将井筒积液带出，从而恢复气井产能，提高气井采收率。
＜b＞ 2 间开井的选取＜/b＞2.1 间开井的选取原则（1）日产气量小于0.5ⅹ104m3的气井；（2）气井生产能力差，井筒积液严重，常开生产已无气量。
（3）通过流压测试和环空液面测试判断存在积液或疑似积液的气井；2.2 气井积液判断针对苏里格气田“三低”特色以及气井采用节流器生产的工艺特点，研究并形成了五种基本的气井积液判断技术，确保了积液井判识及试验选井。
（1）油套压差法。
气井正常生产时，关井压力恢复后，油压趋于套压，油套压压差较小；气井积液有关井压力恢复后，油压与套压存在一定压差，初步判定：当油套压差≤2MPa时气井无积液，正常生产；5MPa≥油套压差≥2MPa时，气井存在少量积液；油套压差≥5MPa，气井严重积液。
苏里格气田开发技术探讨
[摘要]苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表，水平井开发、井网优化作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用。
本文分析了苏里格气田地质特征，阐述了苏里格气田开发新技术，并探讨了苏里格气田进一步的技术发展方向。
[关键词]苏里格水平井开发技术
1苏里格气田地质特征
1.1典型的致密砂岩气
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—1.00×103μm2，50%以上样品的常压空气渗透率小于0.1×103μm2；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0.1×103μm2。
不同孔隙结构的致密砂岩，其地层条件下渗透率0.1×103μm2大致对应于常压空气渗透率0.5×103—1.0×103μm2，所以苏里格气田应归为致密砂岩气范畴。
1.2大面积岩性气藏、储量丰度低
苏里格地区上古生界位于有利生烃中心，发育大面积展布的河流一三角洲沉积砂体，区域封盖保存条件良好，有利于大型岩性气藏的形成与富集。
根据目前的勘探开发情况分析，气田上古生界多层系含气，但丰度多为（0.8—1.5）×108m3/km2，储量丰度与同类型气田比较明显偏低属于典型的低丰度一特低丰度气田，开发难度较大。
1.3单井控制储量和产量低
受储集层致密和强非均质性的影响，苏里格气田单井控制储量和单井产量低。
根据计算苏里格气田直井单井控制储量主要分布在1000×1041—3500×104m3，直井无阻流量主要分布在3×104—30×104m3/d。
1.4各区带之间存在明显差异
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，苏里格气田中区天然气较为富集，为最有利的开发区带；东区受成岩作用影响储层普遍致密，但多层系含气；西区烃源岩发育差，局部富水。
2苏里格气田开发新技术
2.1精细研究储层、优化井网
2.1.1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，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。
2.1.2优化井网，提高采收率
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1.2×108m3/km2，合理单井控制面积0.48km2（井距为800m×600m），可以提高苏里格气田最终采收率约15%。
2.1.3转变开发方式
目前苏里格气田主要采用3种井型：直井、直井丛式井组、水平井。
鉴于苏里格气田含气砂体小而分散、多层分布的地质特征，水平井的应用有一定局限性，主要在主力气层发育好的区块应用水平井，其他区块主要采用直井或直井丛式井组开发。
直井和直井丛式井组井网优化技术流程根据苏里格气田的实践经验，致密气田井网优化的技术流程可归纳为5个步骤：根据砂体的规模尺度、几何形态和展布方位，进行井网的初步设计；开展试井评价，考虑裂缝半长、方位，拟合井控动态储量和泄压范围，修正井网的地质设计；开展干扰试井开发试验，进行井距验证；设计多种井网组合，通过数值模拟预测不同井网的开发指标；结合经济评价，论证经济极限井网，确立当前经济技术条件下的井网。
2.2水平井开发新技术
2.2.1水平井选井技术
苏里格气田因河道频繁迁移，形成了大量长形砂体，其复合砂体可呈带状，有效砂体大都为豆荚状。
因此，水平井选井首先要进行沉积相、砂体展布、气层分布规律研究，优选有利目标区，除要求邻井目标，层具有较好条件外，还要求水平段方向与局部河道砂体走向基本一致。
对于开发程度较低的区域，邻井资料较少，选井只能参考水平井骨架井，而要搞清局部河道走向，骨架井部署方式非常关键。
2.2.2水平井入靶技术
（1）水平井目标层判断
入靶是水平井施工中难度最大、技术要求最高的重要环节，在目前水平井不实施斜导眼井的情况下难度更大。
因此入靶前必须详细对比邻井资料，利用多种方法综合判断、反复验证并准确定位目标层。
（2）水平井入靶深度
入靶深度过浅除无法清楚了解目标砂体下部情况，考虑到水平段施工多使用增斜钻具，基本不存在从气层底部穿出的可能，建议尝试在气层底部入靶，一方面可以起到斜导眼井作用，另一方面可以更清楚认识砂体上部岩性特征和含气情况。
（3）水平井入靶前井斜角论证
施工经验证实，井底位置在预计目标层顶部时井斜应控制在84°左右，即便以该井斜钻遇目标层，当增斜至90°入靶，入靶深度也仅4m左右；当井斜超过84°后，垂深下降随井斜增大而减慢，因此，入靶前探砂顶井斜角84°最佳。
2.2.3水平段地质导向技术
（1）随钻伽马分析技术
随钻伽马是判断水平段地层岩性特征的重要依据。
通过现场岩性与随钻伽马相关性分析，发现随钻伽马值在100API以下时，钻遇岩性多为砂岩，伽马值越低则岩性越纯，随着伽马值的升高，岩性逐渐变细；伽马值在100—150API之间，岩性一般为泥质砂岩，随着伽马值的升高岩性逐渐变为砂质泥岩，而当伽马值大于150API时，岩性一般为泥岩，并随伽马值的升高泥岩越纯。
（2）井眼轨迹调整技术
水平段施工及时调整井眼轨迹可有效避免在钻遇岩性变化时来不及调整而钻出砂层，尽管钻遇砂岩物性较好，只要粒度发生变化，应及时做出适当调整。
如果在设计允许的正负偏差（±1m）范围内调整，可不用更改设计或下达书面指令。
（3）砂体形态对比技术
水平井施工前，为了详细了解水平段方向砂体厚度变化趋势，要提前进行邻井目标层附近岩性组合对比。
除对比砂体厚度外，更重要的是对比邻井砂体形态特征，砂体形态特征的相似性是同一河道砂体的重要标志，通过砂体形态特征对比可以正确判断局部河道走向。
如果水平段前后两口邻井砂体形态特征相似，表明水平段方向与河道走向基本一致，反之，则水平段穿越河道间。
3苏里格气田进一步的技术发展方向
3.1开展致密气藏攻关试验
针对苏里格气田致密气开发中的技术瓶颈进行攻关，形成适合该气田致密气藏经济有效的开发技术，加速致密气资源的转换和动用，为实现气田稳产提供技术保障。
重点开展直井连续多层压裂、水平井多段压裂、低伤害压裂液体系等技术研究与试验，为致密气藏的有效开发提供技术保障。
3.2配套完善排水采气技术
积液井是非计划关井中影响产能发挥的主要因素。
因此，开展排水采气工作显得尤为主要，目前苏里格气田主要以泡沫排水采气为主，下一步要针对气井生产动态特点和环境条件，优选适合的排水采气工艺，进一步配套完善排水采气技术。
4结束语
苏里格气田通过管理创新和技术创新实现了规模开发，根据规划苏里格气田2014年将实现年产200×108m3的目标，最终将成为中国最大的天然气田。
苏里格气田的成功开发，必将促进中国同类低渗透气田的规模开发，从而促使占中国石油目前探明储量中65%的低渗透、特低渗透储量得以高效开发。
