长庆气田复合气藏的合层采气工艺技术

长庆储气库储层连通性评价技术研究汤敬;刘晓龙;吕建;张英东;付江龙;赵长云【摘要】长庆储气库储层为下古生界碳酸盐岩地层,储层非均质性强,储层连通性评价存在一定难度.本文主要应用压力梯度法、地温梯度法、流体组分分析法、井间干扰分析法、生产动态分析法等储层连通性分析评价技术,结合长庆储气库压力测试、流体监测、生产动态等资料,对长庆储气库进行储层连通性分析,为后期井位部署、开发指标预测等提供依据.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)010【总页数】5页(P66-69,73)【关键词】储气库;连通性;压力梯度;流体组分;生产动态【作者】汤敬;刘晓龙;吕建;张英东;付江龙;赵长云【作者单位】中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田矿区事业服务部湖滨花园物业服务处,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500【正文语种】中文【中图分类】TE822长庆储气库位于靖边气田中区西部陕X井区，含气面积19.3 km2。

储层为下古生界奥陶系马家沟组五1段，是碳酸盐岩性圈闭气藏，气藏埋深3470m～3 480 m，平均原始地层压力30.4 MPa。

库区内投产直井3口，2013-2014年新钻水平井3口。

库区内部储层分布稳定，边界封闭性良好［1］，为进一步落实库区内各井之间的连通性，应用压力梯度法、地温梯度法、流体组分分析法、井间干扰分析法、生产动态分析法等储层连通性分析方法对长庆储气库储层连通性进行评价［2-5］。

按照石油工业标准SY/T6365-1998中的定义，压力系统是指受同一压力源控制的、能相互影响和传递压力的储集层统一体，在同一压力系统内，原始地层压力与气藏埋深应具有良好的线性关系：pi=αH+β。

石油地质与工程2021年11月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第35卷第6期文章编号：1673–8217（2021）06–0105–06压缩机气举–抽吸复合连续排液工艺——以合川气田须二气藏为例包晓航（中国石油辽河油田分公司石油化工技术服务分公司，辽宁盘锦124010）摘要：低孔低渗致密砂岩气藏在开发中后期，地层压力逐渐下降，气井携液能力降低，井筒及地层积液严重。

针对重庆合川气田井组存在问题，在井组内采用天然气压缩机“抽吸降压+气举排液”工艺，降低平台井组供气井井口压力，实现降压抽吸增产；同时对措施井气举排液，提升井组产量。

该工艺注入干气具有解堵、助排、驱替作用，有助于克服毛细管力的束缚，降低水锁效应和解除凝析油反凝析堵塞。

现场应用效果表明，单井组日排液量40~280m3，通过排采有效恢复生产。

该工艺普遍适用类似低孔低渗气藏中后期排液，可与泡排、柱塞、速度管柱多种排采工艺自由组合，具有广泛的适用和推广价值。

关键词：平台井组；天然气压缩机；抽吸降压；气举排液；连续性气举中图分类号：TE874 文献标识码：AApplication of compressor “gas lift-suck” technique on low-productionplatform well group--by taking Xu 2 gas reservoir in Hechuan gas field as an exampleAll Rights Reserved.BAO Xiaohang(Petrochemical Technology Service Branch of Liaohe Oilfield Company, PetroChina, Panjin, Liaoning 124010, China) Abstract: During the middle-late development of low porosity and low permeability tight sandstone gasreservoir, the formation pressure gradually decreases, the liquid carrying capacity of gas wells decreases, andthe wellbore and formation effusion are serious. In view of the problems existing in the well cluster of Hechuangas field in Chongqing, the process of "suck to decrease pressure + gas lift drainage" of natural gas compressoris adopted to reduce the wellhead pressure and realize depressurization, suction and increased production. Atthe same time, the gas lift drainage of measure wells has been carried out to improve the production of the wellgroup. The injection of dry gas in this process has the functions of plug removal, drainage assistance anddisplacement, which is helpful to overcome the constraints of capillary force, reduce water locking effect andremove condensate reverse condensate blockage. The field application results show the daily liquid dischargeof single well group is 40 ~ 280 m3, production can be effectively restored through drainage and production.This process is generally suitable for liquid drainage in the middle-late stage of similar low porosity andlow permeability gas reservoirs, and can be freely combined with a variety of drainage and productionprocesses such as bubble drainage, plunger and velocity string, which has wide application and popularizationvalue.Key words:platform well group; natural gas compressor; suck to decrease pressure; gas lift drainage;continuous gas lift收稿日期：2021–03–26；修订日期：2021–05–08。

长庆油田概况工作区域在中国第二大盆地--鄂尔多斯盆地，横跨陕、甘、宁、内蒙古、晋五省（区），勘探总面积37万平方公里矿产资源登记面积25.78万平方公里,跨越5省区，登记地域范围7个盆地，占中油股份公司总登记面积的14%，位居中国石油第二位。

1.储层特征长庆油区开发的主要目的层是侏罗系延安组。

储层为碎屑岩，属河流－湖沼相沉积,厚度250～360m，岩性变化大。

砂岩体多呈条带状分布，渗透率一般在50mD（毫达西）左右,属于低渗透油层,需采用压裂加注水的开采工艺。

另外，三迭系延长统油层在陕甘宁盆地分布广泛，须压裂后方可出油。

主力油层特点：分布稳定，原生孔隙发育，油层厚度10～20m,平均孔隙度11～14%，平均渗透率1×10-3μm2属中低产、低丰度的低渗性岩性油藏2.地层特征陕甘宁盆地是一个稳定沉降、坳陷迁移、扭动明显的多旋回克拉通沉积盆地。

盆地内进一步划分为西缘冲断推覆构造带、天环向斜、中央古隆起、陕北斜坡、渭北绕褶区、晋西绕褶区、伊盟绕褶区等七个一级构造单元。

志丹组，芬芳河组，安定组，直罗组，延安组，富县组，延长组（-），纸坊组，和尚沟组，刘家沟组，石千峰组，石河子组，山西组，太原组，本溪组，背锅山组，平凉组，马家沟组，亮甲山组，冶里组等。

3.油气藏类型长庆油田属典型的致密性油气藏，油藏多以岩性为主的复合圈闭4.录井技术主要采用气测，综合，地质，地化录井，使用技术包括: 岩心录井岩屑录井，气测录井，地化录井，工程录井，钻时录井5.钻井液录井生产事故及问题主要问题有卡钻，泥包钻头，设备故障6.解决方法卡钻解决方法:正倒滑眼，循环钻井液泥包钻头：调节钻井液参数，加快转速钻进，更换成牙轮钻头设备故障:及时抢修设备，如果有备用设备，先使用备用设备顶替工作7.油气层综合解释油气层综合解释就是利用岩屑、岩心、综合录井气测、地球化学、定量荧光、测井、地震、构造等资料对油气层进行的综合分析和评价常用方法图版法、经验公式法、神经网络法、专家系统法、灰色判别法等。

安塞油田位于陕西省延安市境内，横跨志丹县、吴起县、安塞县、子长县和延安市宝塔区（安塞县的坪桥乡、谭家营乡、王窑乡、槐树庄乡、子长县的李家岔乡、宝塔区的河庄坪乡和志丹县的候市乡、杏河乡、保安乡、靖边县的大路沟乡）。

榆林气田分布在陕西北部榆林市与横山县境内。

靖安油田位于陕西省靖边和志丹县境内，吴旗油田位于延安市吴起县境内，主要分布在吴起县洛源、五谷城和薛岔乡。

采油二厂开采范围涉及庆城、华池、环县、镇原、合水、宁县、正宁、西峰七县一区。

管理着马岭、华池、城壕、樊家川、南梁、西峰等14个油田、66个开发区块1。

七里村采油厂，是中国石油工业的发祥地，文明遐迩的中国陆上第一口油井就诞生在这里。

该厂位于延长县城西公里处，其前身是创建于1905年的延长石油厂。

经过几代石油人的艰苦创业，历经百年的曲折发展，目前已形成集勘探、开发为一体的综合型石油生产单位。

全厂现有职工1428名，下设9个生产单位、7个后勤服务单位、19个职能部门。

目前已累计探明储量面积245平方公里，地质储量亿吨。

截止2005年底，拥有固定资产亿元。

现有生产井3600余口，各类生产设备3778台（套）。

至2006年，累计生产原油万吨，年原油生产能力30万吨。

2.甘谷驿采油厂位于延安市宝塔区甘谷驿镇以东公里处，210国道横穿矿区。

油区横跨宝塔、延长、一县一区五个乡镇。

油田始探于1970年，1974年试采，1975年投入开发，属特低渗油田，主力油层为长6油层。

多年来，甘谷驿采油厂始终坚持科技兴油的发展思路，先后推广应用了冻胶压裂技术、浅油层丛式井钻井技术、反九点注水开发等新技术、新工艺，大大提高了单井采收率。

1991年率先在全局突破10万吨大关；2004年，原油产量突破26万吨，年增产幅度达到5万吨。

采油厂2002年档案管理通过国家二级认定，2004年荣获陕西省卫生先进单位，同时还涌现出了“全国新长征突击手”王景芳，全国“五一”劳动奖获得者王海荣，感动陕西2005年度十大杰出人物李炳建等一大批先进个人。

延长气田上、下古气藏叠合区块地面集输工艺探讨陆伟【摘要】延长气田开发时间短,尤其是上、下古气藏叠合区块,开发数据及经验较少,为此,为降低地面工程投资,实现经济有效开发,在充分借鉴周边苏里格气田及长庆靖边气田集输工艺的基础上,结合当前完钻井的情况及试气资料,通过工艺路线方案比选,确定了延长气田首个开发建设的上、下古生界叠合区块延969井区主要工艺路线为：＂井下节流、中压串接、湿气输送、单井连续计量、常温分离、集中注醇、分散增压＂。

同时介绍了该集输工艺存在的问题及下一步研究的方向。

该工艺集输方案的确定及地面建设的实施,为延长气田其他上、下古气藏天然气合采区块的开发建设提供了有益的借鉴。

【期刊名称】《科学家》【年(卷),期】2016(004)007【总页数】2页(P60-61)【关键词】延长气田;上、下古气藏;集输工艺;井下节流;脱水脱烃;单井计量【作者】陆伟【作者单位】北京石油化工工程有限公司西安分公司,陕西西安710075【正文语种】中文【中图分类】TE8延长气田位于鄂尔多斯盆地，截至2015年，已开发建设的延2井区、延128井区及延145井区，均属上古气藏，已有的地面集输工艺也是针对上古生界气藏的特点和气质条件的。

当前正在开发建设的延969井区，位于靖边县东南小河、青阳岔地区，该区发育上、下古两个气藏，硫化氢平均含量为953.5mg/m3，属于低含硫气藏。

该井区为延长气田首次开发建设的上、下古气藏叠合区块，开发经验少，为保证地面建设经济合理，在分析研究该井区开发层析、配产、试气数据、采出物的物性数据基础上，研究确定了延长气田延969井区地面集输工艺。

1.1 气藏特征延长气田延969井区所辖气井为致密性气藏，单砂体面积小，储层之间连通性极差，地质情况复杂，非均质性强，有效储层难以预测，具有“低孔、低渗、低产、低丰度、井口压力衰减快”的特点。

根据现有完钻井资料分析，延长气田延969井区气藏具有以下特征：1）同一井场的气井中部静压相差较大，造成系统压力匹配困难；2）同一井场的气井试气无阻流量相差较大，不同的集输工艺对单井合理配产及气田稳产年限影响较大；3）该区块低产井数量较大，存在采气管线多，采气时间短，利用率低，投资较大等问题。

油田采气井口采气工艺发布时间：2022-09-02T05:47:34.756Z 来源：《科学与技术》2022年9期作者：马健[导读] 泡排、速度管柱和柱塞气举等排水采气技术适合初期积液或轻度-中度积液的气井马健中国石油长庆油田分公司第六采气厂，陕西西安 710000摘要：泡排、速度管柱和柱塞气举等排水采气技术适合初期积液或轻度-中度积液的气井，配合气举复产等配套技术解决了85%以上的气井排水采气问題现有工艺技术对于一部分气井排水采气效果并不明显，本次研究通过分析4项不同单并增压装置排水采气技术，从气井排水采气效果、设备性能、操作难易程度、经济效益等4个方面进行综合评价，探对单井增压排水采气工艺可行性，完善排水采气技术系列。

关键词：气田；排水采气;单井增压;适用性1 气田排水采气工艺现状1.1 工艺现状及存在问题气田排水采气主体工艺措施主要有泡排、速度管柱和柱塞气举。

工艺实施方便，成本较低、效果明显,适合初期积液或轻度-中度积液的气井，配合气举复产等配套技术解决了85%以上的气井排水采气问题。

现有工艺技术对于一部分气井排水采气效果并不明显,这类气井具有4个特点：（1）积液严重,长时间关井压力达不到开井条件。

（2）采用气举复产后，短时间恢复产能，但不能连续稳定生产。

（3）气井生产至中后期，自身能量不足或系统运行压力高，井口压力等于或低于管网压力。

（4）井身结构不适合采用柱塞或速度管柱措施。

因此，有必要引进新工艺新技术，辅助此类气井发挥产能，进一步挖掘气井生产潜力。

1.2 研究目标及技术思路本次研究开展3项不同单井增压装置排水采气试验，调研1项单井增压装置排水采气技术，从气井排水采气效果、设备性能、操作难易程度、经济效益等4个方面进行综合评价，探讨单井增压排水采气工艺可行性，完善排水采气技术系列。

2 井口采气工艺试验2.1 工艺原理及流程混输增压装置主要由进气过滤、混输增压、气液分离、气举增压、电气控制、隔声罩、底座撬等七部分组成。

The discussion of Changqing underground gas storage well plugging technologyLI Zhi 1，YU Xiaoming 1，WANG Xiongxiong 2，NIU Zhimin 1，LI Jiangang 1，XUE Wei 1，WU Xuehu 1（1.Underground Gas Shorage Management Office ，Changqing Oilfield Company ，Yinchuan Ningxia 750006，China ；2.Oil &Gas Technology Research Institute ，PetroChinaChangqing Oilfield Company ，Xi'an Shanxi 710018，China ）Abstract:The world already built gas storage mostly uses the oil and gas reservoir.It is themost simple and commonly used form.Before the gas storage construction,it need to address the primary engineering problem is the old well treatment,foreign gas storage construction experience shows that,a wells cannot be processed properly,it may make the reservoir's in －tegrity damaged,lead the gas storage reservior end-of-life.Changqing underground gas stor －age is rebuilt from depleted gas reservoirs.There are a large number of old wells in gas reservoir.Based on the long service time,complex well conditions and other basic situation,through analyzed the well drilling and completion information and part of well testing evalu －ation data,according to thought of establishing multiple sealing barrier between the reservoir,cap rock,cement sheath and the wellbore,Form the"bottom -reservoir -cap layer"multistage长庆地下储气库老井封堵工艺探讨李治1，于晓明1，汪熊熊2，牛智民1，李建刚1，薛伟1，吴学虎1（1.中国石油长庆油田分公司储气库管理处，宁夏银川750006；2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018）摘要：利用油气藏改建地下储气库是全球已建成储气库中最常用、最简单的形式，该类储气库建设前需要解决的首要工程问题就是老井处理，国外储气库建设经验表明：一口老井不能妥善处理，就可能使得储气库完整性破坏，导致库址报废。

长庆气田水平井排水采气技术研究长庆气田属于典型的低压、低产、低渗致密气田，为提高气井单井产量，目前水平井已成为主要的开发方式，其初期单井产量可达直井的3 倍。

与直井相比较，水平井改造规模大，入地液量多，压裂液返排难，投产后如不及时排出压裂液会影响气井生产。

同时，随着生产时间延长，气井能量逐渐衰减，携液能力减弱，就会造成水平井井筒积液，后期生产将面临排水采气问题。

国内开展水平井泡沫排水、气举、优选管柱等工艺措施已取得一定效果[1-4]，但这些工艺措施主要是排出悬挂封隔器以上的积液，斜井段和水平段的大部积液并未排除，仍影响气井正常生产。

因此，对于水平井的气水流动规律、不同井段携液能力、排水采气工艺适用性等问题，还需要进一步研究。

笔者运用成熟的直井模型和新建的斜井段计算模型，探索水平井气水流动规律，找出井筒中最易积液位置，优选出适合长庆致密气田的排水采气技术。

1 长庆气田水平井生产现状自长庆气田开发以来，为提高气井产量，开发方式由“直井—丛式井” 向“丛式井、水平井并重” 转变。

截止2017年底，长庆气田自营区累计完钻1 000 余口水平井，均采用水力喷射或裸眼封隔器压裂生产一体化管柱。

经过近几年来对生产情况的总结，发现水平井在生产中存在以下问题：①水平段有多级滑套球座，同时直井段主要为Φ88.9 mm 及以上管柱，携液能力较差；②水平段、斜井段都有工具，不利于排水采气工具的下入，同时封隔器不利于起泡剂的加注，影响泡沫排水效果。

截至2017年底，长庆气田积液水平井100 余口，占总井数约12.9%，产量递减率基本在30%以上。

随着水平井产量的递减，积液井将逐年增加，急需开展水平井排水采气技术研究和试验。

2 国内外水平井排水采气技术现状2.1 国外现状目前国外水平井排水采气技术主要包括泡排、气举、柱塞举升、优选管柱、电潜泵、螺杆泵等，每项工艺措施都有应用，与直井排水采气工艺基本相似，主要区别是积液机理和井筒流动规律，目前国外水平井还没有形成主体的排水采气技术[5]。

附件1：长庆油田采油采气工程工艺技术指标设置论证情况本次采油采气工程工艺指标设置是依据国家、石油行业、集团公司、油田公司相关规范、制度及规定，同时结合长庆油田开发实际，经多部门论证优选，初步确定出机械采油、油田注水、井下作业、采气工艺、油田集输、气田集输六个专业41项指标（其中：采油7项、作业8项、注水7项、采气6项、油田集输6项、气田集输7项），并对指标的计算与统计方法进行规范统一,具体如下：一、机械采油指标参照石油行业标准《抽油机和电动潜油泵油井生产指标统计方法》（SY/T 6126-1995）为基础，参考石油行业、集团公司、油田公司的相关标准、规范及要求，确定出采油工艺指标7项：油井利用率、采油时率、泵效、检泵周期、免修期、抽油机井系统效率、平衡度，具体见下表：机械采油指标论证结果表二、井下作业指标参照石油行业、集团公司、油田公司的相关标准、规范及要求，通过论证优选，初步确定井下作业生产指标8项：措施有效期、措施有效率、平均单井作业频次、平均单井检泵作业频次、施工一次合格率、返工率、占井周期、资料全准率，具体见下表：井下作业指标论证结果表三、油田注水指标参考油田开发管理纲要、油田注水管理规定、油田水处理和注水系统地面生产管理规定，初步确定油田注水工艺指标7项：配注合格率、分层配注合格率、分注率、水质达标率、采出水有效回注率、注水系统效率、注水系统单耗，具体见下表：油田注水指标论证结果表四、采气工艺指标目前石油行业、集团公司、油田公司均无采气工艺指标相关标准、规范及要求，故本规范结合长庆气田开发实际，初步确定气田采气工艺指标6项：气井利用率、开井时率、排水采气措施有效率、排水采气增产气量完成率、缓蚀剂加注合格率、气井甲醇消耗率。

五、油田集输指标依据中石油勘探与生产分公司《油田地面工程管理规定》等相关要求，初步确定油田集输工艺指标6项：油井计量合格率、外输原油合格率、密闭集输率、原油损耗率、原油稳定率、伴生气综合利用率、具体见下表：油田集输工艺指标论证确定结果表六、气田集输指标按照石油行业、集团公司、油田公司的相关标准、规范及要求，参考《气田开发管理纲要》、《气田地面工程技术管理规定》、《长庆油田公司天然气管道运行管理规程》，初步确定天然气集输工艺指标7项：管道输送效率、清管完成率、阴极保护有效率、恒电位仪运行时率、集气站运行技术经济指标、外输产品气气质合格率和天然气净化(处理)装置运行技术经济指标，具体见下表：气田集输工艺指标论证结果表长庆油田采油采气工程工艺技术指标计算规范（讨论稿）第一章 总则第一条 为了进一步规范长庆油田采油采气工程主要工艺技术指标计算与统计方法，依据国家及石油行业、集团公司相关规定及长庆油田开发需要，特制订本规范。

长庆苏里格气田标准化天然气处理厂设计技术探讨常志波,刘明方方土,刘子兵,张文超(西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安　710018) 摘　要:本文针对长庆苏里格气田产能建设速度快与天然气处理厂设计周期长所产生的矛盾,提出了一套适应苏里格气田天然气处理厂快速建设的标准化设计技术,大大提高了设计质量,降低了设计周期,取得了较大的经济效益、社会效益及环境效益,同时为其他油田地面设计工作提供了借鉴。

关键词:标准化;模块化;天然气处理厂;苏里格气田 中图分类号:T E355.5 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)16—0095—041　苏里格气田概况长庆苏里格气田作为我国陆上最大的整装气田,勘探面积约40000km2,天然气地质资源量3.8×1012m3,截至2008年底,苏里格气田已累计探明储量1.6792×1012m3,建成81.7×108m3天然气生产能力,预计到2015年累计探明储量达3.0×1012m3,是名副其实的世界级特大型气田。

2007年,中石油集团公司蒋洁敏总裁视察长庆时提出了"努力把鄂尔多斯盆地建设成石油天然气的重要生产基地"指示精神,到2013年将实现年产油气当量5000×104t宏伟目标,其中天然气年产达到350×108m3,苏里格气田天然气年产达230×108m3,占65.7%。

是实现长庆油田公司天然气上产的主力区块。

按照苏里格气田230×108m3/a的总体规划,苏里格气田共建天然气处理厂5座。

分别是设计规模为30×108m3/a的第一处理厂和设计总规模为50×108m3/a的第二、三、四、五处理厂。

2　长庆标准化设计进程标准化设计是长庆油田公司为适应苏里格气田大规模建设而提出的全新设计理念,是一种基于工艺技术优化、流程简化的设计模式,是对集成创新的实践。