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对土壤的具体状况进行了分析和对应对该项技术的有效运用之后，依照我国不同地区的气田生产状况，研发出了更多不同类型的泡沫剂，以及气田生产开发工作当中的加注设备，对我国很多题型当中的加注问题进行了缓解。
当前泡沫排水采气技术还在不断的研发和推广，同时在我国很多大型气井当中都有着比较良好的应用效果，对我国整个油气田的生产工作起到了重要的保障。
通过复合排水采气的方法应用，主要指的是通过两种以上不同的排水采气方法，相互之间进行配合协作，这样在整个排水采气工作的效果上更加明显，在实际的工作当中主要使用的是单向排水采气的方法很难实现整个气井的稳定和高效化生产，依照气井的具体状态以及所处的环境状况，选择出具有针对性的排水采气工作方案，然后进行技术复合使用比较常见的技术类型分为球塞气举排水采气技术和泡沫排水采气技术。
2 苏里格气田排水采气技术优化2.1 泡沫排水技术泡沫排水采气操作技术在实际的使用过程当中，主要目的是通过使用起泡剂注入到气井当中，将气井底部的积液有效地转化成一种密度较低，同时比较容易携带的泡沫状物质来进行清除，通过这种方式可以有效提高井筒内气体的携液能力，有效降低了井筒内携液工作的临界值。
通过相关研究人员的研究分析可以看出，苏里格气田的具体发展状况以及环境影响因素，需要充分做好起泡剂的类型选择，最好选择可以降低临界携液流量的70%左右。
这种操作方式对于自喷能力较强以及油管套管比较畅通的气井来讲，具有比较明显的应用效果，并且该操作方式所使用的操作设备比较简单，同时在操作过程当中的难度较低，不会对气井的正常生产功能产生不良的影响。
泡沫剂的主要成分属于一种表面活性剂，这种表面活性物质属于一种线性分子物质通过两种不同的基团所构成，一方面是和水分子之间进行强力的结合亲水基团，另一个方面是通过与水亲和程度较低的亲油基团所构成。
根据相似和相同的反应原理，可以将泡沫剂有效的融入到水的表面，通过活性剂当中的亲水基团可以和水体之间进行有效的融合，而亲水基团当中的水分分布会和亲水基团之间整齐排列，而泡沫剂溶液表面的张力大小也会产生一定的下降，基于这一情况向其中通入适量的气体，则亲油基团直接排列在液膜的两面，亲水基团会有效的聚合在液体内部，通过液体相互之间的分子作用力形成了一种稳定的泡沫状物质。
苏里格气田苏20区块气水关系研究姜萍;李红星;安文武;赵锡桥;齐振勤【摘要】苏20区块是苏里格气田近几年投入开发的重要区块,伴随开发的不断深入,局部生产井出现了不同程度的产水现象.为进一步提高油气开发效率,通过引入水文地质学理论和方法,对地层水的化学性质进行了分析,利用矿化度和水化学特征系数(变质系数、脱硫系数、成因系数)等判别标志参数对产出水的类型进行了划分,系统研究了苏20区块岩性气藏的气水分布规律.认为产出水是天然气运聚成藏的产物,其分布受生气强度、砂顶徽幅度构造、藏内温度、压力条件、天然气充注程度和储集层质量控制.【期刊名称】《录井工程》【年(卷),期】2011(022)001【总页数】6页(P64-69)【关键词】苏里格气田;水文地质学;变质系数;脱硫系数;成因系数;矿化度;苏20区块;气水关系【作者】姜萍;李红星;安文武;赵锡桥;齐振勤【作者单位】渤海钻探第一录井公司;大港油田公司勘探开发研究院;渤海钻探第一录井公司;大港油田公司采油五厂;渤海钻探第一录井公司【正文语种】中文0 引言在油气田中,油、气、水三者往往是共存的。
地层水（油气田水）是与油气共存的地下水,它与油气的生成、运移、聚集和成藏有着重要联系,地层水的活动及其性质直接或间接指示油气圈闭内部流体系统的开放性和封闭性,尤其是地层水的化学成分与油气藏的形成密切相关。
地层水研究成果对提高油气勘探工作效率、缩短勘探周期和降低勘探费用有着重要的作用[1]。
苏20区块位于苏里格气田西部,是苏里格气田近几年投入开发的重要区块,开发的主要层位有石盒子组盒8段、山西组山1段。
伴随开发部署的展开,局部生产井出现了不同程度的产水现象。
据不完全统计,苏20区块截至2009年共完钻各类井212口,在试气及生产过程中发现和证实产水井7口,产水量一般为7.02～20.95m3/d,最高为28.09m3/d；气水同产井19口,其中产水低于1m3/d的气井7口、1～10m3/d的气井6口、10.0～22.8m3/d的气井6口。
苏里格简介
苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内，已探明地质储量6025.27×108m3，最终可探明储量达7000×108m3，为迄今中国最大的天然气气田。
苏里格气田区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，主要储集层为下二叠统山西组山1段至中二叠统下石盒子组盒8段，平均埋深3400米，是受三角洲平原分流河道砂体控制的大面积分布的低压、低渗透、低丰度，以河流砂体为主体储层的岩性气田。
其储集砂体纵向上多期重叠、横向上复合连片，有效砂体规模小，横向连续性差近。
100口井的试气成果表明，苏里格气田气井压力系数偏低、气井产量低、稳产能力差，除了少部分井（约10%）的无阻流量大于15×104m3/d以外，90%以上气井的无阻流量小于15×104m3/d，属于低产气藏。
苏里格气田有效储层横向展布变化大，单井控制面积小，含水饱和度高，具有较强的压敏效应，因而气井产能递减快，很难实现单井长期稳产。
苏里格气田规划建产期4年，稳产期10年，工钻井4000-5000口，稳产期末采出程度16.26%；区块生产期24年（递减期10年）。
开采期末采出程度20.16%。
区块的稳产是靠井的加密来实现。
在气田4年的建设期，仅钻全部开发井数的43%，而在气田10年稳产期，要钻全部开发井数的57%，待到区块稳产期结束以后，
就要用“扩边”或开发新的区块来补充天然气产量。
以上两个“滚动开发”的环节加上“富集区块的确定”、“井位的优选”，形成了苏里格气田“滚动开发”的全部内容。
苏西致密砂岩气藏产水机理与渗流规律研究周迅;蒋瑛;陈龙;雷迅;熊哲;杨勃【摘要】苏里格西区低渗致密砂岩气藏具有高压、低产气、高产水的特点,区块自投入生产开发以来目前面临气井产水现象严重,大量生产井积液减产甚至停产的突出问题.本文通过研究目的层微观孔隙结构尺度下的储层产水机理,揭示致密砂岩气藏渗流规律,确定影响储层产水的主控因素,结合研究区储层静动态特征提出有效的生产开发对策.研究结果表明,苏西主产水型为自由水和可动束缚水,渗流规律由生产压差直接控制,区块开发应当保证控压与控水相结合的原则,尽量避免应力敏感性及水锁效应的发生.气井在投产时应合理配产,控制生产压差,防止由于生产压差过大束缚水转变为可动水、产水量增大的情况出现.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)012【总页数】8页(P76-83)【关键词】苏里格西区;致密砂岩气藏;产水机理;渗流规律;生产压差【作者】周迅;蒋瑛;陈龙;雷迅;熊哲;杨勃【作者单位】中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第三采气厂,内蒙古乌审旗017300;中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第三采气厂,内蒙古乌审旗017300;中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第三采气厂,内蒙古乌审旗017300;中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第三采气厂,内蒙古乌审旗017300;中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第三采气厂,内蒙古乌审旗017300;中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第三采气厂,内蒙古乌审旗017300【正文语种】中文【中图分类】TE312苏里格西区位于苏里格气田西侧，主要含气目的层为古生界二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段河流-三角洲沉积砂岩储层，储层具有物性差、非均质性强等特点。
地质储量采出程度仅为1%，开发前景巨大。
苏西区块自2008年投入生产开发以来，随着开发程度的不断扩大，目前面临的突出问题是气井出水规律不明，产水现象严重，再加上地层压力下降及应对措施不合理，导致大量生产井积液减产甚至停产，气井稳产难度大[1-4]。
鄂尔多斯盆地苏里格气田降本增效系列技术李进步;马志欣;张吉;付斌;白玉奇;黄文芳;冯敏【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2018(038)002【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 km2,下古生界气藏筛选出含气有利区450 km2;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45×104 m3/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10d,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.【总页数】8页(P51-58)【作者】李进步;马志欣;张吉;付斌;白玉奇;黄文芳;冯敏【作者单位】中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室【正文语种】中文【相关文献】1.大型致密砂岩气田气水分布规律及控制因素——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区为例 [J], 孟德伟;贾爱林;冀光;何东博2.鄂尔多斯盆地苏里格气田二维多波地震技术 [J], 史松群;赵玉华;程思检;辛可峰;邹新宁3.大型致密砂岩气田有效开发与提高采收率技术对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例 [J], 冀光;贾爱林;孟德伟;郭智;王国亭;程立华;赵昕4.鄂尔多斯盆地苏里格气田高精度全数字开发地震技术 [J], 潘玉;崔晓杰;史松群;张盟勃5.鄂尔多斯盆地苏里格气田东南区气藏凝析油产出规律 [J], 官伟;刘池洋;李涵;文远超;杨青松;王涛因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
浅谈鄂尔多斯盆地苏里格气田的成藏机理苏里格气田是上、下古生界含气层系叠合发育区，天气生成、运移和保存条件较好。
气源岩主要为石炭二叠系海陆过渡相至陆相的含煤地层，天然气为高成熟裂解气，苏里格气田处于就近运移的指向带上，条件非常利于天然气富集，并且地质构造没有对天然气构成影响，砂体的储集物性横向非均质性很强，有一定的规律。
成藏条件皆成大型化发育，源储紧密接触是大型化成藏的基础。
天然气大型化成藏的重要条件是源灶埋藏期规模储蓄能量，抬升规模排气。
它表现为岩性气藏集群式成藏，总体规模大。
一、成藏基本条件苏里格气田气藏压力为低压原因是埋藏深及沉淀配置、构造演化和油气成藏几种因素的共同作用。
苏里格气田经历了气藏压力逐渐降低的演化过程。
1、气源岩与储集层苏里格气田属上古生界含气系统天然气。
来源比较单一。
苏里格气田与附近的烃源岩生气强度分布于18@108-40@108立方米/平方公里之间，处于生气高峰期具备形成中型气田的烃源岩条件。
下石盒子组底部的盒砂体和山西组上部的山砂体构成了苏里格气田主力层。
中粒层、含砾层石英砂岩构成了盒山段储层，储层空间以各种类型次生溶孔为主。
2、盖层100米以上的稳定的河漫湖相泥质岩构成了上古气藏的区域盖层。
覆泥岩及上倾方向致密泥岩为藏的直接盖层及侧向提供了良好的封堵条件，形成了较强的封盖能力，形成了良好的盖层。
苏里格气田大型岩性气藏体系的基础地质条件的形成得益于丰富的烃源岩、近南北展布的带状砂岩体、广厚的区域盖层以及分流间湾、支间洼地、河漫相泥岩等致密砂岩的遮挡。
二、天然气成藏地质特征1.生、排烃特征受鄂尔多斯盆地晚古生代至中生代连续沉降沉积特征的影响，苏里格及邻区的烃源岩热演化为连续过程。
烃源岩在快速埋藏期溫度达到80-90e（Ro-0.6%-0.8%开始生气，整个侏罗纪时期由于沉降缓慢，烃源岩未达到生气高峰，生成的天然气较少；而在快速埋藏期恰好与热异常事件相对应。
晚侏罗世早白垩世已进入高成熟阶段，气田进入生、排气高峰期，从烃源岩生气的整个过程看，均有天然气的生成与排出，生气期主要在K1时期。
