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天 然 气 工 业Natural Gas Industry 第41卷第2期2021年 2月· 100 ·苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议王继平1,2 张城玮3 李建阳4 李娅1,2 李小锋1,2 刘平1,2 陆佳春51.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3.中国石油大学（北京）石油工程学院4.中国石油长庆油田公司气田开发事业部5.中国石油长庆油田公司苏里格气田开发分公司摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居全国第一。
为了进一步延长该气田致密砂岩气藏的稳产时间、提高气藏采收率，总结了该气田致密砂岩气开发过程中所取得的地质与气藏工程认识，梳理了影响气田持续稳产的难点问题，提出了该气田致密砂岩气藏下一步的开发建议。
研究结果表明：①苏里格气田致密砂岩气藏有效砂体规模、储层物性、含气性等都具有强非均质性特征，并且局部气水关系复杂；②不同区域气井产量、累计产气量、产量递减率等存在着明显的差异，气藏采收率受储层品质和开发井网的影响大；③优质储层储量动用程度高、储量劣质化趋势明显、剩余储量碎片化现象严重，导致该气田致密砂岩气藏稳产难度大；④为了实现该气田的长期稳产，针对致密砂岩气藏强非均质性的特征，需要进一步推广“基础井组＋基础井网＋差异化加密”的井网部署策略，持续推进动/静态分析相结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术，运用老井查层补孔、侧钻水平井及重复改造等手段提高储量动用程度，配合地质工程一体化改造工艺技术提升储层改造的有效性，采用智能化和水平井高效排水采气工艺技术提升气田精细化管理水平，并且尽早推广“负压”开采技术，以恢复濒临废弃井的生产能力；⑤寻求必要的财税政策支持是实现致密气资源充分利用的重要保障。
关键词：鄂尔多斯盆地；苏里格气田；致密砂岩气藏；储集层特征；开发指标；剩余储量；挖潜对策DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.02.012Tight sandstone gas reservoirs in the Sulige Gas Field:Development understandings and stable-production proposals WANG Jiping1,2, ZHANG Chengwei3, LI Jianyang4, LI Ya1,2, LI Xiaofeng1,2, LIU Ping1,2, LU Jiachun5(1. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;2. Nation-al Engineering Laboratory of Low-Permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi 710018, China;3. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 100249, China;4. Development Department, PetroChina Changqing Oil-field Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;5. Sulige Gas Field Development Branch, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China)Natural Gas Industry, vol.41, No.2, p.100-110, 2/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: The Sulige Gas Field in the Ordos Basin ranks the first in China in terms of reserve scale and annual gas production of tight sandstone gas reservoirs. In order to further extend the stable production time and enhance the recovery factor of tight sandstone gas reservoirs in the Sulige Gas Field, this paper summarizes the geological and gas reservoir engineering understandings obtained in the development process of tight sandstone gas in this gas field, sorts out the difficulties impacting its sustainable stable production, and pro-poses suggestions for the following development of tight sandstone gas reservoirs in this field. And the following research results were obtained. First, the effective sand body scale, reservoir physical property and gas bearing property are strongly heterogeneous and the lo-cal gas–water relationship is complex in the tight sandstone gas reservoirs of the Sulige Gas Field. Second, there are obvious differences in gas well production, accumulative gas production and decline rate in different regions. The recovery factor of the gas reservoirs is af-fected more by reservoir quality and development well pattern. Third, the reserve producing degree of good-quality reservoirs is high, the tendency of poor-quality reserves is obvious and the fragmentation of remaining reserves is serious, which increases the production sta-bilization difficulty in the tight sandstone gas reservoirs of the Sulige Gas Field. Fourth, in order to realize sustainable stable production in the Sulige Gas Field, considering the strong heterogeneity characteristics of tight sandstone gas reservoirs, it is recommended to popu-larize the well pattern deployment strategy of "basic well group + basic well pattern + differential infilling" further, continuously improve fine reservoir description technology and mixed well deployment technology with combined dynamic and static analysis, apply layer reviewing and reperforating of old wells, horizontal well sidetracking and re-stimulation to improve the reserve producing degree, adopt the geology–engineering integrated stimulation technology to improve the effectiveness of reservoir stimulation, make use of intelligent and efficient drainage gas recovery technology by horizontal well to improve the fine management level of gas field, and popularize the "negative pressure" production technology as soon as possible to recover the production capacity of wells on the verge of abandonment. Fifth, seeking for the necessary fiscal and tax support is an important guarantee for the full utilization of tight gas resources. Keywords: Ordos Basin; Sulige Gas Field; Tight sandstone gas reservoir; Reservoir characteristics; Development indexes; Remaining re-serves; Potential tapping countermeasures基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2016ZX05050）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“长庆气田稳产及提高采收率技术研究”（编号：2016E-0509）。
contents •引言•低渗透气藏水平井开发技术概述•水平井开发技术经济界限研究•低渗透气藏水平井开发技术方案优化•低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究结论与建议•低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究案例分析目录研究背景与意义低渗透气藏在我国天然气资源中占据重要地位，但由于其储层物性较差，开发难度大，需要采用水平井等先进技术提高单井产量和采收率。
目前，对于低渗透气藏的开发技术经济界限研究尚不充分，缺乏定量分析方法和相关指标体系，导致开发决策缺乏科学依据，存在一定的盲目性。
因此，开展低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究具有重要的理论和实践意义，可以为优化开发方案、提高投资效益和降低开发风险提供指导。
研究目的研究方法研究目的与方法低渗透气藏特点03水平井技术的适用范围水平井开发技术简介01水平井技术定义02水平井技术的优势技术经济界限研究的重要性控制开发成本通过技术经济界限研究，可以找出最适合的钻井方案和生产方案，从而降低开发成本。
指导未来开发通过技术经济界限研究，可以了解不同开发方案的技术经济效果，从而指导未来的开发规划和决策。
提高开发效益开发方案和技术路线，从而提高开发效益。
基于给定的地质储量和工程条件，预测不同开发方案的经济效益，选择最优方案。
动态分析法考虑资金的时间价值，预测未来现金流，计算开发方案的内部收益率和净现值等指标。
静态分析法技术经济界限研究方法VS不同渗透率和储层深度的影响水平井长度和钻井液的影响优化目标与约束条件优化目标提高低渗透气藏采收率、降低开发成本和提高经济效益。
约束条件资源储量、地质条件、技术水平、经济因素等。
方案优化与对比分析水平井设计优化包括井眼轨迹优化、水平段长度优化、钻井液体系优化等。
压裂技术优化针对低渗透气藏特点，采用多段压裂、水力喷射压裂等技术。
增产措施优化采用综合酸化、二氧化碳吞吐等措施提高单井产能。
方案对比分析通过对不同方案的开发效果、成本投入等方面进行对比分析，选择最优方案。
深层特低渗透油藏注气开发必要性分析随着全球能源需求的持续增长，传统油气资源逐渐枯竭，人们开始越来越关注深层特低渗透油藏的开发利用。
深层特低渗透油藏是指埋藏深度在3000米以上，并且渗透率低于0.1 mD的油气储层，其开发难度大、成本高。
而注气开发技术的引入，无疑将为深层特低渗透油藏的开发带来新的机遇和挑战。
本文将从多方面分析深层特低渗透油藏注气开发的必要性。
一、资源开发需求深层特低渗透油藏具有储量大、资源丰富的特点，是重要的能源资源之一。
据统计数据显示，全球储量超过3000米的深层油气储层储量占全球储量的30%以上，可见深层特低渗透油藏的潜力巨大。
面对日益增长的能源需求，开发深层特低渗透油藏变得尤为迫切。
深层特低渗透油藏的注气开发，将为传统的石油资源开发注入新的活力。
在注气开发过程中，通过注入适当的气体（如天然气、二氧化碳等），可以提高油藏的压力，改善油藏流体性质，从而提高原油的采收率。
注气开发的高效性，将有效地提高油气资源的开采效率，实现资源的可持续开发利用。
二、技术创新需求具体来说，注气开发可以通过改善油藏的渗透率和孔隙度，提高油气的产出率；通过调整油藏的压力分布，改善油气的流动性，减小开采能耗。
注气开发还可以提高油藏的有效厚度，提高地层裂缝和孔隙隙缝的有效渗透率，从而实现对深层特低渗透油藏的有效开发。
注气开发技术的引入，也将带动相关油田勘探和开采技术的更新换代。
注气开发需要借助多种高新技术手段，如水平井、驱油剂、地质微观调查等，这些都将推动相关技术的进步，促进整体技术水平的提升。
三、环保可持续发展需求注气开发可以有效提高油气资源的采收率，减少资源的浪费。
通过提高原油的采收率，不仅可以降低资源的开采成本，还可以有效推迟油气资源的枯竭期限，延长能源的利用寿命。
注气开发可以减少地下水污染和温室气体排放。
传统油气开采过程中，常常伴随着地下水的污染和二氧化碳的排放。
而注气开发中，可以利用天然气或者二氧化碳等气体进行注入，不仅可以提高油藏的采收率，还可以将二氧化碳气体封存于地下，减少大气中二氧化碳的排放，有效应对全球变暖等环保问题。
文章编号：1000 − 7393(2023)01 − 0090 − 07 DOI: 10.13639/j.odpt.2023.01.012长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术王飞1,2 慕立俊3 陆红军1,2 白晓虎1,2 卜军1,2 任佳伟1,21. 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3. 中国石油长庆油田分公司引用格式：王飞，慕立俊，陆红军，白晓虎，卜军，任佳伟. 长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术［J ］. 石油钻采工艺，2023，45（1）：90-96.摘要：长庆油田超低渗透油藏部分水平井初次改造程度低，前期先导试验攻关形成了水平井双封单卡体积压裂技术，然而双封单卡工艺存在起下钻次数多、放喷时间长、管外窜等问题，严重制约现场施工效率。
通过压前补能、凝胶降漏、下入Ø114.3 mm 套管、热固树脂环空封固等技术重造新井筒，评价储层增产潜力，优化新老裂缝布缝与裂缝参数，配套研发小直径可溶桥塞，形成了水平井套中套井筒再造重复压裂技术。
在CP50-15井进行了现场试验，成功下入1 500 m Ø114.3 mm 套管并进行了环空封固，固井质量良好，采用桥射联作压裂工艺完成了26段压裂，施工效率达到了3段/d ，投产后控制放喷生产，日产油由1.9 t 升至15.4 t 。
该技术对提高超低渗透油藏采收率提供了新思路。
关键词：套中套井筒再造；体积重复压裂；补能；降漏；环空封固；水平井；超低渗透油藏中图分类号：TE357 文献标识码： ACasing-in-casing wellbore reconstruction and volumetric refracturing technology ofhorizontal well in Changqing OilfieldWANG Fei 1,2, MU Lijun 3, LU Hongjun 1,2, BAI Xiaohu 1,2, BU Jun 1,2, REN Jiawei 1,21. Oil & Gas Technology Research Institute , PetroChina Changqing Oilfield Company , Xi'an 710018, Shaanxi , China ;2. National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil & Gas Exploration and Development , Xi'an 710018, Shaanxi , China ;3. PetroChina Changqing Oilfield Company , Xi'an 710018, Shaanxi , ChinaCitation: WANG Fei, MU Lijun, LU Hongjun, BAI Xiaohu, BU Jun, REN Jiawei. Casing-in-casing wellbore reconstruction and volumetric refracturing technology of horizontal well in Changqing Oilfield ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(1):90-96.Abstract: Some horizontal wells in the ultra-low permeability oil reservoirs of the Changqing Oilfield have low first stimulation degree, and the double-packer one-layer volumetric fracturing technology of horizontal well was researched and developed in the early pilot test, but the double-packer one-layer process faces the problems of multiple trips, long blowout time, and channeling outside casing, which seriously restrict its field construction efficiency. In this paper, a new wellbore was reconstructed by means of prefrac energy supplement, gel based circulation loss reduction, Ø114.3 mm casing, resinoid based annulus sealing, the reservoir production increase potential was evaluated, fracture deployment and fracture parameters of old and new fractures were optimized, and the small-diameter soluble bridge plug was developed, so as to form the casing-in-casing wellbore reconstruction and refracturing fracturing technology of horizontal well. It was tested on site in Well CP50-15, where 1 500 m Ø114.3 mm casing was successfully run into the hole and the annulus was sealed, ensuring good cementing quality. 26-stage fracturing was completed by using the plug-perforating基金项目: 中国石油天然气股份有限公司项目“水平井重复改造技术与工具研究”(编号：2021DJ4503 )。
低渗透砂岩气藏开发指标数值模拟预测贾成业;姬鹏程;贾爱林;孟德伟;张啸枫【摘要】以苏里格气田苏14区为研究对象,采用随机地质建模和数值模拟技术,建立气藏精细地质模型并进行数值计算,对低渗透砂岩气藏不同井网井距下的开发指标进行预测.计算结果表明:针对苏里格型砂体规模较小、储量丰度低的低渗透砂岩气藏,800m×600m井网为最优井网,可以实现单井累计采气量和区块生产井数最大化;在800m×600m井网、区块整体稳产10年的情况下,单井最终采出量为2160×104m3,稳产期采收率为12.90%,气田最终采收率为29.76%.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2010(032)005【总页数】5页(P100-104)【关键词】苏14区;随机地质建模;数值模拟;开发指标;低渗透砂岩气藏【作者】贾成业;姬鹏程;贾爱林;孟德伟;张啸枫【作者单位】中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京,海淀,100083;中国石油长庆油田分公司,陕西,西安,710021;中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京,海淀,100083;中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京,海淀,100083;中国石油天然气股份有限公司对外合作经理部,北京,东城,100007【正文语种】中文【中图分类】TE348;TE319气田开发指标预测是气藏工程的一项重要内容，是编制气田开发规划和开发方案的重要依据。
我国低渗透砂岩气藏多属陆相沉积环境下的辫状河、三角洲沉积体系［1－3］，如苏里格气田，由于储集层物性差，有效砂体规模小、连通性差、空间分布复杂，气井单井控制面积和控制储量小，储量动用程度和采收率低，确定合理的开发技术指标是保证气田开发经济效益的重要工作。
油气田开发指标预测技术和方法根据其基本原理，一般可分为5大类［4－6］：(1) 经验公式法，包括：采收率预测公式、水驱特征曲线、产量递减方程等，根据大量油田实际参数进行统计回归分析，得到各类开发指标与油藏物性参数间的经验统计关系，从而预测出油气田主要开发指标;(2)水动力学公式法，这类方法主要是建立渗流力学模型，进行油气田开发前期的开发指标变化趋势和开发机理研究;(3)物质平衡方程法，一般用于弹性驱动、溶解气驱和水驱油田的开发指标预测和开发机理研究;(4)通用预测方法，指在研究一般经济、控制和人工智能等问题时建立起来的通用预测方法，借用到油气田开发领域，包括：时间序列分析、神经网络法、灰色预测法等;(5)油藏数值模拟法，采用偏微分方程组描述油藏开采状态，通过有限差分法进行数值计算，预测不同时间点油藏的生产动态特征，进而预测油藏开发期末的各项开发指标。
长庆气区低渗透气藏开发技术新进展发布时间：2013-08-13 14:40 来源：天然气工业点击率：122次字体：大中小摘要：鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。
近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩...鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。
近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩气藏(榆林气田)和致密气藏(苏里格气田)的经济有效开发。
近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展：①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量达到直井的3倍以上,产能建设比例保持在50%以上;②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本;③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。
截至2012年底,长庆气区建成了年产300×10^8 m³以上的天然气产能力,当年产气量达到290×10^8 m³,长庆气区已经成为我国重要的天然气生产基地。
下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。
一、长庆气区低渗透气藏开发技术新进展1、水平井成为低渗透致密气藏开发主体技术(1)储层预测及精细描述技术加强三维地震技术攻关,充分利用三维资料优势开展储层预测,准确描述储层空间展布。
在资料处理方面,将叠前时间偏移技术应用于水平层状地层,为地震精确成像及储层空间展布预测提供了保证,同时应用三维变速成图技术(图1),准确描述目标储层的微构造特征。
在资料解释方面,以叠前反演为主要技术手段,识别目标层砂体及有效储层,采用可视化技术有效指导水平井位部署。
图1 三维地震变速成图流程图地质研究方面,从地层精细划分对比、沉积微相刻画、有效砂体描述、砂体叠置关系分析、微幅度构造刻画等5个方面入手,开展精细储层地质描述,筛选水平井部署区。
在水平井优势部署区内,根据砂体空间分布与气层发育特征,将单砂体分为4种叠置模式,其中块状厚层砂体、多层叠置型砂体为水平井开发的有利目标。
为了加强室内和现场结合,研发了水平井监控与导向系统,使得室内科技人员实时获取随钻录井、测井及钻井工程数据,及时开展地质导向,调整井眼轨迹。
(2)快速钻井配套技术以提速增效为目的,针对斜井段、水平段钻速低,井壁易坍塌的难点,采取优选PDC钻头、井身结构优化及不断完善钻井液体系等技术手段,集成创新了水平井快速钻井配套技术。
①斜井段PDC钻头采用6刀翼双排齿为主,主切削齿16mm,单只钻头进尺从2010年223m 提高到384m,机械钻速从3.76m/h提高到5.38m/h;7口井斜井段实现一趟钻;水平段PDC钻头采用5刀翼、外短锥、内浅锥形,双排齿,切削齿直径16mm,平均单只钻头进尺从2 010年190m 提高到397m,机械钻速从4.77 m/h 提高到7.23 m/h;单只钻头最高进尺1480m。
4口井水平段实现一趟钻。
②持续优化井身轨迹,形成“上急下缓”双增剖面,轨迹易控制,确保准确入窗;轨迹控制方法上采取精确监控、缓慢纠偏、斜有余地、稳斜探顶;对于长水平段采用水力振荡器解决托压、加压等难题,滑动钻速提高19%。
③研发了斜井段复合盐防塌钻井液体系和水平段防塌润滑钻井液体系,有效解决了钻头泥包和泥页岩坍塌的问题,为提速起到保障作用。
2012年,苏里格完钻水平井270口,平均完钻井深4540m,水平段长998m;平均钻井周期63.5d,较2011年缩短4.22%,钻井周期45d 以内有50口,占完钻井数的18.5%。
(3)储层改造技术水力喷射和裸眼封隔器分段压裂改造技术两大主体改造工艺技术日趋成熟。
自主研发的两种水平井压裂工具成本大幅度降低,技术指标不断创新。
其中采用水力喷射分段压裂工具,对于Ф114.3mm 套管完井的气井具备分压10段的能力,Ф152.4mm 裸眼完井的气井具备分压23段的能力,工具成本比国外降低80%;采用Ф88.9 mm 裸眼封隔器分段压裂工具,最高分压段数达到15 段,工具成本比国外降低50%。
致密气藏体积压裂取得关键性突破。
以“提高净压力,开启和支撑支裂缝”为关键点,在脆性指数、微裂隙发育程度、三向应力场、抗张抗剪切强度研究基础上,建立了致密气藏体积压裂的设计模式。
自主研发了Ф114.3mm 裸眼封隔器、悬挂封隔器、回接管等关键工具,设计了Ф114.3mm 基管注入小级差滑套分压管柱,可实现一次连续分压23段,最大排量可达到12m³/min,适应了体积压裂“大排量、大液量、大砂量”的需要。
2012年长庆气区实施体积压裂改造11口井,平均试气无阻流量超百万立方米,取得明显效果(表1)。
表1 2012年苏里格气田水平井体积压裂试验情况表通过井下微地震监测,苏东55-66H2井裂缝半长235~560m,裂缝高度42~79m,裂缝带宽100~220m。
表明通过体积压裂,横向突破阻流带,纵向突破隔夹层,形成了复杂缝网,改造体积较常规压裂增加2倍以上。
连续混配和压裂液回收有效提高了施工效率。
研发了速溶胍胶, 3 min达到常规胍胶黏度的80% ~90%;配套了连续混配设备,可实现10m³/min的配液排量。
2012年水平井连续混配技术应用38口井,平均单井液量3742m³,配液时间缩短55h,预配液量节省15824m³。
水力喷射分段压裂改造实现了压裂液的部分回收。
2012年现场试验20口井,累计回收压裂液3290m³。
2012年,长庆气区完钻水平井301口,平均气层钻遇率63.7%;试气求产95口井,平均无阻流量53.4×100000m³/d,19口井超百万立方米;投产井157口,平均单井产量5.8×100000 m³/d。
水平井产能比例高。
2011年开始苏里格气田水平井建产规模保持在50%以上,中区、西区、苏东南区水平井产能比例已达到80%左右。
水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术。
2、下古生界气藏中组合开发取得新突破受沉积期古隆起控制,奥陶系下古生界中组合马五5 亚段沉积相呈环带状展布,局部发育的颗粒滩沉积经白云岩化形成高渗储层。
在靖边气田西侧由于马五1—马五4 段区域剥蚀,马五5 亚段与上古生界煤系烃源岩直接接触,有利于天然气富集成藏。
2010年以来加大中组合的勘探开发力度,钻遇了一批高产井,在苏东和苏南区块共落实了苏东39-61、G44-012等9 个中组合开发有利区,累计含气面积1100k㎡,估算地质储量583.9×108 m³(图2)。
图2 古隆起东侧马五5亚段岩相古地理图下古生界气藏中组合具有平面非均质性强,单个开发有利区含气面积相对较小的特点,但是单井产量较高,适宜建设冬季调峰产能。
其中苏东39-61井区完试10口,试气平均无阻流量65.7×100000 m³/d;最高无阻流量达到454.7×100000m³/d,累计投产气井5口,高峰期供气量达到300×100000 m³/d以上,发挥了重要调峰作用。
3、工程技术助推气田开发建设(1)丛式井钻完井技术通过优化井身剖面和“四合一”钻具组合,实现小位移井“1~2趟钻”,大位移(超过850m)井“2~3趟钻”,提高了钻井效率。
平均钻井周期21. 7d,最短钻井周期13d;平均水平位移914.5m,最大位移达到1400m。
建立“设计四防碰,施工三预防,空间三绕障”防碰绕障理论体系,采用轨迹空间球面扫描方法,模拟井身轨迹空间展布与安全井间距曲线。
分层改造取得重要进展,通过分压管柱优化,由早期Y241分压管柱优化为目前的K344分压管柱(图3),实现了一次连续分压8层的新突破。
2012年机械封隔分压5层以上现场试验39口井,平均试气产量10.93×100000 m³/d。
图3 长庆气区不同类型分压管柱示意图图4 神木气田多井剖面图神木气田具有多层系含气特征(图4),并且和煤田高度重叠,开发难度较大,丛式井钻完井技术进步显著提高了神木气田开发水平。
20 12年神木气田完钻124口井,其中5口井以上的丛式井组14个85口井,最大丛式井组辖井11口,完试46口,平均无阻流量12.35×1000 00 m³/d。
(2)工厂化作业模式针对9井丛丛式井组,上部800m 的表层由30型小钻机单独完成,采用钻机滑轨系统实现整体平移,实施批量钻井。
整个表层钻进只使用1个泥浆池,9口井施工在1个月左右完成。
下部采用双钻机交叉作业,两部钻机最短距离60m,保证了安全施工,钻井生产中实行了资源共享,部分实现了泥浆重复利用。
大井丛工厂化批量压裂试气。
钢丝通井、安装井口、射孔、压裂、排液、测试作业实现“6个一趟过”;每井丛深水井与多管井结合,确保供水量70 m³/h 以上;不动设备完成井丛井压裂,一次性优化连接多口井的排液、测试管线。
4、精细气田生产管理(1)生产单元的数字化管理坚持“两高(高水平、高效率)、一低(低成本)、三优化(优化工艺流程、优化地面设施、优化管理模式)、两提升(提升工艺过程的监控水平、提升生产管理过程智能化水平)”的建设思路,重点面向生产一线,以现场单井、管线、站、处理(净化)厂等基本生产单元为数字化管理的重心和基础,逐步向智能化迈进。
建立了智能化气井管理系统,根据气井的实时生产数据,智能感知气井积液、压降是否合理、气井冻堵等异常情况,确保异常气井及时发现、及时处置,实现了生产智能控制。
系统根据产水井、间开井的合理工作制度,自动将指令传达给控制设备,实现泡排剂、甲醇自动加注,间歇气井远程自动开关。
形成了“自动采集、智能监控、远程操作”的气井管理新模式。
站场数字化管理采用数字化集气站和中心管理站模式。
数字化集气站具备生产过程实时监测、关键流程远程切换、自动安全放空、远程排液控制、供电自动切换、智能安防监控等6大功能,实现“无人值守、远程监控、紧急关断、人工恢复”。
中心管理站:对集气站现场全面监控管理,并通过整合生产监控岗、强化应急维护大班,优化了劳动组织架构和人力资源配置。
处理厂数字化管理实现了生产运行参数自动监视、控制;工艺装置、设施安全监控及防护;火灾及可燃气体检测、报警;现场视频监控管理和智能闯入报警。
