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《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、引言随着能源需求的不断增长，致密气藏的开采逐渐成为国内外油气勘探的重要方向。
苏里格地区，作为国内致密气藏的重要产区之一，其开采效率和开发效益的提高显得尤为重要。
水平井技术作为一种重要的开发方式，对提高苏里格致密气藏的开采效果具有重要意义。
因此，开展苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价工作，对于指导该地区致密气藏的合理开发具有重大意义。
二、研究背景苏里格地区地质条件复杂，致密气藏分布广泛，开发难度较大。
在传统的直井开采方式下，致密气藏的开采效果往往不尽如人意。
而水平井技术能够显著增加油气储层的暴露面积，提高单井产量和采收率，因此被广泛应用于致密气藏的开发。
然而，由于苏里格地区地质条件的特殊性，如何建立适合该地区的水平井产能模型，以及如何评价开发指标，仍需进行深入研究。
三、水平井产能模型研究（一）模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本研究建立了水平井产能模型。
该模型考虑了地质因素、工程因素以及经济因素等多方面因素，通过分析水平井的渗流规律、储层物性、流体性质等因素，建立了能够反映苏里格地区致密气藏特点的产能预测模型。
（二）模型验证为验证模型的准确性，本研究选取了苏里格地区多个典型水平井进行实际数据对比分析。
通过对比实际产量与模型预测产量，发现模型预测结果与实际数据较为吻合，表明该模型具有较好的预测精度和可靠性。
四、开发指标评价（一）评价指标体系构建为全面评价苏里格致密气藏水平井的开发效果，本研究构建了包括经济效益、技术效益、环境效益等方面的评价指标体系。
通过综合分析这些指标，能够全面反映水平井的开发效果和效益。
（二）指标评价方法本研究采用了定性和定量相结合的评价方法，对苏里格地区水平井的开发指标进行评价。
通过收集和分析相关数据，运用数学模型和统计分析方法，对各指标进行评价和量化分析。
同时，结合专家经验和现场实际情况，对评价结果进行综合分析和判断。
苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例叶成林【摘要】苏里格气田苏53区块采取整体水平井开发模式,为了保证水平井开发效果,达到提高气藏产能和最终采收率的目的,以区域地质特征为基础,主要通过数值模拟的手段,对苏里格气田水平井参数进行了优化设计.同时考虑经济因素,确定了苏53区块初期水平井合理参数:水平段长度在800～1000m之间,水平段位置在气层中部及水平段方位为347°；另外,为了验证水平井实施效果,对水平井动静态资料作了统计,结果显示,24口水平井有效储层钻遇率都达到了60％左右,单井井口日产气量都在8×104 m3以上,根据苏里格地区动态分类标准,Ⅰ类井比例为100％.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2012(034)001【总页数】4页(P107-110)【关键词】参数优化;水平井;钻遇率;苏53区块;苏里格气田【作者】叶成林【作者单位】中石油长城钻探苏里格气田项目部,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE32水平井开采技术是20世纪90年代迅速发展的一项新技术，因其具有产量高、单井控制储量大、增加油气可采储量等优势，而广泛应用于各种类型的油田开发［1］。
对于气藏而言，水平井技术能够提高气藏的产能，缓解气藏的产液，从而提高天然气的开发效果［2］。
苏里格气田苏53区块2010年3月正式投产，天然气基本探明储量196.82×108 m3，是目前苏里格地区唯一以水平井整体开发的区块，在苏里格地区以及其他气田水平井开发方面具有重要的指导意义。
鄂尔多斯盆地苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区。
研究区苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带［3］，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，区块南北长约43km，东西宽约23km，总面积999km2，地面海拔为1350～1510m。
苏里格气田苏10区块生产特征及稳产技术对策【摘要】苏里格气田苏10区块开发已进入稳产中期阶段，低压、低产及停产井逐渐增多，稳产能力面对极大考验。
本文从分析区块生产特征入手，找到钻井间加密直井、水平井、老井调层生产、重复压裂等解决稳产难题的技术对策，对类似气田开发也具有一定的指导意义。
【关键词】苏10区块稳产生产特征调层生产1 开发简况苏10区块位于苏里格气田的西北部，区域面积542.0km2。
开发目的层为上古生界二叠系山西组山1段和石盒子组盒8段，气藏埋深3200～3500m；沉积类型属于河流相沉积；气藏类型属低孔、低压、低渗、低丰度的“四低”岩性气藏[1-2]。
该区块于2006年开始进行产能建设，于2007年配套建成天然气生产能力10×108m3/a，并于2008年第一年实现达产、稳产。
按照开发方案，建产期两年在区块北部和中部形成600×1200m不规则菱形基础井网，接下来的10年为稳产期，采用井间接替方式保持稳产。
目前稳产已进入第5年，共钻井382口，气田开发中出现直井单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、低产低效井逐渐增多，部分水平井开发效果差等问题，稳产任务很重。
2 生产特征2.1 产量变化特征气井生产表现出产量低、压力下降快的特点，采用井下节流后，能够连续生产。
当井口压力达到6～7MPa时，具有较强的稳产能力。
生产数据表明，以稳产三年为条件，Ⅰ类井（单层Ⅰ类储层连续厚度大于5m，或Ⅰ类储层相对集中累计厚度大于8m）合理配产为2.0×104m3/d、Ⅱ类井（Ⅰ类储层连续厚度厚度3～5m，或Ⅰ类储层相对集中累计厚度5～8m）配产为1.0×104m3/d、Ⅲ类井（Ⅰ类储层连续厚度厚度小于3m，或Ⅰ类储层相对集中累计厚度小于5m）配产为0.5×104m3/d。
统计生产较稳定、生产时间达到3年以上的气井绘制日产量变化曲线（图1），发现Ⅰ类井日产气水平明显高于Ⅱ、Ⅲ类井。
井口冷冻暂堵工艺在苏里格气田的应用【摘要】苏里格气田是中国最大的陆上天然气田之一，面临着井口冻结暂堵技术的挑战。
该技术利用冷冻液体对井口进行冷冻，形成临时封堵，解决了井口结构松动和地层崩塌的问题。
在苏里格气田的应用案例中，井口冻结暂堵技术为提高井口安全性和增加产量发挥了关键作用。
其优势在于操作简便、效果明显，未来发展潜力巨大。
这种技术的应用不仅可以保障井口安全，还有助于提高天然气开采效率。
展望未来，井口冻结暂堵技术将在苏里格气田进一步发挥作用，推动气田的持续稳定开发。
【关键词】苏里格气田、井口冷冻暂堵工艺、应用案例、原理、优势、效果、未来发展、意义、进一步应用1. 引言1.1 井口冷冻暂堵工艺在苏里格气田的应用井口冷冻暂堵工艺在苏里格气田的应用是一项重要的技术手段，用于解决井口在生产过程中可能出现的问题。
该工艺通过将冷冻剂注入井口，形成临时封堵层，有效地控制井口周围的压力，保证生产过程的安全稳定进行。
在苏里格气田，由于地质条件复杂，常常会出现井口周围的问题，比如地层裂缝、沉积物堵塞等，这些问题会影响气田的正常生产。
通过引入井口冷冻暂堵工艺，在解决这些问题的提高了生产效率，降低了生产成本，保证了气田的持续稳定生产。
井口冷冻暂堵工艺的应用不仅解决了目前的生产难题，还为未来的发展提供了技术支持。
随着气田的不断开发，井口冷冻暂堵工艺将发挥越来越重要的作用，为气田的安全、高效运营提供保障。
2. 正文2.1 苏里格气田概况苏里格气田位于中国青海省，是中国西部最大的天然气田之一。
该气田开采自上世纪70年代以来，已经形成了一套完善的天然气生产体系。
苏里格气田地处青藏高原，地势高原崎岖，气候寒冷干燥，气田开发难度较大。
由于地下蕴藏丰富的天然气资源，苏里格气田依然吸引着众多能源公司进行开发。
苏里格气田是中国重要的能源基地之一，拥有丰富的可采储量，其中包括干燥天然气、凝析油等多种能源资源。
气田开采工艺包括天然气开采、输气、净化、压缩等环节，每个环节都需要精密的操作和管理。
苏里格气田水平井地质导向的意义及技术研究欧阳诚;杜洋;彭宇;张小全;彭湃【摘要】苏里格气田为低孔低渗低丰度大型气田,为提高单井产量达到产能规划目标,采用水平井技术对苏里格气田进行整体开发势在必行,而砂体钻遇率是水平井单井产量高低的关键因素.根据前期综合地质研究成果,运用水平井地质导向技术,结合随钻测井曲线预测砂体走势并及时调整钻进轨迹,大幅提高了砂体钻遇率,使水平井产量达到了直井的3倍～5倍,取得了良好的效果.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2011(034)003【总页数】3页(P69-71)【关键词】苏里格气田;水平井;砂体钻遇率;地质导向技术【作者】欧阳诚;杜洋;彭宇;张小全;彭湃【作者单位】中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院;中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院;中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院;中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院;中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院【正文语种】中文苏里格气田位于伊陕斜坡西北侧的苏里格庙地区(图1)，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的乌审旗和鄂托克旗所辖，勘探范围西起内蒙古鄂托克前旗、北抵鄂托克后旗的敖包加汗［1］，勘探面积约2×104km2。
苏里格气田主要含气层位为二叠系中统、下统石盒子组(P2h)和山西组(P1s1+2)，地层岩性主要为一套河流－三角洲相沉积的砂泥岩［2］，储层岩性主要为细砂岩、中砂岩、含砾粗砂岩、细砾岩。
气藏埋深为3150m～3460m。
经过多年的勘探开发研究，对苏里格气田的主要认识为:“低孔、低渗、低丰度、单井低产气田”;储层总体表现有“薄、多、散、杂、连续性差”等特点［3］。
目前规划苏里格气田实现200×108m3的产能规模且稳产10年以上，由于直井单井产量低，平均单井日产气约1万方，要实现上述目标，需在2.0×104km2的范围内钻约3万口直井，那鄂尔多斯盆地将会是千疮百孔，美丽的草原将不复存在。
苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田位于中国新疆维吾尔自治区塔里木盆地东南缘，是中国最重要的干窝气田之一，也是中国石油勘探开发总公司的重点项目之一。
为了提高苏里格气田的产能，研究人员逐渐引入一种新的排水增产模式，取得了显著的效果。
传统的气田排水增产模式主要依靠人工排水和压裂技术，但由于地质条件的限制和成本的增加，效果并不十分理想。
研究人员开始寻找一种更有效的排水增产模式，以提高气田的开采效率和产量。
经过多年的研究和实践，研究人员逐渐确定了一种基于水力压裂和微地震监测技术的新型排水增产模式。
该模式主要包括以下几个环节：利用水力压裂技术对气田进行压裂处理，增加气藏的有效渗透率和产能；利用微地震监测技术对气田进行实时监测，及时掌握气藏的动态情况，为后续的排水增产提供数据支持；通过水力压裂和微地震监测技术的有机结合，实现对气田的精准排水增产，提高气田的产量和经济效益。
通过这种新型排水增产模式的应用，苏里格气田的产能得到了显著提高。
传统的人工排水和压裂技术需要大量的人力和物力投入，成本较高，而新型排水增产模式将水力压裂和微地震监测技术相结合，不仅大大减少了成本，同时也提高了排水增产的效率；新型排水增产模式通过对气田进行精准排水增产，更好地利用了气田的地质资源，实现了气田的可持续发展。
值得一提的是，新型排水增产模式的成功应用，不仅提高了苏里格气田的产能，也为中国其他气田的开发提供了一个新的思路和方向。
这种基于水力压裂和微地震监测技术的排水增产模式，具有较强的适用性和通用性，可以为中国气田的开发提供技术支持和经验借鉴。
坚持低成本战略r实现苏里格气田经济有效开发谭中国【摘要】从苏里格气田"三低"特点、自然与社会条件、现有技术条件、市场环境和时代特征等五个方面论述了苏里格气田的开发必然选择低成本战略,实现低成本战略的路径是坚持依靠机制创新降低成本、坚持依靠技术创新降低成本和坚持依靠管理创新降低成本,并在整个开发过程中不断实践、不断完善,实现了苏里格气田的规模经济有效开发.随着气田开发的不断深入,面对新的形势和出现新的问题,提出了解决的思路和方法,并对苏里格气田进一步降低成本提出方法和措施.【期刊名称】《北京石油管理干部学院学报》【年(卷),期】2017(024)002【总页数】4页(P50-53)【关键词】低成本战略;机制创新;技术创新;管理创新【作者】谭中国【作者单位】中国石油长庆油田分公司【正文语种】中文战略大师迈克尔.波特提出，一般情况下，企业有三种可能的竞争战略选择，即低成本战略、差异化战略和目标锁定战略。
作为资源采掘型企业，低成本战略是必然选择。
低成本战略是指通过有效的途径降低经营过程中的成本，使企业以较低的总成本赢得竞争优势的战略。
实施低成本战略的企业必须找出成本优势的持续性来源，能够形成防止竞争对手模仿优势的障碍，这种低成本优势才长久。
（一）资源属性要求实施低成本战略苏里格气田于2000年发现，经过五年时间的试采评价和前期攻关试验，证实苏里格气田砂体多期叠置并复合连片，大面积含气且局部相对富集的岩性气藏，储量是落实的而且面积大、资源量大，是目前我国发现最大的整装气田。
但是有效储层难以预测，井位优选难度大；单井产量低，气井压力下降较快，稳产难度大；单井控制储量小，累计产量低；非均质性强，缺乏类似气田开发经验。
属于“低渗、低压、低丰度”的“三低”气田，是典型的致密气藏，按照常规开发方式，建设投资大，效益差，难以实现经济有效开发。
因此只有走低成本的道路，才能实现苏里格气田的经济有效开发。
苏里格气田致密砂岩气藏储层表征技术及其发展展望李进步;付斌;赵忠军;马志欣;朱亚军;吴小宁【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2015(035)012【摘要】储层表征与建模是油气田开发领域的一项关键技术,致密砂岩气藏因其特殊性,储层表征技术仍处于探索阶段.鄂尔多斯盆地苏里格气田主力产气层下二叠统石盒子组8段由多期河道砂体叠置而成,具有低孔隙度、低渗透率、强非均质性的地质特征,随着水平井的规模开发,更加精细的储层表征就显得尤为重要.为此,在借鉴油藏表征技术的基础上,结合苏里格气田致密砂岩气藏的地质特点及多年的开发实践,提出了该气田储层表征的技术思路:①精细地层划分对比,建立等时地层格架;②以刻画砂体、有效砂体为重点,建立储层地质知识库;③优化三维地质建模方法,建立精细地质模型.根据苏6区块历年地质建模效果和当前国内外河流相储层的地质建模方法,总结归纳出了不同开发阶段、含不同生产资料的相控建模技术.最后结合气田开发实际,展望了致密砂岩气藏储层表征技术的主要发展方向.【总页数】7页(P35-41)【作者】李进步;付斌;赵忠军;马志欣;朱亚军;吴小宁【作者单位】中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心;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苏里格气田研究中心;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苏里格气田研究中心;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苏里格气田研究中心;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苏里格气田研究中心;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苏里格气田研究中心;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.苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造关键问题及展望 [J], 慕立俊;马旭;张燕明;肖元相2.苏里格气田致密砂岩气藏有效储层建模方法 [J], 刘莉莉;徐文;石石;肖峰3.基于地质知识库的致密砂岩气藏储层建模——以苏里格气田苏X区块为例 [J], 杨特波;王继平;王一;付斌;薛雯;郝骞4.致密砂岩气藏孔渗结构下限及对气水分布的影响——以苏里格气田苏48和苏120区块储层为例 [J], 赵丁丁;孙卫;雒斌;吴育平;李冠男5.致密砂岩气藏黏土矿物特征及其对储层性质的影响\r——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例 [J], 任大忠;周兆华;梁睿翔;周然;柳娜;南郡祥因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
作者简介：冉新权，１９６５年生，教授级高级工程师，油气田开发工程博士（博士后）；现任中国石油长庆油田公司党委书记、副总经理；工作以来，在省部级以上刊物上发表著作、论文和重要技术报告１０余篇，获四川省和中国石油天然气集团公司科学技术进步奖多次。
地址：（７１００２１）陕西省西安市未央路１５１号长庆油田公司。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｒａｎｄｙ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ关键技术突破，集成技术创新实现苏里格气田规模有效开发冉新权 何光怀（中国石油长庆油田公司） 冉新权等．关键技术突破，集成技术创新，实现苏里格气田规模有效开发．天然气工业，２００７，２７（１２）：１‐５． 摘 要 苏里格气田发现于２０００年，目前天然气日产量已突破１０００×１０４ｍ３，是中国石油天然气主力上产区之一。
该气田储层呈薄互层、非均质性强，气井压力下降快、单井采出量小，常规技术难以实现有效开发。
面对该气田的开发难题，以试生产试验区为载体进行了为期４年的开发前期评价，开展了地震—地质综合研究及钻采、地面工艺试验，对六项关键技术集中攻关取得突破，探索出了适合苏里格气田开发的低成本路子，集成创新了１２项开发配套技术，形成了“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的“四化”工作思路，成功地实现了对苏里格气田的规模开发，为今后该气田２×１０１２ｍ３储量大规模开发和持续发展提供了技术保障。
主题词 苏里格气田 气田开发 配套 技术 管理 创新 苏里格气田发现于２０００年，储层为上古生界上石盒子组盒８段和山西组山１段碎屑砂岩。
气层埋深３３００～３５００ｍ，平均有效厚度在１０ｍ左右，孔隙度介于５％～１２％之间，渗透率介于０．０６×１０－３～２×１０－３μｍ２之间，压力系数为０．８６，平均储量丰度为１．４×１０４ｍ３／ｋｍ２，是典型的低渗透率、低压力、低丰度的“三低”气田。
２００３年苏里格气田中区提交天然气探明地质储量５３３６×１０８ｍ３，２００７年苏里格东区提交基本探明天然气地质储量５６５２．２３×１０８ｍ３，目前累计探明天然气地质储量已超过１×１０１２ｍ３。
二氧化碳泡沫压裂技术在苏里格气田的应用摘要：苏里格气田地层条件复杂、储层物性差、非均质性较强，水锁伤害严重、地层压力低。
二氧化碳泡沫压裂技术具有入井水冻胶量减少、滤失量小、压裂液体系pH 值较低、降低入井液界面张力、缩短了液体在地层中的滞留时间等特点，能够有效降低压裂液对储层的伤害，因此对苏里格气田具有较强的针对性和适用性。
针对苏里格气田低压、低渗、水锁伤害严重的特点，开展了二氧化碳泡沫压裂技术应用研究及现场试验。
通过对比分析苏里格气田二氧化碳泡沫压裂井和液氮伴注水力压裂邻井的压裂试气及生产情况，分析研究了二氧化碳泡沫压裂技术在苏里格气田的应用情况。
从对比结果来看，二氧化碳泡沫压裂技术能够提高压裂液返排率、缩短排液周期，提高气井生产能力、具有较好的稳产效果，能够有效的改善苏里格气田天然气井改造效果。
关键词：苏里格气田；二氧化碳泡沫压裂；水力压裂；产量目录1苏里格气田储层压裂改造地质特征概况 (3)2二氧化碳泡沫压裂在苏里格气田的适应性 (3)3长庆二氧化碳泡沫压裂研究成果 (2)3.1二氧化碳泡沫压裂设计优化 (2)3.2二氧化碳泡沫压裂液体系研究 (3)4二氧化碳泡沫压裂在苏里格气田的应用情况 (3)5苏里格气田二氧化碳泡沫压裂工艺应用效果 (5)5.1压后液体返排情况分析 (6)5.2压后试气情况分析 (7)5.3压后生产情况分析 (8)5.3.1日产气量对比情况分析 (8)5.3.2单位压降下累计产气量对比情况分析 (10)5.3.3采气指数对比情况分析 (11)5.3.4压后生产情况分析小结 (13)6下一步设想及思路 (13)1苏里格气田储层压裂改造地质特征概况苏里格气田储层物性差，岩心分析结果表明：盒8储层孔隙度为3.0-21.8%,平均8.95%。
渗透率在0.0148-561×10-3μm2之间,平均0.73×10-3μm2,主要分布范围0.1-0.9×10-3μm2。
苏里格气田南区块天然气集输工艺技术摘要鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强，属于典型的低渗透致密岩性气藏。
针对该区块的地质特征和特殊的开发方式(采用井间与区块相结合的接替方式开发)，采用了以下天然气集输工艺：①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺；②管道不保温；③中压集气；④井口带液连续计量；⑤常温分离；⑥两次增压；⑦气液分输；⑧集中处理。
形成了“中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交替计量”等一系列工艺技术，有效降低了地面工程的投资成本，提高了气田开发项目的经济效益，对类似气田的开发建设具有借鉴意义。
关键词苏里格气田南区块天然气集输工艺技术中压集气井口双截断保护气液分输湿气交接计量1 气田概况苏里格气田南区块(以下简称南区块)位于鄂尔多斯盆地苏里格气田南部，地处内蒙古自治区乌审旗、鄂托克前旗和陕西省定边县境内，是中国石油天然气集团公司(以下简称中国石油)与法国道达尔公司共同开发的国际合作区。
南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强，属于典型的低渗透致密岩性气藏，具有以下地质特征和开发建设难点。
1)气田初期生产压力高达22 MPa，但压力下降快[1]。
2)井流物中含少量重烃，不含H2S，微含CO2，需采用脱油脱水天然气净化工艺[1]。
3)单井稳压生产能力较强，可以较长时间利用地层压力采用定压放产的方式生产，在超过5.0 MPa的井口压力下生产了4年，其后在2.5 MPa以下的井口压力下生产，而未采用苏里格气田其他区块定产量稳产的生产方式。
4)单井初期配产高，最高配产量为l0×104 m3/d。
平均配产量为3×104 m3/d，为苏里格气田其他区块单井配产量的2～3倍。
5)单井产量下降快，生产l年后，产量下降了一半。
6)全部采用9井式井丛开发，后期约一半的井丛需要加密到18井，地面井场数量较苏里格气田其他区块大幅度减少。
