单井同步回转增压技术在苏里格南区块的应用

随着苏里格南区块气井开采时间的延长,地层压力逐渐降低,单井产量递减,携液能力下降,部分气井逐渐出现了井筒积液的特征。为了排出井筒积液,提高单井产量,延长气井连续生产时间,利用单井同步回转增压技术降低井口压力从而增大地层与井口的压差将井筒积液排出。通过介绍一种同步回转增压装置在苏里格南区块的应用情况,分析该装置的使用效果,提出了气井增压生产技术的优化建议。     

冷冻暂堵技术在陕5X井的应用

苏里格南区块存在大量的前期预探井与地震标定井,地理位置偏僻,安全管理难度大,气井管柱腐蚀、磨损、老化情况严重,存在一定的井口安全隐患。如果采用常规压井方式更换主阀,作业周期长,且可能伤害储层,降低采收率。因此,冷冻暂堵技术已成为主流井口隐患治理技术。冷冻暂堵更换采气树主阀技术在陕5X井的成功应用,为本区块老井、隐患井的治理增添了新的途径,积累了气井隐患治理经验。     

苏里格南合作区块致密砂岩储层微观特征及评价

盒8段和山1段是苏里格南合作区块主要开发目的层,也是该气田主力产气层段。从沉积岩石学特征入手,综合应用铸体薄片、扫描电镜、孔渗试验等岩心分析化验资料,利用数理统计方法,对苏里格南区块盒8、山1段致密砂岩储层的微观特征进行了分析研究,并分析其对储层物性的影响。根据岩心分析试验的孔隙度和渗透率将目的层分为3类,其中I、II类储层是研究区开发的优质储层,是增储上产的主要目的层。     

苏里格南排水采气工艺技术应用及展望

随着苏里格南气田开发的不断深入,低压弱喷产水气井逐渐增多,多数气井需要采取助排措施。苏里格南在产水气井助排方面以速度管柱为主,泡沫排水为辅。对泡沫排水、速度管柱排水采气工艺技术在苏里格南气田的应用现状、适用条件等进行了介绍。结合苏里格南气井实际,介绍了其它可试验排水采气工艺技术,这对推动苏里格南气田排水采气工艺技术不断完善具有一定指导意义。     

苏里格南储层改造技术及应用

苏里格南合作区是典型的"三低"气田,压裂改造作为低渗致密气藏的有效开发手段得到了广泛的现场应用。在苏里格南的储层压裂改造中,结合苏里格南自身六大开发特点与"三低"储层开发战略,采用了50.8mm(2in)枪身的小井眼深穿透射孔,低伤害清洁压裂液体系,中密高强的支撑剂,TAP阀投球连续分压,连续在线混配等特色工艺。通过苏南特有的压裂改造模式,成功实现27~36天完成一个标准井丛的压裂及排液,单井在无液氮伴注情况下,压后返排率达到100%。截至2015年底,已经成功的对XXX口井XXX层进行了储层改造,Ⅰ+Ⅱ类气井占73%,取得了较好的开发效益,为苏里格南合作区高效开发奠定了基础。     

大牛地气田产量递减特征分析

大牛地气田自大规模开发以来已超过10年,部分气井已经进入生产中后期,为进一步合理的调整气井的产量,需要对气井的产量递减特征进行研究。本文将对生产过程中出现的三种类型生产曲线进行分析,通过对258口气井的储层数据,压力数据,配产与储量数据和积液数据结合地下气井渗流规律进行分析,认为三种生产曲线由裂缝、渗透率、启动压力等共同影响形成,为维持气井的中后期稳产提供依据。     

三维地震储层预测在苏里格南区块的应用及其效果评价

苏里格南合作区内储层河流相砂体具有横向变化快、非均质性强、有效砂体规模小等特点,给井位部署带来严峻的挑战。高精度三维地震在平面储层识别与预测上体现出较大优势,苏里格南作业分公司通过三维地震最小泊松比预测储层在开发1区应用取得较好效果,但在区块北部遇到困难。2018年重新处理解释和反演以及持续深化地震多属性研究,提出了平均泊松比、时间厚度与瞬时振幅等地震多属性综合评价储层的方法。经过近3年的井位部署应用实践,储层预测符合率达到75%以上,开发效果明显,完钻井静态I+II类井比例达到90%。     

低渗透气藏气井的生产规律研究

通过常规的递减规律分析和多种统计法对气井的生产规律探讨,发现低渗透气藏单井的产气量、产水量生产规律部分符合双曲递减规律;区块基本符合双曲递减规律;单井符合累积产气量/累积产水量与时间的线性关系。该结果对低渗透气藏气井的动态分析具有重要的指导意义。     

叶三拨油田官74区块调剖治理潜力研究

叶三拨油田官74区块经过储层构造认识及精细油藏描述,2013年进一步扩边调整后,区块呈现高速开发,产量快速递减的状况,稳产难度加大,因此,在历年综合治理研究基础上,提出对区块实施整体调剖治理思路,提高断块开发水平。     

苏里格南气田生产期防砂工艺应用研究

对苏里格南气田气井出砂情况进行分析,认为出砂类型为支撑剂回流。针对如何控制支撑剂由地层回流入井筒,开展了气井合理产量优化研究。同时,结合开发中因气井出砂造成的危害,从井下节流器改进到易发生故障部位进行工艺优化,配合开井、排污控制、壁厚检测等相应制度,达到防砂目的。针对开井初期高产气井以及开发中节流器打捞无阻生产气井,进行井口除砂工艺实施,基本确定不同类型气井除砂制度。该分析研究对保障气田安全高效生产具有重要的意义。     

苏南致密砂岩气藏压裂技术优化与应用

随着对苏里格南区块储层理解的加深,压裂设计模式的优化,参数的调整,区块的成功开发俞发显著.大液量低黏度线性胶混合压裂设计、适度扩大的压裂规模、较高排量和砂浓度比例是开发气藏的最有效方式.2012年苏南区块压裂后平均单井无阻流量(AOF)为126 000 m3/d,而在2019年增加到307 000 m3/d,增长144...     

苏里格气田产量递减原因分析研究

苏里格气田地质条件复杂、储层物性差、天然气丰度低、单井产量低，甚至不压裂就无自然产能，并且产量下降快，稳产期短，开采速度和采收率都比较低，经济效益较差，这类气藏国内外尚未形成一套完整成熟的开发技术。随着气井开采时间的增长，产量下降较快，随之低产井的数目逐渐增多，生产管理难度增加，通过对苏里格气田产量递减原因的分析，提出一些合理性建议以期为类似于苏里格气田的低渗透强非均质性气藏的高效合理开发和气井生产管理提供理论基础和技术支持。     

长庆油田苏里格南作业分公司

正长庆油田苏里格南作业分公司(简称苏南公司)是负责中国石油天然气集团有限公司和道达尔勘探与生产(中国)有限责任公司合作开发项目——苏里格南区块天然气合作开发项目天然气生产建设与天然气销售业务的天然气生产单位。苏南公司管辖的苏里格南天然气合作开发区位于鄂尔多斯盆地中西部,横跨内蒙古自治区鄂尔多斯市鄂托克、乌审两旗,是苏里格气田的一部分。     

苏里格南区块地面系统优化研究与认识

介绍了苏里格南区块结合生产运行实际所开展的优化项目及所形成的主要优化技术,并对其在实际运行过程中的运行效果进行了评价,对优化工作的开展方法和实践效果进行了总结研究,形成了认识,从而为苏里格南区块的后续设计工作及类似模式气田的开发建设工作提供了借鉴。     

TAP阀压开地层解决方案及其在苏南的应用

苏里格南区块作为中石油和道达尔合作区块,钻完井方式一直领先于国内水平。其中储层改造方式采用88.9 mm油管通过TAP阀进行水力分层压裂。项目启动以来,改造效果良好。但近两年来,压裂TAP阀压不开地层的情况明显增加,严重影响了施工绩效和经济效益。现场压裂施工团队分析原因,提出增加送球液量的解决办法。并成功应用到了现场施工,绩效大大提高,同时节省了施工成本,提高了效益,为苏南项目"降本增效"贡献一份力量。     

低渗新区整体开发部署研究

W油田为低渗普通稠油油藏,目前没有有效开发,区块试油试采井均取得较好的生产效果,但天然能量产能低、产能递减快,需要补充能量开发。通过对比相似区块及结合本区块的储层特征,科学部署,形成以注水开发为主的生产形式,有效提高区块的生产效果。     

大牛地气田增压条件下气井生产影响因素及生产特征分析

通过研究气井产量历史生产过程,为后期气井合理配产,提高采收率提供依据,特研究大牛地气田一期增压条件下气井生产影响因素以及生产特征。大牛地气田自大规模开发以来已超过10年,部分气井已经进入生产中后期,2013年实施气田集中增压工程,气井产量发生较大变化,需要对气井的产量递减特征进行研究。文章将对生产过程中出现的三种类型生产曲线增压前后的变化进行对比分析,找出主要影响因素,为维持气井的中后期稳产提供依据。     

石油经济大事

2日 中国石油天然气股份有限公司和法国道达尔公司在北京共同举行了鄂尔多斯盆地苏里格南区块天然气开发和生产合同及天然气买卖合同谅解备忘录的签字仪式.苏里格南项目也是中国石油继长北项目后在鄂尔多斯盆地的第二个天然气对外合作开发项目.该项目的启动,标志着中国石油在天然气领域的对外合作又有了新进展.     

气井排水采气工艺研究

长庆油田苏里格气田是我国有名的三低油田,主要特征表现为低渗透、低产量、低丰度。苏里格西区块单井产量相较于中区及南区较低,并且携液能力较差,部分气井由于积液会导致气井淹停。随着天然气不断开发,这些低能低效气井由于积液水淹问题进一步制约了苏里格的开发生产,因此提出排水采气工艺技术对苏里格气井进行措施改善。目前苏里格西区气井已经逐项开展数字化排水采气工艺技术,在排水采气工艺技术的应用下,使得气井产量有了进一步的提升。     

东胜气田锦58井区稳产存在的问题及措施

东胜气田锦58井区位于鄂尔多斯盆地北部，为低渗致密含水气藏，随着开发的深入，生产过程中涌现出不少问题，主要有三方面：一是受东胜气田提产保供影响，部分气井生产制度偏大，导致气井压力、产量递减迅速；二是当气井产气量递减至临界携液流量以下时，气井容易出现积液现象；三是当气井产气量递减至临界携泡流量以下时，气井频繁水淹，靠常规治理手段不能实现连续生产。针对上述问题及技术难点进行分析，分别提出了合理配产、优化泡排制度、引入排水采气新工艺等措施，现场实验后取得不错效果，为东胜气田的长期稳产提供了技术保障。