一种新的气井井身结构在苏里格气田的应用

长庆苏里格气田的成功开发历经了井身结构优化、特殊工艺井技术试验和以PDC钻头复合钻井技术为核心的快速钻井3个重要阶段.随着钻井工艺技术的不断进步,平均井深3 441 m的直井钻井周期由原来的平均36 d缩短至目前13 d左右,丛式定向井平均钻井周期逐步降至目前的20 d以内.钻井速度的提高空间逐步减小,而降低材料成本的技术再次引起人们的关注,为了应对国际金融危机带来的负面影响,进一步降低钻井成本,首次在苏里格气田采用Φ88.9 mm无油管完井技术试验了两口井,这种新的气井井身结构可以节约生产套管费用,降低钻完井成本.     

致密砂岩气藏储层物性下限及控制因素分析

长庆油田苏里格气田东区盒8、山1 段致密砂岩储层具有典型的低孔–低渗及多层系含气特征。储层下限标准的研究是划分有效储层的基础,砂岩储层的储集性能受控于沉积环境、岩石组成、沉积埋藏史及在埋藏过程中的成岩作用。采用多种方法对该区储层物性下限进行研究,通过产能模拟法验证了物性下限值,探讨了有效储层的控制因素及各因素间的主次关系。结果表明：盒8 砂岩孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.100 mD,含气饱和度下限为45%。山1 段孔隙度下限为4.0%,渗透率下限为0.075 mD,含气饱和度下限为45%。岩性、沉积微相起主控作用;机械压实作用是造成砂岩孔隙度下降的重要因素;溶蚀、蚀变作用的强弱决定着砂岩储集性能的好坏;砂体厚度对有效性的控制作用较小。     

苏里格气田致密气层测井精细建模方法

鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表,根据毛细管压力曲线形态,基于自组织神经网络技术,建立了孔隙结构测井自动判别和分类渗透率计算模型,有效提高渗透率计算精度;在储层导电机理研究基础上,建立了基于粘土束缚水、微孔隙水和自由水“三水”并联导电的含水饱和度计算模型,显著提高了储层含气性评价精度。实际测井资料处理解释结果与岩芯分析资料对比,验证了方法的可行性和准确性。     

苏里格苏东南区盒8段水平井差异化设计研究

苏里格气藏呈现出典型致密、非均质性等特点,给水平井的开发造成困难。为了提高气井单井产量及采收率,探索了一种简便实效的工作思路,通过对目标层段砂体分类统计、砂体规模刻画、砂体叠置规律探索,形成对不同砂体的水平井井轨迹设计。结果表明,苏里格苏东南区通过对水平井的差异化设计,有效的提高气井钻遇率及单井产量。     

苏里格气田低输导动力条件下天然气运移效率实验模拟

浮力是油气运移的主要输导动力之一。孔隙空间是主要的输导通道。在输导动力低的情况下,相对低渗透储层(阻流层)对油气运移效率的影响程度增大。结合鄂尔多斯盆地苏里格气田地质条件,采用物理模拟和侵入渗流数值模拟,研究了低输导动力条件下油气运移输导效率影响因素。认识到构造幅度较低时输导动力变弱,储层非均质性高、物性较差容易形成阻流层,阻流层分散天然气资源,成为影响输导能力的瓶颈。提出苏里格气田生烃面积虽大,但运移效率低是天然气储量大但资源丰度低的主要原因。     

苏里格地层划分与对比研究

苏里格气田是目前发现中国陆上最大的整装气田,是典型的"六低"气田。储层具有典型的辫状河沉积特征。苏里格庙地区是上、下古生界两套含气层系叠合发育区。山1段～盒8段为开发目的层,为一套河流相砂泥岩沉积。砂岩发育,砂地比高,地层总沉积厚度约100 m。岩性主要为灰色、灰白色含砾粗砂岩、不等粒砂岩与绿灰色、紫红色泥岩不等厚互层。通过反复对比识别出3个中期基准面旋回界面,其标志明显在全区分布比较稳定。根据以上研究成果,结合岩电特征和旋回组合,将目的层段划分盒8上、盒8下、山1三个层段,细分为9个小层。     

苏里格气田苏6井区上古生界沉积相特征研究

目的探讨鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6井区上古生界沉积相的特征。方法以井下剖面沉积分析资料为主,通过钻井岩心和测井资料相结合的沉积相分析为研究基础,对区内上古生界沉积体系、沉积相特征进行描述,研究各沉积体系的时空展布和演化规律,分析沉积相对砂体的影响因素。结果得出了苏里格气田苏6井区上古生界沉积相的特征,结合沉积盆地的构造演化历史,指出苏里格气田苏6井区上古生界的沉积组合特征。结论提出该区岩相古地理格局控制了砂体区域展布规律及演化进程的认识,为开发井的井位部署提供了可靠的沉积学依据。     

苏里格地区下古生界储层流体包裹体特征及其成藏作用

为确定苏里格地区下古生界天然气充注时间和成藏期次,采用流体包裹体测试技术和分析方法,利用包裹体的均一温度,对该地区下古生界马家沟组储层流体包裹体样品进行了测试分析.苏里格地区下古生界储层中发育三类流体包裹体:盐水包裹体、含液态烃包裹体和液态烃包裹体.流体包裹体均一温度具有明显的双峰特征,两个峰值分别为95～110℃和145～155℃,这表明研究区下古生界天然气充注与成藏期次主要有两期.利用包裹体测试资料、结合埋藏史和热史综合分析表明苏里格地区下古生界天然气成藏时间为190～215 Ma和150～160 Ma,其中150～160 Ma(晚三叠世末-早侏罗世)是本区最重要的一次天然气成藏期.     

不渗透岩性边界对苏里格气田开发效果的影响

为了探明不渗透岩性边界是否为苏里格气田开发早期气井产量下降快且稳产期短的原因,应用数值模拟方法研究直井存在不渗透岩性边界时的开发效果;利用非结构网格加密技术建立水平井压裂模型,研究存在不渗透岩性边界时水平气井的开发效果。结果表明,不论直井还是水平井,模拟的开发效果均与实际情况相符,证明储层存在不渗透岩性边界是开发早期气井产量迅速下降、稳产期短的原因;间歇开井的工作制度能有效减缓气井产量递减速度。     

苏X井地层产水对产能的影响分析

苏X井地层产水后,二项式系数A、B均增大,无阻流量降低.若发生水锥,则变化程度更大.针对苏X井地层产水后的动态特征,提出采用复合模型来研究地层产水后的二项式产能方程,进而计算当前无阻流量.推导出了产水气井的二项式产能方程和无阻流量计算公式,求出了苏X井地层产水后的产能方程和无阻流量.该研究成果为确定产水气井的产能方程和无阻流量提供了新方法.