摘要：针对苏里格气田低渗储层岩石表面特性及水锁成因,通过对润湿反转剂、酸液及缓蚀剂等药剂进行筛选优化,确定出最优的解水锁剂配方;并在此最优解水锁剂配方下,进行了解水锁剂性能评价、岩心自吸实验及苏里格气田5口低产井解水锁实验。实验结果表明,最优的解水锁配方为0.5%(w)乙烯基三甲氧基硅烷+0.01%(w)非离子表面活性剂+10%(w)CH_(3)CH_(2)OH+1.5%(w)缓蚀剂+0.5%(w)HCl+1.0%(w)CH_(3)COOH+3.0%(w)HF;解水锁剂可将亲水性岩石表面反转为强气润湿性,接触角从58.73°增加到130.81°;解水锁剂处理后的岩心自吸水量降低74.8%,岩心气测渗透率回复率达到80.6%~88.7%;施工后的气井产能显著提高,日增气量达到(0.54~3.09)×10^(4)m^(3),起到了很好的解水锁效果。

摘要：为实现苏里格区块难采储量的有效动用,对以往大型压裂技术进行优化升级,压裂液体系由胍胶交联冻胶压裂液升级为“滑溜水+线性胶+胍胶压裂液冻胶”变黏度复合压裂液,支撑剂选用中密度高强度40/70目+20/40目陶粒组合,通过裂缝支撑剖面模拟和优化压裂施工参数,在保障施工安全的前提下,设计施工排量可满足8.0~9.0 m 3/min,形成了适合苏里格气田大型压裂技术。现场应用表明,大型压裂技术采用大排量、大液量、大砂量造复杂裂缝,加大了储层的渗透率,增加了气体可动区域,用液强度平均增大99%,加砂强度平均增大97%,日产气平均增加101.3%,取得了较好的增产效果,为后续该类区块的开发起到较好的借鉴和指导作用。

摘要：苏里格气田勘探发现以后效益开发面临极大挑战,为吸收借鉴国际先进的开发技术和管理经验实现开发突破,确立了与法国道达尔公司共同开发、中方担任作业者的国际合作开发模式。10余年的合作开发实践表明,在相同的储层地质条件下国际合作区单井开发指标明显高于自主开发区,系统梳理关键开发技术并进行系统总结对提升自主开发区开发效果具有重要意义。与自主开发区追求规模效益与低成本控制的开发理念不同,国际合作区以经济效益、正现金流策略为目标,以风险控制为核心。经过多年集中攻关与实践检验,形成了三维地震—地质融合储层评价、网格分区棋盘丛式标准化井网部署、批量实施工厂化钻完井作业、TAP Lite分层压裂储层改造、适度放压间歇生产气井管理、速度管柱主导的措施增产6项关键核心特色开发技术,通过与自主开发区技术对比,落实了5项可供借鉴的特色开发技术,并总结了3条重要启示:(1)持续深化地质研究支撑高质量部署;(2)加强顶层优化设计支撑科学有序实施;(3)强化全过程管理与质量控制助推开发效果提升。国际合作区关键核心开发技术与重要经验的吸收借鉴可对致密气新区开发效果的提升提供有力支撑。

摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透、低压力、低丰度、强非均质性”的地质特征,是典型的致密砂岩气藏,经过20年的技术攻关和开发实践,目前已成为我国致密气高效开发的成功典范之一。为此,以苏里格气田致密气藏为例,在深化地质认识的基础上,通过转变完井方式,攻关了固井完井多层多段压裂工艺,并根据致密砂岩体积压裂裂缝复杂性研究和现场试验效果,不断优化压裂参数、压裂液体系和作业模式,逐步形成了压裂、试气、开采一体化的苏里格致密气小井眼完井压裂关键技术。研究结果表明:(1)直井形成了“小井眼(?114.3mm套管)钻完井、套管高排量注入、压后小直径油管采气”的全生命周期提效降本新模式;(2)水平井由裸眼完井向固井完井转变,提高了段间封隔有效性,压裂增产效果提升显著;(3)基于地质特征,形成了“适度排量、适度规模、适度段长”的致密气经济、高效压裂设计模式;(4)研发了低浓度胍胶压裂液和缔合类聚合物压裂液体系,满足了苏里格致密气不同深度储层的改造需求。结论认为:(1)?114.3mm小井眼完井压裂模式,降低了开发成本,且进一步提高了苏里格气田大平台工厂化作业效率,助推了苏里格气田致密气藏的规模效益开发和长期稳产,为其他地区致密气开发提供了有益借鉴;(2)形成的小井眼完井压裂关键技术与苏里格气田致密气低品位储层特征和低成本开发战略是相匹配的,相比国外致密气和页岩气大排量体积压裂也是独具特色的。

摘要：为了解决苏里格气田上古生界致密砂岩气藏单砂体接触方式复杂多样、砂体空间展布预测难度大、单井产量低、压力下降快、稳产难度的问题,结合研究区地质情况,从储层空间展布预测和水平井的部署与设计、导向、改造等方面研究提高致密砂岩气藏产量的技术。研究表明,三维地震预测河道和多期砂体逐级精细刻画可有效提高砂体钻遇率和储层空间展布预测精度;水平井的差异化部署以及水平段差异化设计对具有多种含气层类型地区的水平井部署更具有针对性;沉积模型优化导向、三维地质建模、三维地震预测导向以及多学科思维融合导向等多元化的导向技术可以解决水平井导向效率低、精度较差的问题;地质工程一体化精准布缝技术、桥塞分段+多簇射孔压裂技术、多方法压裂设计优化技术以及水平井压裂作业工厂新模式等是提高水平井压裂改造效率的有效途径。

摘要：为了实现中国石油长庆油田公司苏里格气田水平井整体开发"集群化"部署、"工厂化"作业的目标,在已有的井下节流技术基础上,对地面工艺进行了优化:①集气站的集气半径由常规的6km增加到7km;②增加设计规模分别为100×104 m3/d、150×104 m3/d、200×104 m3/d的标准化集气站;③优选单台功率为957kW的大规模处理量压缩机;④改变了采气管线的串接方式,井口来气通过采气管线输送至采气干管,采气干管通过采气总管串接,最终输送至集气站;⑤井场通讯由原来的数传电台调整为光纤传输,数据保密性更好,系统性能稳定可靠。同时研制了100×104 m3/d一体化集气集成装置,具有"进站紧急截断、干管远程放空、气液分离、流程切换、外输计量、清管、自用气供给、闪蒸、放空分液、自动排液"10项功能;还研发了电控一体化集成装置,形成了大丛式井组标准化、系列化设计技术,为气田的规划及有效开发提供了技术支持。

摘要：2012年,中国石油天然气股份有限公司提出了"体积改造"的技术理念,促使压裂理论从经典走向现代。随着鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏勘探开发工作的持续推进,储层条件更加复杂,压裂改造技术在理念、材料和工艺等多方面都面临着新的难题和挑战。为了将体积改造技术原理的普遍性和苏里格气田致密砂岩气藏储层的特殊性相结合,建立有效的体积改造技术模式,借鉴近年来美国非常规天然气成功开发的经验,从地质特征入手,探讨了苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造面临的关键问题,并提出了技术发展的方向。研究结果表明:(1)控制裂缝纵向延伸,适度提高排量、大幅增加液量的滑溜水压裂设计是提高单层产量的关键;(2)通过直井多层、水平井多段压裂,实现致密砂岩气多层系立体式开发,是提高单井产量和采收率的基础;(3)小井眼、小油管完井实现高排量压裂设计、长期生产,是实现提产降本的前提。

摘要：苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧,属于大型陆相砂岩岩性圈闭气藏,是我国迄今为止已发现的开发难度最大的低渗透率、低压力、低丰度的"三低"大型气田。气田开发模式历经直井、定向井再到水平井,但钻井周期长、建井综合成本高一直严重制约着该气田的经济有效开发。为此,中国石油长庆油田公司针对如何提高钻井速度、降低钻井成本等一系列难题,开展了多年的探索、攻关与实践,最终形成了以井身结构优化、PDC钻头个性化设计、井眼轨迹优化与控制,以及钻井液体系优化[斜井段应用复合盐钻井液、水平段应用无土相暂堵钻(完)井液]等为核心的水平井快速钻井配套技术。2010年至今,该技术已经在该气田240余口水平井上规模推广应用,平均钻井周期由以前的90.2d缩短至67.1d,平均砂层钻遇率达到了81%,取得了显著的技术经济效益,成为苏里格气田经济有效开发的主体技术之一。

摘要：目前苏里格气田以开发上古生界气藏为主要目标,已有的地面集输工艺也是针对上古生界气藏的特点和气质条件的,近两年随着苏6、苏14等老区块从单一开发上古层位发展到兼顾开发下古层位。叠合区新建产能分散,周围区块建设现状复杂,骨架系统优化设计难度大,需要充分考虑集输规模和对已建上古配套系统的利用。为了解决以上问题,通过分析上下古合采气藏的开发时间和叠合程度,形成了2种上下古合采集气模式,并配套形成相关的采气和注醇工艺。优选配套工艺设备,并研发相关一体化集成系列装置,满足气田滚动开发的使用要求。结论认为:①根据上下古合采气藏的开发程度,提供了“小站脱水、集中脱硫”和“小站脱硫、集中脱油脱水”两种合采工艺,满足苏里格气田不同开发阶段的需求;②注醇分配装置的应用使得上下古采气管线可以实现同沟敷设,满足了上下古井场和站场合建的条件,实现了上下古集输系统“站同位、管同线”的需求。

摘要：针对苏里格气田气井压裂返排过程中支撑剂回流的实际情况,制备出适合苏里格气井的压裂用纤维,并确定了加入纤维的尺寸与浓度;通过模拟裂缝强制闭合模式,结合返排过程中临界返排流量、支撑剂沉降速度等计算模型,编制了纤维防支撑剂回流压裂返排优化设计软件,并结合实际的压裂施工资料进行分析设计,为压裂液返排及控制支撑剂回流提供指导。现场的加纤维压裂和控制放喷试验表明:所研制纤维适合苏里格地区气井的防支撑剂回流要求,较为显著地减少了支撑剂回流量,提高了放喷排液速度,同时还降低了排液过程中由于支撑剂回流导致的针、闸阀损毁情况发生的概率。