苏里格气田低渗储层解水锁剂的制备及性能评价

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。

长庆气区苏里格气田苏东区块碳酸盐岩储层测井系列的应用评价

本文从介绍长庆气区苏里格气田苏东区块碳酸盐岩储层测井系列对苏东区块碳酸盐岩的电阻率测井、自然电位测井、自然伽马测井、密度测井、补偿中子测井、井径测井、气测井、声速测井、PE等10种测井特性的应用情况。对不同储层的测井响应特征、储层类型、流体性质识别模式进行了研究,并对含气层系储层进行了综合评价。综合各项测井信息、结合区域资料,可以为苏东区块的测井地质应用及储层评价提供经济而实用的参考。

鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部致密储层非均质性特征及对成藏的制约

致密砂岩气藏是我国非常规油气资源的重要组成,其储层非均质性严重影响了致密气成藏和甜点区优选,进而制约了气田高效开发。为进一步揭示储层非均质性成因及对致密气成藏的影响,选取鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部山1段和盒8段致密储层为例,通过岩芯观察、扫描电镜、薄片鉴定、生产和测井分析等技术手段,研究储层非均质特征,探讨沉积作用和微观孔隙演化对非均质性和成藏的影响。结果表明,储层非均质性多表现为层内粒度的垂向韵律性、夹层的不均匀分布、渗透率的平面分布差异等;储层非均质性受沉积作用和成岩作用共同影响,沉积作用控制了水动力条件、砂体展布、厚度和砂体构型,储层微观非均质性受岩矿组构和孔隙演化影响;不同厚度和构型的复合砂体,多样的矿物组分、孔隙结构,致密气的选择性充注,共同造成了苏里格地区致密储层的非均质性及含气性差异。复合砂体的高孔渗部位是致密气开采的甜点区,但是在优选有利区时不应只关注这些厚层的高孔渗砂体,也应关注规模小、非均质性稍强的透镜状砂体,需要充分考虑到储层非均质性对致密气成藏的影响。

苏里格气田采气集气工艺及管网模拟研究现状

苏里格气田作为我国内陆最大的整装气田,随着天然气不断开采,地层压力逐渐降低,采气工艺技术的革新与集气管网布局的优化成为延续气田生产寿命的核心问题。该气田通过井下节流工艺有效利用地温热能解决了水合物堵塞问题;新型锁芯式井下节流器一次打捞成功率在90%以上;布井方案采用单井串接工艺,缩短了采气管线长度;减少运行管理费用投入,使建设投资额降低约48.8%。梳理了近年来管网模型研究的发展动态,指出不同方法的优缺点,并以苏里格气田采气量增加30%的背景下,展示了骨架管网水力计算模型的建立过程和模拟软件算法流程,利用TGNET软件模拟管网压降幅度,从而有效抑制水合物生成并避免经济损失。针对集输管网适用性评价进行讨论,指出了生产工况变化对管网运行效率的影响,以及建立水力计算模型对于预测和避免潜在风险的必要性。

苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素

为查明苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素,文中利用铸体薄片、岩心物性、扫描电镜、压汞、T2核磁等测试分析,对盒8段致密砂岩储层开展了系统研究。结果表明:研究区盒8段致密砂岩储层储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、杂基孔,平均孔隙度为6.93%,平均渗透率为1.620×10-3μm2,为一套特低孔—超低孔、超低渗储层。孔喉分布不均匀,分选相对较差,以中小孔-细微喉组合为主。低体积分数岩屑、高体积分数石英、大粒径颗粒是优质储层发育的物质基础;沉积作用保留的原生粒间孔隙是次生孔隙、成岩裂缝发育的基础,也是寻找优质储层的关键。

苏里格气田苏东地区盒8段储层特征及主控因素分析

苏里格气田其气井存在单井产量低、压力下降快等问题,研究储层对物性的控制作用就显得十分重要。本文在前人工作基础上,结合野外露头观察、岩心观察描述,深入分析苏东地区大量的储层岩矿、物性、铸体、电镜、阴极发光等测试分析资料,认为(1)苏东地区沉积相类型为河流相,砂体粒度较粗、分选较好,砂体类型主要为孤立性、下切堆叠型以及离散堆叠型;(2)苏里格气田苏东地区盒8段的砂岩碎屑成分中的石英、高岭石、绿泥石对影响物性起到了主导作用;(3)成岩作用中的溶蚀作用也直接控制了储层物性。研究成果对推进苏东地区的勘探开发有一定理论指导意义。

砂质辫状河致密砂岩储层特征及其主控因素——以苏里格气田石盒子组8段为例

文中基于丰富的岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜和物性分析等资料,对苏里格气田东区密井网区石盒子组8段(盒8段)砂质辫状河致密砂岩储层特征及其主控因素进行了研究。结果表明:研究区盒8段砂岩平均孔隙度和渗透率分别为8.79%和0.219×10^(-3)μm^(2),是典型的低孔、低渗—特低渗储层;孔渗关系呈分区特征,发育低孔低渗、低孔特低渗和特低孔特低渗3类储层;(假杂基化)岩屑溶蚀孔为主要孔隙类型,储层孔喉偏细,连通性较差;辫状河心滩厚层粗粒砂岩是优质储层发育的基础,并影响后续成岩作用类型及进程,差异化、韵律性成岩演化是决定储层非均质性的关键;厚层砂体中部以岩屑溶蚀段为主,两侧过渡为硅质胶结段,边缘发育钙质胶结段;粗粒岩屑砂岩为主的强溶蚀厚层心滩砂体中部多为气层、含气水层,可作为剩余气开发“甜点”区。

鄂尔多斯盆地苏里格气田西区与天环坳陷北段二叠系地层水地球化学特征、成因及来源对比

鄂尔多斯盆地苏里格气田西区与天环坳陷北段是鄂尔多斯盆地重要的天然气富集区,其气水关系复杂,气水共存在二者上古生界二叠系气藏中大量存在,目前对上述两个地区二叠系地层水成因及来源的对比研究较为薄弱。通过对苏里格气田西区与天环坳陷北段二叠系35口井地层水样品开展地球化学特征研究,进一步揭示上述两个地区地层水成因、来源及保存条件的异同。结果表明:苏里格气田西区与天环坳陷北段二叠系地层水主体为CaCl_(2)型,总矿化度平均值分别为31.4和34.6 g·L^(-1);不同类型水化学参数指示了天环坳陷北段地层封闭性更好,两个地区整体经历了强烈的水-岩相互作用,油气保存条件好;苏里格气田近源运移成藏以及生烃强度与储层非均质性的特点控制了气、水分布格局,天环坳陷北段存在的一系列构造裂缝系统对该区域的气、水分布具有一定的调整作用;上述两个地区地层水主体为原始沉积地层水,地层中发生了斜长石的钠长石化及白云石化等作用,具有Ca^(2+)富集、Na^(+)轻微亏损、Mg^(2+)亏损的特点。综合研究表明,苏里格气田西区地层水没有统一的气、水界面,局部井位遭受了外来水等流体影响;天环坳陷北段各井位地层水可能属于统一的流体场。

苏里格气田东区奥陶系H2S分布特征及TSR成因证据

苏东气藏区位于苏里格气田东部和靖边气田北部,下古生界奥陶系马家沟组马五1—马五4亚段是主要产气层。在气藏开发过程中不同井区H_(2)S含量变化极大,为气藏高效、安全开发造成极大干扰。通过对历年800多口井7500多次的H_(2)S含量测试数据的梳理,结合区域地质条件和天然气、储层岩石地球化学特征,分析苏东区下古生界H2S分布特征,揭示其成因机制.

基于辫状河储层特征控制的地震反演砂体刻画——以苏里格气田盒8下段为例

【目的】干扰试井显示苏里格气田主力产气层盒8下段砂体连通性差,SD27-36区块密井网(500 m×600 m)条件下砂体展布特征仍不明确。亟需探索砂体规模及叠置方式的刻画方法,以明确井间砂体的连通性。【方法】将现代河流和野外露头观测结果与地质统计学反演结合,以观测结果优化反演参数并建立刻画模型,精细识别砂体边界及其叠置关系,实现砂体三维空间定量刻画。【结果与结论】观测显示盒8下段辫状河单心滩砂体纵横向剖面上呈孤立、对接、切叠等多种接触关系,单砂体平面规模小(长200~600 m,宽50~250 m),以叠置、复合方式形成特定形态的复合心滩砂体。地质统计学反演获得的砂体三维刻画结果边界清晰,井间砂体与井点岩性过渡自然,砂体规模与沉积观测结果相似,砂体连通性认识与干扰试井试验结果符合率达87%。本次砂体刻画结果及方法不仅能指导苏里格气田的勘探和开发部署,也可以为其他辫状河砂体认识提供借鉴。

大型压裂技术在苏里格气田开发中的优化应用

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。

苏里格气田X井区山1段沉积微相及砂体分布特征

基于岩心、测井、录井等资料,进一步研究苏里格气田X井区山1段的沉积微相及砂体分布特征。结果表明:山1段在三角洲平原亚相背景上发育河道间、河道充填、边滩、堤岸等微相,其中河道充填和边滩为主要控砂微相类型;山1段各小层砂体顺物源方向逐渐变厚,其中山1^(1)小层砂体发育最为充分,山1^(2)、山1^(3)小层砂体发育程度相当;有效砂体以垂向叠加型和横向接触型为主,其中山11小层的有效砂体发育最为充分。

苏里格气田典型区块井网优化研究

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,由于气田开发井网复杂多样,其结构特征与开发效果缺乏系统评价。为了提高气田储量动用程度和采收率,针对苏里格致密砂岩气田单井控制储量低的特点,对合理的井网部署进行了评价研究。以苏里格自营区块为研究区,利用气井的动、静态生产资料,梳理了开发进程中井网的持续优化过程,将其划分为直井规则、混合、加密试验与欠完善等4种类型,并采用加密井增产气量评价方法,评价了不同井网的特征和开发效果,提出了调整对策,为开发中后期加密调整方案的编制提供了一定的借鉴意义。

气井复合解堵技术在苏里格气田的应用

近年来,气井复合解堵技术在长庆气区靖边气田、高桥气田得到了广泛应用,特别针对下古生界储层增产效果显著。苏里格气田东区部分区域下古储层发育,气井生产后期也表现出了井筒及近井地带堵塞特征,在气井生产动态上表现为压力和产量突然下降,堵塞严重会导致气井低产或停产,影响气井产能发挥。2022年首次在苏里格气田东区应用气井复合解堵技术,取得了较好增产效果,有一定推广价值。

陈志华:苏里格气田南区马五5复杂岩溶储层精细评价

苏里格气田南区发育马五5岩溶储层,属于岩溶作用下形成的裂缝-孔-洞储层,平面上储层品质差异较大,西侧储层品质好,东侧致密。在深入分析储层主要控制因素的作用过程基础上,通过沉积微相类型识别、古地貌恢复、成岩作用分析综合刻画储层展布,结果表明:马五5储层发育溶蚀孔洞的储层厚度2-5m,规模有限,但裂缝发育;有效储层连片但不连通,呈孤立状分布,品质差异明显。

苏里格气田南区奥陶系中组合成藏特征及储层测井特征研究

下古生界碳酸盐岩是苏里格气田南区天然气勘探的重要层系,20世纪末在盆地中部下古生界发现并探明的靖边气田,就是发育在奥陶系顶部的碳酸盐岩古风化壳气藏,也是该盆地目前的主力气田之一。中国石油长庆油田公司近期通过对碳酸盐岩成藏机制的不断深化研究和不懈勘探探索,在苏里格气田南区中央古隆起东侧地区发现了奥陶系中组合岩性圈闭的碳酸盐岩含气新类型,其在储层发育特征、圈闭成藏机理及气藏分布规律等方面均明显有别于靖边地区的古风化壳气藏:①储层类型主要为白云岩晶间孔储层,其发育受控于颗粒滩沉积微相及古隆起东侧特殊的白云岩化作用条件;②圈闭类型主要为岩性圈闭,成因受控于短期海侵形成的区域岩性相变和燕山期盆地东部抬升的构造背景;③气藏呈现出环中央古隆起区域性分布的特征,形成多层系叠合含气、大范围带状展布的岩性圈闭有利成藏区带。对奥陶系中组合成藏新领域研究认识的深化,推动了天然气勘探思路的转变,对于今后苏里格气田南区新领域研究、勘探方法、勘探方向等都具有重要的启示。

苏里格气田致密气开发井网效果评价与调整对策

鄂尔多斯盆地致密气资源丰富,其天然气资源量占全国致密气总资源量的60%以上,已发现苏里格、神木、大牛地、延安、米脂等多个致密气田。其中苏里格气田引领中国致密气开发已20年,由于气田开发井网复杂多样,其结构特征与开发效果缺乏系统评价,因此未来天然气井网优化调整对策尚不明确。为此,充分利用区内1.8×104余口气井的动、静态生产资料,系统梳理了开发进程中井网的持续优化过程,将其划分为直井规则、混合、水平井整体、加密试验与欠完善等5种类型,并采用加密井增产气量评价方法,评价了不同井网的特征和开发效果,提出了高效调整对策。研究结果表明:(1)500 m×650 m、600 m×600 m井网下,天然气的采收率较高,但优化调整面临较大风险;(2)600 m×800 m井网较优,既可达到较高的天然气采收率,又具备优化调整空间;(3)混合开发井网占比高,但储量碎片化严重,优化调整潜力有限;(4)水平井整体井网的优化调整可能性较低。结论认为,针对成熟天然气开发区需加强剩余气精细挖潜与井网精准调整技术攻关,针对未开发区应强化储层结构精准描述与可视化部署、差异化井网实施与储量极致动用技术研究,从而为气田长期稳产及提高天然气采收率提供支撑,也为我国致密气藏高效开发提供技术参考。

含水致密气藏特征、开发风险与有效动用对策--以苏里格气田含水区为例

苏里格气田是我国致密气成功开发的典范,随着气田开发逐渐深入,气藏产水问题逐渐凸显,气田西部、东北部及西南部属含水致密气藏,此类气藏探明储量规模达万亿立方米,规模效益开发面临较大风险。分析表明,产出地层水主体为CaCl_(2)型,以变质的古沉积水为主,可划分为自由水、毛细管水与束缚水3种类型。含水致密气藏的形成与分布受生烃强度、微构造、储层非均质性及断裂系统等因素影响,含水致密气藏主体位于低生烃强度区,局部正向微构造单元发育富气区。评价表明,含水致密气藏的开发存在地层水侵入、气井产量低、投资回收难度大、开采成本上升、安全环保及管理等多种风险。需加强以微构造为核心的甜点区预测、气水层测井解释识判、有效储层空间精细描述、直井/定向井+水平井混合式井网开发、优化排采措施与攻关低成本排采技术、产出水集中处理与安全环保预防、全过程水侵防控与风险管理等攻关研究,从而为含水致密气藏的效益动用提供有效技术支撑和对策保障。

苏里格气田典型区块采出水乳化特征及乳化影响因素分析

苏里格上古气藏普遍含有凝析油,部分集气站的凝析油采出液乳化严重,对集气站的正常生产影响较大。以苏里格气田凝析油采出液为研究对象,开展典型区块采出液乳化特征分析及乳化影响因素研究。结果表明,5个站点采出水凝析油乳状液的组成差异较大,乳状液的稳定与Zeta电位和矿化度呈现良好的对应关系,Zeta电位的绝对值越大,乳状液越稳定,水相矿化度越高,乳状液的稳定性越低。5个采出水乳状液中醇类质量分数为1.48%~4.80%,酯类质量分数为2.08%~6.34%,醇类和酯类极性有机物会在界面上与亲水性的表面活性剂形成复合界面膜,有利于形成凝析油乳状液。苏里格气田乳状液总体上是以水相为连续相、油为分散相(O/W);对于部分油滴,油为连续相,水为分散相(W/O),最终形成复杂的水包油包水(W/O/W)型。随着泡排剂、固体悬浮物用量的增加,凝析油模拟乳状液体积分数均呈现先增大后减小的趋势。当泡排剂质量分数为0.6%、悬浮物质量分数在0.4%时,凝析油模拟乳状液体积分数最大,而缓蚀剂浓度对凝析油模拟乳状液形成体积无明显影响。

苏里格气田苏南国际合作区开发效果、关键技术及重要启示

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。