苏里格致密气田间歇生产气井管理的创新实践与应用

长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司所辖苏10、苏11和苏53三个区块经过16年开发,目前间歇生产气井数量以每年6.5%的增长速率持续增加。截止2021年底,间开井数量已达到1 272口,占总投产井数的77.8%。间开井基数的持续增长为合作区块稳产工作带来极大挑战,剩余储量挖潜难度逐年增大,亟需科学有效的先进气井管理方法引领区块间开井提质增效,实现区块可持续发展。针对上述难题,苏里格气田分公司自2014年起,积极推动间开井管理的创新实践与应用工作,在现场实践与应用方面取得了丰硕成果。八年来,通过气井管理模式创新改革,累计增产天然气超过6亿方,创造经济效益5.1亿元,为分公司累产400亿方做出了重要贡献。

老井调层地质选层及老井封堵技术在苏里格气田中的应用——以S1、S2区块为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田S1、S2区块经过十余年的开发,随着开发的深入,低产低压井增多,产量递减加快、稳产难度加大。因此,加强老井管理、积极开展措施挖潜、提高单井累计产气量是实现气田持续稳产、高效开发的必要途径。苏里格气田分公司在深化地质研究基础上,从地质选层、老层封堵两方面开展相应技术攻关与现场试验,形成精细地质选层、老层封堵等一系列成熟配套技术,实现对纵向上未动用储层的二次开发,提高老区的采收率,达到增产增效的目的。目前,通过新方法与新技术的应用,措施有效率大大提高,经济效益明显,为以后的老井调层的精确开展及推广应用提供助力。

苏里格气田调层井套管修复技术研究与应用

苏里格气田属于低产、低压、低丰度的典型致密砂岩气藏。由于开发年限较长,区块大部分气井生产已进入中后期,原生产层位无气量气井逐渐增多,调层补孔技术是一种在利用原井管柱的前提下,通过封堵原生产层位,射孔压裂新潜力层位,即可让气井恢复产量,极大节约气田开发成本,恢复老井生产的技术手段。近年来,老井调层补孔工艺对恢复无气量气井产能,取得了一定的效果,但通过现场实际施工过程中发现老井套管出现不同程度上的单井段或全井段多处破损、腐蚀,已不具备密封承压效果,亟需采取新技术进行套管补救。分公司针对套管出现单处或多处漏点,采取了膨胀管补贴技术与套中套技术,实施2井次现场应用。实施结果表明,2种技术手段均有效地对原套管漏点进行了补救,现场承压试验合格,压裂射孔投产后,气井取得了较好的产量预期。

苏里格气田多层理泥岩井壁坍塌机理分析

井壁失稳是制约苏里格气田泥岩地层低成本钻进长井段水平井的首要技术难题。在评价泥岩矿物组分、层理发育及力学特性的基础上,综合理论分析、实验评价以及数值仿真模拟等手段,研究了多层理泥岩在流体作用下的力学行为及破坏失稳特征。由于苏里格气田山西组泥岩层理和微裂缝的存在,岩石在钻井液侵入后将会发生强度劣化。泥岩弱面的导流能力远高于岩石基质,钻井液沿弱面渗透到地层中,会直接导致泥岩结构面强度的下降,易发生井壁坍塌。对苏里格气田实钻过程中的泥岩地层坍塌压力进行了计算,将井斜角、方位角和钻井液浸泡时间分别代入岩石力学参数劣化模型,给出了目的层段安全钻井液密度,对实现苏里格气田多层理泥岩井壁稳定和安全钻井具有重要的指导意义。

苏里格小井眼侧钻水平井钻井提速配套技术

侧钻水平井技术能有效提高苏里格地区低渗、特低渗致密砂岩储量动用程度和采收率,提高单井气产量。但苏里格致密砂岩在开发过程中存在着有效气层钻遇率低;环空间隙小、泵压高、易井漏使排量受限,携岩困难;钻头与螺杆匹配性差,起下钻频繁,机械钻速低;钻井液抑制性差,坍塌、掉块复杂情况多等问题,严重影响了钻井周期和效率、增加了钻井成本。通过完善和配套小井眼侧钻水平井钻井相关技术,将苏里格小井眼侧钻水平井平均钻井周期从57天缩短到31天,钻井提速提效效果显著,通过苏里格小井眼侧钻水平井钻井提速配套技术的推广应用,为苏里格老区致密砂岩气挖潜增效和增产稳产提供了技术支撑。

苏里格气田老井侧钻水平井开发技术实践与认识

为寻求降低开发成本、挖掘井间未动用储量的有效途径,在苏里格气田苏10、苏53区块开展老井侧钻水平井实践,逐步克服了小井眼侧钻施工"塌、漏、卡"及剩余气评价困难等工程、地质难题,形成了与致密砂岩气储集层相适应的侧钻水平井钻完井、优化部署及地质导向等配套技术。侧钻水平井充分利用老井,大幅降低开发成本,提高井间剩余储量动用,产量是相邻直井的3～5倍,其生产效果受钻遇砂岩段长度、水平段在储集层中的位置、动用有效气层厚度、含气饱和度、控制储量、压裂改造等因素影响。苏10、苏53区块至今共钻侧钻水平井12口,平均钻井周期49 d,平均水平段长度689 m,平均有效储集层钻遇率61.5%,投产后初期平均井口压力16.2 MPa,平均日产气量4.7×10~4m^3,截至2017年末平均增产1 000×104m3以上,效果显著。随着区块低产老井增多,富集区井位趋于饱和,剩余含气区品位变差,侧钻水平井开发技术可以向优化井网规划、布井方式以及开拓挖潜区域等方向发展。

苏里格气田井下节流器的使用和打捞前后产量分析

苏里格气田气井普遍采用井下节流工艺,在初期阶段,井下节流器在采气过程中有很大优势。随着气田的开发,气井压力和产量逐渐下降,井下节流器无法排液,井筒产生积液现象,造成井底回压大,影响气井生产。分析井下节流器的作用和井筒内流体的状态,以及打捞节流器前后的产量变化,为现场打捞提供了理论支持。

苏里格气田水平井水平段积液判断方法及应用

水平井水平段排水采气一直是苏里格气田开发难点与重点,其中关键因素就是水平井水平段积液判定方法研究。常规探液面、回声仪测液面等均无法判定水平段积液,为了解决这个问题,本文通过大量现场试验,总结摸索出一套水平井水平段积液判定方法。此方法就是通过分析气井生产特征,根据连续生产井生产曲线压降法和间歇采气井压力恢复差压法来判定水平井水平段积液;同时根据生产曲线波动幅度及压力恢复曲线速率来确定加注泡排剂用量及加注时间点,能有效排除水平段积液,现场应用效果显著。

浅谈苏里格致密气藏水平井生产技术

由于现实条件的限制,苏里格气田需要在开发过程中采用独特的方法,以解决“低孔隙度,低渗透和低压”而导致的问题,从而对高质量的提供有效的贡献。因此,本文对苏里格气田固态沉积物气藏水平气源的建设进行了研究,并根据实际研究提供了针对性的技术建议,以实现苏里格气田的开发技术不断提高。

地质工程一体化在苏里格致密气藏开发中的应用

受低孔、低渗、低丰度等基本地质特征的影响,苏里格气田面临单井产量低、压力下降快等开发难题。为提高单井产量和气藏采收率,实现区块优质、高效开发,以地质工程一体化理念为指导,在苏10、苏11、苏53区块开展一系列技术研究和现场试验。工程地质一体化主要体现在以下几个方面:1确定区块开发方式。苏10区块以直井、丛式井开发为主,井间产能接替;苏11、苏53区块分别以丛式井和水平井开发为主,区域产能接替。2优化方案设计。通过地质工程结合,优化水平井方位、水平段位置、储层改造方式等参数,实现储层最大动用。3实现水平井工厂化作业。在苏53区块优选13口井(10口水平井)开展水平井工厂化作业,探索出了一套以"方案设计最优化、工程技术模板化、施工作业流程化、作业规程标准化、资源利用综合化、队伍管理一体化"为核心的工厂化作业模式。4侧钻水平井技术取得重大突破。2015年实施的2口侧钻水平井,平均砂岩钻遇率均超过90%,平均单井控制储量0.96×108m3,初期日产量接近6.0×104m3,实现了地质到工程的整体突破。5地面流程合理化。按着地面服从地下的思路,水平井整体开发达到了简化集输流程、便于管理、节省投资的效果。

苏里格致密砂岩气石盒子组盖层封闭性研究

苏里格气田属于典型的低孔、低渗致密砂岩气藏,主要含气层系为二叠系盒8段~山1段,苏s区块位于苏里格气田西北部,在区块南部、北部烃源岩发育程度基本相同的条件下,区块含气饱和度具有南部比北部低的特征,单井产量差异较大。为了弄清区块南部气藏控制因素,开展了产层段上覆的盒8上和盒7段泥岩盖层封闭性研究,结果表明,盒8下3小层与盒8上2小层的泥岩为直接盖层,盒8上1小层+盒7的泥岩为区域盖层;不同类型泥岩盖层发育及展布特征不同;定量评价泥岩孔隙度、渗透率、排替压力、含砂率,明确区块不同类型盖层的封闭能力;明确了盖层特征对产层段含气饱和度、产量的控制作用,落实了有利目标区。

液态CO2诱喷排水采气在苏里格地区的应用研究

苏里格气田逐渐步入开发中后期,采用各类排水采气措施已经成为气田各个区块增产稳产的重要手段。常规的液氮诱喷排水价格高昂,而利用苏里格周边大量的化石能源产业链中煤化工丰富的CO2气源,进行液态CO2诱喷排水采气,一方面成本较低,另一方面将部分CO2深埋在地层中,减少了温室气体排放。

苏里格SU12区块东部富集区沉积微相特征研究

以苏里格SU12区块东部为研究区域,针对盒8段和山1段储层在气藏东部沉积条带的发育特点,展开沉积微相研究,结合区域沉积背景,对SU12区块各小层进行了沉积微相的划分,研究发现盒8和山1段砂体呈现出的沉积环境、砂体构型特征均有明显差异,盒8段砂体规模大,厚度大,纵向上多层叠置,山1段砂体随河道摆动变化快,局部发育较大规模河道砂体。

苏里格S10北部区块开发方案调整与优化

苏里格S 10区块表现出低渗气藏的开发特点,近年来陆续完钻投产大量加密井,下步继续加密调整的余地很小,资源接替、区块稳产面临极大的挑战。通过分析开采现状,找出S 10区块产能接替的有利区域,并探讨已开发井重新配产方法,在此基础上设计3套开发调整方案,应用数值模拟的方法对气藏后续开发方案进行优选、优化。从长期稳产、保证产量的角度筛选,在S 10北部区块西南部1区布井10口,稳产6年后在东北部2区布井14口进行产能接替的方案开发效果最好,可以以4.1×108 m3/a的规模稳产11年,预测20年后采出程度达到31.2%,该开发调整方案可以给苏里格地区S 10区块开发提供技术支持。

苏里格低产低压井排水采气应用——以苏11区块为例

苏里格地区具有井多面广,单井日产低,携液能力差,部分井必须采取相应的排水采气辅助措施才能携水生产。本文通过在作业区排水采气实践,利用井口套压、单井日产曲线图得出加注泡排剂时间,利用深下节流器,适当加入泡排剂,通过流速、泡排等手段来提高单井携液能力,延长单井携液生产时间,最终提高采收率。

优化工艺,提高轻烃回收率的措施研究

提高轻烃回收率,是天然气经济效益开发必不可少的环节,轻烃的高效回收不仅降低了天然气开发过程中对环境的污染,更极大提高了气田开发的经济价值,推动行业发展。目前在苏里格地区轻烃采收工艺配套不完全、工艺技术不成熟、回收率较低,同时随着一年四季气温影响,轻烃产量变化极大,轻烃生产回收不稳定。针对这系列问题,从天然气开采生产到后续处理厂处理分离全过程分析研究,阐述目前技术现状,并指出今后发展方向,以改善工艺、优化流程,采用冷凝法分离为主,节能降耗,最终达到提高轻烃回收率目的。

天然气井化学解堵技术与讨论

由于天然气井结垢沉积造成井筒堵塞影响开采效果,研究了一种新型低腐蚀性、高阻垢性能的复合防垢剂。进行结垢表征、卤水成分分析、流体配伍性和稳定性分析、溶解性测试、沉淀溶解平衡、腐蚀测试和岩心驱替等一系列综合实验研究。结垢样品包括碳酸钙和硫酸盐垢。结果表明,在70℃条件下,6 h后2种样品的溶出率均大于74%,而在100℃条件下,5 h后2种样品完全溶解。新型防垢剂的p H为9,在6.9 MPa、100℃下6 h的低腐蚀速率为0.063 kg·m^(-2)。此外,岩心驱替测试表明,使用新型防垢剂可以将岩心渗透率从最初的0.67 mD提高到1.29 mD,新型防垢剂可以明显提高岩心渗透率,可用于天然气井化学解堵。

随钻方位侧向电阻率测井电极系设计及响应模拟

高阻地层水平井电缆施工风险大,测井数据缺失严重,制约了精准地质导向施工和优质储层钻遇。为此,提出了一种基于非接触耦合原理的新型随钻方位侧向电阻率测井电极系,该电极系具有径向、纵向和周向探测能力。利用三维有限元模拟方法,考察了井眼尺寸、冲洗带电阻率、地层倾角、层厚及围岩电阻率对探测结果的影响,确定了电极系尺寸和探测特性,并建立了环境影响校正模版。模拟结果表明,螺绕环激励式随钻方位侧向电阻率仪器探测深度较浅,总体小于电缆式侧向仪器,但随钻过程中受侵入影响较小,能够满足随钻测井需求,有较好的纵向分层能力,高阻地层条件下也可以分辨0.5 m薄层;借助四方位测量能较好识别高阻、低阻异常体位置并确定地层倾向。研究结果对随钻方位侧向测井仪结构参数设计及高阻储层勘探具有重要的指导意义。

适度压裂规模下的裂缝扩展规律研究

致密气等非常规油气资源储量丰富,其开发利用颇受各国重视。水平井分段多簇压裂是改造这类储层达到增产的关键技术之一。目前,在研究水平井分段多簇压裂裂缝扩展规律时,一般假设每簇裂缝的裂缝长度、宽度、高度相等,未考虑实际水力压裂过程中裂缝形态的变化,因此迫切需要掌握水平井分段压裂裂缝扩展规律。基于扩展有限元法,利用数值模拟软件ABAQUS,研究了致密气藏压裂裂缝在不同地质和工程因素下的扩展变化规律。结果表明:单簇裂缝扩展时,射孔方位角与裂缝起裂压力、裂缝宽度呈正比;泊松比与裂缝起裂压力、裂缝宽度呈反比;杨氏模量与裂缝起裂压力呈正比,与裂缝宽度呈反比。科学指导了现场施工和生产,为我国非常规油气藏的高效开发提供技术支撑。

延长往复式压缩机气阀使用周期方法研究

气阀是往复式压缩机关键且故障率最高的部件。气阀工作状态直接影响压缩机排气效率、功率消耗和运行可靠性。气阀故障诊断是往复式压缩机故障诊断研究的重点之一。通过对天然气压缩机环形阀结构和工作机理的分析,通过调整压缩机处理天然气量,故障提前预防判断等措施,总结出气阀典型的故障形式和延长气阀使用周期的方法。