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天然气工业 2013年第08期杂志 文档列表

天然气工业杂志本期视点

长庆气区低渗透气藏开发技术新进展及攻关方向1-7

摘要：鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系，天然气资源量丰富，但储层非均质性强，开发难度大。近10年来，中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏（靖边气田）、低渗透砂岩气藏（榆林气田）和致密砂岩气藏（苏里格气田）的经济有效开发。近期该公司以建设“西部大庆”为目标，低渗透气藏开发水平显著提高，又取得了一系列的新进展：①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术，其单井产气量超过直井的3倍，产能建设比例保持在50%以上；②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量，降低了开发成本；③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。截至2012年底，长庆气区建成了年产300×108 m3以上的天然气生产能力，当年产气量达到290×108 m3，长庆气区已经成为我国重要的天然气生产基地。下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划，以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标，加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。

天然气工业杂志要闻信息

首座国产压缩机站投入商业运行7-7

摘要：2013年8月16日，西气东输二线高陵压气站压缩机组运行权交接仪式在陕西西安高陵举行。中国石油西气东输管道分公司从管道建设项目经理部接过管理运行权，标志着我国首座国产20兆瓦级电驱压缩机站正式投入商业运行，开始工业性应用。

天然气工业杂志地质勘探

川西地区中三叠统雷口坡组天然气勘探潜力8-14

摘要：四川盆地西部地区中三叠世雷口坡期蒸发膏盐湖盆主要分布在邛崃—成都—德阳一带，发育多套碳酸盐岩、石膏、硬石膏岩及盐岩的沉积旋回，油气勘探实践证实，蒸发岩沉积旋回与油气的生聚成藏关系密切。为分析该盆地雷口坡组的天然气勘探潜力，从气源分析、蒸发岩盆地生烃机理、盆地模拟研究3个方面，论证了川西地区雷口坡组局限—蒸发台地深水澙湖相沉积的富藻碳酸盐岩具有成为大中型气田主力烃源岩的有利条件，估算雷口坡组天然气的资源量介于9 839×108～1.201×1012 m3。结合储层条件、成藏条件等的分析成果，认为雷口坡组发育台缘滩和台内滩裂缝—孔隙型储层，其顶部发育碳酸盐岩风化壳岩溶型优质储层；风化壳岩溶型储层的发育与雷口坡组在“暴露”“深埋”两大阶段中发生的后生成岩作用有关。结论认为：该区雷口坡组具有形成大中型气田的资源条件，在川西坳陷中央的新场构造带，龙门山前鸭子河隐伏构造带及成都、梓潼凹陷周缘斜坡区，雷口坡组天然气成藏条件优越，勘探潜力巨大。

川西新场地区须家河组二段气藏天然裂缝形成期次的确定15-19

摘要：四川盆地西部新场地区上三叠统须家河组二段经历了多期的构造运动，天然裂缝非均质性强、预测难度大，以往认识与实际生产出现了偏差。为此，根据岩心裂缝观察描述、相似露头区裂缝调查结果，从裂缝产状、规模、缝面特征、有效性等方面分析了该区天然裂缝的发育特征：裂缝纵向延伸受制于岩层厚度，一般不具穿层性，横向延伸长度一般不超过5 m；裂缝发育非均质性强，密度可达0.8条/m，发育程度为中—高。结合裂缝发育特征及构造演化背景，采用岩石声发射实验、裂缝充填物稳定碳氧同位素分析、裂缝充填物流体包裹体测定等实验测试分析手段，确定新场地区须二段气藏内天然裂缝形成期次有4期，分别对应印支期、燕山期、喜马拉雅期三幕和喜马拉雅期四幕；早期裂缝以完全充填和半充填为主，喜马拉雅期三幕、四幕形成的晚期裂缝以未充填为主，其中喜马拉雅期四幕时期形成的裂缝有效性较高。

苏里格气田苏53区块南部地区有效砂体预测20-24

摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田苏53区块勘探开发的主力层位为下二叠统石盒子组8段和下二叠统山西组1段，为确定该区块总体低渗透背景下相对高渗透储集砂体的分布规律、优选出天然气相对富集区，在综合利用气藏勘探、开发过程中获得的地震、地质、测井、钻井以及开发动态资料的基础上，应用相控条件随机模拟方法建立了定量的储层地质模型（包括单砂体模型和物性参数模型，其中物性参数模型又包括孔隙度模型、渗透率模型和含气饱和度模型），对该区块南部地区大面积低渗透、低丰度背景下有效储集砂体的展布规律及井间储层参数进行了预测。结果表明：①该区块有效储层主要分布在中南部和西部，以低孔隙度、低渗透率储层为主，其分布受沉积相控制明显，以河道砂为主的有效储层孔隙度明显高于其他岩性储层；②相对高孔隙度、高渗透率储层在侧向上和纵向均被相对低孔隙度、低渗透率储层所分隔，孔隙度、渗透率井间差异较大。

天然气工业杂志要闻信息

中国石油长庆油田油气工艺研究院水溶解合金球试验成功24-24

摘要：2013年8月2日，长庆油田油气工艺研究院自主研发的可溶解合金球，在苏里格气田水平井分段压裂施工中首次成功应用。

天然气工业杂志地质勘探

贵州省织纳煤田煤层特征及煤层气资源潜力25-30

摘要：贵州省中西部织纳煤田煤层气资源丰富，但煤层气的系统评价工作比较薄弱，为全面分析、评价该区煤层气资源状况、赋存条件，以煤田地质钻孔、煤层气参数井获取的原始资料为基础，对织纳煤田煤层气地质条件，特别是储层含气特征及煤层渗透性等方面进行了研究，并采用体积法对煤层气资源进行了计算和评价。结果表明：①该区煤层主要为中—薄层、中等灰分、低挥发分、相对富氢无烟煤，除了煤层气勘探主力煤层6号煤煤体结构较大程度地受到构造破坏外，其余煤层原生结构较完整；②虽然该区煤储层渗透性相对较低，但区内含煤面积大，煤层气资源丰度较高，含气量较高，煤储层厚度较大，可采性好，具备较有利的煤层气勘探地质条件与可采性；③煤层气总资源量为1 852.91×108 m3，其中埋深1 000 m以浅煤层气资源量为1 436.59×108 m3，大于15 m3/t含气带资源量为1 484.34×108 m3，潜在煤层气可采资源量为747.65×108 m3。结论认为：比德向斜化乐勘探区在煤层气资源丰度、平均含气量和试井渗透率3个方面优势相对明显，可作为煤层气勘探最有利靶区。

基于岩石物理相分类确定致密储层孔隙度——以苏里格气田东区为例31-37

摘要：针对鄂尔多斯盆地苏里格气田东区致密储层受多期不同类型沉积、成岩作用及构造等因素影响，储层孔隙空间小、孔隙类型结构和测井响应复杂等问题，分析了致密储层岩石物理相分类评价体系，从而提出利用岩石物理相分类确定致密储层孔隙度的技术思路。利用研究区致密储层各类测井、岩心及试气资料，建立了不同类别岩石物理相储层孔隙度参数解释模型；在分类岩心刻度测井解释模型的数据点分布拟合中，分类模型具有相对集中分布趋势及较好的线性关系；特别是分别利用分类的密度、声波时差孔隙度参数模型的综合拟合值来求取有效孔隙度参数，这集中地体现出岩性、物性、孔隙类型结构及测井响应特征与差异，明显改善和提高了致密储层孔隙度参数的计算精度和效果，克服了致密储层低信噪比、低分辨率的评价缺陷。现场应用效果表明，致密储层分类建模技术实现了将非均质、非线性的问题转化为相对均质、线性的问题来解决，为准确建立致密储层参数模型提供了有效方法。

天然气工业杂志开发工程

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望38-43

摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征，单井产量低、压力下降快、稳产难度大、开发难度大。为了实现该气田的有效开发，中国石油长庆油田公司从2001年开始持续攻关，逐渐掌握了该气田致密砂岩气藏储层地质特征精细描述的方法，形成了针对该气田薄层强非均质性致密砂岩储层的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井有效储层钻遇率已由初期的23％提高到目前的60％以上，单井日产气量超过5×104 m3，是邻近直井的3～5倍，已规模建成水平井整体开发区，实现了气田开发方式的转变，开发水平和开发效益显著提升。苏里格气田低渗透强非均质性致密砂岩气藏水平井开发技术的成功应用，说明了水平井是致密砂岩气有效开发的重要技术，也展示了该气田致密砂岩气藏良好的开发前景。

苏里格气田水平井高效建产技术44-48

摘要：实践证明,苏里格气田采用常规开发技术难以实现高效开发。面对这一开发难题，近年来以开发试验区为载体进行了针对低渗透气田的水平井高效开发技术攻关，在气藏精细描述、钻井、储层改造等关键技术上均取得了新的突破，形成了以水平井井位优选及部署、地质导向、快速钻井、储层保护及改造等为主体的建产配套技术，即：①逐步形成了水平井选井及部署的５种有利砂体模式、４项部署原则、３种部署方式等３项成熟技术；②水平井入靶及地质导向形成了９项关键技术；③快速钻井形成了靶前距、井身结构、钻头选型、钻具组合、钻井参数等优化技术；④钻井和试气过程中形成了储层保护技术；⑤储层改造形成了工艺优选及其相关工艺措施系列。现场应用结果表明：所实施水平井全部获得成功，平均钻井周期为57.8 d，平均砂层钻遇率达80.4% ，平均无阻流量为55.6×104 m3/d，开发效果良好。水平井高效开发技术的日益成熟对同类型气田的开发具有指导意义。

丛式水平井组整体压裂工艺技术在致密低渗透气藏中的应用49-53

摘要：为进一步提高鄂尔多斯盆地大牛地气田盒1段气层的储量动用程度、评价水平井组开发的经济技术可行性，开展了以多级管外封隔器分段压裂为主导的水平井组工程压裂工艺试验。首先对丛式水平井井组压裂方案进行优化，结合井场地面情况及井身轨迹，优选了压裂工艺、压裂顺序；其次，结合储层工程地质特征，单井录井、气测、随钻伽马等资料以及井网条件，研究了不同的压裂裂缝参数及设计施工参数，并开展了相邻两井同步压裂技术研究；第三，结合施工参数及裂缝监测结果对设计参数进行了实时调整，形成了丛式水平井组分段压裂优化设计工艺技术及其压裂现场优化调整技术；第四，针对现场大规模施工及同步压裂试验易出现的突发情况，制订了详细的应急预案，确保井组压裂成功实施。最后在A井组进行了6井46段现场试验，压后井组天然气无阻流量达77.63×104 m3/d，为该气田致密砂岩气藏的高效开发提供了技术支撑

高气液比气井管流压降计算实用方法54-57

摘要：阻力系数法是气井两相流压降计算模型中最简单实用的一种方法，然而传统的阻力系数图版多是针对油井条件提出的，仅适用于较低的气液比范围，而且多数图版坐标为英制单位量纲，使用不便。为此，以四川盆地南部和鄂尔多斯盆地66口气液比范围在480～344 360 m3/m3的气井数据为基础，绘制出了适用于高气液比气井的无因次阻力系数图版。首先，基于多相流压力梯度方程，采用无滑脱持液率，根据现场测压数据反算各测点的阻力系数；随后，引入无因次两相雷诺数，绘制阻力系数与两相雷诺数关系图，其中两相雷诺数是关于气、液雷诺数和气液质量比的函数；最后，对上述关系图中的两相雷诺数进行多次回归试算，并将其修正为包含３个修正系数的函数，从而得到了具有较佳拟合关系的新阻力系数图版。利用公开文献的50口气井压降测试数据进行评价，结果表明，该阻力系数法的流压平均相对误差仅为2.48%，流压平均绝对误差仅为5.37%，满足了工程需要。

可降解纤维转向技术在川东大斜度井及水平井中的应用58-63

摘要：在四川盆地东部地区大斜度井及水平井（裸眼完井）碳酸盐岩储层改造过程中，存在着因施工井段长、储层非均质性强致使酸液合理置放难度大等问题，目前采用的机械封隔、酸液自生转向等酸液置放技术严重影响了增产效果。为解决这一问题，通过室内研究与现场试验应用，形成了一种新的适用于气井的可降解纤维暂堵转向技术。室内实验结果表明：可降解纤维的降解率高，能够满足天然气井现场施工需求。从室内实验及现场生产测井剖面来看：对两段储层而言，渗透率及流动系数差异越大，其转向效果越明显；在可降解纤维团与储层渗透率比值越小的情况下，加入可降解纤维后的过液量较之没加入可降解纤维的过液量其比值越小。可降解纤维转向技术在四川盆地东部大斜度井、水平井中应用取得了明显的增产效果，典型井的应用情况表明，该项技术增产效果明显高于采用其他酸液置放技术的井，为天然气井提供了一种全新的酸液置放技术，为长施工段、强非均质性储层酸化改造提供了新的技术方法，具有大规模推广应用价值。

天然气工业杂志钻井工程

苏里格南合作区工厂化钻完井作业实践64-69

摘要：苏里格南合作区是中国石油天然气集团公司与法国道达尔公司在鄂尔多斯盆地苏里格气田南部的天然气合作开发区块。针对该合作区致密砂岩储层非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等一系列问题，为提高开发效率、降低开发成本，通过借鉴中国石油长庆油田公司苏里格气田其他区块成功开发的经验，结合道达尔公司先进适用技术和精细化管理理念，采用大井丛丛式井组开发模式和精细化管理，将钻井、压裂、试气等作业程序“流程化、批量化、标准化”，从组织模式、资源配置、流程设计、技术支撑、作业管理等多方面进行革新，集中现有资源和技术优势，专业化施工、模块化组织、程序化控制、流程化作业。应用效果表明：通过实施上述措施，加快了施工速度，缩短了投产周期，满足了低成本开发需求，形成了具有该合作区特色的工厂化钻完井作业模式，实现了“三低”气田的规模效益开发，为气田高效开发树立了新样板。

苏5-15-17AH井超3000m水平段的钻井技术70-76

摘要：苏5-15-17AH井是部署在鄂尔多斯盆地苏里格气田的一口超长水平段水平井，设计水平段长度3 000 m，长水平段水平井的摩阻及扭矩大、井眼清洁困难及完井方式有限等成为该井的主要技术难点。为此，开展了以下试验研究：①通过优化井身结构，利用套管内摩擦系数小的特点来降低水平段钻进的摩阻与扭矩，选择在φ215.9 mm井段钻进水平段1 200 m，下入φ177.8 mm套管固井，然后在φ152.4 mm井段钻进水平段1 800 m；②无土相复合盐钻井液体系及强封堵油基钻井液的应用，有效地解决了超长水平段井壁稳定性差、井眼清洁难度大及摩阻大的难题，确保了长水平段的顺利施工；③应用漂浮接箍工具使其下部套管入井后受到钻井液的浮力作用，降低了井壁对套管柱的摩擦阻力，确保了φ177.8 mm套管顺利下入井底。该井完钻井深6 706 m，实际完成水平段长度达3 056 m，创目前国内陆上天然气水平井最长水平段纪录，对今后苏里格气田以及类似地区施工长水平段水平井有借鉴和指导作用。

天然气工业杂志要闻信息

2013年全国天然气学术年会隆重召开76-76

摘要：“2013年全国天然气学术年会”于2013年8月14—15日在昆明召开，中国石油学会副理事长周抚生，中国工程院院士邱中建，中国科学院院士贾承造、戴金星出席会议。来自中国石油、中国石化、中国海油、延长石油、中国石油大学、西南石油大学、石油工业出版社及《天然气工业》等杂志的350余名专家、学者出席会议。会议由中国石油学会天然气专业委员会主任夏鸿辉主持，中国石油西南油气田公司副总经理廖仕孟致欢迎辞。

天然气工业杂志钻井工程

苏里格气田水平井快速钻井技术77-82

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90.2 d缩短至67.1 d，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。

连续循环阀气体钻井技术及其现场试验83-87

摘要：目前气体钻井面临大出水地层生产时效低，中断循环后可能引起井壁垮塌、卡钻等井下复杂，充气钻井井底压力波动大、井控风险高等问题。为此，介绍了新研制的一种基于连续循环阀的钻井系统的技术原理以及现场试验情况。该系统主要由连续循环阀和地面控制系统两个部分组成，钻进中将连续循环阀接在钻杆上，接单根、起下钻时，通过连续循环控制系统切换循环通路，实现井下连续循环。在宁211井氮气钻井和月005H1井充气钻井2口井现场试验的结果表明，接单根作业井底压力恒定，缩短了重新建立正常循环的时间，实现了接单根和起钻作业过程中的连续循环，初步证实了连续循环系统的可靠性与工艺的可行性。连续循环钻井技术在充气钻井过程中的试验成功，标志着该项技术从单一循环介质迈向了两相循环介质的新台阶，可为钻井液条件下的欠平衡井、窄密度窗口井、大位移井、长段水平井安全高效钻井提供新的技术手段。