鄂尔多斯盆地苏里格致密性气田开发

长庆油田公司苏里格气田研究中心二一二年七月,鄂尔多斯盆地苏里格致密性气田开发,王 龙,一、长庆致密气资源概况二、苏里格致密气田开发关键技术三、长庆致密气田勘探开发前景,汇报内容,（一）致密气的定义 致密气是指覆压条件下基质渗透率小于或等于0.1mD的砂岩气层（致密砂岩气地质评价方法SY/T 6832-2011）。,国内外气藏分类标准表,（二）中国陆上致密气资源分布,中国陆上致密气资源丰富。主要分布在鄂尔多斯、渤海湾、四川等盆地。,中国含油气盆地致密气资源分布图,鄂尔多斯盆地天然气资源量为151012m3，致密砂岩气资源量为101012m3，占三分之二，主要分布在苏里格地区。,（三）鄂尔多斯盆地致密气资源分布,鄂尔多斯盆地致密油气分布图,（四）苏里格气田勘探现状,苏里格气田勘探面积4104km2，主要位于内蒙古自治区和陕西省境内，是长庆油田分公司天然气增储上产的主战场。,1、地理位置,苏里格气田位置图,大型致密砂岩岩性圈闭定容弹性驱动气藏,2、地质特征,苏里格气田盒8砂体图,砂体多期叠置，大面积分布 有效砂体规模小,非均质性强 有效渗透率低（0.001-0.1mD） 储量丰度低（1.3108m3/km2） 气藏压力低，压力系数0.7-0.98,截止2011年底苏里格气田累计探明、基本探明储量3.01012m3。,苏里格气田历年储量柱状图,3、勘探成果,一、长庆致密气资源概况二、苏里格致密气田开发关键技术三、长庆致密气田勘探开发前景,汇报内容,（一）苏里格气田开发历程,苏里格气田开发经历了曲折的发展过程，可分为三个阶段： 第一阶段（2001年2004年）：通过大量评价工作，深化气田认识，提出了“面对现实、依靠科技、创新机制、简化开采、坚持低成本”的开发思路。,第二阶段（2005年2008年）：引进竞争机制，创新合作开发模式，形成十二项开发配套技术，创建“四化”建设模式，实现了苏里格气田规模、经济有效开发。,第三阶段（2009年）：紧抓稳定并提高单井产量“牛鼻子”工程，积极转变开发方式，不断提高气田的开发水平。,（二）苏里格气田开发技术,苏里格气田十二项开发配套技术,通过大量试验和技术攻关，集成创新了井位优选、快速钻井、储层改造、井下节流、井间串接、及丛式井水平井等12项开发配套技术，降低开发成本，提高单井产量，实现了苏里格气田规模经济有效开发。,1、井位优选技术,井位优选：是苏里格气田有效开发的关键和根本； 井位优选的核心：地震有效储层预测。,苏里格气田砂岩大面积展布，但有效储层规模小，变化快，有效厚度与砂体厚度相关性差，极大地增加了地震预测的难度。苏里格气田开发地震以有效储层预测为目标，经过持续攻关和实践，地震采集、处理、解释技术不断完善，实现了“模拟到数字、二维到三维、叠后到叠前、砂层预测到气层预测”的四大转变。,（1）地震采集,采用小道距（小面元）、大偏移距（1.2-1.5倍目的层埋深）、高覆盖次数、潜水面以下固定深度（3-5m）激发，单点数字检波器接收，获得了高品质的原始地震资料。,小道距：10m小面元:1020m,高覆盖：80次以上,有利于高频接收和道间组合,获得尽量多的叠前信息,大偏移距：5000m左右,获取完整的AVO信息,常规和数字地震CMP道集的AVO特征对比,数字单点,常规组合,盒8反射,盒8反射,苏里格气田地震资料处理流程图,分偏移距处理流程,道集处理流程,处理主流程,在静校正、多域去噪等精细处理的基础上，着重加强AVO目标处理，保证地震资料高保真品质。,（2）地震处理,地震地质结合，以AVO分析、叠前反演为核心，实现了从砂体预测到气层预测的转变。,苏里格气田地震解释技术流程图,（3）地震解释,（4）井位优选,1）常规叠加剖面具有明显的亮点特征,4）高频吸收强,2）AVO特征明显,3）叠前反演剖面特征突出,四个特征明显，下发井位。,苏里格气田历年完钻井+类井比例对比图,井位优选技术使苏里格气田中区+类井比例保持在80%以上；东区、西区+类井比例达到70%以上。,2、快速钻井技术,通过优化井身结构、选择水平井合理靶前距，轨迹控制及PDC钻头个性化设计等技术攻关研究，大幅度缩短了钻井周期，直井由平均45天缩短到15天左右，丛式井由平均35天降低到20天左右，水平井由2008年的平均202天缩短到63天，最短23天。,上部定向四刀翼PDC钻头,下部地层五刀翼PDC钻头,水平井优化后无导眼井身结构,3、储层改造技术,针对苏里格气田储层物性差、多层比例高、单层产量低的特点，自主研发了机械封隔分层压裂配套工具，同时积极引井国外先进压裂工艺，实现了直井一趟管柱由最多分压9层的突破，提高了单井产量。,机械封隔分层压裂工具,苏里格水平井压裂施工,自主研发水平井水力喷射分段压裂工具、裸眼封隔器分段压裂工具，可实现13-15段改造。,不动管柱水力喷砂多段压裂工艺,通过直井多层、水平井多段的体积压裂改造，实现了致密储层改造的重大突破，为致密气有效开发提供了技术手段。,4、井下节流技术,井下节流：是实现地面中低压集气、降低地面成本的关键； 井下节流的核心：井下节流器。,原理：井下节流利用地温加热，使节流后井口气流温度基本恢复到节流前温度，从而有效防止气井生产过程中井筒及地面天然气水合物的生成。,井下节流前后井筒温度、压力剖面图,应用井下节流技术后，气体处于临界流动状态，防止井间干扰，实现井间串接、地面压力系统自动调配。,井筒节流降压、防止水合物形成，提高气井开井时率；减少地层激动，有利于提高气井最终采收率；不加热、不注醇，有利于节能减排；实现了苏里格气田中低压集气模式，地面投资降低了50%。,井口加热炉生产,井下节流生产,井下节流技术在苏里格气田全面应用，成为气田经济有效开发的核心技术之一，已累计应用4000余口井：,井间串接技术既满足气田开发滚动建产、局部加密的需要，又较大幅度节约了采气管线成本。 与前期评价阶段相比较，平均单井管线长度减少36%；与高压集输管线对比，投资节约50%左右。,集气站单井管网图,5、井间串接技术,6、丛式井、水平井开发技术,（1）丛式井开发,从2008年起大力推广丛式井，目前，丛式井组比例达到70以上，最大井组井数达到9口井，节约征地面积约500公顷，大幅度降低了综合开发成本，保护了沙漠脆弱环境，方便气田管理。,（2）水平井开发,明确了苏里格气田适合水平井部署的地质条件。,气层相对集中，有效气层厚度大于5m；地震预测储层好，横向展布相对稳定；目的层气层顶面起伏相对平缓。邻井小层对比性强，生产动态特征好；水平段延伸方向及长度满足目前井网井距。,适合水平井开发气层剖面类型,形成以“深化化储层内部结构分析、细化不同期次储层描述”为核心，精细储层描述的“六图一表”水平井设计方法。,形成“两阶段、三结合、四对比”的随钻地质导向技术，确保准确入靶及合理调整。,苏里格气田水平井随钻跟踪技术流程图,水平井应用规模在苏里格气田不断扩大，截止2012年5月20日，苏里格气田投产水平井228口（占生产井数5%），水平井日产气量815854104m3（占气田总产量的20%），初期平均单井日产量5104m3，是直井的3-5倍。,苏里格气田历年完钻水平井井数柱状图,7、排水采气技术,针对苏里格气田单井产量低、携液能力差、普遍含有凝析油的特点，形成了以泡沫排水为主体，速度管柱、柱塞气举、压缩机气举等多项技术为辅的排水采气技术，并初步形成了苏里格气田不同类型气井排水采气对策。,苏里格气田5种类型气井排水采气主体措施,泡沫排水：累计现场应用1500余井次，占排水采气措施的近70，平均单井增产气量0.05-0.1104m3/d。 速度管柱：累计应用20口气井，平均油套压差降低3.2MPa，平均单井增产0.15104m3/d，累计增产600104m3。 压缩机气举：在苏里格气田复产水淹井18口，平均单井增产0.3104m3/d。,苏里格气田不同类型气井起泡剂加注工艺,（三）苏里格气田开发“四化”建设模式,在苏里格气田开发中，围绕低成本开发战略，探索形成了以 “标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”为内容的“四化”建设模式，实现了苏里格气田有效开发。,1、标准化设计,全面开展了厂、站标准化设计及与之相适应的物资采购、施工建设、工程管理、造价预算等方面的标准化工作。 苏里格气田已经完成14个系列不同规模场站标准化图纸设计工作，标准化设计已全面推广应用。,新建集气站：安装施工工期由原来的30天降低到10天，总体有效工期由原来的111天降低到30天。 处理厂：建设周期由14个月降低到9个月。已建场站合格率达到了100%，优良率达到了92%。,2、模块化建设,建成苏里格气田模块化预配中心一个，能够满足每年50个集气站建设的需要，预制程度达到100%。,3、数字化管理,以基本生产单元（井、站、集输干线）为核心的数字化生产管理系统降低了劳动强度、提高了生产效率，大幅度减少了一线用工总量，集气站实现无人值守，有效减员50%。同时数字化管理改善了工作条件，满足了一线员工心理需求。,4、市场化运作,市场化运作培育了市场主体，强化了市场管理，完善了工程服务标准，提供了低成本、高质量、高速度的发展模式。例如：钻井队伍实施”甲乙丙”分级管理制度，业绩不好的队伍予以清退，推进工程队伍管理由“数量型”向“质量型”转变。,全面推广以标准化设计为核心的“四化” 模式，气田建设质量、建设速度大幅提升；数字化使生产管理方式由传统向现代化转变；市场化提高了专业运作水平；标准作业程序，规范了员工行为，夯实了安全基础。 大力实施气田低成本开发，气田开发成本得到有效控制。单井钻井成本降低40%，地面建设投资降低50%，用工总量成倍降低，可实现管理层提出的“200108m3产量，2000人管理”的目标。,5. “四化” 成效显著,苏里格气田历年生产能力柱状图,（四）苏里格气田开发成果,苏里格气田坚持低成本开发，依靠管理创新和技术进步，实现了天然气生产能力的快速增长。2009年底，气田具备100108m3的年生产能力。2011年底形成年产169108m3天然气生产能力，2012年底气田将具备200108m3生产能力。,1、气田开发建设呈现跨越式发展,2011年苏里格气田生产天然气137.5108m3，占长庆气区天然气年产气量的53.23。较2010年增长30108m3，已成为长庆气区产量最高的气田。2012年计划年产气量166108m3。,苏里格气田历年产气量直方图,2、气田产量大幅度攀升，有力确保了下游供气,+类井比例：+类井比例由评价初期的50提高到目前的80以上。 开发效果：方案设计单井产量1.0104m3/d，实际单井产量1.1104m3/d，水平井达到5.0104m3/d。 开发成本：气田开发成本得到有效控制。,3、开发指标优于方案水平，开发成本得到有效控制,截止2011年底： 建成集气站95座 处理厂5座， 处理能力230108m3/a 外输管道5条， 外输能力280108m3/a,苏里格气田地面建设现状图,4、地面骨架系统形成,一、长庆致密气资源概况二、苏里格致密气田开发关键技术三、长庆致密气田勘探开发前景,汇报内容,按照中国石油制定的长庆油田2013年实现5000万吨油气当量发展规划，致密气将是我们下一步勘探开发的重点对象，预计2015年天然气累计探明地质储量达到4.811012m3，其中致密砂岩气占82%，达到3.951012m3，为实现长庆油田稳产20年以上奠定了资源基础。,长庆油田历年累计探明天然气储量及发展趋势图,亿方,8600,7071,（一）致密气藏资源潜力,长庆油田2015年天然气年产量将达到350108m3，其中苏里格气田2013年产量将达到230108m3，致密气产量将占长庆天然气产量的65%以上。,（二）致密气开发形势,鄂尔多斯盆地区位优势明显，天然气资源十分丰富，随着致密气、页岩气和煤层气开发技术的进步，发展潜力巨大。目前已成为我国陆上天然气生产基地和输气管网中心，“十二五”将形成年产350亿方以上的生产能力，为国家油气能源安全供给做出新的贡献。,谢 谢！,敬请各位专家多提宝贵意见！,攻关方向一：提高单井产量,（1）井位优选,采用多种方法强化井位优选，努力提高+类井比例，尤其是类井比例，选好井，打好井，减少低效井。,（3）推广应用水平井,坚持优先实施水平井，推广水平井开发，提高水平井比例。,（2）储层改造, 多薄层连续分压和低伤害压裂液试验。 产水气层压裂工艺试验。 水平井多段改造。,紧抓“稳定并提高单井产量”牛鼻子工程不放松，千方百计提高单井产量，积极开展：,长庆致密气藏下步攻关方向：,攻关方向二：气田稳产,（1）气藏精细描述, 强化气藏动态监测及分析； 实行气井分类精细化管理。,（3）气藏精细管理,（2）气井排水采气,加强气藏精细描述，明确储量动用状况及分布，评价稳产潜力，并为加密井有效部署提供依据。,进一步弄清产水气井生产规律，针对不同产气量、产水量气井，采用有效的排水采气工艺，提高产水气井开采效果。,苏里格气田不但要上得去，还要稳得住，管得好，围绕气田长期稳产，积极开展：,（1）小井眼开发试验,攻关方向三：降低开发成本,（4）