致密气排水采气技术研究与应用.pptx
致密气排水采气技术研究与应用
针对排水采气工艺面临的诸多技术难题，积极探索、努力实践，攻关形成了柱塞气举、2寸连续管一体化完井等具有致密气特色的排水采气系列技术，不断突破致密气可采气量下限，年规模应用万口井以上，年增产气量25亿方，进一步夯实了长庆气田稳产基础。
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汇报提纲
第一部分基本情况
第二部分技术进展
第三部分下步工作
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（一）生产概况
目前气区已建成靖边、榆林、苏里格、子洲、神木五大气田，同时开展宜黄、庆阳气田评价建产。2021年气区形成配套生产能力462.8亿方/年，其中致密气占比82.6%。
长庆气区主力气田开发形势图
长庆气区低渗、致密气藏能力构成图
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（一）生产概况
以苏里格为代表的致密气藏，单砂体规模小，储层非均质性强，连通性差，单井控制储量小。与北美致密气藏相比，具有埋藏深、低渗、低压、低丰度特征。
鄂尔多斯盆地致密气藏剖面图
鄂尔多斯盆地致密气与北美典型致密气对比表
北美致密气田
苏里格气田
储层
特征
埋深1500m~3000m
孔隙度8~14%，渗透率0.01~0.1mD，裂缝发育
气层厚度30~240m，平均150m
埋深2800~3700m
孔隙度5~10％，渗透率0.01~0.1mD，裂缝不发育
气层5~12m，平均8m
地层
压力
压力系数1.1~1.4
压力系数0.75~0.90
储量
丰度
Rulison气田45×108m3/km2
圣胡安气田5~10×108m3/km2
平均1.10×108m3/km2
储层地质特征
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（一）生产概况
气藏受生烃强度、区域微构造、储层非均质性等因素控制，地层水主要以两种形态分布：气田中、东部为低渗带滞留水（占70%），气田西部、西南部为微构造低部位水（占30%）。
苏48区块苏60～苏48-3-92井盒8、山1气藏剖面图
构造低部位水：储层可动水饱5-20%，气饱55%；生产表现为“小气大水”，水气比2方/万方。
低渗带滞留水：储层可动水饱5%，气饱65-75%；生产表现为“小气小水”，水气比0.5方/万方。
苏里格气田高低含水气藏分布图
气水分布
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长庆气区生产运行曲线图
气区投产气井21450口，平均单井产量0.82万方/天，套压7.9MPa，历年累计产量4843亿方，采出程度20.2%，综合递减率20.1%。
气田生产动态
（一）生产概况
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（一）生产概况
长庆气区多井低产，投产井数占中石油总井数的70%，产量占中石油的34.3%，全国的25%，具有典型的低压、低产、小水量特征。
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（二）面临形势
气区产量低于0.5万方/天、0.3万方/天的井分别占53%、40%，且该类气井以每年约800口（3～5%）的速度增加。气井初期产量普遍较低，要求工艺措施的技术边界极低。
产气量小于0.5、0.3×104m3/d气井情况统计
苏里格气田历年综合递减率柱状图
1、单井产量低、递减快，排采难度大
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（二）面临形势
排水采气工艺增产情况
排水采气工艺
成本情况
（万元）
单井增产
（104m3）
泡沫排水
850元/井次，单井年费用4.25万
0.05-0.2
速度管柱
46.5万元/井
0.2-0.3
柱塞气举
10万元/井+维护费用0.5万元/年
0.1-0.3
Wattenberg气田连续气举平均产气量2～3万方/天
纳5井：采用电潜泵+毛细管注剂
2、单井低产对主体排水采气技术经济性提出了更高要求
气井生产特征决定措施增产幅度有限，要求主体排水采气技术必须经济适用。
苏里格气田水平井日均产气量统计表
苏里格气田直井日均产气量统计表
日产量区间
（万方）
井数（口）
井均日产量
（万方）
＞5
101
5.19
2～5
378
2.17
1～2
1318
1.29
0.5～1
4085
0.62
0.1～0.5
5196
0.35
＜0.1
2653
0.05
无产量
856
0
合计
14587
0.52
日产量区间
（万方）
井数（口）
井均日产量
（万方）
8
10
9.12
5～8
64
6.08
3～5
332
3.25
1～3
673
1.29
0.5～1
431
0.63
0.1～0.5
289
0.31
0.1
112
0.045
无产量
229
/
小计
2140
1.21
10/58
（二）面临形势
3、气井低压低产阶段时间长，排水采气具有长期性
生产表明，苏里格气井平均投产3年产气量降至临界携液流量以下，0.5万方/天以下累计采气量占比65%以上，气井生命周期80%的时间需要采取排水采气措施。