苏里格气田生产管理技术研究

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1、西安石油大学硕士学位论文道部位，形成较发育的有效储层沉积，属于好井的沉积类型。河道底部型和心滩河道底部叠置型主要分布在主河道两侧地势相对较高的河床部位，心滩属于次要类型沉积，以河道充填为主，属于中等井和部分差井的沉积类型。单河道无心滩型和复合河道无心滩型形不成有效储层，一般分布在辫状河体系的边部或局部的小分支河道中，为无效井的沉积类型。高能水道的分布规律是控制苏里格气田有效储层分布的最主要因素。心滩中的粗岩相为单独的成因单元，厚度可达5m以上，顶底突变，与中细砂岩不连续沉积，内部结构均匀，测井曲线箱状，无泥质夹层，以块

2、状层理为主。河道充填下部的粗岩相位于河道充填砂体的下部，向上变为中细砂岩沉积，粗岩相厚度一般小于2m，占砂岩总厚度的8～10％，河道充填序列以中细砂岩为主，内部常有泥质夹层。心滩+河道下部粗岩相占砂岩总厚度的35"--'40％；心滩占粗岩相75％，河道下部占粗岩相25％。苏里格气田辫状河沉积体系下形成的沉积砂体，无论在横向上或者在垂向上，其连续性都不是很好。在纵向上，砂岩厚度变化较大，在横向上，砂体普遍呈零散分布，储层层间和层内的非均质性都很强。1．3流体性质苏里格气田天然气甲烷含量在91．77"--'94．84％，平

3、均为93．42％，乙烷为平均含量为3．059％，C2以上组分百分含量平均为0．167％，非烃气体含量小于3％，平均含量为O．579％，其中C02平均含量1．014％，不含H2S气体，天然气平均比重为O．59。天然气组分分析成果如表2—1所示。表2-1苏里格气田气井气质全分析数据统计表CH4C2H6C3HgiC4HIonC4HlOiC5H12nCsHl2C6+C02井号比重％苏14．11．3794．43．0460．5680．1070．0550．0510．0260．0641．0990．593苏14．13—3193．283．

4、5320．699O．1460．0760．0990．0640．1641．1350．603苏14．17-4093．363．7570．776O．1570．156O．0810．0550．0581．0390．596苏14-4—3193．633．9890．6330．1090．1150．0530．0400．03l0．795O．591苏14．5—3991．773．4200．632O．1280．0640．0620．0450．0920．94l0．591苏14-7．3494．233．1520．5560．1390．0690．6940．4181

5、．0861．1160．592苏14．Jl92．444．3020．9820．1330．14l0．8000．0330．0391．0130．592平均93．423．0590．6740．130．10l0．1000．0600．1361．0140．596第二章气田概况表2．2苏里格气田采出水主要物性及组成表pH相对K+Ca2+M92+c】．HC03一Fe2+Fe3+总矿总硬水型值密度mg／Lmg，Lmg／L化度度6．3l1．00868．62341．3134．51966．9122．937．5603340．8855．64Cacl21．

6、4气藏温度压力特征苏里格气田气藏压力在29．2"-'32．78MPa，气藏中部压力系数在O．86至0．97之间。其中绝大部分井气藏中部压力系数在0．94至0．97之间，仅有一口井苏14压力气藏中部较低仅为29．195MPa,压力系数为0．86。储层整体压力不高，为低压气藏。气藏温度分布范围从106℃至112℃，气藏平均地温梯度为2．56℃／100m，气藏为常温气藏。1．5地面集输工艺技术的主要特点根据苏里格气田地质条件及天然气性质的特点，苏里格气田经过多年的探索找到了适合自己的地面集输工艺模式，苏里格气田地面集输工艺技

7、术的特点有：1)井口和管线采用橇装移动注醇解堵技术苏里格气田所处区域气温变化大，冬天最低温度达．29"C，而气田又采用湿气集输：工艺，为防止冬季环境温度过低导致气井井口和地面管线发生冻堵影响正常生产，根据气井生产情况，在井口或管线发生冻堵时，采用移动注醇车进行注醇，保证正常生产。2)井问串接和中低压湿气采气工艺采气厂和各合作区块井口天然气通过井间管网串接汇入集气干线，经进站区汇合后，分别由进站闸板阀控制进入集气汇管，输至分离器区。进站区来气，进入强吸分离器进行气液初次分离后，夏天直接计量外输，冬天输至压缩机区进行增压处

8、理。然后外输至输气干线。此外，优化了管网布置，缩短了采气管线长度，增加了集气站辖井数量，降低了管网投资，提高了采气管网对气田滚动开发的适应性。3)集气站常温分离和增压集气工艺湿天然气通过采气干管进入集气站的压力为1．3MPa，在集气站的进站总机关汇合后，经常温分离、增压、计量后去集中处理。夏季地温较高时，也可将压力提高至4．0MP