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| 1 | 苏里格大型致密砂岩气田开发井型井网技术显示文摘苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,井型井网技术是其提高单井控制储量和采收率、实现气田规模有效开发的关键技术。针对苏里格气田大面积、低丰度、强非均质性的特征,形成了大型复合砂体分级构型描述与优化布井技术、井型井网优化技术、水平井优化设计技术和不同类型井产能评价技术,为苏里格气田产能建设Ⅰ+Ⅰ类井比例达到75%~80%、预期采收率提高到35%以上以及水平井的规模化应用发挥了重要的技术支撑作用。为进一步提高苏里格气田单井产量和采收率,应继续开展低效井侧钻、多分支水平井、多井底定向井等不同井型,以及水平井井网、多井型组合井网的探索和开发试验。 | 何东博 贾爱林 冀光 位云生 唐海发 | 2013 | 石油勘探与开发2013，40，1： | 102 |
| 2 | 大型致密砂岩气田气水分布规律及控制因素——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区为例显示文摘以储集层地质特征为基础,分析苏里格气田西区地层水的化学特征和赋存状态,明确研究区气水分布规律及控制因素。苏里格气田西区含水层大面积广泛分布,气层发育差且分布局限,纵向上气、水层呈孤立状交叉分布,储集单元内部气水分异不明显,没有统一的气水界面,总体下石盒子组盒8下段和山西组山1段好于盒8上段。气水分布主要受生烃强度、储集层距烃源岩的距离、砂泥岩的配置关系及复合砂体内部物性差异等因素的控制,其中生烃强度控制了气水分布的宏观格局,随着生烃强度由高到低,由良好的天然气聚集逐渐向气水伴生气藏变化;储集层距烃源岩越近,气层相对越发育,反之则气水同层和含气水层越发育;砂泥岩的配置关系和复合砂体内部物性差异主要控制天然气的局部充注、聚集成藏,由此归纳出5种气水分布模式:纯气型、巨厚储集层气水混存型、上水下气型、上气下水型和上下水夹气型。 | 孟德伟 贾爱林 冀光 何东博 | 2016 | 石油勘探与开发2016，43，4： | 63 |
| 3 | 苏里格致密砂岩气田开发井距优化显示文摘为了提高致密气田储量动用程度和采收率,针对苏里格致密砂岩气田单井控制储量低的特点,对合理的开发井距进行了评价研究。通过地质模型、泄气半径、干扰试井、数值模拟和经济效益等5个方面的评价研究,形成了致密砂岩气田开发井距优化系列评价方法,并应用该方法对苏里格气田进行了井距优化论证,得出了苏里格气田开发最优井距。地质模型评价结果表明,井距小于600 m、排距小于1 000 m较为适宜;泄气半径评价结果表明,井距在400~600 m较为合适;干扰试井评价结果表明,井距大于400 m、排距为600 m较为适宜;数值模拟和经济效益评价结果表明,井距500 m、排距700 m较为适宜。综合分析5个方面的研究结果,认为在目前经济技术条件下,井距500 m、排距700 m为苏里格气田开发的合理井网,该井网可使苏里格气田采收率提高到45%。 | 何东博 王丽娟 冀光 位云生 贾成业 | 2012 | 石油勘探与开发2012，39，4： | 58 |
| 4 | 大型致密砂岩气田有效开发与提高采收率技术对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例显示文摘以致密气采收率影响因素及储集层地质特征分析为基础,从剩余气成因角度对苏里格气田已开发区致密气剩余储量进行分类,估算不同类型剩余气储量,并提出相应提高采收率技术对策。苏里格气田致密气剩余储量可划分为4类:井网未控制型、水平井漏失型、射孔不完善型和复合砂体内阻流带型,其中,井网未控制型和复合砂体内阻流带型井间未动用剩余气是气田挖潜提高采收率的主体,井网加密调整是主要手段。综合考虑储集层地质特征、生产动态响应和经济效益要求,建立定量地质模型法、动态泄气范围法、产量干扰率法、经济技术指标评价法4种直井井网加密技术,以及直井与水平井联合井网优化设计方法,论证气田富集区在现有经济技术条件下,合理井网密度为4口/km^2,可将采收率由当前的32%提高到50%左右。同时针对层间未动用型剩余储量形成老井挖潜、新井工艺技术优化、合理生产制度优化、排水采气、降低废弃产量5种提高采收率配套技术,可在井网加密的基础上再提高采收率5%左右。研究成果为苏里格气田230×10~8 m^3/a规模长期稳产及长庆气区上产提供了有效的支撑。 | 冀光 贾爱林 孟德伟 郭智 王国亭 程立华 赵昕 | 2019 | 石油勘探与开发2019，46，3： | 55 |
| 5 | 中国石油的天然气开发技术进展及展望显示文摘天然气已经成为中国石油天然气股有限公司(简称'中国石油')最具成长性的主营核心业务,'十五'以来年新增天然气地质储量平均在3000×108m3以上,年产量平均增幅超过15%,形成了川渝、长庆、塔里木3大核心供气区。基本形成了具有代表性的6类气藏开发配套技术:①大面积小气藏叠合型低渗透砂岩气藏低成本开发配套技术;②连续型低渗透砂岩气藏水平井开发技术;③超深高压气藏开发技术;④复杂碳酸盐岩气藏开发技术;⑤疏松砂岩气藏开发技术;⑥火山岩气藏开发技术。未来10年,中国石油的天然气业务将持续快速发展,但低品位储量进一步增加,需要解决低渗透砂岩气藏提高采收率、超深高压气藏长期高产稳产、碳酸盐岩气藏流体预测、高含硫气藏安全高效开发、火山岩气藏整体规模开发、疏松砂岩气藏开发后期防砂治水等技术难题,同时要积极发展煤层气、页岩气等非常规天然气开发技术。 | 李海平 贾爱林 何东博 冀光 郭建林 | 2010 | 天然气工业2010，30，1： | 37 |
| 6 | 古地貌恢复及对流体分布的控制作用——以鄂尔多斯盆地高桥区气藏评价阶段为例显示文摘目前常用的古地貌恢复方法对于油气田的勘探开发起到了重要的指导作用,但是这些方法也存在着不足之处。在综合分析常用古地貌恢复方法的基础之上,结合各自的优点,形成了'双界面'古地貌恢复新方法。该方法以确定上覆地层标志面和下伏地层基准面作为古地貌恢复方法的基础,以完钻井和地震资料分别求取地貌值为核心,绘制古地貌值的平面分布图,实现了古地貌恢复的半定量化。最后依据区域古地貌分析结果,进行古地貌单元的划分。该方法操作方便、准确快捷。同时依据古地貌划分结果及分布特征,分析了古地貌对流体分布的控制作用,有效指导了油气田富集区优选和产能建设。 | 闫海军 何东博 许文壮 王国亭 冀光 田国庆 霍俊洲 马洪浩 黄航娟 谢题志 | 2016 | 石油学报2016，37，12： | 35 |
| 7 | 大型低渗-致密气田井网加密提高采收率对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例显示文摘提高采收率是中国低渗-致密气田稳产期间面临的核心问题,确定合理的加密井网是提高储量动用程度的关键。通过明确苏里格气田有效储层规模尺度与4种空间组合类型,评价指出气田动静储量比仅为15.3%,储量动用程度低剩余储量规模大,划分出直井未动用、水平井遗留和井间剩余3种剩余储量类型。提出了井网加密是提高井间剩余储量动用程度的有效措施,构建了采收率、采收率增量、平均气井产量、加密井增产气量、产量干扰率等井网加密评价指标体系,确立了合理加密井网需满足的标准。结合地质模型、数值模拟、密井网试验数据验证等手段综合评价认为,合理加密井网应与有效储层组合类型相匹配、与气价及成本条件密切相关。在目前气价波动范围及经济技术条件下,苏里格气田采用4口/km2的加密井网是合理的。 | 贾爱林 王国亭 孟德伟 郭智 冀光 程立华 | 2018 | 石油学报2018，39，7： | 31 |
| 8 | 鄂尔多斯盆地中—东部下石盒子组八段辫状河储层构型显示文摘基于国内外研究成果建立了辫状河构型模式,并利用测井、野外露头及气井动态资料,对鄂尔多斯盆地中—东部下石盒子组八段(盒八段)辫状河储层进行构型解剖。在野外露头中识别出河道带,心滩与河道充填,单元坝与心滩内水道,大型倾斜层与中型交错层,中型平行层与小型交错层共5级构型单元。运用所测量交错层系厚度资料推算露头剖面中心滩长为1 163~1 592 m,宽为282~390 m,该推算值与实际测量值相符合。对野外露头和苏里格气田密井网区盒八段储层构型解剖表明:河道带砂体、心滩砂体之间发育多成因的、连续的渗流屏障,连通性较差;心滩内部渗流屏障规模较小,因此可将心滩视为独立的储渗单元。运用成像测井资料推算出苏里格气田盒八段辫状河心滩长为602~1 243 m,宽为143~302 m,大部分心滩规模小于目前气田的井距和排距;气井动态资料也证明目前的井网密度下,有效储层井间连通性较差,因此苏里格气田具备加大井网密度的潜力。 | 李易隆 贾爱林 冀光 郭建林 王国亭 郭智 张吉 | 2018 | 石油学报2018，39，9： | 34 |
| 9 | 苏里格气田气井合理配产方法研究显示文摘苏里格气田规模开发对单井稳产提出了要求,而该气田特殊的地质特征和低成本开发思路限制了常规配产方法的使用,迫切需要一种简单实用的气田开发方法指导合理配产。本文首先对常规产能评价方法在实际应用中存在的问题进行了深入分析,指出常规'单点法'无阻流量用于指导配产存在一定的局限性;在充分分析试采井动静态资料的基础上,提出利用测井资料初步评价气井生产能力,进行初期配产;从理论和实际生产动态上分析了气井压降动态与单井控制储量的关系,指出归一化后的套压降能够定性反映单井控制动态储量,可以指导配产调整。 | 蔡磊 贾爱林 唐俊伟 何东博 冀光 | 2007 | 油气井测试2007，16，4： | 28 |
| 10 | 鄂尔多斯盆地苏里格气田西区气水分布主控因素显示文摘在分析苏里格气田地层水地球化学特征基础上,研究了该区气、水分布规律。指出,苏里格气田气、水分布主要受储集层物性及有效砂体规模、生烃强度及储集层距气源岩的距离等因素的控制:在一定生烃强度下,物性较好的储集层天然气充注程度较高,物性差的则较低,气层、气水层、含气水层以孤立状为主;气层、气水层主要分布于生烃强度较大的东南部区域,而含气水层则主要分布于生烃强度相对较小的中部、北部区域,储集层距离烃源岩越近,气层越发育,反之则含气水层、气水层较为发育;由于构造幅度较为平缓,对气、水分布控制不明显,气水难以分异。 | 王国亭 冀光 程立华 庞正练 唐海发 刘群明 李朝曾 | 2012 | 新疆石油地质2012，33，6： | 28 |
| 11 | 致密砂岩气田储量分类及井网加密调整方法——以苏里格气田为例显示文摘苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,其储层物性差,有效砂体规模小,分布频率低,非均质性强,区块之间差异明显。依靠600 m×800 m的主体开发井网难以实现储量的整体有效动用,采收率仅约30%,需要开展储量分类评价,针对各类储量区分别实施井网加密调整。优选气田中部苏14区块为研究区,通过密井网区精细解剖、干扰试井分析明确了储层的发育频率及规模;以沉积相带为约束,结合储量丰度值、储层叠置样式、差气层影响和生产动态特征,将气田储量分成5种类型。从I类—V类,储层厚度减小,连续性变差,储量品位降低,单井产量变低。依据密井网实际生产数据与数值模拟结果,针对各储量类型,研究了井网密度、干扰程度和采收率的关系,论证了合理井网密度下的单井开发指标。在现有的经济及技术条件下,各类储量区合适井网密度为2~4口/km2,气田最终采收率约为50%。通过系统研究确定了致密砂岩气田复杂地质条件下的储量构成,为开发中后期加密调整方案的编制提供了地质依据。 | 郭智 贾爱林 冀光 甯波 王国亭 孟德伟 | 2017 | 石油学报2017，38，11： | 28 |
| 12 | 鄂尔多斯盆地低渗透-致密气藏储量分类及开发对策显示文摘鄂尔多斯盆地低渗透-致密气藏储量规模虽大,但储层物性差、非均质性强、储量动用程度低且差异大,要实现气藏的长期稳产及效益开发难度大。为此,以该盆地5个主力气田为研究对象,以效益开发为导向,以内部收益率为核心评价指标,结合动、静态特征对低渗透-致密气藏进行储量评价单元划分、储量分类评价和储量接替序列的建立,并针对不同类型的储量提出相适应的开发技术对策。研究结果表明:①该盆地单井动态储量小、产气量低,产气类型可以划分为多层协同供气和单层主力供气两种;②基于地质条件和单井动态特征相近的原则,结合开发管理区块分布情况,将该盆地内5个主力气田划分为11个储量评价单元,以内部收益率30%、8%和5%作为界限,把储量评价单元划分为高效、效益、低效和难动用4种储量类型;③以内部收益率8%为有效开发的基准,将其对应的井均估算最终开采量(EUR)与各个储量评价单元实际的井均EUR对比,按照效益由高到底的顺序,建立了储量评价单元经济有效动用序列;④高效储量适宜采取增压开采和局部井网调整对策,效益储量需通过井网加密提高储量动用程度,低效储量应采取富集区优选、滚动开发对策,难动用储量需加大技术攻关以实现效益开发。结论认为,该研究成果有助于提高鄂尔多斯盆地天然气储量的动用程度,可以为该盆地天然气长远开发战略的制订提供技术支撑。 | 程立华 郭智 孟德伟 冀光 王国亭 程敏华 赵昕 | 2020 | 天然气工业2020，40，3： | 28 |
| 13 | 异常高压有水气藏物质平衡方程推导及应用显示文摘提出了一种计算异常高压有水气藏地质储量的新方法。此方法是在广义物质平衡原理的基础上,根据岩石覆压试验的数据处理结果,计算出气藏各个压降阶段对应的气藏岩石骨架体积膨胀量。根据气藏各个压降阶段气藏束缚水体积膨胀方程和不稳定水侵方程,推导出考虑岩石变形及自然水侵的异常高压有水气藏物质平衡方程,并通过试算法给出了方程的解。通过实例分析与对比论证了此方法的可靠性、有效性。 | 夏静 谢兴礼 冀光 罗凯 | 2007 | 石油学报2007，28，3： | 21 |
| 14 | 致密气藏分段压裂水平井产能评价新思路显示文摘由于储层物性、投产方式与渗流机理的差异,致密气藏与常规气藏的水平井产能评价存在很大差异,常规气藏水平井产能模型在致密气藏中存在诸多局限性。根据作者对国内外致密气藏分段压裂水平井开发效果的研究,从致密气藏水平井分段压裂的实际出发,提出了压裂水平井产能评价的新思路,即以单压裂段为单元,采用单压裂段压降叠加分析方法和单压裂段产量递减分析方法,合理评价单压裂段产能、最优压裂段数和对应的水平井或气藏产能。通过国内外的两个实例的应用与分析结果证明,该套思路和方法对于致密气藏分段压裂水平井产能评价具有很强的适用性和可操作性。 | 位云生 贾爱林 何东博 冀光 | 2012 | 钻采工艺2012，35，1： | 20 |
| 15 | 大型致密砂岩气田采收率计算方法显示文摘大型致密砂岩气田储层物性差,含气面积大,非均质性强,气田储量与产量规模大,采收率与最终采气量是指导气田长期稳定生产、制定开发技术对策以及衡量气田开发效果的关键指标。致密砂岩气田孔喉小,渗流机理复杂,常规的实验室模拟方法难以得到准确的采收率数据。以苏里格大型致密砂岩气田为研究对象,优选中区、东区、西区、南区等典型区块进行精细解剖,根据地质特征及开发效果将投产井分成3类;以辫状河体系带为沉积相带约束,确定各类井区的面积比例;选取生产时间较长、基本达到拟稳态的井为分析样本,利用产能不稳定分析及生产曲线积分等方法,评价各类井的井均动态储量及最终累积产量;结合储层规模、结构与生产动态特征,论证单井控制范围;对各类井区以面积比例加权,模拟预测井网足够完善时区块的技术极限采气量及采收率。研究表明,气田各区技术极限采收率为26.8%~75.5%、平均为57.0%,远低于常规气藏的80%~90%。气田技术极限采气量为2.18×1012m3,目前经济极限采气量为1.27×1012m3,可通过技术进步降低开发成本,未来增产潜力大。 | 郭建林 郭智 崔永平 孟德伟 王国亭 冀光 程立华 孙盈盈 贾成业 | 2018 | 石油学报2018，39，12： | 19 |
| 16 | 气藏产能评价方法及其应用显示文摘根据我国新油气田勘探开发现场的实际情况,应当充分利用试油资料来确定气藏产能,但是,由于试油资料是在测试时间较短情况下取得的,工作制度也比较单一,而且一点法计算无阻流量的公式还有一定局限性,故求得的产能结果需要利用产能试井资料来校正。确立了无阻流量QAOF与地层系数Kh的相关关系,即QAOF=f(Kh)或QAOF=f(Kh/ΣKh),并据此关系建立了全气藏普遍的产能方程。认为通过最大可能的合理生产压差和全气藏普遍的产能方程,就可确定最大可能的平均单井合理产量,并根据不同油管直径下的冲蚀流速,最后确定设计产量。 | 谢兴礼 朱玉新 冀光 夏静 | 2004 | 天然气地球科学2004，15，3： | 16 |
| 17 | 苏里格型致密砂岩气藏水平井长度优化显示文摘水平井是开发致密砂岩气藏的最有效手段之一,水平段长度对水平井的有效泄流面积、动态控制储量以及产能等有直接影响。针对苏里格型致密砂岩气藏有效砂体多呈透镜状、孤立状分散分布的特点,综合静态与动态、地质与开发、技术与经济等因素,从地质评价、理论公式计算、数值模拟分析、经济评价及现场应用效果分析5个方面,建立了致密砂岩气藏水平井长度优化方法。综合评价结果表明:目前经济技术条件下,在苏里格气田采用70型以下钻机钻遇单套有效砂体,合理水平段长度应为1 000~1 200m,有效地指导了苏里格气田水平井的规模化应用。该方法在苏里格气田水平井上的成功应用,为我国其他气区致密气藏水平井长度设计提供了借鉴。 | 位云生 何东博 冀光 唐海发 张军祥 | 2012 | 天然气地球科学2012，23，4： | 15 |
| 18 | 苏里格气田致密气藏水平井指标分类评价及思考显示文摘致密砂岩气藏是我国天然气资源的重要类型,水平井是提高该类气藏单井产量的主要技术手段。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气藏砂体的内部结构复杂,气层薄而分散,具有很强的非均质性,水平井产能差异极大。因此,采用气井分类评价的思路,建立不同类型气井地质模型与产能动态特征关系,按产能和经济效益将气井分为好、中、差3类。根据目前该气田水平井的部署情况,分类评价水平井优选井位加密部署和区块整体部署两种方式下水平井的开发指标,用以指导致密气藏水平井的开发评价。在此基础上,针对致密气藏产能评价的难点,提出了基于单裂缝的水平井产能评价新思路;从致密砂岩气藏提高储量动用程度的角度,初步讨论了水平井砂体内部构型、开发后期剩余储量的分布方式,并给出了相应的开发建议:非主力层未动用储量采用混合井型井网进行开发,主力层段内的未控制储量要在经济技术允许的条件下;水平井井距和压裂间距应按照合理范围的下限来考虑。 | 位云生 贾爱林 何东博 刘月萍 冀光 崔帮英 任丽霞 | 2013 | 天然气工业2013，33，7： | 14 |
| 19 | 苏里格气田强非均质性致密气藏水平井产能评价显示文摘水平井开发在苏里格气田取得了良好应用效果,但存在产能评价困难与产能影响因素不明确的实际问题。在分析已有资料基础上,建立了水平井"一点法"无阻流量计算公式与单井控制储量快速评价图版,评价了气田早期投产水平井产能,并通过定义单条裂缝产能参数和单位气层厚度产能参数分析了水平井产能主要影响因素。结果表明,苏里格气田储层物性差、非均质性强,水平井需要(100-600)d才能进入边界控制流动阶段;水平井产能总体较高,但差异较大,无阻流量集中分布在(10-50)×10^4 m^3/d之间,平均值为25.7×10^4 m^3/d,单井控制储量主要分布在(4 000-8 000)×10^4 m^3之间,平均值为7 784×10^4 m^3。水平井产能同时受地质和工程因素影响,地质因素中气层厚度对产能影响最明显,含气饱和度次之,孔隙度影响不明显,渗透率影响程度难以确定;工程因素中水平井有效长度、压裂段数、压裂规模对产能影响明显,压裂液返排率影响不明显。 | 李波 贾爱林 何东博 吕志凯 甯波 冀光 | 2015 | 天然气地球科学2015，26，3： | 14 |
| 20 | 鄂尔多斯盆地苏里格气田西区气水层识别及产水井排查显示文摘苏里格气田西区含水层大面积分布,储层气水关系复杂,气水层识别困难,生产井多数产水,严重影响气井正常生产及区块整体产能评价部署。以气藏储层基本地质特征为基础,分析储层四性关系,分别建立盒8段、山1段孔隙度、渗透率及含水饱和度参数解释模型并进行模型可靠性验证。进而采用试气交会图方法确定声波、电阻率等主要曲线下限及孔隙度、渗透率、含水饱和度等物性下限,形成苏里格气田西区盒8段和山1段主力储层气水层识别标准,其中气层下限为孔隙度≥5%,渗透率≥0.1×10^(-3)μm^2,含水饱和度≤50%,声波时差≥213μs/m,电阻率≥60Ω·m,密度≤2.56g/cm^3,泥质含量≤20%。将标准应用于后续开发井气水层识别并与试气成果对比分析,证实标准可靠。同时,针对不同生产阶段、不同生产特征气井提出了试气、试采、探液面测试、气液两相计量试验及生产特征分析5种气井产水、积液的排查方法,明确产水对气井生产的影响,形成产水井排查标准并对受不同程度影响的气井提出措施建议,为气井及区块开发评价提供参考。 | 方建龙 孟德伟 何东博 冀光 位云生 | 2015 | 天然气地球科学2015，26，12： | 13 |
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