錦州油田天然氣穩產挖潛配套技術探討

喬春玲 （中石油遼河油田分公司錦州采油廠，遼寧 凌海121209）

錦州油田位于遼河斷陷盆地西部凹陷南部，至下而上主要發育中生界、杜家臺、大凌河、熱河臺、興隆臺、于樓及東營等7套含油層系，且以含油為主，天然氣儲量資源相對匱乏。從層系上看，錦州油田天然氣儲量主要分布在興隆臺、熱河臺、大凌河油層，其次是杜家臺和于樓油層，在東營和中生界油層無天然氣。從天然氣類型上看，主要為氣頂氣和溶解氣為主，純氣藏僅在錦13塊大凌河油層發育，其中氣頂氣主要為布在沙三段的熱河臺油層和大凌河油層，而溶解氣主要分布在興隆臺和于樓油層。從平面區帶上看：主要分布于靠近大凌河一側，如氣頂氣藏沿大凌河分布有歡17塊大凌河油層、錦9塊大凌河油層、錦6塊熱河臺油層、錦2－6－9塊大凌河油層、錦29塊熱河臺油層、錦13塊大凌河油層和錦29塊杜家臺油層。溶解氣沿大凌河分布除氣頂氣藏下部油藏的溶解氣藏外，還有錦16塊興隆臺油層、錦2－6－9塊興隆臺油層、錦24塊大凌河油層、錦29塊于樓油層、錦29塊興隆臺油層、錦136塊于樓及錦136塊興隆臺油層。從目前探明情況看，已在8個區塊4套層系探明氣層氣含氣面積5.34km2，探明氣頂氣儲量30.22×108m3，在14個區塊5套層系探明溶解氣探明儲量為40.66×108m3。

1 天然氣開發現狀及存在的問題

1.1 天然氣開發現狀

由于沒有新的天然氣產能接替、措施工作量少等原因，從1998年開始，錦州油田天然氣產量迅速下滑，1998年天然氣產量為9805×104m3，到2000年天然氣產量下降至6421×104m3，下降了34.5%，如再繼續下降，將會影響到油田正常生產及原油商品率。為此，從 “十一·五”開始，加大了天然氣挖潛力度，提高了天然氣措施產量，使油田天然氣產量保持了相對穩定。至2012年底，錦州油田日產天然氣16.7×104m3，天然氣采氣速度0.86%，累計采氣量40×108m3，天然氣采出程度56.4%。其中氣頂氣產量2.0×104m3，采氣速度0.24%，累計產氣19.9×108m3，采出程度為65.8%，溶解氣日產氣量14.7×104m3，采氣速度1.3%，累計產氣20.1×108m3，采出程度為49.4%。

1.2 目前存在的問題

1）天然氣資源相對匱乏 目前，錦州油田僅探明氣頂氣30.22×108m3，僅占探明儲量的4.2%，而錦州油田原油探明儲量為2×108t，占探明儲量的8.8%。

2）采出程度高，剩余可采儲量少 錦州油田天然氣采出程度已高達56.4%，其中氣頂氣采出程度65.8%，溶解氣采出程度49.4%。按氣頂氣標定采收率70%計算，剩余可采儲量僅有1.27×108m3，如考慮早期因輕氣而放掉部分，剩余氣可能更少。而溶解氣采出程度遠高于目前錦州油田稀油標定平均采收率35%，說明地層已嚴重脫氣，剩余可采儲量少。

3）天然氣產量下降快 由于無新的天然氣儲量探明，原氣頂氣藏氣井因高含水或低壓產量迅速下滑或停產，稀油區塊因進入 “雙高”期，原油產量大幅下降，造成溶解氣也迅速遞減，使油田天然氣生產形勢表現為下降快的特點。

2 天然氣挖潛配套措施及效果

2.1 加強老區氣藏剩余氣分布規律研究，挖掘剩余氣潛力

由于開發早期受重 “油”輕 “氣”和對復雜小斷塊開發不夠重視等因素的影響，造成對該斷塊的地質特征和開發狀況及剩余油氣分布認識程度偏低。針對上述情況，將工作重點從單純的研究單井增氣措施轉向研究剩余氣分布規律上，重新落實其地質特征、剩余油氣分布特點及潛力方向，確定合理挖潛方案，在錦2－6－9塊大凌河油層、錦13塊大凌河油層、錦99塊大凌河油層及錦29塊杜家臺油層等區塊累計實施措施49井次，初期日增氣27.0168×104m3，日增油220t，累計增氣8894.8937×104m3，累計增油5.2638×104t。

2.2 加強儲層 “四性”關系研究，挖掘 “水層”潛力

由于不同區塊、不同層系的油藏埋深、沉積環境不同，以及受測井技術、解釋軟件及地質認識等的限制，造成老井漏失了部分油氣層或解釋結果偏低層。隨著油田開發工作深入，錄測井技術不斷進步，試油、巖心分析及生產數據等各種信息不斷豐富，為利用綜合地質研究手段尋找漏失油氣層或解釋偏低層提供了必要依據。因此，加強了對油氣層 “四性”規律的研究工作，找到了部分潛力層并取得了良好的增油效果和經濟效益，已累計對58井次的 “水層、未解釋層、油水同層”實施了挖潛，實現初期日產氣30.9390×104m3，日產油330t，累產氣5118.2776×104m3，累產油7.2856×104t，該研究成果為其他老井挖潛提供了經驗。

2.3 通過精細地質研究，發現新的巖性氣藏

通過對錦9井區沙三段大凌河油層綜合地質研究，預測錦2－6－更007井所在的大凌河油層組Ⅱ3砂巖組具有一定潛力，該井勘探成功后，預計可增加含油氣面積0.2km2左右，增加天然氣儲量0.52×108m3。與此類似的還有錦2－6－9塊熱河臺油層和錦98塊大凌河油層，共有9口開發井在沙三段發現良好含油氣顯示，投產后獲初期日增氣12.5138×104m3，日增油129t，累計增氣1818.8335×104m3，累計增油1.0348×104t。

2.4 應用監測新技術，實施 （找）堵水增氣措施

由于油層層間孔滲等物性差異，造成油井多層合采后各層動用程度不均和水淹狀況不同，且后期高滲層高產液抑制低滲層開發，但隨著環空產液剖面測試、中子壽命、機械 （智能）找堵水等動態監測技術的不斷完善，為合理認識各油層動用程度和挖掘層間剩余油氣潛力提供了技術支持。將上述動態監測技術廣泛運用于挖掘層間天然氣潛力中，利用各種監測資料結果實施相應的堵水措施的井共27口，實現初期日增氣12.4570×104m3，日增油77t，累計增氣3079.9168×104m3，累計增油0.9602×104t。

2.5 采取措施挖掘高氣液比高含水層潛力

在天然氣挖潛難度越來越大的情況下，要保持油田天然氣產量規模，應轉變工作思路，有意識地研究高含水井天然氣潛力，在 “采水采氣”上做文章。通過單井效益分析表明，生產氣水比大于40m3／t高含水井生產在經濟上是可行的，因而對錦州油田的高含水生產井及停產井進行調查，分析每一油井各歷史生產層段的動態情況、潛力并進行效果預測，從經濟效益角度篩選出投入產出比小于1的潛力井共62口。結合各復產井的不同情況，有針對性地通過深抽、調參、負壓采油、水力壓裂等手段，在提高產液量的同時，增加單井產氣量。至2012年底，該項目累計實施41口井，取得了較好效果，初期日增氣5.7384×104m3，日增油71.5t，日增水861.8m3／t，平均氣液比為61.5m3／t。目前開井18口，日產氣1.1701×104m3，日產油37.6t，日產水458.8m3，平均氣液比為23.6m3／t，實現當年增氣702.2588×104m3，年增油1.1830×104t，已累計增氣920.4758×104m3，累計增油1.8166×104t。

3 幾點認識

（1）在氣藏開發中后期，通過對老區進行精細地質研究，弄清其剩余氣分布特點及狀況，然后有針對性地實施挖潛措施，是提高老區開發效果的關鍵。

（2）深化油氣層 “四性”規律研究關系，是實現 “水層”挖潛、做好天然氣開源工作的基礎。

（3）將各種動態監測技術運用于各油氣層動用情況的研究，是挖掘層間天然氣潛力的重要手段。

（4）加強沙三段巖性油氣藏研究是今后錦州油田天然氣挖潛的一個重要方向。

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