吉林油田雙坨子氣田氣藏特征

張春水

（中國石油吉林油田新民采油廠吉林松原138000）

雙坨子氣田位于吉林省長(zhǎng)嶺縣東三家子鄉(xiāng)，區(qū)域構(gòu)造位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)華字井階地南部。該區(qū)地勢(shì)平坦，地面海拔180～200m，工區(qū)內(nèi)有公路通過，交通便利，具有較優(yōu)越的自然、地理和經(jīng)濟(jì)條件。

1 氣藏及開發(fā)簡(jiǎn)況

雙坨子地區(qū)地質(zhì)勘查工作開始于1956年，先后完成了重、磁、電勘探及模擬地震等物探工作，發(fā)現(xiàn)了雙坨子構(gòu)造。鉆探工作始于1963年，在雙坨子構(gòu)造高部位鉆探坨1井，完鉆井深-2430m，完鉆層位營城組，在青山口組、泉頭組、登婁庫組巖屑錄井和井壁取芯均見良好油氣顯示，主要含氣層位為泉頭組的泉三段和泉一段。1998年雙坨子氣田泉一段上報(bào)天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量4.13×108m3，探明含氣面積6.2km2；1998—2000年泉三段上報(bào)天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量4.15×108m3，探明含氣面積4.2km2。2005年儲(chǔ)量套改后，上報(bào)天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量11.13×108m3，探明含氣面積8.34km2，其中泉一段上報(bào)天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量4.57×108m3，探明含氣面積6.64km2；泉三段上報(bào)天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量6.56×108m3，探明含氣面積6.3km2。此次在綜合研究的基礎(chǔ)上對(duì)地質(zhì)儲(chǔ)量進(jìn)行了重新計(jì)算，計(jì)算精度落實(shí)到小層，計(jì)算天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量15.53×108m3，含氣面積8.48km2，技術(shù)可采儲(chǔ)量9.14×108m3。

雙坨子泉一、泉三斷塊氣藏于1995年2月對(duì)坨19井泉三段進(jìn)行試油，獲得高產(chǎn)氣流，1999年3月2 日泉一段第一口氣井坨深1 井投產(chǎn)，目前已陸續(xù)投產(chǎn)2 9 口井，累計(jì)產(chǎn)氣量8.04×108m3，其中泉一段累計(jì)產(chǎn)氣4.66×108m3，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度52.4%。泉三段采氣井開井6口，斷塊日產(chǎn)氣6.2×104m3，累產(chǎn)氣3.38×108m3，采出程度50.9%。

2 氣層分布特征

從雙坨子氣田沉積特征、儲(chǔ)層分布及氣水關(guān)系綜合研究認(rèn)為：雙坨子氣藏為巖性-構(gòu)造復(fù)合型氣藏，數(shù)個(gè)南北斷層把雙坨子含氣區(qū)分割成不同斷塊，天然氣是在砂體展布與優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的主導(dǎo)下沿高點(diǎn)分布，整體處于構(gòu)造部位較高的氣井儲(chǔ)層，有效厚度大，含氣豐度高。

2.1 泉一段

從目前的研究成果來看，泉一段為該區(qū)主力產(chǎn)氣層位，總體上以中下部（Ⅴ、Ⅵ砂組）為主，為構(gòu)造氣藏，氣砂體不但發(fā)育而且橫向連通性較好，集中分布在17小層到22小層，Ⅴ、Ⅵ砂組單井鉆遇氣層有效厚度最大24m（坨123井），最小1.8m（坨120井），平均單井平均鉆遇氣層有效厚度9.3m。泉一段不同斷塊之間不但含氣面積不同，而且主要產(chǎn)氣砂組也有所不同，Ⅴ砂組氣層主要分布在坨深1斷塊，Ⅵ砂組氣層分布廣泛，在坨105、坨17及坨深1斷塊均有廣泛分布。

2.2 泉三段

泉三段為層狀構(gòu)造巖性油氣藏，該區(qū)次要產(chǎn)氣層，受曲流河沉積影響，砂體發(fā)育但橫向連通性差，加之于下伏泉二段厚層泥巖的遮擋作用，導(dǎo)致泉三段捕氣程度低。氣層主要集中在泉三段Ⅲ、Ⅳ砂組的坨19斷塊、坨深1斷塊，但含氣面積、有效厚度及儲(chǔ)氣規(guī)模都比泉一段小得多。

3 流體性質(zhì)

3.1 天然氣性質(zhì)

本區(qū)建庫目的層位泉一段和泉三段氣體中C O2含量較低，N2含量較高。同泉三段相比，泉一段天然氣中甲烷含量低一些，為86.5%～89.9%，平均含量為88.1%，N2含量為3.29%～7.16%，平均含量為5.2%。泉三段天然氣中甲烷含量是92.82%～95.09%，平均為94%。N2含量為2.89%～5.51%，平均含量是4.43%。泉一段天然氣中C5以上重?zé)N含量比泉三段高。根據(jù)坨A4-2氣體樣品外委化驗(yàn)結(jié)果，在泉三段氣體中微含H2S，按國家標(biāo)準(zhǔn)為一類天然氣。從非烴氣體含量來看，屬于低含CO2氣藏，中、低含N2氣藏（SY/T6168-1995）。

3.2 凝析油性質(zhì)

本區(qū)深淺層原油性質(zhì)差別較大，淺層青二段油層為常規(guī)油，中、深層泉三段與泉一段油層為凝析油。青二段油層原油密度平均0.8500kg/m3，黏度為11.37MPa·s（18℃），初餾點(diǎn)為98.25℃，為常規(guī)油。泉三段地面原油密度平均0.7389kg/m3，黏度為0.6MPa·s（50℃），初餾點(diǎn)為62℃，為凝析油。泉一段地面原油密度平均0.7400kg/m3，黏度為0.8MPa·s（18℃），初餾點(diǎn)為65℃，為凝析油。

從試氣井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)來看，氣井中有少量的輕質(zhì)油產(chǎn)出，而取樣是分離器取樣，樣品組分中幾乎不包含重組分的成分，所以無法通過氣樣的組成來評(píng)價(jià)凝析油的含量。只能利用生產(chǎn)的油、氣量來估算凝析油含量。

4 圈閉體積

雙坨子氣藏泉一段Ⅵ砂組頂面構(gòu)造形態(tài)表現(xiàn)為背斜構(gòu)造，其上發(fā)育的近南北走向的斷層將構(gòu)造主體切割成具有獨(dú)立成藏系統(tǒng)的斷鼻和背斜斷塊，構(gòu)造高點(diǎn)埋深-1850m，圈閉面積24.3km2，圈閉幅度180m，泉一段Ⅴ砂組氣藏以巖性圈閉為主，Ⅵ砂組為構(gòu)造圈閉，初步計(jì)算Ⅴ、Ⅵ砂組地下圈閉體積為3379.3×104m3。

泉三段Ⅲ、Ⅳ砂組頂面構(gòu)造形態(tài)基本繼承了泉一段時(shí)期的構(gòu)造格局，構(gòu)造形態(tài)仍是一個(gè)背斜構(gòu)造，構(gòu)造上發(fā)育數(shù)十條斷層，將構(gòu)造主體切割成具有獨(dú)立成藏系統(tǒng)的斷塊氣藏，構(gòu)造高點(diǎn)海拔深度-1030m，圈閉主要以巖性圈閉為主，計(jì)算Ⅲ、Ⅳ砂組地下圈閉體積為1159×104m3。

5 邊水特征

5.1 水體大小估算

泉一段邊水主要來自于Ⅵ砂組2 1、2 2 小層，邊水水體面積分別是17.07km2和20.24km2，初步估算邊水體積分別為1239.1×104m3和1348.2×104m3，累計(jì)2587.3×104m3。泉三段Ⅲ、Ⅳ砂組以巖性圈閉為主，構(gòu)造低部位多以致密層或巖性尖滅控制，邊水特征不明顯。

5.2 試油產(chǎn)水情況

泉一段從構(gòu)造邊部井坨106井試油情況分析：2003年11月射開泉一段Ⅵ砂組21小層的80和82小層合試，該層地層壓力19.65MPa，砂巖厚度9.2m，有效厚度6.2m，射開程度100%。試油時(shí)日產(chǎn)氣0.812×104m3/d，日產(chǎn)水21.6t/d，流壓為4.022MPa，累積采氣6.229×104m3，累積產(chǎn)水342.79t。累積水氣比為55 t/104m3，米采氣指數(shù)為3.55m3/（MPa2·m），米采水指數(shù)為0.23t/（MPa·m），說明水層的產(chǎn)能低，體現(xiàn)了弱邊水的特征。泉三段試油基本不產(chǎn)水，高部位井試油為純氣層，反映泉三段為以彈性氣驅(qū)為主的弱邊水氣藏。

5.3 流體特點(diǎn)

封閉性氣藏開采主要是靠?jī)?chǔ)層壓力衰竭過程中本身流體（其中主要是天然氣和地層水）天然彈性（體積膨脹）能量驅(qū)動(dòng)，驅(qū)動(dòng)類型應(yīng)該屬于彈性驅(qū)。而地層水的能量主要是水和其中溶解氣在降壓過程中的彈性體積膨脹能量，由經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算的本地區(qū)地層水的原始?jí)嚎s系數(shù)為4.4×10-4MPa-1，氣相原始?jí)嚎s系數(shù)為6×10-2MPa-1，比水相高100倍。封閉系統(tǒng)中如果水體不是足夠大的話，和氣相比地層水彈性能量也很小。因此，該地區(qū)氣藏基本上為天然氣驅(qū)類型，泉一段和泉三段氣藏驅(qū)動(dòng)類型為氣驅(qū)，邊底水能量很弱。

6 結(jié) 論

（1）雙坨子氣田含氣層位為泉頭組泉一段和泉三段，整體上為斷層復(fù)雜化的背斜構(gòu)造，儲(chǔ)層主要為中低孔中低滲型。其繼承性斷層具有封閉性，蓋層分布穩(wěn)定具有很好的封堵作用，適宜建庫。

（2）通過物質(zhì)平衡方法計(jì)算，雙坨子氣田動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量12.57×108m3，其中泉一段為7.22×108m3，泉三段為5.35×108m3，原始條件下地下氣態(tài)空間較大。

（3）雙坨子儲(chǔ)氣庫氣井采用27/8″油管生產(chǎn)，單井采氣能力可達(dá)到6～50×104m3；其中泉一段直井采氣能力為6～20×104m3，大斜度井采氣能力為12～50×104m3，泉三段直井采氣能力為10～20×104m3。

（ 4 ） 可 建 成 庫 容 為11.21×108m3、工作氣量5.12×108m3、墊氣量6.09×108m3的儲(chǔ)氣庫。泉一段原始地層壓力19.5MPa，運(yùn)行壓力為9～19MPa。泉三段原始地層壓力12.2MPa，運(yùn)行壓力為8～12MPa。