锦州油田天然气稳产挖潜配套技术探讨

2013-03-31乔春玲中石油辽河油田分公司锦州采油厂辽宁凌海121209

长江大学学报(自科版) 2013年32期

乔春玲（中石油辽河油田分公司锦州采油厂，辽宁凌海121209）

锦州油田位于辽河断陷盆地西部凹陷南部，至下而上主要发育中生界、杜家台、大凌河、热河台、兴隆台、于楼及东营等7套含油层系，且以含油为主，天然气储量资源相对匮乏。从层系上看，锦州油田天然气储量主要分布在兴隆台、热河台、大凌河油层，其次是杜家台和于楼油层，在东营和中生界油层无天然气。从天然气类型上看，主要为气顶气和溶解气为主，纯气藏仅在锦13块大凌河油层发育，其中气顶气主要为布在沙三段的热河台油层和大凌河油层，而溶解气主要分布在兴隆台和于楼油层。从平面区带上看：主要分布于靠近大凌河一侧，如气顶气藏沿大凌河分布有欢17块大凌河油层、锦9块大凌河油层、锦6块热河台油层、锦2－6－9块大凌河油层、锦29块热河台油层、锦13块大凌河油层和锦29块杜家台油层。溶解气沿大凌河分布除气顶气藏下部油藏的溶解气藏外，还有锦16块兴隆台油层、锦2－6－9块兴隆台油层、锦24块大凌河油层、锦29块于楼油层、锦29块兴隆台油层、锦136块于楼及锦136块兴隆台油层。从目前探明情况看，已在8个区块4套层系探明气层气含气面积5.34km2，探明气顶气储量30.22×108m3，在14个区块5套层系探明溶解气探明储量为40.66×108m3。

1 天然气开发现状及存在的问题

1.1 天然气开发现状

由于没有新的天然气产能接替、措施工作量少等原因，从1998年开始，锦州油田天然气产量迅速下滑，1998年天然气产量为9805×104m3，到2000年天然气产量下降至6421×104m3，下降了34.5%，如再继续下降，将会影响到油田正常生产及原油商品率。为此，从 “十一·五”开始，加大了天然气挖潜力度，提高了天然气措施产量，使油田天然气产量保持了相对稳定。至2012年底，锦州油田日产天然气16.7×104m3，天然气采气速度0.86%，累计采气量40×108m3，天然气采出程度56.4%。其中气顶气产量2.0×104m3，采气速度0.24%，累计产气19.9×108m3，采出程度为65.8%，溶解气日产气量14.7×104m3，采气速度1.3%，累计产气20.1×108m3，采出程度为49.4%。

1.2 目前存在的问题

1）天然气资源相对匮乏目前，锦州油田仅探明气顶气30.22×108m3，仅占探明储量的4.2%，而锦州油田原油探明储量为2×108t，占探明储量的8.8%。

2）采出程度高，剩余可采储量少锦州油田天然气采出程度已高达56.4%，其中气顶气采出程度65.8%，溶解气采出程度49.4%。按气顶气标定采收率70%计算，剩余可采储量仅有1.27×108m3，如考虑早期因轻气而放掉部分，剩余气可能更少。而溶解气采出程度远高于目前锦州油田稀油标定平均采收率35%，说明地层已严重脱气，剩余可采储量少。

3）天然气产量下降快由于无新的天然气储量探明，原气顶气藏气井因高含水或低压产量迅速下滑或停产，稀油区块因进入 “双高”期，原油产量大幅下降，造成溶解气也迅速递减，使油田天然气生产形势表现为下降快的特点。

2 天然气挖潜配套措施及效果

2.1 加强老区气藏剩余气分布规律研究，挖掘剩余气潜力

由于开发早期受重 “油”轻 “气”和对复杂小断块开发不够重视等因素的影响，造成对该断块的地质特征和开发状况及剩余油气分布认识程度偏低。针对上述情况，将工作重点从单纯的研究单井增气措施转向研究剩余气分布规律上，重新落实其地质特征、剩余油气分布特点及潜力方向，确定合理挖潜方案，在锦2－6－9块大凌河油层、锦13块大凌河油层、锦99块大凌河油层及锦29块杜家台油层等区块累计实施措施49井次，初期日增气27.0168×104m3，日增油220t，累计增气8894.8937×104m3，累计增油5.2638×104t。

2.2 加强储层 “四性”关系研究，挖掘 “水层”潜力

由于不同区块、不同层系的油藏埋深、沉积环境不同，以及受测井技术、解释软件及地质认识等的限制，造成老井漏失了部分油气层或解释结果偏低层。随着油田开发工作深入，录测井技术不断进步，试油、岩心分析及生产数据等各种信息不断丰富，为利用综合地质研究手段寻找漏失油气层或解释偏低层提供了必要依据。因此，加强了对油气层 “四性”规律的研究工作，找到了部分潜力层并取得了良好的增油效果和经济效益，已累计对58井次的 “水层、未解释层、油水同层”实施了挖潜，实现初期日产气30.9390×104m3，日产油330t，累产气5118.2776×104m3，累产油7.2856×104t，该研究成果为其他老井挖潜提供了经验。

2.3 通过精细地质研究，发现新的岩性气藏

通过对锦9井区沙三段大凌河油层综合地质研究，预测锦2－6－更007井所在的大凌河油层组Ⅱ3砂岩组具有一定潜力，该井勘探成功后，预计可增加含油气面积0.2km2左右，增加天然气储量0.52×108m3。与此类似的还有锦2－6－9块热河台油层和锦98块大凌河油层，共有9口开发井在沙三段发现良好含油气显示，投产后获初期日增气12.5138×104m3，日增油129t，累计增气1818.8335×104m3，累计增油1.0348×104t。

2.4 应用监测新技术，实施（找）堵水增气措施

由于油层层间孔渗等物性差异，造成油井多层合采后各层动用程度不均和水淹状况不同，且后期高渗层高产液抑制低渗层开发，但随着环空产液剖面测试、中子寿命、机械（智能）找堵水等动态监测技术的不断完善，为合理认识各油层动用程度和挖掘层间剩余油气潜力提供了技术支持。将上述动态监测技术广泛运用于挖掘层间天然气潜力中，利用各种监测资料结果实施相应的堵水措施的井共27口，实现初期日增气12.4570×104m3，日增油77t，累计增气3079.9168×104m3，累计增油0.9602×104t。

2.5 采取措施挖掘高气液比高含水层潜力

在天然气挖潜难度越来越大的情况下，要保持油田天然气产量规模，应转变工作思路，有意识地研究高含水井天然气潜力，在 “采水采气”上做文章。通过单井效益分析表明，生产气水比大于40m3／t高含水井生产在经济上是可行的，因而对锦州油田的高含水生产井及停产井进行调查，分析每一油井各历史生产层段的动态情况、潜力并进行效果预测，从经济效益角度筛选出投入产出比小于1的潜力井共62口。结合各复产井的不同情况，有针对性地通过深抽、调参、负压采油、水力压裂等手段，在提高产液量的同时，增加单井产气量。至2012年底，该项目累计实施41口井，取得了较好效果，初期日增气5.7384×104m3，日增油71.5t，日增水861.8m3／t，平均气液比为61.5m3／t。目前开井18口，日产气1.1701×104m3，日产油37.6t，日产水458.8m3，平均气液比为23.6m3／t，实现当年增气702.2588×104m3，年增油1.1830×104t，已累计增气920.4758×104m3，累计增油1.8166×104t。