吉林油田双坨子气田气藏特征

2019-02-13张春水

石油知识 2019年5期

张春水

（中国石油吉林油田新民采油厂吉林松原138000）

双坨子气田位于吉林省长岭县东三家子乡，区域构造位于松辽盆地南部中央坳陷区华字井阶地南部。该区地势平坦，地面海拔180～200m，工区内有公路通过，交通便利，具有较优越的自然、地理和经济条件。

1 气藏及开发简况

双坨子地区地质勘查工作开始于1956年，先后完成了重、磁、电勘探及模拟地震等物探工作，发现了双坨子构造。钻探工作始于1963年，在双坨子构造高部位钻探坨1井，完钻井深-2430m，完钻层位营城组，在青山口组、泉头组、登娄库组岩屑录井和井壁取芯均见良好油气显示，主要含气层位为泉头组的泉三段和泉一段。1998年双坨子气田泉一段上报天然气探明地质储量4.13×108m3，探明含气面积6.2km2；1998—2000年泉三段上报天然气探明地质储量4.15×108m3，探明含气面积4.2km2。2005年储量套改后，上报天然气探明地质储量11.13×108m3，探明含气面积8.34km2，其中泉一段上报天然气探明地质储量4.57×108m3，探明含气面积6.64km2；泉三段上报天然气探明地质储量6.56×108m3，探明含气面积6.3km2。此次在综合研究的基础上对地质储量进行了重新计算，计算精度落实到小层，计算天然气地质储量15.53×108m3，含气面积8.48km2，技术可采储量9.14×108m3。

双坨子泉一、泉三断块气藏于1995年2月对坨19井泉三段进行试油，获得高产气流，1999年3月2 日泉一段第一口气井坨深1 井投产，目前已陆续投产2 9 口井，累计产气量8.04×108m3，其中泉一段累计产气4.66×108m3，地质储量采出程度52.4%。泉三段采气井开井6口，断块日产气6.2×104m3，累产气3.38×108m3，采出程度50.9%。

2 气层分布特征

从双坨子气田沉积特征、储层分布及气水关系综合研究认为：双坨子气藏为岩性-构造复合型气藏，数个南北断层把双坨子含气区分割成不同断块，天然气是在砂体展布与优质储层的主导下沿高点分布，整体处于构造部位较高的气井储层，有效厚度大，含气丰度高。

2.1 泉一段

从目前的研究成果来看，泉一段为该区主力产气层位，总体上以中下部（Ⅴ、Ⅵ砂组）为主，为构造气藏，气砂体不但发育而且横向连通性较好，集中分布在17小层到22小层，Ⅴ、Ⅵ砂组单井钻遇气层有效厚度最大24m（坨123井），最小1.8m（坨120井），平均单井平均钻遇气层有效厚度9.3m。泉一段不同断块之间不但含气面积不同，而且主要产气砂组也有所不同，Ⅴ砂组气层主要分布在坨深1断块，Ⅵ砂组气层分布广泛，在坨105、坨17及坨深1断块均有广泛分布。

2.2 泉三段

泉三段为层状构造岩性油气藏，该区次要产气层，受曲流河沉积影响，砂体发育但横向连通性差，加之于下伏泉二段厚层泥岩的遮挡作用，导致泉三段捕气程度低。气层主要集中在泉三段Ⅲ、Ⅳ砂组的坨19断块、坨深1断块，但含气面积、有效厚度及储气规模都比泉一段小得多。

3 流体性质

3.1 天然气性质

本区建库目的层位泉一段和泉三段气体中C O2含量较低，N2含量较高。同泉三段相比，泉一段天然气中甲烷含量低一些，为86.5%～89.9%，平均含量为88.1%，N2含量为3.29%～7.16%，平均含量为5.2%。泉三段天然气中甲烷含量是92.82%～95.09%，平均为94%。N2含量为2.89%～5.51%，平均含量是4.43%。泉一段天然气中C5以上重烃含量比泉三段高。根据坨A4-2气体样品外委化验结果，在泉三段气体中微含H2S，按国家标准为一类天然气。从非烃气体含量来看，属于低含CO2气藏，中、低含N2气藏（SY/T6168-1995）。

3.2 凝析油性质

本区深浅层原油性质差别较大，浅层青二段油层为常规油，中、深层泉三段与泉一段油层为凝析油。青二段油层原油密度平均0.8500kg/m3，黏度为11.37MPa·s（18℃），初馏点为98.25℃，为常规油。泉三段地面原油密度平均0.7389kg/m3，黏度为0.6MPa·s（50℃），初馏点为62℃，为凝析油。泉一段地面原油密度平均0.7400kg/m3，黏度为0.8MPa·s（18℃），初馏点为65℃，为凝析油。

从试气井的生产动态来看，气井中有少量的轻质油产出，而取样是分离器取样，样品组分中几乎不包含重组分的成分，所以无法通过气样的组成来评价凝析油的含量。只能利用生产的油、气量来估算凝析油含量。

4 圈闭体积

双坨子气藏泉一段Ⅵ砂组顶面构造形态表现为背斜构造，其上发育的近南北走向的断层将构造主体切割成具有独立成藏系统的断鼻和背斜断块，构造高点埋深-1850m，圈闭面积24.3km2，圈闭幅度180m，泉一段Ⅴ砂组气藏以岩性圈闭为主，Ⅵ砂组为构造圈闭，初步计算Ⅴ、Ⅵ砂组地下圈闭体积为3379.3×104m3。

泉三段Ⅲ、Ⅳ砂组顶面构造形态基本继承了泉一段时期的构造格局，构造形态仍是一个背斜构造，构造上发育数十条断层，将构造主体切割成具有独立成藏系统的断块气藏，构造高点海拔深度-1030m，圈闭主要以岩性圈闭为主，计算Ⅲ、Ⅳ砂组地下圈闭体积为1159×104m3。

5 边水特征

5.1 水体大小估算

泉一段边水主要来自于Ⅵ砂组2 1、2 2 小层，边水水体面积分别是17.07km2和20.24km2，初步估算边水体积分别为1239.1×104m3和1348.2×104m3，累计2587.3×104m3。泉三段Ⅲ、Ⅳ砂组以岩性圈闭为主，构造低部位多以致密层或岩性尖灭控制，边水特征不明显。

5.2 试油产水情况

泉一段从构造边部井坨106井试油情况分析：2003年11月射开泉一段Ⅵ砂组21小层的80和82小层合试，该层地层压力19.65MPa，砂岩厚度9.2m，有效厚度6.2m，射开程度100%。试油时日产气0.812×104m3/d，日产水21.6t/d，流压为4.022MPa，累积采气6.229×104m3，累积产水342.79t。累积水气比为55 t/104m3，米采气指数为3.55m3/（MPa2·m），米采水指数为0.23t/（MPa·m），说明水层的产能低，体现了弱边水的特征。泉三段试油基本不产水，高部位井试油为纯气层，反映泉三段为以弹性气驱为主的弱边水气藏。

5.3 流体特点

封闭性气藏开采主要是靠储层压力衰竭过程中本身流体（其中主要是天然气和地层水）天然弹性（体积膨胀）能量驱动，驱动类型应该属于弹性驱。而地层水的能量主要是水和其中溶解气在降压过程中的弹性体积膨胀能量，由经验公式计算的本地区地层水的原始压缩系数为4.4×10-4MPa-1，气相原始压缩系数为6×10-2MPa-1，比水相高100倍。封闭系统中如果水体不是足够大的话，和气相比地层水弹性能量也很小。因此，该地区气藏基本上为天然气驱类型，泉一段和泉三段气藏驱动类型为气驱，边底水能量很弱。