吉林油田昌105区块油气藏开采方式

武小龙

（吉林油田矿区燃气管理服务公司 吉林松原 138000）

昌105区块位于吉林省长春市双阳区齐家乡韩家屯。该区块位于伊通盆地梁家构造带内，地处岔路河断陷东南部，区内地势平坦，地面海拔230～255m，地表为旱田和稻田覆盖。

1 构造特征

伊通盆地位于吉林省中部，是吉林省境内的新近系断陷盆地，呈北东45°～55°方向狭长展布，为佳伊盆地（地堑）的南段，是郯庐断裂带的北延部分。昌105区块位于梁家构造带内，地处岔路河断陷西南部，位于二号断层下降盘，紧邻新安堡生油坳陷，是油气长期运移指向地区。构造背景有利，受二号断层控制，滚动背斜构造形成于万昌组后期，同步或早于油气生成期，易聚集油气，同时二号断层具有封闭性，控制油气聚集成藏。本区油层主要位于永吉组二段、奢岭组一段的储集层，其中永二段为主力油层段。永二段沉积期发育东南和南部两支物源，以东南缘方向物源为主。在奢岭组至永二段形成多层系叠置扇三角洲辫状水道砂体，单砂体厚3.0～8.0m，最大厚度22.5m。

2 油藏特征

该区油气主要来自新安堡生油坳陷。储层含油气性主要受构造与沉积相带控制，本区奢一段和永二段储层为水下扇及扇三角洲砂岩。构造位置高低和砂体侧向突变及物性变化是影响含油气性的主要因素，断层起到遮挡作用，有效圈闭主要发育在奢一段和永二段，油藏为层状构造岩性凝析气藏，顶部为气层， Ⅰ、Ⅱ砂组构造底部为油层，Ⅲ、Ⅳ以水层为主，各砂组具有独立的油气水界面。

3 开发方式

3.1 开发层系划分

根据区块内实际油藏地质情况，昌105区块主力油层集中发育在永吉组地层，含油层段较短，因此采用一套开发层系部署开发，奢岭组暂为主要接替层。

3.2 开发方式论证

本区属于低渗透油藏，边底水不活跃，储层岩性及物性条件差，天然能量以弹性驱和溶解气驱为主，根据经验公式计算弹性和溶解气驱采收率。

（1）弹性驱采收率估算

计算弹性驱采收率经验公式：

Erb—弹性采收率，小数；

Ct—综合压缩系数，M P a-1，0.0020；

Co—地层原油的压缩系数，MPa-1，0.0013；

ΔPb—地饱压差，MPa，16；

Cw—地层水压缩系数，MPa-1，0.00045；

Cf—储层岩石压缩系数，MPa-1，0.0007；

Swi—束缚水饱和度，小数,0.47。

计算昌105区块弹性驱采收率为3.199%。

（2）溶解气驱采收率估算

只好站起来关上书房的木门。关门的瞬间他看一眼云梦，云梦一边咯咯咯一边往这边瞅。呼伦心里稍感不妥，稍微愣了愣，还是把门关上。

根据《石油及天然气储量计算方法》一书中介绍的美国溶解气驱采收率计算公式：

ER—溶解气驱采收率，小数；

Ф—地层孔隙度，小数，0.125；

Swi—地层束缚水饱和度，小数，0.47；

Bob—饱和压力下的原油体积系数，1.434；

μob—饱和压力下的地层原油粘度，mPa.s，1.11；

K—地层平均绝对渗透率，mD，10；

Pb—饱和压力，MPa，11.01；

用溶解气驱经验公式计算的采收率为13.95%。

利用经验公式计算的溶解气驱采收率和弹性驱采收率合计为17.14%，计算结果偏高，根据经验，本区取值15%较为合理。

4 开发方式的选择

4.1 衰竭式开采

油藏条件：①面积小且储量规模小的凝析气藏，保持压力开采无经济效益；②凝析油含量低，埋藏比较浅、油质轻、密度低或地层天然能量如边水、底水活跃，地露压差大的凝析气藏；③储层连续性差、非均质强的裂缝型、断块或低渗透气藏。

开采特点：优点为钻井数量较少、投资少、工艺简单。缺点为采收率较低（凝析油采收率10%～30%）压力降低，产生反凝析，油气产能大大降低；凝析液易在井底和井筒造成堵水，影响生产。

效益评价：26口油气井，内部收益率：13.85%，财务净现值：2180万元，投资回收期：3.9年。

4.2 循环注气式开采（保持压力开采方式）

油藏条件：①天然气储量较大：超过8 0 亿方或凝析油含量250g/m3以上；②日采出量、凝析油含量高：天然气日采出量71.0万方、凝析油储量100万吨以上；③储层相对均质、连通性及渗透性好的凝析气藏。

开采特点：优点是避免发生反凝析，凝析油和干气采收率较高，油20%～40%，气50%以上。缺点是循环注气投资大、运行成本高、工艺复杂、安全风险大、投资回收期长。

效益评价：20口油气井，6口注气井，注气8年。内部收益率：5.89%，财务净现值：-2250万元，投资回收期：8.5年。

梁家构造带凝析气藏属于含气面积小、储量规模较小，区块日产气量低（12万方），储层物性及稳定性差、非均质性强；综合上述两种开采方式，结合效益情况，选择枯竭式开发。

4 结论

本区属于低渗透油藏，边底水不活跃，储层岩性及物性条件差，天然能量以弹性驱和溶解气驱为主，油气比高，产气量大，不控压枯竭式开发能量损失快，产量递减快，最终采收率低，必须采取控气保压或补充能量开发。鉴于本区油藏储层敏感性较强，生产气油比较大，且天然能量相对较好，枯竭式采收率较高，建议初期生产采用控制产气量保压枯竭生产方式，逐渐探索产出气回注以及注水等补充地层能量方式，使油藏地层压力保持在饱和压力之上。