吉林油田雙坨子氣田氣藏特征

張春水

（中國(guó)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(guò)，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(kāi)發(fā)簡(jiǎn)況

雙坨子地區(qū)地質(zhì)勘查工作開(kāi)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(yíng)城組，在青山口組、泉頭組、登婁庫(kù)組巖屑錄井和井壁取芯均見(jiàn)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(kāi)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(lái)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(kù)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(guó)家標(biāo)準(zhǔn)為一類(lèi)天然氣。從非烴氣體含量來(lái)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(lái)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(wú)法通過(guò)氣樣的組成來(lái)評(píng)價(jià)凝析油的含量。只能利用生產(chǎn)的油、氣量來(lái)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(lái)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(kāi)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(kāi)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(shuō)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(kāi)采主要是靠?jī)?chǔ)層壓力衰竭過(guò)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(lèi)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(guò)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(lèi)型，泉一段和泉三段氣藏驅(qū)動(dòng)類(lèi)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(kù)。

（2）通過(guò)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(kù)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(kù) 容 為11.21×108m3、工作氣量5.12×108m3、墊氣量6.09×108m3的儲(chǔ)氣庫(kù)。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。