長春油田油氣藏特征研究

王超

（中國石油吉林油田公司松原采氣廠 吉林松原 138000）

1 油氣層分布特征

長春油氣田自1988年開發(fā)，經(jīng)歷了上產(chǎn)、快速遞減、低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)三個(gè)階段，已到開發(fā)后期。長春油田的油氣分布整體上受構(gòu)造控制，局部巖性因素也起到一定作用。油氣藏的分布有以下特點(diǎn)：油氣呈塊狀分布，沿東西向大斷層根部的局部構(gòu)造高點(diǎn)是油氣聚集區(qū)，滲透性砂巖分布局部受巖性影響。

1.1 油氣藏平面分布特征

根據(jù)鉆井及動(dòng)態(tài)資料分析，長春油田油氣分布主要受構(gòu)造控制，斷塊的高部位為油氣聚集的有利部位，從各砂組含油氣面積來看，雙二段0砂組氣層分布范圍很小，該砂組儲(chǔ)集砂體以水下分流河道位置，受構(gòu)造及沉積作用共同影響，僅星6斷塊的A6-6和A4-2井一帶有零星分布，油氣層厚度向低部位逐漸減薄。

雙二段Ⅰ～Ⅲ砂組氣層分布范圍較大，是本次建庫的主要目的層段，星6斷塊砂組氣層平均有效厚度為4.8～56.9m。雙二段Ⅰ～Ⅲ砂組在2A4-8井區(qū)和A6井區(qū)一帶有效厚度較大，單砂層有效厚度達(dá)到31.9m。雙二段Ⅳ砂組屬于前扇三角洲沉積，廣泛發(fā)育片狀席狀砂，砂體較雙二段Ⅰ～Ⅲ砂組薄，該砂組無氣層分布，只在構(gòu)造高部位分布有油氣藏。

1.2 油氣藏縱向分布特征

長春油田兩個(gè)含油氣斷塊縱向上油氣分布特征如下：①兩斷塊油氣藏類型屬氣頂油藏，具有頂氣、中油、底水的縱向分布規(guī)律；②兩斷塊屬于不同構(gòu)造圈閉，在同一斷塊內(nèi)油氣水界面統(tǒng)一，星6斷塊油氣界面-1840m，油水界面為-1920m。③縱向上氣層主要分布在雙二段0砂組～雙二段Ⅳ砂組，油氣藏類型為氣頂油藏，星6斷塊雙二段0砂組為斷塊巖性油氣藏，雙二段Ⅰ-Ⅳ砂組為斷塊油氣藏。

2 流體性質(zhì)與溫壓系統(tǒng)

2.1 地面原油性質(zhì)

長春油田地下流體具有其特殊性。該油田原油屬低硫石蠟基揮發(fā)性原油，地面原油具有“四高五低”特點(diǎn)，即飽和蒸氣壓高、輕組分含量高、含蠟高、凝固點(diǎn)高，相對密度低、黏度低、閃點(diǎn)低、非烴組分低、硫及重金屬含量低的特點(diǎn)。各區(qū)塊地面原油密度為0.8238～0.8853g/cm3，地面原油黏度為2.3～28.6mPa·s，瀝青質(zhì)含量為0.16%～3.86%，膠質(zhì)物含量10.5%～12.89%。

2.2 天然氣性質(zhì)

長春油田天然氣具有凝析氣特征，氣體相對密度較大、甲烷含量偏低、C2+重?zé)N含量偏高。天然氣組分以甲烷為主，次為乙烷、丙烷、丁烷及其他重質(zhì)氣態(tài)烴，含有微量氮及二氧化碳。甲烷含量在45.3%～75.8%，重?zé)N含量在9.39%～15.137%，二氧化碳含量在0.33%～1.02%，氮含量在0～1.52%。溶解氣相對密度較大，在0.72～1.14，平均為0.9559，相對密度0.7041。

2.3 地層水性質(zhì)

地下水陽離子以鉀鈉為主，鈣鎂含量次之；陰離子以碳酸氫根為主，氯、硫酸根離子次之。水型為碳酸氫鈉型，總礦化度3809.3～4965.7mg/L，氯離子含量90.0～471.5mg/L，pH值7～10，略呈堿性。

2.4 溫壓系統(tǒng)

從現(xiàn)有壓力數(shù)據(jù)分析，長春油田地層壓力與深度為線性關(guān)系，油層壓力18.92～21.06MPa，油層壓力梯度為（0.95～1.3）MPa/100m，表明長春油田壓力系統(tǒng)屬正常壓力系統(tǒng)，而根據(jù)長春油田實(shí)測油層溫度、壓力資料，油層溫度為83℃～89℃，地溫梯度為4.28～4.37℃/100m，屬于高溫系統(tǒng)。星6斷塊原油密度在0.8653～0.8853g/cm3，天然氣相對密度為0.7041，甲烷含量在58.26%～72.77%。壓力系數(shù)為1.03，地溫梯度為4.28℃/100m。

3 油氣藏類型

從流體性質(zhì)分析，長春油田油環(huán)流體性質(zhì)屬于近似輕質(zhì)油，即揮發(fā)油與黑油的過渡類型。

3.1 以原油密度、氣油比、體積系數(shù)確定油藏類型

揮發(fā)油是黑油與凝析油之間的過渡類型。由黑油到揮發(fā)油，原油組分和性質(zhì)的變化是逐漸過渡的。根據(jù)國內(nèi)外劃分標(biāo)準(zhǔn)，揮發(fā)油地面原油密度小于0.825t/m3，地面氣油比大于267m3/t，體積系數(shù)大于1.75（表1）。

表1 不同類型原油劃分指標(biāo)對比表

從上表可以看出，昌10、A4-6井原油界于黑油與揮發(fā)油之間，從昌10、星6兩個(gè)斷塊地面原油密度看，構(gòu)造由高到低，原油密度及原油黏度逐漸增大，星6斷塊原油密度小于0.825g/cm3。

3.2 以氣體組分確定氣頂氣類型

目前國內(nèi)外劃分油氣藏類型的方法較多，標(biāo)準(zhǔn)不一，最主要的手段和方法是根據(jù)油氣藏流體性質(zhì)來進(jìn)行類型劃分。

星6井位于星6斷塊構(gòu)造高部位，取得的氣層流體分析資料具有良好的代表性，因此選擇該井流體性質(zhì)作為氣頂天然氣性質(zhì)。該井的取樣井段2023～2052m，地面液烴相對密度0.7172，天然氣相對密度0.7041，甲烷含量72.77%，原始?xì)庥捅?0296m3/t，凝析油含量49g/m3，參照油氣藏分類標(biāo)準(zhǔn)，長春油田氣頂天然氣為濕氣（表2）。

表2 油氣藏?zé)N類流體分類標(biāo)準(zhǔn)表

4 油氣儲(chǔ)量計(jì)算

4.1 儲(chǔ)量計(jì)算方法

本次采用容積法計(jì)算長春儲(chǔ)氣庫各斷塊油氣地質(zhì)儲(chǔ)量。

（1）氣藏容積法儲(chǔ)量計(jì)算公式：

式中：G—?dú)馓锏脑嫉刭|(zhì)儲(chǔ)量，108m3；

A—含氣面積，km2；

h—平均有效厚度，m；

Φ—平均有效孔隙度；f；

Swi—平均原始含水飽和度，f；

T—?dú)鈱訙囟龋琄；

Tsc—地面標(biāo)準(zhǔn)溫度，K；

Psc—地面標(biāo)準(zhǔn)壓力，MPa；

Pi—?dú)馓锏脑嫉貙訅毫?，MPa；

Zi—原始?xì)怏w偏差系數(shù)，無因次量。

（2）凝析氣田中天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算公式：

Gc=G×fg

式中：Gc—凝析氣藏中天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量，108m3；

fg—天然氣摩爾分量，f；

（3）凝析油的儲(chǔ)量計(jì)算公式：Nc=10-4GL/GOR

式中：Nc—凝析油地質(zhì)儲(chǔ)量，104m3；

GOR—凝析氣井的生產(chǎn)氣油比，m3/t。

4.2 計(jì)算結(jié)果

本次采用容積法計(jì)算儲(chǔ)量結(jié)果，星6斷塊雙二段天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量12.69×108m3，原油地質(zhì)儲(chǔ)量317.66×104t。

5 結(jié) 論

（1）長春油田氣頂儲(chǔ)氣庫星6區(qū)塊構(gòu)造簡單、封閉性強(qiáng)，目的層埋藏適中（＜2500m），儲(chǔ)層物性較好，單井產(chǎn)能較高，適宜建庫。

（2）通過物質(zhì)平衡方法計(jì)算，星6氣頂儲(chǔ)量10.55×108m3，原始條件下地下氣態(tài)空間較大。

（3）利用目前通用的“節(jié)點(diǎn)法”進(jìn)行了氣井管徑優(yōu)選與產(chǎn)量計(jì)算，在氣庫運(yùn)行壓力區(qū)間，氣井均采用3 (1/2) ″油管生產(chǎn)，星6斷塊氣井采氣能力為25～40×108m3。