吉林油田昌105區(qū)塊油氣藏開采方式

武小龍

（吉林油田礦區(qū)燃?xì)夤芾矸?wù)公司 吉林松原 138000）

昌105區(qū)塊位于吉林省長(zhǎng)春市雙陽(yáng)區(qū)齊家鄉(xiāng)韓家屯。該區(qū)塊位于伊通盆地梁家構(gòu)造帶內(nèi)，地處岔路河斷陷東南部，區(qū)內(nèi)地勢(shì)平坦，地面海拔230～255m，地表為旱田和稻田覆蓋。

1 構(gòu)造特征

伊通盆地位于吉林省中部，是吉林省境內(nèi)的新近系斷陷盆地，呈北東45°～55°方向狹長(zhǎng)展布，為佳伊盆地（地塹）的南段，是郯廬斷裂帶的北延部分。昌105區(qū)塊位于梁家構(gòu)造帶內(nèi)，地處岔路河斷陷西南部，位于二號(hào)斷層下降盤，緊鄰新安堡生油坳陷，是油氣長(zhǎng)期運(yùn)移指向地區(qū)。構(gòu)造背景有利，受二號(hào)斷層控制，滾動(dòng)背斜構(gòu)造形成于萬昌組后期，同步或早于油氣生成期，易聚集油氣，同時(shí)二號(hào)斷層具有封閉性，控制油氣聚集成藏。本區(qū)油層主要位于永吉組二段、奢嶺組一段的儲(chǔ)集層，其中永二段為主力油層段。永二段沉積期發(fā)育東南和南部?jī)芍镌矗詵|南緣方向物源為主。在奢嶺組至永二段形成多層系疊置扇三角洲辮狀水道砂體，單砂體厚3.0～8.0m，最大厚度22.5m。

2 油藏特征

該區(qū)油氣主要來自新安堡生油坳陷。儲(chǔ)層含油氣性主要受構(gòu)造與沉積相帶控制，本區(qū)奢一段和永二段儲(chǔ)層為水下扇及扇三角洲砂巖。構(gòu)造位置高低和砂體側(cè)向突變及物性變化是影響含油氣性的主要因素，斷層起到遮擋作用，有效圈閉主要發(fā)育在奢一段和永二段，油藏為層狀構(gòu)造巖性凝析氣藏，頂部為氣層， Ⅰ、Ⅱ砂組構(gòu)造底部為油層，Ⅲ、Ⅳ以水層為主，各砂組具有獨(dú)立的油氣水界面。

3 開發(fā)方式

3.1 開發(fā)層系劃分

根據(jù)區(qū)塊內(nèi)實(shí)際油藏地質(zhì)情況，昌105區(qū)塊主力油層集中發(fā)育在永吉組地層，含油層段較短，因此采用一套開發(fā)層系部署開發(fā)，奢嶺組暫為主要接替層。

3.2 開發(fā)方式論證

本區(qū)屬于低滲透油藏，邊底水不活躍，儲(chǔ)層巖性及物性條件差，天然能量以彈性驅(qū)和溶解氣驅(qū)為主，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算彈性和溶解氣驅(qū)采收率。

（1）彈性驅(qū)采收率估算

計(jì)算彈性驅(qū)采收率經(jīng)驗(yàn)公式：

Erb—彈性采收率，小數(shù)；

Ct—綜合壓縮系數(shù)，M P a-1，0.0020；

Co—地層原油的壓縮系數(shù)，MPa-1，0.0013；

ΔPb—地飽壓差，MPa，16；

Cw—地層水壓縮系數(shù)，MPa-1，0.00045；

Cf—儲(chǔ)層巖石壓縮系數(shù)，MPa-1，0.0007；

Swi—束縛水飽和度，小數(shù),0.47。

計(jì)算昌105區(qū)塊彈性驅(qū)采收率為3.199%。

（2）溶解氣驅(qū)采收率估算

只好站起來關(guān)上書房的木門。關(guān)門的瞬間他看一眼云夢(mèng)，云夢(mèng)一邊咯咯咯一邊往這邊瞅。呼倫心里稍感不妥，稍微愣了愣，還是把門關(guān)上。

根據(jù)《石油及天然氣儲(chǔ)量計(jì)算方法》一書中介紹的美國(guó)溶解氣驅(qū)采收率計(jì)算公式：

ER—溶解氣驅(qū)采收率，小數(shù)；

Ф—地層孔隙度，小數(shù)，0.125；

Swi—地層束縛水飽和度，小數(shù)，0.47；

Bob—飽和壓力下的原油體積系數(shù)，1.434；

μob—飽和壓力下的地層原油粘度，mPa.s，1.11；

K—地層平均絕對(duì)滲透率，mD，10；

Pb—飽和壓力，MPa，11.01；

用溶解氣驅(qū)經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算的采收率為13.95%。

利用經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算的溶解氣驅(qū)采收率和彈性驅(qū)采收率合計(jì)為17.14%，計(jì)算結(jié)果偏高，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，本區(qū)取值15%較為合理。

4 開發(fā)方式的選擇

4.1 衰竭式開采

油藏條件：①面積小且儲(chǔ)量規(guī)模小的凝析氣藏，保持壓力開采無經(jīng)濟(jì)效益；②凝析油含量低，埋藏比較淺、油質(zhì)輕、密度低或地層天然能量如邊水、底水活躍，地露壓差大的凝析氣藏；③儲(chǔ)層連續(xù)性差、非均質(zhì)強(qiáng)的裂縫型、斷塊或低滲透氣藏。

開采特點(diǎn)：優(yōu)點(diǎn)為鉆井?dāng)?shù)量較少、投資少、工藝簡(jiǎn)單。缺點(diǎn)為采收率較低（凝析油采收率10%～30%）壓力降低，產(chǎn)生反凝析，油氣產(chǎn)能大大降低；凝析液易在井底和井筒造成堵水，影響生產(chǎn)。

效益評(píng)價(jià)：26口油氣井，內(nèi)部收益率：13.85%，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值：2180萬元，投資回收期：3.9年。

4.2 循環(huán)注氣式開采（保持壓力開采方式）

油藏條件：①天然氣儲(chǔ)量較大：超過8 0 億方或凝析油含量250g/m3以上；②日采出量、凝析油含量高：天然氣日采出量71.0萬方、凝析油儲(chǔ)量100萬噸以上；③儲(chǔ)層相對(duì)均質(zhì)、連通性及滲透性好的凝析氣藏。

開采特點(diǎn)：優(yōu)點(diǎn)是避免發(fā)生反凝析，凝析油和干氣采收率較高，油20%～40%，氣50%以上。缺點(diǎn)是循環(huán)注氣投資大、運(yùn)行成本高、工藝復(fù)雜、安全風(fēng)險(xiǎn)大、投資回收期長(zhǎng)。

效益評(píng)價(jià)：20口油氣井，6口注氣井，注氣8年。內(nèi)部收益率：5.89%，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值：-2250萬元，投資回收期：8.5年。

梁家構(gòu)造帶凝析氣藏屬于含氣面積小、儲(chǔ)量規(guī)模較小，區(qū)塊日產(chǎn)氣量低（12萬方），儲(chǔ)層物性及穩(wěn)定性差、非均質(zhì)性強(qiáng)；綜合上述兩種開采方式，結(jié)合效益情況，選擇枯竭式開發(fā)。

4 結(jié)論

本區(qū)屬于低滲透油藏，邊底水不活躍，儲(chǔ)層巖性及物性條件差，天然能量以彈性驅(qū)和溶解氣驅(qū)為主，油氣比高，產(chǎn)氣量大，不控壓枯竭式開發(fā)能量損失快，產(chǎn)量遞減快，最終采收率低，必須采取控氣保壓或補(bǔ)充能量開發(fā)。鑒于本區(qū)油藏儲(chǔ)層敏感性較強(qiáng)，生產(chǎn)氣油比較大，且天然能量相對(duì)較好，枯竭式采收率較高，建議初期生產(chǎn)采用控制產(chǎn)氣量保壓枯竭生產(chǎn)方式，逐漸探索產(chǎn)出氣回注以及注水等補(bǔ)充地層能量方式，使油藏地層壓力保持在飽和壓力之上。