吉林油田雙坨子氣田氣藏特征

張春水

（中國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嶺縣東三家子鄉，區域構造位于松遼盆地南部中央坳陷區華字井階地南部。該區地勢平坦，地面海拔180～200m，工區內有公路通過，交通便利，具有較優越的自然、地理和經濟條件。

1 氣藏及開發簡況

雙坨子地區地質勘查工作開始于1956年，先后完成了重、磁、電勘探及模擬地震等物探工作，發現了雙坨子構造。鉆探工作始于1963年，在雙坨子構造高部位鉆探坨1井，完鉆井深-2430m，完鉆層位營城組，在青山口組、泉頭組、登婁庫組巖屑錄井和井壁取芯均見良好油氣顯示，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天然氣探明地質儲量4.13×108m3，探明含氣面積6.2km2；1998—2000年泉三段上報天然氣探明地質儲量4.15×108m3，探明含氣面積4.2km2。2005年儲量套改后，上報天然氣探明地質儲量11.13×108m3，探明含氣面積8.34km2，其中泉一段上報天然氣探明地質儲量4.57×108m3，探明含氣面積6.64km2；泉三段上報天然氣探明地質儲量6.56×108m3，探明含氣面積6.3km2。此次在綜合研究的基礎上對地質儲量進行了重新計算，計算精度落實到小層，計算天然氣地質儲量15.53×108m3，含氣面積8.48km2，技術可采儲量9.14×108m3。

雙坨子泉一、泉三斷塊氣藏于1995年2月對坨19井泉三段進行試油，獲得高產氣流，1999年3月2 日泉一段第一口氣井坨深1 井投產，目前已陸續投產2 9 口井，累計產氣量8.04×108m3，其中泉一段累計產氣4.66×108m3，地質儲量采出程度52.4%。泉三段采氣井開井6口，斷塊日產氣6.2×104m3，累產氣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、儲層分布及氣水關系綜合研究認為：雙坨子氣藏為巖性-構造復合型氣藏，數個南北斷層把雙坨子含氣區分割成不同斷塊，天然氣是在砂體展布與優質儲層的主導下沿高點分布，整體處于構造部位較高的氣井儲層，有效厚度大，含氣豐度高。

2.1 泉一段

從目前的研究成果來看，泉一段為該區主力產氣層位，總體上以中下部（Ⅴ、Ⅵ砂組）為主，為構造氣藏，氣砂體不但發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

泉三段為層狀構造巖性油氣藏，該區次要產氣層，受曲流河沉積影響，砂體發育但橫向連通性差，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、有效厚度及儲氣規模都比泉一段小得多。

3 流體性質

3.1 天然氣性質

本區建庫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以上重烴含量比泉三段高。根據坨A4-2氣體樣品外委化驗結果，在泉三段氣體中微含H2S，按國家標準為一類天然氣。從非烴氣體含量來看，屬于低含CO2氣藏，中、低含N2氣藏（SY/T6168-1995）。

3.2 凝析油性質

本區深淺層原油性質差別較大，淺層青二段油層為常規油，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℃），初餾點為98.25℃，為常規油。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℃），初餾點為65℃，為凝析油。

從試氣井的生產動態來看，氣井中有少量的輕質油產出，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，所以無法通過氣樣的組成來評價凝析油的含量。只能利用生產的油、氣量來估算凝析油含量。

4 圈閉體積

雙坨子氣藏泉一段Ⅵ砂組頂面構造形態表現為背斜構造，其上發育的近南北走向的斷層將構造主體切割成具有獨立成藏系統的斷鼻和背斜斷塊，構造高點埋深-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砂組為構造圈閉，初步計算Ⅴ、Ⅵ砂組地下圈閉體積為3379.3×104m3。

泉三段Ⅲ、Ⅳ砂組頂面構造形態基本繼承了泉一段時期的構造格局，構造形態仍是一個背斜構造，構造上發育數十條斷層，將構造主體切割成具有獨立成藏系統的斷塊氣藏，構造高點海拔深度-1030m，圈閉主要以巖性圈閉為主，計算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2587.3×104m3。泉三段Ⅲ、Ⅳ砂組以巖性圈閉為主，構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 試油產水情況

泉一段從構造邊部井坨106井試油情況分析：2003年11月射開泉一段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，射開程度100%。試油時日產氣0.812×104m3/d，日產水21.6t/d，流壓為4.022MPa，累積采氣6.229×104m3，累積產水342.79t。累積水氣比為55 t/104m3，米采氣指數為3.55m3/（MPa2·m），米采水指數為0.23t/（MPa·m），說明水層的產能低，體現了弱邊水的特征。泉三段試油基本不產水，高部位井試油為純氣層，反映泉三段為以彈性氣驅為主的弱邊水氣藏。

5.3 流體特點

封閉性氣藏開采主要是靠儲層壓力衰竭過程中本身流體（其中主要是天然氣和地層水）天然彈性（體積膨脹）能量驅動，驅動類型應該屬于彈性驅。而地層水的能量主要是水和其中溶解氣在降壓過程中的彈性體積膨脹能量，由經驗公式計算的本地區地層水的原始壓縮系數為4.4×10-4MPa-1，氣相原始壓縮系數為6×10-2MPa-1，比水相高100倍。封閉系統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，該地區氣藏基本上為天然氣驅類型，泉一段和泉三段氣藏驅動類型為氣驅，邊底水能量很弱。

6 結 論

（1）雙坨子氣田含氣層位為泉頭組泉一段和泉三段，整體上為斷層復雜化的背斜構造，儲層主要為中低孔中低滲型。其繼承性斷層具有封閉性，蓋層分布穩定具有很好的封堵作用，適宜建庫。

（2）通過物質平衡方法計算，雙坨子氣田動態儲量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空間較大。

（3）雙坨子儲氣庫氣井采用27/8″油管生產，單井采氣能力可達到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 容 為11.21×108m3、工作氣量5.12×108m3、墊氣量6.09×108m3的儲氣庫。泉一段原始地層壓力19.5MPa，運行壓力為9～19MPa。泉三段原始地層壓力12.2MPa，運行壓力為8～12MPa。