吉林油田昌105區塊油氣藏開采方式

武小龍

（吉林油田礦區燃氣管理服務公司 吉林松原 138000）

昌105區塊位于吉林省長春市雙陽區齊家鄉韓家屯。該區塊位于伊通盆地梁家構造帶內，地處岔路河斷陷東南部，區內地勢平坦，地面海拔230～255m，地表為旱田和稻田覆蓋。

1 構造特征

伊通盆地位于吉林省中部，是吉林省境內的新近系斷陷盆地，呈北東45°～55°方向狹長展布，為佳伊盆地（地塹）的南段，是郯廬斷裂帶的北延部分。昌105區塊位于梁家構造帶內，地處岔路河斷陷西南部，位于二號斷層下降盤，緊鄰新安堡生油坳陷，是油氣長期運移指向地區。構造背景有利，受二號斷層控制，滾動背斜構造形成于萬昌組后期，同步或早于油氣生成期，易聚集油氣，同時二號斷層具有封閉性，控制油氣聚集成藏。本區油層主要位于永吉組二段、奢嶺組一段的儲集層，其中永二段為主力油層段。永二段沉積期發育東南和南部兩支物源，以東南緣方向物源為主。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

該區油氣主要來自新安堡生油坳陷。儲層含油氣性主要受構造與沉積相帶控制，本區奢一段和永二段儲層為水下扇及扇三角洲砂巖。構造位置高低和砂體側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，有效圈閉主要發育在奢一段和永二段，油藏為層狀構造巖性凝析氣藏，頂部為氣層， Ⅰ、Ⅱ砂組構造底部為油層，Ⅲ、Ⅳ以水層為主，各砂組具有獨立的油氣水界面。

3 開發方式

3.1 開發層系劃分

根據區塊內實際油藏地質情況，昌105區塊主力油層集中發育在永吉組地層，含油層段較短，因此采用一套開發層系部署開發，奢嶺組暫為主要接替層。

3.2 開發方式論證

本區屬于低滲透油藏，邊底水不活躍，儲層巖性及物性條件差，天然能量以彈性驅和溶解氣驅為主，根據經驗公式計算彈性和溶解氣驅采收率。

（1）彈性驅采收率估算

計算彈性驅采收率經驗公式：

Erb—彈性采收率，小數；

Ct—綜合壓縮系數，M P a-1，0.0020；

Co—地層原油的壓縮系數，MPa-1，0.0013；

ΔPb—地飽壓差，MPa，16；

Cw—地層水壓縮系數，MPa-1，0.00045；

Cf—儲層巖石壓縮系數，MPa-1，0.0007；

Swi—束縛水飽和度，小數,0.47。

計算昌105區塊彈性驅采收率為3.199%。

（2）溶解氣驅采收率估算

只好站起來關上書房的木門。關門的瞬間他看一眼云夢，云夢一邊咯咯咯一邊往這邊瞅。呼倫心里稍感不妥，稍微愣了愣，還是把門關上。

根據《石油及天然氣儲量計算方法》一書中介紹的美國溶解氣驅采收率計算公式：

ER—溶解氣驅采收率，小數；

Ф—地層孔隙度，小數，0.125；

Swi—地層束縛水飽和度，小數，0.47；

Bob—飽和壓力下的原油體積系數，1.434；

μob—飽和壓力下的地層原油粘度，mPa.s，1.11；

K—地層平均絕對滲透率，mD，10；

Pb—飽和壓力，MPa，11.01；

用溶解氣驅經驗公式計算的采收率為13.95%。

利用經驗公式計算的溶解氣驅采收率和彈性驅采收率合計為17.14%，計算結果偏高，根據經驗，本區取值15%較為合理。

4 開發方式的選擇

4.1 衰竭式開采

油藏條件：①面積小且儲量規模小的凝析氣藏，保持壓力開采無經濟效益；②凝析油含量低，埋藏比較淺、油質輕、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儲層連續性差、非均質強的裂縫型、斷塊或低滲透氣藏。

開采特點：優點為鉆井數量較少、投資少、工藝簡單。缺點為采收率較低（凝析油采收率10%～30%）壓力降低，產生反凝析，油氣產能大大降低；凝析液易在井底和井筒造成堵水，影響生產。

效益評價：26口油氣井，內部收益率：13.85%，財務凈現值：2180萬元，投資回收期：3.9年。

4.2 循環注氣式開采（保持壓力開采方式）

油藏條件：①天然氣儲量較大：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、凝析油儲量100萬噸以上；③儲層相對均質、連通性及滲透性好的凝析氣藏。

開采特點：優點是避免發生反凝析，凝析油和干氣采收率較高，油20%～40%，氣50%以上。缺點是循環注氣投資大、運行成本高、工藝復雜、安全風險大、投資回收期長。

效益評價：20口油氣井，6口注氣井，注氣8年。內部收益率：5.89%，財務凈現值：-2250萬元，投資回收期：8.5年。

梁家構造帶凝析氣藏屬于含氣面積小、儲量規模較小，區塊日產氣量低（12萬方），儲層物性及穩定性差、非均質性強；綜合上述兩種開采方式，結合效益情況，選擇枯竭式開發。

4 結論

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