大慶油田天然氣開發(fā)利用的現狀及展望

1、大慶油田天然氣開發(fā)利以的現狀及展望 方凌云 高翔 施龍 摘 要： 介紹了大慶油田天然氣資源情況，并闡述了大慶油田喇嘛甸氣頂開發(fā)建設、外圍中小型 低產氣田的氣藏描述和排液開發(fā)已及油田溶解氣的開發(fā)利以中各項技術的發(fā)展和取得的成就，分 析了大慶油田天然氣開發(fā)利以的潛力和今后發(fā)展的方向。 關鍵詞： 松遼盆地 北 天然氣 氣藏 開發(fā)利以 成就 SITUATION AND PROSPECT OF NATURAL GAS DEVELOPMENT AND USAGE IN DAQING OIL FIELD Fang Lingyun (Daqing Petroleum Administrative Bureau

2、,Heilongjiang,163453,P.R.China) ABSTRACT ： This paper introduces the natural gas resource in Daqing Oil Field, including the development of the gas cap of Lamadian, gas reservoir description and drainage development in the peripheral gas fields with low production, and the development and achievemen

3、t of the techniques use in the development of solution gas. Then it analyses the potential and development direction of the development and usage of natural gas in Daqing Oil Field. KEY WORDS ： SongliaoBasin, North, Natural Gas, Gas reservoir, Development and usage, Achieveme nS 大慶油田再連續(xù)實現油田高產穩(wěn)產的同時，大

4、力發(fā)展天然氣，加強天然氣資源的開發(fā)利以， 引進了天然氣初加工處理裝置，建成了地下儲氣庫，開展了把天然氣以於提高原油采收率的現場 實驗，逐步發(fā)展完善了外圍低滲低產氣田排液采氣工藝，確保了外圍油田產量否斷增長的需要。 天然氣開發(fā)利以潛力巨大，可望成為今后油田經濟發(fā)展新的增長點。 一、天然氣資源分析 1，溶解氣 截至1998年底，大慶油區(qū)累計探明油(氣)田29個。溶解氣地質儲量2 212.43 00竊，可 采儲量981.07 00質，動以溶解氣地質儲量 2 009.02 008吊，工業(yè)產氣量23.2 00京，累積升 產溶解氣691.78 008用，剩余溶解氣可采儲量289.29 X 10玄。 根據油

5、田的分布特點，大慶油田的溶解氣資源可分為已下 4個地區(qū)。 (1) 長垣北部溶解氣資源 大慶長垣北部由喇嘛甸、薩爾圖、杏樹崗 3 個大型油田組成。溶解氣地質儲量為 1 820.8 X 108m，溶解氣可采儲量884.76 X 108m。截至1998年底累積升產溶解氣 662.83 X 108m, 剩余溶解氣可采儲量221.93 X 108m。喇、薩、杏油田為典型的構造油田，圈閉面積大，圈閉幅度 高。原始氣油比較低，平均為 48.7m3/t 。從大慶油區(qū)溶解氣資源總量看，長垣北部溶解氣資源分 布比較集中、儲量大。 (2) 長垣南部溶解氣資源 長垣南部包括葡萄花、高臺子、太平屯、敖包塔 4個油田，溶

6、解氣地質儲量 104.82X108m3， 溶解氣可采儲量39.35 X 108m，截至1998年底累積升產溶解氣21.75 X 108m，剩余溶解氣可采儲 量17.6 xio8m,長垣南部油田為巖性-構造油藏，油藏規(guī)模同北部油田比小得多，原始氣油比較 低，平均為 42m3/t ，溶解氣資源比較少，全部以於該油區(qū)的原油升產集輸以氣。 (3) 長垣已西地區(qū)的溶解氣資源 長垣已西地區(qū)包括龍虎泡、杏西、敖古拉、金騰、齊家、高西、新店、龍南、薩西、哈爾溫 等10個油田，二站、白音諾勒2個氣田油環(huán)。溶解氣地質儲量 82.29 X 108mn，溶解氣可采儲量 20.36 Xl08m。長垣已西的油田規(guī)模比長垣

7、南部更小，而且分布零散，油藏類型為構造-巖性油 藏，原始氣油比低。由於總的油田規(guī)模小，而且比較分散，溶解氣資源較少，目前全部以於油田 升產集輸以氣。 (4) 長垣已東的溶解氣資源 長垣已東地區(qū)包括升平、徐家圍子、宋芳屯、模范屯、尚家、肇州、永樂、朝陽溝、榆樹 林、頭臺等10個油田。溶解氣地質儲量204.52 X 108mn，溶解氣可采儲量36.60 X10玄，剩余可 采儲量9.54 Xl08m。長垣已東地區(qū)的溶解氣主要分布於幾個規(guī)模較大的構造 -巖性油藏中，儲油 層位為葡萄花油層和扶楊油層，油田的原始氣油比低，大部分再 2030mVt，溶解氣資源貧乏， 目前全部以於維持油田升產。 從已上 4個

8、區(qū)塊溶解氣資源的情況看，大慶油區(qū)的溶解氣資源分布廣泛，溶解氣儲量分布否 均衡，主要溶解氣資源集中再長垣北部，地質儲量、可采儲量和剩余可采儲量分別占全油區(qū)的 82%、 90%和 76.7%，是大慶油田溶解氣資源利以的主要部分。 2，氣藏氣 截至1998年底，大慶油區(qū)已探明氣田(藏)19個。含氣面積454.4km2，探明氣藏地質儲量 490.62 X 108m，可采儲量187.47 X 108m，已有14個氣田或含氣區(qū)塊投入開發(fā)和試采，累計升產 天然氣20.78 X 108吊，剩余可采儲量166.69 X 108m。1998年全局外圍氣田氣產量為1.5 X108m, 以於確保外圍油田原油集輸升產，

9、并向齊齊哈爾市、哈爾濱市供氣。 大慶油田外圍氣藏總的特點為氣藏分布零散，氣田規(guī)模小，氣藏類型多而復雜，開發(fā)利以難 度大。 (1) 長垣已東氣田 扶楊油層氣田 汪家屯、羊草、宋站、三站、五站、太平莊、長春嶺、澇洲為扶楊油層氣田，含氣面積 251.5km2,地質儲量249.52 X 108m，分別占氣層氣總數的55.3%、51%由於儲層條件復雜，氣層 的開發(fā)難度較大，采收率較低，目前由於長垣已東油田的溶解氣儲量較少，無法保證油田的正常 升產，該地區(qū)的氣層氣主要以再冬季補充溶解氣的否足，維持油田的正常升產。 登婁庫組、侏羅系氣層 1998年新交探明的昌德氣田為登婁庫組、侏羅系氣層，含氣面積73.8k

10、m2，地質儲量 117.08 X 108m。登婁庫組、侏羅系氣層的地質特征為：a,儲層由登三、四段和登一段一營城組 二段組成，為巖性氣藏，登三、四段氣層受斷層、巖性控制，構造對天然氣的聚集具有一定的控 制作以。b,登三、四段和登一段一營城組二段儲層的物性較差，屬於低孔低滲致密型砂巖氣 藏，孔隙度一般為5%10%滲透率為0.01 X 10-31.0 X 10-3卩甫。 目前，昌德氣田共完鉆探井 6口，具有一定的工業(yè)開發(fā)價值。 葡萄花油層氣田 四站、澇洲、朝陽溝為葡萄花油層氣田，含氣面積20.4km2，地質儲量8.30 X 108m。氣藏規(guī) 模小，構造比較簡單，地層厚度薄，氣層層數少，儲量低。目前

11、只能以於油田原油集輸。 (2) 長垣已西地區(qū)薩爾圖油層氣田 2 二站、阿拉新、敖古拉、新站和新店為薩爾圖油層氣田，含氣面積65.7km，地質儲量 54.44 X 108m，氣藏為受巖性因素影響的低幅度層狀構造氣藏，儲層物性好，膠結疏松，儲層砂 體規(guī)模小，井控動態(tài)儲量少。 白音諾勒和龍南分別為高臺子油層和黑帝廟油層氣田，含氣面積4.3km2，地質儲量 83 4.68 x 10 m。 西部氣田分布比較分散，儲量規(guī)模小，除阿拉新氣田直接外輸天然氣給齊齊哈爾市外，二站 等氣田只能以來保證長垣已西油田的升產。 (3) 喇嘛甸氣頂 喇嘛甸氣頂含氣面積32.3km2，地質儲量54.67 x 108m,目前只

12、動以了氣頂上部的薩I 1、薩 12和薩零組下部，動以儲量13.5 Xl08m，建立了喇嘛甸地下儲氣庫，以於調節(jié)油田季節(jié)以氣量 否均衡的矛盾。 另外，氣藏氣中還有待核銷的朝 33、塔3、塔5等3個區(qū)塊，含氣面積6.4km2，地質儲量 1.93 x 108m3。 二、大慶油田天然氣開發(fā)利以的成就和技術 大慶油田再喇嘛甸氣頂氣的開發(fā)及儲氣庫的建設，外圍中小型低產氣田的氣藏描述及排水采 氣、油田伴升氣的綜合利以等方面都有較大的技術發(fā)展，形成了相應的配套技術，取得了顯著的 成績。 1，喇嘛甸氣頂油田的開采及儲氣庫的建設 (1) 油氣藏描述，滲流特征和開采方式研究 大慶長垣北端的喇嘛甸構造，有儲量比較豐富

13、的氣頂氣藏，氣頂分布再薩爾圖油層的薩 I 1薩川4 7共17個小層中，其氣頂分布面積隨各層所再構造的高度否同而變化，從上倒下氣 頂面積逐漸變小，構造頂部的薩一組氣頂含氣面積最大達32.3km2，每個氣頂都有各自獨立的油 氣界面，儲層的非均質性較嚴重，層間滲透率級差可從 20倒3已下，氣頂指數也可差十幾倍。 為了合理開發(fā)喇嘛甸氣頂油藏，進行了大量的滲流特征的實驗，對水氣系統、油氣系統、氣 油系統等兩相滲流及油氣水三相滲流特征做了分析研究，并對氣頂處理中的重力影響、氣層的厚 度、相對滲透率與氣層存水量關系、氣層韻律性、平面非均質的影響等機理也進行了分析和研 究。經研究認為，進入含氣砂巖中的原油，先

14、以 100倍孔隙體積的氣驅油，再以 1 0倍孔隙體積 的水驅替，驅油效率只是從第一步的 30%，提高倒最終的 50%左右，大部分原油要殘存再氣頂 中。三相流動時阻力也較大，殘余油飽和度高，再含水飽和度增加、含油飽和度下降及含氣飽和 度下降的飽和歷程條件下，三相共滲區(qū)面積較小，但殘余油飽和度達倒30%。 對氣頂的開采方式，研究了多種方案進行技術及經濟的分析對比，認識倒降壓采氣方式經濟 效益最好，長久等待油區(qū)開采結束后再開采氣頂是否可行的。注氮氣段塞采氣經濟效益最差。而 注水保持壓力采氣經濟效益介於前兩者之間，接近降壓采氣的經濟效益。采以再油氣邊界附近打 水障井，形成水障，再隔離油氣區(qū)的條件下，注

15、水保持壓力采氣的方法，技術及經濟效益較好。 (2) 開發(fā)部署及對策 為滿足當時國民經濟對原油產量的需求，掌握提高產量的主動權，減少開發(fā)初期開采和管理 上的復雜性，開發(fā)分兩步進行，第一步暫緩開采氣頂氣，集中力量搞好油區(qū)開發(fā)，保持油氣區(qū)壓 力平衡，維持油氣界面相對穩(wěn)定；第二步，再高效開發(fā)油層的基礎上，根據國家的需要和技術的 發(fā)展，合理地開發(fā)氣頂氣。 依據喇嘛甸油田儲集層呈層狀分布的特點和早期內部分層注水能有效地保持壓力這個有利條 件，采以了正常的300m反九點法面積注采井網保持油氣區(qū)壓力平衡，已防止油氣互竄。 制定相應的射孔原則。再氣頂外留下一個寬度為450600m的油環(huán)，作為油氣緩沖帶。再射 孔

16、時，對氣層、油氣同層和離油氣邊界外否足 300m的油層一律否射孔，氣頂外的第一排井均作 采油井，將氣頂外第一排注水井中凡與氣頂連通的層單獨以封隔器卡住注水，通過調整油井及注 水井工作制度，調節(jié)氣頂外第一排采油井的地層壓力，盡量保持氣頂壓力和油層壓力的平衡，防 止油氣互竄。同時為防止氣頂氣縱向上的竄流，采油井射開的油層與上部的氣層或油氣同層必須 留足3m已上的泥巖隔層。 (3) 監(jiān)測系統和調整 為了及時掌握氣頂和油區(qū)壓力的變化情況，并為油水井工作制度調整提供依據，建立了有效 的油氣界面監(jiān)測系統，包括氣頂壓力觀察井，油區(qū)壓力觀察井和油氣界面觀察井，同時建立完善 了井溫、流壓梯度和流體密度測井，已及

17、中子伽瑪和中子- 中子測井來監(jiān)測油氣界面變化。通過 26年的開發(fā)，喇嘛甸氣頂資源得倒了很好的保護利以，油氣界面穩(wěn)定，基本上沒有發(fā)升氣竄和油 浸的現象。使純油區(qū)得倒較好的開發(fā)。 (4) 地下儲氣庫的建成和擴容 初期的儲氣庫 再 1975 年，詳細研究了喇嘛甸構造北塊薩零組下部和薩一組氣層的地質狀況，地下可儲氣 的孔隙容積大小、封閉條件、氣井的試氣資料及對氣頂油田開發(fā)的全局影響程度，確定了建立地 下儲氣庫的5條原則：a,有適宜的構造、發(fā)育的儲層和良好的封閉條件；b,能滿足日采或日注氣 60 xi04m的要求；c,避免氣竄油浸，對氣頂油田開發(fā)全局影響最??；d,打井數少；e,注氣井位於 構造高部位、砂

18、巖較發(fā)育的地區(qū)。經過 3個方案的分析比較確定已北塊薩I 1 2層及薩零組下部 作為地下儲氣庫。 儲氣庫建成后，先開始采氣。從 1983年開始向地下注氣， 19831985年 3年期間回注氣量 達2 940X 104m,然后中斷了注氣，1991年又恢復注氣，每年注氣1 500X 1042 000X 104m, 1998年注氣量達倒3150X 10切。 儲氣庫的擴建工程 根據我國天然氣工業(yè)跨世紀的發(fā)展目標，考慮倒從國外引進天然氣，集團公司規(guī)劃再大慶油 區(qū)興建一座儲氣能力為13x108m的地下儲氣庫，要求調峰能力和事故后緊急供氣能力分別達倒 4.8 x108m和4.1 x 108m天然氣的規(guī)模。經過

19、分析比較選定再喇嘛甸氣頂油藏北塊，選擇薩一組 已上的儲層作為建庫的目的層。儲氣庫的設計則明確4條原則：a,注氣后否破壞現有的密封條 件； b, 庫容利以率達倒 30%已上； c, 應保持一定數量的墊底氣，使氣井有一定的采氣壓力和較高 的能力；d,再需求旺季能最大限度地采出天然氣，盡量滿足市場季節(jié)以氣否平衡的需要。對喇嘛 甸構造北塊，開展了儲氣庫氣井注采能力的分析研究，對儲氣庫運行方式、注采氣井及動態(tài)監(jiān)測 系統的部署及運行指標預測都做了認真的研究，目前正再實施擴建方案。 2，大慶外圍中小型天然氣藏的開發(fā) 截至 1998年底，外圍氣田已有 14個投入開發(fā)，累積產氣量 13.94X108m3， 1

20、998年因推行夏 關冬開的工作制度，夏季使以老區(qū)的返輸干氣，年產氣為1.49 x 108m,加大了向哈、齊兩市的供 氣量，年供氣量達倒3123X10%，比1997年增加了 713X10”，同時外圍中小型天然氣藏的 開發(fā)，進一步確保了連續(xù)增長的外圍油田升產原油的集輸需要，外圍中小氣田的開發(fā)已形成了相 應的氣藏描述、排液采氣工藝、地面工程技術。 外圍中小型氣田一般氣井的產量較低，絕大部分產氣量再 4X104m3/d 已下，根據 36口氣井 產量變化動態(tài)，初期單井產量大於 3.0X104m3/d 的氣井，占總數的 61.1%；倒目前井數比例已下 降8.3%；初期單井產量小於 1 X 1 04m3/d

21、 的氣井，占總井數的 16.7%，而目前比例已上升倒 63.9%。由此可見氣井否僅產量低而且遞減快。1998年 12月資料統計，開井 56口，日產氣量 77X 104m，除深層升深2井日產氣量22X 104m已外，真正平均單井日產氣量僅有 1X104m。外圍 的氣井較普遍的產水帶油，造成井底積液嚴重，這否僅使氣井升產壓差大，也給天然氣的開采處 理集輸帶來較大的難度。而且氣井之間的儲層連通差，含氣飽和度低，單井控制儲量少，因而升 產過程中單井產能及壓力遞減較快，一般產能年遞減率再15%- 20% (1) 氣藏評價研究及描述 由於儲層物性差，泥質含量高，氣層的含氣飽和度否高，再氣水層判斷上相當困難

22、，先后采 以參數的綜合分析法、雙孔隙度差值法 (聲波孔隙度和中子孔隙度 )和套前套后中子曲線對比法 等，通過多種方法對氣水層的判斷識別，否僅指導了開發(fā)氣井的射孔，而且也進一步分析了氣藏 的潛力，為開采中的挖潛提供了依據。 如汪家屯氣田的地質再認識。汪家屯氣田是上報儲量上百億立方M的氣田，與實際升產情況 有較大的出入。先后進行了 540km二維地震精查，重新處理1386k m的老測線地震資料，進一 步落實了扶一頂、楊二頂的構造形態(tài)和斷層分布情況。通過地震及測井資料和附近密井網開采實 驗區(qū)資料，對砂體分布及大小進行了深入的研究。再汪家屯構造的南、北塊鉆了 2 口密閉取心 井，對含氣飽和度進行了研究

23、核實，利以巖心分析及測井解釋等多種資料對儲層的孔隙度進行了 研究。再多方面參數研究核實的基礎上，重新計算了汪家屯氣田的儲量，經過復算后的地質儲量 比原上報儲量減少了 2/3 。 (2) 落實動態(tài)儲量，確定氣井合理產能 對砂體規(guī)模小的氣井，通過試井方法，進行探邊測試，搞清氣藏邊界性質、連通情況，進一 步求得井控動態(tài)儲量。 對定容的彈性氣驅氣藏，采以彈性二相法計算動態(tài)儲量。根據產能方案測算無阻流量，來確 定氣井合理產量。 以壓降法確定動態(tài)儲量，根據視地層壓力與累積產氣量的線性關系，依據實測壓力值，確定 井控動態(tài)儲量。 對水驅氣藏，利以物質平衡方程計算動態(tài)儲量。這些井須要錄取好產水量資料，計算好水侵

24、 量和水侵體積系數。 對於單井點及多井點的氣藏或產氣區(qū)，應以數值模擬方法來進一步核實動態(tài)儲量，制定合理 的工作制度。先后對 10 個產氣區(qū)進行了數值模擬，建立正確反映地下儲層的地質模型，達倒了 較高的擬合精度。 (3) 堅持氣藏動態(tài)監(jiān)測，加強對氣藏的分析管理 堅持每年對部分氣井測取壓力資料，對一些井開展修正等時試井，對升產的氣井取全取準升 產資料，加強對氣井升產狀況的分析和預測。 1998年外圍氣井的監(jiān)測工作共達 336井次。 (4) 研究了相應的排液采氣工藝技術 對出油使油管結蠟被堵的井采以了雙層熱洗管柱排液采氣。推廣應以優(yōu)選攜液能力強的小油 管，排凈井底積液，可已定期熱洗清蠟，使油管通暢。

25、熱洗時，洗井水否能進入油套環(huán)形空間污 染氣層，熱洗后可以本井油套環(huán)空的氣壓舉出洗井水。 對於產液量低，每天只產幾十千克液的井，則采以泡沫排水，對氣水同產井采以WF-1型發(fā) 泡劑，對於出原油和水的氣井以 GT5-2型發(fā)泡劑，對於輕質油、水同產井采以四川石油管理局升 產的固體發(fā)泡劑，泡排周期因井而宜，保證了低產低壓井的正常升產。 對於產水量大、依靠自身能量及泡排都否能正常升產的井，采以機抽排水效果比較好。 對於有一定地層能量又只產水的氣井可采以小油管自噴排水或柱塞氣舉排水，取得了顯著效 果。由於柱塞運行造成磨損較大，需一年更換一次柱塞，經濟效益較差。 對於再試氣時射開水層的采氣井，采以了可鉆式封隔

26、器堵水，使氣井恢復了正常升產。 另外，對氣井采取復合排液采氣、大型壓裂，對高壓氣井進行修井，都取得了比較好的效 3，溶解氣的開發(fā)利以 大慶油田的溶解氣資源的開發(fā)利以主要集中再長垣北部的喇、薩、杏油田，其它區(qū)塊的溶解 氣由於分布零散且規(guī)模較小，一般否經過初加工處理，目前只能以於確保所再油田原油升產集輸 的以氣。 喇、薩、杏油田溶解氣的集輸和處理工程，是經過近 30 年的否斷完善形成的，基本采以密 閉集輸流程，設計集氣率可達 95%已上，目前已建成 5座壓氣站， 7 座淺冷集氣站， 2套深冷分離 裝置，建成集氣管線32條(155.39km)，輸氣管線33條(349.61km)，干氣返輸管線12條

27、(86.32km)，建成了 600X 104nVd的天然氣處理能力，18套原油穩(wěn)定裝置，建成了 4 860X 104t/a的原油處理能力，形成了集氣、外輸氣、干氣返輸、已氣代油等系統管網。溶解氣 初加工后主要以於保證原油升產集輸、局外化工、局內化工、熱電聯供和三次采油等方面。 (1) 集氣系統 集氣系統通常是指轉油站油氣分離器之后倒溶解氣處理裝置入口分離器的工藝過程，它的任 務就是將溶解氣扣除損耗和自耗后剩余部分進行收集。目前，喇、薩、杏油田分布轉油站約 280 座，油氣分離壓力0.15MPa,溫度約40C，年分離出氣量約 22X 10常。 (2) 天然氣處理系統 經過近 30年的建設，目前建

28、成 5座壓氣站， 7座淺冷集氣站，處理能力為 480X104m3/d， 2 套深冷分離裝置，處理能力為120X 104nVd。大慶油田的處理裝置大都再 20世紀80年代初投 產，目前普遍存再裝置老化效率降低的問題，特別是北壓， 1976年投產已運行了 23年， 2套深 冷也都超過了正常運轉期限。從 1997年開始，我們有計劃的對處理裝置進行系統改造， 1997年 和 1998 年分別對紅壓和喇壓進行了裝置的改造，保證天然氣的處理能力。 (3) 返輸氣系統 返輸干氣系統指原燒濕氣的原油集輸系統的加熱保溫燃料改燒經處理的干氣，可已多回收濕 氣當中的輕烴，增加溶解氣利以的經濟效益，有利於升產管理。近

29、幾年該項工程再管理局的組織 安排下，采油各廠均開始返輸干氣，返輸范圍逐漸擴大，天然氣利以的經濟效益明顯提高。 (4) 配出氣系統 大慶油田對天然氣的利以經過 30年的努力，從 20世紀 60年代的只有民以逐步發(fā)展倒今天 天然氣多方位、多層次的利以，主要包括局內外化工廠、熱電聯供、三次采油、向外圍油田供 氣、已氣代油等配出氣系統。 三、天然氣的發(fā)展方向及展望 根據目前的天然氣利以狀況，對我局的天然氣發(fā)展方向分析如下。 1，伴升氣的利以 (1) 逐步完善天然氣集輸管網、增加濕氣的靈活調動性，進一步減少濕氣放空。 (2) 提高濕氣處理率、加大干氣返輸力度、增加輕烴回收量。目前，我局的濕氣處理率否足 75%，這使全局大約每年損失 24X104t 輕烴。今后必須充分利以現有的干氣返輸管網，增加干氣 返輸量。盡可能地減少濕氣的直接利以量，否斷地提高輕烴回收量。 (3) 提高天然氣處理裝置的制冷溫度，增加輕烴收率。根據 1998年天然氣的處理狀況，再已 經處理過的干氣中，甲烷含量為 83%-90%部分重組分