大庆油田天然气开发利用的现状及展望

大庆油田天然气开发利用的现状及展望方凌云高翔施龙摘要：介绍了大庆油田天然气资源情况，并阐述了大庆油田喇嘛甸气顶开发建设、外围中小型低产气田的气藏描述和排液开发以及油田溶解气的开发利用中各项技术的发展和取得的成就，分析了大庆油田天然气开发利用的潜力和今后发展的方向。关键词：松辽盆地北天然气气藏开发利用成就SITUATION AND PROSPECT OF NATURAL GAS DEVELOPMENT AND USAGE IN DAQING OIL FIELDFang Lingyun（Daqing Petroleum Administrative Bureau,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 achievement of the techniques used 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：Songliao Basin, North, Natural Gas, Gas reservoir, Development and usage, Achievement大庆油田在连续实现油田高产稳产的同时，大力发展天然气，加强天然气资源的开发利用，引进了天然气初加工处理装置，建成了地下储气库，开展了把天然气用于提高原油采收率的现场试验，逐步发展完善了外围低渗低产气田排液采气工艺，确保了外围油田产量不断增长的需要。天然气开发利用潜力巨大，可望成为今后油田经济发展新的增长点。一、天然气资源分析1，溶解气截至1998年底，大庆油区累计探明油(气)田29个。溶解气地质储量2212.43108m3，可采储量981.07108m3，动用溶解气地质储量2009.02108m3，工业产气量23.2108m3，累积生产溶解气691.78108m3，剩余溶解气可采储量289.29108m3。根据油田的分布特点，大庆油田的溶解气资源可分为以下4个地区。(1)长垣北部溶解气资源大庆长垣北部由喇嘛甸、萨尔图、杏树岗3个大型油田组成。溶解气地质储量为1820.8108m3，溶解气可采储量884.76108m3。截至1998年底累积生产溶解气662.83108m3，剩余溶解气可采储量221.93108m3。喇、萨、杏油田为典型的构造油田，圈闭面积大，圈闭幅度高。原始气油比较低，平均为48.7m3/t。从大庆油区溶解气资源总量看，长垣北部溶解气资源分布比较集中、储量大。(2)长垣南部溶解气资源长垣南部包括葡萄花、高台子、太平屯、敖包塔4个油田，溶解气地质储量104.82108m3，溶解气可采储量39.35108m3，截至1998年底累积生产溶解气21.75108m3，剩余溶解气可采储量17.6108m3，长垣南部油田为岩性-构造油藏，油藏规模同北部油田比小得多，原始气油比较低，平均为42m3/t，溶解气资源比较少，全部用于该油区的原油生产集输用气。(3)长垣以西地区的溶解气资源长垣以西地区包括龙虎泡、杏西、敖古拉、金腾、齐家、高西、新店、龙南、萨西、哈尔温等10个油田，二站、白音诺勒2个气田油环。溶解气地质储量82.29108m3，溶解气可采储量20.36108m3。长垣以西的油田规模比长垣南部更小，而且分布零散，油藏类型为构造-岩性油藏，原始气油比低。由于总的油田规模小，而且比较分散，溶解气资源较少，目前全部用于油田生产集输用气。(4)长垣以东的溶解气资源长垣以东地区包括升平、徐家围子、宋芳屯、模范屯、尚家、肇州、永乐、朝阳沟、榆树林、头台等10个油田。溶解气地质储量204.52108m3，溶解气可采储量36.60108m3，剩余可采储量9.54108m3。长垣以东地区的溶解气主要分布于几个规模较大的构造-岩性油藏中，储油层位为葡萄花油层和扶杨油层，油田的原始气油比低，大部分在2030m3/t，溶解气资源贫乏，目前全部用于维持油田生产。从以上4个区块溶解气资源的情况看，大庆油区的溶解气资源分布广泛，溶解气储量分布不均衡，主要溶解气资源集中在长垣北部，地质储量、可采储量和剩余可采储量分别占全油区的82%、90%和76.7%，是大庆油田溶解气资源利用的主要部分。2，气藏气截至1998年底，大庆油区已探明气田(藏)19个。含气面积454.4km2，探明气藏地质储量490.62108m3，可采储量187.47108m3，已有14个气田或含气区块投入开发和试采，累计生产天然气20.78108m3，剩余可采储量166.69108m3。1998年全局外围气田气产量为1.5108m3，用于确保外围油田原油集输生产，并向齐齐哈尔市、哈尔滨市供气。大庆油田外围气藏总的特点为气藏分布零散，气田规模小，气藏类型多而复杂，开发利用难度大。(1)长垣以东气田扶杨油层气田汪家屯、羊草、宋站、三站、五站、太平庄、长春岭、涝洲为扶杨油层气田，含气面积251.5km2，地质储量249.52108m3，分别占气层气总数的55.3%、51%。由于储层条件复杂，气层的开发难度较大，采收率较低，目前由于长垣以东油田的溶解气储量较少，无法保证油田的正常生产，该地区的气层气主要用在冬季补充溶解气的不足，维持油田的正常生产。登娄库组、侏罗系气层1998年新交探明的昌德气田为登娄库组、侏罗系气层，含气面积73.8km2，地质储量117.08108m3。登娄库组、侏罗系气层的地质特征为：a，储层由登三、四段和登一段营城组二段组成，为岩性气藏，登三、四段气层受断层、岩性控制，构造对天然气的聚集具有一定的控制作用。b，登三、四段和登一段营城组二段储层的物性较差，属于低孔低渗致密型砂岩气藏，孔隙度一般为5%10%，渗透率为0.0110-31.010-3m2。目前，昌德气田共完钻探井6口，具有一定的工业开发价值。葡萄花油层气田四站、涝洲、朝阳沟为葡萄花油层气田，含气面积20.4km2，地质储量8.30108m3。气藏规模小，构造比较简单，地层厚度薄，气层层数少，储量低。目前只能用于油田原油集输。(2)长垣以西地区萨尔图油层气田二站、阿拉新、敖古拉、新站和新店为萨尔图油层气田，含气面积65.7km2，地质储量54.44108m3，气藏为受岩性因素影响的低幅度层状构造气藏，储层物性好，胶结疏松，储层砂体规模小，井控动态储量少。白音诺勒和龙南分别为高台子油层和黑帝庙油层气田，含气面积4.3km2，地质储量4.68108m3。西部气田分布比较分散，储量规模小，除阿拉新气田直接外输天然气给齐齐哈尔市外，二站等气田只能用来保证长垣以西油田的生产。(3)喇嘛甸气顶喇嘛甸气顶含气面积32.3km2，地质储量54.67108m3，目前只动用了气顶上部的萨1、萨2和萨零组下部，动用储量13.5108m3，建立了喇嘛甸地下储气库，用于调节油田季节用气量不均衡的矛盾。另外，气藏气中还有待核销的朝33、塔3、塔5等3个区块，含气面积6.4km2，地质储量1.93108m3。二、大庆油田天然气开发利用的成就和技术大庆油田在喇嘛甸气顶气的开发及储气库的建设，外围中小型低产气田的气藏描述及排水采气、油田伴生气的综合利用等方面都有较大的技术发展，形成了相应的配套技术，取得了显著的成绩。1，喇嘛甸气顶油田的开采及储气库的建设(1)油气藏描述，渗流特征和开采方式研究大庆长垣北端的喇嘛甸构造，有储量比较丰富的气顶气藏，气顶分布在萨尔图油层的萨1萨47共17个小层中，其气顶分布面积随各层所在构造的高度不同而变化，从上到下气顶面积逐渐变小，构造顶部的萨一组气顶含气面积最大达32.3km2，每个气顶都有各自独立的油气界面，储层的非均质性较严重，层间渗透率级差可从20到3以下，气顶指数也可差十几倍。为了合理开发喇嘛甸气顶油藏，进行了大量的渗流特征的实验，对水气系统、油气系统、气油系统等两相渗流及油气水三相渗流特征做了分析研究，并对气顶处理中的重力影响、气层的厚度、相对渗透率与气层存水量关系、气层韵律性、平面非均质的影响等机理也进行了分析和研究。经研究认为，进入含气砂岩中的原油，先用100倍孔隙体积的气驱油，再用10倍孔隙体积的水驱替，驱油效率只是从第一步的30%，提高到最终的50%左右，大部分原油要残存在气顶中。三相流动时阻力也较大，残余油饱和度高，在含水饱和度增加、含油饱和度下降及含气饱和度下降的饱和历程条件下，三相共渗区面积较小，但残余油饱和度达到30%。对气顶的开采方式，研究了多种方案进行技术及经济的分析对比，认识到降压采气方式经济效益最好，长久等待油区开采结束后再开采气顶是不可行的。注氮气段塞采气经济效益最差。而注水保持压力采气经济效益介于前两者之间，接近降压采气的经济效益。采用在油气边界附近打水障井，形成水障，在隔离油气区的条件下，注水保持压力采气的方法，技术及经济效益较好。(2)开发部署及对策为满足当时国民经济对原油产量的需求，掌握提高产量的主动权，减少开发初期开采和管理上的复杂性，开发分两步进行，第一步暂缓开采气顶气，集中力量搞好油区开发，保持油气区压力平衡，维持油气界面相对稳定；第二步，在高效开发油层的基础上，根据国家的需要和技术的发展，合理地开发气顶气。依据喇嘛甸油田储集层呈层状分布的特点和早期内部分层注水能有效地保持压力这个有利条件，采用了正常的300m反九点法面积注采井网保持油气区压力平衡，以防止油气互窜。制定相应的射孔原则。在气顶外留下一个宽度为450600m的油环，作为油气缓冲带。在射孔时，对气层、油气同层和离油气边界外不足300m的油层一律不射孔，气顶外的第一排井均作采油井，将气顶外第一排注水井中凡与气顶连通的层单独用封隔器卡住注水，通过调整油井及注水井工作制度，调节气顶外第一排采油井的地层压力，尽量保持气顶压力和油层压力的平衡，防止油气互窜。同时为防止气顶气纵向上的窜流，采油井射开的油层与上部的气层或油气同层必须留足3m以上的泥岩隔层。(3)监测系统和调整为了及时掌握气顶和油区压力的变化情况，并为油水井工作制度调整提供依据，建立了有效的油气界面监测系统，包括气顶压力观察井，油区压力观察井和油气界面观察井，同时建立完善了井温、流压梯度和流体密度测井，以及中子伽玛和中子-中子测井来监测油气界面变化。通过26年的开发，喇嘛甸气顶资源得到了很好的保护利用，油气界面稳定，基本上没有发生气窜和油浸的现象。使纯油区得到较好的开发。(4)地下储气库的建成和扩容初期的储气库在1975年，详细研究了喇嘛甸构造北块萨零组下部和萨一组气层的地质状况，地下可储气的孔隙容积大小、封闭条件、气井的试气资料及对气顶油田开发的全局影响程度，确定了建立地下储气库的5条原则：a,有适宜的构造、发育的储层和良好的封闭条件；b,能满足日采或日注气60104m3的要求；c,避免气窜油浸，对气顶油田开发全局影响最小；d,打井数少；e,注气井位于构造高部位、砂岩较发育的地区。经过3个方案的分析比较确定以北块萨12层及萨零组下部作为地下储气库。储气库建成后，先开始采气。从1983年开始向地下注气，19831985年3年期间回注气量达2940104m3，然后中断了注气，1991年又恢复注气，每年注气15001042 000104m3，1998年注气量达到3150104m3。储气库的扩建工程根据我国天然气工业跨世纪的发展目标，考虑到从国外引进天然气，集团公司规划在大庆油区兴建一座储气能力为13108m3的地下储气库，要求调峰能力和事故后紧急供气能力分别达到4.8108m3和4.1108m3天然气的规模。经过分析比较选定在喇嘛甸气顶油藏北块，选择萨一组以上的储层作为建库的目的层。储气库的设计则明确4条原则：a,注气后不破坏现有的密封条件；b,库容利用率达到30%以上；c,应保持一定数量的垫底气，使气井有一定的采气压力和较高的能力；d,在需求旺季能最大限度地采出天然气，尽量满足市场季节用气不平衡的需要。对喇嘛甸构造北块，开展了储气库气井注采能力的分析研究，对储气库运行方式、注采气井及动态监测系统的部署及运行指标预测都做了认真的研究，目前正在实施扩建方案。2，大庆外围中小型天然气藏的开发截至1998年底，外围气田已有14个投入开发，累积产气量13.94108m3，1998年因推行夏关冬开的工作制度，夏季使用老区的返输干气，年产气为1.49108m3，加大了向哈、齐两市的供气量，年供气量达到3123104m3，比1997年增加了713104m3，同时外围中小型天然气藏的开发，进一步确保了连续增长的外围油田生产原油的集输需要，外围中小气田的开发已形成了相应的气藏描述、排液采气工艺、地面工程技术。外围中小型气田一般气井的产量较低，绝大部分产气量在4104m3/d以下，根据36口气井产量变化动态，初期单井产量大于3.0104m3/d的气井，占总数的61.1%；到目前井数比例已下降8.3%；初期单井产量小于1104m3/d的气井，占总井数的16.7%，而目前比例已上升到63.9%。由此可见气井不仅产量低而且递减快。1998年12月资料统计，开井56口，日产气量77104m3，除深层升深2井日产气量22104m3以外，真正平均单井日产气量仅有1104m3。外围的气井较普遍的产水带油，造成井底积液严重，这不仅使气井生产压差大，也给天然气的开采处理集输带来较大的难度。而且气井之间的储层连通差，含气饱和度低，单井控制储量少，因而生产过程中单井产能及压力递减较快，一般产能年递减率在15%20%。(1)气藏评价研究及描述由于储层物性差，泥质含量高，气层的含气饱和度不高，在气水层判断上相当困难，先后采用参数的综合分析法、双孔隙度差值法(声波孔隙度和中子孔隙度)和套前套后中子曲线对比法等，通过多种方法对气水层的判断识别，不仅指导了开发气井的射孔，而且也进一步分析了气藏的潜力，为开采中的挖潜提供了依据。如汪家屯气田的地质再认识。汪家屯气田是上报储量上百亿立方米的气田，与实际生产情况有较大的出入。先后进行了540km二维地震精查，重新处理1386km的老测线地震资料，进一步落实了扶一顶、杨二顶的构造形态和断层分布情况。通过地震及测井资料和附近密井网开采试验区资料，对砂体分布及大小进行了深入的研究。在汪家屯构造的南、北块钻了2口密闭取心井，对含气饱和度进行了研究核实，利用岩心分析及测井解释等多种资料对储层的孔隙度进行了研究。在多方面参数研究核实的基础上，重新计算了汪家屯气田的储量，经过复算后的地质储量比原上报储量减少了2/3。(2)落实动态储量，确定气井合理产能对砂体规模小的气井，通过试井方法，进行探边测试，搞清气藏边界性质、连通情况，进一步求得井控动态储量。对定容的弹性气驱气藏，采用弹性二相法计算动态储量。根据产能方案测算无阻流量，来确定气井合理产量。用压降法确定动态储量，根据视地层压力与累积产气量的线性关系，依据实测压力值，确定井控动态储量。对水驱气藏，利用物质平衡方程计算动态储量。这些井须要录取好产水量资料，计算好水侵量和水侵体积系数。对于单井点及多井点的气藏或产气区，应用数值模拟方法来进一步核实动态储量，制定合理的工作制度。先后对10个产气区进行了数值模拟，建立正确反映地下储层的地质模型，达到了较高的拟合精度。(3)坚持气藏动态监测，加强对气藏的分析管理坚持每年对部分气井测取压力资料，对一些井开展修正等时试井，对生产的气井取全取准生产资料，加强对气井生产状况的分析和预测。1998年外围气井的监测工作共达336井次。(4)研究了相应的排液采气工艺技术对出油使油管结蜡被堵的井采用了双层热洗管柱排液采气。推广应用优选携液能力强的小油管，排净井底积液，可以定期热洗清蜡，使油管通畅。热洗时，洗井水不能进入油套环形空间污染气层，热洗后可用本井油套环空的气压举出洗井水。对于产液量低，每天只产几十千克液的井，则采用泡沫排水，对气水同产井采用WF-1型发泡剂，对于出原油和水的气井用GT5-2型发泡剂，对于轻质油、水同产井采用四川石油管理局生产的固体发泡剂，泡排周期因井而宜，保证了低产低压井的正常生产。对于产水量大、依靠自身能量及泡排都不能正常生产的井，采用机抽排水效果比较好。对于有一定地层能量又只产水的气井可采用小油管自喷排水或柱塞气举排水，取得了显著效果。由于柱塞运行造成磨损较大，需一年更换一次柱塞，经济效益较差。对于在试气时射开水层的采气井，采用了可钻式封隔器堵水，使气井恢复了正常生产。另外，对气井采取复合排液采气、大型压裂，对高压气井进行修井，都取得了比较好的效果。3，溶解气的开发利用大庆油田的溶解气资源的开发利用主要集中在长垣北部的喇、萨、杏油田，其它区块的溶解气由于分布零散且规模较小，一般不经过初加工处理，目前只能用于确保所在油田原油生产集输的用气。喇、萨、杏油田溶解气的集输和处理工程，是经过近30年的不断完善形成的，基本采用密闭集输流程，设计集气率可达95%以上，目前已建成5座压气站，7座浅冷集气站，2套深冷分离装置，建成集气管线32条(155.39km)，输气管线33条(349.61km)，干气返输管线12条(86.32km)，建成了600104m3/d的天然气处理能力，18套原油稳定装置，建成了4860104t/a的原油处理能力，形成了集气、外输气、干气返输、以气代油等系统管网。溶解气初加工后主要用于保证原油生产集输、局外化工、局内化工、热电联供和三次采油等方面。(1)集气系统集气系统通常是指转油站油气分离器之后到溶解气处理装置入口分离器的工艺过程，它的任务就是将溶解气扣除损耗和自耗后剩余部分进行收集。目前，喇、萨、杏油田分布转油站约280座，油气分离压力0.15MPa，温度约40，年分离出气量约22108m3。(2)天然气处理系统经过近30年的建设，目前建成5座压气站，7座浅冷集气站，处理能力为480104m3/d，2套深冷分离装置，处理能力为120104m3/d。大庆油田的处理装置大都在20世纪80年代初投产，目前普遍存在装置老化效率降低的问题，特别是北压，1976年投产已运行了23年，2套深冷也都超过了正常运转期限。从1997年开始，我们有计划的对处理装置进行系统改造，1997年和1998年分别对红压和喇压进行了装置的改造，保证天然气的处理能力。(3)返输气系统返输干气系统指原烧湿气的原油集输系统的加热保温燃料改烧经处理的干气，可以多回收湿气当中的轻烃，增加溶解气利用的经济效益，有利于生产管理。近几年该项工程在管理局的组织安排下，采油各厂均开始返输干气，返输范围逐渐扩大，天然气利用的经济效益明显提高。(4)配出气系统大庆油田对天然气的利用经过30年的努力，从20世纪60年代的只有民用逐步发展到今天天然气多方位、多层次的利用，主要包括局内外化工厂、热电联供、三次采油、向外围油田供气、以气代油等配出气系统。三、天然气的发展方向及展望根据目前的天然气利用状况，对我局的天然气发展方向分析如下。1，伴生气的利用(1)逐步完善天然气集输管网、增加湿气的灵活调动性，进一步减少湿气放空。(2)提高湿气处理率、加大干气返输力度、增加轻烃回收量。目前，我局的湿气处理率不足75%，这使全局大约每年损失24104t轻烃。今后必须充分利用现有的干气返输管网，增加干气返输量。尽可能地减少湿气的直接利用量，不断地提高轻烃回收量。(3)提高天然气处理装置的制冷温度，增加轻烃收率。根据1998年天然气的处理状况，在已经处理过的干气中，甲烷含量为83%90%，部分重组分没有及时