第四节　深层天然气藏开发

　　大庆油田深层天然气藏是迄今世界上探明规模最大的酸性火山岩气藏，分布着昌德、升平、徐深（包括徐深1、升深2－1、兴城、汪深1、徐深9、徐深21、徐深28、达深3区块以及徐东、丰乐地区等）3个气田。其地质特征：1.储层埋藏深度在3000米以下，为下白垩系泉头组二段以下地层，包含登娄库组、营城组、沙河子组以及侏罗系地层等。储层岩性复杂，有致密砂岩、沙砾岩（河流相砂岩和滨浅湖相、冲积扇沉积），还有火山岩、花岗岩及变质岩风化壳等。2.储层物性差，属低孔低渗型。岩性致密，孔隙度一般为5％～10％，渗透率大都小于2毫达西。3.气井产量高低不均，低效井占30％，也有升深2井等一些气井压力高，产能较高。4.部分气井的天然气内含较多二氧化碳，如芳深9井、芳深701井天然气中的二氧化碳含量高达93％～84.9％，形成局部的二氧化碳气藏。
　　1994年3月，汪家屯构造上的探井———汪9－12井在登娄库组69米沙砾岩储层试气，获得15万立方米／日的工业气流，由此发现汪家屯深层登娄库高产气藏。同年7月，汪9－12井投入试采，大庆油田从此步入深层天然气藏滚动勘探开发阶段。1995年，在登娄库组储层再度发现2个含气构造，并于升深1、升深2井等3口井获得高压、高产工业气流。
　　1998年，昌德气田提交探明地质储量117.08亿立方米，平均气藏中部深度3060米。2000年，升平气田历经5年试采，在登娄库三段、泉头组一段和营城组地层探明含气面积17.6平方千米、天然气地质储量57.6亿立方米。2002年5月，在徐家围子断陷中部营城组火山岩获得高产天然气流，显示出该地区深层天然气藏丰厚的资源潜力，并由此发现徐深气田。2005年，徐深1、升深2－1两个区块相继有10口井获得工业气流，徐深气田营城组气藏探明天然气地质储量1018.68亿立方米，其中火山岩储层探明902.99亿立方米，沙砾岩储层探明115.69亿立方米。
　　截至2005年底，深层天然气藏投入开发的有徐深气田和卫深5井区，正在试采的有昌德、升平气田，共探明天然气储量1258.54亿立方米，含气面积215.97平方千米（包括烃类气藏地质储量1193.36亿立方米；二氧化碳气藏地质储量65.18亿立方米）。其中，昌德、升平、徐深气田的兴城、汪家屯深层及卫深5井区投入试采和开发。已完钻各类气井97口，正钻井9口，在34口井58个层成功进行大型压裂施工，获工业气流井37口。深层气藏已投入试采18口井，其中二氧化碳气井3口，累计生产液态二氧化碳气4218.66吨（232.03万立方米）；烃类气井15口，有5口井开采火山岩储层，10口井开采沙砾岩储层，累计生产天然气6.16亿立方米。已建成气井12口，单井集气站11座，年产天然气1.46亿立方米。

　　一、升平气藏

　　升平气藏类型为层状构造气藏。2000年，提交Ⅲ类天然气探明储量57.6亿立方米，含气面积17.6平方千米。其中，升深2井区营城组储层地质储量31.45亿立方米；升深1井区泉一段和登三段砂岩储层地质储量26.15亿立方米，含气面积10.6平方千米。升平区块主要储气层位是营城组三段的火山岩、四段的凝灰质粗砂岩及登娄库组二三段砂岩。
　　1996年1月，升深1井和升深2井投入试采，采用压降法和弹性二相法，测定2口井的井控动态储量分别为1.15亿立方米和9.2亿立方米。2002年，升深1井采用压降法落实动态储量2.2亿立方米。2003年11月，升深2－1井投产，日产气19.8万立方米。2003年，升深2井因套管腐蚀报废而停产，累计生产1431天，产气3.36亿立方米，产水3440立方米。
　　截至2005年底，升平气藏开井1口，日产气23.5万立方米，年产气2649.6万立方米。累计产气4.6637亿立方米。

　　二、昌德气田

　　昌德气田构造位于宋芳屯构造和徐家围子断陷带中部西翼斜坡带，气藏类型属断层一岩性气藏（登三四段）和岩性气藏（登一段和营城组一段），开采层位以登娄库组沙砾岩储层为主，营城组一段火山岩储层为辅，平均气藏中部埋藏深度3063米，含气面积73.8平方千米，探明地质储量117.08亿立方米。
　　1991年4月，芳深1、2井投入试采，初期分别日产气1.09和0.56万立方米。后因产水影响，靠放喷排水维持间歇生产，到1992年底关井。1995～1999年，芳深1井依靠泡沫排水维持生产，日产气0.31万立方米；芳深2井间歇性开井生产，但持续时间短暂，产气量也很少。2000年，芳深5、芳深8井陆续投入试采，所采气藏储层致密，产能极低，压裂改造后形成2万多立方米的产能。2001年，芳深6井投入试采火山岩储层，产能、压力相对比较稳定；芳深9区块投产芳深9、芳深9－1、芳深701等3口二氧化碳气井。
　　截至2005年底，昌德区块开烃类气井4口，日产气3.56万立方米，年产气235.73万立方米，累计产气2382.52万立方米（附带产水3156立方米），采气速度0.02％，采出程度0.2％；开二氧化碳气井3口，日产气0.84万立方米，年产气87.2万立方米，采气速度0.002％，采出程度0.2％。

　　三、徐深气田

　　徐深气田包括兴城区块和汪深1井区两部分。兴城区块位于徐家围子断陷中部，为构造———岩性气藏，其构造受宋西断裂喷发的火山体控制，形成6个断鼻与断背斜，构造带面积约65平方千米，主要储层为营城组火山岩储层和沙砾岩储层，含气面积92.49平方千米，天然气地质储量890.36亿立方米，可采储量411.9亿立方米；汪深1区块位于徐家围子断陷北部的安达断陷南端向宋站低隆起带的过渡区域，主要储层为营城组三段火山岩，孔隙度一般为4.6～17.5％，渗透率一般为0.012～4.79毫达西。

　　（一）兴城区块
　　2002年10月，徐深1井营城组火山岩储层压裂后获得日产53万立方米的高产工业气流。2004年4月，徐深6井营城组沙砾岩储层压裂后获得日产52.27万立方米的高产工业气流，两套储层压裂后产气量高，试采压力稳定。2005年，气田完钻气井25口，完成试气井19口，获工业气流井16口，其中徐深1、6、1－1三口井投入试采。
　　截至2005年底，该区块开井3口，年产气9881.2万立方米，累计产气1.0001亿立方米（附带产水1556立方米）。

　　（二）汪深1区块
　　2003年9月，汪深1井投入试采，初期采用压降法初步估算井控储量0.18亿立方米，压裂后获20.2万立方米／日的工业气流。2004年12月，汪深1井投产，用角阀日产气8.95万立方米，油压13.5兆帕。2005年，该井日产气量与油压分别降至1.1万立方米和3兆帕，全年产气1021.3万立方米（附带产水458立方米）。

　　四、卫深5井区

　　卫深5井区位于徐家围子断陷带西北部卫星地区，主要储层是营城组四段沙砾岩，采用压降法测定其动态储量0.89亿立方米。
　　2003年11月，卫深5井投产，日产气18.2万立方米，油压19.73兆帕。2004年3月，日产量与油压分别降至10.99万立方米和13.24兆帕。2004年4月至9月，卫深5井关井，10月重新开井生产。2005年11月，卫深5井日产气10.4万立方米，年产气791.6万立方米，累计产气3331.6万立方米（附带产水180立方米）。后因基础下沉而关井。

深层气田试采气井生产情况表　表4－5 序号 开采储层 井号 初期日 产气(万立方米) 初期日 产水(立方米) 初期地 层压力(兆帕) 目前日 产气(万立方米) 目前日 产水(立方米) 目前地 层压力(兆帕) 累计产 气(万立方米) 累计 产水 (立方米) 1 营城组火山岩 升深2—1 19.8 0.7 31.8 11.5 1.2 31.5 5507.26 372.53 2 徐深1 19.4 5.6 38.99 16.8 2.7 36.82 3449.97 494.21 3 汪深1 8.9 8.6 31.98 1.1 0.4 10.63 980.89 442.48 4 芳深6 1.6 / 36.13 1 / 35.96 577.67 1.3 5 徐深1—1 15.1 1.2 37.59 15.1 1.2 37.59 121.55 7.50 6 营城组粗砂岩 升深2 17.7 1.1 32.25 关前33.3 4.5 31.67 33610.13 3439.86 7 营城组砾岩 徐深6 18.8 2 39.28 16.4 2.9 36.97 4908.5 839.18 8 卫深5 17.3 0.6 32.4 12 0.6 23.25 3331.6 180.05 9 登娄库组砂岩 升深1 2.6 3.2 27.58 6.1 2.9 20.16 6263.83 3419.31 10 芳深1 1.2 0.7 26.7 0.3 1.6 19.8 1076.52 2770.49 11 芳深5 2.2 / 34.26 0.5 / 28.95 327.51 / 12 芳深8 2.1 1 37.8 0.9 2 32.6 236.9 153.02 13 芳深2 0.6 0.2 29.2 井筒堵关井 / / 150.49 242.05 14 卫深3 0.5 24.4 36.5 水多关井 / 35.6 36.63 2958.59 15 汪9—12 1.6 21.8 27 水多关井 / 22.1 1045.43 19796.94   合计               61624.88 35117.51