第三节　外围中浅层气田开发

　　大庆长垣外围中浅层气田地质具有如下特征：（1）大多属于低产低丰度小型气田或单井点零星分布的含气区块。已投入开发的17个中浅层气田中，有11个为小型气田和单井点的含气区块，而且气井产量较低。在58口生产气井中，25口井初期单井日产气量在3万立方米～5万立方米，占总井数的43％；15口井日产气量在1万立方米～3万立方米，占总井数的26％；18口井日产气量不足1万立方米，占总井数的31％。（2）储层类型多，储层物性差别大。储气层从上部组合的黑帝庙油层，中部组合的萨尔图、葡萄花、高台子油层，至下部组合的扶余、杨大城子油层，埋藏深度在几百米至两千多米。储气层砂体有效厚度小，单层砂岩厚度一般为1～4米，连通性差。空气渗透率从几十毫达西到一达西左右，阿拉新、二站等少数气藏深度小于800米的疏松储层有出砂现象。（3）气藏类型复杂，气水分布呈多样性。有低幅度层状构造气藏及受构造控制的岩性气藏，还有受构造、断层及岩性等多因素控制形成的复合型气藏。气水分布比较复杂，没有统一的压力系统和气水界面；气藏驱动类型较多，大部分为封闭型气藏，靠气驱压降和弹性驱动，还有一些小型气藏为水驱或弱水驱。（4）井控储量低，产量递减快。多数气藏产量初期递减率大于20％，初期单井日产量大于3万立方米的气井占总井数的43％，投产3～5年后下降至5％；而初期单井日产量小于1万立方米的气井占总井数的31％，投产3～5年后进一步上升到71％。（5）气层中普遍有不同程度的含油产状，有13个气藏的气井生产时带油，气田的气井日产油几千克到几十千克，阿拉新及二站气田的一些气井还带有稠油；很多气井采气时带有少量水，日产水量从几百公升到几立方米，造成井底积液。（6）气体组分以甲烷为主，含量大都达90％以上；各个气田均不含硫化氢和二氧化硫等有毒有害组分。
　　1986年4月，随着西部白音诺勒气田杜402井投入试采，大庆长垣外围中浅层气田进入试采阶段。1989年起，升65等4口井进行泡沫排水采气试验，并着手研发连续油管加液氮排水、小油管排水、产水层化学堵水等技术，气田开发工艺技术逐步得以完善。到1990年底，大庆外围地区投入试采8个气藏、32口井，当年开井23口，年产气1.15亿立方米，累计采气3.52亿立方米。1991年，排水采气技术研究取得突破性进展，初步摸索出适应不同气井的排水采气工艺技术，并在2口气井采用双层排油采气管柱热洗排液采气取得成功，还在2口低产气井进行了压裂改造试验。在随后几年间，泡沫排水37口井、柱塞气举5口井、机抽排水7口井，实施机械与化学堵水10口，进行产能、压力恢复、压降、探边等试井244井次，测流、静压和井温1061井次，并运用试井资料，总结出确定气井产能及合理配产的有效方法。到1995年底，有12个气田和含气区块投入试采和开发，动用地质储量216.99亿立方米，开井43口，日产气43.03万立方米，年产气1.1亿立方米，累计产气9.71亿立方米。同期，向哈尔滨市和齐齐哈尔市分别日供气1.31万立方米和1.85万立方米，累计向两市供气5529万立方米。1996～2000年，继续深化气藏研究，探索水驱气田开发规律，增加对外供气量，完善气井排液采气技术，并通过研发提捞与泡沫复合排水工艺，成功诱喷被水“压死”的升64井等一些气井，使之恢复生产。
　　2001～2005年，在对朝长地区各气田二、三维地震资料重新处理解释的基础上，经综合地质研究，优选三站、太平庄、五站、涝洲4个天然气富集区投入开发。在采气工艺上完善排水采气技术，开始采用二氧化碳泡沫压裂改造低产气井，部分气井采用井下节流防止气井水化物的工艺，使生产时率提高48.5％，年增产天然气890万立方米。
　　截至2005年底，大庆外围中浅层有17个气田投入开发，动用地质储量99.06亿立方米，可采储量36.79亿立方米；建成气井118口，集气站13座；投产气井89口，开井59口，年产气1.01亿立方米，累计产气20.48亿立方米，累计产凝析油及地层水3211吨和4.13万立方米。

　　一、三肇地区中浅层气藏

　　长垣以东“三肇”地区的气田，包括汪家屯气田、羊草气田、宋站气田，开采目的层为扶余、杨大城子储层，探明含气面积74.47平方千米，探明地质储量72.89亿立方米，至2005年底，投入开采气井45口，动用地质储量33.27亿立方米，累计生产天然气82184万立方米，采出程度24.7％，其中的汪家屯气田是大庆油区内含气面积较大、天然气储量较多的中浅层气田。

　　（一）汪家屯气田
　　地处安达市升平镇和安达市畜牧场，区域构造位于“三肇”凹陷的安达———肇州断裂带，是由多个复杂岩性、断块小气藏组成的气藏群。气田分南北两个区块，共有14个含气小断块，含气面积47.2平方千米，天然气地质储量40.33亿立方米，可采储量20.17亿立方米。
　　1987年10月，伴随升58井投产，气田进入试采阶段。之后，陆续投产气井12口，主要为第八采油厂提供生产、生活用气和冬季补给老区生产用气。到1989年底，实际开井8口，日产气23.14万立方米。1990年起，产量大幅递减，日产气量跌至13.52万立方米。此后几年，通过对低压、低产井实施压裂、堵水、泡沫排水、复合排水等措施，以控制产量递减势头；将地面集气流程逐步改为三管伴热流程，以保证冬季生产安全，使得油田生产平稳运行，产量递减势头得以有效控制。直至1997年，年产气量大体稳定在四五千万立方米左右。1998年，汪家屯气田步入产量递减期，日产气量降至10万立方米水平线。通过投产新井、补孔、二氧化碳压裂以及加强泡排水和复合排水等日常管理，气田日产气量于2001～2003年短暂回升到20万立方米左右。随后，产量再度急转直下，降至10万立方米以下。到2005年，该气田因施工需要临时关井12口，实际开井10口，日产气9.37万立方米（如果临时关停的12口井投入正常生产，可开井22口，日产气量可达16.64万立方米）。
　　截至2005年底，该气田共投产气井37口（含报废井1口），开井10口，日产气9.37万立方米，年产气1297.3万立方米，累计产气6.75亿立方米（附带产油361.5吨，产水3.56万立方米），采气速度0.32％，采出程度16.73％。

　　（二）羊草气田
　　位于安达市羊草镇东部，岩性构造气藏，含气面积12.1平方千米，地质储量19.85亿立方米，可采储量3.96亿立方米。
　　自1986年升81区块部署并完钻探井2口、评价井1口。到2005年羊草气田共完钻探井17口，资料井3口，采气井2口，总计22口井。其中试气16口，获工业气流井7口，建成并投产气井3口（升81井、宋8井、宋183井）。由于羊草气田规模较小，试气达到工业气流井数少，在开发过程中依据生产需要钻开发井进行试采。
　　1987年11月，羊草气田升81井投产，初期日产气4.1万立方米，地层压力12.65兆帕。随后，升81井产量逐年递减。1988～1989年，羊草气田探井宋18井、宋183井先后获工业气流。1990～1999年，升81井产量与地层压力起伏不定，最低时分别达到1.56万立方米／日和8.26兆帕，最高达到3.39万立方米和9.46兆帕。2000年，地层压力缓慢回升，但仍表现出水驱气藏特征。2001年1月，宋18井投产，初期日产气1.12万立方米、产水0.29立方米；10月，宋183井投产，初期日产气2.25万立方米。
　　截至2005年底，羊草气田投产气井3口，开井2口，日产气2.12万立方米，年产气302.35万立方米，累计产气1.11亿立方米，累计产水677.79立方米，采气速度0.39％，采出程度5.58％。

　　（三）宋站气田
　　位于安达市羊草镇与肇东市宋站镇交界，岩性断层气藏，探明含气面积14.7平方千米、天然气地质储量12.71亿立方米，可采储量1.22亿立方米。
　　1988年1月，宋2井投产试采，初期日产气5万立方米，日产水0.14立方米。生产49天后，宋2井因水淹而关井，累计产气131.5万立方米，产水17.15立方米。1990年6月，宋3井投产，初期日产气2.03万立方米、产水0.3立方米。1991年，宋3井日产气量降至0.32万立方米，日产水量增至1.8立方米。虽然采取排水采气等措施，收效甚微，产气量持续下降。1994年5月，宋3井因水多气少、抽油机工况差而关井。2000年8月，东4井和新东2井投产，东4井初期日产气1.23万立方米，日产水0.03立方米；新东2井初期日产气1.28万立方米（不产水）。2001年8月，宋11井投产，初期日产气2.61万立方米，日产水10.21立方米。2005年，宋11井因水淹而关井，累计生产977天，产气725.96万立方米。
　　截至2005年底，宋站气田投产气井5口，关井3口，开井2口，日产气1.82万立方米、产水0.46立方米，累计产气3633万立方米、产水6013.15立方米，采气速度0.52％，采出程度2.86％。

　　二、朝阳沟—长春岭地区中浅层气藏

　　朝长地区气田（含气区块），包括朝51～57区块、三站气田、四站气田、五站气田、太平庄气田、长春岭区块、涝洲气田等，含气面积192.4平方千米，探明天然气地质储量102.38亿立方米。截至2005年底，投产气井54口，集气站5座，单井站9座，配气间1座；年产天然气3652.7万立方米，累计产气53652万立方米，采出程度为5.24％（采出井控动态地质储量19.32亿立方米的27.77％），地层压力3.68兆帕。
　　朝长地区气田（含气区块）均由第十采油厂开发和管理，所产天然气除了用于该地区油田生产，每年输往哈尔滨用作燃气862万立方米／年，已累计外输气9004.72万立方米。

　　（一）五站气田
　　地处肇东市阿托布勒乡，区域构造位于东南隆起区长春岭背斜带北部，产气层位主要在扶余气层，其中五109井区延伸到杨三组气层，气层渗透率仅为6.5毫达西。该气田系带有油环、被断层复杂化的岩性构造气藏，含气面积46平方千米，天然气地质储量15.45亿立方米，可采储量9.26亿立方米。
　　1993年1月，五站气田五深1、五101、五102、五106、五109井等5口探井投入试采，开采扶余油层，平均有效厚度8.3米，气层中部深度801米，原始地层压力5.56兆帕，初期日产气3.16万立方米。1995年，地层压力降至4.65兆帕。1999年起，根据哈尔滨市用气需要，每年一、四季度适当放大五109井的产量，日产量增至1.3万立方米；二、三季度回调产量，将气井年采气速度控制在5％以下。2001年，依据动态资料，测定五站气田动态储量为1.75亿立方米。2003年12月至2004年3月，该气田投产五9－8、五4－6、五3－12等3口生产控制井，并采取有效保护气层措施，平均单井日产气1.1万立方米，比早期探井产气量（0.63万立方米）提高近1倍。
　　截至2005年底，该气田有气井8口，开井4口，年产气394.4万立方米，累计产气5545.2万立方米，采气速度为3.63％，采出程度为3.59％。

　　（二）三站气田
　　地处肇东市西八里乡境内与肇源县三站之间，区域构造位于东南隆起区长春岭背斜带中南部，系带有油环、被断层复杂化的岩性———构造气藏，开采目的层为扶杨气层，储层物性较差，砂体分布不稳定，断层发育，但气田规模较大，含气面积55.1平方千米，天然气地质储量33.47亿立方米，可采储量14.43亿立方米。
　　1996年10月，该气田三202井等3口井投入试采，平均单井日产气1.18万立方米，地层压力5.78兆帕。1997年又陆续投入试采4口井，初期地层压力5.39兆帕，井均日产气1.05万立方米。上述7口井的开采层系为扶余、杨大城子及泉二段上部储层。由于靠天然能量开采，7口井日产气量与地层压力逐步降至5.89万立方米和3.22兆帕，月产水量由0.88立方米增加到1.56立方米。2002年底，该气田投产7口开发控制井，平均有效厚度16.9米，初期地层压力4.47兆帕，日产气7.45万立方米，平均单井日产气1.06万立方米，而气田过渡带附近的三3－1、三2－3、三2－1井未达到设计产能。2005年2月，该气田投产开发评价井13口，平均有效厚度17.0米，初期日产气11.93万立方米。其中，探边井三2－15、三3－4井未达到设计产能。
　　截至2005年底，该气田投产气井27口，开井18口，日产气16.03万立方米，年产气2600万立方米，采气速度7.33％，累计产气1.4586亿立方米，采出程度4.36％，地层压力4.06兆帕。

　　（三）四站气田
　　地处肇东市五里明乡境内，区域构造位于朝阳沟阶地东段，为受构造、岩性控制的复合型气藏，开采目的层为葡萄花层，含气面积为14.6平方千米，天然气地质储量4.8亿立方米，可采储量1.4亿立方米。
　　1990年11月，四101井靠天然能量投入试采，初期地层压力5.68兆帕，日产气5.82万立方米。1992～1993年，四101井在供气高峰期日产气7万立方米以上，月产水量增至1立方米，地层压力降至3.25兆帕。1994年1月，生产控制井四气1井投产，初期地层压力3.59兆帕，日产气1.2万立方米。由于朝阳沟油田用气量减少，气田一度采取关井限产措施。1997年，该气田产量开始迅速下降，由上半年的接近5万立方米／日降至年底的3.72万立方米／日，地层压力降至2.57兆帕。此后，产气量持续下滑。到2005年，日产气0.93万立方米。
　　截至2005年底，该气田投产气井2口，开井1口，日产气0.93万立方米，年产气48.6万立方米，采气速度1.3％，累计采气13069万立方米，采出程度27.23％。

　　（四）朝51～57区块
　　地处肇东市桑家屯附近，为多个分布在朝阳沟油田顶部、受构造控制的小断块气藏。开采目的层为葡萄花层，含气面积5.8平方千米，天然气地质储量2.51亿立方米，可采储量2.04亿立方米。
　　1984年6月，朝51～57含气区块朝气4井投产，开始为朝阳沟开发试验区供气。1986年，朝51、朝57井投入试采，开采葡萄花油层，初期单井日产气4.5万立方米，地层压力6.36兆帕。截至2005年底，朝51～57含气区块投产气井3口，开井1口，采气速度0.21％，累计采气15889万立方米，采出程度63.3％。

　　（五）太平庄气田
　　地处哈尔滨市南郊太平庄镇，区域构造位于东南隆起区宾县———王府凹陷的太平庄构造，为岩性、构造因素控制的气藏，开采目的层为扶余气层，含气面积10.26平方千米，地质储量2.33亿立方米，可采储量1.73亿立方米。
　　1991年1月，庄深1井投入试采。1992年1月，双17井投入试采，开采层系为扶余油层。上述2口井靠天然能量开采，初期日产气1.71万立方米，地层压力5.11兆帕。1994年，地层压力降至2.91兆帕。2005年，3口生产控制井相继投产，气层中部平均深度725.6米，平均有效厚度6.3米，初期地层压力4.91兆帕，日产气2.34万立方米。该气田系弱水驱气藏，气井产水少，且不产油，不同区块气井间无连通显示。
　　截至2005年底，该气田投产气井5口，开气井5口，日产气能力2.89万立方米，年产气89.4万立方米，累计产气3093.34万立方米，采气速度3.19％，采出程度12.42％。

　　（六）长春岭气田
　　地处肇源县三站镇李家围子屯西侧、松花江以北，区域构造位于东南隆起区长春岭背斜带的东北部，开采目的层为扶杨气层，为岩性、断层、构造因素控制的复合型气藏，分布零散，井控储量少。含气面积7.86平方千米，地质储量3.79亿立方米，可采储量1.11亿立方米。
　　1994年11月，长3井投入试采。1995年1月，长气2－4井投入试采，有效厚度8.2米，初期地层压力3.63兆帕，日产气0.27万立方米，达不到配产指标，且地层压力降速较快。2000年，长50、长54、长501井相继投入试采，平均单井有效厚度12.7米，初期地层压力为3.78兆帕，日产气2.16万立方米。2002年6月，长气2－4井因不产气而关井，累计产气172.3万立方米。同年，长50井区地层压力降至2.89兆帕，日产气量降至1.13万立方米。2003年初，长50、长501、长54井放大生产，日产气1.56万立方米；下半年日产气量降至6345立方米。
　　截至2005年底，该气田投产气井5口，开井2口，日产气0.41万立方米，年产气46.3万立方米，采气速度0.44％，累计产气1049.2万立方米，采出程度1.1％。

　　（七）涝洲气田
　　地处肇东市境内，区域构造属于东南隆起区长春岭背斜带，为岩性———构造气藏。开采目的层以扶杨气层为主，葡萄花气层为辅，含气面积44.3平方千米，地质储量33.82亿立方米，可采储量10.44亿立方米。
　　该气田含气区域内有10口井曾获工业气流。2004年末，优选产能高、地势条件好的2口井投入试采。试采结果显示，2口井受过严重破坏，产量远低于试气产能。截至2005年，该气田开井2口，年产气419.9万立方米，采气速度0.12％，累计产气420.1万立方米，采出程度0.12％。

　　三、大庆长垣西部中浅层气藏

　　大庆长垣以西地区中浅层气藏，包括白音诺勒、阿拉新、龙南古31井区、敖古拉塔301井区、二站、新店、新站7个气田（含气区块），由第九采油厂开发和管理。截至2005年底，该地区开发动用含气面积74.9平方千米、地质储量62.38亿立方米，核算动态储量20.95亿立方米；投产16口井，开井11口，年产气4316万立方米，动态储量采气速度2.06％，夏季返输气2475万立方米。
　　长垣以西地区气田（区块）所产天然气，除了为第九采油厂提供生产用气，还向齐齐哈尔提供燃气。2005年，销售商品气4747万立方米。

　　（一）白音诺勒气田
　　地处杜尔伯特蒙古族自治县白音诺勒乡西南，是强水驱层状构造气藏，储气层为高台子油层，含气面积1.5平方千米，天然气地质储量4.12亿立方米，可采储量1.76亿立方米。
　　1986年4月，杜402井投入试采。1987年，杜402井油、套压为9.8～9.9兆帕，日产气4.2万立方米。1988年实施排液措施，日产气量增至6.5万立方米。1999年，通过对水驱气藏开发规律的研究，测得其动态储量2.94亿立方米，并开始夏季关井、冬季开井。
　　截至2005年底，杜402井仍保持正常生产，日产气2.8万立方米，年产气623.7万立方米，累计产气15276万立方米（附带产油464.7吨，产水13立方米），采气速度1.51％，采出程度37.08％。

　　（二）阿拉新气田
　　地处齐齐哈尔市泰来县大兴乡境内，区域构造位于西部斜坡区泰康隆起带，是带有边水和油环的层状构造气藏，又是由多井控制的气藏，气田储层为萨尔图油层，含气面积34.9平方千米，天然气地质储量23.57亿立方米，可采储量14.14亿立方米。
　　1990年，该气田投入开发。1991年，杜6、杜602、杜610三口井及一座集气站建成，并首先投产杜6井等2口气井，开始向齐齐哈尔供气。1996年，测定动态储量为5.8163亿立方米，其中杜6井控制的萨二组气藏动态储量为0.4163亿立方米，杜610井与杜602井动态储量为5.4亿立方米，单位压降采气量为8835万立方米／兆帕，两个气藏均以弹性气藏为主。1997～1998年，为满足齐齐哈尔10万立方米／日用气需要，投产2口探井，开采萨一组气藏气。至此，合计开井3口，以后投产的2口井为主力进行配产，另1口杜6井作为用气高峰期的生产调节井，平均日产气6.72万立方米，年产气量增至2011.28万立方米。2000～2001年，又投产3口探井。按照设计方案，后投产的5口井，事先均经封堵水层，因而投产后未见产水。2005年2月，杜6－3井投产，初期日产气1.9万立方米，年产气186.81万立方米。
　　截至2005年，已开发地质储量7.83亿立方米。阿拉新气田投产气井8口，开井7口，日产气8.2万立方米，年产气2978万立方米，累计采气2.66亿立方米（附带产稠油4吨），采气速度1.26％，采出程度11.27％。

　　（三）龙南油气田
　　地处大庆市大同区和平牧场，区域构造位于龙虎泡构造南部，属气驱气藏，产气层为黑帝庙气层，含气面积5.4平方千米，天然气地质储量2.16亿立方米，可采储量1.35亿立方米。
　　1987年7月，古31井投入试采，初期日产气2.43万立方米。1999年，经重新测算，古31井区动态储量为0.92亿立方米。2003年，古31井产天然气83.71万立方米。2004年，古31井因不产气而关井，累计产天然气8270.9万立方米（附带产油121.6吨），地质储量采出程度38.29％，采出动态储量89.9％。

　　（四）敖古拉油气田
　　地处杜尔伯特蒙古族自治县敖林西伯乡，系受断层遮挡的构造气藏（塔301井区）和背斜构造油气藏（塔5、塔3井区），产气层位为萨尔图气层，含气面积1.6平方千米，天然气地质储量1.44亿立方米，可采储量1.14亿立方米。
　　1986年，塔301井经试油获工业气流，油层砂岩有效厚度4.2米。1990年9月，塔301井投入试采，初期日产气5万立方米。2001年，塔301井因热洗污染停产。2003年5月，塔301井经补孔恢复生产，日产气1.5万立方米。
　　截至2005年底，敖古拉油气田开井1口，年产气57.4万立方米，累计产气6715.4万立方米（附带产凝析油1786.7吨），采气速度0.4％，采出程度46.6％。

　　（五）二站气田
　　地处泰来县大兴乡境内，属有边水的层状构造气藏，有四套气水组合，局部受岩性控制。主要含气层位为萨尔图层（包括萨零组及萨一、二、三组），含气面积22.5平方千米，天然气地质储量22.26亿立方米，可采储量11.13亿立方米。
　　1992年，二站集气站建成，投产气井3口，井控动态储量为1.89亿立方米，投产初期日产气6.86万立方米，平均原始地层压力8.2兆帕。其中，杜Ⅱ－4井投产41天就见水，日产气量由1.11万立方米降至0.36万立方米，日产水量由0.06立方米增至5立方米。1993年，经封堵水层，杜Ⅱ－4井日产水量一度降至0.05立方米。同年，杜Ⅴ－3井因油管蜡堵而关井。1994年以后，杜Ⅱ－4井日产水量逐渐回升，到1997年11月，因产水过多而关井。2003年，杜Ⅱ－4井转采稠油，初期日产油7.3吨，含水0.6％。到2005年12月，杜Ⅱ－4井累计产油5473吨。1998～2005年，二站气田只有1口井正常生产，日产气量由2万立方米降至1.83万立方米，采气速度保持0.16％，井口压力由5.6兆帕降至5.3兆帕。
　　截至2005年底，二站气田已开发地质储量1.36亿立方米。投产气井3口，其中关井1口，转产1口，开气井1口，日产气1.83万立方米，年产气350.17万立方米，累计产气8801.47万立方米（附带产油30.8吨，产水1539立方米），采气速度0.16％，采出程度3.95％。

　　（六）新店油气田
　　地处杜尔伯特蒙古族自治县新店林场，区域构造位于古龙凹陷西侧泰康隆起带。系层状构造气藏，储气层为萨尔图及高台子气层，含气面积1.53平方千米，地质储量2.78亿立方米，可采储量1.55亿立方米。
　　1996年，新店油气田投入开发，建成投产集气站1座、气井2口。截至2005年底，该油气田开气井1口，年产气122.4万立方米，累计产气2775.8万立方米（附带产油128.9吨，产水15立方米），采气速度0.44％，采出程度9.99％。

　　（七）新站油气田
　　地处肇源县新站镇，系岩性———构造气藏，储气层为黑帝庙气层，含气面积2平方千米，地质储量6.2亿立方米，可采储量3.72亿立方米。
　　1993年，英41井在黑帝庙层发现工业油流。2004年，英41井投入试采，初期油压9.5兆帕，日产气2万立方米。截至2005年底，该油气田开气井1口，日产气2.6万立方米，年产气366.2万立方米，累计产气571.7万立方米，采气速度0.59％，采出程度0.92％。