深层复杂断块气藏精细挖潜技术研究

针对深层复杂断块气藏主要存在剩余气类型、分布主要受气藏地质因素和开发因素；单砂体的展布研究有待进一步深化；复杂断块气藏特有的复杂性，使得气藏内各气层储量动用差异大,部分气藏地质采出程度低，但剩余储量分布及品质不落实，影响提高采收率的技术对策制定；已开发气藏、气顶普遍进入低压、低产阶段，但提高采收率工艺技术还缺乏针对性，影响进一步提高采收率等问题需要研究：为此，通过气藏精细描述及剩余气评价，研究制定调整挖潜方案，现场实施后效果明显，进一步了提高气藏采收率，为下步其他类此的气藏挖潜提供了基础。

1  气藏概况

在东濮凹陷这类断陷盆地中形成的深层复杂断块气藏主要具有如下特征：(1)构造复杂，断层发育。断层密度为10～15条／km2，平均断块面积0．10～0．15 km2。(2)气藏砂体相变快，单个砂体展布范围有限，但砂体之间相互叠置。砂岩百分比一般30～50%，不同气藏储层物性变化较大，有中孔中渗储层，也有特低孔低渗储层。储层层内、层间、平面非均质性较强。(3)气藏流体分布复杂。天然气分布主要受断层控制，并且存在多套气水系统，气和水间互分布。气藏储量规模小，主要为小型气藏。(4)大部分气井投产初期具有较高产能，日产气量一般在2×104m3以上。处于气藏构造高部位、断块相对较大、物性较好的气井，单井稳产时间相对较长；而处于构造低部位的气井，稳产条件较差，地层压力、产能下降快。不同断块之间储量动用程度差异大。

2  气藏精细描述

2.1  构造综合解释 

结合动静态资料、RFT测试、地层倾角测井资料，开展三维地震构造解释，应用地震相干体、蚂蚁追踪等技术重点落实10-30m小断层的空间展布，进一步理顺气藏中小断层之间的关系，深化复杂断块构造认识。

2.2  沉积微相描述 

结合测录井、岩芯分析化验资料，应用古地貌恢复、地震相分析技术，开展气藏沉积微相研究。

2.3  储层跟踪预测 

针对断块气藏构造与岩性的双重控制作用，优选适合的地震预测技术，开展储层跟踪预测，弄清有效储层发育带的空间展布。

2.4  含气性检测 

结合试气、气井生产动态等资料，应用HFC油气成像分析预测技术，有效预测含气边界 。

2.5  可动用地质储量评价

在地质精细研究的基础上，开展储量计算参数研究，落实可动用储量，明确可动用目标区 。

3  剩余气评价

根据生产动态及剩余气监测资料，落实平面及层间剩余气分布状况，明确剩余气潜力区。

4  提高采收率挖潜方案

4.1  不同措施类型经济界限研究

建立气藏新投入各类开发工作量的经济产量、储量和增产气量界限，为制定剩余气挖潜措施方案提供依据。

4.2  剩余气挖潜方案

针对气藏平面、纵向上剩余气分布的形式及储量品质，编制挖潜方案，包括部署新井、侧钻井及改采、补孔措施。

4.3  提高采收率先导试验可行性论证

5  现场应用效果分析

5.1  研究工作为老区挖潜提供了技术支撑，确保气层气产量按计划完成 

研究工作支撑了近两年的天然气挖潜工作，通过转变措施挖潜思路，一切围绕效益，减少大投入、高风险措施，大修、压裂等措施必须在精细研究、效益评价通过后实施；维护性措施优先实施，一般性措施结合检泵、转抽措施实施，降低作业频次。深化剩余气分布研究，优化地层能量较高、工艺简单、成本低廉的补孔等措施，油气兼顾，在复杂断块实施改采4口，日增气0.99×104m3；实施老井挖潜措施16井次，措施后日产气9.18×104m3，确保了气层气产量按计划完成。

（1）通过文299块、徐集等复杂断块开发潜力研究，储备措施方案。文299块、徐集、刘庄等复杂小断块气藏储量规模小，但动用程度差，采出程度低。通过加强气藏地质研究，理清了储层分布及气水关系，落实了未动用储量分布，进一步提出了提高动用程度的措施，共提出了26口井的措施方案，为明年措施挖潜优化提供了依据。

如文299块构造位置处于文留构造西翼南部，东邻文南油气田文184-188断块区，南为刘庄油气田。2004年申报探明储量，含油气层位沙二下1-3砂组，含气面积4.7km2，天然气地质储量9.22×108m3，凝析油地质储量12.4×104t，气藏埋深-3140～-3540m，属于复杂断块层状、带油环凝析气藏。截止目前，文299块气井总数5口，均已关井，累产气0.0852×108m3。

结合动静态资料，深入开展文299块气藏精细地质研究工作：

①精细三维地震解释，落实小断层展布，总体构造格局和南部的断层组合与原认识基本相同，但北部新增文306断层，气藏平面分为5个小断块。

②井震结合，利用地震属性提取，深化主力砂层沉积微相研究，明确有利储层分布，文299块及周边沙二下1-4发育浅水三角洲前缘亚相，存在四个物源，有利砂体主要分布在沙二下4砂组中部和下部，展布相对稳定，单层厚度2.0-4.0m，南部文305、文299-1井一带发育水下分流河道微相，气砂厚度较大；

③结合新增5口井试采资料，重新落实沙二下1-4砂组气油水关系，与探明储量申报时认为气藏沙二下1-4砂组均为气藏不同，沙二下1-3砂组为油环，沙二下4砂组为气藏。

④分四个单无重新评价油气地质储量，计算文299块沙二下1-3砂组石油地质储量31.36×104t，天然气地质储量0.67×108m3，天然气地质采出程度12.7%。天然气地质储量与探明储量比较，减少了8.55×108m3，天然气储量减少的原因主要是气油水关系发生了变化，仅沙二下4砂组含气，有效厚度减少。

 ⑤在地质研究基础上，分块评价了气藏储量动用状况。其中文299块储量基数大，为0.37×108m3，采出程度很低，剩余地质储量0.36×108m3，潜力大，因此，提出文299井重复压裂沙二下4砂组挖潜措施,27-38号层，井段3410.5-3473.2m,气层厚度8.0m/4层，预计日增气1.0×104m3/d，累产500×104m3。

（2）深化濮城气顶水淹程度研究，实施改采井4口，日增气0.99×108m3。濮城气顶含气面积7.2Km2，天然气地质储量52.73×108m3，可采储量35.11×108m3。重点在濮53块、濮12块开展气藏剩余油气分布研究，绘制了目标区域的视电阻率图、饱和度图和微构造图，综合评价剩余油气潜力及分布规律，分析了气藏压力保持状况、储量动用状况及潜力，认为在微构造高点（局部鼻状构造）和断层复杂区水淹程度相对较低，仍有剩余油气储量分布。优化实施改采井4口，日增气0.99×104m3，已累产天然气49.08×104m3，油715.5t。

按照“三线四区”方法评价4口改采井效益，有3口井处于利润区，1口井处于边际贡献区。

（3）实施补孔、压裂等措施16井次，增气效果明显。措施前日产气仅1.3×104m3，日产油5.70t；措施后初期日产气9.18×104m3，日产油48.8t，已累增产气670.1×104m3，日产油4911t，措施增产效果显著。

按照“三线四区”方法评价16口措施井实施效果，有13口井处于利润区，占措施井的81.5%；只有濮97-7、文269-21、文82-21等3口井处于边际贡献区。说明通过优化实施，措施经济有效。

5.2  储备了一批工作量，为明年部署提供依据

通过对东濮老区动态分析，进一步明确气藏潜力方向和大小，2016年在深层复杂断块气藏气藏安排改采井5口，预计增加（恢复）天然气产能0.06×108m3，增加（恢复）凝析油产能0.1×104t。提出措施井5口，预计可新增产量3.6万方/天，新增产能0.05×108m3，明年将进一步根据效益第一的原则择优实施。

5.3  提出凝析气藏提高采收率技术途径

目前已经做好濮67块天然气驱提高采收率先导试验前期基础研究工作论证，待明年进入现场实施。同时，正在开展桥69块、白58块天然气驱提高采收率先导试验基础研究工作，在濮67块试验取得较好成果后，桥69块、白58块陆续进入现场实施。

6  结论与认识

（1）东濮老区复杂断块气藏已经开发了三十多年，经过反复多次的评价，地质认识基本已经清楚，采取常规的研究方法无法有新的认识。通过改变思路，采取新方法、新技术，仍然能在老区内部找到了相对优质的储量。

（2）形成了深层复杂断块气藏精细地质描述和剩余气挖潜技术，为下步其他类此的气藏挖潜提供了基础。

（3）通过储层预测和含气性检测技术，发现东濮凹陷复杂断块气藏中还存在着较多的岩性、隐蔽油气藏，下步将在老区周边逐步滚动扩边，争取实现储量的突破。

（4）目前国际油价持续走低，但天然气价格基本未受影响，建议在效益评价的基础上，增大天然气开发投入，保持天然气产量稳中有升，改善油田经营状况。

本文来源：《企业科技与发展》：http://www.zzqklm.com/w/qk/21223.html