【摘 要】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，但采收率工艺技术还缺乏针对性，影响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，进一步提高了气藏采收率，为其他类似的气藏挖潜提供了基础。
【关键词】深层复杂断块气藏;精细描述;剩余气评价;方案;效果评价
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 ，平均断块面积为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。砂岩百分比一般为 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
(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10~30 m 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) 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。
(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。
(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。
(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
(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。
(2) 剩余气挖潜方案。针对气藏平面、纵向剩余气分布形式及储量品质，编制挖潜方案，包括部署新井、侧钻井及改采、补孔措施。
(3) 提高采收率先导试验可行性论证。
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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
研究工作为近两年的天然气挖潜工作提供技术支撑，通过转变挖潜思路，一切围绕效益，减少大投入，降低高风险，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，实施措施后日产气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，厘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，为明年挖潜优化提供了依据。
例如，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，含油气层为沙二下1-3砂组，含气面积为4.7 km2 ，天然气地质储量为9.22×108m3 ，凝析油地质储量12.4×104 t，气藏埋深-3 140～-3 540 m，属于复杂断块层状、带油环凝析气藏。截至目前，文 299 块气井总数为 5 口，均已关井，累计产气 0.085 2×108m3 。
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4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，单层厚度为2.0~4.0 m，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4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 31.36×104 t，天然气地质储量为 0.67×108m3 ，天然气地质采出程度为12.7%。天然气地质储量与探明储量比较，减少了8.55×108m3 ，其原因主要是气油水关系发生变化，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，剩余地质储量为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 3 410.5~3 473.2 m，气层厚度为 8.0 m/4 层，预计日增气 1.0×104 m3 ，累计产气500×104 m3 。
(2) 深化濮城气顶水淹程度研究，实施改采井4口，日增气0.99×108 m3 。濮城气顶含气面积为7.2 km2 ，天然气地质储量为52.73×108 m3 ，可采储量为35.11×108 m3 。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0.99×104 m3 ，已累产天然气4 9.08×104 m3 、油715.5 t。
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。措施前日产气仅为1.3×104 m3 ，日产油5.70t;采取措施后初期日产气9.18×104 m3 ，日产油48.8 t，已累增产气 670.1×104 m3 ，日产油4 911t，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。
5.2 为下一年工作部署提供依据
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安排改采井 5 口，预计增加(恢复) 天然气产能 0.06×108 m3 ，增加 (恢复) 凝析油产能 0.1×104 t。提出措施井 5 口，预计可新增产量3.6 万 m3 /d，新增产能0.05×108m3 ，2017年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 结语
(1) 东濮老区复杂断块气藏已经开发了 30 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相对的优质储量。
(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，为类似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较多的岩性、隐蔽油气藏，下一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。
