戶部寨氣田提升開發效益研究

高立超

(中國石化中原油田分公司天然氣產銷廠，河南 濮陽 457001)

戶部寨氣田位于渤海灣盆地南緣東濮凹陷中央隆起帶北部，主力含氣層系為新生界下第三系沙河街組沙四段，是一個由裂縫和孔隙雙重介質控制的裂縫性致密砂巖氣藏，具有埋藏深、含氣井段長、儲層低滲致密、非均質性強的地質特點。探明天然氣地質儲量42.07×108m3，可采儲量21.42×108m3。氣田從1992年試采以來，已經過了二十余年的開發，截至2015年10月，氣田共有生產井32口，累產天然氣12.91×108m3，地質儲量采出程度僅為30.68%，氣田整體表現出動用程度低、采出程度低和采氣速度低的“三低”特點，氣田整體開發效益較差。通過提高采收率技術對策研究及改建儲氣庫論證，為提高戶部寨氣田開發效益提供了依據。

1 存在問題

戶部寨氣田儲層中發育著以高角度縫為主的天然構造裂縫，受裂縫和儲層發育程度的影響，不同部位天然氣控制儲量和氣井產能差異很大。主力產氣層的有效砂體空間分布規律不夠落實，裂縫性質、分布規律與生產動態的關系認識不到位，制約了氣藏的開發效果。氣田開發至目前，主要存在以下問題，需要進一步攻關研究。

(1)儲層砂體空間展布認識程度低：儲層非均質性強，砂體平面、縱向展布規律認識不清。

(2)儲層裂縫識別、預測精度低：前期裂縫研究技術手段單一，研究結果與實際生產情況符合率較低。

(3)剩余氣分布規律認識程度低：剩余氣分布在裂縫較發育低滲儲層的分布認識不到位，挖潛缺乏針對性。

2 提高采收率技術

通過明確氣田有效砂體和儲層裂縫的展布[1]，評價剩余氣分布情況，提出挖潛技術對策，依據技術對策，通過調整部署實施，達到提高氣田儲量動用程度、提升氣田產能和采收率的目的。

2.1 儲層預測

基于疊后地震資料，開展測井約束儲層預測，明確砂體發育分布情況。首先通過分析儲層阻抗特征[2]，確定采用有效地震反演方法的可行性，并確定適合戶部寨氣田沙四段氣藏的一套反演方案。然后進行約束稀疏脈沖反演與地質統計學反演相結合，分析約束稀疏脈沖反演結果，將成果用于地質統計學反演，對砂體發育和分布進行高分辨率預測。采用“門檻值體”巖性解釋方法對全區進行解釋和預測，提高儲層預測精度，并預測出砂體分布范圍及發育厚度等參數，見圖1。

分別進行了反演的波阻抗的不確定性參數、信噪比參數、地震誤差權重參數、子波比例因子、低頻補償參數分析[2]，通過多次交互設置，相互分析，波阻抗不確定性參數為0.005，地震信噪比參數為12，地震誤差權重為1.1，子波比例因子為1，低頻補償參數為8Hz。利用以上分析參數，采用稀疏脈沖反演的方法，利用波阻抗趨勢體為軟趨勢約束，進行確定性反演。

圖1 儲層預測流程圖Fig.1 Flow chart of reservoir prediction

稀疏脈沖反演縱向分辨率很低，目的層地震數據主頻是25Hz，速度約4000m·s-1，縱向分辨率約40m。需要開展地質統計學反演，提高分辨率。從反演剖面來看，沙四上段波阻抗小于沙四下段。從橫向來看，稀疏脈沖反演波阻抗在沙四上段的衛351塊、衛79-9塊和部11塊呈現低阻趨勢，是砂體發育的有利區域。而在沙四下段衛79-9塊區域沒有很好的反演出來，見圖2。縱波阻抗在砂泥巖區域有較大的疊置現象，需要開展地質統計學反演。

地質統計學反演縱向分辨率大大提高。從砂巖概率體上來看，橫向有很好的連續性，說明地震在反演中起決定作用，井只是提供數據概率統計。從砂巖反演體看，砂巖反演結果與井能很好的吻合。從橫向來看，在沙四上段的衛351塊、衛79-9塊和部11塊是砂體發育的有利區域，整體砂體厚度為5～30m。其中衛351-2、衛351-3以及B1-32、B1-7區域達到20m以上，在沙四下段主要發育在衛79-9塊和部11塊區域，厚度為5～30m，其中B11、B1-14、B1-12區域達到20m以上[3]，見圖3。

圖2 V318-P98-5-B1-1-P88-B1-26-B1-18井阻抗連井剖面圖Fig.2 Impedance Connecting Well Profile of V318-P98-5-B1-1-P88-B1-26-B1-18

圖3 地質統計學反演巖性概率體Fig.3 Geostatistical inversion of lithologic probabilistic bodies

圖4 地質統計學反演巖性體Fig.4 Geostatistical inversion of lithologic bodies

2.2 裂縫預測

通過分方位的疊前道集，計算得到分方位的AVO梯度屬性和頻率衰減梯度屬性。由于AVO梯度屬性雖然能很好的預測裂縫，但對裂縫尺度不敏感，不能區分裂縫尺度。而頻率梯度屬性能很好的預測裂縫，并且能區分裂縫尺度，計算抗干擾性強，比較穩定。因此本次研究將頻率梯度屬性優選為檢測小尺度裂縫的敏感屬性。對方位頻率梯度屬性進行橢圓擬合，最終得到小尺度裂縫的密度體和方位體，見圖5。

研究結果表明，戶部寨氣田沙四上(1～4砂組)裂縫發育程度從上到下由差變好，其中4砂組裂縫最為發育，1砂組裂縫發育程度相對較差，裂縫主要發育在工區中部及南部(衛79-9塊)，北部及東部總體發育相對較差；沙四下(5～7砂組)裂縫發育程度從上到下由好變差，其中5砂組裂縫最為發育，7砂組裂縫發育相對較差，裂縫主要發育在工區中部及南部(衛79-9塊)，北部及東部發育相對差[4]。

疊前方位屬性預測小裂縫的各向異性分析認為，大裂縫可近似為各向同性介質，這樣采用疊后疊前不同方法預測裂縫，可很好區分大小裂縫尺度。利用疊后幾何屬性預測的斷層以及斷裂級別的大裂縫，裂縫尺度大于40m，主要發育在斷層以及斷裂褶皺帶上，在井區地壘帶不發育。利用疊前方位屬性預測的小裂縫，主要發育在井區地壘帶上，裂縫尺度在1.36m和40m之間，和大裂縫預測結果互補。根據大小裂縫預測結果，進行大小裂縫疊合。綜合分析認為：大裂縫、小裂縫一起決定了工區目的層的裂縫發育，并進一步影響氣井的產能情況。

圖5 多方位頻率梯度道集Fig.5 Multidirectional frequency gradient gathers

2.3 剩余氣評價

2.3.1 剩余氣潛力分析[5]

戶部寨氣田剩余氣宏觀分布形式主要有未動用型、層間干擾型和動用不徹底型等三種分布形式。

2.3.1.1 未動用型

未動用型剩余氣是指受構造、經濟效益和工藝原因影響，目前未動用獨立斷塊的天然氣地質儲量。這種剩余氣類型主要分布戶部寨氣田衛351和部8塊、開發潛力較大。

2.3.1.2 層間干擾型

層間干擾型剩余氣主要是由層間非均質物性差異造成物性較差的氣層，在多層合采情況下，這類層基本上不產或微產氣，使氣層儲量動用程度較低而形成的剩余氣。氣層壓力系數的差異反映了層內儲量動用程度的差異，高壓層是剩余氣集中分布所在。

2.3.1.3 動用不徹底型

動用不徹底型剩余氣是指已開發目前正在生產而未枯竭的層或斷塊、井間未控制和因井底積液、提前上返改采或作業不當而未完全采出的剩余天然氣儲量。戶部寨氣田剩余氣類型主要以動用不徹底型為主，其次為未動用型剩余氣。通過儲量動用狀況評價及剩余氣潛力分析，平面上衛79-9塊、部11塊和衛351塊是下步調整挖潛的重點。

2.3.2 挖潛技術對策

(1)針對平面上未控儲量的相對富集區，通過部署調整井，利用老井側鉆來挖潛。

(2)針對井控未動層系，通過補孔措施，進一步提高儲量動用程度。

(3)針對產出較差，動用較差的儲層，實施多段壓裂、重復壓裂改造，恢復動用儲量。

2.4 挖潛效果評價

結合儲層預測、裂縫識別預測、剩余氣評價結果以及挖潛技術對策，優化實施4口側鉆井、9口措施井，增加動用儲量5.3×108m3，年建產能2100×104m3，目前累計增氣4680×104m3，預計開發期末采收率提高3.5個百分點。

3 儲氣庫論證

戶部寨氣田歷經二十余年的開發已經進入開發后期，目前地層壓力僅為8.2MPa，大部分氣井日產氣能力低于0.5×104m3，90.6%以上的氣井存在井筒積液的情況，需要通過高壓氣舉、泡排、復合排液等排液采氣措施才能保持氣井產能[6]，開發效益較差。為了合理利用和盤活氣藏資源，適時改建成儲氣庫，實現夏注冬采，提高經濟效益，論證改建儲氣庫可行性。經過優選評價，衛79-9塊地質儲量大，采出程度高，儲層物性相對較好，裂縫發育，適合改建儲氣庫。

衛79-9塊為濮97斷層、文198斷層、衛79-9斷層、文26斷層夾持的長條型反向屋脊斷塊帶，見圖6，地層西陡東緩，傾向東南、傾角15～35°，該斷塊是戶部寨氣田的最主力的產氣區。

圖6 過B1-31-V79-9-B12氣藏剖面圖Fig.6 Profile of Gas Reservoir in B1-31-V79-9-B12

3.1 氣藏封閉性評價

3.1.1 蓋層封閉性

沙三下亞段為巨厚鹽膏及泥巖層，厚度一般在400m左右，鹽膏層由南往北逐漸減薄，相變為泥巖，整體厚度不變，封閉性強[7]，為儲氣庫的建設提供了得天獨厚的封閉條件，見圖6。

3.1.2 斷層封閉性[8]

3.1.2.1 各斷塊氣水界面不一致

戶部寨氣水界面各斷塊氣水界面深度：戶部寨衛79-9塊部1-1井區氣水界面深度3450m，部1-2井區3473m，部1-12井區3430m，部1-11井區3380m。邊塊的濮88斷塊氣水界面衛3489m，比相鄰的衛79-9塊氣水界面低16～39m；衛351塊氣水界面為3424m，比衛79-9塊北部氣水界面高26m；濮95塊氣水界面深度3455m，比衛79-9塊南部低75m。通過氣水界面深度說明衛79-9塊邊界斷層濮97斷層和衛79-9斷層具有封閉性。

3.1.2.2 各斷塊壓力系統不同

戶部寨氣田投產后，邊塊斷層均鉆遇到原始地層壓力。衛79-9塊93年投產，其余各斷塊在2000年以后先后投產，投產后并未受衛79-9塊影響，均鉆遇原始地層壓力，見表1。各斷塊的壓力系統不同，說明分塊斷層具有封閉性[9]。

表1 戶部寨氣田邊塊氣井RFT統計表Table 1 RFT Statistical Table of Gas Wells in Edge Block of Hubuzhai Gas Field

(3)試井資料反應不滲透邊界

在試井資料解釋過程中，發現個別井有明顯的邊界反映。如衛79-9井2001年4月22日～5月8日測試雙對數曲線圖上顯示斷層邊界，見圖7，壓力導數與雙對數曲線后期成近平行上升趨勢。

圖7 V79-9壓力恢復雙對數曲線圖Fig.7 Double Logarithmic Curve of Pressure Recovery in V79-9

3.2 建庫可行性分析

3.2.1 沉積特征

東濮凹陷早第三紀沙四段早期為干旱、半干旱氣候，該種氣候條件有利于母巖機械風化及季節性洪水的形成。因此，在沙四段下部反映為湖退的進積沉積旋回，沉積微相以砂坪、混合坪為主，沉積了以紫紅色粉砂巖為主的碎屑巖地層。隨著構造活動地殼下沉，沙四中晚期反映為湖進的退積沉積旋回，湖水逐漸加深。沙四段上部淺水重力流發育，沉積微相以淺水重力流水道、漫溢濁流沉積為主，沉積了以灰色粉砂巖為主的砂泥巖地層，形成了沙四段上灰下紅的典型特征[10]。

3.2.2 砂體展布特征

平面上，沿物源方向的重力流水道砂體發育程度高，連通性好，向四周隨著沉積微相的變化及物源結合部處砂體發育程逐漸變差，衛79-9塊沙四段有效厚度在7.64～62.1m，平均有效厚度31m。

縱向上，2、3、5砂組砂巖發育程度較高，砂體厚度較大，連通性較好，連通率為50%～80%；4、6、7砂組，平面上發育穩定性較差，砂體厚度變化大，連通率為30%～60%；1、8砂組砂體不發育，砂體連通性差，多呈透鏡狀，連通率為10%～50%。

3.2.3 物性特征

衛79-9塊儲層物性普遍較差，孔隙度平均5.2%～9.2%，滲透率0.18～0.76mD，據部1-2井沙四4巖芯物性分析，孔隙度分布區間7～11%，平均8.3%，滲透率主要分布在0.1～0.5mD之間，平均0.28mD。

平面上，由于沉積微相的變化，孔隙度、滲透率值變化較大，處于有利微相帶的儲層物性較好[10]。

縱向上，1、2、3、5砂組較好，平均孔隙度大于10.3%，平均滲透率大于0.82mD，沙四4、6、7、8次之。

雖然整體上物性較差，但由于局部縱、橫向上裂縫的發育，大大改善了裂縫區氣井的產能，出現部1-2、部1-9、部1-12、部10等一批高產氣井，這也為儲氣庫強注強采提供了先天條件。

3.2.4 開發特征

衛79-9塊自1992年投入試采以來，經歷試采階段(1992-1996)、產能建設階段(1997-2002)、穩產階段(2003-2006)、遞減階段(2007～今)四個開發階段。衛79-9塊探明天然氣地質儲量26.21×108m3，占戶部寨氣田總儲量的62.3%，目前共有生產井21口，開井13口，日產氣3.52×104m3，累計產氣11.76×108m3，平均地層壓力8.0MPa，氣井初期產能、無阻流量、累計產氣較高的氣井主要分布在衛79-9塊中高部位。

3.2.5 可行性分析

氣藏：衛79-9塊構造相對落實，砂體相對發育，儲層局部裂縫發育，部分井高產；

地面：衛79-9塊距離文96儲氣庫10km，距離文23儲氣庫4.5km，氣源及管網有保障。

綜合評價認為：衛79-9塊可做為下步儲氣庫建設目標。

4 結論

(1)通過儲層預測、裂縫預測摸清氣田砂體及裂縫展布，結合剩余氣評價結果，制定有針對性的挖潛技術對策，部署措施實施后可以有效提高氣田產能及采收率。

(2) 衛79-9塊地質儲量大，采出程度高，儲層物性相對較好，裂縫發育，適合改建儲氣庫。

(3) 將已開發的中小規模的氣藏適時改建成儲氣庫，實現夏注冬采，可以合理利用和盤活現有氣藏資源，提高經濟效益。