户部寨气田提升开发效益研究

高立超

(中国石化中原油田分公司天然气产销厂，河南 濮阳 457001)

户部寨气田位于渤海湾盆地南缘东濮凹陷中央隆起带北部，主力含气层系为新生界下第三系沙河街组沙四段，是一个由裂缝和孔隙双重介质控制的裂缝性致密砂岩气藏，具有埋藏深、含气井段长、储层低渗致密、非均质性强的地质特点。探明天然气地质储量42.07×108m3，可采储量21.42×108m3。气田从1992年试采以来，已经过了二十余年的开发，截至2015年10月，气田共有生产井32口，累产天然气12.91×108m3，地质储量采出程度仅为30.68%，气田整体表现出动用程度低、采出程度低和采气速度低的“三低”特点，气田整体开发效益较差。通过提高采收率技术对策研究及改建储气库论证，为提高户部寨气田开发效益提供了依据。

1 存在问题

户部寨气田储层中发育着以高角度缝为主的天然构造裂缝，受裂缝和储层发育程度的影响，不同部位天然气控制储量和气井产能差异很大。主力产气层的有效砂体空间分布规律不够落实，裂缝性质、分布规律与生产动态的关系认识不到位，制约了气藏的开发效果。气田开发至目前，主要存在以下问题，需要进一步攻关研究。

(1)储层砂体空间展布认识程度低：储层非均质性强，砂体平面、纵向展布规律认识不清。

(2)储层裂缝识别、预测精度低：前期裂缝研究技术手段单一，研究结果与实际生产情况符合率较低。

(3)剩余气分布规律认识程度低：剩余气分布在裂缝较发育低渗储层的分布认识不到位，挖潜缺乏针对性。

2 提高采收率技术

通过明确气田有效砂体和储层裂缝的展布[1]，评价剩余气分布情况，提出挖潜技术对策，依据技术对策，通过调整部署实施，达到提高气田储量动用程度、提升气田产能和采收率的目的。

2.1 储层预测

基于叠后地震资料，开展测井约束储层预测，明确砂体发育分布情况。首先通过分析储层阻抗特征[2]，确定采用有效地震反演方法的可行性，并确定适合户部寨气田沙四段气藏的一套反演方案。然后进行约束稀疏脉冲反演与地质统计学反演相结合，分析约束稀疏脉冲反演结果，将成果用于地质统计学反演，对砂体发育和分布进行高分辨率预测。采用“门槛值体”岩性解释方法对全区进行解释和预测，提高储层预测精度，并预测出砂体分布范围及发育厚度等参数，见图1。

分别进行了反演的波阻抗的不确定性参数、信噪比参数、地震误差权重参数、子波比例因子、低频补偿参数分析[2]，通过多次交互设置，相互分析，波阻抗不确定性参数为0.005，地震信噪比参数为12，地震误差权重为1.1，子波比例因子为1，低频补偿参数为8Hz。利用以上分析参数，采用稀疏脉冲反演的方法，利用波阻抗趋势体为软趋势约束，进行确定性反演。

图1 储层预测流程图Fig.1 Flow chart of reservoir prediction

稀疏脉冲反演纵向分辨率很低，目的层地震数据主频是25Hz，速度约4000m·s-1，纵向分辨率约40m。需要开展地质统计学反演，提高分辨率。从反演剖面来看，沙四上段波阻抗小于沙四下段。从横向来看，稀疏脉冲反演波阻抗在沙四上段的卫351块、卫79-9块和部11块呈现低阻趋势，是砂体发育的有利区域。而在沙四下段卫79-9块区域没有很好的反演出来，见图2。纵波阻抗在砂泥岩区域有较大的叠置现象，需要开展地质统计学反演。

地质统计学反演纵向分辨率大大提高。从砂岩概率体上来看，横向有很好的连续性，说明地震在反演中起决定作用，井只是提供数据概率统计。从砂岩反演体看，砂岩反演结果与井能很好的吻合。从横向来看，在沙四上段的卫351块、卫79-9块和部11块是砂体发育的有利区域，整体砂体厚度为5～30m。其中卫351-2、卫351-3以及B1-32、B1-7区域达到20m以上，在沙四下段主要发育在卫79-9块和部11块区域，厚度为5～30m，其中B11、B1-14、B1-12区域达到20m以上[3]，见图3。

图2 V318-P98-5-B1-1-P88-B1-26-B1-18井阻抗连井剖面图Fig.2 Impedance Connecting Well Profile of V318-P98-5-B1-1-P88-B1-26-B1-18

图3 地质统计学反演岩性概率体Fig.3 Geostatistical inversion of lithologic probabilistic bodies

图4 地质统计学反演岩性体Fig.4 Geostatistical inversion of lithologic bodies

2.2 裂缝预测

通过分方位的叠前道集，计算得到分方位的AVO梯度属性和频率衰减梯度属性。由于AVO梯度属性虽然能很好的预测裂缝，但对裂缝尺度不敏感，不能区分裂缝尺度。而频率梯度属性能很好的预测裂缝，并且能区分裂缝尺度，计算抗干扰性强，比较稳定。因此本次研究将频率梯度属性优选为检测小尺度裂缝的敏感属性。对方位频率梯度属性进行椭圆拟合，最终得到小尺度裂缝的密度体和方位体，见图5。

研究结果表明，户部寨气田沙四上(1～4砂组)裂缝发育程度从上到下由差变好，其中4砂组裂缝最为发育，1砂组裂缝发育程度相对较差，裂缝主要发育在工区中部及南部(卫79-9块)，北部及东部总体发育相对较差；沙四下(5～7砂组)裂缝发育程度从上到下由好变差，其中5砂组裂缝最为发育，7砂组裂缝发育相对较差，裂缝主要发育在工区中部及南部(卫79-9块)，北部及东部发育相对差[4]。

叠前方位属性预测小裂缝的各向异性分析认为，大裂缝可近似为各向同性介质，这样采用叠后叠前不同方法预测裂缝，可很好区分大小裂缝尺度。利用叠后几何属性预测的断层以及断裂级别的大裂缝，裂缝尺度大于40m，主要发育在断层以及断裂褶皱带上，在井区地垒带不发育。利用叠前方位属性预测的小裂缝，主要发育在井区地垒带上，裂缝尺度在1.36m和40m之间，和大裂缝预测结果互补。根据大小裂缝预测结果，进行大小裂缝叠合。综合分析认为：大裂缝、小裂缝一起决定了工区目的层的裂缝发育，并进一步影响气井的产能情况。

图5 多方位频率梯度道集Fig.5 Multidirectional frequency gradient gathers

2.3 剩余气评价

2.3.1 剩余气潜力分析[5]

户部寨气田剩余气宏观分布形式主要有未动用型、层间干扰型和动用不彻底型等三种分布形式。

2.3.1.1 未动用型

未动用型剩余气是指受构造、经济效益和工艺原因影响，目前未动用独立断块的天然气地质储量。这种剩余气类型主要分布户部寨气田卫351和部8块、开发潜力较大。

2.3.1.2 层间干扰型

层间干扰型剩余气主要是由层间非均质物性差异造成物性较差的气层，在多层合采情况下，这类层基本上不产或微产气，使气层储量动用程度较低而形成的剩余气。气层压力系数的差异反映了层内储量动用程度的差异，高压层是剩余气集中分布所在。

2.3.1.3 动用不彻底型

动用不彻底型剩余气是指已开发目前正在生产而未枯竭的层或断块、井间未控制和因井底积液、提前上返改采或作业不当而未完全采出的剩余天然气储量。户部寨气田剩余气类型主要以动用不彻底型为主，其次为未动用型剩余气。通过储量动用状况评价及剩余气潜力分析，平面上卫79-9块、部11块和卫351块是下步调整挖潜的重点。

2.3.2 挖潜技术对策

(1)针对平面上未控储量的相对富集区，通过部署调整井，利用老井侧钻来挖潜。

(2)针对井控未动层系，通过补孔措施，进一步提高储量动用程度。

(3)针对产出较差，动用较差的储层，实施多段压裂、重复压裂改造，恢复动用储量。

2.4 挖潜效果评价

结合储层预测、裂缝识别预测、剩余气评价结果以及挖潜技术对策，优化实施4口侧钻井、9口措施井，增加动用储量5.3×108m3，年建产能2100×104m3，目前累计增气4680×104m3，预计开发期末采收率提高3.5个百分点。

3 储气库论证

户部寨气田历经二十余年的开发已经进入开发后期，目前地层压力仅为8.2MPa，大部分气井日产气能力低于0.5×104m3，90.6%以上的气井存在井筒积液的情况，需要通过高压气举、泡排、复合排液等排液采气措施才能保持气井产能[6]，开发效益较差。为了合理利用和盘活气藏资源，适时改建成储气库，实现夏注冬采，提高经济效益，论证改建储气库可行性。经过优选评价，卫79-9块地质储量大，采出程度高，储层物性相对较好，裂缝发育，适合改建储气库。

卫79-9块为濮97断层、文198断层、卫79-9断层、文26断层夹持的长条型反向屋脊断块带，见图6，地层西陡东缓，倾向东南、倾角15～35°，该断块是户部寨气田的最主力的产气区。

图6 过B1-31-V79-9-B12气藏剖面图Fig.6 Profile of Gas Reservoir in B1-31-V79-9-B12

3.1 气藏封闭性评价

3.1.1 盖层封闭性

沙三下亚段为巨厚盐膏及泥岩层，厚度一般在400m左右，盐膏层由南往北逐渐减薄，相变为泥岩，整体厚度不变，封闭性强[7]，为储气库的建设提供了得天独厚的封闭条件，见图6。

3.1.2 断层封闭性[8]

3.1.2.1 各断块气水界面不一致

户部寨气水界面各断块气水界面深度：户部寨卫79-9块部1-1井区气水界面深度3450m，部1-2井区3473m，部1-12井区3430m，部1-11井区3380m。边块的濮88断块气水界面卫3489m，比相邻的卫79-9块气水界面低16～39m；卫351块气水界面为3424m，比卫79-9块北部气水界面高26m；濮95块气水界面深度3455m，比卫79-9块南部低75m。通过气水界面深度说明卫79-9块边界断层濮97断层和卫79-9断层具有封闭性。

3.1.2.2 各断块压力系统不同

户部寨气田投产后，边块断层均钻遇到原始地层压力。卫79-9块93年投产，其余各断块在2000年以后先后投产，投产后并未受卫79-9块影响，均钻遇原始地层压力，见表1。各断块的压力系统不同，说明分块断层具有封闭性[9]。

表1 户部寨气田边块气井RFT统计表Table 1 RFT Statistical Table of Gas Wells in Edge Block of Hubuzhai Gas Field

(3)试井资料反应不渗透边界

在试井资料解释过程中，发现个别井有明显的边界反映。如卫79-9井2001年4月22日～5月8日测试双对数曲线图上显示断层边界，见图7，压力导数与双对数曲线后期成近平行上升趋势。

图7 V79-9压力恢复双对数曲线图Fig.7 Double Logarithmic Curve of Pressure Recovery in V79-9

3.2 建库可行性分析

3.2.1 沉积特征

东濮凹陷早第三纪沙四段早期为干旱、半干旱气候，该种气候条件有利于母岩机械风化及季节性洪水的形成。因此，在沙四段下部反映为湖退的进积沉积旋回，沉积微相以砂坪、混合坪为主，沉积了以紫红色粉砂岩为主的碎屑岩地层。随着构造活动地壳下沉，沙四中晚期反映为湖进的退积沉积旋回，湖水逐渐加深。沙四段上部浅水重力流发育，沉积微相以浅水重力流水道、漫溢浊流沉积为主，沉积了以灰色粉砂岩为主的砂泥岩地层，形成了沙四段上灰下红的典型特征[10]。

3.2.2 砂体展布特征

平面上，沿物源方向的重力流水道砂体发育程度高，连通性好，向四周随着沉积微相的变化及物源结合部处砂体发育程逐渐变差，卫79-9块沙四段有效厚度在7.64～62.1m，平均有效厚度31m。

纵向上，2、3、5砂组砂岩发育程度较高，砂体厚度较大，连通性较好，连通率为50%～80%；4、6、7砂组，平面上发育稳定性较差，砂体厚度变化大，连通率为30%～60%；1、8砂组砂体不发育，砂体连通性差，多呈透镜状，连通率为10%～50%。

3.2.3 物性特征

卫79-9块储层物性普遍较差，孔隙度平均5.2%～9.2%，渗透率0.18～0.76mD，据部1-2井沙四4岩芯物性分析，孔隙度分布区间7～11%，平均8.3%，渗透率主要分布在0.1～0.5mD之间，平均0.28mD。

平面上，由于沉积微相的变化，孔隙度、渗透率值变化较大，处于有利微相带的储层物性较好[10]。

纵向上，1、2、3、5砂组较好，平均孔隙度大于10.3%，平均渗透率大于0.82mD，沙四4、6、7、8次之。

虽然整体上物性较差，但由于局部纵、横向上裂缝的发育，大大改善了裂缝区气井的产能，出现部1-2、部1-9、部1-12、部10等一批高产气井，这也为储气库强注强采提供了先天条件。

3.2.4 开发特征

卫79-9块自1992年投入试采以来，经历试采阶段(1992-1996)、产能建设阶段(1997-2002)、稳产阶段(2003-2006)、递减阶段(2007～今)四个开发阶段。卫79-9块探明天然气地质储量26.21×108m3，占户部寨气田总储量的62.3%，目前共有生产井21口，开井13口，日产气3.52×104m3，累计产气11.76×108m3，平均地层压力8.0MPa，气井初期产能、无阻流量、累计产气较高的气井主要分布在卫79-9块中高部位。

3.2.5 可行性分析

气藏：卫79-9块构造相对落实，砂体相对发育，储层局部裂缝发育，部分井高产；

地面：卫79-9块距离文96储气库10km，距离文23储气库4.5km，气源及管网有保障。

综合评价认为：卫79-9块可做为下步储气库建设目标。

4 结论

(1)通过储层预测、裂缝预测摸清气田砂体及裂缝展布，结合剩余气评价结果，制定有针对性的挖潜技术对策，部署措施实施后可以有效提高气田产能及采收率。

(2) 卫79-9块地质储量大，采出程度高，储层物性相对较好，裂缝发育，适合改建储气库。

(3) 将已开发的中小规模的气藏适时改建成储气库，实现夏注冬采，可以合理利用和盘活现有气藏资源，提高经济效益。