1 基本概况

刘庄油气田位于东濮凹陷中央隆起带中部，是文留构造向南倾没端，构造上属文留构造的南延部分，受文西、文东、黄河三条二级断层及徐楼断层、梁庄断层两个三级断层和文188、刘20、刘18、刘9等次级断层的控制，形成为数众多的各类局部构造与圈闭。分为郎中集和刘海两大断块区。北区郎中集构造是受东倾梁庄断层控制的断背斜构造，南区刘海构造是依附于黄河断层下降盘的断背斜构造。沙二下-沙三上含气，储层非均质性严重。油气藏埋深3400-4500m，沙二下油气富集，顶部砂组主要含气，下部砂组含油，属高压低孔低渗油气藏。

2  剩余气研究及挖潜技术

应用新采集的三维地震资料精细地质研究的基础上，优选有利目标区综合评价，落实潜力，部署新井，有效提高区块储量动用程度；通过老井补孔和压裂改造技术，实现了层间产量接替；定期对气井进行压力监测，通过降压排液技术，解决井筒积液；优化气井生产参数技术，有效延长气井稳产期，实现气田有效开发。使沉寂多年的刘庄地区油气勘探开发又迎来了一个油气储量增长的黄金期。

2.1精细地质研究

2.1.1应用高精度新三维地震资料进行构造解释

刘庄地区新三维地震资料，波组特征明显，同相轴连续性好，信噪比、分辨率得到较大幅度提高，断点清楚。利用新三维采用层位精细标定、反射波的对比、点自动追踪技术、任意测线综合应用，进一步落实沙二段断层组合。完成了沙一至S2下4构造解释，编绘了6个层位构造井位图。

2.1.2开展储层沉积微相研究

通过研究认为刘庄地区处于白庙—赵庄东西转换带上，以短程急流水系入湖为特征；沙二下为漫湖相季节性洪水流沉积，洪水—漫湖亚相，主要发育了漫湖砂坪、漫湖混合相和漫湖相泥坪沉积，局部发育洪水水道沉积；沙三上为三角洲—半深湖沉积，三角洲前缘亚相，主要发育分支水道、三角洲叶状砂、席状砂沉积。

2.2有利目标区综合评价，明确潜力，部署定向井挖潜剩余气

利用已有钻井资料分析储层变化，抓住构造解释和地质综合评价两条主线，对主要油气层段精细成图、综合评价。选择背景好，潜力大的圈闭，精细评价，确定有利目标区。重点在刘庄地区沙二下1-3砂组,寻找和落实新的、各种类型的有利断块及构造高点。对优选出的有利评价目标区块进行精细解释与评价，提出有利目标4个，部署新井12口。

完钻后平均单井钻遇气层11层23.2米；平均单井控制储量1.0×10⁸m³；12口井合计增加控制储量11.7×10⁸m³。

投产初期平均单井日产气1.1×10⁴m³，日产油7.7t；目前单井日产气0.1×10⁴m³，日产油0.8吨；单井累产气224.6×10⁴m³，日产油1398t。刘20-10、刘31-1、刘9-6井位于区块高部位，储层发育较好，天然气富集程度较高，产能较好；刘20-9、刘20-12等井位于构造腰部，为油气聚集区，具有较高的气油比；而刘20-8、刘20-11等井在构造上位于中、低部位，天然气产能差。

2.3补孔返层挖潜

近几年重点对S2下1-3物性相对较好、砂体分布区域大、气测比值较高区块进行优化。单井按照“一套井网，逐段上返”的原则，优化射孔层位及设计，实施后效果较好。

补孔有效率100％。初期单井日增气能力1.8275×10⁴m³，单井累计增气115×10⁴m³，增油464t，效果明显。

2.4储层压裂改造

2.4.1压裂改造挖潜技术

刘庄气藏埋深3400-4500米，孔隙度1.3-19.5%，平均6.6-9.6%，渗透率0.12-0.6×10^-3m²，物性较差，属埋藏深，低孔特低渗储层，大部分气井无自然产能或产能较低，投产后地层压力下降快，稳产时间短。通过压裂改造，改善井间渗流状况、达到压降漏斗变缓，提高储量动用程度和改善渗流条件的目的。压裂有效率100％。初期单井日增气能力1.1208×10⁴m³，单井累增气52.7×10⁴m³，累增油303t。

2.4.2补孔、压裂改造时气层保护措施，气井补孔时尽量采用不压井作业、压裂方面不断优化选择更适合低渗凝析气层的压裂工艺及参数，避免补孔、压裂改造过程中对气层造成较大伤害。

2.4.2.1 针对气藏特征及流体性质，配制压裂液时考虑压裂液与地层配伍性，减小对储层造成潜在性伤害；

2.4.2.2压裂过程中选用氮气助排，加快压裂液返排速度，减少对地层污染时间，达到保护气层的目的。

2.5降压排液技术

针对气井生产中井筒存在积液情况，加强了排液采气工作。结合气藏特点和气井不同压力状况，对油压大于10MPa的高压井依靠气井自身能量将积液带出；对油压介于10-2MPa的中压且含油少的气井，采用化学排液；对油压小于2MPa的低压井采用下泵排液。实施后效果较好，有效保证了气井正常生产。

刘20-9井1月21日流压，2000米以下梯度1.02-1.04，积液严重；2月10日加600Kg泡排剂,日增气2200m³，化排后测流压，2600米以下梯度为0.54-0.73，效果显著。

2.6保持气藏地层压力技术

重点优化气井不同时期气嘴、生产管柱和初期生产压差。确定了气井初期产能2.0-3.0万方、生产压差在10MPa以内、小气嘴（3-4mm）生产参数。控制生产压差，保持地层能量，加长稳产期。

对刘9侧采用3mm、3.5mm和4mm气嘴时的压力曲线分别做趋势线，按趋势预测不同气嘴下的油压，通过嘴流公式：Q=0.00751×D×Pt^2.448×Gor^0.3323计算出日产气量，通过对比得出在哪种工作制度下累产量较高，从而达到提高采收率的目的。

刘9侧井采用3.5mm气嘴时，累产高达130×10⁴m³，而4mm气嘴时累产最低63.6371×10⁴m³。刘9侧气嘴换为3.5mm后生产稳定，达到延长稳产期的效果。

3  几点认识

3.1深化基础地质研究是提高气藏滚动、评价、开发水平的前提。

只有不断把精细地质基础研究、深化储层认识、落实局部构造、精细气藏描述、找准潜力区做前提，才能不断提高气田滚动、评价、开发水平。

3.2科学制定挖潜方案是提高滚动、评价、开发水平的基础。

在基础研究到位的前提下，只有根据气藏不同特点，不同阶段、不同层系、不同类型的井科学制定不同的挖潜方案，才能进一步提高气田的滚动、评价、开发水平。