興隆臺(tái)油區(qū)淺層氣挖潛研究

胡金平

（中國(guó)石油遼河油田公司興隆臺(tái)采油廠，遼寧盤錦 124010）

興隆臺(tái)油區(qū)淺層氣挖潛研究

胡金平

（中國(guó)石油遼河油田公司興隆臺(tái)采油廠，遼寧盤錦 124010）

對(duì)興隆臺(tái)油田、黃金帶油田、榮興屯油田的淺層氣進(jìn)行了綜合評(píng)價(jià)，針對(duì)淺層氣開發(fā)中存在的主要問題，主要采用了補(bǔ)測(cè)放射性、PNN測(cè)井、老井普查的方法，發(fā)現(xiàn)了新氣層和重新認(rèn)識(shí)原解釋層，并取得了良好的生產(chǎn)效果。

淺層氣；放射性測(cè)井；PNN測(cè)井；興隆臺(tái)油田

1 淺層氣分區(qū)綜合評(píng)價(jià)

淺層氣的深度概念因地而異，就興隆臺(tái)采油區(qū)而言，淺層氣是指埋深小于1 600 m的氣層。興隆臺(tái)采油廠所轄十二個(gè)油田，油氣藏分布范圍較廣，其淺層由于特定的沉積條件，儲(chǔ)層變化大，連通性差，廣泛發(fā)育巖性及構(gòu)造-巖性氣藏，這些淺層氣藏都按一定的規(guī)律分布，其分布規(guī)律主要受控于盆地內(nèi)二級(jí)構(gòu)造帶的區(qū)域地質(zhì)結(jié)構(gòu)、斷裂發(fā)育、蓋層質(zhì)量、圈閉展布和源巖所處的熱演化程度。

1.1 興隆臺(tái)油田

興隆臺(tái)油田淺層氣主要發(fā)育為東營(yíng)組，分布在興隆臺(tái)油田北部，已在東營(yíng)組探明天然氣面積16.5 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量54.31×108m3，可采儲(chǔ)量為32.98×108m3。其中1 600 m之上的東營(yíng)組淺層有207口井解釋氣層，試油、投產(chǎn)127口，至2005年12月東營(yíng)組累計(jì)產(chǎn)氣27.6×108m3。目前有氣井117口，其中生產(chǎn)東營(yíng)組的氣井有68口，日產(chǎn)氣17.6×104m3，成為天然氣生產(chǎn)的主力層。

（1）構(gòu)造條件。興隆臺(tái)油田位于遼河盆地西部凹陷腹部，屬興隆臺(tái)斷裂背斜構(gòu)造，以馬26斷層為界將其分為南北兩個(gè)局部構(gòu)造，共發(fā)育有56條斷層，其中9條為三級(jí)斷層，其余為四級(jí)斷層。興隆臺(tái)油田北部東營(yíng)組構(gòu)造基本繼承了沙河街組構(gòu)造，興12號(hào)三級(jí)正斷層將構(gòu)造劃分為興20斷塊區(qū)和興1斷塊區(qū)。從東營(yíng)組底面構(gòu)造看，興20斷塊區(qū)較高，興1斷塊區(qū)下掉，構(gòu)造高點(diǎn)位于興210斷層附近，海拔高度-1 500 m左右。

（2）儲(chǔ)層條件。該油田東營(yíng)組儲(chǔ)層為湖盆收縮后形成的三角洲平原相沉積，儲(chǔ)層巖性為細(xì)砂巖、粉砂巖。儲(chǔ)層單砂層較薄，一般1～3 m。孔隙度較大，滲透率較低，分別平均為25.7%和209×10-3μm2。

（3）分布特征。東營(yíng)組為次生的層狀氣藏，具有北氣南油、含油氣井段長(zhǎng)、含油氣層多而薄，連通性差的特點(diǎn)。單層氣層厚度一般小于2 m，200 m井距連通系數(shù)小于7 0%，氣層埋深為1 1 0 0 m～1 600 m，發(fā)育厚度變化大，氣藏分布受構(gòu)造及巖性控制，為構(gòu)造-巖性氣藏。

1.2 黃金帶油田

黃金帶油田淺層氣目前已解釋的主要分布在3個(gè)主要區(qū)域，西部分布在黃45、黃105井一帶；東部分布在黃5井區(qū)各小斷塊；南部在紅星構(gòu)造北部紅8-14井附近。已在東營(yíng)組探明天然氣面積3.06 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量22.20×108m3，可采儲(chǔ)量為10.96×108m3。其中1 600 m之上的東營(yíng)組淺層有35口井解釋氣層，試油、投產(chǎn)15口。

（1）構(gòu)造條件。黃金帶油田為一被斷層復(fù)雜化的斷裂背斜構(gòu)造，主要發(fā)育北東和北西向兩組斷裂，其中北東向斷層為主要斷層，發(fā)育早，延伸長(zhǎng)，斷開層位多，為本區(qū)的主要?dú)庠磾鄬樱溆嗟男鄬又粚?duì)東營(yíng)組天然氣分布起一定的控制作用。

（2）儲(chǔ)層條件。儲(chǔ)層以泛濫平原河道砂體為主，單砂層厚度小，一般3～5m，平面變化大，連通性差，但縱向上砂層累計(jì)厚度大，從十幾米至上百米。儲(chǔ)層物性較好，平均孔隙度為24.4%，平均滲透率為0.513μm2。

（3）分布特征。由于縱向上不同層段儲(chǔ)層的廣泛發(fā)育，平面上可迭加連片分布；物源主要來自北側(cè)長(zhǎng)軸方向，除東一段外，構(gòu)造主體部位厚度較大，翼部較小。蓋層以灰色泥巖為主，其中全區(qū)分布相對(duì)比較穩(wěn)定的蓋層為動(dòng)二段頂部“細(xì)脖子”泥巖，在構(gòu)造主體部位厚度較小，向翼部逐漸增大。淺層氣主要分布在構(gòu)造高部位和構(gòu)造的東翼。主要發(fā)育巖性氣藏、構(gòu)造-巖性氣藏。

1.3 榮興屯油田

榮興屯油田淺層氣主要分布在東營(yíng)組，個(gè)別井在新近系館陶組發(fā)育有氣層。主力氣層集中分布在榮37塊、榮18-28塊、榮6塊。東營(yíng)組含氣面積6.03 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量30.21×108m3，可采儲(chǔ)量為12.19×108m3，目前已采出1.34×108m3。

（1）構(gòu)造條件。榮興屯淺層包括古近系東一段和新近系，分屬于兩個(gè)構(gòu)造層，均為背斜構(gòu)造。下部構(gòu)造層多被斷裂切割為斷裂背斜。新近系構(gòu)造層為一寬緩的背斜構(gòu)造，構(gòu)造軸線與下構(gòu)造層一致，但其高點(diǎn)明顯向西偏移，幅度明顯變小，整個(gè)構(gòu)造面積較大，該區(qū)還發(fā)育近南北和東西向兩組斷層。

（2）儲(chǔ)層條件。本區(qū)淺層儲(chǔ)層主要為一套河流相砂巖、砂礫巖沉積，多呈北東向條帶狀展布，橫向變化大，單砂層多呈透鏡狀，總的變化趨勢(shì)是西厚東薄，物性較好。蓋層主要為泥巖，質(zhì)量較差，大部分為粉砂質(zhì)泥巖，且厚度較小，穩(wěn)定性差，基本沒有全區(qū)性分布的蓋層，但由于特定的沉積環(huán)境，也存在局部分布的泥巖，可對(duì)天然氣聚集起到較好的控制作用。

（3）分布特征。淺層氣一般分布在氣源斷層附近，明顯受斷至深層的大斷裂控制。該區(qū)雖發(fā)育比較完整的背斜圈閉，但氣層井并不都集中在構(gòu)造的較高部位，受封閉程度較高的氣源斷層和巖性控制，在其翼部發(fā)育大量的巖性氣藏，充滿程度低，主要決定于斷層的側(cè)向遮擋和巖性配置。

2 淺層氣開發(fā)中存在的主要問題

（1）對(duì)氣藏地質(zhì)特征及開發(fā)問題系統(tǒng)研究少。多數(shù)油田對(duì)天然氣未進(jìn)行過系統(tǒng)研究，除興隆臺(tái)油田外，其余各油田氣井在平面上分布不均，給研究帶來較大困難。

（2）氣層分布不穩(wěn)定，挖潛難度大。由于淺層氣分布多數(shù)受巖性控制，氣層分布不穩(wěn)定，變化較快，挖潛難度大。

（3）淺層錄取資料不到位，影響淺層氣的開發(fā)。多數(shù)井缺乏1 600 m以上的淺層氣電測(cè)曲線資料，使井間、層間氣層對(duì)比工作缺少直接認(rèn)識(shí)，使得一些認(rèn)識(shí)層未能得以證實(shí)，給淺層氣開發(fā)帶來很大困難。

（4）由于淺層氣氣藏分布較淺，在生產(chǎn)中常伴有壓力水平低、出砂等嚴(yán)重現(xiàn)象，影響氣井開發(fā)。

3 淺層氣挖潛方法

針對(duì)淺層氣開發(fā)中存在的問題，主要從以下幾個(gè)方面入手［1-5］。

3.1 補(bǔ)測(cè)放射性

近幾年對(duì)一些井進(jìn)行補(bǔ)測(cè)放磁，到目前共實(shí)施78口井。通過新老放射曲線的對(duì)比，對(duì)淺層氣的分布有了進(jìn)一步的認(rèn)識(shí)。一方面在以上這些井補(bǔ)測(cè)放磁的井段中的層位大部分都是原始地層壓力，泄壓和水淹層相對(duì)較少，都具有工業(yè)開采價(jià)值。另一方面通過對(duì)比發(fā)現(xiàn)，有一些層位油氣顯示較好，而測(cè)井未做解釋或解釋為水層，這一部分層位也可以進(jìn)行試采氣做進(jìn)一步認(rèn)識(shí)。

對(duì)興隆臺(tái)油田興北地區(qū)的油、氣、水井地質(zhì)和測(cè)井資料較為全面的分析、統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，東一段砂體普遍發(fā)育，但只在個(gè)別井點(diǎn)解釋氣層。調(diào)查的487口井中，除15口井未下油層套管原因外，綜合測(cè)井曲線未測(cè)到1 300 m以上的有230口井，放射性曲線資料未測(cè)到1 300 m以上的井有247口，通過補(bǔ)測(cè)放射性曲線等手段，在原有的解釋氣層井的基礎(chǔ)上認(rèn)識(shí)了幾個(gè)井組，如興215-1井組、興91井組等均找到淺層氣。

對(duì)有施工條件的老井進(jìn)行放射性重復(fù)測(cè)井，其中27口井發(fā)現(xiàn)新氣層，興201井、興226、興43井等，初期產(chǎn)量都在1.0×104m3左右。

如位于興22斷塊的興89井測(cè)井解釋油、氣層已全部射開，由于出砂嚴(yán)重關(guān)井，無法利用。該井在1 299.0～1 405.8 m 井段解釋氣層36.4 m／20層，而臨井興43和興10-10井在這一深度沒有解釋（測(cè)井曲線未錄）。通過測(cè)井曲線資料對(duì)比發(fā)現(xiàn)，其臨井興43井和興10-10井在相應(yīng)的井段普遍存在砂體發(fā)育，一些未解釋層位和興89井已解釋的氣層有較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系。由于缺少測(cè)井資料的認(rèn)證，分別對(duì)興43井和興10-10井進(jìn)行了補(bǔ)測(cè)放射性，發(fā)現(xiàn)在一些未解釋層上存在明顯的氣層特征。對(duì)興10-10井1 526.0～1 527.4 m井段，1.4 m／1層試油，用3 mm油嘴生產(chǎn)，初期日產(chǎn)氣10 743 m3。興43井上修作業(yè)后，在1 496.5～1 502.0 m 井段3.0 m／2個(gè)未解釋層，射孔后，用3 mm油嘴生產(chǎn)初期日產(chǎn)氣24 917 m3。

3.2 PNN測(cè)井

PNN儀器采用直接測(cè)量脈沖高能中子發(fā)射后，地層中熱中子的數(shù)量隨時(shí)間的變化關(guān)系，直接測(cè)量俘獲之前的熱中子。與目前國(guó)內(nèi)使用的其他飽和度測(cè)井方式比較，PNN測(cè)井的一個(gè)最大特點(diǎn)是：不同于其他方法通過地層對(duì)中子的俘獲放射出的伽馬射線進(jìn)行記錄分析來進(jìn)行飽和度的解析，PNN是通過對(duì)地層中還沒有被地層俘獲的熱中子來進(jìn)行記錄和分析，從而得到飽和度的解析。探測(cè)熱中子法沒有了探測(cè)伽馬方法存在的本底值影響，同時(shí)在低礦化度與低孔隙度地層保持了相對(duì)較高的記數(shù)率，削減了統(tǒng)計(jì)起伏的影響。同時(shí)，PNN還有一套獨(dú)特的數(shù)據(jù)處理方法，能夠最大程度的去除井眼影響，保證了Sigma（地層俘獲截面）曲線的準(zhǔn)確性，精度可以達(dá)到±0.1俘獲截面單位。

2006年開始應(yīng)用這項(xiàng)技術(shù)，對(duì)認(rèn)識(shí)新氣層和重新認(rèn)識(shí)原解釋層起到了一定作用。例如，2006年實(shí)施的興34井，新發(fā)現(xiàn)淺層部位氣層2.0 m／1層，射開該層，初期5 mm油嘴日產(chǎn)氣13 290 m3。

3.3 老井復(fù)查

對(duì)黃金帶、于樓、熱和臺(tái)和興隆臺(tái)油田的老探井、報(bào)廢井、長(zhǎng)停井和低壓低產(chǎn)井進(jìn)行了全面復(fù)查。同時(shí)，對(duì)于工作中出現(xiàn)的疑難井也進(jìn)行了分析和跟蹤復(fù)查，篩選出了一批井，然后對(duì)所篩選出的井進(jìn)行單井分析，包括測(cè)井曲線特征再認(rèn)識(shí)、本井各儲(chǔ)層的動(dòng)用情況，取心、錄井、試油資料綜合分析，找出可疑層。方法是以測(cè)井曲線為主，參照取心和錄井資料，仔細(xì)分析每一個(gè)儲(chǔ)層，發(fā)現(xiàn)可疑層之后，再分析本井的試油及投產(chǎn)和生產(chǎn)情況。

對(duì)復(fù)查出的可疑井進(jìn)行多井對(duì)比，繪制油藏剖面圖，分析鄰井試采情況、構(gòu)造情況，再次評(píng)價(jià)與篩選。對(duì)于重點(diǎn)井利用計(jì)算機(jī)制作油藏對(duì)比剖面圖，部分井進(jìn)行數(shù)字處理。

經(jīng)過多次分析論證，對(duì)復(fù)查出的可疑井進(jìn)行多井對(duì)比，試油跟蹤，精選出22口井作為重點(diǎn)井。在22口井中提出可疑層164，其中水改為氣層60層，水改為油層57層，未解層改為氣層13層，未解層改為油層2層，水層改為氣水同層2層，水層改為油水同層12層。

以興256井為例。該井是1977年10月20日完鉆的一口生產(chǎn)井，位于興隆臺(tái)構(gòu)造興95井?dāng)鄩K，鉆探的結(jié)果顯示，東營(yíng)組二、三段，沙河街組一段均有油氣顯示，為主要含油氣層段，氣層13層，厚度26.0 m，油層3層，厚度9.6 m。該井處在構(gòu)造有利部位，在井段1 428.2～1 471.2 m處（原解釋為水層），雖然井壁取心、錄井、槽面無顯示，但與臨井興95井氣層（未射孔）的對(duì)比關(guān)系好，并且該井時(shí)差較高，放射性曲線數(shù)值比較好，具有油氣特征。從儲(chǔ)蓋條件來看，該井各砂層組間均有純泥巖層發(fā)育，蓋層條件具備。該井的巖性為粗砂巖、含礫砂巖，滲透性較好，自然伽馬曲線顯示巖性較純。從以上幾點(diǎn)來看，該層原解釋偏低，應(yīng)改解釋為氣層，該層射開后，初期日產(chǎn)氣達(dá)3.2×104m3。

4 結(jié)論和建議

（1）應(yīng)對(duì)興隆臺(tái)油區(qū)繼續(xù)加強(qiáng)油井測(cè)試工作，包括補(bǔ)測(cè)放射性測(cè)井資料和PNN測(cè)井。

（2）根據(jù)構(gòu)造和儲(chǔ)層研究結(jié)果，結(jié)合試油和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，繼續(xù)研究各區(qū)的淺層氣分布規(guī)律，圈定含氣范圍，同時(shí)追蹤主要含氣儲(chǔ)層，明確其空間展布特征。

（3）以測(cè)井資料為主，綜合各種非測(cè)井資料對(duì)淺層天然氣進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，確定區(qū)塊生產(chǎn)潛力，為區(qū)塊淺層天然氣的整體開發(fā)生產(chǎn)提供依據(jù)。

［1］ 谷團(tuán)，馬德勝，陳淑鳳.遼河油區(qū)天然氣勘探開發(fā)現(xiàn)狀及對(duì)策［J］.中國(guó)石油勘探，2005，（4）：14-17.

［2］ 丁國(guó)生，田信義.中國(guó)淺層天然氣資源及開發(fā)前景［J］.石油與天然氣地質(zhì)，1996，（3）：21-24.

［3］ 曾文沖.油氣藏儲(chǔ)集層測(cè)井評(píng)價(jià)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1986：105-120.

［4］ 徐守余.SQ油田低阻油氣層測(cè)井綜合解釋及評(píng)價(jià)［J］.石油勘探與開發(fā)，2000，27（6）：74-76.

［5］ 周煒，唐仲華，溫靜，等.應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)研究剩余油分布規(guī)律［J］.斷塊油氣田，2010，17（3）：325-327.

TE375

A

1673-8217（2011）06-0079-03

2011-08-10

胡金平，工程師，1975年生，1998年畢業(yè)于西南石油學(xué)院石油地質(zhì)專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田天然氣開發(fā)研究工作。

李金華