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【摘要】兴隆台油田开发早期忽视了兴北地区浅层气的开发，使得浅层气开发工作一直停滞不前。近年来加强了浅层气开发，对浅层气进行再认识和研究，取得了良好的效果。在浅层气遗漏东营组进行二次测井解释，并利用气层识别标准对剩余气层进行验证，从而证明了剩余气层的可靠性和正确性，为东营组浅层气的挖潜调整提供了有力的保证。今后可将这种方法推广应用到牛居、黄金带等类似油田浅层气开发研究当中，为辽河油田浅层气的全面开发起到重要作用。
【关键词】浅层气 东营组 次生气藏 浅层气开发 兴北地区
按天然气储量规范（GBN270-88），把埋深在1500m以上的天然气称为浅层气。根据辽河盆地的地质特点和对浅层的认识程度，把埋深在1800m以上的气藏定为浅层气藏范畴，洼陷附近地区还可以适当加深[1]。本文所提到的“浅层”是相对其下伏的中～深层（沙一、沙三段）而言，即东营组，埋深一般小于2000m。东营组又分为东一、东二和东三段。
世界范围内浅层气资源丰富，浅于1500m的气田占世界气田总数的20%，2009年底世界天然气探明可采储量187.16×1012m3，其中浅层气储量约39×1012m3，占21%。世界上浅层气勘探开发比较活跃，特别是北美地区已经成为储量和产量增长的重点[2][3]。目前世界上浅层气的探勘开发取得了显著成效的是加拿大的阿尔伯达（Alberta）盆地浅层气的勘探开发，其浅层气已成为阿尔伯达（Alberta）盆地天然气产量重要组成部分，约占20%[4]。我国在浅层气勘探上也取得重要进展：柴达木盆地第四系已探明近500×108m3储量；其他如渤海湾、四川、松辽等盆地也发现了一批浅层气田，累计探明加控制储量达800×108m3，勘探形势喜人。总体上看，我国浅层气勘探程度低，是一个值得重视的、有很大潜力的能源[5]。
兴隆台油田开发初期，兴北地区浅层气开发没有得到重视，测试资料少，气层往往与油层同时开采，开采效果差，造成上部大量浅层气未能动用。另外浅层气埋藏浅，投资规模小，经济效益显著[6]。因此东营组浅层气还有较大的潜力，需要重新二次测井解释，结合气层识别标准，有效地识别可疑气层以及寻找新的气层，为浅层气的挖潜提供可靠的依据。
1 开发现状
1991年，兴北地区东营组上报探明含气面积15.6km2，地质储量45.45×108m3，可采储量31.82×108m3。天然气组分中甲烷含量96%左右，属于干气。截止2012年12月底，该区生产东营组气井145口，开井68口，日产气45.5×104m3，累产气31.28×108m3。可采储量采气速度0.81%，采出程度92.71%。
随着采出程度不断提高，兴北地区天然气开发存在以下矛盾：一是采出程度高，后备资源接替不足，储采比严重失衡；二是挖潜措施难度大，措施工作量加大，而措施效果逐年变差；三是地层压力下降快，出水、出砂、低压低产气井增多，影响了正常生产。另外，该地区已进入开发中后期，气藏开发过程中气砂体采收率低、剩余气层分布状况不清等问题已经暴露出来，如何减缓以上开发矛盾是兴北地区今后的研究方向。
2 浅层气分布规律及气藏类型
东营组断层发育不同，断至层位不同。不同构造、层位浅层气分布富集程度不同，表现出浅层气分布随断层断至位置变化且发育程度不同，富集程度不同的规律性。其活动对浅层气藏的形成具有重要的控制作用，主要表现在断裂活动不断破坏中深层的原生油气藏，使其中的油气沿断层向上运移，并在浅层的圈闭中重新聚集成数量多、规模小的浅层次生气藏[7]。
东营组气层在平面上主要分布构造高部位，局部叠加连片，气层厚度不均匀，变化较大，分布不稳定，延伸范围小，单井气层有效厚度最大72.9m（XQQ1井），最薄1.2m（X62井）。纵向上气层厚度500m左右，主要分布在东二段和东三段，东一段零星分布。气藏埋深浅，在1170～1700m之间。气层分散，层数多，厚度薄。单层厚度一般在0.8m左右，最厚不超过5m。
兴北地区是缘于深层的次生成因形成的浅层气，东营组末期地壳运动伴随的断裂活动使油气沿断裂向上运移，聚集在东营组形成次生气藏。从浅层气的控制因素分析，断层是气藏运移的重要通道，因此东营组气藏类型为次生成因的构造—岩性气藏[8]。
3 浅层气开发效果
3.1 浅层气识别
东营组浅层气识别主要是利用中子伽玛、声波时差、视电阻率、密度、微电极进行判断。但是由于受钻井泥浆侵入、储集层泥质含量与厚度等因素的影响，加上一些井在测井时未测放射性，造成测井曲线上气层的特点不明显，因此需要进行特殊识别[9]。
应用中子伽玛、声波时差和密度测井资料，结合区块内测试井气层的试气情况，绘制中子伽玛（NGR）、声波时差（AC）以及密度测井（DEN）的气层识别三角形交会圖版，可以准确识别气层。红色三角形区域内的点，认为是气层，否则就认为是气水同层或者水层。识别气层标准：中子伽玛大于1.0（条件单位），声波时差大于315（μs/ m），密度大于2.37（g/cm3）。
3.2 浅层气挖潜效果
2000年后，加强了东营组浅层气认识。在潜力目标区优选重点井，利用气层识别技术寻找新气层，通过试气、试采加以验证。复查老井486口井，潜力层960.7m/534层。其中未解释层736.6m/421层、水层改气层188.9m/90层、气水同层改气层3.6m/3层、干层改气层13.6m/9层、可疑气层改气层18m/11层。优选了X93、XG258、X271三口老井试气，试气结果：新解释气层8.3m/6层，水层修改气层2.2m/1层。
对兴北地区南端兴28断块的12口老井重新进行中子伽马测试，10口井发现了新气层。如兴425井，补测中子伽马后，新解释气层12.0m/5层，对井段1485.0～1494.0m（3 . 0 m / 2层）进行试采，初期日产气2.8×104m3。10口停产老井复产后全部获得高产气流，日增气15×104m3。
2002年以来在兴北地区累计部署气井37口，初期单井平均日产气1.12×104m3，目前平均日产气9500m3，累产气2.57×108m3。新井的实施为辽河油田天然气增储上产工作提供了有力的保障。
3.3 浅层气开发认识
（1）钻遇新层的概率高。在新井解释中，发现较多原来未解释的新层，这些新层其邻井也没有解释过。据统计，钻遇新层的概率达到了17.4%，平均单井钻遇新层5.1m/3层。就辽河油区来讲，该区新层的钻遇概率相对其他地区还是比较高的。
（2）钻遇的新层多位于东二、东三段，东一段较少。根据近几年钻井显示，在东营组的东二、东三段发现的新层居多，占 84.2%。因此，东营组的东二、东三段是兴北地区浅层气挖潜的主要目的层位。
（3）东营组气层薄层高产。该区油气层交错发育，尤其东营组气层分布不均，短距离渐灭，厚度1.0m左右的气层，通过射孔生产往往能够达到较高的产量。研究认为：一是气层比较发育，储层物性比较好；二是气层多呈透镜体状分布，层间连通差；三是投产前气层没有被泄压，压力系统保持完好。
4 结论
（1）兴北地区东营组气藏类型为次生成因的构造—岩性气藏，油气分布受断层、岩性控制十分明显。
（2）通过单井试气试采和生产情况，较好的验证了气层识别三角形交会图版能够较为准确的识别气层的可靠性和有效性。
（3）经过浅层气的挖潜研究，认为东营组的东二、东三段是浅层气开发的主要目的层。随着开采程度的不断提高，积极寻求新理论和手段，创造性、有效的开发东营组剩余浅层气资源，是当前的首要任务。
参考文献
[1] 闵忠顺，潘洪灏，马全华，等.浅层气挖潜技术研究与应用[J].特种油气藏，2007，14（2）：76～83
[2] Sugimoto A，Wada E.Hydrogen Isotopic Composition of Bacterial Met Have CO2/ H2 Reduction and Acetate Fermentation[J]. Geoehimieaet Cosmoehimiea Aetna，1995，59（7）：1329～1337
[3] Ward J A，Slater G.F，Moser D P，etal.Mierobial Hydroearbon Gases in the Witarersrand Basin，South Africa ：Implications for the Deep Biosphere[J].Geoehimieaet Cosmoehimiea Aetna，2004，68（15）：3239～3250
[4] 周宗良，郑平，肖建玲，等.黄骅坳陷北大港地区浅层天然气识别与分布特征[J].天然气地球科学，2010，21（4）：535～540
[5] 周瑞年，管志强.柴达木盆地东部第四系气源岩地化特征与生物气前景[J].石油勘探与开发，1994，21（2）：236～328.
[6] 汪利.辽河油田浅层气识别技术及应用[J].天然气勘探与开发，2007，30（2）：33～35
[7] 孙卉，周旭红，李军，等.辽河盆地东部凹陷浅层气成藏条件及富集规律研究[J].天然气地球科学，1997，8（2）：31～32
[8] 赵振尧.兴隆台油田兴北地区东营组浅层气研究[J].天然气勘探与开发，2010，33（2）：11～13
[9] 谷團，任强，陈淑凤，等.辽河油田浅层气测井识别技术[J].天然气地球科学，2006，17（2）：276～281
【关键词】浅层气 东营组 次生气藏 浅层气开发 兴北地区
按天然气储量规范（GBN270-88），把埋深在1500m以上的天然气称为浅层气。根据辽河盆地的地质特点和对浅层的认识程度，把埋深在1800m以上的气藏定为浅层气藏范畴，洼陷附近地区还可以适当加深[1]。本文所提到的“浅层”是相对其下伏的中～深层（沙一、沙三段）而言，即东营组，埋深一般小于2000m。东营组又分为东一、东二和东三段。
世界范围内浅层气资源丰富，浅于1500m的气田占世界气田总数的20%，2009年底世界天然气探明可采储量187.16×1012m3，其中浅层气储量约39×1012m3，占21%。世界上浅层气勘探开发比较活跃，特别是北美地区已经成为储量和产量增长的重点[2][3]。目前世界上浅层气的探勘开发取得了显著成效的是加拿大的阿尔伯达（Alberta）盆地浅层气的勘探开发，其浅层气已成为阿尔伯达（Alberta）盆地天然气产量重要组成部分，约占20%[4]。我国在浅层气勘探上也取得重要进展：柴达木盆地第四系已探明近500×108m3储量；其他如渤海湾、四川、松辽等盆地也发现了一批浅层气田，累计探明加控制储量达800×108m3，勘探形势喜人。总体上看，我国浅层气勘探程度低，是一个值得重视的、有很大潜力的能源[5]。
兴隆台油田开发初期，兴北地区浅层气开发没有得到重视，测试资料少，气层往往与油层同时开采，开采效果差，造成上部大量浅层气未能动用。另外浅层气埋藏浅，投资规模小，经济效益显著[6]。因此东营组浅层气还有较大的潜力，需要重新二次测井解释，结合气层识别标准，有效地识别可疑气层以及寻找新的气层，为浅层气的挖潜提供可靠的依据。
1 开发现状
1991年，兴北地区东营组上报探明含气面积15.6km2，地质储量45.45×108m3，可采储量31.82×108m3。天然气组分中甲烷含量96%左右，属于干气。截止2012年12月底，该区生产东营组气井145口，开井68口，日产气45.5×104m3，累产气31.28×108m3。可采储量采气速度0.81%，采出程度92.71%。
随着采出程度不断提高，兴北地区天然气开发存在以下矛盾：一是采出程度高，后备资源接替不足，储采比严重失衡；二是挖潜措施难度大，措施工作量加大，而措施效果逐年变差；三是地层压力下降快，出水、出砂、低压低产气井增多，影响了正常生产。另外，该地区已进入开发中后期，气藏开发过程中气砂体采收率低、剩余气层分布状况不清等问题已经暴露出来，如何减缓以上开发矛盾是兴北地区今后的研究方向。
2 浅层气分布规律及气藏类型
东营组断层发育不同，断至层位不同。不同构造、层位浅层气分布富集程度不同，表现出浅层气分布随断层断至位置变化且发育程度不同，富集程度不同的规律性。其活动对浅层气藏的形成具有重要的控制作用，主要表现在断裂活动不断破坏中深层的原生油气藏，使其中的油气沿断层向上运移，并在浅层的圈闭中重新聚集成数量多、规模小的浅层次生气藏[7]。
东营组气层在平面上主要分布构造高部位，局部叠加连片，气层厚度不均匀，变化较大，分布不稳定，延伸范围小，单井气层有效厚度最大72.9m（XQQ1井），最薄1.2m（X62井）。纵向上气层厚度500m左右，主要分布在东二段和东三段，东一段零星分布。气藏埋深浅，在1170～1700m之间。气层分散，层数多，厚度薄。单层厚度一般在0.8m左右，最厚不超过5m。
兴北地区是缘于深层的次生成因形成的浅层气，东营组末期地壳运动伴随的断裂活动使油气沿断裂向上运移，聚集在东营组形成次生气藏。从浅层气的控制因素分析，断层是气藏运移的重要通道，因此东营组气藏类型为次生成因的构造—岩性气藏[8]。
3 浅层气开发效果
3.1 浅层气识别
东营组浅层气识别主要是利用中子伽玛、声波时差、视电阻率、密度、微电极进行判断。但是由于受钻井泥浆侵入、储集层泥质含量与厚度等因素的影响，加上一些井在测井时未测放射性，造成测井曲线上气层的特点不明显，因此需要进行特殊识别[9]。
应用中子伽玛、声波时差和密度测井资料，结合区块内测试井气层的试气情况，绘制中子伽玛（NGR）、声波时差（AC）以及密度测井（DEN）的气层识别三角形交会圖版，可以准确识别气层。红色三角形区域内的点，认为是气层，否则就认为是气水同层或者水层。识别气层标准：中子伽玛大于1.0（条件单位），声波时差大于315（μs/ m），密度大于2.37（g/cm3）。
3.2 浅层气挖潜效果
2000年后，加强了东营组浅层气认识。在潜力目标区优选重点井，利用气层识别技术寻找新气层，通过试气、试采加以验证。复查老井486口井，潜力层960.7m/534层。其中未解释层736.6m/421层、水层改气层188.9m/90层、气水同层改气层3.6m/3层、干层改气层13.6m/9层、可疑气层改气层18m/11层。优选了X93、XG258、X271三口老井试气，试气结果：新解释气层8.3m/6层，水层修改气层2.2m/1层。
对兴北地区南端兴28断块的12口老井重新进行中子伽马测试，10口井发现了新气层。如兴425井，补测中子伽马后，新解释气层12.0m/5层，对井段1485.0～1494.0m（3 . 0 m / 2层）进行试采，初期日产气2.8×104m3。10口停产老井复产后全部获得高产气流，日增气15×104m3。
2002年以来在兴北地区累计部署气井37口，初期单井平均日产气1.12×104m3，目前平均日产气9500m3，累产气2.57×108m3。新井的实施为辽河油田天然气增储上产工作提供了有力的保障。
3.3 浅层气开发认识
（1）钻遇新层的概率高。在新井解释中，发现较多原来未解释的新层，这些新层其邻井也没有解释过。据统计，钻遇新层的概率达到了17.4%，平均单井钻遇新层5.1m/3层。就辽河油区来讲，该区新层的钻遇概率相对其他地区还是比较高的。
（2）钻遇的新层多位于东二、东三段，东一段较少。根据近几年钻井显示，在东营组的东二、东三段发现的新层居多，占 84.2%。因此，东营组的东二、东三段是兴北地区浅层气挖潜的主要目的层位。
（3）东营组气层薄层高产。该区油气层交错发育，尤其东营组气层分布不均，短距离渐灭，厚度1.0m左右的气层，通过射孔生产往往能够达到较高的产量。研究认为：一是气层比较发育，储层物性比较好；二是气层多呈透镜体状分布，层间连通差；三是投产前气层没有被泄压，压力系统保持完好。
4 结论
（1）兴北地区东营组气藏类型为次生成因的构造—岩性气藏，油气分布受断层、岩性控制十分明显。
（2）通过单井试气试采和生产情况，较好的验证了气层识别三角形交会图版能够较为准确的识别气层的可靠性和有效性。
（3）经过浅层气的挖潜研究，认为东营组的东二、东三段是浅层气开发的主要目的层。随着开采程度的不断提高，积极寻求新理论和手段，创造性、有效的开发东营组剩余浅层气资源，是当前的首要任务。
参考文献
[1] 闵忠顺，潘洪灏，马全华，等.浅层气挖潜技术研究与应用[J].特种油气藏，2007，14（2）：76～83
[2] Sugimoto A，Wada E.Hydrogen Isotopic Composition of Bacterial Met Have CO2/ H2 Reduction and Acetate Fermentation[J]. Geoehimieaet Cosmoehimiea Aetna，1995，59（7）：1329～1337
[3] Ward J A，Slater G.F，Moser D P，etal.Mierobial Hydroearbon Gases in the Witarersrand Basin，South Africa ：Implications for the Deep Biosphere[J].Geoehimieaet Cosmoehimiea Aetna，2004，68（15）：3239～3250
[4] 周宗良，郑平，肖建玲，等.黄骅坳陷北大港地区浅层天然气识别与分布特征[J].天然气地球科学，2010，21（4）：535～540
[5] 周瑞年，管志强.柴达木盆地东部第四系气源岩地化特征与生物气前景[J].石油勘探与开发，1994，21（2）：236～328.
[6] 汪利.辽河油田浅层气识别技术及应用[J].天然气勘探与开发，2007，30（2）：33～35
[7] 孙卉，周旭红，李军，等.辽河盆地东部凹陷浅层气成藏条件及富集规律研究[J].天然气地球科学，1997，8（2）：31～32
[8] 赵振尧.兴隆台油田兴北地区东营组浅层气研究[J].天然气勘探与开发，2010，33（2）：11～13
[9] 谷團，任强，陈淑凤，等.辽河油田浅层气测井识别技术[J].天然气地球科学，2006，17（2）：276～281