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摘 要：茨采是油田公司天然气主要外供单位之一，在无后备资源接替、递减逐年加大的情况下，为确保周边城市冬季供气，在开源和措施挖潜上积极探索，通过应用新三维地震资料结合油气井生产动态资料，细化油田基础地质研究，并应用天然气测试手段，进一步落实油田剩余气潜力。同时根据不同的剩余气富集规律，制定相应的挖潜对策，效果显著，较好的把握了天然气生产主动权，使天然气开发水平得到明显提高。
关键词：基础地质研究;气层分布规律;成藏规律;天然气测试技术;挖潜对策研究
1 实施背景
青龙台油田位于辽河断陷盆地东部凹陷北部，牛居—青龙台断裂背斜构造带南部，断块自下而上发育S3、S1、D三套含气层系，S1主力含气层系，埋深1300-1600m，油田含气面积6.47km2，动用天然气储量6.56×108m3，目前累产气2.11×108m3，采出程度32.16%，其中气层气动用面积3.65km2，动用储量6.02×108m3，溶解气动用面积2.82km2，动用储量0.54×108m3。
目前油田开发受断块构造复杂性的限制，油气层分布规律认识不清。油田纵向上主力含气层系沙一段与上伏东营地层及下伏沙三段地层均呈不整合接触;平面上油田区域受茨东大断层、牛青断层夹持，内部断层发育，构造破碎，给油气分布规律的认识带来很大难度，且受资料品质、技术手段的限制，油田构造不落实，油气动用程度不均，油气层分布规律认识不清。
2 主要做法
2.1 细化基础地质研究，落实油气层分布规律
（1）优选标志层，进行地层对比
青龙台油田钻井揭露地层自下而上为下第三系沙三段、沙一段和东营组、上第三系馆陶组、明化镇及第四系。其中沙河街组一段为该油田主力含气层系。
沙一段底部不整合面之上发育一套粒度较粗的底砾岩，也是沙一段主要含气层段，不整合面之上电阻率基线值低，不整合面之下电阻率基线明显升高，这一特点对比明显。而东营组为中厚层状高阻砂砾岩夹泥岩沉积，沙一段以泥岩-粉砂质泥岩为主，偶夹薄层细砂岩沉积，在底部的不整合面上一般发育薄层-中厚层砂砾岩或细砂岩。根据上述标志层进行地层对比，根据岩性、电性、含油性和地层层序，以标准井为中心建立全区的主骨架剖面。同时以三维地震连井剖面作为地层对比的重要参考资料，采取多方向多角度的任意线地震剖面进行构造解释，识别小断层，落实区域构造特征。
（2）落实构造特征构造特征
青龙台油田构造整体为一个断裂背斜，受北东向牛青断层及茨东断层控制，并被若干条次级小断层切割复杂化，这些次级小断层如LQ50断层、L20-18断层、L0-20断层等主要呈近东西向与近北东向产出，主要控制局部构造并使局部构造复杂化，形态表现为小断背斜、单斜等。
（3）落实储层、气层分布规律
油田沙一段主力含油气砂体等厚图表明：青龙台油田沙一段砂体厚度较薄，一般小于20m，且有近相当数量的井钻遇砂体厚度小于10m，由于受不整合面剥蚀作用影响，不同部位起伏不同，部分井点砂体不发育。平面上：砂体展布方向与构造方向基本一致，呈北东-西南方向，且构造高部位及断层附近储层发育，砂体较厚，向中低部位逐渐变薄，受不整合面的影响，储层发育局限，厚度变化较大。纵向上：沙一段底部发育一套底砾岩，其形成于沙一段与沙三段之间不整合面上的低位域沉积，电阻率基值较低，储层发育，反映了沙一时期湖扩水进的产能及特点。
2.2 应用天然气测试技术，进一步落实剩余气潜力
在精细地质研究的基础上，针对生产过程中，天然气潜力不落实，部分可疑潜力层漏失，充分应用天然气测试技术，对可疑潜力层进行油气水组合识别测试及中子寿命测试，寻找气层或重新认识气层，同时根据生产动态开展标准电性图版解释，对漏失可疑潜力层进行二次解释，落实断块剩余气潜力。
2.3 重新评价潜力区，落实剩余气分布规律
经过上述研究重新评价油田剩余气潜力区，落实剩余气分布规律。平面上：断块断层发育，由于断层的分隔和遮挡作用，在断层附近井网完善程度低，剩余气相对富集，同时在构造高部位、井网不完善区域剩余气富集，为有利潜力区。
纵向上：油气层呈层状分布，油气层层数多，单层厚度变化大，受不整合面剥蚀作用影响，储层岩性变化较大，部分含气砂体表现为透镜体，同时受纵向出水层位干扰，导致气井停喷，剩余气相对富集。
2.4 挖潜对策研究
通过油田剩余气分布规律精细研究，针对不同的剩余气富集规律，提出了带有针对性的调整方案，并制订了相应的挖潜对策。
3 实施效果
3.1 应用大修侧钻技术，挖掘构造有利部位剩余气
针对断块边部，井网不完善区域天然气富集程度高，且无井控制，通过部署新井，挖掘剩余气潜力。近年在老区L10块西部共部署新井4口，初期日产气6.67×104m3，目前日产气2.34×104m3，阶段累产气918.8×104m3。同时针对断块构造高部位、断层遮挡区域，井网完善程度低，剩余气相对富集，且断块油气井井况复杂，主要表现为套管变形、套管错断，无法直接生产，其中具有挖潜潜力的井为15口，占总长停井数的30%。通过应用大修侧钻技术对有潜力的长停井进行措施挖潜，共实施侧钻7井次，实施油气井大修4井次，初期日产气11.31×104m3，目前日产气1.02×104m3，阶段累产气5056.7×104m3。
3.2 实施调补层措施，挖掘可疑潜力层剩余气
针对生产过程中，天然气潜力不落实，部分可疑潜力层漏失，通过应用动态监测技术，落实的可直接生产的剩余气潜力，实施调补层或捞封堵水措施，挖掘剩余气潜力。共实施补层15井次、捞封4井次，初期日增油15.5t，日增气18.4×104m3，阶段累增油7983.5t，累增气2914.2×104m3。
3.3 应用排水采气技术，挖掘层间剩余气
针对具有层间干扰剩余气的潜力井，实施下泵排水采气措施，挖掘层间剩余气潜力。先后实施下泵排水采气6井次，初期日增气2.5×104m3，阶段累增气1371.8×104m3。如龙15-19C补开气层后，初期日产气达到1.5×104m3，生产一个月地层出水，停喷关井，采取下泵排水采气措施挖潜后，日产气达到2.07×104m3，阶段累产气882.62×104m3。
4 结论及认识
（1）精细研究油田地质特征，把握动静态生产特点，准确掌握天然气分布状况，是老油田开发调整的基础保障。
（2）新三维地震资料的合理应用与油田生产动态资料的紧密結合，是提高基础地质研究合理性的有效手段。
（3）动态监测资料的有效应用，实现了老油田可疑潜力层的有效动用，是老油田焕发活力的重要途径。
作者简介：
王荣娟（1986-），女，工程师，2010年毕业于西安石油大学资源勘查工程专业，现从事油藏开发地质动态研究工作。
中油辽河油田公司，辽宁盘锦，124010
关键词：基础地质研究;气层分布规律;成藏规律;天然气测试技术;挖潜对策研究
1 实施背景
青龙台油田位于辽河断陷盆地东部凹陷北部，牛居—青龙台断裂背斜构造带南部，断块自下而上发育S3、S1、D三套含气层系，S1主力含气层系，埋深1300-1600m，油田含气面积6.47km2，动用天然气储量6.56×108m3，目前累产气2.11×108m3，采出程度32.16%，其中气层气动用面积3.65km2，动用储量6.02×108m3，溶解气动用面积2.82km2，动用储量0.54×108m3。
目前油田开发受断块构造复杂性的限制，油气层分布规律认识不清。油田纵向上主力含气层系沙一段与上伏东营地层及下伏沙三段地层均呈不整合接触;平面上油田区域受茨东大断层、牛青断层夹持，内部断层发育，构造破碎，给油气分布规律的认识带来很大难度，且受资料品质、技术手段的限制，油田构造不落实，油气动用程度不均，油气层分布规律认识不清。
2 主要做法
2.1 细化基础地质研究，落实油气层分布规律
（1）优选标志层，进行地层对比
青龙台油田钻井揭露地层自下而上为下第三系沙三段、沙一段和东营组、上第三系馆陶组、明化镇及第四系。其中沙河街组一段为该油田主力含气层系。
沙一段底部不整合面之上发育一套粒度较粗的底砾岩，也是沙一段主要含气层段，不整合面之上电阻率基线值低，不整合面之下电阻率基线明显升高，这一特点对比明显。而东营组为中厚层状高阻砂砾岩夹泥岩沉积，沙一段以泥岩-粉砂质泥岩为主，偶夹薄层细砂岩沉积，在底部的不整合面上一般发育薄层-中厚层砂砾岩或细砂岩。根据上述标志层进行地层对比，根据岩性、电性、含油性和地层层序，以标准井为中心建立全区的主骨架剖面。同时以三维地震连井剖面作为地层对比的重要参考资料，采取多方向多角度的任意线地震剖面进行构造解释，识别小断层，落实区域构造特征。
（2）落实构造特征构造特征
青龙台油田构造整体为一个断裂背斜，受北东向牛青断层及茨东断层控制，并被若干条次级小断层切割复杂化，这些次级小断层如LQ50断层、L20-18断层、L0-20断层等主要呈近东西向与近北东向产出，主要控制局部构造并使局部构造复杂化，形态表现为小断背斜、单斜等。
（3）落实储层、气层分布规律
油田沙一段主力含油气砂体等厚图表明：青龙台油田沙一段砂体厚度较薄，一般小于20m，且有近相当数量的井钻遇砂体厚度小于10m，由于受不整合面剥蚀作用影响，不同部位起伏不同，部分井点砂体不发育。平面上：砂体展布方向与构造方向基本一致，呈北东-西南方向，且构造高部位及断层附近储层发育，砂体较厚，向中低部位逐渐变薄，受不整合面的影响，储层发育局限，厚度变化较大。纵向上：沙一段底部发育一套底砾岩，其形成于沙一段与沙三段之间不整合面上的低位域沉积，电阻率基值较低，储层发育，反映了沙一时期湖扩水进的产能及特点。
2.2 应用天然气测试技术，进一步落实剩余气潜力
在精细地质研究的基础上，针对生产过程中，天然气潜力不落实，部分可疑潜力层漏失，充分应用天然气测试技术，对可疑潜力层进行油气水组合识别测试及中子寿命测试，寻找气层或重新认识气层，同时根据生产动态开展标准电性图版解释，对漏失可疑潜力层进行二次解释，落实断块剩余气潜力。
2.3 重新评价潜力区，落实剩余气分布规律
经过上述研究重新评价油田剩余气潜力区，落实剩余气分布规律。平面上：断块断层发育，由于断层的分隔和遮挡作用，在断层附近井网完善程度低，剩余气相对富集，同时在构造高部位、井网不完善区域剩余气富集，为有利潜力区。
纵向上：油气层呈层状分布，油气层层数多，单层厚度变化大，受不整合面剥蚀作用影响，储层岩性变化较大，部分含气砂体表现为透镜体，同时受纵向出水层位干扰，导致气井停喷，剩余气相对富集。
2.4 挖潜对策研究
通过油田剩余气分布规律精细研究，针对不同的剩余气富集规律，提出了带有针对性的调整方案，并制订了相应的挖潜对策。
3 实施效果
3.1 应用大修侧钻技术，挖掘构造有利部位剩余气
针对断块边部，井网不完善区域天然气富集程度高，且无井控制，通过部署新井，挖掘剩余气潜力。近年在老区L10块西部共部署新井4口，初期日产气6.67×104m3，目前日产气2.34×104m3，阶段累产气918.8×104m3。同时针对断块构造高部位、断层遮挡区域，井网完善程度低，剩余气相对富集，且断块油气井井况复杂，主要表现为套管变形、套管错断，无法直接生产，其中具有挖潜潜力的井为15口，占总长停井数的30%。通过应用大修侧钻技术对有潜力的长停井进行措施挖潜，共实施侧钻7井次，实施油气井大修4井次，初期日产气11.31×104m3，目前日产气1.02×104m3，阶段累产气5056.7×104m3。
3.2 实施调补层措施，挖掘可疑潜力层剩余气
针对生产过程中，天然气潜力不落实，部分可疑潜力层漏失，通过应用动态监测技术，落实的可直接生产的剩余气潜力，实施调补层或捞封堵水措施，挖掘剩余气潜力。共实施补层15井次、捞封4井次，初期日增油15.5t，日增气18.4×104m3，阶段累增油7983.5t，累增气2914.2×104m3。
3.3 应用排水采气技术，挖掘层间剩余气
针对具有层间干扰剩余气的潜力井，实施下泵排水采气措施，挖掘层间剩余气潜力。先后实施下泵排水采气6井次，初期日增气2.5×104m3，阶段累增气1371.8×104m3。如龙15-19C补开气层后，初期日产气达到1.5×104m3，生产一个月地层出水，停喷关井，采取下泵排水采气措施挖潜后，日产气达到2.07×104m3，阶段累产气882.62×104m3。
4 结论及认识
（1）精细研究油田地质特征，把握动静态生产特点，准确掌握天然气分布状况，是老油田开发调整的基础保障。
（2）新三维地震资料的合理应用与油田生产动态资料的紧密結合，是提高基础地质研究合理性的有效手段。
（3）动态监测资料的有效应用，实现了老油田可疑潜力层的有效动用，是老油田焕发活力的重要途径。
作者简介：
王荣娟（1986-），女，工程师，2010年毕业于西安石油大学资源勘查工程专业，现从事油藏开发地质动态研究工作。
中油辽河油田公司，辽宁盘锦，124010