浅谈吉兰泰油田太古界潜山界面卡取方法

2021-09-27张正友史彦飞杨学辛

西部探矿工程 2021年9期

张正友，李军，史彦飞，杨学辛

（中国石油渤海钻探第二录井分公司，河北任丘052562）

吉兰泰油田是位于巴彦河套盆地临河坳陷洼槽西南部，北被断层断裂，与吉华2X区块、松5断垒带相邻，东、南为吉兰泰断鼻带，西靠狼山大断裂，潜山圈闭面积约为150km2[1]。太古界变质岩潜山是该区块勘探开发目的层，潜山上覆地层为李三沟组。李三沟组底部为砂砾岩发育段，成分主要有石英、长石以及太古界变质岩碎屑。实钻岩屑直观与潜山本体差异性较小，受制于岩屑客观原因与现场录井人员水平，李三沟组进山潜山界面卡取存在难度。

对录井工作而言，应根据太古界变质岩潜山的特点，建立吉兰泰潜山界面卡取步骤和方法。利用该方法卡取潜山界面，实际界面和录井卡取界面误差小，为地层对比、工程事故预报、完钻决策提供准确资料和依据。因此，潜山界面的卡取具有十分重要意义。为卡好潜山界面，录井人员应充分收集区域地质资料、了解地质特征，研究邻井岩性组合、工程参数、油气显示特征、XRD衍射等参数特征，预测所钻口井进山前后岩性组合及钻录井参数特征，制定合理的措施和方法，卡好潜山界面。

1 太古界潜山特征

1.1 构造特征

吉兰泰潜山整体形态呈西北高东南倾呈斜坡状（图1），潜山界面自西向东、由北向南逐渐变低。自北向南潜山界面埋深增加，变化较大。北部、西部李三沟组地层残余较薄，主要岩性为砂砾岩夹泥岩，进山前岩性为砂砾岩进山；向南、东向李三沟组逐渐增厚，砂砾岩发育减少，进山前岩性多为泥岩进山。

图1 吉兰泰油田潜山顶面构造图

1.2 随钻录井参数特征（图2）

图2 吉兰泰潜山隧钻录井参数特征

1.2.1工程参数特征

因潜山顶部经历淋漓和剥蚀作用，缝洞较发育，被方解石化较严重，钻时参数与上覆地层相当甚至减小；再次由于钻井提速，钻时受人为操作、钻井参数和井下工具影响，钻时差异性越来越小，区域上潜山本体钻时较上覆李三沟组地层增加1~10min/m。

1.2.2 油气显示特征

区域上李三沟组地层未见明显气测异常，气测值录井为基值，岩屑荧光录井未见显示；进入潜山后气测有两种特征：①显示特征：进山后气测值较李三沟组有明显异常且组分齐全，岩屑荧光录井见油气显示特征；②潜山无显示特征：气测值表现为基值无明显变化，岩屑荧光录井无显示。油气显示特征可以用来佐证进入太古界潜山。

1.2.3 岩性特征

李三沟组岩性受源岩影响，岩性主要为砂砾岩夹泥岩，颜色为黄灰色、灰色、深灰色或杂色，成分较杂，成分主要为石英、长石，变质岩、火成岩碎屑次之，含碳酸盐岩，见暗色矿物，滴5%稀盐酸反应弱或无反应；太古界岩性为变质岩，颜色为灰色、深灰色、灰白色，成分主要有角闪石、长石、石英，见暗色矿物，裂缝见方解石充填，滴5%稀盐酸反应中等。砂砾岩与变质岩区别在于李三沟组岩屑泥质含量较重，具有一定磨圆和胶结特征。

1.3 分析化验特征

1.3.1 XRD特征

通过多口井分析发现，李三沟组含量最大22%，平均含量15%；太古界潜山界面附近含量最小15%，最高可达34%，平均20%，进山前后碳酸盐岩含量明显变化具有普遍性，XRD分析数据具有“两高两低特征”，具体为：①粘土、石英降低：总体呈减小趋势；②长石升高：具有明显增加趋势。碳酸盐岩升高：潜山界面附件急剧增多，进山后含量与裂缝发育相关，碳酸盐岩含量总体较李三沟组增加。

1.3.2 薄片特征

李三沟组砂砾岩：成分为石英、长石、花岗岩、石英砂岩、变质岩等，偶见泥晶灰岩，成分较杂。变质岩特征：变质程度中—高，中粗粒鳞片粒状变晶结构，片麻状构造。成分为角闪石、长石、斜长石、白云母组成，镜下见多期裂隙发育，交叉切割，宽窄不一，内部分别充填长英质、云母微晶或方解石、白云石。长石、斜长石表面多见绢云母化。

1.4 电性特征

吉兰泰潜山太古界变质岩源岩为沉积岩，由于源岩影响，自然伽马值变化较大，不能直接用来划分潜山界面，电阻、双侧向较上覆地层变化明显，可用于划分潜山界面。

2 卡取太古界潜山界面方法

根据吉兰泰油田太古界潜山特点以及以往潜山界面卡取技术，建立下列卡取步骤和方法：

（1）熟悉资料：录井人员应根据地质设计，收集地震、区域地质资料和邻井资料。掌握设计井所在潜山部位、潜山顶面埋藏深度、潜山顶面形态、潜山上覆地层层位及纵横向分布规律、岩性组合特征。通过邻井资料，了解该区块进山前后的工程参数，主要是钻时变化；进山时油气显示情况、分析化验数据及电性特征，提前做好相应准备工作。

（2）随钻地层对比法：录井过程中，及时对岩屑做分析化验，收集最新井斜、钻时、气测、岩性数据，与邻井资料进行综合分析对比，预测潜山界面深度，实时调整卡取潜山措施。

（3）工程参数法：钻达预测潜山界面前50m，录井人员应要求钻井操作人员稳定钻压和转速参数，观察钻时和扭矩变化，钻时、扭矩增大或者减小时应结合其它参数落实是否进山。

（4）油气显示佐证法：录井过程中及时关注气测全烃值及组分变化，全烃值较基值逐渐升高，组分由仅有C1逐渐增加至组分齐全。岩屑荧光录井由荧光灯下湿照、滴照无荧光显示变为乳白色、浅黄色或黄色，应结合岩性变化和分析化验数据，确认是否已进入太古界潜山地层。

（5）岩性证实法：钻达预测潜山界面附近，应加密取样间距。岩屑是最直接实物证据，及时对返出岩屑颜色、成分进行描述，重点观察岩屑有无磨圆和胶结特征。岩屑由具有磨圆砂砾特征变为片状、块状，应进入太古界潜山地层。

（6）分析化验法：通过对吉兰泰油田XRD衍射碳酸盐岩百分含量统计分析，15%含量是一个变化界限。录井时岩屑XRD衍射分析碳酸盐岩含量大于15%，应加强岩屑特征观察是否具有砂砾特征；碳酸盐岩含量连续大于20%以上，及时结合岩性和镜下资料综合分析判断是否进入太古界潜山地层。

（7）薄片精细卡准法：录井过程中，对肉眼识别困难、疑似潜山岩性进行取样，采用薄片镜下观察岩屑成分变化、构造、矿物有无定向排列，是否具有变质岩特征。

（8）测井证实法：测井完后，结合电性变化特征与邻井进行对比，确定精准潜山界面并与录井卡取潜山界面进行比对，落实误差值、重新校准潜山界面深度。

3 应用案例

AD1井设计目的探明太古界潜山段低部位油气显示情况。根据收集区域及邻井资料分析，本井李三沟组砂砾岩进山。施工过程中，全烃一直为基质，无明显气测异常，岩屑荧光录井无显示。685m以上岩屑颜色、成分较杂，滴5%稀盐酸反应弱，具明显砂砾特征；薄片鉴定成分较杂，砾岩特征明显；XRD分析碳酸盐岩含量最大32%，平均16%，综合分析为李三沟组砂砾岩。692~696m岩屑与潜山相似，泥质含量较重，肉眼直接识别较困难；经薄片观察，见胶结和磨圆特征，证实为李三沟组砂砾岩；XRD分析碳酸盐岩含量最大51%，平均37%；697m后岩屑多为片状、块状，滴5%稀盐酸反应中等到强烈；岩屑薄片观察无磨圆和胶结特征，为碎裂结构，原岩经动力破碎，部分成糜棱状，且见绿泥石化，见亮晶方解石斑状分布，裂缝被方解石及少量泥质充填；XRD分析碳酸盐岩含量最大59%，平均26%（图4）。综合各类录井资料分析确定潜山界面为696m，与测井数据界定696m一致（图5）。