塔河油田托普台1区卡层难点施工对策

韩世裕，李 雪，徐 明，杨红满，韩军伟

（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司石油工程监督中心，新疆 轮台 841600）

塔河油田托普台1区开发井多为新三级结构、五级井身结构（巴楚组盐岩段专打专封），二开、四开中完设计要求进入一间房组地层2.00~4.00m。在实际录井过程中，该区域良里塔格组中—下部存在多套浅棕色泥晶灰岩，呈不规则分布，卡层过程中，极易与该区域奥陶系标志层恰尔巴克组红棕色灰质泥岩混淆，造成现场录井人员误判，导致技术套管下至良里塔格组，未能有效封隔下部泥岩，为后期采油修井增加负担。通过对该区域实钻录井资料对比研究，结合实钻验证，笔者总结出以下几点具有可靠性、实用性、操作性强的卡层施工对策，从而大大提高该区域良里塔格组与恰尔巴克组地层界线划分准确性。

1 区域地质概况

1.1 区域背景

塔河油田托普台1 区位于塔里木盆地北部阿克库勒凸起西部斜坡构造部位，是以奥陶系古潜山断裂及岩溶作用所形成的“裂缝—溶洞”为主要储集体的油藏区。塔河油田奥陶系地层在托甫台地区保存较全，其他地区因受构造运动及不同程度风化剥蚀作用影响，缺失上奥陶系地层，只存在中、下奥陶系地层[1]。

1.2 区域奥陶系地层岩性组合及碳酸盐岩含量特征

该区域恰尔巴克组顶部多为红棕色灰质泥岩，个别井由于构造运动影响，也存在灰色灰质泥岩情况。奥陶系整体岩性特征依沉积顺序自下而上为中—下统鹰山组、中统一间房组、上统恰尔巴克组、良里塔格组、桑塔木组。鹰山组岩性为黄灰色泥晶灰岩，为一套海相碳酸盐岩沉积，碳酸盐岩含量一般为90%~100%；一间房组岩性为灰色、浅灰色泥晶灰岩，为一套海相碳酸盐岩沉积，碳酸盐岩含量一般为85%~100%；恰尔巴克组岩性顶部为棕红、灰色灰质泥岩，下部为黄灰色泥晶灰岩，为一套海陆过渡相沉积，上部灰质泥岩段碳酸盐岩含量一般为40%~70%，下部泥晶灰岩段碳酸盐岩含量一般为80%~90%；良里塔格组岩性为大套泥晶灰岩、含泥质泥晶灰岩，为一套海相碳酸盐岩沉积，碳酸盐岩含量一般为40%~90%；桑塔木组中上部为黄灰色泥灰岩、泥晶灰岩与深灰色泥岩、灰质泥岩略等厚互层，底部深灰色泥岩，局部夹有灰质含量较高泥晶灰岩发育，为一套海陆过渡相沉积，碳酸盐岩含量一般为20%~90%，变化范围较大。

2 卡层风险及监督施工对策

现场存在风险主要分为两大类：如何保证录井资料录取准确性以及如何选择有针对性的卡层经验技术措施。

2.1 保证录井资料准确性

（1）保证地层真岩屑质量。提前沟通落实入井钻具使用时间、现场设备运行情况等，在预测关键层位前50m 内尽可能不做长短起，若出现非人为因素钻井参数异常必须起钻时，则下钻到底后充分循环1~1.5个迟到时间，保证好岩屑质量再进行钻进施工。抽查原始钻具编号及长度、坐卡井深等，保证井深准确性。复查最近一次实测迟到时间数据，并结合快慢钻时、气测验证，必要时旁站加测迟到时间，保证迟到井深准确。卡层前100m禁止非录井人员私自清理高架槽沉砂，防止人为破坏岩屑代表性。

（2）保证井控安全。抽查各池体积、出口流量传感器满量程精度及响应时间、注样检查色谱仪精度等，组织开展现场作业人员卡层协调会，做好各施工方卡层期间的井控风险交底及预案配合。

（3）录井人员分工。落实值班人员职责分工，录井项目部领导带班措施，碳酸盐岩含量、元素录井等录井项目抽验精度后由指定专人操作，确保操作质量。

2.2 经验技术措施

（1）复查对比实钻、设计T56巴楚组双峰灰岩地层顶界，验证钻时、岩性对应性及物探地震波阻抗精度。

（2）对比邻井资料，确定预测T74最大安全深度。通过对比T70~T74总厚度、T56~T74总厚度、设计界线、邻井厚度等，综合分析对比出最大安全厚度，若钻至最大深度还未出现岩性变化，则应及时复查上部岩屑，重新做碳酸盐岩分析，防止因进入储层过多导致长裸眼段井漏、溢流、卡钻等复杂故障发生。

（3）注意恰尔巴克组存在“红层灰顶”情况。切勿盲目参照设计及周边邻井情况判断恰尔巴克组标志层的岩屑颜色特征，实钻过程中曾出现过周边各井均为“红层”而该井为“灰顶”的情况。

（4）准确识别恰尔巴克组标志层岩屑特征。根据实钻岩屑对比，真正的“红层灰顶”标志层岩性特征应为硬度较软、可塑性较好的团块状棕褐色或灰色灰质泥岩，碳酸盐岩含量40%~70%，且标志层一般垂厚为5~8m，钻穿后碳酸盐岩含量越来越高，且居高不下。刚进恰尔巴克组碳酸盐岩含量曲线上存在明显的“低头翘尾”或“手枪状”曲线特征。而良里塔格组干扰项浅棕色、棕色泥晶灰岩，PDC钻头切削岩屑形态多呈长条状，硬度较硬、可塑性较差，碳酸盐岩含量一般为70%~90%，刚进恰尔巴克组碳酸盐岩含量曲线上不存在明显的“低头翘尾”或“手枪状”曲线特征，曲线形态多为垂厚大于5~8m的上下波动曲线。

3 实际例分析

3.1 A井

A 井是位于塔河油田托普台1 区阿克库勒凸起西部斜坡的一口三开制开发直井，该井地质设计要求进入奥陶系中统一间房组2m 结束二开。实钻恰尔巴克组顶界深度6038.00m，后经三开实钻岩屑及测井验证恰尔巴克组顶界为6072.50m，实钻在一间房顶面之上预留33.50m，二开中完卡层不符合设计要求。失败原因分析：①良里塔格组地层厚度实钻较设计变化大时未考虑整体厚度法。现场卡层过程中仅考虑良里塔格组厚度变化，没有将桑塔木组+良里塔格组地层厚度作为判定依据，该井为一个典型的上奥陶系地层桑塔木组+良里塔格组的“填平补齐”作用（表1）。②岩屑颜色误导。井深6038.00m 岩屑颜色由黄灰色过渡为红棕色，井深6048.00m以后岩屑颜色转为浅灰色，现场通过颜色观察误认为已钻穿恰尔巴克组红色标志层，但观察岩屑可以看出，产生误判的良里塔格组红棕色泥质灰岩PDC切削岩屑明显呈长条状，硬度较硬、可塑性较差，且单独挑红棕色岩屑样做碳酸盐岩含量反应剧烈，含量降低变化不明显。③碳酸盐岩含量误导。实钻井深6038.00m 碳酸盐岩含量95.2%↓81.2%；井深6048.00m 以后碳酸盐明显抬升（普遍处于88.5%以上），但该段碳酸盐岩含量下降范围较小，未见明显的“低头翘尾”或“手枪状”曲线特征，且曲线形态多为上下波动曲线（图1）。

图1 A井录井剖面图

表1 A井上奥陶系地层厚度对比表

3.2 B井

B 井是位于塔河油田托普台1 区阿克库勒凸起西南斜坡的一口三开制开发直井，该井地质设计要求进入奥陶系中统一间房组2m 结束二开。实钻恰尔巴克组顶界深度6072.00m，后经三开测井验证恰尔巴克组顶界为6073.50m，该井良里塔格组实钻存在两套浅棕色泥晶灰岩（易误判段），碳酸盐岩含量曲线及岩屑形态符合该井区区域特征，实际二开中完卡层符合要求。该井桑塔木组、良里塔格组厚度变化较大（表2），若只单独考虑良里塔格组厚度则容易在易误判浅棕色泥晶灰岩段出现卡层误判，该井为一个典型的上奥陶系地层桑塔木组+良里塔格组的“填平补齐”作用（图2）。

图2 B井录井剖面图

3.3 C井

C 井是位于塔河油田托普台1 区阿克库勒凸起西南斜坡的一口五开制开发直井，该井地质设计要求进入奥陶系中统一间房组4m 结束四开。该井设计恰尔巴克组顶部岩性为“灰顶”，但实钻岩性为“红层”红棕色灰质泥岩，实钻恰尔巴克组顶界深度6287.00m，后经五开测井验证恰尔巴克组顶界为6289.00m，该井良里塔格组实钻存在一套棕红色泥晶灰岩（易误判段），该井上奥陶桑塔木组、良里塔格组厚度较稳定，碳酸盐岩曲线及岩屑形态符合该井区区域特征，四开中完卡层符合要求（图3）。

图3 C井录井剖面图

4 总结

多口井实钻总结，证实该构造区域良里塔格组普遍存在一套或多套棕、褐色泥质灰岩层，极易与塔河油田标志层恰尔巴克组顶部红棕色灰质泥岩层误判，造成卡层失败。现场地质人员可以在充分分析掌握邻井地质资料的基础上，把控录井资料录取质量，保证其准确性，并结合现场卡层实际情况有针对性地选择技术措施。该区域的上奥陶系地层厚度“填平补齐”规律、恰尔巴克组标志层碳酸盐岩含量曲线的“低头翘尾”特征、真假标志层的岩屑形态及碳酸盐岩含量范围等经验方法都可为该区域的奥陶系风化壳卡层工作提供有效指导帮助。