泌阳凹陷阳页油1 HF井目的层段地层的精细识别

2024-01-14方锡贤

录井工程 2023年4期

方锡贤

（中石化经纬有限公司华北测控公司）

0 引言

阳页油1 HF 井是部署在南襄盆地泌阳凹陷的一口页岩油风险探井，其钻探目的是评价古近系核桃园组三段Ⅲ亚段2号页岩层（H3Ⅲ2）的含油气性及产能情况，实现泌阳凹陷陆相常压页岩油商业突破。在该井钻探过程中，由于纵横向地层变化大以及地层对比所用资料不同等方面原因，不论随钻地层跟踪分析还是完井电测后地层对比、钻后评估，各方对水平段不同层段钻遇地层、是否钻遇断层（断点、断失地层）、钻遇最老地层及钻井轨迹上地层是否重复等方面存在较大争议。基于对随钻录井资料、随钻井下测量、完井测井资料的综合分析，通过优选对比资料、设定对比标志等方法对地层精细识别，厘清不同井段所钻遇的地层，有助于评价钻探效果、分析不同井段产能、完善地层改造方案及指导后续水平井部署实施。

1 地质概况

1.1 区域地质概况

泌阳凹陷古近系核桃园组三段Ⅲ亚段（H3Ⅲ）沉积期为全凹陷最大湖泛期，其水体深，盐度大，暗色泥页岩最为发育；该亚段页岩平面上分布稳定，整体呈现从西北向东南逐渐增厚的特征，沉积厚度中心位于阳页油1 HF 井水平段一带，其中核桃园组三段Ⅲ亚段2号层（H3Ⅲ2）的泥页岩厚度最大、分布范围最广。

1.2 导眼井阳页油1 井概况

阳页油1井为阳页油1 HF井的导眼井，现场岩心观察表明，核桃园组三段Ⅲ亚段（H3Ⅲ）含油性最好，岩心出筒时见大量油珠外溢，油味浓，见少量气泡溢出；页岩裂缝及页理发育，原油沿裂缝及页理面呈圆珠状分布。核桃园组三段Ⅲ亚段2号层（H3Ⅲ2）暗色泥页岩较发育，岩相单一、稳定，为纹层状混合质页岩，气测异常明显，油气显示丰富。

1.3 水平井阳页油1 HF 井设计概况

阳页油1 HF 井目的层选层原则为具有较好四性特征、纹层及裂缝发育、页岩平面分布稳定、距离水层发育段大于30 m，据此最终确定核桃园组三段Ⅲ亚段2 号层②小层（H3Ⅲ2②）-核桃园组三段Ⅲ亚段2 号层③小层（H3Ⅲ2③）为靶窗层（下文核桃园组三段Ⅲ亚段2 号层②小层简称②层，核桃园组三段Ⅲ亚段2号层③小层简称③层），预测沿井眼轨迹方向地层视倾角7°～10°，方位165°，A、B靶点落差284 m，水平段长2000 m。

2 地层对比分析

2.1 对比资料选择及识别标志

2.1.1 对比资料选择

在进行地层对比前，应择优选择对比资料，资料选择原则如下。一是选择受钻井施工影响较小的资料。因进行钻井取心，导眼井阳页油1 井使用密度1.19 g/cm3的水基钻井液钻进，而水平井阳页油1 HF井使用密度1.52～1.57 g/cm3的油基钻井液钻进，为消除钻井条件差异带来的影响，应选取受钻井施工影响较小的资料用于对比，如可以选用气测组分比值，而不宜选用气测绝对值[1-2]及受油基钻井液影响严重的岩石热解录井S1资料[3-6]。二是选择定量化资料。可选择气测录井、元素录井[7-10]、随钻井下测量资料及测井资料等定量化资料，不宜选用岩屑描述、槽（池）面观察等受人为因素影响较大的、定性化描述的资料。三是选择识别标志明显的资料。如可选择元素录井Mg 元素值、气测录井iC4/nC4比值、测井电阻率和自然伽马等有明显差异的标志性资料用于导眼井阳页油1 井②层与③层的地层对比分析，而气测录井C1/C2、C2/C3，岩石热解S2、STOC、TOC 等资料因不同地层没有明显差异，不宜选用。四是多种资料曲线形态相似可只选择一种资料。如元素录井中的Al、K元素曲线与自然伽马曲线的形态相似，因而不宜选择其用于地层对比。

根据上述资料选用原则，最终选择了气测录井iC4/nC4比值、元素录井Mg 元素值、测井电阻率和自然伽马[11]，以及随钻测井井斜、钻井轨迹上下切地层等资料用于地层对比。

2.1.2 识别标志

基于导眼井阳页油1 井实钻资料（图1），针对不同资料在不同层位的响应特征进行精细分析，优选识别标志如下。

（1）气测录井iC4/nC4比值：②层上部-下部（上）的iC4/nC4值小于0.27；②层下部-③层的iC4/nC4值大于0.27。iC4/nC4值小于0.27是识别②层上部-下部（上）的典型标志。

（2）元素录井Mg 元素含量：②层上部-中部的Mg 元素含量为1.5%～4.0%；②层下部-③层顶部的Mg 元素含量为3.0%～4.8%；③层上部的Mg 元素含量大于4.8%，曲线出现Mg 元素含量“异常高值”特征；③层中部的Mg 元素含量整体为2.0%～4.2%；③层下部的Mg 元素含量整体大于4.8%。出现Mg元素含量“异常高值”是钻遇③层上部地层的最典型标志。

（3）测井自然伽马：②层自然伽马总体处于低值背景，整体小于175 API，部分小于153 API，下部（上）个别点自然伽马“异常高值”，大于189 API；③层上部-中部（上）的自然伽马值整体为175～189 API；③层中部（下）-下部的自然伽马值整体大于189 API，曲线出现大于210 API“异常高值”。自然伽马曲线在低背景下，出现地层厚度小且自然伽马值介于189～210 API 的“异常高值”是②层下部（上）典型特征，出现大段高于210 API 的“异常高值”是③层中部（下）-下部的典型特征。

（4）测井电阻率：②层上部-中部的电阻率值整体大于96 Ω•m；②层下部（上）电阻率呈相对低值，整体为26～96 Ω•m；②层下部（下）电阻率值为60～96 Ω·m，曲线出现“高值平台”；③层上部的电阻率值小于26 Ω•m，曲线低值且平直；③层中部-下部的电阻率值为26～60 Ω•m，曲线整体平直且呈低值近26 Ω•m，部分井段相对高值近60 Ω•m。电阻率曲线出现地层厚度小且电阻率值小于26 Ω•m 的“异常低值”是②层下部（上）典型特征，出现长井段电阻率值小于26 Ω•m且曲线平直是③层上部标志。

2.2 地层精细对比

2.2.1 对比曲线图制作

（1）图件比例尺选取

为精准对比导眼井阳页油1 井和井斜近80°的水平井阳页油1 HF 井地层，在分析井斜、预测地层视倾角后，采用不同比例尺分别制作阳页油1 井与阳页油1 HF 井目的层段剖面图，如果阳页油1井曲线图的纵向比例为1∶100，则阳页油1 HF 井曲线图的纵向比例为1∶8000。

（2）分析数值归一化处理

与阳页油1 井相比，阳页油1 HF 井元素录井Mg元素的分析值严重偏低，为便于对比分析，以两井特征明显、对比没有争议井段的分析值为基础进行了归一化处理，采用处理后的数据制图及对比。同理，下文中所有阳页油1 HF 井测井电阻率、自然伽马数据均做归一化处理。

2.2.2 阳页油1 HF井地层精细对比

目前水平井阳页油1 HF 井地层对比主要存在两个争议：其一为是否于井深3526.0 m 处钻遇断距7.6 m 的断层（断失地层相当于导眼井阳页油1 井2801.0～2 808.6 m 井段）且由②层进入③层；其二为是否于井深4 531.0 m 处由③层顶进入②层底，井段3526.0～4 531 m 地层是否均为③层。为此利用上述识别标志和方法，对该段地层进行精细对比分析。

（1）iC4/nC4曲线对比分析

阳页油1 HF 井3 075.0～3 319.0 m、3 485.0～3652.0 m、4 321.0～4 459.0 m 井段的iC4/nC4值整体处于目的层最低值（图1），为典型②层的特征，这说明争议井段3 526.0～4 531.0 m 地层均属于③层的观点缺乏事实数据的支撑。井段4 459.0～5 100.0 m 的iC4/nC4曲线与井段3 019.0～3 485.0 m 对比性好，数值及曲线形态高度相似，总体均呈相对低值。由于井段2 979.0～3526.0 m 地层为②层的观点没有争议并得到多种资料证实，那么特征相似的井段4 459.0～5100.0 m 地层也同为②层。井段3 652.0～4 321.0 m的iC4/nC4整体呈高值，分析值在0.27上下波动，可能是②层底部，也可能是③层顶部。

（2）Mg元素曲线对比分析

阳页油1 HF 井Mg 元素值整体在1.5%～4.0%之间，符合导眼井阳页油1 井②层以及③层顶特征。两口井Mg 元素含量整体对比性好，井段2 979.0～3534.0 m、4 714.0～5 100.0 m 呈相对低值，符合②层上部-中部地层特征；井段3 534.0～4 714.0 m 呈相对高值，符合②层下部-③层顶部特征，其中井段3852.0～3938.0 m分析值高，符合③层顶部特征。

分析图1 可知，阳页油1 HF 井井深3526.0 m 以后Mg元素曲线没有出现大段“异常高值”这一③层上部（相当于阳页油1 井2 808.0～2813.0 m 井段）所呈现的Mg元素识别特征，说明井深3526.0 m 没有由②层进入③层，也没有钻遇断失阳页油1 井井段2801.0～2808.6 m的断层。

（3）测井曲线形态对比分析

阳页油1 HF 井目的层段测井电阻率曲线整体呈“上下高、中间低”的特点，对应的自然伽马曲线整体呈“上下低、中间高”的特点。上下电阻率曲线高值、自然伽马曲线低值符合②层上部-中部特征，中部电阻率低值、自然伽马高值符合②层下部-③层顶部特征，需要进一步精细对比确认地层。从图1可以发现，阳页油1 井与阳页油1 HF 井目的地层测井曲线对比性较好，阳页油1 井a、b、c、d、e、f 点分别对应阳页油1 HF井a1、b1、c1、d1、e1、f1点，阳页油1井井段“a-f”对应阳页油1 HF 井井段“a1-f1”。阳页油1 HF 井目的层段不同井深地层测井曲线也具有良好的对应性，a-1、b-1、c-1、d-1、e-1、m-1 分别对应a1、b1、c1、d1、e1、m1，各对比点之间曲线形态高度相似，可以判断为同一地层。

通过测井曲线形态对比发现，阳页油1 HF 井3890.4～5 100.0 m 井段地层重复3 890.4～3 236.0 m井段地层，井段3 799.0～4 088.0 m“低阻、高伽马”层段的地层为②层底-③层顶，具体钻遇地层将通过测井曲线值精细识别。

（4）测井曲线值对比分析

阳页油1 HF 井目的层段自然伽马曲线除井段3799.0～4 088.0 m 外，其他井段自然伽马值整体小于175 API，符合②层特征。目的层段电阻率曲线除井段3 521.0～4 714.0 m 外，其他井段电阻率值整体均高于96 Ω•m，符合②层上部-中部特征。

井段3 521.0～3 799.0 m、4 088.0～4 231.0 m、4476.0～4 714.0 m 的电阻率值介于26～96 Ω•m 之间，对应自然伽马值整体低于175 API，符合②层下部-底部特征。

井段4 231.0～4 476.0 m 电阻率曲线呈低值平直形态，电阻率值小于或接近26 Ω•m，符合③层上部地层电阻率特征。但自然伽马值整体介于153～175 API之间，不符合③层上部地层自然伽马值特征，同时iC4/nC4呈极低值，Mg 元素值没有明显的高值异常，综合分析判断该井段地层为②层下部（上）。

井段3 799.0～3 852.0 m、3 938.0～4 088.0 m 的电阻率值整体大于36 Ω•m，自然伽马值介于175～189 API 之间，iC4/nC4值小于且接近0.27，Mg 元素值没有明显的高值异常，据此分析这两个井段地层虽然仍为②层但已接近③层，属于②层底。

井段3 852.0～3 938.0 m 的电阻率值接近26 Ω•m，自然伽马值介于175～210 API 之间，与其对应的iC4/nC4曲线、Mg 元素曲线均呈高值，符合③层顶部特征，分析该段地层为③层顶。

自然伽马曲线没有发现长井段自然伽马值大于210 API 的地层，说明没有钻遇③层中部-下部地层（相当于阳页油1 井2 817.0～2 830.0 m 井段）。结合上文所述没有钻遇③层上部地层Mg 元素曲线特征，说明阳页油1 HF 井除可能钻遇③层顶部地层（相当于阳页油1 井2 807.0～2 808.0 m 井段）外，没有钻遇③层主体层段。这与测井曲线形态对比结果一致。

2.3 井下随钻测量资料对比分析

阳页油1 HF 井钻井过程中应用导向钻井工具进行随钻测量，实时提供上伽马、下伽马、伽马及井斜资料（表1），利用这些资料可以判断钻井轨迹与地层的关系（上切、下切、平行地层），估算地层视倾角，结合地层对比进行卡层。

表1 阳页油1 HF井不同井深钻井轨迹与地层关系

2.3.1 随钻测量资料判断地层变化

分析表1 中资料，阳页油1 HF 井井段3830.0～3897.0 m 之间，钻井轨迹由微下切地层转为微上切地层，因此上切与下切地层界点处在井段3830.0～3897.0 m 之间，且该井段地层视倾角介于9.0°～10.0°之间，这与阳页油1 HF 井3890.4～5100.0 m 井段地层重复3890.4～3236.0 m 井段地层的地层对比结论相吻合。同时井段4716.0～4820.0 m 钻井轨迹由上切地层转为下切地层，判断上切与下切地层的界限就在井段4716.0～4820.0 m 之间，对应地层视倾角介于12.2°～17.0°之间，分析钻井轨迹上下切地层变化是由于井斜角下降所致。井深4451.0、4489.0、4517.0 m 这3 点在66.0 m 井段内钻井轨迹经历上切、下切、上切地层的转换，而相应井斜稳定，分析此系地层的微起伏所致，并不影响钻井轨迹与地层关系认识。

2.3.2 随钻测量数据计算卡层深度

虽然通过各种资料对比分析确认水平井阳页油1 HF 井钻井轨迹只进入③层顶部，但这种判断是否准确及井深3 775.1、3890.4 m 等标志点与导眼井阳页油1井的对应深度还需要井斜资料的计算支持。

井深2803.0 m 为导眼井阳页油1 井②层测井曲线中自然伽马值最高点，对应水平井阳页油1 HF 井深度为3 549.4 m。以此为基础，结合表1数据来判断水平井实钻地层。

依据表1 中井深3600.0、3830.0 m 的地层视倾角数据，通过内插值估算出井深3775.1 m 处地层视倾角小于并接近9.7°，进而可估算出阳页油1 HF 井3549.4～3775.1 m井段的平均地层视倾角为8.6°，据此估算出阳页油1 HF 井井深3775.1 m 对应阳页油1井井深2805.3 m 的地层（表2）。查询测井数据，阳页油1 HF 井井深3775.1 m 电阻率为89.5 Ω•m，阳页油1 井井深2 805.3、2 806.7 m 的地层电阻率与其一致，结合曲线形态判断阳页油1 HF 井3 775.1 m 与阳页油1 井井深2805.3、2806.7 m 为同一层面地层。由于阳页油1 HF 井没有钻遇阳页油1 井2805.3～2806.7 m 井段内电阻率接近96.0 Ω•m 的“高阻平台”，判断阳页油1 HF 井在3775.1 m 钻遇一微型断层（其断距1.4 m，相当于阳页油1 井2805.3～2806.7 m）。

表2 阳页油1 HF井地层厚度计算数据

应用表1 中3 600.0、3 830.0、3 897.0 m 井深的地层视倾角数据，加权估算阳页油1 HF 井3775.1～3890.4 m井段的平均地层视倾角为9.2°，据此计算出该井井深3890.4 m 对应阳页油1井2807.4 m 处地层（表2）。查询阳页油1 井井深2807.4 m、阳页油1 HF井井深3 890.4 m 地层的测井资料，两者电阻率均大于并接近30.0 Ω•m，自然伽马均接近189 API，据此判断该井3890.4 m 井深处与阳页油1井2807.4 m 井深处为同一层面地层。这与iC4/nC4比值、Mg 元素含量、测井曲线对比结果相吻合。

通过上文对比分析，可确认阳页油1 HF 井3890.4 m 井深处上下地层重复，该深度地层为该井钻遇最老的地层，因此判断阳页油1 HF 井钻遇③层地层相当于阳页油1井2807.0～2807.4 m 井段地层，其钻厚0.4 m。这表明，阳页油1 HF 井并未钻达阳页油1 井井深2 808.0 m 处，因此，依据“没有钻遇阳页油1 井2 808.0 m 处呈‘高尖峰’形态的Ca、P 等元素”而判断钻遇断失阳页油1 井井段2 801.0～2 808.6 m地层的观点是缺乏依据的。