泌陽凹陷陽頁油1 HF井目的層段地層的精細識別

方錫賢

（中石化經緯有限公司華北測控公司）

0 引言

陽頁油1 HF 井是部署在南襄盆地泌陽凹陷的一口頁巖油風險探井，其鉆探目的是評價古近系核桃園組三段Ⅲ亞段2號頁巖層（H3Ⅲ2）的含油氣性及產能情況，實現泌陽凹陷陸相常壓頁巖油商業突破。在該井鉆探過程中，由于縱橫向地層變化大以及地層對比所用資料不同等方面原因，不論隨鉆地層跟蹤分析還是完井電測后地層對比、鉆后評估，各方對水平段不同層段鉆遇地層、是否鉆遇斷層（斷點、斷失地層）、鉆遇最老地層及鉆井軌跡上地層是否重復等方面存在較大爭議?；趯﹄S鉆錄井資料、隨鉆井下測量、完井測井資料的綜合分析，通過優選對比資料、設定對比標志等方法對地層精細識別，厘清不同井段所鉆遇的地層，有助于評價鉆探效果、分析不同井段產能、完善地層改造方案及指導后續水平井部署實施。

1 地質概況

1.1 區域地質概況

泌陽凹陷古近系核桃園組三段Ⅲ亞段（H3Ⅲ）沉積期為全凹陷最大湖泛期，其水體深，鹽度大，暗色泥頁巖最為發育；該亞段頁巖平面上分布穩定，整體呈現從西北向東南逐漸增厚的特征，沉積厚度中心位于陽頁油1 HF 井水平段一帶，其中核桃園組三段Ⅲ亞段2號層（H3Ⅲ2）的泥頁巖厚度最大、分布范圍最廣。

1.2 導眼井陽頁油1 井概況

陽頁油1井為陽頁油1 HF井的導眼井，現場巖心觀察表明，核桃園組三段Ⅲ亞段（H3Ⅲ）含油性最好，巖心出筒時見大量油珠外溢，油味濃，見少量氣泡溢出；頁巖裂縫及頁理發育，原油沿裂縫及頁理面呈圓珠狀分布。核桃園組三段Ⅲ亞段2號層（H3Ⅲ2）暗色泥頁巖較發育，巖相單一、穩定，為紋層狀混合質頁巖，氣測異常明顯，油氣顯示豐富。

1.3 水平井陽頁油1 HF 井設計概況

陽頁油1 HF 井目的層選層原則為具有較好四性特征、紋層及裂縫發育、頁巖平面分布穩定、距離水層發育段大于30 m，據此最終確定核桃園組三段Ⅲ亞段2 號層②小層（H3Ⅲ2②）-核桃園組三段Ⅲ亞段2 號層③小層（H3Ⅲ2③）為靶窗層（下文核桃園組三段Ⅲ亞段2 號層②小層簡稱②層，核桃園組三段Ⅲ亞段2號層③小層簡稱③層），預測沿井眼軌跡方向地層視傾角7°～10°，方位165°，A、B靶點落差284 m，水平段長2000 m。

2 地層對比分析

2.1 對比資料選擇及識別標志

2.1.1 對比資料選擇

在進行地層對比前，應擇優選擇對比資料，資料選擇原則如下。一是選擇受鉆井施工影響較小的資料。因進行鉆井取心，導眼井陽頁油1 井使用密度1.19 g/cm3的水基鉆井液鉆進，而水平井陽頁油1 HF井使用密度1.52～1.57 g/cm3的油基鉆井液鉆進，為消除鉆井條件差異帶來的影響，應選取受鉆井施工影響較小的資料用于對比，如可以選用氣測組分比值，而不宜選用氣測絕對值[1-2]及受油基鉆井液影響嚴重的巖石熱解錄井S1資料[3-6]。二是選擇定量化資料?？蛇x擇氣測錄井、元素錄井[7-10]、隨鉆井下測量資料及測井資料等定量化資料，不宜選用巖屑描述、槽（池）面觀察等受人為因素影響較大的、定性化描述的資料。三是選擇識別標志明顯的資料。如可選擇元素錄井Mg 元素值、氣測錄井iC4/nC4比值、測井電阻率和自然伽馬等有明顯差異的標志性資料用于導眼井陽頁油1 井②層與③層的地層對比分析，而氣測錄井C1/C2、C2/C3，巖石熱解S2、STOC、TOC 等資料因不同地層沒有明顯差異，不宜選用。四是多種資料曲線形態相似可只選擇一種資料。如元素錄井中的Al、K元素曲線與自然伽馬曲線的形態相似，因而不宜選擇其用于地層對比。

根據上述資料選用原則，最終選擇了氣測錄井iC4/nC4比值、元素錄井Mg 元素值、測井電阻率和自然伽馬[11]，以及隨鉆測井井斜、鉆井軌跡上下切地層等資料用于地層對比。

2.1.2 識別標志

基于導眼井陽頁油1 井實鉆資料（圖1），針對不同資料在不同層位的響應特征進行精細分析，優選識別標志如下。

（1）氣測錄井iC4/nC4比值：②層上部-下部（上）的iC4/nC4值小于0.27；②層下部-③層的iC4/nC4值大于0.27。iC4/nC4值小于0.27是識別②層上部-下部（上）的典型標志。

（2）元素錄井Mg 元素含量：②層上部-中部的Mg 元素含量為1.5%～4.0%；②層下部-③層頂部的Mg 元素含量為3.0%～4.8%；③層上部的Mg 元素含量大于4.8%，曲線出現Mg 元素含量“異常高值”特征；③層中部的Mg 元素含量整體為2.0%～4.2%；③層下部的Mg 元素含量整體大于4.8%。出現Mg元素含量“異常高值”是鉆遇③層上部地層的最典型標志。

（3）測井自然伽馬：②層自然伽馬總體處于低值背景，整體小于175 API，部分小于153 API，下部（上）個別點自然伽馬“異常高值”，大于189 API；③層上部-中部（上）的自然伽馬值整體為175～189 API；③層中部（下）-下部的自然伽馬值整體大于189 API，曲線出現大于210 API“異常高值”。自然伽馬曲線在低背景下，出現地層厚度小且自然伽馬值介于189～210 API 的“異常高值”是②層下部（上）典型特征，出現大段高于210 API 的“異常高值”是③層中部（下）-下部的典型特征。

（4）測井電阻率：②層上部-中部的電阻率值整體大于96 Ω?m；②層下部（上）電阻率呈相對低值，整體為26～96 Ω?m；②層下部（下）電阻率值為60～96 Ω·m，曲線出現“高值平臺”；③層上部的電阻率值小于26 Ω?m，曲線低值且平直；③層中部-下部的電阻率值為26～60 Ω?m，曲線整體平直且呈低值近26 Ω?m，部分井段相對高值近60 Ω?m。電阻率曲線出現地層厚度小且電阻率值小于26 Ω?m 的“異常低值”是②層下部（上）典型特征，出現長井段電阻率值小于26 Ω?m且曲線平直是③層上部標志。

2.2 地層精細對比

2.2.1 對比曲線圖制作

（1）圖件比例尺選取

為精準對比導眼井陽頁油1 井和井斜近80°的水平井陽頁油1 HF 井地層，在分析井斜、預測地層視傾角后，采用不同比例尺分別制作陽頁油1 井與陽頁油1 HF 井目的層段剖面圖，如果陽頁油1井曲線圖的縱向比例為1∶100，則陽頁油1 HF 井曲線圖的縱向比例為1∶8000。

（2）分析數值歸一化處理

與陽頁油1 井相比，陽頁油1 HF 井元素錄井Mg元素的分析值嚴重偏低，為便于對比分析，以兩井特征明顯、對比沒有爭議井段的分析值為基礎進行了歸一化處理，采用處理后的數據制圖及對比。同理，下文中所有陽頁油1 HF 井測井電阻率、自然伽馬數據均做歸一化處理。

2.2.2 陽頁油1 HF井地層精細對比

目前水平井陽頁油1 HF 井地層對比主要存在兩個爭議：其一為是否于井深3526.0 m 處鉆遇斷距7.6 m 的斷層（斷失地層相當于導眼井陽頁油1 井2801.0～2 808.6 m 井段）且由②層進入③層；其二為是否于井深4 531.0 m 處由③層頂進入②層底，井段3526.0～4 531 m 地層是否均為③層。為此利用上述識別標志和方法，對該段地層進行精細對比分析。

（1）iC4/nC4曲線對比分析

陽頁油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值整體處于目的層最低值（圖1），為典型②層的特征，這說明爭議井段3 526.0～4 531.0 m 地層均屬于③層的觀點缺乏事實數據的支撐。井段4 459.0～5 100.0 m 的iC4/nC4曲線與井段3 019.0～3 485.0 m 對比性好，數值及曲線形態高度相似，總體均呈相對低值。由于井段2 979.0～3526.0 m 地層為②層的觀點沒有爭議并得到多種資料證實，那么特征相似的井段4 459.0～5100.0 m 地層也同為②層。井段3 652.0～4 321.0 m的iC4/nC4整體呈高值，分析值在0.27上下波動，可能是②層底部，也可能是③層頂部。

（2）Mg元素曲線對比分析

陽頁油1 HF 井Mg 元素值整體在1.5%～4.0%之間，符合導眼井陽頁油1 井②層以及③層頂特征。兩口井Mg 元素含量整體對比性好，井段2 979.0～3534.0 m、4 714.0～5 100.0 m 呈相對低值，符合②層上部-中部地層特征；井段3 534.0～4 714.0 m 呈相對高值，符合②層下部-③層頂部特征，其中井段3852.0～3938.0 m分析值高，符合③層頂部特征。

分析圖1 可知，陽頁油1 HF 井井深3526.0 m 以后Mg元素曲線沒有出現大段“異常高值”這一③層上部（相當于陽頁油1 井2 808.0～2813.0 m 井段）所呈現的Mg元素識別特征，說明井深3526.0 m 沒有由②層進入③層，也沒有鉆遇斷失陽頁油1 井井段2801.0～2808.6 m的斷層。

（3）測井曲線形態對比分析

陽頁油1 HF 井目的層段測井電阻率曲線整體呈“上下高、中間低”的特點，對應的自然伽馬曲線整體呈“上下低、中間高”的特點。上下電阻率曲線高值、自然伽馬曲線低值符合②層上部-中部特征，中部電阻率低值、自然伽馬高值符合②層下部-③層頂部特征，需要進一步精細對比確認地層。從圖1可以發現，陽頁油1 井與陽頁油1 HF 井目的地層測井曲線對比性較好，陽頁油1 井a、b、c、d、e、f 點分別對應陽頁油1 HF井a1、b1、c1、d1、e1、f1點，陽頁油1井井段“a-f”對應陽頁油1 HF 井井段“a1-f1”。陽頁油1 HF 井目的層段不同井深地層測井曲線也具有良好的對應性，a-1、b-1、c-1、d-1、e-1、m-1 分別對應a1、b1、c1、d1、e1、m1，各對比點之間曲線形態高度相似，可以判斷為同一地層。

通過測井曲線形態對比發現，陽頁油1 HF 井3890.4～5 100.0 m 井段地層重復3 890.4～3 236.0 m井段地層，井段3 799.0～4 088.0 m“低阻、高伽馬”層段的地層為②層底-③層頂，具體鉆遇地層將通過測井曲線值精細識別。

（4）測井曲線值對比分析

陽頁油1 HF 井目的層段自然伽馬曲線除井段3799.0～4 088.0 m 外，其他井段自然伽馬值整體小于175 API，符合②層特征。目的層段電阻率曲線除井段3 521.0～4 714.0 m 外，其他井段電阻率值整體均高于96 Ω?m，符合②層上部-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 的電阻率值介于26～96 Ω?m 之間，對應自然伽馬值整體低于175 API，符合②層下部-底部特征。

井段4 231.0～4 476.0 m 電阻率曲線呈低值平直形態，電阻率值小于或接近26 Ω?m，符合③層上部地層電阻率特征。但自然伽馬值整體介于153～175 API之間，不符合③層上部地層自然伽馬值特征，同時iC4/nC4呈極低值，Mg 元素值沒有明顯的高值異常，綜合分析判斷該井段地層為②層下部（上）。

井段3 799.0～3 852.0 m、3 938.0～4 088.0 m 的電阻率值整體大于36 Ω?m，自然伽馬值介于175～189 API 之間，iC4/nC4值小于且接近0.27，Mg 元素值沒有明顯的高值異常，據此分析這兩個井段地層雖然仍為②層但已接近③層，屬于②層底。

井段3 852.0～3 938.0 m 的電阻率值接近26 Ω?m，自然伽馬值介于175～210 API 之間，與其對應的iC4/nC4曲線、Mg 元素曲線均呈高值，符合③層頂部特征，分析該段地層為③層頂。

自然伽馬曲線沒有發現長井段自然伽馬值大于210 API 的地層，說明沒有鉆遇③層中部-下部地層（相當于陽頁油1 井2 817.0～2 830.0 m 井段）。結合上文所述沒有鉆遇③層上部地層Mg 元素曲線特征，說明陽頁油1 HF 井除可能鉆遇③層頂部地層（相當于陽頁油1 井2 807.0～2 808.0 m 井段）外，沒有鉆遇③層主體層段。這與測井曲線形態對比結果一致。

2.3 井下隨鉆測量資料對比分析

陽頁油1 HF 井鉆井過程中應用導向鉆井工具進行隨鉆測量，實時提供上伽馬、下伽馬、伽馬及井斜資料（表1），利用這些資料可以判斷鉆井軌跡與地層的關系（上切、下切、平行地層），估算地層視傾角，結合地層對比進行卡層。

表1 陽頁油1 HF井不同井深鉆井軌跡與地層關系

2.3.1 隨鉆測量資料判斷地層變化

分析表1 中資料，陽頁油1 HF 井井段3830.0～3897.0 m 之間，鉆井軌跡由微下切地層轉為微上切地層，因此上切與下切地層界點處在井段3830.0～3897.0 m 之間，且該井段地層視傾角介于9.0°～10.0°之間，這與陽頁油1 HF 井3890.4～5100.0 m 井段地層重復3890.4～3236.0 m 井段地層的地層對比結論相吻合。同時井段4716.0～4820.0 m 鉆井軌跡由上切地層轉為下切地層，判斷上切與下切地層的界限就在井段4716.0～4820.0 m 之間，對應地層視傾角介于12.2°～17.0°之間，分析鉆井軌跡上下切地層變化是由于井斜角下降所致。井深4451.0、4489.0、4517.0 m 這3 點在66.0 m 井段內鉆井軌跡經歷上切、下切、上切地層的轉換，而相應井斜穩定，分析此系地層的微起伏所致，并不影響鉆井軌跡與地層關系認識。

2.3.2 隨鉆測量數據計算卡層深度

雖然通過各種資料對比分析確認水平井陽頁油1 HF 井鉆井軌跡只進入③層頂部，但這種判斷是否準確及井深3 775.1、3890.4 m 等標志點與導眼井陽頁油1井的對應深度還需要井斜資料的計算支持。

井深2803.0 m 為導眼井陽頁油1 井②層測井曲線中自然伽馬值最高點，對應水平井陽頁油1 HF 井深度為3 549.4 m。以此為基礎，結合表1數據來判斷水平井實鉆地層。

依據表1 中井深3600.0、3830.0 m 的地層視傾角數據，通過內插值估算出井深3775.1 m 處地層視傾角小于并接近9.7°，進而可估算出陽頁油1 HF 井3549.4～3775.1 m井段的平均地層視傾角為8.6°，據此估算出陽頁油1 HF 井井深3775.1 m 對應陽頁油1井井深2805.3 m 的地層（表2）。查詢測井數據，陽頁油1 HF 井井深3775.1 m 電阻率為89.5 Ω?m，陽頁油1 井井深2 805.3、2 806.7 m 的地層電阻率與其一致，結合曲線形態判斷陽頁油1 HF 井3 775.1 m 與陽頁油1 井井深2805.3、2806.7 m 為同一層面地層。由于陽頁油1 HF 井沒有鉆遇陽頁油1 井2805.3～2806.7 m 井段內電阻率接近96.0 Ω?m 的“高阻平臺”，判斷陽頁油1 HF 井在3775.1 m 鉆遇一微型斷層（其斷距1.4 m，相當于陽頁油1 井2805.3～2806.7 m）。

表2 陽頁油1 HF井地層厚度計算數據

應用表1 中3 600.0、3 830.0、3 897.0 m 井深的地層視傾角數據，加權估算陽頁油1 HF 井3775.1～3890.4 m井段的平均地層視傾角為9.2°，據此計算出該井井深3890.4 m 對應陽頁油1井2807.4 m 處地層（表2）。查詢陽頁油1 井井深2807.4 m、陽頁油1 HF井井深3 890.4 m 地層的測井資料，兩者電阻率均大于并接近30.0 Ω?m，自然伽馬均接近189 API，據此判斷該井3890.4 m 井深處與陽頁油1井2807.4 m 井深處為同一層面地層。這與iC4/nC4比值、Mg 元素含量、測井曲線對比結果相吻合。

通過上文對比分析，可確認陽頁油1 HF 井3890.4 m 井深處上下地層重復，該深度地層為該井鉆遇最老的地層，因此判斷陽頁油1 HF 井鉆遇③層地層相當于陽頁油1井2807.0～2807.4 m 井段地層，其鉆厚0.4 m。這表明，陽頁油1 HF 井并未鉆達陽頁油1 井井深2 808.0 m 處，因此，依據“沒有鉆遇陽頁油1 井2 808.0 m 處呈‘高尖峰’形態的Ca、P 等元素”而判斷鉆遇斷失陽頁油1 井井段2 801.0～2 808.6 m地層的觀點是缺乏依據的。

3 結論與建議

（1）陽頁油1 HF 井水平段中3 852.0～3 938.0 m井段鉆遇H3Ⅲ2③層，其他井段鉆遇H3Ⅲ2②層。該井井深3 526.0、4 531.0 m 處不是H3Ⅲ2②、H3Ⅲ2③層界面。

（2）井深3 890.4 m 處地層是陽頁油1 HF 井鉆遇最老地層（深度對應陽頁油1 井井深2807.4 m 處地層）。

（3）陽頁油1 HF 井于井深3 775.1 m 處鉆遇一斷距1.4 m 的微型斷層（斷失相當于陽頁油1 井2805.3～2 806.7 m 井段）。井深3 526.0 m 處沒有鉆遇斷失陽頁油1 井2 801.0～2 808.6 m 井段（斷距為7.6 m）的斷層。

（4）不管是隨鉆地質導向對比分析還是鉆后精細分析，都應充分應用所錄取到的每一項資料，既要關注支持某一認識的數據，也要關注否定這一認識的資料，努力消除每個可疑點，去偽存真，才能夠實現地層精確對比分析的目的。