涪陵大安寨大一亚段非常规油气层录井解释研究——以涪页6－2 HF井为例

赵红燕

（中国石化江汉石油工程有限公司测录井公司，湖北 潜江433123）

0 前言

涪陵大安寨油气田位于四川盆地川东高陡褶皱带拔山寺复向斜（见图1）。陆相大安寨大一亚段灰岩储层在区域连续分布，厚度受相带控制；多口井在大安寨大一亚段上部钻遇致密灰岩良好油气层，一般厚10.0 m～30.0 m。其中，评价井涪页6－2 HF井大一亚段水平段长为1 000.0 m，分6段压裂，日产油10.9 m3、天然气9 600 m3，地层不出水，为研究涪陵区大安寨大一亚段非常规油气储层提供了丰富的地质资料，为涪页2－2 HF、3－2 HF、4－2 HF等大批后续井解释评价提供了借鉴。

图1 一期产建区大安寨段大一亚段顶界构造图

1 地质概况

1.1 区域地质概况

涪陵区块大安寨段总体为浅湖－半深湖相沉积，大一亚段主要储层为致密灰岩，局部微裂缝相对发育。区内兴隆101井揭示大一亚段灰岩油气储层孔隙度为1.83% ～2.18%、平均1.92%，渗透率0.02 mD ～ 0.10 mD、平均0.04 mD，微裂缝相对发育，酸化压裂日产油54.0 m3、天然气11.0×104m3，不含水，原油相对密度0.78、粘度3.0 mPa.s；福石1井大一亚段灰岩油气层日产油68.0 m3、天然气12.0×104m3，原油相对密度为0.77、粘度为4.5 mPa.s。原油具有明显的凝析油特征，属于高成熟到过成熟原油。

1.2 层序地层特征

涪页6－2 HF井钻探揭示，自上而下地层为侏罗系遂宁组、沙溪庙组、凉高山组、自流井组。目的层大一亚段位于自流井组上部（见表1），主要岩性为浅灰色灰岩、介壳灰岩。

2 解释研究

涪页6－2 HF井大安寨大一亚段使用对井壁保护较好的高密度油基钻井液体系，钻井液相对密度为1.67～1.81，粘度71 s～110 s。大一亚段水平段气测异常显示明显，油基钻井液对气测显示未造成不利影响。自井深2 434.00 m气测开始出现烃异常显示，全烃、C1峰整体形态呈多组典型裂缝型气层“陡尖大三角峰”形态（见图2），多次节流点火焰高2 m～3 m，后效显示活跃，节流点火焰高5 m～10 m；钻进过程中发生井漏2次，漏 失钻井液172.0 m3。

表1 涪页6－2 HF井侏罗系地层及岩性简表

图2 涪页6－2 HF井侏罗系大安寨亚一段成果图

2.1 岩石学特征

涪页6－2 HF井大一亚段岩性以浅灰色灰岩为主，偶见介壳灰岩，顶部夹灰色灰质泥岩，中下部见泥质灰岩。岩屑中见大量沥青与方解石晶体（见图3），晶体细小。灰岩成分由方解石组成，粉－细晶结构，性脆，岩屑多呈块状，少量片状，瓷状断口；与稀盐酸反应强烈。元素录井定量分析表明，灰质含量最高达99%，平均在75% 以上，大一亚段岩性为典型灰岩。

图3 建35－5井飞三显示段岩屑薄片偏光图像

2.2 物性特征

涪页6－2 HF井大一亚段灰岩储层以裂缝、次生溶孔为主，局部裂缝发育，孔隙度1.5% ～4.6%、平均1.63%，渗透率0.01 mD ～0.09 mD、平均0.049 mD，岩石密度最小2.38 g／c m3、最大2.76 g／c m3、平均2.71 g／c m3，与兴隆101、兴隆1井大一亚段凝析油气层物性参数接近。

2.3 含油气性特征及解释评价

录井在大一亚段发现气测异常显示4层段（见表2），全烃及甲烷基值呈逐步抬升趋势，地层呈正常压力变化，未发现异常高压储层存在。

表2 涪页6－2井大一亚段气测异常显示段解释数据

2.3.1 气测异常显示特征

井段2 434.0 m ～2 576.0 m、厚142.0 m，浅灰色灰岩。气测全烃由基值0.50% 快速升至68.62%，最大升至79.39%；C1由基值0.05% 快速升至45.31%，最大升至49.87%；C2由基值0.001% 升至10.648%，最大升至10.735%；C3、C4组分数据齐全，且均有不同程度的增大。钻井液相对密度1.69↓1.67，粘度88s↑100 s，温度68.0℃↑68.8℃，槽面见10% ～20% 鱼籽状气泡，钻井液发生明显气侵，节流点火焰高2 m～5 m。

井段2 747.0～2 757.0 m、厚10.0 m，浅灰色灰岩。气测全烃由基值0.80% 升至8.23%，C1由基值0.10% 升至5.44%，C2由基值0% 升至0.583%；C3、C4组分数据齐全，且均有不同程度的增大。钻井液相对密度从1.78下降到1.77，粘度86 s，温度从68.7℃ 上升到68.9℃ ，槽面无明显显示。

井段2 850.0 m ～2 890.0 m 、厚40.0 m ，井段3 183.0 m～3 242.0 m、厚59.0 m，岩性及气测显示特征与井段2 434.0 m～2 576.0 m相近，钻井过程中钻井液均出现明显气侵现象，节流点火焰高1 m～3 m。

2.3.2 综合解释

根据区域地质资料收集情况及气测显示特征，以及目前对碳酸盐岩解释及评价方法的认识，优选Pixler图版、钻时比值－烃对比系数交会图解释评价。

1）Pixler图版解释

Pixler解释图版使不同性质油藏烃组分比值特征的使用得到充分发挥，主要涉及储集层流体性质、储集层含水性及非产层3个方面。参照致密碳酸盐岩气层识别标准，4层段气测异常显示段在PIXLER比值图版油气层区，各烃比值点连线呈正斜率且较陡（见图4），符合凝析油气层特征，解释评价为油气层。

图4 Pixler解释图版

2）钻时比值－烃对比系数交会图解释

参照致密碳酸盐岩气层识别标准，4层气测异常显示点落钻时比值与烃对比系数交会图油气层区（见图5）。

两个解释图版指示气测异常显示段为油气层。四个异常显示段 nC4／i C4分别等于 1.68、2.18、2.29、2.09，n C4／i C4＞1.5，C4同源系数均显示为典型气层。综合解释大安寨大一亚段气测显示段为油气层，根据组分特征定性判别为凝析油气层。

图5 钻时比值－烃对比系数交会图

2.3.3 试气结果

完井后，对大安寨一亚段水平段气层分5级6段进行射孔、酸化试气，累计注入总酸量650 m3，酸化伴注液氮52 m3，气举注入液氮35.6 m3。采用6 mm油嘴放喷，出口气体点火可燃、焰高4 m～5 m。投产后日产原油10.94 t，天然气9 600 m3，不产水，地层呈正常压力变化。气样分析显示，C1＝75.23%，C2＝13.81%，相对密度0.76，不含硫化氢。油样分析结果：相对密度0.785，粘度3.01 mP.s，属典型的凝析油气藏。

3 主要认识

1）大安寨大一亚段致密灰岩油气层为典型的凝析油气层，多分布在灰岩（上 ）与泥岩（下 ）相接触的灰岩层段的下部，不含硫化氢，需采用水平井多级分段压裂非常规方式开采。

2）大安寨大一亚段灰岩储集空间类型以裂缝与次生溶孔为主，油气层非均质性强，采用以气测烃显示为主分层，利用Pixler解释图版、钻时比值－烃对比系数能够有效识别油气层。

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