陈颖，徐高军

■质量

塔河油田风化壳卡取难点及方法应用

陈颖，徐高军

中国石化西北油田分公司石油工程监督中心（新疆轮台841600）

塔河油田奥陶系风化壳中完卡取过程中，若风化壳以上地层预留过多，对目的层钻进和后期采油造成不利影响；若揭开目的层过多，可能导致井漏、井壁垮塌恶性事故，污染油气层等问题。通过塔河区块近4年奥陶系风化壳卡层情况的统计，对风化壳卡取类型、特征及卡取难点进行梳理、分析，总结归纳塔河油田奥陶系风化壳中完卡取5种技术方法：科学预测精细对比、碳酸盐含量分析、控时钻进技术、元素录井技术及三维地质模型技术。通过对各项技术方法的现场应用与推广，4年内推进奥陶系风化壳中完卡取符合率上升5.25%，2016年符合率98.55%，创下了工区内新高，达到技术服务现场、全面提升地层卡层优良率及录井现场施工便利化、精准量化的目的。

塔河油田；风化壳；卡层；元素录井；三维地质模型

塔河油田位于新疆维吾尔自治区轮台县和库车县境内，地处塔里木盆地塔东北坳陷沙雅隆起阿克库勒凸起南部。阿克库勒凸起沉积地层发育齐全，勘探实践证明，塔河地区是以奥陶系为主包括石炭系、三叠系在内的3套含油层叠合连片含油气田[1]。塔河油田奥陶系潜山风化壳上下存在着两套压力系统。中完卡层时，如果风化壳以上地层预留过多，对目的层钻进和后期采油造成不利影响；如果揭开目的层过多，可能导致井漏、井壁垮塌恶性事故，污染油气层等问题。因此卡准奥陶系风化壳是塔河油田录井工作重中之重。

1 近3年奥陶系风化壳卡取概况

近3年针对奥陶系风化壳卡取技术上革新，极大限度地推进了卡层工作的进一步顺利开展，2013年至2016年，塔河油田共完成中完井深卡取515井次，2013年中完井深卡取符合率为93.30%，2016年中完井深卡取符合率达到98.55%，再一次创下了工区内新高。地质人员在现场不断总结卡层难点，拓展技术革新，推动卡层设计认识上的变更，4年内推进奥陶系风化壳中完卡取符合率上升了5.25%。

2 地质特征及卡层难点

2.1风化壳卡取类型

塔河油田针对奥陶系风化壳卡取主要关注“奥陶系鹰山组～石炭系巴楚组”地层。塔里木盆地塔河油田奥陶系至石炭系，先后经历了加里东中期Ⅰ幕、Ⅱ幕、Ⅲ幕、加里东晚期和海西早期等5次关键构造运动[2]，形成了5个重要不整合界面（图1）及塔河油田4种类型风化壳，其对应8种卡取要求（表1）。

2.2塔河油田卡层难点分析

通过统计塔河油田近4年风化壳卡取，其中奥陶系风化壳卡取不符合井20口，塔河12区13井次，占不符合井的65%；塔河10区4井次，占不符合井的20%；其他区3井次不符合，因此塔河油田奥陶系风化壳卡取难度较大的区块主要集中在塔河10区、12区。其中“东河塘组预留”、“巴楚组预留”以及“恰尔巴克组进入”3种风化壳卡取类型卡取符合率最低，卡取难度、风险最大。不同风化壳类型对应着不同地层接触方式，对风化壳卡取要求也不一样，各种风化壳类型其分布范围如表1、图2所示。

图1 塔河油田地层、构造运动综合柱状示意图

下面针对塔河油田4种接触类型的风化壳卡取难点进行梳理。

2.2.1 C1b/O2yj或C1b/O1-2y接触型卡层

该类型风化壳时间偏移剖面上位于T56-T57反射波组间，缺失泥盆系、志留系及奥陶系上统地层。C1b地层岩性上分为三段：上段C1b3为“双峰灰岩段”，为塔河油区的标志层，代表一期海进事件，该层作为标志层，可以标定迟到时间、标定测井曲线，分析卡层准确与否。

“双峰灰岩”的上峰一般灰岩的纯度比较高，可达到98%左右，一般与下峰相比灰质含量高、发育完整，部分地区，下峰不是灰岩为膏盐岩；中段C1b2为下泥岩段；下段C1b1为砂泥岩互层段。各段沉积环境不一，逐层超覆。根据当今潜山构造顶面及C1b1段岩性组合特点分析其为辫状河三角洲相沉积[3]。其难点为：

1）C1b覆盖的构造位置处于阿克库勒凸起西部岩溶高部位，古潜山受风化淋滤作用，其顶面高低起伏变化大且规律性差，导致邻井之间地势差异大，资料对比差，设计预测卡层位置与实钻深度相差较多。

2）C1b1砂砾岩、棕褐色泥岩互层段在单井上砂泥比变化大，单个岩性层横向不稳定，导致地层可对比性较差。

表1 塔河油田12区、10区风化壳地层分布范围及卡取要求表

3）C1b1底部局部区域存在灰岩砾石层，其厚度、砾石直径变化大（一般在5～40 m之间），在单井钻取出的岩屑上表现为泥晶灰岩的岩性特征，很难对灰岩巨砾层与一间房组或鹰山组从岩性特征上进行区分。

2.2.2 D3d/O2yj接触型卡层

该类型风化壳时间偏移剖面上位于T57-T60反射波组间，缺失志留系与奥陶系上统地层。D3d地层岩性上分为两段：上段为石英砂岩段，下段为砂泥岩互层段，各段沉积环境不同，逐层超覆。潜山剥蚀后期海平面上涨，水体侵入，接受沉积，根据本组岩性组合特点分析下段为潮坪相沉积，上段为滨-浅海相沉积。其难点为：

1）D3d覆盖的构造位处于阿克库勒凸起西部岩溶缓坡，古潜山地面整体较为平缓，但由于受水体侵蚀作用强烈，沟壑、沟谷较发育，导致设计与实钻误差较大。

2）局部区域砂泥岩互层段发育单层或多层浅黄灰色泥灰岩夹层，厚度一般在0.5～5 m之间，与下伏一间房组顶部过渡带岩性相似，与一间房组顶部过渡带岩性不易区分。

图2 塔河油田12区、10区风化壳类型分区

3）局部区域风化壳岩性现场识别困难，东河塘组底部砂岩或泥岩层突变至目的层灰岩，岩屑观察灰岩无明显风化特征。

4）D3d尖灭线附近地层缺失，易造成判断失误。2.2.3 S1k/O2yj接触型卡层

该类型风化壳时间偏移剖面上位于T63-T70反射波组间，缺失奥陶系上统地层。S1k地层岩性分为三段：上段为沥青质砂岩段，中段为灰色泥岩段，下段为砂泥岩互层段。

难点：主要针对预留井，由于志留系在部分区域横向展布差异大，规律性不易把握，容易造成该种类型风化壳卡取预留过多，造成地层卡取失误。

2.2.4 O3q/O2yj接触型卡层

该类型风化壳在构造位置处于阿克库勒凸起西部岩溶洼地，古潜山发育平缓。O3q地层岩性上分为两段：上段为一层灰色、灰红瘤状灰岩夹棕红色瘤状灰质泥岩，部分地区为灰色灰质泥岩；下段为泥晶灰岩。沉积厚度较稳定，一般在20～25 m。其难点为：

1）O3q上部典型的“红层”作为标志层，给卡层带来便利，但部分区域“红层”不发育，为灰色含泥质灰岩与下部泥晶灰岩从岩性上不易区别，现场盲目追踪红层而导致卡层失败。

2）部分区域因O3l组地层厚度变化差异大，邻井资料对比性差，使得该类型风化壳卡取难度大。

3 风化壳卡取技术

影响风化壳卡取的成功的关键主要包括以下几个因素：地层对比情况、风化壳附近的机械钻速和风化壳附近标志性的岩性及元素，在风化壳卡取过程中往往要采取一些必要的手段。

3.1科学预测精细对比

在进行风化壳卡取之前，需要对邻井资料进行充分分析及地层对比，以便达到提前预测，提前制定卡层方案的目的。对邻井资料的熟悉和综合分析包括以下几点：邻井的地层埋深情况、地层厚度、岩性的组合特征、地层岩性电性特征等。通过精细对比，有利于推测所卡界面的井位点的地貌样式，以及发育趋势，对风化壳位置做出科学预测。

塔河油田下奥陶统，各组段的岩性特征相对明显，而且区分性较强，如桑塔木组则以泥岩、灰质泥岩和泥质灰岩为主；良里塔格组以下地层则以灰岩为主。在这些组段又有一些典型的岩性段作为标志层，如良里塔格组较纯的泥晶灰岩、恰尔巴克组的“红层”等标志层（图3），这些标志层在地层对比过程中能起到关键性作用。

图3 塔河油田O3l纯灰岩与O3q红层标志层

同时通过邻井的电性曲线可以了解到岩性组成特征，依据邻井地层的岩性特征来推测实钻井可能发育的岩性组合及岩性特征，据此绘制邻井资料的井柱对比图。综合以上对于邻井资料的全面分析，使得卡层前对该区域的地层展布特征有一定认识，并且在卡层过程中有一目标性思路，在井下情况不清楚的基础上，防止地层因为资料认识不透彻而造成卡层失败。

3.2碳酸盐含量分析

塔河油田上奥陶统各组地层虽然在岩性上进行区分有一定难点，但由于不同沉积环境中的地层，其碳酸钙含量有一定的差异（如：海相地层岩性主要为碳酸盐岩，碳酸钙含量高；海陆交互相，碳酸钙含量较纯灰岩低）。

盐酸与方解石和白云石的反应方程如下：

目前流行的碳酸盐岩分析仪是将一定质量的岩屑和盐酸放在密封的反应池中反应，碳酸盐与盐酸反应,不断生成CO2气体,造成密封池压力不断变化,通过测量压力的变化，从而确定碳酸盐岩的含量[4]。地质录井现场利用这些元素的种类、含量的比值来划分和对比地层、判断沉积环境和研究岩石成因，并进一步划分地层，有效解决了“PDC钻头+螺杆钻井”岩屑细碎，不易识别的岩性鉴定技术难题，为卡取中完井深提供依据。

塔河区块根据“巴楚组不同岩性段、奥陶系各组段碳酸钙含量的不同，接近风化壳碳酸钙含量逐渐升高”这一特点，利用碳酸盐含量分析技术划分地层。特别是针对下述几个难点可以有效的解决：一是部分区域恰尔巴克组上部“红层”不发育，为灰色含泥质灰岩与下部泥晶灰岩从岩性上不易区别。如TH12542井部署在12区阿克库勒凸起西部斜坡。风化壳卡取要求为设计要求进入奥陶系中统一间房组2 m结束二开；风化壳之上地层为恰尔巴克组。本井自井深6 261.0～6 374.0 m见灰色泥质灰岩（灰质含量明显下降，含量在62.4%～78.4%之间），现场判断已经入恰尔巴克组，根据设计恰尔巴克组厚度26.0 m，预测本井一间房组顶面深度为6 387.0 m。实钻钻至井深6 388.00 m循环，岩屑碳酸盐岩含量6 387 m、6 388 m分别为81.3%、93.8%，岩屑颜色变化明显，现场判断已进入奥陶系中统一间房组（图4）。后经测井验证，恰尔巴克组底界为6 387 m，揭开O2yj1 m，满足设计要求。本井在O2yj较设计提前63 m的情况下，通过碳酸盐岩分析的变化，准确确定恰尔巴克组的顶部“泥灰岩段”，仅揭开O2yj 1 m，完成了风化壳的卡取任务。二是针对东河塘组底部存在泥灰岩夹层，实时碳酸盐岩含量分析可以有效跟踪判断该类夹层的发育（表2）。

图4 TH12542井钻时、岩性、气测及碳酸盐岩含量分析数据

表2 TH12542井实钻与设计及邻井地层对比表

3.3控时钻进技术

控时钻进技术提出之前，钻井施工始终以高钻时、高效率、节约工时为目的进行钻进，而录井方则在设计预测深度5～8 m位置通知钻井施工方进行“地质冲孔”，根据冲孔循环上来的岩屑进行判断。这种施工卡层模式会带来以下几种影响。

一是“地质冲孔”需往复停钻循环，而塔河区块风化壳卡取深度平均都在6 500 m左右，循环一周需要时间约在120～180 min，直接影响施工进度；二是平均在6 500 m以上的井深加上快钻时钻进会带来严重的岩屑返出滞后现象，易导致发现岩屑出现变化时已误入目的层过多的失误；三是停钻循环会导致井下岩屑混杂，特别是塔河区块新三级结构，裸眼段长达4 000 m，上部掉块夹杂着井底未返出的数米新岩屑，导致循环上来的一手资料可识别性、依据性下降。

以上问题直接制约着风化壳卡层准确性及工程施工的连续性，因此，提出了控时钻进技术。该技术在现场应用时，要先对新井周围区域地层进行精细对比，结合设计深度，对风化壳位置有一个预测，在此基础上设立警戒范围，该范围一般为15～20 m，进入警戒范围时进行控时钻进，保障井下只有3～4包的岩屑，用以保障地层卡取。

该技术在2013年提出，先后经历了讨论和测试阶段，目前已在外围区块及塔河主体区推广应用了96余井次，其卡层符合率达95.83%。如顺南6井是部署在塔中北坡顺南斜坡区的一口探井，其风化壳卡取要求为三开进入奥陶系上统恰尔巴克组5 m中完，后经申请同意钻穿恰尔巴克组泥岩见2 m纯灰岩结束三开；风化壳之上地层为却尔却克组。本井自井深6 570.00 m出现却尔却克组底部岩性特征见灰色泥灰岩，考虑邻井底部岩性特征最薄厚度90.00 m计算，自井深6654.00 m进行控时钻进。控时钻进至井深6 697.00 m，岩屑返深至6 691.00 m，岩性为棕褐色灰质泥岩，现场判断可能为恰尔巴克组“红色标志层”，控时钻进至井深6 706.50 m时通知钻台停止钻进地质循环，井段6 704.00～6 706.50 m返出岩性为灰色泥晶灰岩，确定已进入一间房组2.50 m，满足批复要求。与常规卡层比较，控时卡层较其节约钻井时效60 min，有效提升钻井速度。

该技术不仅有效保证了岩屑质量，使岩屑滞后的问题得到了解决，同时改善了“地质冲孔”造成的施工时效浪费，在保障卡层符合率的基础上有效提高钻井效率，为工程施工创造经济效益。

3.4元素录井技术

钻井过程中，通过对岩屑的X射线荧光分析获得地层岩石元素含量，并通过地层岩石元素和元素组合特征的变化进行岩性识别和地层评价[5]。各组段的元素特征、岩性特征以及电性特征明显，多条元素曲线在界限附近均发生较大幅度的拐点，与电测曲线具有可对比性，因此，利用元素曲线可以对该区地层具有较好的识别效果。同时将元素录井技术与钻时相结合，参照该区地层的一些岩性标志层和元素标志层，根据不同风化壳的卡取要求，可以针对性地形成了该区的风化壳的卡取工艺流程[6]。

该技术自2013年提出以来，通过在塔河区块的调研、试验，已形成塔河12区风化壳附近的元素剖面及一套基于元素录井的风化壳卡取技术。目前在塔河12区进行了17口井的元素录井，并对其进行了元素录井资料的解释与各种指数的计算，总结了该区地层的元素特征。达到了风化壳识别吻合率100%，卡取符合率90%以上的佳绩。

图5 TH12535井元素录井综合柱状图

如TH12535井是部署在12区阿克库勒凸起西北斜坡的一口开发井，其风化壳卡取要求为距奥陶系中统一间房组顶面之上5～8 m结束二开；风化壳之上地层为恰尔巴克组。本井自井深6 509.50 m进入恰尔巴克组（图5），井深6 509.50～6 514.00 m灰色泥灰岩（Ca元素含量在17.4%～20.8%之间，折合碳酸盐岩含量39.9%～49.6%之间，Al、Fe、Si元素平均含量分别是3.94%、1.82%、16.65%，泥质平均含量为34.44%，岩性定名为泥灰岩，为区域标志层），6 523.00～6 528.00 m黄灰色泥晶灰岩（Ca元素含量在26.3%～32.7%之间，折合碳酸盐含量62.9%～80.1%，Al、Fe、Si元素平均含量分别是2.05%、0.98%、7.90%，泥质平均含量为20.26%，岩性定名为含泥灰岩）。判断已进入恰尔巴克组18.50 m，O2yj之上预留1.50 m，结束二开。后经实钻验证O2yj之上预留厚度为2.50 m，满足设计要求。本井在恰尔巴克组顶部“红层”颜色特征不明显的情况下，通过元素录井Ca、Al、Si、Fe等元素的变化，准确地落实了恰尔巴克组的顶部“泥灰岩段”，完成了风化壳的卡取任务。

3.5三维地质模型技术

通过利用petrel建模软件，有效整合各项地质原始数据，对已测数据点进行克里金插值预测地质变量，建立了塔河主体10区、12区块三维地质模型。通过三维建模软件，将地质资料数字化、建立数据库，构建研究区地质模型。地质模型的构建分三大部分：建立井、层面以及建立地质体。地质建模与以往的二维构造编图相比较，在三维空间内考虑各构造面之间在地层厚度、构造趋势、构造形态等方面的合理性和相互关系，构造认识更为准确、可靠，而且更有效率。

三维地质模型能够有效地对地质数据体进行空间分析，总结地质规律，进而为录井现场施工前的地质卡层、工程预报等工作预先提供地质依据，降低地质卡层及工程事故风险，提高地质卡层优良率。三维地质建模数据来源于现场应用于现场，为录井现场施工提供准确预测依据，同时三维地质建模可以预测地层深度与钻井地质设计预测深度相结合，综合制定卡层措施，有效避免卡层事故。如TH12557X井部署在12区阿克库勒凸起西北斜坡。风化壳卡取要求为设计要求进入良里塔格组地层8 m结束二开。风化壳之上地层为恰尔巴克组。通过模型预测，卡层关键层位O3l、O3q设计较实钻深度分别提前了54 m、40 m,而模型预测深度与实钻深度相差只有4 m、1 m(表3)。最终以钻至井深6 530 m，进入O3l地层11 m结束二开，完成设计要求。通过三维地质模拟后的层位数据给现场提供了一套新的地层界限依据，在与设计误差较大的情况下提供信息预警，加密监控现场岩屑质量，对岩屑进行准确的判定，保障地质卡层顺利完成。

表3 TH12557X井模型、设计与实钻地层深度对比表

4 结论

1）塔河油田奥陶系风化壳卡取难度较大的区块主要集中在塔河10区、12区。其中“东河塘组预留”、“巴楚组预留”以及“恰尔巴克组进入”3种风化壳卡取类型卡取符合率最低，卡取难度、风险最大。

2）塔河油田近3年奥陶系风化壳中完卡取技术方法包括科学预测精细对比、碳酸盐含量分析、控时钻进技术、元素录井技术及三维地质模型技术。不同区块的技术应用实例，进一步说明不同技术方法的创新与相互结合，能够有效为录井现场施工前的地质卡层、工程预报等工作预先提供地质依据，降低地质卡层及工程事故风险，提高地质卡层优良率，使得录井现场施工便利化、精准化。

[1]张抗.塔河油田性质和塔里木碳酸盐岩油气勘探方向[J].石油学报,2001,22(4):1-7.

[2]张小兵，吕海涛,赵锡奎，等.塔河油田中下奥陶统顶面古构造演化及油气关系[J].石油实验地质,2011,33(3):233-238.

[3]吴其林，傅恒，黄海平，等.塔里木盆地塔河地区下石炭统巴楚组沉积演化[J].沉积与特提斯地质,2008,28(3):79-82.

[4]万维.塔里木盆地塔河油田志留系柯坪塔格组-石炭系巴楚组层序地层研究[D].成都：成都理工大学,2008.

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[6]谢元军，邱田民，李琴，等.X射线荧光元素录井技术应用方法研究[J].录井工程,2011,22(3):22-28.

In the process of determining the location of Ordovician weathering crust in Tahe Oilfield,too much reservation of the formation above the weathering crust is not favorable to the drilling of target stratum and the later oil production,but too much uncovering of target stratum may lead to the malignant accidents such as well leakage,borehole collapse and oil/gas reservoir pollution.Based on the statistics of the Ordovician weathering crust determination events in Tahe block in recent 4 years,and the analysis of the types, characteristics and difficulties of weathering crust determining,5 technical methods for Tahe oilfield Ordovician weathering crust determining are summaried:scientific prediction and fine correlation,carbonate content analysis,timing drilling technology,element logging and 3D geological modeling.The application of these techniques makes the coincidence rate in the Ordovician weathering crust determination increased by 5.25%in 4 years,and the coincidence rate in 2016 was about 98.55%,which is the highest coincidence rate in the study area.

Tahe oilfield;weathering crust;layer determination;element logging;3D geological model

王梅

2017-02-21

陈颖（1988-），女，硕士研究生，主要从事石油地质方面工作。