川西气田中三叠统雷口坡组储层段灰岩薄夹层的识别及对钻井轨迹优化指导

贾鹏飞，苏成鹏，方思权，何 莹，晏国江

（1.中国石化西南油气分公司彭州气田（海相）开发项目部，四川彭州 611930；2.中国石化西南油气分公司采气一厂，四川德阳 618099；3.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610041； 4.中国石化西南石油工程有限公司地质录井分公司，四川绵阳 611330）

川西气田主力建产区位于川西坳陷龙门山前带中段的金马构造、鸭子河构造上，地理位置在彭州市和都江堰市境内。截至2018年，该区构造高部位3口探井均获得中、高产工业气流，实现了海相领域山前带的重大突破，揭示了川西海相中三叠统巨大的天然气资源潜力[1-4]。因此，在前期既定的开发方案和已落实的探明储量基础上，围绕已有探井控制的气藏范围，又陆续在金马构造、鸭子河构造部署4口评价井和7口开发井，进一步落实了气水分布、储量和产能。截至2020年，川西气田累计提交天然气探明储量830.15×108m3，总计1 140.11×108m3。随着实钻资料逐渐增多，对主力气藏的精细构造解释[5]、层序地层精细对比[6]、沉积微相展布[7-9]以及储层精准预测等气藏地质特征再认识的要求越来越高，对研究区开发方案及钻井地质工程方面的调整优化也日显重要。

主力产层T2l43-3层中上部均钻遇厚度不等的灰岩薄夹层，横向分布较稳定，在早期探井部署时并未考虑该夹层的影响，而在后期大斜度开发井部署过程中发现该套夹层对下伏的优质储层钻遇率有重要的影响。迄今为止，该夹层段对主力气藏开发井网部署及钻井过程中的影响仍然缺乏认识，需结合已有钻井资料对灰岩夹层分布再评价再落实，为井轨迹优化及优质储层钻遇率提供指导。本文主要根据金马构造、鸭子河构造已有钻井的取心、录井岩性、气测及测井资料，在地层模型约束下，厘清灰岩薄夹层的纵横向分布特征，并重点研究其在井轨迹优化及优质储层钻遇率中的应用效果。通过第一轮评价、开发井部署，基本落实了T2l43-3层优质储层较发育，含气性好，可作为下一步开发建产的主力产层。鉴于此，本次研究旨在通过已实施开发井实钻资料，研究T2l43-3层中灰岩薄夹层的实钻及区域展布特征，为后续开发井井轨迹优化提供指导，确保长穿优质储层。

1 气藏及储层特征

图1 YS1井T2l43小层划分综合柱状图

2 储层段灰岩薄夹层的发现

鸭子河构造整体相对宽缓，发育4个局部高点，其中西南翼和西北翼构造高点相对较陡，其他方向的相对较缓，构造上第一口预探井YS1井位于构造相对高部位。本文重点就YS1井及相邻的PZ5#、PZ6#平台开发井在钻进过程中所钻遇发现的T2l43-3灰岩夹层情况进行详细阐述。

2.1 PZ5-2D井T2l43-3灰岩薄夹层钻遇情况

表1 PZ5-2D井T2l43-3灰岩夹层统计

2.2 PZ6-2D井T2l43-3灰岩薄夹层钻遇情况

PZ6-2D井是部署在鸭子河构造上另一相对较缓高部位的一口开发井，比PZ5-2D井稍晚施工，设计主要目的层同样为T2l43-3层，兼顾T2l43-1层和T2l43-2层。该井于井深6 046.00 m（垂深5 653.10 m）进入主要目的层T2l43-3，岩性以白云岩类为主，含灰白云岩、藻屑粉晶白云岩、粉晶白云岩。现场录井资料实时分析发现，在T2l43-3层中上部发育3套灰岩夹层，单层厚度与PZ5-2D井相当，垂直厚度为0.83～ 0.98 m（表3），岩性为含云灰岩和云质灰岩。录井过程中同样表现出气测值降低、Mg元素含量降低、Ca元素含量上升等特征（表4），变化趋势与PZ5-2D井灰岩夹层特征（表2）相似。

表2 PZ5-2D井T2l43-3灰岩夹层段气测及元素录井变化

表3 PZ6-2D井T2l43-3层灰岩夹层统计

表4 PZ6-2D井T2l43-3灰岩夹层段气测及元素录井变化

以上分析结果表明，T2l43-3层灰岩薄夹层的垂厚很薄，加之勘探初期对该区的岩性和厚度非均质性认识不足，导致前期直探井钻井过程中对薄夹层的忽视，同时也很难精细地对其进行刻画，而大斜度开发井能很好地揭示灰岩薄夹层的钻遇情况及分布特征。因此，有必要对大斜度开发井进行钻后详细解剖，厘清薄夹层分布。

2.3 YS1井T2L43-3灰岩薄夹层再落实与剖面对比

直井中灰岩薄夹层钻遇厚度薄，气测和岩性变化情况没有大斜度开发井揭示的效果好，但均对后期开发井轨迹优化有重要的影响。通过大斜度开发井钻遇灰岩薄夹层的认识，结合目前正在实施开发井的最新实钻情况，复查研究区内资料较全的预探井，验证在直井中这套灰岩薄夹层的存在性。YS1井是部署在鸭子河构造的第一口预探井，以上三叠统马鞍塘组和中三叠统雷口坡组为主要目的层。该井在T2层取心5回次（取心井段5 758.86～5 796.00 m），岩心实物资料及测井资料反映在T2l43-3层中上部同样发育有4套灰岩夹层，单层厚度为0.34～1.78 m，岩性为含云灰岩（图2）。灰岩层段岩心孔隙度为0.18%～1.71%，渗透率为0.002×10-3～0.910×10-3μm2，反映储层物性差。该井T2l43-3的4套灰岩薄夹层段5 766.13～5 767.47，5 770.08～5 770.93，5 773.95～5 774.75，5 781.87～57 82.77 m均表现出声波时差和密度明显下降且电阻率明显升高的特征（图1）。

图2 YS1井T2l43-3灰岩夹层岩心照片

分析YS1井T2l43-3层取心及测井资料，结合随钻伽马、元素录井、薄片鉴定、油气显示情况等资料，对比鸭子河构造PZ8-5D井、PZ6-4D井、PZ6-2D井等其他开发井钻井剖面（图3），发现灰岩薄夹层在该区域各井均有分布。其纵向上单层厚度薄，一般为0.50～2.00 m，实钻过程均出现了气测值下降、镁元素含量降低、钙元素含量上升、物性变差的特征。此外，基于常规测井资料分析，发现灰岩夹层段具有电阻率上升、声波值下降、储层测井孔隙度变差的特征。综上所述，川西气田鸭子河构造T2l43-3层中上部发育3～4套灰岩薄夹层，横向分布稳定。

图3 鸭子河构造YS1井—PZ8-5D井—PZ6-4D井—PZ6-2D井T2l43-3灰岩薄夹层（阴影部分）连井对比剖面

在此基础上，对比区域上各井的四性关系可以发现，在最后一套夹层下部发育一套厚约15.00 m的溶孔藻屑粉晶白云岩优质储层（高AC、低RD），油气显示较好，为优质储量动用带。因此，厘清优质储层上的这套灰岩薄夹层分布特征，对井轨迹优化具有重要指导意义，在后续大斜度定向开发井的井身轨迹设计上应考虑快速穿过灰岩夹层段，尽可能长穿下伏粉晶白云岩优质储层，提高目的层优质储层的钻遇率。

3 灰岩薄夹层精确识别对开发井轨迹优化的指导

根据对前期大斜度开发井钻遇灰岩薄夹层情况的详细分析，厘清了灰岩薄夹层的纵横向分布情况，有效指导了后续开发井的井轨迹优化。此处以新钻定向井PZ4-5D井为例，来说明精确识别T2l43-3优质白云岩储层之上灰岩薄夹层分布对开发井轨迹优化指导的重要性。

4 结论与认识