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【摘要】作为现场地质录井技术人员，在录井施工作业过程中，结合各种资料及时准确进行标志层的划分卡取，可提前预测油气显示层、取心层及完钻井深。并在钻进过程中不间断跟踪，对比分析并加以校正，确保录井任务的顺利圆满完成。
【关键词】大丰-兴化探区 标志层 六尖峰页岩灰岩段 卡取
1 概述
大丰-兴化探区构造位于苏北盆地白驹凹陷洋心次凹，是一南斷北超的箕状断陷。次凹内构造圈闭发育，生储盖层配置良好，位于北西斜坡上的丰探1井、丰探5井、丰探9井在泰一段已获油气突破。
从该区块已获得的油气显示来看，其主要目的层位于新生界古近系泰州组一段上部，油层单层厚度一般为1～5m，总厚度为5～10m，油层较薄。因为该区块为勘探新区，所设计的探井和评价井均要求在泰州组目的层取心。因此，准确卡准作为泰州组二段和一段分界标志层的“六尖峰页岩灰岩段” 就显得极为重要，它是离主要目的层最近的标志层，卡准了这个标志层就意味着更能准确的发现油气显示，更能准确的卡取目的层岩心，是现场录井工作中极为关键的一项任务。
泰州组主要标志层为中电阻率黑色泥页岩与灰黑色泥灰岩互层段---俗称“六尖峰页岩灰岩段”，层位在泰州组二段低部；在工区内分布稳定，岩性组合特征明显，由黑色泥岩与灰黑色泥灰岩、鲕粒灰岩、油页岩互层组成。泥灰岩、鲕粒灰岩、油页岩通常有六个单层，厚20m～45m，泥岩具低电阻率，泥灰岩及油页岩中-低电阻率，值自上而下渐变小，曲线呈尖峰状特征，自然伽玛值因泥岩含灰而呈现明显低值，并以此标志层结束为界限划分泰二段和泰一段。从已钻的油井数据来看，此标志层结束后一般7～15m即可见到泰一段油层。
笔者进入该工区的一年多时间，均在目的层前钻遇此标志层，并通过此标志层控制，在四口探井中均准确卡取目的层岩心。对于如何准确卡准该标志层，我在录井过程中，根据多年的现场实践与理论知识相结合，结合实际录井过程中的一些具体情况，总结了一些经验方法，谈一些体会及认识。
2 地层及岩性概述
首先必须了解工区内地下区域地质构造情况；熟悉和掌握探区或邻井的地层分层情况、不同地层的颜色、岩性组合特征、纵向、横向的变化规律，油气分布状况及显示特点。
大丰-兴化探区主体白驹凹陷发育多套勘探目的层：主要为陆相古近系泰州组和阜宁组。其中阜二段、泰二段暗色泥岩和泥灰岩为主要烃源岩层，热演化程度中等，以生油为主；主要储集层为泰州组和阜宁组一段，以三角洲前缘砂体为主；主要盖层为泰二段和阜二段泥质岩。其由北向南可细分为大丰次凹、施家舍断裂带、洋心次凹和草堰断阶带四个次级构造单元，其中洋心次凹构造圈闭发育，生储盖配置良好，已发现较好的油气显示，形成了一定的油气产能。
由上表1可看出，本区地层埋藏深度差异较大，总体上由东南向西北方向逐渐抬升，但其泰州组标志层分布稳定。因此，在录井前必须熟悉和领会本井的地质设计，做到心中有数，有的放矢，才能正确把握好地层的变化及标志层的控制。
3 钻时资料的应用
现场从钻时录井上看，多数井都从“六尖峰页岩灰岩段”顶开始变慢，出现“爬坡”现象，在其中部开始出现钻时起伏，一般来说，其灰质泥岩及泥灰岩段钻时较慢，油页岩段钻时较快，尤其是斜度不大的浅-中深井，非常明显，而大斜度的深井，特征不明显。
4 岩屑及岩心资料的应用
从岩屑岩心录井资料分析，该区块由西北向东南方向地层逐渐埋深，西区埋藏较浅部位，该标志层主要为油页岩和灰质泥岩及灰黑色泥岩互层，油页岩发育是最主要的标志。其岩性为页理发育，呈片状，表面覆黄褐色油膜，局部灰色，不可燃。性较硬、脆。荧光湿、干照发暗黄，泡照，滴照无显示，加稀盐酸弱反应。
5 气测资料的应用
从气测录井资料分析，几口探井的气测数据显示，进入标志层井段时，全烃基值都有不同程度的提升，并且其组分中出现C1，尤其是丰探9井，全烃升幅很高，且组分较齐全，与泰二段上部地层明显不同。
6 区域及邻井地层对比
本区块内主要有开阳断块构造（丰探1井区）、陈庄断鼻构造（丰探5井区）、开太断块构造（丰探9井区），由于所处构造位置不同，受不均衡抬升和沉降作用的影响，钻探揭示地层深度及沉积厚度存在差异。其中丰探9井区其标志层埋藏深度较深，一般在2700m以后，揭示厚度一般为30～55m，标志层结束后0～10m既可到泰一段目的层；丰探1井区其标志层埋藏深度一般为1700～2000m左右，揭示厚度一般为15～30m，标志层结束后5～10m既可到泰一段目的层；丰探5井区其标志层埋藏深度一般为1300～1450m左右，揭示厚度一般为20～35m，标志层结束后0～10m既可到泰一段目的层；由丰探5井区→丰探1井区→丰探9井区方向（西偏北至东偏南方向）地层受剥蚀后残存增多，揭示地层埋藏深度呈增厚的变化，但沉积厚度上相差不是很明显，但是从标志层结束到见到泰一段目的层均未超过10m，丰探9井甚至一结束既见到泰一段油气显示，由此可见此标志层对于卡准油气层的重要性。熟悉了以上基本特征，在录井过程中，我们就可以综合运用现场资料，进行随钻地质分层与地层对比。
7 总结
综上所述：卡好标志层的关键，应充分了解工区区域地质构造情况，熟悉和掌握探区或邻井的地层概况、地层岩性特征、生储盖组合、油气层分布特征等资料，工作中以岩屑观察描述为基础，结合标志层岩性，岩性组合，钻井取芯，钻时参数、气测显示变化等特征，加强与区域或邻井资料的分析对比，根据平面上地层分布及纵向厚度变化规律、趋势，准确进行标志层的划分卡取，可提前预测油气显示层、取心层及完钻深度，并在钻进中不间断跟踪，对比分析并加以校正，确保录井任务的顺利完成。
苏北盆地地下情况较为复杂，断层组合多变，加上近年来钻井工艺的日新月异，给现场录井工作造成了极大的困难。以上工作方法只是提供一种借鉴和思路，更关键的是靠录井人的责任心和进取心，在实践中不断探索，在探索中不断进步，定能够总结出更有效的工作方法。
参考文献
[1] 张厚福，等.石油地质学[M]. 石油工业出版社，1999
【关键词】大丰-兴化探区 标志层 六尖峰页岩灰岩段 卡取
1 概述
大丰-兴化探区构造位于苏北盆地白驹凹陷洋心次凹，是一南斷北超的箕状断陷。次凹内构造圈闭发育，生储盖层配置良好，位于北西斜坡上的丰探1井、丰探5井、丰探9井在泰一段已获油气突破。
从该区块已获得的油气显示来看，其主要目的层位于新生界古近系泰州组一段上部，油层单层厚度一般为1～5m，总厚度为5～10m，油层较薄。因为该区块为勘探新区，所设计的探井和评价井均要求在泰州组目的层取心。因此，准确卡准作为泰州组二段和一段分界标志层的“六尖峰页岩灰岩段” 就显得极为重要，它是离主要目的层最近的标志层，卡准了这个标志层就意味着更能准确的发现油气显示，更能准确的卡取目的层岩心，是现场录井工作中极为关键的一项任务。
泰州组主要标志层为中电阻率黑色泥页岩与灰黑色泥灰岩互层段---俗称“六尖峰页岩灰岩段”，层位在泰州组二段低部；在工区内分布稳定，岩性组合特征明显，由黑色泥岩与灰黑色泥灰岩、鲕粒灰岩、油页岩互层组成。泥灰岩、鲕粒灰岩、油页岩通常有六个单层，厚20m～45m，泥岩具低电阻率，泥灰岩及油页岩中-低电阻率，值自上而下渐变小，曲线呈尖峰状特征，自然伽玛值因泥岩含灰而呈现明显低值，并以此标志层结束为界限划分泰二段和泰一段。从已钻的油井数据来看，此标志层结束后一般7～15m即可见到泰一段油层。
笔者进入该工区的一年多时间，均在目的层前钻遇此标志层，并通过此标志层控制，在四口探井中均准确卡取目的层岩心。对于如何准确卡准该标志层，我在录井过程中，根据多年的现场实践与理论知识相结合，结合实际录井过程中的一些具体情况，总结了一些经验方法，谈一些体会及认识。
2 地层及岩性概述
首先必须了解工区内地下区域地质构造情况；熟悉和掌握探区或邻井的地层分层情况、不同地层的颜色、岩性组合特征、纵向、横向的变化规律，油气分布状况及显示特点。
大丰-兴化探区主体白驹凹陷发育多套勘探目的层：主要为陆相古近系泰州组和阜宁组。其中阜二段、泰二段暗色泥岩和泥灰岩为主要烃源岩层，热演化程度中等，以生油为主；主要储集层为泰州组和阜宁组一段，以三角洲前缘砂体为主；主要盖层为泰二段和阜二段泥质岩。其由北向南可细分为大丰次凹、施家舍断裂带、洋心次凹和草堰断阶带四个次级构造单元，其中洋心次凹构造圈闭发育，生储盖配置良好，已发现较好的油气显示，形成了一定的油气产能。
由上表1可看出，本区地层埋藏深度差异较大，总体上由东南向西北方向逐渐抬升，但其泰州组标志层分布稳定。因此，在录井前必须熟悉和领会本井的地质设计，做到心中有数，有的放矢，才能正确把握好地层的变化及标志层的控制。
3 钻时资料的应用
现场从钻时录井上看，多数井都从“六尖峰页岩灰岩段”顶开始变慢，出现“爬坡”现象，在其中部开始出现钻时起伏，一般来说，其灰质泥岩及泥灰岩段钻时较慢，油页岩段钻时较快，尤其是斜度不大的浅-中深井，非常明显，而大斜度的深井，特征不明显。
4 岩屑及岩心资料的应用
从岩屑岩心录井资料分析，该区块由西北向东南方向地层逐渐埋深，西区埋藏较浅部位，该标志层主要为油页岩和灰质泥岩及灰黑色泥岩互层，油页岩发育是最主要的标志。其岩性为页理发育，呈片状，表面覆黄褐色油膜，局部灰色，不可燃。性较硬、脆。荧光湿、干照发暗黄，泡照，滴照无显示，加稀盐酸弱反应。
5 气测资料的应用
从气测录井资料分析，几口探井的气测数据显示，进入标志层井段时，全烃基值都有不同程度的提升，并且其组分中出现C1，尤其是丰探9井，全烃升幅很高，且组分较齐全，与泰二段上部地层明显不同。
6 区域及邻井地层对比
本区块内主要有开阳断块构造（丰探1井区）、陈庄断鼻构造（丰探5井区）、开太断块构造（丰探9井区），由于所处构造位置不同，受不均衡抬升和沉降作用的影响，钻探揭示地层深度及沉积厚度存在差异。其中丰探9井区其标志层埋藏深度较深，一般在2700m以后，揭示厚度一般为30～55m，标志层结束后0～10m既可到泰一段目的层；丰探1井区其标志层埋藏深度一般为1700～2000m左右，揭示厚度一般为15～30m，标志层结束后5～10m既可到泰一段目的层；丰探5井区其标志层埋藏深度一般为1300～1450m左右，揭示厚度一般为20～35m，标志层结束后0～10m既可到泰一段目的层；由丰探5井区→丰探1井区→丰探9井区方向（西偏北至东偏南方向）地层受剥蚀后残存增多，揭示地层埋藏深度呈增厚的变化，但沉积厚度上相差不是很明显，但是从标志层结束到见到泰一段目的层均未超过10m，丰探9井甚至一结束既见到泰一段油气显示，由此可见此标志层对于卡准油气层的重要性。熟悉了以上基本特征，在录井过程中，我们就可以综合运用现场资料，进行随钻地质分层与地层对比。
7 总结
综上所述：卡好标志层的关键，应充分了解工区区域地质构造情况，熟悉和掌握探区或邻井的地层概况、地层岩性特征、生储盖组合、油气层分布特征等资料，工作中以岩屑观察描述为基础，结合标志层岩性，岩性组合，钻井取芯，钻时参数、气测显示变化等特征，加强与区域或邻井资料的分析对比，根据平面上地层分布及纵向厚度变化规律、趋势，准确进行标志层的划分卡取，可提前预测油气显示层、取心层及完钻深度，并在钻进中不间断跟踪，对比分析并加以校正，确保录井任务的顺利完成。
苏北盆地地下情况较为复杂，断层组合多变，加上近年来钻井工艺的日新月异，给现场录井工作造成了极大的困难。以上工作方法只是提供一种借鉴和思路，更关键的是靠录井人的责任心和进取心，在实践中不断探索，在探索中不断进步，定能够总结出更有效的工作方法。
参考文献
[1] 张厚福，等.石油地质学[M]. 石油工业出版社，1999