0引 言
HG1块位于高青油田南部，济阳坳陷青城凸起之上东南部（图1）。青城凸起是高青-平南大断裂的上升盘，为中生界高位潜山。由于高青-平南断裂带长期剧烈活动，在青城凸起上南北向、东西向次级断层发育，形成了断层纵横交错，构造条件复杂的构造格局。同时，受长期构造应力和风化作用共同影响，中、古生界地层裂缝发育，储集条件进一步改善，在潜山内幕形成了良好的网络储集空间。青城凸起紧邻油气资源丰富的博兴洼陷，是油气运移的有利指向，该区广泛发育的砂体、断层、不整合面为油气运移构筑了良好的疏导体系，且由于中、古生界潜山通过高青-平南大断裂直接与下第三系油源对接，成藏条件较为有利。
图1 高青油田HG1块构造位置
1油气显示发现与评价的难点
HGX101井射开奎山段2砂组2479-2481米，2米/1层，初期3mm油嘴自喷，日油29.1t，含水0.5%，首次在HG1块上古生界二叠系上石盒子组奎山段石英砂岩测试获得工业油气流。但现场岩屑荧光录井仅为一级荧光显示，在试油讨论过程中，录井、测井对该层均解释为含油水层、水层，与测试结果对比，测录井解释明显偏低。如何准确落实和评价HG1块二叠系上石盒子组奎山段油气显示，是录井需要解决的问题。
图2 HGX101井岩屑录井综合图（井段2410-2510m）
1.1油气显示发现难点
HGX101井井段2479-2481m试油具有原油密度小，粘度低，凝固点高的特点，地面原油密度在0.8236g/cm3,地面原油粘度7.65 MPa.s，地下原油粘度0.56MPa.s，凝固点为34℃，含硫0.11%，含蜡22%，胶质+沥青质含量39%，奎山段油层为轻质油，轻组分含量高，钻井液中挥发较快。另外，由于奎山段工程均使用 PDC 钻头钻进，井斜角33度，岩屑破碎严重，石英砂岩呈散砂状；岩屑上返井段较长（大于2400米），在上返过程中，岩屑被钻井液反复冲刷，岩屑中油气溶入钻井液，散失程度高，使得返出的岩屑中油气显示减弱甚至消失，影响岩屑荧光录井显示级别。
1.2油气层评价难点
奎山段石英砂岩储层岩屑多为灰白色，见不到含油岩屑，岩屑荧光录井级别为一级或二级，HGX101井奎山段井段2479-2481m，岩石热解地化S0′0.00mg/g，S110.00mg/g，S210.03mg/g，S220.05mg/g，S230.05mg/g，解释为水层；定量荧光强度为6.10，含油浓度4.43mg/l，解释为水层；给油气显示评价造成较大困难，造成解释证据不足、级别偏低，影响对油气层的准确评价。
2现场录井对策
二叠系上石盒子组奎山段现场荧光录井显示级别低，测井、综合解释难度大，而测试获得油气流，如何有效发现油气显示，是现场录井需要解决的问题。
1、利用气测录井技术来发现油气显示
因油质轻、PDC钻头破碎岩屑细小，油气扩散进入钻井液浓度增加，气测录井异常显示明显，是一种有效发现轻质油层的录井手段。
HGX101井气测录井特征：
井段2438.00～2446.00m，厚度8.00m，气测录井全烃0.34%↗13.61%，甲烷0.09%↗5.48%，乙烷0.002%↗1.042%，丙烷0.001%↗0.578%，异丁烷0↗0.144%，正丁烷0%↗0.270%，异戊烷0↗0.014%，正戊烷0%↗0.020%；从气测录井特征分析，对比系数(显示值／基值)40.03，甲烷占全烃40.3%，重烃组分齐全，饱满系数(显示厚度／储层厚度)大于1；
井段2479.00～2501.20m，厚度22.20m，气测录井全烃0.29%～5.67%，甲烷0.07%～2.25%，乙烷0.003%～0.386%，丙烷0.002%～0.171%，异丁烷0.001～0.036%，正丁烷0.001%～0.109%，异戊烷0.001～0.024%，正戊烷0.001%～0.030%；从气测录井特征分析，对比系数(显示值／基值)40.03，甲烷占全烃39.7%，重烃组分齐全。
2、利用罐顶气录井技术来评价油气显示
HGX101井罐顶气录井特征：
井段2438.00～2446.00m，罐顶气分析∑(C1-C4)29120.650μl/l，∑(C5-C7)993.878lμl/l，∑(C5-C7)/∑(C1-C4)0.0341，解释为油水同层；
井段2479.00～2501.20m，罐顶气分析∑(C1-C4)2456.564μl/l，∑(C5-C7)90.537μl/l，∑(C5-C7)/∑(C1-C4)0.0369，解释为油水同层。
3应用实例
HG101-X1井构造位置为济阳坳陷东营凹陷高青-平南断裂构造带上升盘南部，二叠系上石盒子组奎山段井段2621.00～2639.00m，厚度18.20m，岩屑荧光录井呈清晰晕状，边缘见亮环，荧光显示二级，录井岩性为灰白色荧光石英砂岩、灰色荧光含砾泥质细砂岩。气测录井全烃0.18%↗7.29%，甲烷0.04%↗2.90%，乙烷0.01↗0.31%，丙烷0.001↗0.12%，丙烷0.001%↗0.124%，异丁烷0.001↗0.027%，正丁烷0.001%↗0.044%，异戊烷0.001↗0.008%，正戊烷0.001%↗0.006%；
HG101-X1井气测录井特征分析（图3），对比系数(显示值／基值)40.5，甲烷占全烃39.8%，重烃组分齐全，与HGX101井具有相似的特征，HGX101井为油层，本井对应显示段也应为油层特征。
图3 HG101-X1井岩屑录井综合图（井段2530-2740m）
HG101-X1井测试井段2621-2627m投产，射孔后自喷，油压4.8MPa，日产油18.6t，不含水，证明现场录井油气显示识别和评价准确。
4结束语
（1）高青油田HG1块二叠系上石盒子组奎山段石英砂岩储层因油质轻，岩屑破碎严重，造成荧光录井显示级别低，根据岩屑荧光录井来发现储层含油性难度大。
（2）通过对比分析气测录井资料，结合荧光录井、罐顶气录井资料，可以有效进行奎山段石英砂岩油气层的发现和评价。
参考文献
[1]张鹏浩; 张占松; 张超谟; 朱林奇; 郭建宏.轻质油的测录井综合识别方法[J].科学技术与工程,2020-05.
[2]刘娟霞; 王昕; 吴昊晟; 胡云; 黄小刚.凝析气与轻质油的气测识别方法及应用[J].特种油气藏,2017-08.
