2. 中国石油大港油田公司;
3. 中国石油华北油田公司
, He Haiqing1 , Zhao Xianzheng2 , Zhang Yiming3 , Wang Quan3 , Zhang Ruifeng3 , Hou Fengxiang3 , Han Chunyuan3 , Fan Bingda3
2. PetroChina Dagang Oilfeld Company;
3. PetroChina Huabei Oilfeld Company
渤海湾盆地冀中坳陷潜山油气成藏条件优越[1-2]，1975年发现了蓟县系雾迷山组碳酸盐岩任丘古潜山油田后，开展大规模潜山油气藏勘探，形成了第一次储量增长高峰。1985年后，持续开展以中浅层断块潜山油气藏为主的扩大勘探，一直没有取得大发现和新突破，进入潜山油气藏发现与储量增长低谷期。2005年以来，以三维地震连片采集、提高分辨率精细处理、大型酸化压裂储层改造等先进适用技术为支撑，积极探索隐蔽型深潜山和潜山内幕油气藏，先后构建了饶阳凹陷长洋淀潜山带雾迷山组“古储古堵”型，霸县凹陷牛东潜山带雾迷山组“超深断阶超高温”型和文安斜坡寒武系府君山组“坡腹层状”型等油气成藏新模式，指导勘探发现了长3、牛东1、文古3等多个高产高效隐蔽型潜山油气藏[3-9]，拓展了油气勘探新领域。近几年，强化冀中坳陷奥陶系非均质碳酸盐岩潜山成藏条件研究，在廊固凹陷河西务潜山带北部杨税务潜山部署钻探风险探井——安探1X井，获得高产工业油气流，初步试采产量稳定，实现了该区超深超高温奥陶系潜山油气藏的高产和稳产，取得了隐蔽型潜山油气勘探的新突破。
廊固凹陷为古近纪西断东超箕状断陷，北东走向，西部以大兴断层为界与大兴凸起相邻，东部以河西务断层、大北尹断层为界和武清凹陷相邻[10]，北接大厂凹陷，向南与牛北斜坡过渡（图 1），面积为2600km2。根据中国石油第三轮资源评价结果，廊固凹陷石油资源量为2.67×108t，天然气资源量为1087×108m3。河西务潜山带位于廊固凹陷东部，是受河西务断层、杨税务断层控制的“地垒”型潜山带[11]，整体呈南高北低、东高西低的构造背景[12]，勘探面积约410km2。潜山顶部主要为中奥陶统，包括峰峰组（O2f）、上马家沟组（O2s）、下马家沟组（O2x）、亮甲山组和冶里组，潜山内幕则发育寒武系、青白口系、蓟县系等碳酸盐岩地层；潜山顶面之上依次由石炭系—二叠系和古近系覆盖[13-14]。河西务潜山带东西方向夹持于廊固凹陷韩村洼槽、桐南洼槽，以及武清凹陷大孟庄洼槽之间，处于油气主要运聚方向，成藏条件有利。该潜山带于1966年首钻京1井，到2015年底全部三维满覆盖（廊坊市区除外），钻各类探井201口，发现了古近系和潜山油气田3个。其中钻遇奥陶系潜山的探井有20口，6口井获工业油气流，在潜山带南部探明了京30、新永9、永22等3个潜山油气藏；而潜山带中北部钻探的务古1井、务古2井、京24井等钻探成效较差，一直没有取得实质性突破。
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图 1 冀中坳陷廊固凹陷构造单元图 |
近年来，加强奥陶系碳酸盐岩潜山精细构造落实、有利储层特征研究和油层压裂改造工程技术攻关，2016年在河西务潜山带北部的杨税务潜山钻探风险探井——安探1X井（图 1），对5023.4~5203m井段实施大型酸化压裂，日产气40.89×104m3、日产油71.16m3，实现了冀中坳陷北部超深超高温奥陶系非均质碳酸盐岩潜山油气勘探的重大突破。
2 油气勘探历程与面临问题回顾河西务潜山带勘探工作，经历了非常曲折的油气勘探历程；以往勘探主要经历了中浅层潜山勘探发现和探索（超）深潜山两个勘探阶段。
2.1 1977—1982年中浅层潜山勘探发现阶段利用重力、磁法及二维地震资料，发现落实了别古庄、东储、刘其营、刘其营西、韩村等5个潜山构造，认为南部埋藏较浅的别古庄等潜山是有利的勘探方向。1977年4月10日，首钻京6井，在奥陶系未发现良好油气显示；同年在南旺潜山钻探京3井，在奥陶系发现油气显示，但因在试油期间井内落物而报废。1979年1月在别古庄潜山钻探京30井，在奥陶系发现油层9m，对2001.28~2037m井段进行测试，日产油142.8t，发现了河西务潜山带首个奥陶系潜山油藏，并命名为永清油田。同年在刘其营潜山钻探永7井，在奥陶系日产油19.9t、日产气18×104m3；1980年8月在刘其营西潜山钻探新永9井，日产油69.4t、日产气10.54×104m3。在上述3个潜山油气藏提交探明石油地质储量626×104t、天然气地质储量4.8×108m3，成为河西务潜山带奥陶系潜山储量发现的高峰期。
2.2 1983—2011年为持续深潜山探索阶段在中浅层潜山油气藏勘探成功的基础上，将勘探重点向河西务潜山带中北部深潜山转移。1983—1987年，相继在南旺与东储两个深潜山钻探京24井、务古1井；其中京24井日产油69.9t、日产气2.6×104m3，累计产油528.1t、产水992.2m3；务古1井DST测试折日产气5.78×104m3，完井压裂砂堵；两口井均因产量下降快而未投入开发。1988—2002年在河西务潜山带实施三维地震采集6块，采集面积为360.649km2；利用单块及连片三维地震资料开展构造解释，发现落实了韩村、杨税务等潜山；1999年优选韩村潜山钻探务古2井，对5490.8~5546m井段奥陶系峰峰组和上马家沟组酸压试油，日产油3.68m3、日产气2.2×104m3，试采20天，日产气由最高的7.3×104m3降至1203m3。2010年在务古2井高部位钻探务古4井，对4997.6~5284.87m井段酸压后最高日产油5.23m3、日产气5.52×104m3，试采12天日产油下降为0.72m3，气微量。因此，经过20多年的持续探索，河西务潜山带奥陶系深潜山油气勘探一直没有取得新突破。
综合分析认为，河西务潜山带处于油气运移的主要指向，奥陶系碳酸盐岩储层分布广泛，具备良好的油气成藏条件。通过对潜山带中北部韩村、东储和南旺等潜山钻探失利原因进行梳理分析，认为存在制约油气勘探突破的4个方面主要问题：一是以往三维地震多采用单块多目的层处理技术，潜山及内幕资料品质较差，难以满足精细落实构造形态和局部构造高点的需求；二是奥陶系碳酸盐岩储层具有较强的非均质性，储集性能横向变化快、差异较大，导致测试产量不高或产量快速下降，难以形成稳定产能；三是油气成藏与富集条件还不清楚，尚未建立符合地质特征的奥陶系潜山油气成藏模式；四是以往压裂改造技术不能满足超深超高温奥陶系碳酸盐岩非均质储层体积改造实现高产稳产的技术需求。
3 油气成藏关键因素分析 3.1 构造特征精细分析2013年以来，针对深层潜山与潜山内幕资料分辨率与信噪比低，断层归位不准，难以准确落实潜山构造形态的难点，开展针对性三维地震连片处理技术攻关。通过采用网格层析速度优化、各向异性深度偏移等处理技术，建立了覆盖研究区的叠前深度连片三维地震数据体。新处理三维地震剖面上，潜山及内幕波组特征清楚、断层归位准确，断裂结构清晰（图 2），为潜山及内幕精细落实奠定了良好的资料基础。
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图 2 过安探1X井地震主测线 |
利用连片叠前深度偏移三维地震数据体开展河西务潜山带精细构造解释。首先，从过钻遇潜山的务古1井、务古2井等地震剖面出发，追踪标定了T2（馆陶组底）、T6（沙三段底）、T7（沙四段底）、Tg（孔店组底）、Tg2（石炭系—二叠系底）等地震反射标志层，建立骨干地震地质解释剖面；其次，以骨干剖面为基础，利用主测线、联络线、任意线等全方位的立体、滚动和加密解释手段相互结合来进行构造解释，完成了河西务潜山带地震反射层的全区解释，使断层平面位置和相互切割关系更加准确合理。
经落实，河西务潜山带整体构造特征没有发生大的变化，依然保持了南北分区、东西分带的构造格局。自南向北依次发育永清—刘其营、韩村—东储及杨税务—南旺3个近东西向潜山构造。中南部两个潜山构造被北北东向大北尹断层、河西务断层和韩村—中岔口断层切割（图 3），分为西、中、东三带，西带发育韩村潜山，中带发育刘其营潜山和东储潜山，东带发育别古庄潜山；北部发育杨税务—南旺潜山构造。
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图 3 河西务潜山带奥陶系潜山顶面构造图 |
利用新处理的三维地震资料，开展控山断层、内幕断层，以及局部构造的精细解释，西部控制潜山构造的韩村断层和杨税务—南旺潜山构造发生了比较大的变化，主要体现在3个方面。首先，新发现落实了规模大、延伸距离长的韩村—中岔口断层，以往认为该断层为控制韩村潜山的局部控山断层，延伸长仅8km；而新一轮研究结果表明，该断层为雁行式排列的、两条相交的、北东向展布的大型控带断层，延伸长约35km，贯穿工区中南部，分别控制着中岔口潜山、韩村潜山的发育与形成。其次，在北部识别落实了杨税务断层，其控制了潜山的西部边界，同时新发现落实了多条燕山期活动而喜马拉雅期停止活动的潜山内幕断层，其主要是在北西—南东向区域主压应力场作用下形成的，呈北东向、北北东向压扭性断裂及北西向、北西西（或近东西）向张扭性断裂展布，延伸长约3~8km，断距为50~300m，对杨税务潜山局部构造和裂缝发育具有明显的控制作用。第三，杨税务—南旺潜山构造的构造面貌有了较大的变化，以往仅落实了构造面积比较小的杨税务和南旺两个独立的局部潜山构造；而新一轮整体构造精细解释发现，该区以5100m为构造闭合深度，是一个发育多个潜山局部构造高、呈北西向展布的大型潜山构造，整体由3排北东向展布的局部潜山构成，呈垒堑相间结构，潜山高点埋深为4600~4750m，幅度为250~400m，面积42km2（图 3）。
通过新一轮的构造研究，进一步厘清了河西务潜山带的构造格局，准确落实了局部潜山形态，进一步提升了北部杨税务潜山的勘探价值。
3.2 沉积与储集特征分析受务古1井、务古2井、务古4井等试油产量不稳定、下降快的影响，河西务潜山带奥陶系一直被认为储集条件差、非均质性强，难以形成油气富集，这种认识严重制约了该区的油气勘探。因此重新审视沉积与储层发育特征，确定有利储层发育层段和区块，是进一步开展河西务潜山带深化勘探的关键。为此，重点开展了两项攻关研究：一是岩相古地理重建，确定有利岩相带及其分布；二是储层成因类型、发育特点与主控因素分析，明确有利储层发育与分布规律。
3.2.1 岩相古地理展布特征前人对冀中坳陷古生界岩相古地理曾进行过系统研究。冯增昭等以整个华北地台为对象进行了岩相古地理展布的宏观研究[15]；金振奎、邹伟宏、迟小燕等以渤海湾盆地和冀中坳陷为对象，从钻井地层层序和岩性组合出发，宏观分析了奥陶系岩相古地理特征及分布格局[16-18]。这些研究成果对冀中坳陷奥陶系储层发育特征进行了概略性分析，但不能满足精细油气勘探的需要。因此，立足于当前更为丰富的钻录井、测井与地震资料，重新审视研究区奥陶系沉积特点及其演化特征，开展精细定量岩相古地理研究，对于正确认识该区奥陶系储层发育与分布规律至关重要。
研究过程中, 首先对冀中坳陷外围太行山—燕山地区地质露头进行了广泛地质调查，在此基础上对坳陷内钻遇奥陶系的钻井进行全面统层，建立了新的地层对比格架。其次，以岩性—电性关系精确标定为基础，重建了录井岩性剖面，校正了以往录井剖面上存在的岩性误差，改变了其大套石灰岩或白云岩的剖面结构，并明确了岩性录井中难以准确辨识的岩石结构类型，为精确单井相分析和单因素图件编制提供了更为可靠的岩性资料。在上述工作的基础上，优选能反映沉积环境特征的地层厚度、白云岩含量、泥质含量、颗粒含量等单因素进行分析，在沉积模式指导下综合编制了各组（段）不同时期的岩相古地理图（图 4）。
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图 4 冀中坳陷中北部上马家沟期—峰峰期岩相古地理图 |
研究表明，冀中坳陷北部冶里组沉积期、下马家沟组沉积晚期以局限台地相沉积为主，亮甲山组期、下马家沟组沉积早期、上马家沟组沉积早期和峰峰组沉积早期以潮坪相沉积为主，上马家沟组沉积晚期、峰峰组沉积晚期以开阔台地相沉积为主。其中潮坪相的云坪、灰云坪微相区白云岩发育，是储层发育的有利岩相带；局限台地、开阔台地相的云灰坪、含云灰坪微相区白云岩与石灰岩间互，是储层发育的较有利岩相带。新的研究成果认识，为重新深入研究区内奥陶系储层发育特征并预测其空间分布提供了重要依据。
3.2.2 储层类型与分布特征在岩相古地理研究基础上，综合应用露头、钻井、测井、地震、试油与分析化验等资料，开展储层基本特征、成因类型、有利储层主控因素等针对性研究，明确了河西务潜山带奥陶系储层特征与发育区分布。
研究表明，研究区奥陶系发育孔隙型白云岩和岩溶缝洞型碳酸盐岩两类有利储层 (图 5)，其储集体发育和分布主要受岩石类型、裂缝发育程度和岩溶作用强度3个主要因素控制，具有区域块状、层状和局部孤立状等3种发育与分布模式，储集类型主要为裂缝—孔隙型和裂缝—孔洞型。开展区域储层发育特征对比研究，区内奥陶系主要发育亮甲山组上部—下马家沟组底部、下马家沟组上部—上马家沟组底部、上马家沟组上部—峰峰组底部等3套孔隙型白云岩储层和奥陶系顶部1套岩溶缝洞型碳酸盐岩储层（图 6）。
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图 5 河西务潜山带及邻区奥陶系储层主要储集空间类型 （a）务古2井, 峰峰组, 粉晶白云岩，白云石晶间孔，SEM；（b）苏4-6井，峰峰组, 泥晶白云岩，膏模孔（粉红色），正交偏光（+石膏试板）；（c）苏4-6井，峰峰组, 泥晶白云岩，构造—溶蚀缝, 单偏光；（d）苏1-5井，峰峰组, 泥晶灰岩，构造—溶蚀缝与溶孔, 单偏光 |
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图 6 河西务潜山带奥陶系亮甲山组—峰峰组储层发育特征对比图 |
岩溶缝洞型碳酸盐岩储层储集空间以溶蚀孔、溶洞和裂缝为主，横向上沿奥陶系顶部不整合面发育，纵向上主要分布于距离风化壳20~200m的范围内，所处层位一般为峰峰组—上马家沟组上部。从钻具放空、钻井液漏失等资料分析，河西务潜山带及邻区奥陶系岩溶作用相对较弱，其顶部的碳酸盐岩在大部分地区未被改造成块状岩溶储层，而表现为受岩性、岩溶、裂缝共同控制的区域性层状—块状复合型储层，也有学者将这种奥陶系储层特征称为“似块状结构”[19]。该套储层是冀中坳陷中北部奥陶系最有利的储层，已被苏桥、刘其营奥陶系潜山油气田的勘探开发实践所证实。
孔隙型白云岩储层均处于海退沉积旋回的顶部，属潮坪相（灰质）云坪与（云质）灰坪互层沉积。储集岩主要为泥晶或粉晶结构的白云岩、灰质云岩，少见内碎屑云岩；储集空间以白云石晶间孔 (溶孔)、微裂缝为主，可见膏模孔、粒（砾）间孔等。据前人研究成果[20-22]，泥晶结构的白云岩、灰质云岩主要为准同生蒸发泵白云岩，粉晶结构的白云岩、灰质云岩主要为回流渗透白云岩；由于这类白云岩的形成主要受沉积控制，其影响范围较大且分布稳定，故孔隙型白云岩储层具有区域性层状分布特点。但这类储层如果没有裂缝沟通或经历后期的岩溶改造，其储集性能一般较差或不能成为有效储层。
除区域性层状—块状复合型储层和区域性层状储层外，区内部分地区上马家沟组中部也发育有数层白云岩。从分布位置推测，这类白云岩可能形成于埋藏白云化作用，其在一定条件下可形成局部孤立状分布的有利储层。
综合研究分析认为，河西务潜山带北部奥陶系与南部的刘其营潜山，以及霸县凹陷苏桥潜山一样，具备形成有利储层的沉积与岩性基础。在主控因素系统剖析基础上，结合叠前地震各向异性裂缝储层及曲率、相干等属性预测结果，认为河西务潜山带北部的杨税务潜山处于有利储层发育带，是有利的风险勘探目标。
4 油气成藏模式油气源条件分析表明，河西务潜山带西、北、东三侧分别被韩村洼槽、桐南洼槽，以及武清凹陷大孟庄洼槽环绕，烃源岩以古近系沙河街组沙四段—孔店组深湖—半深湖相暗色泥岩为主，石炭系—二叠系煤系地层为辅，发育两套烃源岩层系；同时，构造带东侧的大孟庄洼槽沙三段湖相暗色泥岩也可作为潜在的供烃层系，油气供给条件比较优越。
河西务潜山带西侧主要与沙四段—孔店组湖相暗色泥岩烃源岩对接，该套烃源岩厚600~1400m，母质类型为Ⅱ2—Ⅲ型，有机碳含量一般在0.5%~1.5%，Ro大于1.1%，成熟度较高，为区内主要烃源层。但是，受古湖泊水体性质和古气候的控制，沙四段烃源岩的质量在纵向上存在明显差异。以务古4井为例，沙四段沉积早中期处于干旱炎热的南亚热带型气候环境[23]，湖平面不断下降，δ13CCARB（碳酸盐岩碳同位素）逐步降低，表现为负偏移，表明古生产力逐步降低，有机碳含量主要分布在0.5%~0.7%，生烃潜量平均为1.46mg/g，氢指数平均为215mg/g；而在沙四段沉积晚期，湖平面不断升高，由干旱炎热、强蒸发的咸水湖泊环境向温暖湿润、降水增多的淡水湖泊环境转变，δ13CCARB表现为正偏移，表明古生产力逐步提高，有机碳含量迅速变为1.5%左右，生烃潜量平均为6.26mg/g，氢指数平均为422mg/g，为有机质富集层段。同时，区内石炭系—二叠系煤系地层分布较广, 暗色泥岩夹煤层厚约240m，暗色泥岩有机碳含量平均为1.36%，热解生烃潜量平均为2.23mg/g；煤岩的有机碳含量为41.02%，生烃潜量平均为50.05mg/g；有机质类型为煤质腐殖型，Ro大于1.0%，是区内的次要烃源岩。
构造演化史研究表明，在古近系沉积前，河西务潜山带处于高阳—容城—大兴古背斜的东翼，基底自东向西出露地层依次为石炭系和奥陶系[24]；古近纪以来，经历了早埋—中隆—晚稳定的构造发育形成过程，进而控制了该区的地层分布、油气运聚过程和成藏富集特征。“早埋”是指沙四段—孔店组沉积期，接受了古近纪断陷初期的孔店组“红被子”地层，导致缺少喜马拉雅期的剥蚀与淋滤，潜山地层岩溶不发育，难以形成类似任丘潜山雾迷山组“大缝大洞”型储集体；同时，也降低了不整合面作为输导层运移油气的能力。“中隆”是指自沙三段沉积开始到东营组沉积期末，河西务断层、韩村断层与杨税务断层由弱到强持续活动，基岩块体不断抬升，形成了“断垒式”潜山带，形成了众多的局部断块；由于断层活动性强，造成奥陶系碳酸盐岩储集体形成断裂型微裂缝，成为主要的储集空间；同时，断层也成为油气的主要运移通道，沟通了潜山带与周边生油洼槽区的主力烃源层，为油气的运聚成藏创造了有利条件。“晚稳定”是指在新近纪以来，河西务潜山带构造活动微弱，整体处于稳定沉降，具备了上覆盖层、侧向封堵和构造稳定的保存条件，对潜山油气藏的形成和保存起到了重要作用。
河西务潜山带受地层展布和岩性组合的控制，奥陶系在纵向主要发育3套储盖组合。第一套是石炭系—二叠系盖、峰峰组—上马家沟组上部储的储盖组合；第二套是上马家沟组中下部致密石灰岩盖、上马家沟组底部—下马家沟组上部云质灰岩储的储盖组合；第三套是下马家沟组中部盖、下马家沟组底部—亮甲山组上部储的储盖组合。其中潜山不整合面附近碳酸盐岩储层具有穿层性、溶蚀孔隙相对发育；潜山内幕储层主要顺层分布，受沉积微相等控制，局部区域受断层控制。通过成藏条件综合分析，构建了河西务潜山带奥陶系块状—层状复合型潜山油气藏模式（图 7），在潜山局部高部位的峰峰组、上马家沟组中上部，裂缝—溶孔发育，形成块状潜山油气藏；而在构造翼部，受致密封盖层控制，可以形成层状油气藏；在潜山内幕的上马家沟组底部—下马家沟组上部等储盖组合，则主要形成层状潜山油气藏。
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图 7 河西务潜山带油气成藏模式 |
为了探索冀中坳陷北部非均质碳酸盐岩储层超深层奥陶系潜山的含油气性，寻找油气勘探接替新战场，优选河西务潜山带北部的杨税务潜山西高点部署钻探风险探井——安探1X井。该井采用四开井身结构钻井，实现了潜山复杂岩性地层专层专打，以期最大限度揭示奥陶系裂缝性储层；针对奥陶系碳酸盐岩高温（180℃）储层，开展大型压裂工艺技术攻关，力争突破碳酸盐岩储层高产稳产关。经实施钻探，安探1X井获得了超深超高温奥陶系潜山油气藏勘探的重大突破。
安探1X井于2016年1月10日开钻，2016年4月28日进山，进山深度4866m（垂深4747m）；于2016年7月9日完钻，完钻井深5496m（垂深5243m），完钻层位下马家沟组；5480m井深温度达到177℃。该井钻至5104.94m时发生气侵，火焰高10~20m，持续7小时。地质录井在奥陶系4866~5496m井段发现4段油气集中段，见到荧光显示68m/19层，气测录井全烃含量为3.243%~99.9%，组分较全。录井解释油气层85m/17层，差油层34m/12层，合计119m/29层；测井综合评价，在4866~5480m井段解释Ⅰ类储层41.6m/10层，Ⅱ类储层92.8m/29层，合计134.4m/39层。安探1X井发现了河西务潜山带储层厚度最大、油气层最厚的潜山油气藏。
通过远探测声波测井与常规测井成果综合评价，有效识别了安探1X井潜山段井周（25m）发育的5个裂缝延伸段，优选出裂缝发育厚度大、空间延伸距离远的第2段和第3段，即上马家沟组中上部5065.2~5203m作为测试井段。11月6日，采用“四个复合”（滑溜水与压裂液、低黏酸与高黏酸、暂堵剂纤维剂与支撑剂、长缝与缝网）的层内转向、层间暂堵、多级注入的多级暂堵转向酸压工艺，实施大型压裂，施工总液量为3083m3，其中酸液1448.6m3，压裂液1076.8m3，施工最高排量为11.2m3/min，平均排量为9.6m3/min。改造后的裂缝监测表明，规模酸压对奥陶系非均质储层取得了立体改造、缝网连通的效果（图 8）。纵向上不仅实现了射孔层段之间的有效连通，而且向射孔段顶底方向裂缝各辐射了40m，改造后缝高160m；横向上改造后裂缝范围达到350m，其中短轴160m；长轴190m。同时，酸压改造施工后期，在离井筒100m处出现了4次大裂缝事件，表明沟通了新的较大型裂缝；从而使大型酸压改造后的裂缝波及改造体积范围达到1120×104m3。11月8—9日，采用16mm油嘴、60.325mm孔板放喷求产，日产气40.89×104m3、日产油71.16m3，油压为20.01MPa，获得高产油气流。目前正在试采，油压稳定在25MPa，日产气稳定在9.5×104m3、日产油稳定在30m3，突破了冀中坳陷北部超深超高温奥陶系潜山油气藏的高产稳产关。
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图 8 安探1X井压裂改造后裂缝检测结果 |
安探1X井天然气组分分析表明，甲烷含量为81.563%，乙烷和丙烷含量为8.854%，二氧化碳含量为7.617%，丁烷以上含量为1.668%，氮气含量为0.298%，相对密度为0.708，为油型气。原油性质分析，原油密度为0.7746g/cm3（20℃），黏度为1.42mPa·s（20℃），硫含量为0.009%，为低硫、低黏度凝析油；气油比为5746m3/m3。采用方框图识别法、储层流体三角图判别法等方法，综合判断安探1X气藏为凝析气藏（图 9、图 10）。
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图 9 方框图识别法 |
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图 10 储层流体三角图判别法 |
安探1X井的勘探突破，打开了冀中坳陷北部奥陶系非均质碳酸盐岩深潜山的勘探新局面，成为下一步寻找优质高效油气藏（或储量）的重要方向。研究表明，冀中坳陷奥陶系残留分布面积广，达到8700km2，占坳陷基底出露区的56%，主要分布在坳陷东北部。在冀中坳陷潜山油藏探明地质储量中，雾迷山组潜山油藏储量占84.6%，而奥陶系潜山油藏储量仅占11.1%，属于低勘探程度层系，具有较大的勘探潜力。目前，在进一步扩大河西务潜山带勘探成果的同时，优选出武清凹陷杨村斜坡潜山带、泗村店潜山带，以及深县凹陷深西潜山带作为有利勘探区带和目标。
6 油气勘探启示 6.1 坚定信心、坚持探索是实现油气勘探突破的前提历经30多年的勘探，廊固凹陷河西务潜山带仅在勘探早期发现3个小规模潜山油气藏，长期探索深潜山一直未取得实质性突破。面对复杂的地下地质情况，开展多轮次评价，均认为河西务潜山带是油气主要运移指向，具备形成规模富集油气藏的良好地质条件。因此，勘探工作者始终坚信自己的宏观综合判断，始终坚定“矢志找油”的信念。20世纪80年代中后期主攻北部深潜山，钻探多口井效果不佳的情况下，加强有利储集体分布认识研究，90年代末将勘探目标由潜山带东部的石炭系—二叠系覆盖区转向了西部淋滤作用较强的剥蚀区，勘探效果依然不理想。但是，勘探者们依然没有气馁，而是持续不断地开展探索，针对制约勘探的构造、储层、改造工艺等关键技术瓶颈，开展了新一轮次的整体精细研究攻关，把勘探突破口优选在了潜山带北部的杨税务潜山，风险钻探安探1X井实现了重大突破。
6.2 深化研究、创新认识是实现油气勘探突破的关键油气勘探是实践—认识—再实践—再认识的创新性工作，只有通过反复的实践与研究，不断加强对关键成藏要素的认识，才能更加逼近客观实际；只有认识的突破，才能引领油气勘探的突破。河西务潜山带奥陶系潜山储层非均质性强，成藏复杂，稳产难度大，没有可借鉴的成熟模式。勘探初期，以潜山风化壳型成藏模式以及“打高点、找潜山”的勘探做法为指导，在南部中浅层潜山勘探获得发现；随后，继续扩大勘探，优选中北部深潜山先后钻探了京24井、务古1井等4口井，效果不理想。针对潜山井产量低、稳产难的问题，提出石炭系—二叠系剥蚀区应该为奥陶系储层发育区，将勘探目标转向潜山带西部，于1999年和2010年分别钻探务古2井、务古4井，依然没有取得实质性进展。近年来加强潜山科技攻关，重点加强奥陶系碳酸盐岩储层主控因素和油气成藏新模式研究，提出了沉积微相、岩石类型、裂缝溶孔发育区等是控制奥陶系碳酸盐岩储层发育的主控因素，进而构建了块状—层状复合型潜山成藏新模式，指导优化部署钻探安探1X井，实现了奥陶系潜山油气藏的勘探新突破。
6.3 持续攻关、创新技术是实现油气勘探突破的保障河西务潜山带深潜山油气藏的发现，除了地质认识创新指导了勘探科学部署外，还得益于整体连片叠前深度偏移处理技术、远探测声波测井技术与超深超高温大型酸压改造技术的发展与支撑。通过开展整体连片叠前深度偏移处理技术攻关，河西务潜山带三维地震资料品质大幅提高，潜山及内幕地震波组特征清楚、断裂明显可靠，同时还识别出多条早期（内幕）断层，使杨税务潜山构造面貌发生了较大变化，由以往独立小潜山变成了具有多个山头统一气水界面的大型潜山，提升了该潜山的勘探价值。安探1X井常规测井不能客观评价潜山段井筒周围的高角度裂缝发育情况，利用远探测声波测井，有效识别井筒周围25m的裂缝延伸段，结合常规测井优选出裂缝发育厚度大、空间延伸距离远的最佳试油井段，为安探1X井实现高效压裂和高产奠定了基础。试油作业是油气勘探的“临门一脚”，决定着勘探的成功与失败。针对安探1X井奥陶系碳酸盐岩高温（180℃）储层特点，采用层内转向、层间暂堵、多级注入的多级暂堵转向酸压缝网体积改造工艺技术，实现了奥陶系非均质储层立体改造、缝网连通的良好效果，为安探1X井获得高产实现突破，发挥了重要的技术保障作用。
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