煤層氣水平井鉆井地質(zhì)設(shè)計(jì).doc

此文檔收集于網(wǎng)絡(luò)，如有侵權(quán)，請聯(lián)系網(wǎng)站刪除 xxx地區(qū)xxx區(qū)塊煤層氣井號：xxx1304H1井別： 開發(fā)井井型： 水平井鉆井地質(zhì)設(shè)計(jì)xxxxxx目 錄1 井區(qū)自然概況11.1 地理簡況11.2 氣象、水文11.3 災(zāi)害性地理地質(zhì)現(xiàn)象11.4 周邊環(huán)境描述12 地質(zhì)簡介12.1 構(gòu)造概況12.2 標(biāo)準(zhǔn)地層剖面12.3 儲集層特征12.4 氣藏簡述12.5 煤層氣勘探開發(fā)情況12.6 已鉆井復(fù)雜情況13 設(shè)計(jì)依據(jù)及開發(fā)部署13.1 設(shè)計(jì)目的13.2 設(shè)計(jì)依據(jù)13.3 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表13.4 對鉆井的幾點(diǎn)要求14 設(shè)計(jì)分層數(shù)據(jù)表15 工程要求15.1 地層壓力15.3 鉆井液要求15.4 井身質(zhì)量15.5完井質(zhì)量要求16 資料錄取要求16.1 巖屑錄井16.2 綜合錄井16.3 鉆井液錄井16.4 鉆時(shí)錄井17 地球物理測井17.1 水平段地質(zhì)導(dǎo)向17.2 完井測井17.3 固井質(zhì)量檢測17.4 特殊測井17.5 完井測試試氣17.6 測井資料提交要求18 健康、安全和環(huán)保管理18.1 基本要求18.2 健康管理要求18.3 安全管理要求18.4 環(huán)境管理要求18.6 井控要求18.7 風(fēng)險(xiǎn)提示19 設(shè)計(jì)及施工變更19.1 施工工序、施工計(jì)劃變更、設(shè)計(jì)變更程序19.2 井位移動情況19.3 技術(shù)說明及要求110 提交資料要求110.1 資料提交期限110.2 項(xiàng)目及內(nèi)容110.3 施工生產(chǎn)信息上傳要求111 執(zhí)行的其它技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)要求112 鉆井地質(zhì)設(shè)計(jì)附圖1此文檔僅供學(xué)習(xí)與交流1 井區(qū)自然概況1.1 地理簡況xxx縣位于四川盆地南緣、云貴高原北麓，行政區(qū)劃屬四川省xxx市。xxx巖溶地貌發(fā)育，巖溶和地質(zhì)構(gòu)造對xxx地貌產(chǎn)生深刻影響，形成奇異多姿的低中山峽谷帶地貌。xxx縣城地處川滇茶馬古道要塞，距xxx機(jī)場路程約100km，有xxx至巡司煤炭專營鐵路支線，縣境公路四通八達(dá)，內(nèi)（江）昆（明）鐵路、高速公路在勘查區(qū)北部，交通較為便捷。xxx1304H1井所在的沐愛鎮(zhèn)，北接維新、南鄰鎮(zhèn)舟、西連巡司，為南往鎮(zhèn)舟鎮(zhèn)、落木柔（大雪山）鎮(zhèn)的必經(jīng)之道，周邊交通便捷，部分路段經(jīng)改造后已能通行大型設(shè)備。沐愛鎮(zhèn)電話、電視實(shí)現(xiàn)了村村通，手機(jī)A網(wǎng)、G網(wǎng)和光纖通訊全面開通，建有35千伏變電站和標(biāo)準(zhǔn)化農(nóng)村客運(yùn)站。因此，井場附近電力、通訊設(shè)施較為配套、齊全，通訊較為便捷。圖1-1 xxx1304H1井井區(qū)自然地理及交通位置圖1.2 氣象、水文xxx縣位于四川南部，屬四川盆地中亞熱帶季風(fēng)氣候區(qū)，主要?dú)夂蛱攸c(diǎn)是：氣候溫暖，降水充沛，四季分明，冬暖春早，夏長秋短，霜雪較少。xxx縣多年年平均氣溫17.5，極端最高氣溫40.0，極端最低氣溫-2.3。春季天氣變化劇烈，初夏多干旱，盛夏多洪澇，秋季多綿雨，冬季寡日照，地域氣候差異顯著。多年年平均雨量1113.6毫米，日最大降雨量為171.6毫米。xxx縣境內(nèi)有水溪河31條，以其中主要以鎮(zhèn)舟河、巡司河、定水河（xxx河）等三條流量較大。這些溪河均發(fā)源于南部山區(qū)，呈東西平衡排列，向北注入長江支流南廣河。xxx1304H1井場東、西、南側(cè)均有小溪河。1.3 災(zāi)害性地理地質(zhì)現(xiàn)象井區(qū)附近歷史上地震活動較頻繁，歷史記載xxx縣曾發(fā)生三次地震，其中1610年發(fā)生的地震估計(jì)震級達(dá)7級。據(jù)中國地震臺網(wǎng)測定，北京時(shí)間2017年1月28日02:46在xxx縣北緯28.15、東經(jīng)104.70區(qū)域發(fā)生4.9級地震，震源深度11千米。1.4 周邊環(huán)境描述xxx地區(qū)xxx區(qū)塊煤層氣xxx1304H1水平井，位于四川省xxx縣沐愛鎮(zhèn)沿河村6組（圖1-1）。井口坐標(biāo)為：X=3104801.57m，Y=18468744.7m，地面海拔H=473m。距沐愛鎮(zhèn)及xxx縣政府所在地的直線距離分別為3.4km和21.2km。xxx1304H1井井口環(huán)境：距離南側(cè)公路275m，距離南側(cè)河流270m，距離北側(cè)民房56m（圖1-2），處于環(huán)境敏感區(qū)域，不能完全滿足浙江油田公司鉆井井控實(shí)施細(xì)則（第三版）第四章有關(guān)規(guī)定，請做好相應(yīng)的安全、環(huán)境評估工作，鉆井過程中要注意施工安全，并做好相關(guān)井控環(huán)保工作。圖1-2 xxx1304H1井場環(huán)境圖2 地質(zhì)簡介2.1 構(gòu)造概況2.1.1 區(qū)域地質(zhì)背景xxx地區(qū)地處川滇南北構(gòu)造帶之東，川黔南北構(gòu)造帶以西，長寧-習(xí)水、鹽津-威信兩東西向構(gòu)造帶之間，故構(gòu)造方向多異，褶皺型式不一。由于本區(qū)位于川黔古坳陷的北緣，沉積地層厚達(dá)萬余米。除缺失泥盆系、石炭系外，其余各系地層均較發(fā)育。寒武系高臺組至白堊系夾關(guān)組之間，無明顯的角度不整合現(xiàn)象。加里東、海西、印支及燕山前期的構(gòu)造運(yùn)動雖波及本區(qū)，但多表現(xiàn)為平緩的整體上升或下降。只有燕山期第三幕使白堊紀(jì)以前的地層全面褶皺成山，經(jīng)喜山期繼承活動，發(fā)展成現(xiàn)今的構(gòu)造形態(tài)。區(qū)內(nèi)構(gòu)造線方向有東西向、南北向、北西向和北東向。其中東西向和南北向構(gòu)造生成較早，影響地層老，規(guī)模大；而北東向構(gòu)造生成較晚，影響地層新，規(guī)模小，系淺層褶皺。2.1.2 構(gòu)造基本特征xxx地區(qū)主要壓性構(gòu)造線展布特征，可分為3個(gè)構(gòu)造帶，即南北向構(gòu)造帶、東西向構(gòu)造帶和北東向構(gòu)造帶。礦權(quán)區(qū)內(nèi)，煤層氣構(gòu)造相對簡單。沐愛區(qū)域主要受北部一條延伸較長的近東西向走滑斷層和兩條北東-南西向擠壓逆斷層分割，為簡單的向斜構(gòu)造，構(gòu)造較穩(wěn)定，北東-南西向的擠壓逆斷層對煤層氣具有較好的封閉作用，有利于成藏。核心區(qū)內(nèi)部局部發(fā)育一些小的逆斷層，絕大多數(shù)對煤層氣保存影響不大。煤層在區(qū)域上整體分布較為穩(wěn)定，主要分布于樂平組（P2l） 中上部，埋深適中，多在900米以淺。xxx1304H1井位于沐愛向斜核部，構(gòu)造相對簡單。在井口北側(cè)發(fā)育一條傾向西南的北東向的小斷層，斷距約30m。樂平組煤層埋深在530570m。2.2 標(biāo)準(zhǔn)地層剖面2.2.1地層序列及巖性簡述區(qū)內(nèi)地層出露良好，除缺失志留系上統(tǒng)、泥盆系、石炭系、古近系和新近系外，可見寒武系以上地層。各系、組地層層序、厚度、巖性特征及接觸關(guān)系見圖2-1。在沐愛試驗(yàn)區(qū)地表出露主要為三疊系飛仙關(guān)、銅街子地層。2.2.2 標(biāo)志層I號標(biāo)志層位于飛仙關(guān)組底部，巖性為灰色生物碎屑灰?guī)r。平均厚度0.6m左右，全區(qū)穩(wěn)定分布，在視電阻率曲線上多呈單峰突起，其下5m左右便是C2煤層，是對比C2煤層的重要標(biāo)志。II號標(biāo)志層位于樂平組上部C2煤層與C3煤層之間，巖性為灰色-深灰色生物碎屑灰?guī)r，局部含泥質(zhì)和炭質(zhì)。視電阻率較I號標(biāo)志層低，平均厚度0.32m，下距C3煤層2m左右。在研究區(qū)東部地區(qū)穩(wěn)定分布，可作為對比C3煤層的主要標(biāo)志；在西部魯班山井田附近斷續(xù)分布，可作為對比C3煤層的輔助標(biāo)志。III號標(biāo)志層位于C3煤層與C7煤層之間，巖性為棕灰色、深灰色生物碎屑灰?guī)r，含泥質(zhì)、炭質(zhì)及黃鐵礦。厚度一般為0.200.40m，上距C3煤層48m。在新街向斜南東翼及沐愛至鎮(zhèn)州一線以東地區(qū)穩(wěn)定分布，是對比C3煤層的另一主要標(biāo)志層。號標(biāo)志層位于C7煤層頂板，巖性為深灰色泥灰?guī)r，在視電阻率曲線上僅顯示較小的異常，下距C7煤層一般為0.9m左右。平均厚度0.20m左右，西薄東厚，東部地區(qū)分布穩(wěn)定，可作為C7煤層的主要標(biāo)志層。圖2-1 xxx地區(qū)區(qū)域綜合柱狀圖2.3 儲集層特征2.3.1 沉積特征本區(qū)含煤地層樂平組平均厚146米，根據(jù)巖性及含煤特征分上、下兩段，含煤地層分布于上段，主要由砂巖、泥質(zhì)巖及煤組成。根據(jù)巖性及電性組合特征可分為兩段：下段（P2l1）其電性特征在自然伽瑪、電阻率曲線上反映明顯，峰谷變化明顯，常呈現(xiàn)下粗上細(xì)的正旋回，GR曲線常呈鐘形，為曲流河沉積。上段（P2l2）其電性特征在自然伽瑪、電阻率曲線上反映明顯，峰谷清晰可見，常呈現(xiàn)較明顯的下粗上細(xì)的正旋回。根據(jù)以上特征，認(rèn)為此井段為濱岸相潮坪亞相沉積環(huán)境，發(fā)育砂坪、砂泥坪、泥坪、泥炭沼澤沉積微相，其中煤層發(fā)育在泥炭沼澤微相沉積環(huán)境中。2.3.2 巖性及物性特征下段（P2l1）巖性以褐灰色、灰白色泥巖與褐灰色粉、細(xì)砂巖略等厚互層，局部夾黑色炭質(zhì)泥巖，產(chǎn)植物化石。上段（P2l2）巖性上部為灰黑色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉細(xì)砂巖、炭質(zhì)泥巖夾薄層煤層，砂巖分選中等到好，層理構(gòu)造較發(fā)育，具低角度的交錯(cuò)層理、緩波狀層理、脈狀層理和砂紋層理。上段零星分布有花瓣?duì)盍忤F礦結(jié)核，下段則大量分布有圓形、橢圓形鮞狀菱鐵礦。C2+3煤平均孔隙度為4.42%，C7+8煤孔隙度為4.49%。注入壓降測試數(shù)據(jù)表明，C7+8煤層滲透率整體偏低為0.020.76mD。2.3.3 空間展布特征本區(qū)煤層一般系簡單復(fù)雜結(jié)構(gòu)的薄煤層和中厚煤層，xxx地區(qū)含煤段厚度約42m左右，共揭露C2、C3、C4、C7、C8、C9煤層，區(qū)域內(nèi)C2、C3、C7、C8煤層普遍發(fā)育，局部發(fā)育C4、C9煤層。C2煤層總厚度0.452.42m，部分12層夾矸，夾矸厚0.040.60m，純煤單層厚0.081.50m；C3煤層總厚度0.303.10m，部分1層夾矸，夾矸厚0.301.59m，純煤單層厚0.101.55m；C7煤層總厚度0.756.58m，部分14層夾矸，夾矸厚0.103.10m，純煤單層厚0.132.36m；C8煤層總厚度0.706.90m，部分14層夾矸，夾矸厚0.072.82m，純煤單層厚0.082.78m（圖2-2、圖2-3）。C2、C3煤層間距2.579.38m，C7、C8煤層間距1.386.02m，習(xí)慣上分為C2+3、C7+8煤層2段。C2+3與C7+8煤層間距約20m。圖2-2 xxx地區(qū)樂平組C2+3煤層厚度圖圖2-3 xxx地區(qū)樂平組C7+8煤層厚度圖2.3.4 煤巖煤質(zhì)及含氣性C2+3煤宏觀煤巖類型為暗淡煤-半暗煤，煤巖成分以暗煤為主，亮煤次之，夾少量線理狀-細(xì)條帶狀鏡煤，局部可見薄層絲炭，顯微煤巖組分鏡質(zhì)組含量52.07%；C7+8煤宏觀煤巖類型為暗淡煤-暗煤，煤巖成分以暗煤為主，夾線理狀-細(xì)條帶狀鏡煤和亮煤，顯微煤巖組分鏡質(zhì)組含量54.09%。xxx地區(qū)煤變質(zhì)程度較高，都達(dá)到了無煙煤階段。煤層氣含量為6.8322.57m3/t，算術(shù)平均值為12.55m3/t。C2+3、C7+8煤層含氣量分布見圖2-4、圖2-5?？傮w上，含氣量有隨著埋深增加而增高的趨勢，xxx地區(qū)C2+3、C7+8煤層吸附能力均較強(qiáng)，由實(shí)測含氣量、儲層壓力、等溫吸附曲線參數(shù)計(jì)算C2+3煤層氣的吸附飽和度為53.43%93.81%，C7+8煤層氣的吸附飽和度為57.1585.57%，為欠飽和儲層。圖2-4 xxx地區(qū)樂平組C2+3煤層含氣量等值線圖圖2-5 xxx地區(qū)樂平組C7+8煤層含氣量等值線圖2.4 氣藏簡述2.4.1 氣藏類型xxx區(qū)塊沐愛井區(qū)煤層氣藏屬中型、中豐度、中產(chǎn)能、中-淺埋深的多層煤層氣藏。2.4.2 流體性質(zhì)氣體組分甲烷含量85.1398.30%，平均92.33%；氮?dú)夂?.3114.62%，平均7.31%；二氧化碳含量0.210.49%，平均0.35%；重?zé)N氣體含量為0，無有毒、有害氣體。煤層產(chǎn)出水型主要為碳酸氫鈉水型，礦化度一般高于10000mg/L，分析數(shù)據(jù)表明該區(qū)煤層大部分處于弱徑流-滯流水環(huán)境，封閉性較好。 2.4.3 溫度及壓力系統(tǒng)主力煤層埋深適中，實(shí)測儲層溫度為1840.86，地溫梯度多小于3/100m，為正常的地溫條件。C7+8煤儲層壓力為3.4011.70MPa，壓力梯度為0.721.19MPa/100m，為正常壓力系統(tǒng)。煤層的破裂壓力與煤層埋深和煤層的巖石力學(xué)性質(zhì)有關(guān)，C7+8煤破裂壓力為7.9017.88MPa，破裂壓力梯度1.473.23MPa/100m；閉合壓力7.2117.24MPa，閉合壓力梯度1.403.05MPa/100m。2.4.4 水文地質(zhì)特征本區(qū)地下水的來源主要是大氣降水，通過裸露灰?guī)r的滲漏補(bǔ)給地下水，其次是地表溪河流水（小河、鎮(zhèn)州河、巡司河）的補(bǔ)給。地下水徑流方向總體為南東到北西向，主要受構(gòu)造、巖性、古地理環(huán)境的控制，補(bǔ)給區(qū)和強(qiáng)徑流區(qū)的徑流條件較強(qiáng)，煤層含氣量普遍較低（基本上小于8m3/t）；弱徑流區(qū)地下水徑流條件相對較弱，煤層含氣量介于1014 m3/t；滯留區(qū)地下水以靜水壓力的形式將煤層氣封閉起來，煤層含氣量較高（局部達(dá)到16 m3/t以上）。xxx1304H1井位于煤層含氣量較高區(qū)域，含氣量介于1517 m3/t。2.5 煤層氣勘探開發(fā)情況xxx2010年10月鉆探頁巖氣昭104井發(fā)現(xiàn)樂平組煤層氣，2011年5月專項(xiàng)鉆探煤層氣評價(jià)xxx1井，排采3個(gè)月即見氣，自此拉開中石油南方海相四川xxx地區(qū)煤層氣勘探開發(fā)序幕。經(jīng)過近6年的煤層氣勘探開發(fā)，控制、落實(shí)了煤層氣資源，申報(bào)登記了勘查探礦權(quán)，優(yōu)選了有利建產(chǎn)區(qū)，完成了沐愛區(qū)塊2108m3/a產(chǎn)能勘探開發(fā)一體化開發(fā)試驗(yàn)工程建設(shè)工作。截止2017年3月16日累計(jì)完成煤層氣開發(fā)井59個(gè)井組294口，完成了全部產(chǎn)能建設(shè)鉆井工作量。目前生產(chǎn)的煤層氣井346口，見氣井291口，煤層氣日總產(chǎn)氣量達(dá)到26.4萬方，日銷售氣量為25.2萬方。2.6 已鉆井復(fù)雜情況鑒于本區(qū)銅街子組、飛仙關(guān)組地層鉆井過程中發(fā)生過井漏，部分區(qū)域斷層可能溝通淺部水層，鉆井工作中應(yīng)做好防漏堵漏工作。3 設(shè)計(jì)依據(jù)及開發(fā)部署3.1 設(shè)計(jì)目的加快建設(shè)煤層氣產(chǎn)能，探索利用水平井+多段體積壓裂方式提高單井產(chǎn)量，提高地貌壓占區(qū)儲量動用程度。3.2 設(shè)計(jì)依據(jù)（1）依據(jù)xxx區(qū)塊1億方/年煤層氣開發(fā)部署方案；（2）昭104井區(qū)三維地震勘探解釋成果：樂平組C8底面構(gòu)造圖（圖3-1）；（3）鄰井xxx19井綜合柱狀圖（附圖1）；（4）地震解釋剖面圖（圖3-2、圖3-3、圖3-4）。圖3-1 xxx1304H1井樂平組底構(gòu)造圖圖3-2 A靶點(diǎn)地震解釋剖面圖圖3-3 B靶點(diǎn)地震解釋剖面圖圖3-4 沿軌跡地震解釋剖面圖（xline2047）3.3 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表表3-1 xxx1304H1井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表 井號xxx1304H1井 別開發(fā)井井 型水平井地理位置四川省xxx市xxx縣沐愛鎮(zhèn)沿河村構(gòu)造位置四川臺坳川南低陡褶帶沐愛向斜南部揚(yáng)起端井口坐標(biāo)X=3104801.57m，Y=18468744.7m；北緯28323.67”，東經(jīng)1044056.58”地面海拔473m設(shè)計(jì)垂深567m目的層位樂平組C7+8小層完鉆層位樂平組靶心數(shù)據(jù)設(shè)計(jì)分層靶點(diǎn)坐標(biāo)（m）靶心方位()靶前距(m)層位靶點(diǎn)垂深（m)縱坐標(biāo)X橫坐標(biāo)Y水平段（A靶）5523104602.318468550.5224.26278.27（B靶）5673103988.318467952.1224.261135.64完鉆原則鉆達(dá)B點(diǎn)后留40m口袋完鉆。3.4 對鉆井的幾點(diǎn)要求（1）箱體軌跡要求：xxx1304H1井區(qū)域煤層發(fā)育穩(wěn)定，以類儲層為主。從煤層縱向發(fā)育的兩套層系C2+3與C7+8對比，C7+8在儲層品質(zhì)和厚度上更具優(yōu)勢，C7、C8兩套煤層厚度累加介于56m，含氣量介于1215m3/t， xxx1304H1井鄰近井組已見到較好排采效果（表3-2）。且C3距C7約20m，單只水平井難以兼顧兩套層系同時(shí)動用，因此水平井靶體選擇在C7+8。在目的層段中（地層厚度約10m），C7煤層厚度、含氣量指標(biāo)好（圖3-5、圖3-6），C8煤層次之，考慮到后期壓裂改造可實(shí)現(xiàn)穿層動用，水平井軌跡在C7+8煤層中都可以獲得較好的地質(zhì)效果（圖3-7、圖3-8），要求水平段軌跡控制于C7+8地層之內(nèi)，盡可能以C7煤層為主（圖3-9）。鑒于C7號煤層較厚，品質(zhì)較好，水平井靶體原則上以此為巷道主體，要求C7煤層儲層鉆遇率達(dá)80%以上，C7+8層的鉆遇率達(dá)90%。圖3-5 xxx地區(qū)樂平組C7煤層純厚度等值線圖圖3-6 xxx地區(qū)樂平組C7煤層含氣量等值線圖圖3-7 xxx1304-4xxx1305-2xxx303-3xxx304-4井煤層對比圖7#8#xxx1304xxx303550AB垂深（m）560570圖3-8 xxx地區(qū)xxx1304H1軌跡剖面圖圖3-9 xxx地區(qū)樂平組水平段箱體對應(yīng)C7+8層位置圖鉆前要求做好地質(zhì)模型研究，根據(jù)鄰井及三維地震資料，建立精準(zhǔn)的三維煤層氣水平井地質(zhì)模型以有利指導(dǎo)鉆井工程實(shí)施。（2）由于設(shè)計(jì)水平段長857m、垂深較淺552567m，要求天然氣勘探開發(fā)事業(yè)部加強(qiáng)對鉆井地質(zhì)導(dǎo)向的實(shí)時(shí)監(jiān)控，確?？▽涌煽亢途圮壽E平滑可控。（3）做好淺層漏失層井間干擾、井組間防碰工作和垮塌卡鉆。（4）完井油層套管務(wù)必滿足煤層氣儲層水力壓裂改造。（5）造斜點(diǎn)可根據(jù)實(shí)鉆情況作適當(dāng)調(diào)整。表3-2 xxx1304H1周圍井排采數(shù)據(jù)表（數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)至2017年3月16日）井號投產(chǎn)日期工作制度套壓(MPa）井底流壓（MPa）日產(chǎn)氣量(Nm3)日產(chǎn)水量(m3)返排率（%）總產(chǎn)氣量(Nm3)xxx303-12015/5/21穩(wěn)產(chǎn)450方/天0.2830.6484460.125.6153252xxx303-32015/5/21手動穩(wěn)壓0.2280.4681820.123.755747xxx1304-12014/4/2手動穩(wěn)壓0.2270.5295680.194.3529816xxx1304-22014/4/2手動穩(wěn)壓0.2280.4669290.195.2887830xxx1305-22013/12/28手動穩(wěn)壓0.1390.6211670.12484.9145195xxx1904-22014/1/21穩(wěn)產(chǎn)750方/天0.4620.9097940.148.6384614備注：部分井組由于排采時(shí)間較短，產(chǎn)氣量較低。隨著后期持續(xù)排采，產(chǎn)氣量將會逐步提高。（6）考慮本井長水平段實(shí)施難度和鉆探風(fēng)險(xiǎn)，為了使鉆井摩阻較小，有利于鉆成近千米長的水平段，更有利于地質(zhì)導(dǎo)向控制、井眼穩(wěn)定性更好，可考慮三開井身結(jié)構(gòu)；為了更好的減少儲層傷害，而且在分級壓裂技術(shù)的保障的前提下，三開后可以實(shí)施不固井的套管完井。具體以鉆井工程設(shè)計(jì)和施工設(shè)計(jì)為準(zhǔn)。4 設(shè)計(jì)分層數(shù)據(jù)表表4-1 xxx1304H1井設(shè)計(jì)地層數(shù)據(jù)表 地層底界垂深(m)巖性特征鉆井故障提示第四系10棕褐、棕黃色種植土。與下伏地層呈角度不整合接觸。防漏防塌飛仙關(guān)組517上部為紫紅色、紫灰色中厚層狀至巨厚層狀粉砂巖夾紫紅色薄中厚層狀灰質(zhì)泥巖、泥巖；中部為紫紅色、紫灰色、綠灰色中厚層狀至巨厚層狀細(xì)砂巖、粉砂巖夾紫紅色、綠灰色泥巖；下部為灰綠色、綠灰色泥巖、粉砂巖、細(xì)砂巖夾綠灰色中薄層狀粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖。樂平組552(未穿)上部為灰黑色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、碳質(zhì)泥巖、灰色細(xì)砂巖夾厚-薄層煤層；下部深灰色、褐灰色、灰色粉砂巖、細(xì)砂巖與深灰色、灰色泥巖略等厚互層夾灰黑色泥巖。防漏防塌注：以A靶點(diǎn)為井底，垂深5 工程要求5.1 地層壓力5.1.1 已鉆井實(shí)測原始地層孔隙壓力、破裂壓力表5-1 周邊鄰井鉆C7+8煤層測試結(jié)果井號儲層壓力MPa儲層壓力梯度MPa/100m閉合壓力MPa閉合壓力梯度MPa/100m破裂壓力MPa破裂壓力梯度MPa/100m壓力計(jì)深度(m)壓力系數(shù)xxx19 5.871.0610.941.9311.372.01550.381.08xxx2 6.40.9611.851.7812.631.9663.930.985.1.2 設(shè)計(jì)井地層壓力預(yù)測表5-2 xxx1304H1井地層壓力預(yù)測井號層位設(shè)計(jì)井深（m）壓力系數(shù)復(fù)雜提示xxx1304H1樂平組5670.96防塌、防漏xxx1304H1井區(qū)樂平組煤層周邊已有定向井組排采，地層壓力有所下降，預(yù)計(jì)本井壓力系數(shù)0.96，破裂壓力梯度1.9MPa/100m。5.3 鉆井液要求5.3.1 鉆井液類型及性能樂平組上部非煤系目的層地層，原則要求滿足“安全、快速”鉆進(jìn)來設(shè)計(jì)鉆井液類型及性能，不作硬性規(guī)定；鉆進(jìn)至樂平組C2煤層頂板以上10m至C8煤層底板以下10m，在保證鉆井安全與煤層采取率的前提下，原則上必須考慮采用防止或最大限度減少對煤氣層污染的經(jīng)濟(jì)鉆井液體系，具體參照鉆井工程設(shè)計(jì)。但可參考以下原則：（1）一開鉆進(jìn)對鉆井液性能不做強(qiáng)制要求，鉆井液配制以防塌、防漏、保證正常鉆進(jìn)、提高鉆效為目的，鉆井液密度1.011.03g/cm3，如漏失嚴(yán)重，可采用空氣鉆井；（2）二開煤系上覆地層及樂平組上部非煤段地層，原則上要求采用優(yōu)質(zhì)低固相鉆井液鉆進(jìn)，鉆井液密度保持在1.05g/cm3，進(jìn)入樂平組煤系地層及水平段后，考慮井壁穩(wěn)定性，鉆井液密度保持在1.25g/cm3，鉆進(jìn)時(shí)適當(dāng)加入防塌處理劑，以及加入絮凝劑提升巖屑上返能力，達(dá)到安全鉆進(jìn)的目的，鉆入目的層段，要求鉆井液性能滿足井壁穩(wěn)定要求，做好煤層段防塌、防漏工作。 鉆井液性能及維護(hù)參見表5-3、表5-4。鉆井液使用中要做到實(shí)時(shí)監(jiān)測、調(diào)整鉆井液性能，檢修、維護(hù)鉆井液凈化裝置，保證其正常運(yùn)轉(zhuǎn)，保證鉆井液各項(xiàng)性能指標(biāo)符合要求。表5-3 xxx1304H1井組設(shè)計(jì)鉆井液性能表井段（m）鉆井液類型密度（g/cm3）煤層以淺水基1.011.03煤層及水平段水基1.051.25表5-4 已鉆xxx1304叢式井鉆井液使用情況表井段（m）鉆井液類型常 規(guī) 性 能密度（g/cm3）粘度（s）失水量（mL）泥餅（mm）PH值含砂量（%）煤層以淺低固相坂土1.05304510151894%煤層段及以深低固相聚合物1.0326305101894%5.3.2 特殊情況處理要求鉆井中若井下出現(xiàn)異常復(fù)雜情況時(shí)，經(jīng)甲方同意，施工單位可以對此采取必要措施。適當(dāng)提高鉆井液相對密度，加重時(shí)每循環(huán)周按提高相對密度0.010.02g/cm3逐步增加，直至回復(fù)正常鉆進(jìn)。但必須及時(shí)匯報(bào)給油田公司管理單位并補(bǔ)辦更改手續(xù)。5.4 井身質(zhì)量 對井身結(jié)構(gòu)和質(zhì)量要求主要考慮能夠滿足目的層準(zhǔn)確入靶、測井、完井后的地層測試、分層壓裂改造和投產(chǎn)后長期排水采氣及采氣日常管理維護(hù)、井下動態(tài)監(jiān)測等資料容易準(zhǔn)確錄取，并為后期最大限度延長檢管（桿）、檢泵周期、降低采氣成本等采氣工程的需要，具體以鉆井工程設(shè)計(jì)為準(zhǔn)。5.4.1 井身結(jié)構(gòu)要求xxx地區(qū)煤層氣水平井井身結(jié)構(gòu)以工程設(shè)計(jì)為準(zhǔn)，考慮到試驗(yàn)井的先導(dǎo)風(fēng)險(xiǎn)，本井建議采用三層結(jié)構(gòu)，一開以鉆穿并封固區(qū)域漏失層為原則，固井環(huán)空水泥漿返至地面，具體由油田公司現(xiàn)場實(shí)施組織單位結(jié)合實(shí)鉆修正確定；二開鉆至A點(diǎn)附近，固井環(huán)空水泥漿返至地面；三開鉆完目的煤層B點(diǎn)后，留40m口袋完井，生產(chǎn)套管下深根據(jù)完井電測解釋情況，由勘探開發(fā)處組織有關(guān)部門根據(jù)鉆遇煤層情況確定套管用型、下深，考慮到目前不固井的水平多級儲層壓裂技術(shù)基本成熟并減少儲層傷害，可以考慮不固井完井。套管固井候凝48小時(shí)以上進(jìn)行固井質(zhì)量測井，合格后套管試壓要求參照SY/T 5467-2007套管柱試壓規(guī)范執(zhí)行。5.4.2 井身軌跡要求表5-5 xxx1304H1水平井井身軌跡質(zhì)量要求井段井徑擴(kuò)大率（%）全角變化率（/30m）靶點(diǎn)水平位移（m）靶點(diǎn)縱向位移（m）直井段151.0/定向段6.0/水平段301.52035.4.3 測斜要求為杜絕超標(biāo)的狗腿度影響管泵桿生產(chǎn)及其壽命，鉆井過程中務(wù)必嚴(yán)格控制并保持井身軌跡平滑，要防止麻花井筒出現(xiàn)。鉆井過程中的井斜監(jiān)測以組合多點(diǎn)測斜為準(zhǔn)，測斜資料及照片隨原始資料上交保存。交井以完鉆電測連續(xù)測斜成果資料為準(zhǔn)，測點(diǎn)讀值間距10m。特殊情況要加密，最后一測點(diǎn)距離完鉆井底原則上不大于10m。測斜數(shù)據(jù)采用計(jì)算機(jī)進(jìn)行處理，均采用平均角法或曲率半徑法。5.5完井質(zhì)量要求要求井口裝置試壓合格，固井質(zhì)量合格。6 資料錄取要求依據(jù)煤層氣開發(fā)井資料錄取要求執(zhí)行，包括鉆時(shí)錄井、巖屑錄井、鉆井液錄井等。6.1 巖屑錄井6.1.1 采樣密度要求（1）樂平組以上每2m取樣一包，見顯示加密至1包/0.5m。（2）進(jìn)入樂平組至井底每1m取樣一包。6.1.2 全井巖屑采集、描述、保管工作，要根據(jù)規(guī)范要求加強(qiáng)管理。（1）確定巖屑樣品深度時(shí)，要進(jìn)行遲到時(shí)間的實(shí)測、計(jì)算和校正。原則要求每100m實(shí)測一次，每50m計(jì)算一次。 （2）取樣位置要固定，要求在振動篩前砂樣盆內(nèi)連續(xù)撈取。每次取樣后，必須將余砂清理干凈，砂樣多時(shí)可采取二分或四分法從頂至底垂直取樣，應(yīng)盡量保證巖屑樣品的代表性。 （3）取樣后應(yīng)及時(shí)分包清洗巖樣，清洗時(shí)水要干凈、見本色（不能有地面油污染），清洗干凈后的巖樣原則上自然晾干，不可暴曬、雨淋。遇雨季需要烘烤巖屑時(shí)，烘烤溫度不得大于70800C。每次取樣不少于500克，晾曬巖屑時(shí)要按深度分開（壓上深度標(biāo)簽），防止混樣。（4）結(jié)構(gòu)、構(gòu)造、膠結(jié)物、化石及含有物、物理化學(xué)性質(zhì)、含油氣性質(zhì)及程度等。描述方法可采取統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)、專人負(fù)責(zé)；大段攤開、分包細(xì)找；遠(yuǎn)看顏色、近查巖性；干濕結(jié)合、分段分層；重點(diǎn)含油、特殊鏡鑒；參考鉆時(shí)、分層定名。巖屑過細(xì)缺乏代表性時(shí)，應(yīng)提請工程上注意。巖屑描述還要跟上鉆頭速度，要有詳細(xì)記錄，并及時(shí)繪制巖屑錄井草圖（1/500），測井后可用測井曲線校正巖屑錄井剖面的分層深度和巖性，并作為編繪完井綜合錄井圖的基礎(chǔ)。要求巖屑錄井剖面符合率大于90%以上。（5）巖屑保管要妥善，裝袋、裝盒，填好標(biāo)簽。完鉆后移交天然氣勘探開發(fā)事業(yè)部暫為保管。6.2 綜合錄井綜合錄井儀從樂平組至井底連續(xù)進(jìn)行錄井作業(yè)，按照規(guī)范要求取全取準(zhǔn)各項(xiàng)資料，及時(shí)提供氣測、鉆井參數(shù)、壓力預(yù)測及鉆井液參數(shù)的原始監(jiān)測資料與報(bào)告，為作好地質(zhì)卡層與工程預(yù)測。6.2.1 綜合錄井儀的技術(shù)指標(biāo)要求原則上要求采用性能不低于神開2000型綜合錄井儀，確保儀器運(yùn)作正常，分析精度高，數(shù)據(jù)準(zhǔn)確、可靠。6.2.2綜合錄井間距綜合錄井儀從二開開始至井底連續(xù)進(jìn)行，每米1個(gè)測點(diǎn)，特殊情況每米2個(gè)測點(diǎn)。6.2.3綜合錄井項(xiàng)目進(jìn)行鉆井工程參數(shù)、鉆井液參數(shù)、鉆時(shí)參數(shù)、壓力參數(shù)、氣測參數(shù)及地質(zhì)參數(shù)等項(xiàng)目錄井，建議現(xiàn)場作水分析，并開展H2S、CO2等有害氣體的檢監(jiān)測。6.2.4綜合錄井操作原則要求 （1）綜合錄井儀因色譜氣測不能正常工作時(shí)，必須停鉆檢測； （2）儀器記錄的各種基礎(chǔ)數(shù)據(jù)要達(dá)到技術(shù)質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)，色譜分析峰正常，分辨率達(dá)標(biāo)準(zhǔn)，原始記錄清楚。每班（12小時(shí)）至少進(jìn)行一次儀器烴類檢查； （3）綜合錄井儀發(fā)現(xiàn)氣測、泥漿參數(shù)、工程參數(shù)、壓力預(yù)測異常時(shí)，均要求立即通知有關(guān)地質(zhì)、工程、泥漿值班人員，并提出解釋意見（包括現(xiàn)場提供彩色油層評價(jià)圖件等）； （4）做好井深校正工作。每次接單根或起下鉆后，必須按鉆具方入校對井深，井深誤差要求小于0.1m； （5）除綜合儀本身通過檢測泥漿流量所給出的計(jì)算遲到時(shí)間外，還要做好遲到時(shí)間的測定：開始錄井后每3050m實(shí)測一次，以及時(shí)校正巖屑遲到時(shí)間，做到準(zhǔn)確無誤； （6）必須安裝各種監(jiān)測報(bào)警裝置，配備H2S、CO2監(jiān)測防毒報(bào)警系統(tǒng)，并正確合理地設(shè)置報(bào)警門限； （7）至少在鉆臺房、地質(zhì)監(jiān)督房、工程監(jiān)督房等處各配備一臺實(shí)時(shí)監(jiān)測終端和通訊設(shè)備，并保證線路暢通； （8）凡是綜合錄井儀錄取的任何一條參數(shù)曲線發(fā)生異常，均應(yīng)及時(shí)分析與解釋； （9）凡井下作業(yè)期間（含電測與固井作業(yè)）均不能停機(jī)，報(bào)警系統(tǒng)均要正常工作。6.2.5鉆時(shí)錄井（1）錄井間距：從二開開始，錄井連續(xù)記錄，鉆時(shí)錄井要求每米記錄一點(diǎn)；鉆遇油氣顯示和鉆時(shí)明顯變化時(shí)，每0.5米記錄一次鉆時(shí)，單位為min/m。 （2）技術(shù)要求：記錄鉆時(shí)時(shí)，井深、時(shí)間要準(zhǔn)確，并要求及時(shí)繪制鉆時(shí)曲線（以折線表示、比例尺1/500）。對影響鉆時(shí)變化的工程因素，如更換鉆頭、鉆頭新舊、鉆井方式、鉆井參數(shù)、鉆井液變化等，要在鉆時(shí)曲線上標(biāo)注清楚，以便分析鉆時(shí)變化的原因。6.2.6氣測錄井氣測錄井在鉆井過程中由綜合錄井儀連續(xù)進(jìn)行，異常井段要解釋并采樣作組份分析，氣測錄井儀儀器精度要求如表6-1。表6-1 氣測錄井儀器精度要求一覽表檢測項(xiàng)目全烴/全量組分硫化氫二氧化碳檢測儀器類型氫火焰/熱導(dǎo)氫火焰/熱導(dǎo)吸附TCD最小檢知濃度（%）0.0010.0010.00010.200測量范圍（%）0.0011000.0011000.00010.010.20100基線（fs/h）1%1%1%1%重復(fù)性誤差（%）2%2%5%3%環(huán)境溫度（）0+400+40-40+50-40+50響應(yīng)時(shí)間（秒）11噪音（mv）0.50.50.50.5（1）常規(guī)氣測錄井從二開開始錄井連續(xù)記錄，常規(guī)氣測錄井錄取資料，主要有總烴（全烴）、烴組分（C1-C5）、非烴類（含CO2、H2S、H2、He氣）等氣體含量。無論是正常鉆進(jìn)或停鉆循環(huán)鉆井液時(shí)，均要開機(jī)連續(xù)測量，自動記錄。關(guān)于氣測資料的要求，除及時(shí)對氣測異常發(fā)布專報(bào)外，要保留記錄原圖，并在原圖上做好標(biāo)樣校核記錄，標(biāo)注開停泵、起下鉆、接單根和鉆井液密度變化及處理情況，數(shù)據(jù)庫中要保留時(shí)間數(shù)據(jù)和深度數(shù)據(jù)。完井后，應(yīng)提供全井氣測異常顯示統(tǒng)計(jì)表。 （2）后效氣測 后效氣測（地質(zhì)循環(huán)、下鉆和完井氣測），是發(fā)現(xiàn)油氣層、判斷油氣層位置的一種重要手段。鉆遇氣體顯示后，每次起下鉆均應(yīng)進(jìn)行后效氣測。進(jìn)行后效氣測時(shí)，應(yīng)循環(huán)鉆井液2周以上，連續(xù)檢測烴類（包括非烴類）組分和含量；循環(huán)鉆井液時(shí)應(yīng)記錄時(shí)間、井深、鉆具下入深度、鉆井液靜止時(shí)間、循環(huán)一周時(shí)間、開停泵時(shí)間、排量、泵壓、油花氣泡及氣測延續(xù)時(shí)間和變化等，并計(jì)算油氣層深度、油氣上竄速度（后效測量要求排量均勻、泵壓穩(wěn)定）。 （3）H2S監(jiān)測要求配備H2S監(jiān)測系統(tǒng)，做好預(yù)防工作。在井場要做好風(fēng)向標(biāo)志。6.2.7壓力錄井 壓力錄井是確保鉆井安全、順利鉆進(jìn)和發(fā)現(xiàn)、保護(hù)油氣層的重要措施，應(yīng)在鉆井過程中切實(shí)做好地層壓力檢測、監(jiān)測和預(yù)報(bào)工作。（1）壓力檢測方法鑒于鉆探工區(qū)勘探程度低，地層壓力數(shù)據(jù)缺乏，要求針對鉆遇碳酸鹽巖、碎屑巖的地層特性，選擇適宜、實(shí)用的多種方法進(jìn)行壓力檢測，不能局限于密度法、Dc指數(shù)和Sigma指數(shù)法等。要求項(xiàng)目承擔(dān)單位務(wù)必針對xxx1304H1井鉆井的實(shí)際，提前進(jìn)行壓力檢測方法技術(shù)論證與數(shù)值對標(biāo)校檢，確保壓力檢測結(jié)果較為切合實(shí)際并有效指導(dǎo)鉆探工程運(yùn)行。（2）壓力監(jiān)測 鉆開某一地層后，對已鉆地層或井段可通過地層測試的方法實(shí)測地層壓力； 下完表層套管或鉆開一定井段后，可以用鉆井液蹩壓的方法測定地層破裂壓力； 通過觀察井涌、井噴、井漏及井壁穩(wěn)定性（如掉塊與否）和氣體溢出情況（如單根氣、背景氣等），監(jiān)測井筒液柱與井下地層壓力的平衡狀態(tài)； 根據(jù)這些監(jiān)測結(jié)果，及時(shí)調(diào)整鉆井液密度和必要的防噴、防漏措施。6.2.8工程參數(shù)錄井工程參數(shù)錄井主要指通過綜合錄井儀進(jìn)行鉆井工程參數(shù)和鉆井液參數(shù)的隨鉆實(shí)時(shí)監(jiān)控、記錄、分析和預(yù)報(bào)，它是監(jiān)測鉆井施工，確保安全鉆進(jìn)的必要手段。二開開始工程參數(shù)錄井，主要有：鉆壓（WOB），kN；立管壓力（SPP），MPa；套管壓力（CHKP），MPa；懸重（WKL），kN；轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速（RPM），r/min；轉(zhuǎn)盤扭矩（TORQ），kN；鉆速（ROV），m/h；要求連續(xù)采集，每米打印一點(diǎn)。6.3 鉆井液錄井（1）二開以后，每4小時(shí)測量一次密度、粘度，每48小時(shí)及鉆井液處理前后各測定一次泥漿全套性能。泥漿處理應(yīng)測循環(huán)兩周。（2）為了確保鉆井液錄井的可靠性，各類探井鉆井液中不得混油，包括機(jī)油、柴油、原油等，不得使用混油物，如磺化瀝青，不能使用含熒光的添加劑、潤滑劑。若因處理井下事故或降低水平段摩阻需要混油時(shí)，必須得到甲方書面同意。（3）在分析判斷氣層時(shí)，要注意記錄準(zhǔn)確的顯示時(shí)間、井深、特征等，并計(jì)算鉆井液遲到時(shí)間、油氣上竄速度及泥漿處理的各項(xiàng)資料記錄。（4）鉆井液錄井，除錄取性能變化資料外還要注意觀察、記錄鉆井液量的變化，以判斷井涌、井噴和井漏。這些現(xiàn)象的發(fā)現(xiàn)和分析，既是地質(zhì)錄井的需要，也是鉆井工程預(yù)防事故的需要。（5）發(fā)生井涌或井噴時(shí)，應(yīng)觀察記錄井深、層位、巖性、起止時(shí)間、噴高、泵壓和鉆井液性能變化等，并及時(shí)取樣；分析井涌、井噴的原因和采取必要的防噴措施。（6）發(fā)生井漏時(shí)，應(yīng)觀察記錄漏失井段、層位、巖性、起止時(shí)間、漏失量、漏速、漏失前后鉆井液性能變化、泵壓及排量的變化，還應(yīng)觀察井口返出情況、返出量、有無油氣水顯示和放空現(xiàn)象。并及時(shí)分析井漏原因，提出堵漏措施。堵漏后，應(yīng)觀察記錄堵漏處理情況和效果。6.4 鉆時(shí)錄井按照SY/T 5788.3-2014油氣井地質(zhì)錄井規(guī)范執(zhí)行。7 地球物理測井7.1 水平段地質(zhì)導(dǎo)向采用常規(guī)地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，測取資料需滿足煤層評價(jià)要求，確保水平井軌跡控制在設(shè)計(jì)箱體內(nèi)。表7-1 xxx1304H1井地質(zhì)導(dǎo)向（LWD）項(xiàng)目設(shè)計(jì)表測井項(xiàng)目及代號測量井段(m)比例尺備注地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)自然伽瑪（GR）C7煤層之上60m至井底/200/500電阻率連斜（DEVL）7.2 完井測井完井測井包括標(biāo)準(zhǔn)測井、組合測井和固井質(zhì)量檢測（表7-2）。測井作業(yè)參考中聯(lián)煤層氣有限公司煤層氣測井作業(yè)規(guī)程技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行，進(jìn)行測井質(zhì)量評級。測井儀器要求不低于3700測井系列。測井?dāng)?shù)據(jù)采集的采樣間距要求8個(gè)采樣點(diǎn)/米。7.3 固井質(zhì)量檢測固井質(zhì)量檢測一般選用聲幅、變密度測井，測量井段為固井段，如有特殊需求，可選用扇區(qū)水泥膠結(jié)測井。7.4 特殊測井無。表7-2 煤層氣開發(fā)井xxx1304H1井測井項(xiàng)目表 測井項(xiàng)目及代號測量井段(m)比例尺備注標(biāo)準(zhǔn)測井連斜（DEVL）表套以下至井底1/500自然電位（SP）自然伽馬（GR）雙井徑（CAL）組合測井補(bǔ)償聲波(AC)煤層以上50m至井底1/200補(bǔ)償密度（DEN）補(bǔ)償中子（CNL）雙側(cè)向（DLL）微球形聚焦（MSFL）固井質(zhì)量檢測聲幅（水泥膠結(jié)測量，CBL）固井段1/200根據(jù)工程設(shè)計(jì)的固井井段選用聲波密度（變密度測井，VDL）自然伽瑪（GR）磁性定位（CCL）7.5 完井測試試氣本井完鉆后，視測井情況直接投產(chǎn)。7.6 測井資料提交要求 完井測井施工結(jié)束后24小時(shí)內(nèi)，測井隊(duì)伍按規(guī)范及時(shí)提供每次測井的全部曲線圖、數(shù)字處理成果（校深后數(shù)據(jù)）、初步解釋成果表以及固井質(zhì)量分析數(shù)據(jù)，并參加現(xiàn)場措施討論。 測井結(jié)束后48小時(shí)內(nèi)，提交經(jīng)過校深后的測井資料（測井曲線、測斜資料和現(xiàn)場解釋意見）和解釋成果圖及成果表（包括油氣水層解釋意見、孔隙度、滲透率、含油飽和度等），同時(shí)提供測井計(jì)算的實(shí)鉆靶點(diǎn)坐標(biāo)和井底坐標(biāo)。固井質(zhì)量分析成果也應(yīng)及時(shí)提交。 8 健康、安全和環(huán)保管理鑒于xxx煤層氣區(qū)塊樂平組煤系目的層大量鉆井未發(fā)現(xiàn)硫化氫等其它有毒有害氣體和異常高壓，結(jié)合煤巖層低滲、解析脫附速度緩慢的實(shí)際，xxx1304H1井按照二級風(fēng)險(xiǎn)井管理。煤層氣原則參照中石油標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6283-1997 石油天然氣鉆進(jìn)健康、安全與環(huán)境管理體系指南執(zhí)行和SY/T6818-2011煤層氣鉆井工程安全技術(shù)規(guī)范。需要補(bǔ)充說明如下：8.1 基本要求鉆井工程施工作業(yè)單位應(yīng)具備安全生產(chǎn)法和有關(guān)法律、法規(guī)和國家標(biāo)準(zhǔn)或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的安全生產(chǎn)條件，有安全生產(chǎn)許可證、健全的安全生產(chǎn)責(zé)任制、安全操作規(guī)程和具體的安全措施（乙方應(yīng)在鉆井工程投標(biāo)書中予以明確）。8.2 健康管理要求預(yù)防、控制和消除職業(yè)危害，保護(hù)員工健康。8.3 安全管理要求建立健全有關(guān)鉆井生產(chǎn)安全制度、操作規(guī)程、安全措施以及HSE管理體系文件，并嚴(yán)格執(zhí)行，制定應(yīng)急救援預(yù)案，定期演練，確保工程項(xiàng)目安全生產(chǎn)。嚴(yán)格貫徹中國石油“六大禁令”要求，務(wù)必要做好上井人員的個(gè)人保護(hù)和生活營地的管理，落實(shí)統(tǒng)一領(lǐng)導(dǎo)、統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)、分工協(xié)作的工農(nóng)關(guān)系大協(xié)調(diào)原則制度，做好用水用電用廁和生活垃圾管理，搞好環(huán)境衛(wèi)生，妥善做好與當(dāng)?shù)毓まr(nóng)關(guān)系，不發(fā)生任何違禁生產(chǎn)操作、違反治安事件。務(wù)必要按鉆井地質(zhì)設(shè)計(jì)、工程設(shè)計(jì)、施工設(shè)計(jì)和技術(shù)規(guī)范操行，堅(jiān)持“四不打井”的原則，杜絕“三違”現(xiàn)象發(fā)生，實(shí)現(xiàn)“零傷害、零事故、零污染”的安全生產(chǎn)業(yè)績目標(biāo)。8.4 環(huán)境管理要求務(wù)必要注意環(huán)境保護(hù)，落實(shí)針對性的有效措施，努力降低鉆井、壓裂、鉆塞試氣過程中的噪音（隔音或消音），切實(shí)做好水基泥漿、油基泥漿、壓裂返排液的重復(fù)利用，泥漿、巖屑等隨鉆廢棄物做好無害化處理，確保固井質(zhì)量，杜絕環(huán)境污染。在鉆探完井后，浙江油田公司天然氣勘探開發(fā)事業(yè)部要嚴(yán)格按井場環(huán)境保護(hù)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行場地驗(yàn)收，歸檔留存完善的各類痕跡記錄。8.6 井控要求根據(jù)浙江油田公司鉆井井控實(shí)施細(xì)則(第三版)井控要求，本井為二級風(fēng)險(xiǎn)井，請做好風(fēng)險(xiǎn)防范管控。8.7 風(fēng)險(xiǎn)提示8.7.1 可能鉆遇的高壓異常、低壓異常層位與埋深提示：xxx煤層氣區(qū)塊樂平組煤系目的層大量鉆井未發(fā)現(xiàn)異常高壓，也未發(fā)現(xiàn)有淺層氣存在，本井為正常壓力系統(tǒng)。8.7.2 該水平可能有毒有害氣體層位與埋深提示：xxx煤層氣區(qū)塊樂平組煤系目的層大量鉆井未發(fā)現(xiàn)硫化氫等其它有毒有害氣體。8.7.3 易垮塌、易漏失（疏松、裂縫）地層層位與埋深提示：已鉆井反映淺部地層存在漏失現(xiàn)象，本井臨近小斷層存在天然微裂縫發(fā)育漏失可能，在飛仙關(guān)組（井段10498m）做好防漏堵漏工作準(zhǔn)備。由于水平段較長，且煤層易垮塌，水平段鉆進(jìn)過程防止垮塌卡鉆。該水平井上述提示并不全面，施工單位開工前應(yīng)認(rèn)真做好風(fēng)險(xiǎn)識別，制定相應(yīng)的防范措施。9 設(shè)計(jì)及施工變更9.1 施工工序、施工計(jì)劃變更、設(shè)計(jì)變更程序（1）以安全、優(yōu)質(zhì)、快速、高效鉆井為前提，根據(jù)本井組實(shí)際情況確定施工工序，各項(xiàng)施工內(nèi)容、方法及要求均按甲方審批的施工設(shè)計(jì)進(jìn)行（包括鉆井工程、測井、完井設(shè)計(jì)）。（2） 鉆探過程中，如鉆探實(shí)際情況與地質(zhì)設(shè)計(jì)不符，施工工序、施工計(jì)劃和設(shè)計(jì)需要變更時(shí)，由施工現(xiàn)場甲方監(jiān)督書面提出修改意見與可行的操作方案，經(jīng)天然氣勘探開發(fā)事業(yè)部簽字同意后報(bào)浙江油田公司勘探開發(fā)處，并由勘探開發(fā)處遵照相關(guān)程序?qū)徟?.2 井位移動情況（1）沒有特殊情況，原則上所設(shè)定的井位不能隨意移動。（2） 若發(fā)生意想不到問題，如碰到淺部地層遇見斷層、大溶洞和工農(nóng)問題等，無法在原設(shè)計(jì)井點(diǎn)繼續(xù)鉆探時(shí)，由施工單位提出書面建議，經(jīng)鉆井現(xiàn)場甲方監(jiān)督提出井位移動的書面設(shè)計(jì)方案，經(jīng)天然氣勘探開發(fā)事業(yè)部簽字同意后報(bào)浙江油田公司勘探開發(fā)處，并由勘探開發(fā)處遵照相關(guān)程序?qū)徟?，?jīng)批準(zhǔn)后方可移動井位。9.3 技術(shù)說明及要求（1） 煤層氣開發(fā)井組的鉆井工程、測井、測試壓裂作業(yè)，都是為了發(fā)現(xiàn)和開發(fā)煤層氣層，保護(hù)好煤層氣層并為煤層氣地質(zhì)評價(jià)和長期開發(fā)服務(wù)，在鉆探過程中務(wù)必保持和發(fā)揚(yáng)“三老四嚴(yán)”的工作作風(fēng)，必須按照“嚴(yán)肅、嚴(yán)格、嚴(yán)密”和“細(xì)、勤、快”要求執(zhí)行地質(zhì)要求和生產(chǎn)指令，做到“鉆井服從地質(zhì)，地面服從地下”，務(wù)必要求各作業(yè)方相互密切配合，做到精誠協(xié)作，絕對防止各行其是。嚴(yán)禁隨意在增加泥漿密度，用污水處理泥漿等，嚴(yán)禁弄虛作假，杜絕假資料。（2） 參與本井鉆井、測井、測試、試井、分析化驗(yàn)、運(yùn)輸、設(shè)計(jì)等各項(xiàng)施工作業(yè)的全體人員