煤層氣水平井鉆井地質設計.doc

此文檔收集于網絡，如有侵權，請聯系網站刪除 xxx地區(qū)xxx區(qū)塊煤層氣井號：xxx1304H1井別： 開發(fā)井井型： 水平井鉆井地質設計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 災害性地理地質現象11.4 周邊環(huán)境描述12 地質簡介12.1 構造概況12.2 標準地層剖面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 已鉆井復雜情況13 設計依據及開發(fā)部署13.1 設計目的13.2 設計依據13.3 基礎數據表13.4 對鉆井的幾點要求14 設計分層數據表15 工程要求15.1 地層壓力15.3 鉆井液要求15.4 井身質量15.5完井質量要求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 鉆時錄井17 地球物理測井17.1 水平段地質導向17.2 完井測井17.3 固井質量檢測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 風險提示19 設計及施工變更19.1 施工工序、施工計劃變更、設計變更程序19.2 井位移動情況19.3 技術說明及要求110 提交資料要求110.1 資料提交期限110.2 項目及內容110.3 施工生產信息上傳要求111 執(zhí)行的其它技術標準要求112 鉆井地質設計附圖1此文檔僅供學習與交流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，巖溶和地質構造對xxx地貌產生深刻影響，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，內（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)的必經之道，周邊交通便捷，部分路段經改造后已能通行大型設備。沐愛鎮(zhèn)電話、電視實現了村村通，手機A網、G網和光纖通訊全面開通，建有35千伏變電站和標準化農村客運站。因此，井場附近電力、通訊設施較為配套、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氣候區(qū)，主要氣候特點是：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、南側均有小溪河。1.3 災害性地理地質現象井區(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)生的地震估計震級達7級。據中國地震臺網測定，北京時間2017年1月28日02:46在xxx縣北緯28.15、東經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：距離南側公路275m，距離南側河流270m，距離北側民房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施細則（第三版）第四章有關規(guī)定，請做好相應的安全、環(huán)境評估工作，鉆井過程中要注意施工安全，并做好相關井控環(huán)保工作。圖1-2 xxx1304H1井場環(huán)境圖2 地質簡介2.1 構造概況2.1.1 區(qū)域地質背景xxx地區(qū)地處川滇南北構造帶之東，川黔南北構造帶以西，長寧-習水、鹽津-威信兩東西向構造帶之間，故構造方向多異，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組之間，無明顯的角度不整合現象。加里東、海西、印支及燕山前期的構造運動雖波及本區(qū)，但多表現為平緩的整體上升或下降。只有燕山期第三幕使白堊紀以前的地層全面褶皺成山，經喜山期繼承活動，發(fā)展成現今的構造形態(tài)。區(qū)內構造線方向有東西向、南北向、北西向和北東向。其中東西向和南北向構造生成較早，影響地層老，規(guī)模大；而北東向構造生成較晚，影響地層新，規(guī)模小，系淺層褶皺。2.1.2 構造基本特征xxx地區(qū)主要壓性構造線展布特征，可分為3個構造帶，即南北向構造帶、東西向構造帶和北東向構造帶。礦權區(qū)內，煤層氣構造相對簡單。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，為簡單的向斜構造，構造較穩(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)內部局部發(fā)育一些小的逆斷層，絕大多數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，構造相對簡單。在井口北側發(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 標準地層剖面2.2.1地層序列及巖性簡述區(qū)內地層出露良好，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、巖性特征及接觸關系見圖2-1。在沐愛試驗區(qū)地表出露主要為三疊系飛仙關、銅街子地層。2.2.2 標志層I號標志層位于飛仙關組底部，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煤層的重要標志。II號標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，局部含泥質和炭質。視電阻率較I號標志層低，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煤層的輔助標志。III號標志層位于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、炭質及黃鐵礦。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煤層的另一主要標志層。號標志層位于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、泥質巖及煤組成。根據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，常呈現下粗上細的正旋回，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，常呈現較明顯的下粗上細的正旋回。根據以上特征，認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、細砂巖略等厚互層，局部夾黑色炭質泥巖，產植物化石。上段（P2l2）巖性上部為灰黑色泥巖、泥質粉砂巖、粉細砂巖、炭質泥巖夾薄層煤層，砂巖分選中等到好，層理構造較發(fā)育，具低角度的交錯層理、緩波狀層理、脈狀層理和砂紋層理。上段零星分布有花瓣狀菱鐵礦結核，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%。注入壓降測試數據表明，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)煤層一般系簡單復雜結構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-細條帶狀鏡煤，局部可見薄層絲炭，顯微煤巖組分鏡質組含量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-細條帶狀鏡煤和亮煤，顯微煤巖組分鏡質組含量54.09%。xxx地區(qū)煤變質程度較高，都達到了無煙煤階段。煤層氣含量為6.8322.57m3/t，算術平均值為12.55m3/t。C2+3、C7+8煤層含氣量分布見圖2-4、圖2-5。總體上，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，由實測含氣量、儲層壓力、等溫吸附曲線參數計算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、中產能、中-淺埋深的多層煤層氣藏。2.4.2 流體性質氣體組分甲烷含量85.1398.30%，平均92.33%；氮氣含量1.3114.62%，平均7.31%；二氧化碳含量0.210.49%，平均0.35%；重烴氣體含量為0，無有毒、有害氣體。煤層產出水型主要為碳酸氫鈉水型，礦化度一般高于10000mg/L，分析數據表明該區(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性質有關，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的滲漏補給地下水，其次是地表溪河流水（小河、鎮(zhèn)州河、巡司河）的補給。地下水徑流方向總體為南東到北西向，主要受構造、巖性、古地理環(huán)境的控制，補給區(qū)和強徑流區(qū)的徑流條件較強，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)現樂平組煤層氣，2011年5月專項鉆探煤層氣評價xxx1井，排采3個月即見氣，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。經過近6年的煤層氣勘探開發(fā)，控制、落實了煤層氣資源，申報登記了勘查探礦權，優(yōu)選了有利建產區(qū)，完成了沐愛區(qū)塊2108m3/a產能勘探開發(fā)一體化開發(fā)試驗工程建設工作。截止2017年3月16日累計完成煤層氣開發(fā)井59個井組294口，完成了全部產能建設鉆井工作量。目前生產的煤層氣井346口，見氣井291口，煤層氣日總產氣量達到26.4萬方，日銷售氣量為25.2萬方。2.6 已鉆井復雜情況鑒于本區(qū)銅街子組、飛仙關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，鉆井工作中應做好防漏堵漏工作。3 設計依據及開發(fā)部署3.1 設計目的加快建設煤層氣產能，探索利用水平井+多段體積壓裂方式提高單井產量，提高地貌壓占區(qū)儲量動用程度。3.2 設計依據（1）依據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井樂平組底構造圖圖3-2 A靶點地震解釋剖面圖圖3-3 B靶點地震解釋剖面圖圖3-4 沿軌跡地震解釋剖面圖（xline2047）3.3 基礎數據表表3-1 xxx1304H1井基礎數據表 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)沿河村構造位置四川臺坳川南低陡褶帶沐愛向斜南部揚起端井口坐標X=3104801.57m，Y=18468744.7m；北緯28323.67”，東經1044056.58”地面海拔473m設計垂深567m目的層位樂平組C7+8小層完鉆層位樂平組靶心數據設計分層靶點坐標（m）靶心方位()靶前距(m)層位靶點垂深（m)縱坐標X橫坐標Y水平段（A靶）5523104602.318468550.5224.26278.27（B靶）5673103988.318467952.1224.261135.64完鉆原則鉆達B點后留40m口袋完鉆。3.4 對鉆井的幾點要求（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、含氣量指標好（圖3-5、圖3-6），C8煤層次之，考慮到后期壓裂改造可實現穿層動用，水平井軌跡在C7+8煤層中都可以獲得較好的地質效果（圖3-7、圖3-8），要求水平段軌跡控制于C7+8地層之內，盡可能以C7煤層為主（圖3-9）。鑒于C7號煤層較厚，品質較好，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80%以上，C7+8層的鉆遇率達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C7+8層位置圖鉆前要求做好地質模型研究，根據鄰井及三維地震資料，建立精準的三維煤層氣水平井地質模型以有利指導鉆井工程實施。（2）由于設計水平段長857m、垂深較淺552567m，要求天然氣勘探開發(fā)事業(yè)部加強對鉆井地質導向的實時監(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）完井油層套管務必滿足煤層氣儲層水力壓裂改造。（5）造斜點可根據實鉆情況作適當調整。表3-2 xxx1304H1周圍井排采數據表（數據統(tǒng)計至2017年3月16日）井號投產日期工作制度套壓(MPa）井底流壓（MPa）日產氣量(Nm3)日產水量(m3)返排率（%）總產氣量(Nm3)xxx303-12015/5/21穩(wěn)產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750方/天0.4620.9097940.148.6384614備注：部分井組由于排采時間較短，產氣量較低。隨著后期持續(xù)排采，產氣量將會逐步提高。（6）考慮本井長水平段實施難度和鉆探風險，為了使鉆井摩阻較小，有利于鉆成近千米長的水平段，更有利于地質導向控制、井眼穩(wěn)定性更好，可考慮三開井身結構；為了更好的減少儲層傷害，而且在分級壓裂技術的保障的前提下，三開后可以實施不固井的套管完井。具體以鉆井工程設計和施工設計為準。4 設計分層數據表表4-1 xxx1304H1井設計地層數據表 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、細砂巖夾綠灰色中薄層狀粉砂質泥巖、泥質粉砂巖。樂平組552(未穿)上部為灰黑色泥巖、泥質粉砂巖、碳質泥巖、灰色細砂巖夾厚-薄層煤層；下部深灰色、褐灰色、灰色粉砂巖、細砂巖與深灰色、灰色泥巖略等厚互層夾灰黑色泥巖。防漏防塌注：以A靶點為井底，垂深5 工程要求5.1 地層壓力5.1.1 已鉆井實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壓力計深度(m)壓力系數xxx19 5.871.0610.941.9311.372.01550.381.08xxx2 6.40.9611.851.7812.631.9663.930.985.1.2 設計井地層壓力預測表5-2 xxx1304H1井地層壓力預測井號層位設計井深（m）壓力系數復雜提示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，預計本井壓力系數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”鉆進來設計鉆井液類型及性能，不作硬性規(guī)定；鉆進至樂平組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濟鉆井液體系，具體參照鉆井工程設計。但可參考以下原則：（1）一開鉆進對鉆井液性能不做強制要求，鉆井液配制以防塌、防漏、保證正常鉆進、提高鉆效為目的，鉆井液密度1.011.03g/cm3，如漏失嚴重，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)質低固相鉆井液鉆進，鉆井液密度保持在1.05g/cm3，進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，鉆進時適當加入防塌處理劑，以及加入絮凝劑提升巖屑上返能力，達到安全鉆進的目的，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。 鉆井液性能及維護參見表5-3、表5-4。鉆井液使用中要做到實時監(jiān)測、調整鉆井液性能，檢修、維護鉆井液凈化裝置，保證其正常運轉，保證鉆井液各項性能指標符合要求。表5-3 xxx1304H1井組設計鉆井液性能表井段（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異常復雜情況時，經甲方同意，施工單位可以對此采取必要措施。適當提高鉆井液相對密度，加重時每循環(huán)周按提高相對密度0.010.02g/cm3逐步增加，直至回復正常鉆進。但必須及時匯報給油田公司管理單位并補辦更改手續(xù)。5.4 井身質量 對井身結構和質量要求主要考慮能夠滿足目的層準確入靶、測井、完井后的地層測試、分層壓裂改造和投產后長期排水采氣及采氣日常管理維護、井下動態(tài)監(jiān)測等資料容易準確錄取，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，具體以鉆井工程設計為準。5.4.1 井身結構要求xxx地區(qū)煤層氣水平井井身結構以工程設計為準，考慮到試驗井的先導風險，本井建議采用三層結構，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，具體由油田公司現場實施組織單位結合實鉆修正確定；二開鉆至A點附近，固井環(huán)空水泥漿返至地面；三開鉆完目的煤層B點后，留40m口袋完井，生產套管下深根據完井電測解釋情況，由勘探開發(fā)處組織有關部門根據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小時以上進行固井質量測井，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水平井井身軌跡質量要求井段井徑擴大率（%）全角變化率（/30m）靶點水平位移（m）靶點縱向位移（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的狗腿度影響管泵桿生產及其壽命，鉆井過程中務必嚴格控制并保持井身軌跡平滑，要防止麻花井筒出現。鉆井過程中的井斜監(jiān)測以組合多點測斜為準，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，測點讀值間距10m。特殊情況要加密，最后一測點距離完鉆井底原則上不大于10m。測斜數據采用計算機進行處理，均采用平均角法或曲率半徑法。5.5完井質量要求要求井口裝置試壓合格，固井質量合格。6 資料錄取要求依據煤層氣開發(fā)井資料錄取要求執(zhí)行，包括鉆時錄井、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，要根據規(guī)范要求加強管理。（1）確定巖屑樣品深度時，要進行遲到時間的實測、計算和校正。原則要求每100m實測一次，每50m計算一次。 （2）取樣位置要固定，要求在振動篩前砂樣盆內連續(xù)撈取。每次取樣后，必須將余砂清理干凈，砂樣多時可采取二分或四分法從頂至底垂直取樣，應盡量保證巖屑樣品的代表性。 （3）取樣后應及時分包清洗巖樣，清洗時水要干凈、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，烘烤溫度不得大于70800C。每次取樣不少于500克，晾曬巖屑時要按深度分開（壓上深度標簽），防止混樣。（4）結構、構造、膠結物、化石及含有物、物理化學性質、含油氣性質及程度等。描述方法可采取統(tǒng)一標準、專人負責；大段攤開、分包細找；遠看顏色、近查巖性；干濕結合、分段分層；重點含油、特殊鏡鑒；參考鉆時、分層定名。巖屑過細缺乏代表性時，應提請工程上注意。巖屑描述還要跟上鉆頭速度，要有詳細記錄，并及時繪制巖屑錄井草圖（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。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)進行錄井作業(yè)，按照規(guī)范要求取全取準各項資料，及時提供氣測、鉆井參數、壓力預測及鉆井液參數的原始監(jiān)測資料與報告，為作好地質卡層與工程預測。6.2.1 綜合錄井儀的技術指標要求原則上要求采用性能不低于神開2000型綜合錄井儀，確保儀器運作正常，分析精度高，數據準確、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)進行，每米1個測點，特殊情況每米2個測點。6.2.3綜合錄井項目進行鉆井工程參數、鉆井液參數、鉆時參數、壓力參數、氣測參數及地質參數等項目錄井，建議現場作水分析，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，必須停鉆檢測； （2）儀器記錄的各種基礎數據要達到技術質量標準，色譜分析峰正常，分辨率達標準，原始記錄清楚。每班（12小時）至少進行一次儀器烴類檢查； （3）綜合錄井儀發(fā)現氣測、泥漿參數、工程參數、壓力預測異常時，均要求立即通知有關地質、工程、泥漿值班人員，并提出解釋意見（包括現場提供彩色油層評價圖件等）； （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算遲到時間外，還要做好遲到時間的測定：開始錄井后每3050m實測一次，以及時校正巖屑遲到時間，做到準確無誤； （6）必須安裝各種監(jiān)測報警裝置，配備H2S、CO2監(jiān)測防毒報警系統(tǒng)，并正確合理地設置報警門限； （7）至少在鉆臺房、地質監(jiān)督房、工程監(jiān)督房等處各配備一臺實時監(jiān)測終端和通訊設備，并保證線路暢通； （8）凡是綜合錄井儀錄取的任何一條參數曲線發(fā)生異常，均應及時分析與解釋； （9）凡井下作業(yè)期間（含電測與固井作業(yè)）均不能停機，報警系統(tǒng)均要正常工作。6.2.5鉆時錄井（1）錄井間距：從二開開始，錄井連續(xù)記錄，鉆時錄井要求每米記錄一點；鉆遇油氣顯示和鉆時明顯變化時，每0.5米記錄一次鉆時，單位為min/m。 （2）技術要求：記錄鉆時時，井深、時間要準確，并要求及時繪制鉆時曲線（以折線表示、比例尺1/500）。對影響鉆時變化的工程因素，如更換鉆頭、鉆頭新舊、鉆井方式、鉆井參數、鉆井液變化等，要在鉆時曲線上標注清楚，以便分析鉆時變化的原因。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/熱導氫火焰/熱導吸附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%重復性誤差（%）2%2%5%3%環(huán)境溫度（）0+400+40-40+50-40+50響應時間（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。無論是正常鉆進或停鉆循環(huán)鉆井液時，均要開機連續(xù)測量，自動記錄。關于氣測資料的要求，除及時對氣測異常發(fā)布專報外，要保留記錄原圖，并在原圖上做好標樣校核記錄，標注開停泵、起下鉆、接單根和鉆井液密度變化及處理情況，數據庫中要保留時間數據和深度數據。完井后，應提供全井氣測異常顯示統(tǒng)計表。 （2）后效氣測 后效氣測（地質循環(huán)、下鉆和完井氣測），是發(fā)現油氣層、判斷油氣層位置的一種重要手段。鉆遇氣體顯示后，每次起下鉆均應進行后效氣測。進行后效氣測時，應循環(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)鉆井液時應記錄時間、井深、鉆具下入深度、鉆井液靜止時間、循環(huán)一周時間、開停泵時間、排量、泵壓、油花氣泡及氣測延續(xù)時間和變化等，并計算油氣層深度、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)，做好預防工作。在井場要做好風向標志。6.2.7壓力錄井 壓力錄井是確保鉆井安全、順利鉆進和發(fā)現、保護油氣層的重要措施，應在鉆井過程中切實做好地層壓力檢測、監(jiān)測和預報工作。（1）壓力檢測方法鑒于鉆探工區(qū)勘探程度低，地層壓力數據缺乏，要求針對鉆遇碳酸鹽巖、碎屑巖的地層特性，選擇適宜、實用的多種方法進行壓力檢測，不能局限于密度法、Dc指數和Sigma指數法等。要求項目承擔單位務必針對xxx1304H1井鉆井的實際，提前進行壓力檢測方法技術論證與數值對標校檢，確保壓力檢測結果較為切合實際并有效指導鉆探工程運行。（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)； 根據這些監(jiān)測結果，及時調整鉆井液密度和必要的防噴、防漏措施。6.2.8工程參數錄井工程參數錄井主要指通過綜合錄井儀進行鉆井工程參數和鉆井液參數的隨鉆實時監(jiān)控、記錄、分析和預報，它是監(jiān)測鉆井施工，確保安全鉆進的必要手段。二開開始工程參數錄井，主要有：鉆壓（WOB），kN；立管壓力（SPP），MPa；套管壓力（CHKP），MPa；懸重（WKL），kN；轉盤轉速（RPM），r/min；轉盤扭矩（TORQ），kN；鉆速（ROV），m/h；要求連續(xù)采集，每米打印一點。6.3 鉆井液錄井（1）二開以后，每4小時測量一次密度、粘度，每48小時及鉆井液處理前后各測定一次泥漿全套性能。泥漿處理應測循環(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，必須得到甲方書面同意。（3）在分析判斷氣層時，要注意記錄準確的顯示時間、井深、特征等，并計算鉆井液遲到時間、油氣上竄速度及泥漿處理的各項資料記錄。（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。這些現象的發(fā)現和分析，既是地質錄井的需要，也是鉆井工程預防事故的需要。（5）發(fā)生井涌或井噴時，應觀察記錄井深、層位、巖性、起止時間、噴高、泵壓和鉆井液性能變化等，并及時取樣；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，應觀察記錄漏失井段、層位、巖性、起止時間、漏失量、漏速、漏失前后鉆井液性能變化、泵壓及排量的變化，還應觀察井口返出情況、返出量、有無油氣水顯示和放空現象。并及時分析井漏原因，提出堵漏措施。堵漏后，應觀察記錄堵漏處理情況和效果。6.4 鉆時錄井按照SY/T 5788.3-2014油氣井地質錄井規(guī)范執(zhí)行。7 地球物理測井7.1 水平段地質導向采用常規(guī)地質導向技術，測取資料需滿足煤層評價要求，確保水平井軌跡控制在設計箱體內。表7-1 xxx1304H1井地質導向（LWD）項目設計表測井項目及代號測量井段(m)比例尺備注地質導向技術自然伽瑪（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準測井、組合測井和固井質量檢測（表7-2）。測井作業(yè)參考中聯煤層氣有限公司煤層氣測井作業(yè)規(guī)程技術標準執(zhí)行，進行測井質量評級。測井儀器要求不低于3700測井系列。測井數據采集的采樣間距要求8個采樣點/米。7.3 固井質量檢測固井質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)水泥膠結測井。7.4 特殊測井無。表7-2 煤層氣開發(fā)井xxx1304H1井測井項目表 測井項目及代號測量井段(m)比例尺備注標準測井連斜（DEVL）表套以下至井底1/500自然電位（SP）自然伽馬（GR）雙井徑（CAL）組合測井補償聲波(AC)煤層以上50m至井底1/200補償密度（DEN）補償中子（CNL）雙側向（DLL）微球形聚焦（MSFL）固井質量檢測聲幅（水泥膠結測量，CBL）固井段1/200根據工程設計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。7.6 測井資料提交要求 完井測井施工結束后24小時內，測井隊伍按規(guī)范及時提供每次測井的全部曲線圖、數字處理成果（校深后數據）、初步解釋成果表以及固井質量分析數據，并參加現場措施討論。 測井結束后48小時內，提交經過校深后的測井資料（測井曲線、測斜資料和現場解釋意見）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），同時提供測井計算的實鉆靶點坐標和井底坐標。固井質量分析成果也應及時提交。 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)現硫化氫等其它有毒有害氣體和異常高壓，結合煤巖層低滲、解析脫附速度緩慢的實際，xxx1304H1井按照二級風險井管理。煤層氣原則參照中石油標準SY/T 6283-1997 石油天然氣鉆進健康、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規(guī)范。需要補充說明如下：8.1 基本要求鉆井工程施工作業(yè)單位應具備安全生產法和有關法律、法規(guī)和國家標準或行業(yè)標準規(guī)定的安全生產條件，有安全生產許可證、健全的安全生產責任制、安全操作規(guī)程和具體的安全措施（乙方應在鉆井工程投標書中予以明確）。8.2 健康管理要求預防、控制和消除職業(yè)危害，保護員工健康。8.3 安全管理要求建立健全有關鉆井生產安全制度、操作規(guī)程、安全措施以及HSE管理體系文件，并嚴格執(zhí)行，制定應急救援預案，定期演練，確保工程項目安全生產。嚴格貫徹中國石油“六大禁令”要求，務必要做好上井人員的個人保護和生活營地的管理，落實統(tǒng)一領導、統(tǒng)一標準、分工協(xié)作的工農關系大協(xié)調原則制度，做好用水用電用廁和生活垃圾管理，搞好環(huán)境衛(wèi)生，妥善做好與當地工農關系，不發(fā)生任何違禁生產操作、違反治安事件。務必要按鉆井地質設計、工程設計、施工設計和技術規(guī)范操行，堅持“四不打井”的原則，杜絕“三違”現象發(fā)生，實現“零傷害、零事故、零污染”的安全生產業(yè)績目標。8.4 環(huán)境管理要求務必要注意環(huán)境保護，落實針對性的有效措施，努力降低鉆井、壓裂、鉆塞試氣過程中的噪音（隔音或消音），切實做好水基泥漿、油基泥漿、壓裂返排液的重復利用，泥漿、巖屑等隨鉆廢棄物做好無害化處理，確保固井質量，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)部要嚴格按井場環(huán)境保護標準進行場地驗收，歸檔留存完善的各類痕跡記錄。8.6 井控要求根據浙江油田公司鉆井井控實施細則(第三版)井控要求，本井為二級風險井，請做好風險防范管控。8.7 風險提示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)現異常高壓，也未發(fā)現有淺層氣存在，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，在飛仙關組（井段10498m）做好防漏堵漏工作準備。由于水平段較長，且煤層易垮塌，水平段鉆進過程防止垮塌卡鉆。該水平井上述提示并不全面，施工單位開工前應認真做好風險識別，制定相應的防范措施。9 設計及施工變更9.1 施工工序、施工計劃變更、設計變更程序（1）以安全、優(yōu)質、快速、高效鉆井為前提，根據本井組實際情況確定施工工序，各項施工內容、方法及要求均按甲方審批的施工設計進行（包括鉆井工程、測井、完井設計）。（2） 鉆探過程中，如鉆探實際情況與地質設計不符，施工工序、施工計劃和設計需要變更時，由施工現場甲方監(jiān)督書面提出修改意見與可行的操作方案，經天然氣勘探開發(fā)事業(yè)部簽字同意后報浙江油田公司勘探開發(fā)處，并由勘探開發(fā)處遵照相關程序審批。9.2 井位移動情況（1）沒有特殊情況，原則上所設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、大溶洞和工農問題等，無法在原設計井點繼續(xù)鉆探時，由施工單位提出書面建議，經鉆井現場甲方監(jiān)督提出井位移動的書面設計方案，經天然氣勘探開發(fā)事業(yè)部簽字同意后報浙江油田公司勘探開發(fā)處，并由勘探開發(fā)處遵照相關程序審批，經批準后方可移動井位。9.3 技術說明及要求（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)現和開發(fā)煤層氣層，保護好煤層氣層并為煤層氣地質評價和長期開發(fā)服務，在鉆探過程中務必保持和發(fā)揚“三老四嚴”的工作作風，必須按照“嚴肅、嚴格、嚴密”和“細、勤、快”要求執(zhí)行地質要求和生產指令，做到“鉆井服從地質，地面服從地下”，務必要求各作業(yè)方相互密切配合，做到精誠協(xié)作，絕對防止各行其是。嚴禁隨意在增加泥漿密度，用污水處理泥漿等，嚴禁弄虛作假，杜絕假資料。（2） 參與本井鉆井、測井、測試、試井、分析化驗、運輸、設計等各項施工作業(yè)的全體人員