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洋1井钻井地质设计(第二稿)

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地质 储层 沉积 地化 层序地层
资源描述:
构 造: 迈陈凹陷洋浦探区邻昌构造带井 别: 区域探井 井 型: 定向井洋 1 井钻井地质设计中 国 石 油 天 然 气 股 份 有 限 公 司南 方 石 油 勘 探 开 发 公 司中国石油 洋 1 井钻井地质设计南方石油勘探开发公司井位提供:马庆林 雷 栋设计单位:渤海钻探第一录井公司研究所设计人: 王莉 殷文荣 设计单位主管领导审核: (签字)设计单位技术负责人审核: (签字)南方石油勘探开发公司勘探开发研究中心审核:(签字)南方石油勘探开发公司勘探开发处审核:(签字)南方石油勘探开发公司主管领导审批:(签字)中国石油 洋 1 井钻井地质设计南方石油勘探开发公司目 录1 象、水文 害性地理地质现象 2 基本数据 向井数据3 、储油层分析及封(堵)程风险分析4 钻层位及原则、探要求 5 组、气水层简述6 层压力 它技术要求7 合(钻时或气测)环观察(地质观察)酸盐岩分析中国石油 洋 1 x 力检测(数)验分析选送样品要求8 则及要求9 油要求10 工计划变更程序 殊要求11 钻井地质设计附件、件 图中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 1 页 共 21 页 理环境海南迈陈凹陷位于海南岛北部琼北丘陵和琼州海峡之中,福山凹陷的西北侧,它是北部湾盆地的一部份,位于北部湾盆地的中南部。洋浦探区位于迈陈凹陷的南部, 面积约 2350括陆地和海域两部分,海域面积约 1000次钻探工区位于临高县后水湾,后水湾水深 0产品比较丰富,有鱼、虾、蟹、沙虫、螺及牡蛎等,湾内分布有海洋养殖网箱。后水湾里有个邻昌礁,涨潮时,整个礁被淹没,退潮时,整个礁盘露出水面面积约有 3方公里。洋 1 井井口位于海南省临高县调楼镇北西约 4000m 的海域。水深约 15m。业本井区位于海南省临高县,矿产主要为石油、天然气、石英石、石灰石。本井场周围无其它矿业开采。通、通讯地面公路发达,通讯和交通都非常方便。象、风该工区沿海风力较内地偏大,属热带季风气候,受季风影响大,台风多。常年主导风向为东风和东北风,6 级以上大风率仅为 秋夏季常受 8 级以上的强台风袭击,年平均 8 级大风有 12 天,年平均 12 级台风有 2。预计本井施工时间为 2011 年 10,10 月份仍为台风季节,预防 8 级以上的强台风袭击。11以东北风为主导方向,正常风力 4 级以下,随时了解天气变化,预防狂风。温、降雨年平均温度在 23℃~间,最热月(7 月)平均最高气温为 年极端最高气温达 最冷月(1 月)平均最低气温为 地下常温带底界深度为 350m,常温带的温度为 25℃,地下水位在自然地平面以下 平均降雨 计本井施工时间为 2011 年 10,气温为 1610 月份雨量还比较多,中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 2 页 共 21 页 南方石油勘探开发公司211份雨量较少。 况:震、地理地质本区地处于我国东南沿海地震带的西南端,位于北东向滨海断裂带和北西向红河断裂带的交汇部位,受到地震、火山、海啸三重自然灾害的威胁,台风登陆带来大暴雨,因降雨诱发山体滑坡、泥石流、洪涝灾害。象、水文本地区气候类型属热带季风气候,受季风影响大,一般出现在 11 月至次年 4 月。区内潜水一般埋藏在 60m 深度,区内揭露多个含水层,与地表水一样受降水量大小的控制,1承压水为常温地下水(,4承压水为中温热矿水(350m 以下)温度为 40℃水量丰富,水质优良,是开采潜力大的地下水资源。:本设计中涉及到的洋 1 井设计深度指垂深,起算点为海平面。实际钻井中应再考虑补心海拔。 )本数据表 表 1井 别 区域探井 井 型 定 向 井 井 号 洋 1 井地理位置 井口位于海南省临高县调楼镇北西约 4000m 海域海 域 /构造位置 迈陈凹陷洋浦地区邻昌构造带邻昌 1 号背斜洋 1 井断块二维 测)测线位置三维井口坐标Y 测)潮汐)经纬度(º) 东经中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 3 页 共 21 页 南方石油勘探开发公司3水深m /地面海拔 北纬设计井深m 3400m(垂深) 目的层 下第三系涠洲组、向井数据表 2地震分层 靶 点 设 计靶 心 坐 标设计垂直井深线位置纵坐标 X 横坐标 740 10440 2 0底) 3400 3 造的具体位置、形态迈陈凹陷位于北部湾盆地的中南部,是北部湾盆地东南部的一个凹陷,北东走向,面积 2933㎞ 2。其东南边界为北东~南西向的灯楼角大断裂,中间为北西~南东向的峨蔓大断裂所分隔;是 W 向分布的单箕状断陷,凹陷总体呈东南断北西超的单箕状结构形态,东南面与临高凸起相邻,西北面与峨蔓凸起相接。古—始新期受灯楼角断层控制,南断北超,渐新期受断层活动影响凹陷整体下降形成地堑。洋浦探区属于迈陈凹陷向西南延伸的部分。邻昌构造带位于洋浦探区的北部,主要受光村断层下降盘地层牵引作用形成,主要形成时间为涠洲组沉积时期。其北侧为迈陈凹陷西南深凹区、东侧以美良断层为界与美良—新盈构造带相连,南侧以光村断层为界与洋浦构造带相接。构造带整体表现为一个近东西—北东东方向展布的大型长轴背斜构造带,发育多条近东西走向、北倾断层将构造分隔成多个断块、断鼻圈闭。造的闭合度、构造展布等情况中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 4 页 共 21 页 南方石油勘探开发公司4迈陈凹陷洋浦探区涠洲组底界(造图上看,发育东西两个局部高点,进而将构造带划分为东侧的邻昌 1 号背斜和西侧邻昌 2 号背斜。洋 1 井位于邻昌构造带邻昌 1 号背斜的高部位。邻昌构造带圈闭总面积 闭幅度100~1100m,高点埋深 2100~3000m。邻昌 1 号背斜,整体构造呈南西—北东方向展布,受邻昌断层分隔,在断层两盘分别形成北侧的不规则背斜和南侧的半背斜构造,整体构造相对简单、平缓。构造最高点埋深 2400m,最大闭合幅度 700m,圈闭面积 1 井钻探的断块圈闭面积 合幅度 500m,高点埋深2400m。迈陈凹陷洋浦地区流一段底界(造图上看,整个构造带面积( )闭幅度 100~900m,高点埋深 2900~4300m。邻昌 1 号背斜构造整体呈南西—北东方向展布,构造最高点埋深 3000m、最大闭合幅度 500m,断层分隔形成 8 个小的断块、断鼻圈闭,圈闭面积 1等。洋 1 井钻探的断块圈闭面积 21合幅度 500m,高点埋深 3000m。层的分布、性质、断距和切割深度邻昌构造带主要受光村断层下降盘地层牵引作用形成,主要形成时间为涠洲组沉积时期。期间发育多条近东西走向、北倾断层将构造分隔成多个断块、断鼻圈闭。造圈闭要素构造圈闭要素表 表 3迈陈凹陷洋浦地区邻昌构造带 洋 1 井所钻断块层 位 圈闭类型 面 积3构造圈闭 100-3000 100-1100 400 500 可靠1构造圈闭 900-4300 100-900 21 3000 500 域地层序列及岩性简述第四系:灰黑色泥沙,灰黄色砂砾层、火山岩。上第三系望楼港组:浅灰色泥岩夹绿灰色生物碎屑灰岩、灰黄色粗砂岩。上第三系灯楼角组:上部灰、浅灰色砂砾岩、含砾粗砂岩、含砾细砂岩与紫红色含砾细砂岩夹灰色泥岩;中部绿灰色细砂岩夹绿灰色泥岩;底部灰黑色玄武岩。中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 5 页 共 21 页 南方石油勘探开发公司5上第三系角尾组: 上部灰绿、绿灰色砂砾岩、含砾细砂岩夹灰色泥岩;中部灰绿含砾粗砂岩、粗砂岩夹绿灰色泥岩;底部绿灰、灰色砂砾岩、含砾粗砂岩夹浅灰色泥岩。上第三系下洋组:灰色砂砾岩夹浅灰色泥岩。下第三系涠洲组涠一段:岩性为杂色、棕红色泥岩与浅灰色、灰白色粉砂岩、细砂岩呈不等厚互层,为海陆过渡相。涠洲组末期隆起并遭受剥蚀,下第三系涠洲组涠二段:岩性为灰色、杂色、棕红色泥岩夹灰色粉砂岩、细砂岩、砂质泥岩,属陆相。在各凹陷的涠洲组沉积中心具有大套泥岩。下第三系涠洲组涠三段:岩性上部为杂色、棕红色、灰色泥岩间互夹灰色泥质粉砂岩、细砂岩,中、下部为杂色、棕红色、灰色泥岩与浅灰色、灰白色细砂岩、粗砂岩呈不等厚互层。下第三系流沙港组流一段:岩性为深灰色、褐灰色泥页岩夹浅灰色、灰白色砂岩,或者是互层。出现深灰色的泥岩,并且砂泥互层,表示进入流一段。下第三系流沙港组流二、三段:泥岩为主。涠西南凹陷的岩性主要为大套的深灰色、褐灰色泥岩、页岩,一般顶底为油页岩,中部有富含菱铁矿的泥页岩层。乌石凹陷的流二段又分为上中下三亚段:上、下亚段为深灰色、褐灰色泥岩、页岩;中亚段为深灰色、褐灰色泥页岩与灰色砂岩互层。海中凹陷、迈陈凹陷目前已钻遇的流二段是以深灰色、褐灰色泥页岩为主,夹灰色砂岩层。下第三系长流组:岩性为棕红色、紫红色砂质泥岩与紫红色含砾砂岩、砂砾岩呈不等厚互层。特征是“双红” ,即泥岩是红色,砂砾岩也是红色;质不纯,泥岩含砂重,砂砾岩也含泥质。迈参 2 井钻遇了长流组一段和长流组二段,二段的岩性为大套暗紫红色泥岩。准层/地区的其它特殊情况/生、储层分析及封(堵)油层北部湾盆地的主要生油层系为下第三系半深水—深水湖相泥岩,这一以新生界中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 6 页 共 21 页 南方石油勘探开发公司6沉积为主的陆缘深断陷,具有相当好的生油条件,其最主要的油气地质特征:生油凹陷控制油气的分布,油气就近聚集,已发现的油气藏均分布在以流沙港组主力烃源岩沉积凹陷为中心,半径 10~20范围内。迈陈凹陷位于北部湾盆地的中南部,北东走向,面积 2933㎞ 2,新生界地层厚度约达 7000m,迈陈凹陷的钻井资料显示该地区上第三系沉积了一套以浅灰色砂泥岩为主的浅海~滨海相地层,与福山凹陷不同的是角尾组中下部有较多的泥岩,形成较好的局部盖层。下第三系地层与福山凹陷相似,但涠洲组分为四段。流二段沉积了中深湖相的大套深灰~灰黑色泥页岩。从迈陈凹陷已钻井钻遇烃源岩说明其具有生油潜力。特别是徐闻 获得低产油气流,更是进一步证实了迈陈凹陷是一个具有勘探潜力的生油凹陷。 油层据研究表明北部湾盆地的第三系中砂岩广布,孔隙度一般为 20%—30%,储集条件较好。下第三系地层与福山凹陷相似,所以涠洲组、流一段、流二段、流三段、长流组均可作为储油层。根据已钻的新 1 井录井完井地质报告对涠洲组和长流组储集层评价分析: 涠洲组岩性以粗砂岩、含砾粗砂岩、砂砾岩为主。粒度粗,分选差,次棱角~次圆状,泥质胶结,呈散砂状。储集层非常发育,厚度 剖面 单层厚度最大 小 般 测有效孔隙度 一般均在 15%以上;渗透率 0 ,一般均在 10×10 以上,0;有效孔隙度大,渗透性较好,且分布广,是良好的储集层。长流组上部岩性以灰色粗砂岩为主,下部以杂色砂砾岩为主,粒度中等,分选好,次棱角~次圆状,泥质胶结,上部较疏松,下部致密。储集层较发育,剖面 单层厚度最大 小 般 电测有效孔隙度 一般在 8%以下,渗透率 0 ,渗透性多数在 下。评价为一般的储集层。福山凹陷钻探证实主要有涠洲组和流一段、流二段、流三段四套储集层,经过多种方法进行层位确定认为,迈陈凹陷洋浦地区的地层分布与福山凹陷基本相同,邻区花场和永安地区的钻探已经证明储集层发育,储集物性好,流三段、流一段中亚段和涠洲组应是本区形成油气藏的主力储集层系,预计邻昌 1 号背斜也应具备同样良好的储集层。中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 7 页 共 21 页 储油层综合分析北部湾盆地内纵向由上至下划分为四套成藏组合即:上成藏组合、中成藏组合、下成藏组合和前第三系成藏组合。主要生油层系为下第三系半深水—深水湖相泥岩,且第三系中砂岩广布,孔隙度一般为 20%—30%,储集条件较好。分析认为迈陈凹陷洋浦地区应该具有与福山凹陷类似的生、储、盖组合特征。福山凹陷从已发现的油气层段分析,具备自生套生储盖组合形式,即(1)流三段生、流三段储、流二段盖;(2)流二和流一段生、流一段中储、流一段上盖;(3)流一段生、涠二和三段砂岩储、涠二段底部泥岩盖。生储盖组合类型多,生储盖配置关系好。气藏分析及储量估算洋 1 井所钻洋 1 断块涠洲组底界构造预测含油气面积为 测资源量399×104t。流一段底界构造预测含油气面积为 测资源量 420×104t。井录井、测井成果新 1 井:完钻井深 井录井过程中未发现良好的油气显示,系列对比 7 级以下,只在涠一段井段 测解释可疑气层 4 层,合解释可疑气层 4 层,总厚度 闻 :完钻井深 4376m。电测解释 28 号层 厚 层,28 号层酸化后抽汲日产液 油 1.0 ,天然气 200~300 裂后抽汲日产液 9~10 中:油 4~5 测解释 31 号层 厚 层;电测解释 32 号层 层;涠洲组录井发现 25m/9 层荧光砂岩,73m/31 层气测异常显示;涠洲组二段的中下部2372~2432m 井段见 23m/7 层荧光;涠洲组三段的底部 3477~3481m 井段见荧光2m/2 层;涠二段051~2944m 井段见气测异常 73m/31 层。井试油成果试油成果表 表 4日产量 累计产量 油分析求产方法井号 层号 试油井段(m)厚度/层数 工作制度油 (t)气(m 3)水 ( (t)气(m 3)水 (m 3)密 度粘度(s)凝固点试油结果中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 8 页 共 21 页 1 自喷 井 自喷 6井层福参1 井0抽汲抽深 1500动液面 质风险分析① 本次构造解释使用的地震资料是二维测线的阶段处理结果,因此目前构造图的可靠性存在风险。② 该区钻探资料较少,对地震层位的认识和标定是参考相邻探区探井资料及地震相来确定的,因此对洋 1 井预测的所钻遇层位及目的层深度存在一定的误差。程风险分析钻井过程中应注意油气层保护及环境保护。由于地层岩性、压力等资料较少以及海上施工,加大了钻井工程方面的风险。 1 陈凹陷洋浦探区海域涠洲组底界(陈凹陷洋浦探区海域流一段底界(浦探区过洋 1 井 浦探区过洋 1 井 浦探区过洋 1 井 浦探区过洋 1 井 探目的中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 9 页 共 21 页 质目的本井主要目的是为了预探洋浦探区邻昌构造带涠洲组、流一段、流二、三段地层分布及其含油气情况。实储层、含油气面积、储量洋 1 井所钻洋 1 断块涠洲组底界构造预测含油气面积为 测资源量399×104t。流一段底界构造预测含油气面积为 测资源量 420×104t。它:无。钻层位及原则、钻层位:钻原则:正常完钻井深 3400m(垂深) ;确认钻至长流组红层且无较好的显示经讨论认可后即可完钻。井方法:射孔完成。期完成的井要提出具体要求本井不进行先期完井。它特殊要求:井过程中注意油气层保护及环境保护,预防污染。井过程中防有毒有害气体。邻井新 1 井发现二氧化碳气体,要注意防护。 洋 1 x 井钻井地质设计 第 10 页 共 21 页 层分层(见表 5)组、地层分层自上而下叙述各地质时代的岩性、厚度、产状、分层特性(见表 5 )洋 1 井设计地层分层及油气层预测位置表 表 5层位设计分层 岩性描述 预测油气层位置(米)故障提示系 组 段亚段油层组底 深(米) 厚 度(米)Q 28 18 灰黑色泥沙,灰黄色砂砾层、火山岩。 防漏 防塌望楼港组240 212 浅灰色泥岩夹绿灰色生物碎屑灰岩、灰黄色粗砂岩防漏 防塌灯楼角组383 143上部灰、浅灰色砂砾岩、含砾粗砂岩、含砾细砂岩与紫红色含砾细砂岩夹灰色泥岩;中部绿灰色细砂岩夹绿灰色泥岩;底部灰黑色玄武岩。防漏防塌防卡角尾组515132上部灰绿、绿灰色砂砾岩、含砾细砂岩夹灰色泥岩;中部灰绿含砾粗砂岩、粗砂岩夹绿灰色泥岩;底部绿灰、灰色砂砾岩、含砾粗砂岩夹浅灰色泥岩防塌防卡上第三系下洋组900 385 灰色砂砾岩夹浅灰色泥岩。 防塌防卡涠一段1260 360岩性为杂色、棕红色泥岩与浅灰色、灰白色粉砂岩、细砂岩呈不等厚互层。 防卡涠二段1740 480岩性为灰色、杂色、棕红色泥岩夹灰色粉砂岩、细砂岩、砂质泥岩。 防卡涠 洲 组涠三段2070 330岩性上部为杂色、棕红色、灰色泥岩间互夹灰色泥质粉砂岩、细砂岩,中、下部为杂色、棕红色、灰色泥岩与浅灰色、灰白色细砂岩、粗砂岩呈不等厚互层。1740斜防卡下第三系 流 沙 港 组流 一 段2440 370 岩性为深灰色、褐灰色泥页岩夹浅灰色、灰白色砂岩,或者是互层。 2070斜防卡中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 11 页 共 21 页 南方石油勘探开发公司11? 流 二 段、流 三 段2980 540 深灰色、褐灰色泥页岩为主,夹灰色砂岩层。 2440塌长流 组?3400 完钻 420岩性为棕红色、紫红色砂质泥岩与紫红色含砾砂岩、砂砾岩呈不等厚互层。防斜防卡注:表中深度指垂深,起算点为海平面。实际钻井中应再考虑补心海拔。钻井工程施工需要,分段叙述可能钻遇的断层、漏层、超压层、位置和井段等在涠洲组可能钻遇断层,断点深度为 1250m 左右。岩、盐岩层、火成岩、煤层、砾岩等特殊岩性层段的厚度、位置及各种矿物组成胶结特点等邻井新 1 井井深 10灰黑色玄武岩。井深 140灰色生物碎屑质灰岩。计油气水层位置、厚度预计油气层位置:涠洲组三段 1740m(垂深) ,流沙港组一段 2070深) ,流沙港组二、三段 2440深) 。 层气分布情况邻区无浅层气异常。井实测压力成果邻井试油油层中部实测压力 表 6井 号 层 位 油层中部深度 地层压力 地层压力系数 备 注中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 12 页 共 21 页 南方石油勘探开发公司12m (碳酸盐岩地层做承压实验) 表 7井 号 层 位 井深 液 密 度g/g/ 注/ / / / / / // / / / / / /邻井钻井实测孔隙压力 表 8新 1 井地层 井 深 m “D”指数孔隙压力梯度00深 m “D”指数孔隙压力梯度00500~2050 050~2400 400~3282 上数据为综合录井监测数据,仅供参考。测依据根据设计井所处构造井位、地层情况、资料数据及邻井分布等情况,选择新 1井作为设计井地层压力预测依据井,资料引用情况如下:地质资料主要包括:区块地质构造概况、区块井位部署、新 1 井和洋 1 井地层分层和岩性描述等。 钻井资料主要包括:主要包括:新 1 井井身结构、地层压漏试验数据、钻井液密度、事故复杂情况等。测井资料主要包括:主要包括:新 1 井自然伽马、声波、密度、深感应电阻率、井径、泥质含量、自然电位等。层压力预测结果地层压力预测结果按层位描述(见地层压力预测结果表 9) 。地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力和三个主地应力(上覆岩层压力、最大水平地应力、最小水平地应力)详细结果见附图和附表。地层压力预测结果 表 9中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 13 页 共 21 页 南方石油勘探开发公司13地 层 底界垂深 15 洋组 900 260 740 070 440 三段 2980 400▽ 新 1 井作为预测依据,地层已经过深度对比校正,图中标注的地层深度为洋 1x 井地层底界垂直深度。洋 1 井地层压力预测图中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 14 页 共 21 页 井完钻钻井液使用情况 中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 15 页 共 21 页 南方石油勘探开发公司15表 10井 号 层 位 井 段m 密 度g/ 度06 8~36N +732 9~41新 1 井9~62N 206 2N +980 4~50永 2 井500 4~66N 240 8N +40~1373 8~30 373~2427 8~35福参 1 井427~3797 8~125N 220 9N +20~1282 7 282~2185 7~48185~3365 8~86朝 1 井365~3474 井测温情况 表 11井 号 层 位 井 深 m 温 度℃ 备 注灯楼角组 350 00~500 50~900 50~1300 350~2050 100~2400 井长流组 2450~3280 0~250 42~48角尾组 250~800 00~1050 050~1300 300~1800 8涠三段 1800~2200 78~200~2600 2朝 1 井流二段 2600~3350 井液类型采用优质钻井液体系。中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 16 页 共 21 页 殊情况处理要求严禁混油或加入对油气显示落实和油气层解释有影响的各种处理剂。如遇特殊情况必须混油时,需先请示生产作业部和勘探开发处同意后方可实施。护油气层要求在油气显示井段,应加强压力预测或根据综合录井仪提供的压力资料,合理地调整钻井液相对密度,以保证油气层的真实性、敏感性、活跃性。如果井下复杂,钻井液不能平衡地层压力,需要调整钻井液相对密度时,由现场工程技术人员提出建议,经生产作业部和勘探开发处审批后方可执行。油气显示段在平衡压力钻进的情况下,钻井液相对密度应尽量采用地层压力系数附加值的低值(规定油层附加 层附加 到发现和保护油气层的目的。井钻井液体系要求科学地调整钻井液类型和性能,保证安全钻进和油气层保护。的层钻井液性能要求要求使用优质钻井液钻开主要目的层,严格控制钻井液密度,确保近平衡钻进,保护油气层,防止对油气层的污染。殊岩性段的重点提示/计井全井钻井液性能使用要求 表 12井 段(m) 层位 密 度(g/) 粘 度(s) 备 注0~900 Q+N 0~50 /900~2070 0~50 /2070~2980 0~60 /2980~3400 0~70 /身质量要求本井是一口定向井,预测第一靶点涠三段油层顶界垂深在 1740m 处,要求该井进入第一靶点不能偏离靶点大于 30m;预测第二靶点流沙港组油层顶界垂深在2440m 处,要求该井进入第二靶点不能偏离靶点大于 50m。中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 17 页 共 21 页 身结构及套管程序 (以下为建议井身结构及套管程序,实际按工程设计执行)(1) 头钻至约 60入 762水管,隔水管下深约 60井水泥返至海底。(2)头钻至约 600入 层套管,表层套管下深约 600井水泥返至 803)头钻至约 1600m,下入 术套管,技术套管下深约 1600m。固井水泥返至 700m 以上。(4)头钻至完钻井深,下入 层套管,油层套管由井口下至油层底部以下 50m 左右。固井水泥返高至最高油气层顶界以上 200 米左右(若油顶深度较大,则水泥封固井段至少应达到全井的三分之一) 。径按福山油田标准执行。井按福山油田标准和海上作业相关标准执行。它技术要求 井质量要求 固井队要采取有效措施,注重地层特征,确保本井(特别是目的层井段)的固井质量。其它技术要求均严格按照中国石油天然气集团公司颁发的有关标准执行。井间距开钻~500m,每 5m 取样一次。500m~1000m,每 2m 取样一次(有显示加密为 1 米 1 包) 。1000m~井底 m,每 1m 取样一次。殊取样要求无。 中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 18 页 共 21 页 井要求仪器要求:上综合录井仪录井。录井间距:自井口~井底,连续进行各项参数录取。录井项目: 钻时、井深。程参数录井项目: 大钩高度、大钩负荷、钻压、转盘扭矩、转盘转速、 1#、2#泵冲数、立压、套压、钻井液各分池体积、钻井液总体积,钻井液进、出口温度,密度,流量,电导率,数、钻井工程监控。体参数录井项目: 烃类气体(全烃、,非烃类气体(、H 2S、 ) ,后效。循环观察(地质观察)常录井情况钻遇油气显示及其它地质现象时,应停钻循环、观察后效。注意观察井口槽面、池面及钻时、泥浆性能、流量变化,对显示现象、井段、起止时间一一记录清楚(设计停钻循环观察 20 小时,具体由现场监督安排实施) 。它特殊需求根据井况按有关规定处理。钻井取芯本井不设计钻井取芯。壁取芯全井设计井壁取芯 60 颗,根据实际情况可适当增减。为证实地层的岩性、含油性以及岩性和电性之间的关系,在下列情况需进行井壁取芯。(1)厚度大于 5 米的砂岩层要取芯。(2)油气显示层不得少于 5 颗。(3)可能的油气层井段。(4)因特殊原因未取到岩屑或岩屑的代表性不好,需进一步落实的井段。井液录井(1)正常钻进时每 1 小时测一次密度、粘度,每 8 小时测一至二次全性能。中国石油 洋 1 x 井钻井地质设计 第 19 页 共 21 页 南方石油勘探开发公司19(2)发生油气浸时,连续测量密度和粘度,并加密
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本文标题:洋1井钻井地质设计(第二稿)
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