鉆井地質(zhì)設(shè)計

鉆井地質(zhì)設(shè)計中國石油冀東油田公司200地質(zhì)設(shè)計責任表井號：南堡1-80井別：預(yù)探井井型：定向井設(shè)計單位：勘探開發(fā)研究院設(shè)計人：年月日設(shè)計測井技術(shù)負責人：年月日設(shè)計單位技術(shù)和井控負責人：年月日油〔氣〕田分公司勘探主管部門審核人意見：〔簽字〕年月日油〔氣〕田分公司批準人：〔簽字〕年月日目錄TOC\o"1-2"\h\z\u1 井區(qū)自然狀況 1地理簡況 1氣象、水文、海況 1災(zāi)害性地理地質(zhì)現(xiàn)象 42 根本數(shù)據(jù) 73 區(qū)域地質(zhì)簡介 8構(gòu)造概況 8地層概況 9生、儲油層分析及封〔堵〕蓋條件 9鄰井鉆探成果 11圈閉地質(zhì)條件分析 17地質(zhì)風險分析 174 設(shè)計依據(jù)及鉆探目的 18設(shè)計依據(jù) 184.2鉆探目的 18完鉆層位及原那么、完井方法 19鉆探要求 195設(shè)計地層剖面及預(yù)計油氣層、特殊層位置 20地層分層 20分組、段巖性簡述 21油氣層、特殊層簡述 226 工程要求 23地層壓力 23鉆井液類型及性能使用原那么 30井身質(zhì)量要求 31套管程序及固井質(zhì)量要求 31完井質(zhì)量要求 337 資料錄取要求 34巖屑錄井 34綜合錄井 34循環(huán)觀察(地質(zhì)觀察) 34鉆井取心 35井壁取心 35鉆井液錄井 35熒光錄井 35地化錄井 36酸解烴、罐裝氣 36碳酸鹽巖分析 36地層漏失量 36壓力檢測(dc指數(shù)) 36特殊錄井要求 36化驗分析選送樣品要求 368健康、平安與環(huán)境管理 36根本要求 36健康管理要求 37平安管理要求 37環(huán)境管理要求 37鉆遇含有毒、有害氣體層段要求 37健康、平安與環(huán)境重點風險識別和重點防范措施提示 379 地球物理測井 39測井內(nèi)容 39原那么及要求 3910 試油〔中途測試〕 39試油〔中途測試〕原那么 39試油〔中途測試〕要求 3911設(shè)計及施工變更 40設(shè)計變更程序 40目標井位變更程序 4012技術(shù)要求 4013上交資料要求 4014 鉆井地質(zhì)設(shè)計附件、附圖 41井區(qū)自然狀況地理簡況地理環(huán)境南堡1-80井地理位置位于河北省唐山市南堡開發(fā)區(qū)冀東油田南堡1-3號人工島南偏西約2.1km，水深約10m，交通、通訊沿岸陸上，環(huán)渤海公路橫穿油區(qū)，筑有海防大堤，各種等級公路縱橫交錯，可通大型車輛，電網(wǎng)、電信、信息網(wǎng)絡(luò)覆蓋全區(qū)，交通通信極為便利。海上交通從曹妃甸港乘交通船至作業(yè)區(qū)海域。海上通信主要是網(wǎng)絡(luò)傳輸和蜂窩式，通訊快捷方便。本井場未發(fā)現(xiàn)有災(zāi)害地貌及有礙平臺施工的人工障礙物，但海面上漁網(wǎng)會對平臺拖航就位造成影響，應(yīng)予以注意。氣象、水文、海況風.1季風渤海處于東南亞季風區(qū)，風向的季節(jié)變化顯著，冬春季受強大的蒙古冷高壓控制，盛行北~西北風，頻率為13~15％。夏秋季受印度低壓和太平洋副熱帶高壓的影響，以南風為主，偏西南風和偏東南風次之，頻率為11％。區(qū)內(nèi)常年平均風速米/秒〔相當于4~5級〕，月平均最大風速m/s〔出現(xiàn)在4月〕，其次是m/s〔出現(xiàn)在5月〕，最小風速m/s〔出現(xiàn)在8月〕。.2大風風速＞8級〔17m/s據(jù)塘沽站統(tǒng)計資料，多年平均大風日數(shù)為天，其中主要集中在春季〔約占36％〕和冬季〔約占25％〕，夏秋頻率較低，分別為20％左右。大風的風向與季風類似，冬季以北和西北風為主，夏季以南風為主，偏西南風與偏東南風次之。氣溫該區(qū)的年平均氣溫℃〔極端最高℃，極端最低-20℃〕，年溫差在30℃以上；月平均最高氣溫℃〔8月〕，月平均最低氣溫℃〔1月〕，月溫差在7~9雷、雨、雪、霜、霧由于雷、雨、雪、霜、霧等氣候本身具有多變的屬性，常給海上勘探與開發(fā)帶來負面的影響，甚至災(zāi)難性的危害。要充分利用實時的氣候資料，防患于未然。雷：是雷雨云中的放電現(xiàn)象，通常云頂帶正電荷，云底帶負電荷。環(huán)渤海地區(qū)，一般春夏季節(jié)，由于受暖濕氣流影響，空氣潮濕，同時太陽輻射強烈，近地面空氣不斷受熱而上升，上層的冷空氣下沉，易形成強烈對流，所以多雷雨。而冬季由于受大陸冷氣團控制，空氣寒冷而枯燥，加之太陽輻射弱，空氣不易形成劇烈對流，因而很少發(fā)生雷雨。年平均雷暴日數(shù)約36.6天左右。雨：夏季，由于東南季風來自太平洋，西南季風來自印度洋和南海海面，因此高溫又高濕，水汽充足，所以雨水豐沛。年平均降水量mm，最大年降水量mm，最小年降水量mm。年降水量變化率為11%~27%。全年降水量分布不均，主要集中在夏季7~8月份，約占全年降水量的64.3％，冬季1~2月份降水量最少，僅占全年降水量的1.1％。雪：是由空中的水蒸氣，遇冷后凝結(jié)形成的。本區(qū)平均初雪日出現(xiàn)在十一月下旬，最早為10月20日。季降水量在11~19毫米之間，平均為，占全年總降水量的2.2％。季平均降雪日數(shù)5~8天。

歷年最大積雪深度在10~30厘米之間。冬季，本區(qū)常在蒙古冷高壓控制下，天氣穩(wěn)定少變，盛吹西到西北風，季平均風速3米/秒左右，僅次于春季。霜：是靠近地表空氣層溫度達0℃以下時所凝結(jié)出來的白色晶體物，它的出現(xiàn)既與溫度有關(guān)也與地表的濕度和屬性有關(guān)。霧：大氣中水汽凝結(jié)物使能見度距離小于1km時，稱此天氣現(xiàn)象為霧。它是危害海上航行、港口作業(yè)、海上石油勘探與開發(fā)、漁業(yè)生產(chǎn)等的災(zāi)害性天氣。渤海周邊平均霧日為5~15天，海峽地區(qū)可達30天。霧一年四季都可能發(fā)生，但調(diào)查區(qū)一帶以秋冬季〔11~海況.1海底地形南堡油田位于唐山市南堡灘海、曹妃甸海域，處古灤河三角洲前沿和渤海灣中央深槽的交界地帶，為淺灘向淺海過渡地帶，沿海地帶地勢十分平坦，有大范圍灘涂存在，地形平緩地向深水過度，坡度在2-5‰‰左右，個別地段分布有水下潮流砂脊或砂坡。灘地地形比擬復(fù)雜，岸外假設(shè)干沙壩和沙島構(gòu)成了沿岸沙堤，距岸數(shù)百米至十余公里不等，呈帶狀分布，并與其內(nèi)側(cè)水域構(gòu)成瀉湖沙壩體系。依據(jù)沿岸沙堤內(nèi)外的水動力條件、地形、地貌特征的不同，可分為4個地貌區(qū)：①西部無沿岸沙堤淺海區(qū)：曹妃甸以西～南堡岸線以外的潮間帶及淺海區(qū)；②東部沿岸沙堤內(nèi)潮坪區(qū)；③東部沿岸沙堤外淺海區(qū)；④東部大型潮溝區(qū)：曹妃甸東北的15～20km處分布有老龍溝和二龍溝等兩條大型潮溝。根據(jù)海調(diào)報告，本設(shè)計井處調(diào)查當日水深為10m，低潮時水深約為m，高潮時水深約為.2海浪根據(jù)塘沽海洋站從1980年至1985年6月的觀測資料總結(jié)如下：a、波向該海域春季〔3、4、5月〕浪向比擬紊亂，這與該海域受季風的影響有關(guān)，其中3月以東北東，4月以東北東、東南和南南西，5月以東北東、南南西和偏東向浪為主，該季度各月均以東北東向波浪頻率最高，分別為％、％和％。夏季浪向比擬集中〔6、7、8月份〕，6、7月皆以東向浪占優(yōu)勢，其頻率分別為％和％，8月以東北向浪為主，其頻率為％。秋季〔9、10、11月份〕該海域受北方冷高壓的影響，偏北風逐漸增多，致使該季偏北向浪為主，9、10皆以東北向浪占優(yōu)勢，其頻率分別為％和％，11月份以偏北向浪為主，其頻率為11.8％。冬季〔12、1、2月份〕該海域為結(jié)冰區(qū)，無海浪資料。由上述資料可以看出，該海域主波向為東，其頻率為％。另外從波高值統(tǒng)計中得出，波高值米時，波向東北，所以該海域強波向為東北。b、各波向不同波級出現(xiàn)的頻率該區(qū)波高＜米的為常見波，7月份出現(xiàn)的頻率最大，為14.5％，而波高＜m的波浪出現(xiàn)的頻率最大的月份是8月，頻率為％。波高m＜H＜m的波浪出現(xiàn)的頻率最大的為3月份，頻率為％，波高＞m的波浪那么很少見，僅在5月份偶有發(fā)現(xiàn)，頻率為％。該區(qū)波高極值為m。.3潮波測區(qū)內(nèi)潮波屬以萬家屯外無潮點為中心的北渤海潮波系統(tǒng)，潮波性質(zhì)為不正規(guī)半日潮，但由測區(qū)向東從灤河口至七里海是不正規(guī)半日潮向不正規(guī)全日潮轉(zhuǎn)化，至秦皇島那么變?yōu)椴徽?guī)全日潮。潮流方向近東西，漲潮流向西，落潮流向東，在曹妃甸一帶，由于受沙坨和潮溝的影響，潮流方向稍有變化。在曹妃甸一帶漲潮流流速為~節(jié)，落潮流為~節(jié)。通過計算扣除周期性潮流之外所剩余流構(gòu)成渤海環(huán)流系統(tǒng)，流速一般為~節(jié)，方向為環(huán)渤海灣逆時針方向流動，這一環(huán)流將大量灤河輸送的懸移質(zhì)帶向本區(qū)和渤海灣頂。災(zāi)害性地理地質(zhì)現(xiàn)象地震本區(qū)屬地震Ⅶ度烈度區(qū)。包括本海區(qū)在內(nèi)的唐山地區(qū)是地震多發(fā)區(qū)域。東經(jīng)117°30′~120°00′，北緯38°30′~40°00′范圍內(nèi)，從1527年至1991年5月30日共年內(nèi)，共發(fā)生~級地震625次，頻率為135次/百年，~級地震60次，頻率為次/百年，~級地震6次，頻率為1.29次/百年，~地震震源深度一般在20km左右，最淺的＜5km，最大的33km，均為淺震。工區(qū)內(nèi)現(xiàn)代小地震活動比擬頻繁，但強度較低，在近500年內(nèi)遭受到的最大影響烈度為Ⅶ度，共4次，分別為1568年渤海6級、1888年渤海灣7.5級、1969年渤海級和1976年唐山級地震。熱帶風暴臺風是強烈的氣旋性風暴，是我國沿海地區(qū)重大的災(zāi)害性天氣之一，每年夏秋季，我國海岸帶均可能受到臺風的襲擊，但臺風中心大都不經(jīng)過本區(qū)，遼寧、河北和天津沿岸是臺風影響最小的地方。從1949~1980年32年中僅有一次臺風經(jīng)本區(qū)在塘沽附近登陸。雖然臺風中心路徑很少進入渤海，但北上的臺風其強大的氣壓能引起渤海灣的大風，如遇上天文大潮那么可能引起風暴潮，這是渤海灣風暴潮產(chǎn)生的原因之一，應(yīng)引起足夠的重視。風暴潮由大風和大氣壓力劇變使海面產(chǎn)生短時間的異常升高現(xiàn)象稱為“風暴潮〞，也稱“風增水〞或“氣象海嘯〞，它對渤海沿岸的海上運輸、漁業(yè)、海產(chǎn)養(yǎng)殖以及海上石油勘探與開發(fā)都會造成很大的危害。包括測區(qū)在內(nèi)的渤海灣沿岸是風暴潮嚴重的地區(qū)之一，據(jù)不完全統(tǒng)計，解放前的400年間曾發(fā)生較大的風暴潮30余次，其中以1895年4月28日產(chǎn)生風暴潮的天氣類型主要有三種類型：第一類為變型場強冷鋒型，多發(fā)生在春秋，這種風暴潮的最大增水率可達50cm/小時，最大增水m，最高水位可達m，形成強烈的風暴潮；第二類是冷高壓前部冷鋒型，多發(fā)生在冬季，也見于春秋，造成渤海灣和萊州灣增水；第三類為臺風型，臺風進入渤海時形成巨浪，使迎風岸水體堆積，引起水位急上升，造成嚴重的災(zāi)害。臺風一般很少進入渤海，所以在測區(qū)發(fā)生臺風型風暴潮的幾率很低，引起渤海灣風暴潮的主要是前兩種天氣類型，但對北上的臺風造成風暴潮的危害卻不可無視，因為臺風型風暴潮強度大，往往造成更大的危害。如1992年8月31日~9月1應(yīng)當指出的是向岸風增水，而背岸風減水，增減水交替出現(xiàn)，即大增之后必然是大減，反之大減之后伴隨著大增。另外在天氣急劇變化時那么往往出現(xiàn)短時期的此增彼減。應(yīng)當注意，減水也會給海上運輸及海上施工帶來危害。根據(jù)多年的統(tǒng)計資料，渤海特大風暴潮發(fā)生的幾率大約是每十年1次。泥砂運動規(guī)律影響本區(qū)泥砂運動的主要動力是環(huán)流，由于環(huán)流方向是由東向西的，所以它把大量灤河帶入渤海的泥砂輸送到該地區(qū)沉積。所以灤河河口雖然東移，不在本區(qū)，但本區(qū)仍然是灤河輸砂量的主要沉積區(qū)。該區(qū)潮流和沿岸流屬往復(fù)性質(zhì)，所以它對泥砂只起淘洗和分選的作用，搬運的作用很小。除上述作用外還表達在對岸坡和潮溝的側(cè)蝕和堆積。海冰渤海灣1、2月份年平均氣溫在-3℃±，每年都有海冰出現(xiàn)。工區(qū)初冰平均氣溫為℃。據(jù)1963~1990年28年的觀測資料，海域初冰日最早為10月28日〔1986年〕，最晚為12月31日，終冰日最早為1月16日，最晚為4月4日。冰期最長139天，最短34天。冰期內(nèi)最多無冰日51天，最少15天，平均31天。盛冰期在1月上旬至2月中旬。測區(qū)固定冰的寬度一般為~4.0km，本區(qū)海域流冰大致沿10~15m等深線分布，流冰厚度為10~30cm，流冰漂流方向比擬分散，根本上各方向上都有，但主要集中在偏東南和西北方向上〔即渤海灣主軸方向〕，流速~0.6m/s，最大為根本數(shù)據(jù) 表1井別預(yù)探井井型定向井井號南堡1-80井地理位置河北省唐山市南堡開發(fā)區(qū)冀東油田南堡1-3號人工島南偏西約k海域渤海海域西部10m構(gòu)造位置黃驊坳陷南堡凹陷南堡1號潛山南斷塊構(gòu)造較高位置測線位置(O)二維大地坐標(井口)X4315345三維IN846CR198Y20608745水深〔m〕10地面海拔〔m〕北緯38°57′50.803″東經(jīng)118°15′16.767″設(shè)計井深〔m〕-3880(海拔)鉆探目的預(yù)探南堡1號構(gòu)造南堡1-5區(qū)奧陶系潛山含油氣情況；評價東一段油井產(chǎn)能；落實東二段、東三段油層分布狀況。靶心設(shè)計層位靶點靶點設(shè)計井深(海拔)m設(shè)計靶心靶心半徑〔m〕坐標方位〔°〕位移〔m〕XYEd1A-2604431510520608430396≤50O頂B-3575431510520608430396≤50備注-3575m以下為直井段區(qū)域地質(zhì)簡介區(qū)域構(gòu)造背景南堡1號構(gòu)造位于南堡凹陷西南部，北接南堡5號構(gòu)造北堡陸地，南鄰沙北斜坡帶，西接新港構(gòu)造帶，東連南堡2號構(gòu)造，有利勘探面積200km2。截至目前，南堡1號構(gòu)造完成三維地震km2，完鉆預(yù)探井和評價井55口，進尺185552.54m，無構(gòu)造根本特征南堡1號構(gòu)造前第三系構(gòu)造面貌總體上是一個北傾的鼻狀構(gòu)造，為北東向和北西西向斷層復(fù)雜化，形成奧陶系斷塊山；下第三系沙河街組為發(fā)育在潛山背景上的斷背斜構(gòu)造，下第三系東營組及上第三系表現(xiàn)為斷鼻或斷背斜構(gòu)造，具有構(gòu)造繼承性發(fā)育，圈閉面積較大的特點，是油氣聚集的有利場所。設(shè)計井南堡1-80井中淺層位于南堡1號構(gòu)造南堡1-5區(qū)南斷塊較高部位，深層位于南堡1號潛山南斷塊較高部位。鉆探圈閉特征南堡1號構(gòu)造中淺層為斷背斜構(gòu)造，由東營組到館陶組構(gòu)造繼承性發(fā)育，整個構(gòu)造呈北東向展布；前第三系構(gòu)造為斷塊山。南堡1-80井位于南堡1號構(gòu)造南堡1-5區(qū)南斷塊較高部位。根據(jù)東方地球物理公司2007年4月連片疊前時間偏移資料解釋成果，東一段油層頂界圈閉面積km2，高點埋深2600m，幅度90m；東二段中部油層頂界圈閉面積km2，高點埋深2870m，幅度100m；東三上亞段油層頂界圈閉面積km2，高點埋深3210m，幅度80m；奧陶系頂界圈閉面積km2，高點埋深3550m圈閉要素南堡1號構(gòu)造南堡1-5南斷塊圈閉要素表表2層位圈閉類型面積Km2閉合度m高點埋藏深度m可靠程度Ed1油斷鼻902600可靠Ed2油斷鼻1002870可靠Ed3上油斷塊803210可靠O頂斷塊7003550可靠地層序列及巖性簡述從目前鉆遇的地層以及區(qū)域地層特征看，本設(shè)計井由上至下預(yù)計可鉆遇如下幾套地層：第四系〔Q〕、上第三系明化鎮(zhèn)組〔Nm〕、館陶組〔Ng〕；下第三系東營組〔Ed〕；奧陶系〔O〕。預(yù)計鉆遇第四系粘土和散砂，第三系砂巖、砂礫巖、火成巖、泥巖、細砂粉砂巖，奧陶系灰?guī)r。標準層區(qū)域比照標準層主要有四個：明化鎮(zhèn)組〔Nm〕下部泥巖；館陶組〔Ng〕中下部黑色玄武巖和底部砂礫巖發(fā)育段；東二段泥巖集中發(fā)育段；奧陶系灰?guī)r。本地區(qū)的其它特殊情況本地區(qū)沒有其它特殊情況。3.3生、儲油層分析及封〔堵〕蓋條件烴源巖通過對南堡1井、老堡南1井、南堡2-6井、老堡1井等井的生油巖樣品分析，認為南堡1、2號構(gòu)造烴源巖條件十分優(yōu)越，主要發(fā)育東三段、沙一段和沙三段三套烴源巖。其中東三段有機碳平均含量為1.19%；氯仿“A〞含量為0.1264%；總烴含量為637.40PPm；生油潛量〔S1＋S2〕平均含量為3.11mg/g；沙一段有機碳平均含量為1.06%，氯仿“A〞含量為0.0991%，總烴含量為944.38PPm，生油潛量〔S1＋S2〕平均含量為2.79mg/g；沙三段有機碳含量為1.19%，氯仿“A〞含量為0.1788%，總烴含量為1229.33PPm，生油潛量〔S1＋S2〕平均含量為2.30mg/g，都已到達好烴源巖的標準。根據(jù)干酪根元素特征分析，沙一段和沙三段烴源巖有機質(zhì)類型為腐泥腐殖型、腐泥型、腐植型烴源巖，油源條件良好。儲集層從目前鄰井鉆遇的地層以及區(qū)域地層特征看，預(yù)計本井鉆遇四套儲層，自上而下分別為上第三系明化鎮(zhèn)組下段、館陶組儲層、下第三系東營組和奧陶系儲層。上第三系：明化鎮(zhèn)組下段為曲流河沉積，儲層發(fā)育，巖性以中細砂巖為主，橫向連續(xù)性比擬好。明下段地層含砂率平均為43.5％，砂層最大厚度，最小厚度，平均厚度%~%%；滲透率分布區(qū)間624×10-3μm2~5840×10-3μm2，平均2746×10-3μm2，屬于特高孔特高滲型儲層。館陶組為一套辮狀河沉積，儲層發(fā)育，巖性以砂礫巖為主，連續(xù)性比擬好。地層含砂率一般為53.8％，砂礫巖最大厚度，最小厚度，平均厚度×10-3μm2。砂巖巖心分析主要孔隙度分布區(qū)間23.6％~31.1％，平均25.8％，滲透率分布區(qū)間288×10-3μm2~5310×10-3μm2，平均1171×10-3μm2，屬于高孔高滲型儲層。下第三系：東一段為三角洲沉積，主要砂體類型為三角洲前緣水下分流河道砂體，地層含砂率一般為43.5％，單砂層厚度主要分布在3m~9m范圍內(nèi)。孔隙類型以原生粒間孔為主，其次為次生孔隙，孔隙度范圍％~％，10-3μm2，屬于高孔東二段為淺湖沉積，主要儲層巖性為淺灰色粉砂巖和細砂巖?？紫额愋鸵栽ｉg孔為主，其×10-3μm2，屬于中孔低滲型儲層。東三段三角洲沉積體系，地層含砂率一般為30％~40％。東三上10-3m2，東三下奧陶系：奧陶系為一套內(nèi)陸淺海沉積環(huán)境下發(fā)育的灰色、灰綠色碳酸鹽巖儲層，具有孔隙~裂縫雙重孔隙介質(zhì)，非均質(zhì)性強。蓋層〔封堵層〕本設(shè)計井鉆探的主要目的層為上第三系明化鎮(zhèn)組下段、館陶組、下第三系東營組及奧陶系。上第三系明化鎮(zhèn)組下部大套泥巖，館陶組下部玄武巖，東營組泥巖集中發(fā)育段均可作為良好的蓋層。生、儲、蓋層組合分析本區(qū)緊鄰生油次凹，并具有良好的生儲蓋組合，成藏條件良好。油源主要來自東三段及以下地層烴源巖；儲集層主要為上第三系明化鎮(zhèn)組、館陶組河流相砂巖和砂礫巖，下第三系東營組三角洲相砂巖，奧陶系碳酸鹽巖。蓋層為上第三系明化鎮(zhèn)組下段泥巖、館陶組玄武巖及下第三系東營組泥巖。生儲蓋配置良好，有利于形成“下生上儲〞、“自生自儲〞和〞新生古儲〞等類型成藏組合。鄰井錄井、測井、試油〔中途測試〕成果南堡1井：巖屑錄井：Nm：熒光8層55Ng：熒光22層m；Ed1：熒光21層m；Ed2：熒光10層m；Ed3：油斑1層m，熒光21層m；Es1：油斑9層m，熒光35層mEs2+3：熒光1層m井壁取心：Nm：油浸2顆，油斑2顆；Ed1：油浸4顆，油斑5顆，熒光6顆；Ed2：油浸1顆，油斑1顆，熒光1顆。電測解釋：Nm：油氣層1層m，油層3層m，差油層1層m；Ng：油層1層m；Ed1：油層11層m，差油層3層m；Ed2：油層3層19.8m，差油層2層mEd3：油層13層m；Es：油層11層m；O：Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ級裂縫段9段93.2mMDT測試：Nm~Ed2：m~m井段取樣測試22點，其中7處見油和氣。試油成果：Ed3~Es1m~m，21層m，酸化后，日產(chǎn)油m3日產(chǎn)水m3，累計產(chǎn)油mEd1：m~m，2層m，日產(chǎn)油m3，日產(chǎn)水m3O：m~5138.0m，厚度m，日產(chǎn)油0m3南堡105井：巖屑錄井：Nm：熒光2層m；Ng：油跡2層13m；熒光5層24Ed1：油跡2層m；熒光8層m；Ed2：熒光2層m；測井解釋：Ng：油層5層m；Ed1：油層6層m，差油層2層8m井壁取心：Nm：油跡3顆；Ng：油斑7顆，油跡1顆，熒光4顆；Ed1：油跡2顆，熒光6顆；Ed2：熒光2顆。南堡105x1井：巖屑錄井：Ng：熒光3層13mEd1：油跡2層27m；熒光20層mEd2：熒光1層m；測井解釋：Ng：可能油氣層1層m；Ed1：油層12層m，差油層3層m；試油成果：Ed1m~3194m，1層，8mm油嘴,日產(chǎn)油68.4m3,累計產(chǎn)量3。南堡1-5井：巖屑錄井：Nm：熒光2層m；Ng：熒光5層15mEd1：油斑12層m；油跡4層16mEd2：油跡1層m，熒光14層m；Ed3：熒光6層m；Ed3：熒光2層m；O：油跡2層3.0m電測解釋：Ng：油層1層3mEd1：油層16層m；差油層1層m；Ed2：油層1層m；差油層3層m；Ed3：油層3層m；O：Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ級裂縫段11段83.4m試采成果：Ed1：2005年9月15日試采，m~m，6層m，10mm油嘴，日產(chǎn)油142.3t，氣26950m3，不含水。至目前，已累計產(chǎn)油65787t，累計產(chǎn)氣O：m~m，厚度m，見油花，累計產(chǎn)水25.7m南堡1-7井：巖屑錄井：Ng：熒光3層17Ed1：油斑10層m；油跡7層35m；熒光7層Ed2：熒光2層m；電測解釋：Ed1：油層9層m；差油層6層m；試油成果：Ed1：2592m~m，5層m，7mm油嘴，日產(chǎn)油m3南堡1-13井：巖屑錄井：Ng：熒光2層9mEd1：熒光30層171m電測解釋：Ed1：油層4層20m；差油層2層3老堡南1井：巖屑錄井：Ng：油斑1層m；熒光2層m；Ed1：油斑7層m；熒光17層m；Ed2：油斑2層m；油跡6層m；熒光1層m；Ed3：油斑2層m；油跡1層m；熒光5層m；Es1：油斑3層m；油跡1層m；熒光9層m。電測解釋：Ng：油層1層m；Ed1：油層13層m；Ed2：油層6層m，差油層1層m；Ed3：油層10層m；Es1：油層1層m。O：級裂縫段3層192.8m試油成果：Ng~Ed1m~m，5層m，19mm油嘴，日產(chǎn)油271m3Ed2：m~m，6層m，水力泵排液，日產(chǎn)油m3，日產(chǎn)氣O：m~m，1層179.81m，24mm油咀，試采成果：Om~m，灰?guī)r裸眼段，初期11mm油咀，日產(chǎn)油125t，日產(chǎn)水m3×104m3。酸化后，mmMPa，日產(chǎn)油470t×104m3，不含水。截至2008年CFD2-1-1井：巖屑錄井：Ng：油斑23層128m；熒光15層mEd1：油斑12層51m；熒光15層86Ed2：熒光1層21m試油成果：Ed1：2415m~2474m，1層59m，中途測試，反循環(huán)出液32桶〔m3〕，產(chǎn)O：3364m～3396m，1層32m，中途測試：酸化前日產(chǎn)油1078桶〔約171m3酸化后日產(chǎn)油1796桶〔約286O：3414m～3475m，1層61m，中途測試：酸化前日產(chǎn)油24～30桶〔約4～5m鄰井分層數(shù)據(jù)〔僅供參考〕鄰井鉆井分層數(shù)據(jù)表表3層位南堡1井〔斜/垂，m〕南堡1-5井〔斜/垂，m〕南堡1-7井〔斜/垂，m〕南堡105井〔斜/垂，m〕CFD2-1-1井〔斜/垂，m〕老堡南1井〔斜/垂，m〕Qp300/300330/330299.5300/300Nm1882/18821962/19621890/1889.21896/18961684/1684Ng2369/23692668/26682522/2521.12632/26322402/2402Ed12788/27882967/29672796.62796.62868/28682740/2740Ed22990/29903279/32792855/2854√3090/3090√2925/2925Ed33974/39743773/37733249/3249Es14450/44503956/39563364/3364.1Es2+34953/4953O5180/5180√4110/4110√3583/3583√√相鄰井已鉆井復(fù)雜情況南堡1-5井:2005年6月30日下尾管在3952m〔奧陶系迎風化殼〕遇阻。7月1～7日在循環(huán)觀察中屢次出現(xiàn)蹩泵現(xiàn)象，并發(fā)生井漏，累計漏失鉆井液3〔～1.32，粘度72～～3/h南堡1井:南堡1井2004年10月12日18:00鉆至井深〔Ed3〕，高架槽鉆井液出口發(fā)現(xiàn)H2S氣體顯示，H2S濃度由0ppm升至54ppm，18:15達最大濃度54ppm，18:50H2S濃度降為0ppm。2004年10月13日22:42鉆至井深〔Ed3〕時，高架槽鉆井液出口發(fā)現(xiàn)H2S氣體顯示，H2S濃度由0ppm升至41ppm，井深通知鉆臺循環(huán)，10月13日0:452005年11月7日17：30鉆至井深〔Es1〕發(fā)生井漏，漏失32005年6月1日4：40鉆至井深〔奧陶系迎風化殼老堡南1井：老堡南1井2004年5月29日22:50鉆至井深1300m〔Nm〕循環(huán)鉆井液，錄井脫氣發(fā)現(xiàn)H2S氣體顯示，22:55H2S濃度由1ppm升至19ppm，23:10濃度最高到達31ppm，23:15降至21ppm，30日1:00停泵H老堡南1井于2005年6月14日在～(O)試采時天然氣成分：甲烷78.81%，乙烷6.17%，丙烷2.06%，異丁烷0.44%，正丁烷0.59%，戊烷以上1.11%，氮氣0.34%，二氧化碳10.47%，硫化氫，相對密度；該井于2005年8月24日在～(O)試采時天然氣成分：甲烷6%，乙烷6.14%，丙烷1.88%，異丁烷0.35%，正丁烷0.44%，戊烷以上0.444%南堡105×1井：2006年10月11~12日鉆至井深m〔NgⅡ〕發(fā)生井漏，漏失泥漿62m3〔密度1.21g/cm3，粘度42mPa.s〕，10月14~15日鉆至m玄武質(zhì)泥巖發(fā)生井漏，漏失泥漿57m3〔密度1.25g南堡1-7井：2005年8月19日鉆至井深2814m〔Ed2〕時，起鉆遇卡，卡點2716m。大鉤負荷由130t4流體性質(zhì)鄰井流體性質(zhì)統(tǒng)計表表4井號井段(m)層位原油天然氣地層水密度g/cm3粘度m相對密度H2SppmCO2%總礦化度mg/l水型南堡1Ed3~Es16940731NaHCO3~Ed17014NaHCO3Ed110795NaHCO3Ed18338CaCl2Ed1411003NaHCO3Nm1578NaHCO3Nm1529NaHCO3南堡105x1~Ed22325785MgCl2南堡1-5~4110O0.856428470MgCl2~Ed1252南堡1-7~Ed1南堡1-132526~Ng28425MgCl22650~2660Ed18790NaHCO3老堡南1~O5980NaHCO3南堡280~O溫度壓力特征靜壓資料：據(jù)南堡1井、南堡1-5井、老堡南1井、南堡105×1井、南堡1-7井、南堡1-13井、南堡280井等多口井試油和MDT測試資料。據(jù)老堡南1井測試資料，奧陶系實測油層中部深度,垂深～～～0.7MPa/100m。屬于正常壓力系統(tǒng)。館陶組、東一段油藏為正常溫度系統(tǒng)?！?.89℃/100m、東一段油藏為3.12℃/100m。據(jù)老堡南1井測試資料，奧陶系實測油層中部深度,垂深～172.99℃～4.40℃/100m。據(jù)鄰井測試資料，本區(qū)主要目的層段均為正常溫壓系統(tǒng)。相鄰已鉆井目前注水情況〔含污水回注井〕鄰井已鉆井目前注水情況統(tǒng)計表表5注水井井號注水層位注水井段厚度層數(shù)投注日期日注水量(m3)累計注水量(104井口壓力(MPa)備注油壓(MPa)套壓(MPa)泵壓(MPa)流壓靜壓圈閉有效性簡析南堡1號構(gòu)造位于沙北斜坡帶北部，緊鄰林雀生烴洼陷，處于油氣運移的主要指向區(qū)，且已有重要發(fā)現(xiàn)，說明油氣聚集條件十分有利。南堡1號構(gòu)造沙河街組、東營組和上第三系館陶組為繼承性發(fā)育的斷背斜構(gòu)造或斷鼻構(gòu)造，構(gòu)造形態(tài)完整，圈閉可靠；儲層以河流相與〔扇〕三角洲相砂巖和砂礫巖為主，奧陶系灰?guī)r曾長期遭到風化剝蝕，裂縫發(fā)育，均可形成物性較好的儲層；明化鎮(zhèn)組下部泥巖、館陶組下部玄武巖和東二段泥巖全區(qū)發(fā)育，下第三系底部泥巖披覆于奧陶系裂縫灰?guī)r之上，可成為良好的蓋層。圈閉生、儲、蓋組合配置良好，有利于形成“下生上儲〞、“自生自儲〞和“新生古儲〞油氣成藏組合及潛山油氣藏。主要地質(zhì)風險是中淺層儲層橫向變化和潛山裂縫發(fā)育情況。同時也要注意以下幾點：3.6.1受現(xiàn)有資料限制，潛山頂面不明確，準確確定南堡1-80井的潛山頂面3.6.奧陶系地層頂面為地層不整合面，風化剝蝕、巖溶作用強烈，縫洞發(fā)育，連通性好，在鉆井過程中易發(fā)生放空漏失現(xiàn)象。南堡1-5井下尾管在3952m〔奧陶系迎風化殼〕遇阻。在循環(huán)觀察中屢次出現(xiàn)蹩泵現(xiàn)象，并發(fā)生井漏，累計漏失鉆井液71.71m3〔～1.32，粘度72～～設(shè)計依據(jù)及鉆探目的中國石油冀東油田2021年油藏評價部署和南堡油田勘探加快方案南堡1-80井井位論證與井位實地勘測等相關(guān)資料主要目的層構(gòu)造圖以下附圖為東方地球物理公司冀東分院南堡凹陷三維疊前時間偏移處理資料構(gòu)造解釋及綜合研究成果：南堡1號構(gòu)造東一段油層頂面構(gòu)造圖〔局部〕南堡1號構(gòu)造東二段中部油層頂面構(gòu)造圖〔局部〕南堡1號構(gòu)造東三上亞段油層頂面構(gòu)造圖〔局部〕南堡1號構(gòu)造奧陶系頂面構(gòu)造圖〔局部〕潛山裂縫預(yù)測圖以下附圖為東方地球物理公司冀東分院南堡凹陷三維疊前時間偏移處理資料構(gòu)造解釋及綜合研究成果：南堡1號構(gòu)造奧陶系頂面構(gòu)造與GeoCyber裂縫預(yù)測疊合圖〔局部〕4.1.5過井主測線、聯(lián)絡(luò)線，連井過南堡1-80井奧陶系靶點主測線IN846地震解釋剖面過南堡1-80井奧陶系靶點聯(lián)絡(luò)線CR198地震解釋剖面過南堡1-80井井軌跡－南堡1-7－南堡1-5井連井地震解釋剖面4.1.6南堡1、南堡1-5、南堡1-7、南堡105、南堡105×1、老堡南1等井實鉆及試油試采資料。4.2鉆探目的預(yù)探南堡1號構(gòu)造南堡1-5區(qū)奧陶系潛山含油氣情況；評價東一段油井產(chǎn)能；落實東二段、東三段油層分布狀況。4.3完鉆層位及原那么、完井方法完鉆層位奧陶系完鉆原那么鉆至設(shè)計層位及深度后，井底無油氣顯示留足口袋完鉆。完井方法先期套管完成，奧陶系裸眼完井。對進行欠平衡鉆井的具體要求本井無欠平衡鉆井要求先期完成的具體要求先期完成無具體要求其它特殊要求根據(jù)實際鉆探情況，為完本錢井地質(zhì)目的執(zhí)行鉆探相關(guān)管理規(guī)程。5設(shè)計地層剖面及預(yù)計油氣層、特殊層位置南堡1-80井鉆井預(yù)測剖面表6地層設(shè)計分層油氣顯示斷點位置工程提示界系統(tǒng)組段巖性剖面底界海拔(m)厚度(m)鄰井資料本井預(yù)測新生界第四系更新統(tǒng)平原組Q·––·–·–·––·–··–·–·–·–·–·299299上第三系上新統(tǒng)明化鎮(zhèn)組Nm···18041505▲防卡防H2S–––······–––···–––····–––····–––····中新統(tǒng)館陶組Ng○·‥2505701▲▲防卡防漏防H2S○·○–––┌┌┌···┌–┌┌–┌下第三系漸新統(tǒng)東營組Ed1····2773268■■防噴防卡防漏防H2S–––········–––····Ed2–––3050277▲▲‥‥‥––––––····–––Ed3····3575525▲▲–––····–––····–––····–––古生界奧陶系馬家溝組O2503880305▲■防噴防漏防H2S〔未穿〕■工業(yè)油流▲油氣顯示5.2 分組、段巖性簡述按鉆遇地層分層自上而下表達各地質(zhì)時代的巖性、厚度、產(chǎn)狀、分層特性第四系平原組〔Q〕：0m~299頂部為厚層松散的礫石層及粘土，中、下部多為沒固結(jié)的灰白色中砂巖和灰色泥巖不等厚互層，底部為一套灰黃色泥質(zhì)砂巖，與下伏明化鎮(zhèn)組地層呈角度不整合接觸。上第三系：明化鎮(zhèn)組〔Nm〕：299m~1804館陶組〔Ng〕：1804m~2505m，上部為淺灰色含礫不等粒砂巖、砂礫巖及淺灰色細砂巖、棕紅色泥質(zhì)細砂巖與灰黃色、灰色泥巖呈不等厚互層。中下部為灰黑色、灰色玄武巖，灰黑色、灰色玄武質(zhì)泥夾灰色細砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，與下伏東營組下第三系：東一段〔Ed1〕：2505m~2773東二段〔Ed2〕：2773m~30東三段〔Ed3〕：3050m~3575m，上部為淺灰色細砂巖與深灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖不等厚互層，下部為深灰色泥巖與淺灰色細砂巖不等厚互層，與下伏奧陶系奧陶系〔O〕：3575m~3880m，頂部淺灰色、灰色灰?guī)r，灰褐色白云質(zhì)灰?guī)r，下部深灰色、褐灰色塊狀灰?guī)r按鉆井工程施工需要，分段表達可能鉆遇的斷層、漏層、超壓層、位置和井段等。漏層：奧陶系地層頂面為地層不整合面，風化剝蝕、巖溶作用強烈，縫洞發(fā)育，連通性好，在鉆井過程中易發(fā)生放空漏失現(xiàn)象。南堡1-5井下尾管在3952m〔奧陶系迎風化殼〕遇阻，在循環(huán)觀察中屢次出現(xiàn)蹩泵現(xiàn)象，并發(fā)生井漏，累計漏失鉆井液71膏巖、鹽巖層、火成巖、煤層、礫巖等特殊巖性層段的厚度、位置及各種礦物組成和膠結(jié)特點等。預(yù)計本設(shè)計井在館陶組1804m~2505m井段附近鉆遇火成巖，在奧陶系3575m~3880m井段附近鉆遇塊狀灰?guī)r，裂隙比擬發(fā)育。鉆遇火成巖含硫化氫等有毒有害氣體的井、層位、埋深及含量南堡1井2004年10月12日18:00鉆至井深，高架槽鉆井液出口發(fā)現(xiàn)硫化氫氣體顯示，硫化氫濃度由0ppm升至54ppm，18:15達最大濃度54ppm，18:50硫化氫濃度降為0ppm。2004年10月13日22:42鉆至井深3174.51時，高架槽鉆井液出口發(fā)現(xiàn)硫化氫氣體顯示，硫化氫濃度由0ppm升至41ppm，井深通知鉆臺循環(huán)，10月13日0:45濃度高達140ppm，1:30H2S濃度降為0ppm。南堡1-1井2005年11月19日當鉆到井深m〔NgⅣ〕，于21:03時檢測出1ppm濃度硫化氫氣體，至21:15時到達最高濃度2ppm，持續(xù)至21:30隨后開始降低濃度，到21:35時為0ppm。m~m〔Ed1~m；南堡1-平1井2006年9月7日8:06鉆至井深m〔Nm〕，返至井深1846mm；2006年9月19日23：39該井鉆至井深m〔NgⅢ〕，返至井深2810m老堡南1井于2005年6月14日在～(O)試采時天然氣成分：甲烷78.81%，乙烷6.17%，丙烷2.06%，異丁烷0.44%，正丁烷0.59%，戊烷以上1.11%，氮氣0.34%，二氧化碳10.47%，硫化氫99.66PPm，相對密度0.745；該井于2005年8月24日在～(O)試采時天然氣成分：甲烷78.36%，乙烷6.14%，丙烷1.88%，異丁烷0.35%，正丁烷0.44%，戊烷以上0.444%，氮氣0.34%，二氧化碳10.47%，相對密度0.739，沒有檢測到硫化氫；該井在試采過程中出現(xiàn)硫化氫含量變化的原因目前尚不明確。注意：南堡1-80井鉆至相應(yīng)層段時注意防H2S，并做好相應(yīng)的防護措施，防止事故的發(fā)生。5.3油氣層、特殊層簡述預(yù)計油氣層、特殊層的埋深及厚度據(jù)鄰井油層發(fā)育狀況，預(yù)計南堡1-80井的油層在各層段均有分布，主要集中在東一段、東二段、東三段和奧陶系。預(yù)計東一段油層埋深2505m~2773m；東二段油層埋深2773m~3050m；東三段油層埋深3050m~3575m；奧陶系油層埋深淺層氣分布情況。根據(jù)鄰井情況，本區(qū)未發(fā)現(xiàn)淺層氣。與鉆井施工相關(guān)的其他礦產(chǎn)及特殊層情況。根據(jù)鄰井資料推斷該區(qū)沒有其他礦產(chǎn)及特殊層。6 工程要求鄰井實測壓力成果鄰井產(chǎn)層實測壓力表7井號層位油層中部垂深〔m〕靜壓〔MPa〕地層壓力系數(shù)備注南堡1Nm2004.9,MDT測試Nm18162006.6，試油測靜壓Nm2006.6，試油測靜壓Ed12006.5，試油測靜壓Ed12005.12，試油測靜壓Ed126602005.11，試油測靜壓Ed22004.9，MDTEd3~Es12005.11，試油測靜壓南堡105x1Ed12007.3，試油測靜壓南堡1-5Ed12005.8，試油測靜壓Ed1試油測靜壓南堡1-7Ed1試油測靜壓老堡南1Ed32004.10,試油測靜壓O2005.5.21，試采測靜壓鄰井鉆井實測孔隙壓力 表8南堡1-5井南堡1-10井地層井深m“D〞指數(shù)孔隙壓力梯度MPa/100地層井深m“D〞指數(shù)孔隙壓力梯度MPa/100NgEd1NgEd12385NgEd12387NgEd12390NgEd12408NgEd12422NgEd12426Ed12703Ed12432Ed12741Ed12472Ed12770Ed1Ed12782Ed12546Ed12801Ed12550Ed22817Ed12574Ed22851Ed12577Ed22853Ed12580南堡1-6井南堡1-7井地層井深m“D〞指數(shù)孔隙壓力梯度MPa/100地層井深m“D〞指數(shù)孔隙壓力梯度MPa/100Ng2385Ed12611NgEd12640NgEd1Ed12750Ed1Ed1Ed12812Ed12835鄰井破裂壓力試驗〔碳酸鹽巖地層做承壓實驗〕表9井號層位套管鞋深度m鉆井液密度g/cm3壓力梯度g/cm3備注南堡1-5Nm1538Ed2南堡1-7Nm1513南堡1-6Nm823南堡1-2Nm800南堡1-13Nm807南堡1Nm未破Ed2地層壓力預(yù)測數(shù)據(jù)表10深度

m孔隙壓力

g/cm3坍塌壓力

g/cm3破裂壓力

g/cm3深度m孔隙壓力

g/cm3坍塌壓力

g/cm3破裂壓力

g/cm314901272015201275015501278015802810161012840164028701167029001170029301730296017602990179030201820305018503080118803110191031401940317019701320020003230203032602060132902090332021203350215033802218034102221034402240347022703500230013530233013560236035902390362024203650245036802480371025103740254037702570380026003830263038602660389026903920續(xù)表10深度

m孔隙壓力

g/cm3坍塌壓力

g/cm3破裂壓力

g/cm3深度m孔隙壓力

g/cm3坍塌壓力

g/cm3破裂壓力

g/cm3395040403980407040104100注：1、附圖中標注的地層深度為底界深度；2、由于參考井〔NP1-5〕距設(shè)計井距離較遠，地層深度差異較大〔NP1-5井相同層位比NP1-80井深約200m〕，預(yù)測結(jié)果僅供參考；地層壓力預(yù)測結(jié)果圖壓力預(yù)測曲線南堡1-80井孔隙壓力預(yù)測剖面圖南堡1-80井孔隙壓力預(yù)測表層位底界海拔〔m〕最高壓力系數(shù)Nm1804Ng2505Ed127736Ed230502Ed335751.15O3880鄰井壓力情況統(tǒng)計表表11序號層位中部深度〔垂深:m〕最高地層壓力系數(shù)資料來源備注1Nm18168南堡1井2006年07月試油時測靜壓，壓力系數(shù)0.98南堡1-18井M鄰井2Ng22542南堡1-1井2005年12月MDT測壓9南堡1-292鄰井3Ed126256南堡1-1井2005年12月M1鄰井4Ed231662南堡1井2004年9月M冀海1×1井1996年10月10日試油靜壓，壓力系數(shù)鄰井5Ed338941.15南堡1井2005年11月試油測靜壓，壓力系數(shù)1.04〔Ed3~Es1〕冀海1x1井1996年8月試油靜壓，壓力系數(shù)南堡1-19井2007年2月試油測靜壓，壓力系數(shù)1.15老堡南1井2004年10月試油靜壓，壓力系數(shù)鄰井鄰區(qū)7O41001.04老堡南1井2005年5月試采測靜壓，壓力系數(shù)鄰區(qū)鄰井鉆井液使用情況鄰井鉆井液使用情況統(tǒng)計表表12井號層位井段〔m〕鉆井液類型密度(g/cm3)漏斗粘度〔s〕南堡1Qp海水基正電聚醇33~100Nm海水基正電聚醇32~45Ng海水基正電聚醇40~282Ed海水基正電聚醇58~93Es海水基正電聚醇56~161O海水基正電聚醇70~110南堡1-5Qp27.3~330海水聚合物30~31Nm330~1998正電聚醇31~46Ng1998~2673正電聚醇46~126Ed12673~2815正電聚醇105~115Ed22815~3370正電聚醇125~137Ed33370~3773正電聚醇98~127ES13773~3956正電聚醇87~130O3956~4110正電聚醇78~110南堡1-7Qp~300海水聚合物28Nm300~1921正電聚醇~28~38Ng1921~2523~38~96Ed12523~279673~95Ed22796~285576南堡105Qp~300海水基聚合物~30~33Nm300~1896海水基聚合物甲酸鹽-正電聚醇~30~37Ng1896~甲酸鹽-正電聚醇~37~68Ed1~2868~60~66Ed22868~3090~53南堡105x1Qp~330海水聚合物~29~33Nm330~2266正電聚醇~31~45Ng2266~2795~41~91Ed12795~2834~54~56老堡南1Qp海水基漿32Qp、Nm251.29~1301海水聚合物32~41Nm~Ed2海水聚合物40~219Ed2~Es1正電聚醇35~88O海水聚合物30~38鄰井測溫情況鄰井測溫成果表表13井號層位油層中深〔m〕測溫情況備注日期溫度〔℃〕南堡1Ed1試油測溫南堡1Ed1試油測溫南堡1Es1~Ed3試油測溫南堡1-5Ed1試油測溫南堡105x1Ed12007.3106試油測溫南堡1-7Ed1109試油測溫老堡南1Ed3134試油測溫老堡南1O試采測溫鉆井液類型與體系要求優(yōu)質(zhì)海水泥漿體系。根據(jù)所鉆地層的地層壓力、巖石組成結(jié)構(gòu)特征及地層流體情況等不同條件選擇不同類型和不同組成特性的鉆井液，做到油層保護、環(huán)境保護和鉆井平安統(tǒng)一。為很好識別油氣層，泥漿體系勿混油類及四級以上熒光處理劑。特殊情況、特殊巖性段處理要求鉆井液性能要求低失水、低固相、低摩阻、攜砂能力強、熱穩(wěn)定性好。保護油氣層要求為保護油氣層，使用與地層配伍的泥漿體系，盡量使用可酸溶性材料。目的層鉆井液性能要求全井在主要目的層段，在確保平安鉆井的前提下，盡量降低鉆井液密度，實現(xiàn)近平衡鉆井。鉆遇明化鎮(zhèn)組、館陶組目的層，鉆井液密度應(yīng)小于g/cm3，館陶組玄武巖段泥漿密度不做要求；鉆遇東營組目的層，鉆井液密度應(yīng)小于1.25g鉆遇奧陶系目的層，鉆井液密度應(yīng)小于1.06g/cm鄰井地層壓力資料較少，現(xiàn)場如遇特殊情況，應(yīng)及時上報上級主管部門，并及時調(diào)整鉆井液性能和密度，堅決防止井噴等事故的發(fā)生，保證平安鉆井。全井鉆井液體系要求優(yōu)質(zhì)海水泥漿體系。特殊巖性段的重點提示特殊巖性：本設(shè)計井館陶組中下部有火成巖、砂礫巖，奧陶系有碳酸鹽巖。油氣藏：本設(shè)計井可能在明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組、奧陶系等層位鉆遇油氣藏。有毒氣體：鄰井南堡1、南堡1-1、南堡1-平1、南堡1-2和老堡南1等井錄井、試采時曾監(jiān)測到H2S氣體顯示。注意：本設(shè)計井鉆井過程中要注意防噴、防漏、防塌、防滑、防卡、防H2S，防止平安事故，保證鉆井平安。全井鉆井液分層段性能要求鉆井液分段性能表表14層位井段〔m〕密度〔g/cm3〕粘度〔s〕備注Q80~29930~40提供的數(shù)據(jù)依據(jù)地質(zhì)需要，結(jié)合鄰井測壓資料，參考鄰井實際使用鉆井液密度等資料確定，如不能滿足實際鉆探需要，可視鉆探情況，及時上報相關(guān)部門，并進行調(diào)整，以確保鉆井平安。Nm299~18045~1.1535~50Ng1804～25051.15~1.2040~50Ed12505~27731.15~1.2040~50Ed2-Ed32773~35755~1.2540~50O3575~3880~1.0630~50定向井：井斜、水平位移允許范圍、井身軌跡表15海拔m井斜(°)方位(°)水平位移m井徑擴大率%井斜測量間距m-26040396-35750396井斜、全角變化率、井徑擴大率和井斜測量間距等參數(shù)按工程設(shè)計要求執(zhí)行井身質(zhì)量及井眼軌跡要求井身質(zhì)量及井眼軌跡要求表16井深〔m〕全角變化率(/50或100m井徑擴大率〔%〕靶心距〔m〕井眼軌跡符合率〔%〕全角變化率、井徑擴大率、靶心距和井眼軌跡符合率等參數(shù)按照工程設(shè)計要求執(zhí)行套管程序及固井質(zhì)量要求按?南堡1-80井鉆井工程設(shè)計?執(zhí)行，奧陶系地層井深結(jié)構(gòu)要滿足相應(yīng)測井工程和鉆井取心要求鄰井井身結(jié)構(gòu)南堡1井鉆頭程序：14mm×m+660mm×m+444mm×m+311mm×m+215mm×導(dǎo)管：762mm×m表層套管：508mm×技術(shù)套管：mm×m，水泥返至100技術(shù)套管：mm×m，水泥返至1580油層套管：mm×m，水泥返至3136尾管：127mm×固井質(zhì)量：合格南堡1-5井鉆頭程序：3A660mm×m+3A444mm×m+3A215mm×m+3A表層套管：508mm×m技術(shù)套管：mm×m，水泥漿返至225油層套管：mm×m，水泥漿返至1697油層套管：mm×m固井質(zhì)量：合格南堡1-7井鉆頭程序：3Amm×m+3Amm×m+3Amm表層套管：508mm×2技術(shù)套管：mm×m，水泥漿返至390油層套管：mm×2843.7固井質(zhì)量：合格南堡105×1井鉆頭程序：mm×m+mm×m+mm×m+mm×m隔水管：mm×84.表層套管：mm×500.39m技術(shù)套管：mm×2830.油層套管：mm×3m，水泥漿返至固井質(zhì)量：合格老堡南1井：鉆頭程序：660mm×m+444mm×m+311+215×m+152mm×表層套管：mm×m，水泥返至m技術(shù)套管：mm×m，注入G級水泥固井技術(shù)套管：mm×3038.60，水泥返至m油層套管：mm×m，水泥返至m固井質(zhì)量：合格設(shè)計井井身結(jié)構(gòu)要求表井身結(jié)構(gòu)要求表17表層套管技術(shù)套管油層套管備注鉆頭φmmxm套管φmmxm水泥返深〔m〕鉆頭φmmxm套管φmmxm水泥返深〔m〕鉆頭φmmxm套管φmmxm水泥返深〔m〕井身結(jié)構(gòu)參數(shù)按工程設(shè)計要求執(zhí)行。完井質(zhì)量要求鄰井固井質(zhì)量情況南堡1井、南堡1-5井、南堡1-7井、南堡105x1井、老堡南1等鄰井固井質(zhì)量合格。設(shè)計井完井質(zhì)量要求表完井質(zhì)量要求表18完井要求封固質(zhì)量要求井口裝置試壓其它井段〔m〕封固質(zhì)量其它完井質(zhì)量要求按工程設(shè)計和相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。資料錄取要求錄井間距巖屑錄井間距：800m~1600m，1600m~巖屑錄井要求巖屑錄井做到井深無誤，遲到時間準確，巖屑樣品每取一次分兩包裝，每包巖屑數(shù)量不少于500克，一包為現(xiàn)場檢驗及挑樣用，另一包為保存的原樣，巖屑必須自然風干或低溫〔小于50℃〕烘干，保存樣用布袋包裝。鉆時、氣測錄井要求儀器要求：綜合錄井儀，從二開開始連續(xù)測量，每1米一點，異常井段取樣分析組分。全脫分析：二開~井底，無顯示每班做一個樣品；每次處理泥漿后做2個樣品；循環(huán)觀察和測后效時，發(fā)現(xiàn)異常加密分析；如鉆遇油氣顯示或氣測異常，每1m錄井工程：二開~井底，全井進行全烴、C1~C4、H2、CO2、H2S組分測量。遲到時間：自動跟蹤校正。表層~1600m，每鉆進100m，實測一次遲到時間；1600m鉆井參數(shù)按工程設(shè)計執(zhí)行氣體參數(shù)自二開~井底，全井進行全烴、C1~C4、H2、CO2、H2S組分測量鉆井液參數(shù)按工程設(shè)計執(zhí)行(地質(zhì)觀察)異常情況錄井按照現(xiàn)場地質(zhì)要求做好地質(zhì)錄井工作。其它特殊需求按照有關(guān)規(guī)定及操作標準執(zhí)行。鉆井取心目的及原那么鉆井取心設(shè)計表表19層位設(shè)計井段〔m〕取心進尺〔m〕收獲率取心原那么O灰?guī)r1筒7＞90％熒光顯示7級以上，或氣測組分全。鉆井取心要求確保收獲率井壁取心設(shè)計表表20層位設(shè)計井段〔m〕取心顆數(shù)取芯目的取心原那么Nm~Ed3底800~3775100落實含油性和巖性特征具體取心位置根據(jù)實際鉆探結(jié)果再確定。錄井工程、間距錄井工程：鉆井液密度、粘度。錄井間距：800m~1600m，1600m~鉆井液錄井：每班做一全套分析，發(fā)現(xiàn)氣測異常及油氣層，應(yīng)加密測點，連續(xù)測量。取樣要求發(fā)現(xiàn)氣測異常及油氣層，應(yīng)加密測點測量鉆井液密度和粘度。槽面觀察要求與巖屑錄井同步進行，仔細觀察，并做好記錄；發(fā)現(xiàn)氣測異常及油氣層，應(yīng)及時進行觀察和記錄，并按相關(guān)標準要求采取措施。常規(guī)分析按巖屑錄井密度逐包濕照、干照、滴照，見顯示巖樣依次浸泡定級。定量分析〔QFT〕定量熒光錄井。不要求7.9酸解烴、罐裝氣不要求要求與巖屑錄井同步進行現(xiàn)場注意觀察鉆井液漏失情況，特別是易漏井段要派人坐崗，一旦發(fā)現(xiàn)鉆井液漏失時，要進行漏失層段、漏失量和漏速測定，并及時采取措施防止漏失。(dc指數(shù))要求進行壓力檢測〔dc指數(shù)〕不要求分析化驗工程為滿足儲量參數(shù)和開發(fā)方案研究需要，進行必要的分析化驗〔按冀東油田勘探部、開發(fā)部公布的?冀東油田常規(guī)巖心分析化驗要求?及開發(fā)實驗工程的要求執(zhí)行〕。選樣密度及規(guī)格具體分析化驗工程和樣品數(shù)量由冀東石油勘探開發(fā)研究院儲量室、測井室、潛山油藏勘探室及鉆采工藝研究院、共同討論確定，鉆井取心后，根據(jù)勘探部、南堡油田公司要求及現(xiàn)場實際情況進行適當調(diào)整，統(tǒng)一協(xié)調(diào)后取樣。8健康、平安與環(huán)境管理8.1根本要求鉆井工程施工作業(yè)單位應(yīng)具備?平安生產(chǎn)法?和有關(guān)法律、法規(guī)和國家標準或行業(yè)標準規(guī)定的平安生產(chǎn)條件，有平安生產(chǎn)許可證、健全的平安生產(chǎn)責任制、平安操作規(guī)程和具體的平安措施〔乙方應(yīng)在鉆井工程投標書中予以明確〕。實現(xiàn)“零傷害、零事故、零污染〞的平安生產(chǎn)業(yè)績目標。8.2健康管理要求預(yù)防、控制和消除職業(yè)危害，保護員工健康。8.3平安管理要求建立健全有關(guān)鉆井生產(chǎn)平安制度、操作規(guī)程、平安措施以及HSE管理體系文件，并嚴格執(zhí)行，制定應(yīng)急救援預(yù)案，定期演練，確保工程工程平安生產(chǎn)8.