1、鄂尔多斯盆地长庆油田靖边区块井号：G44-16 井别：开发井 井型：直 井钻井地质设计中 国 石 油 天 然 气 股 份 有 限 公 司长庆油田分公司内部资料注意保存中国石油 靖边区块 G44-16 钻井地质设计长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日钻井地质设计责任表靖边区块 G44-16 井钻井地质设计设计单位：设 计 人：日期： 年 月 日审 核 人：（签字）日期： 年 月 日单位负责人： （签字）日期： 年 月 日建设单位技术负责人意见：（签字）日期： 年 月 日 建设单位主管副经理（负责人）审批意见：（签字）日期： 年 月 日 中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计长
2、庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日目 录1 井区自然概况 11.1 地理简况 11.2 气象、水文 11.3 灾害性地理地质现象 12 地质简介 22.1 构造概况 22.2 标准地层剖面 22.3 储集层特征 32.4 油气藏简述 42.5 勘探开发简况 52.6 已钻井复杂情况 53 设计依据及开发部署 63.1 设计目的 63.2 设计依据 63.3 设计井基本数据 64 设计分层数据表 75 工程要求 85.1 地层压力 85.2 钻井液要求 95.3 井身质量 105.4 井身结构要求 105.5 完井质量要求 106 资料录取要求 106.1 录井要求 106.2 取心要
3、求 116.3 分析化验要求 116.4 中途测试要求 116.5 测井要求 117 健康、安全与环境管理 127.1 基本要求 127.2 健康管理要求 127.3 安全管理要求 127.4 环境管理要求 137.5 风险提示 138 设计及施工变更 14中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日8.1 设计变更程序 148.2 目标井位变更程序 148.3 施工计划变更程序 149 提交资料要求 1410 技术要求 1410.1 录井要求 .1410.2 特殊情况处理要求 .1510.3 下套管、固井要求 .1511 附件、附图及附表 1
4、511.1 靖边区块 G44-16 井过井地震叠加剖面图 1611.2 靖边区块马五 1 亚段底部构造图（局部） .1711.2 邻井三压力剖面图 18中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 1 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日1 井区自然概况1.1 地理简况1.1.1 地理环境G44-16 井位于陕西省安塞县王家湾乡。靖边区块位于陕西省北部与内蒙古自治区交界处，地跨陕西省靖边县、横山县、榆林市、安塞县、志丹县和内蒙古自治区乌审旗、鄂托克旗等，工区南部为黄土高原，北部和西北部为毛乌素沙漠和腾格里沙漠南缘，紧邻黄河河套地区，地面海拔 11201820m
5、 。1.1.2 交通、通讯井场南方向 150m 有乡村油路（王家湾到坪桥），气田内主干公路已建成，井场附近有气田公路，交通方便。井场远离村镇，通讯不便。1.1.3 周边环境描述本井位于采油四厂废弃油井井场。井场南方向 400m 有 4 户居民，井场东北方向300m 有水泥搅拌厂。由于设计坐标为钻前踏勘坐标，钻机就位前请钻井队对井场周围居民、学校、医院等人口密集场所，河流、水库、铁路、高速公路等设施。油井场、高压电线等高危场所进行再次落实，准备相应预案，防止井位踏勘到开钻期间内环境发生变化，而造成不便影响。1.2 气象、水文1.2.1 气候工区属内陆性干旱、半干旱气候，冬春季多西北风，春季多发沙
6、尘暴。1.2.2 气温工区春季干旱多大风，夏季高温多雷雨，秋季凉爽而短促，冬季干旱且漫长，日照充足。季最高气温 36，冬季最低气温 -28，年均气温 7.8，昼夜温差大。1.2.3 雷雨雪霜工区雨量较少，年平均降水量 418mm。无霜期约 165 天。降水多集中夏季，且多暴雨，强度大，冬春两季多风沙。1.3 灾害性地理地质现象该井地处黄土高原腹地，侵蚀陡坎、断崖地貌特别发育，黄土遇雨水冲刷极易发生垮塌、滑坡，并伴生泥石流等自然灾害。在夏秋暴雨多发季节施工，应注意防洪抗灾，中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 2 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日避免
7、人身、财产伤亡事故发生。2 地质简介2.1 构造概况2.1.1 区域地质背景鄂尔多斯盆地位于华北地块西部，是一个稳定沉降、坳陷迁移、扭动明显的多旋回克拉通盆地，现今构造面貌为一南北翘起、东翼缓而长、西翼短而陡的不对称向斜。依据现今构造特征，盆地内划分为六大二级构造单元，即：伊盟隆起、伊陕斜坡、天环凹陷、晋西挠褶带、西缘断褶带和渭北隆起。2.1.2 构造基本特征鄂尔多斯盆地位于华北地块西部，是一个稳定沉降、坳陷迁移、扭动明显的多旋回克拉通盆地，现今构造面貌为一南北翘起、东翼缓而长、西翼短而陡的不对称向斜。依据现今构造特征，盆地内划分为六大二级构造单元，即：伊盟隆起、伊陕斜坡、天环拗陷、晋西挠褶带
8、、西缘断褶带和渭北隆起。伊陕斜坡为一大型宽缓西倾单斜，地层倾角不足 1，靖边区块位于陕北斜坡，平均坡降 7m/km10m/km。地层走向近南北，局部略有偏转。2.2 标准地层剖面地 层 时 代 岩性剖面界 系 统 组 亚段 底深（m） 厚度 (m) 岩性描述 油气层段 （m ） 标准层压力系数新生界第四系 55.0 50.2 黄色亚粘土夹黄褐色、浅棕色砂质粘土及砾石层白垩系下统 230.0 175.0 上部灰紫、浅棕色砂岩夹灰岩、灰绿色泥岩，下部棕红、浅红色中-粗粒砂岩安定组 402.0 172.0 上部泥灰岩和砂岩互层，中部紫红色泥岩，底部灰黄色细砂岩中统直罗组 586.0 184.0 灰绿
9、、紫红色泥岩与浅灰色砂岩互层，上部灰绿色泥岩为主，底部广泛发育一套厚层块状含砾粗砂岩中生界 侏罗系下统 延安组 876.4 290.4 深灰、灰黑色泥岩与灰色砂岩互层夹多层煤，底部杂色泥岩夹灰白色中粗粒砂岩延 7 顶煤中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 3 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日地 层 时 代 岩性剖面标准层 压力系数界 系 统 组 亚段 底深（m）厚度(m) 岩性描述油气层段（m ）上统 延长组 2073.7 1197.3 上部泥岩夹粉细砂岩,中部厚层块状砂岩夹砂质、碳质泥岩,下部长石砂岩夹紫色泥岩油层长 1 底部泥页岩长 7 张家滩
10、页岩中统 纸坊组 2402.0 328.3 上部棕紫色泥岩夹砂岩，下部灰绿色砂岩、砂砾岩和尚沟组 2512.0 110.0 棕红泥岩夹灰色砂岩三叠系下统 刘家沟组 2806.4 294.4 灰绿色砂岩夹棕褐、浅棕色泥岩上统 石千峰组 3079.0 272.6 上部棕红色泥岩夹肉红色砂岩，下部肉红色砂岩夹棕红色泥岩造浆性能好，钻遇该段地层时泥浆呈棕红色中统 石盒子组 3365.4 286.4 上部杂色、灰色泥岩夹灰绿色砂岩为主，下部为灰白色砂岩夹深灰色泥岩3334.53338.63349.43352.8盒 1 顶紫红泥岩盒 5 顶桃花页岩盒 8 底骆驼脖子砂岩0.81山西组 3473.4 108
11、.0 深灰泥岩与灰白色砂岩互层夹煤线及煤层3370.93373.93406.43413.13438.43441.4山 2 底北岔沟砂岩 0.84二叠系下统太原组 3511.4 38.0 深灰色灰岩、泥岩、煤 6#煤层石炭系上统 本溪组 3555.4 44.0 煤，深灰色泥岩3523.03530.43532.93537.8顶部厚煤层（8 #、9 #煤） 0.76马五 1 3574.6 19.2 马五 2 3583.6 9.0 马五 3 3605.4 21.8 古生界奥陶系下统 马家沟组马五 4 3646.8 41.4 深灰色泥质白云岩、灰质云岩3558.63562.43565.53569.635
12、71.63573.83578.63582.03656.03658.5马五 14 底深灰色凝灰岩马五 41 底灰绿色凝灰岩0.94备注：本表中为陕 434 井分层数据，该井距 G44-16 井井口 1.84km，补心海拔 1519.51 m。2.3 储集层特征2.3.1 沉积特征靖边气田上古生界早二叠世为河流三角洲相沉积，本区块气田盒 8 气藏展布主要受三角洲平原分流河道砂体控制。下古生界储集层主要分布于奥陶系风化壳上部的马五1 亚段白云岩。这套白云岩储层是经历了较强的淡水溶蚀淋滤作用形成的风化壳型非常规天然气储集层，其成岩作用主要有云化、大气淡水淋滤和重结晶。2.3.2 岩性及物性特征中国石油
13、 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 4 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日本区盒 8 段储集岩性主要为岩屑质石英砂岩及岩屑砂岩，下部见含砾砂岩及细砾岩。粒度以粗、粗中粒、中粒为主。颗粒成分以石英、燧石及石英岩为主；岩屑成份以燧石、喷发岩、片岩为主；填隙物有杂基、铁方解石、硅质、水云母及高岭石等。受沉积环境影响，砂岩储层结构成熟度比较高。颗粒一般呈次棱角次圆状，分选中等，主要粒径分布范围为 0.23.0mm。根据取心井常规物性分析资料统计结果，有效储层孔隙度主要在 4.014.0%，平均 9.2%；渗透率主要在 0.1001.00010 -3m2 之间，平均
14、0.60710-3m2。储集空间主要为溶孔（杂基溶孔、岩屑溶孔等）、晶间孔、残余粒间孔及少量微裂隙。本区下古生界储层主要为裂缝溶蚀孔洞型，其次为孔隙型和裂缝微细孔型。其中以马五 13 为最好，平均孔隙度为 5.39%，平均渗透率为 0.47110-3m2。2.3.3 空间展布特征本区经历了由晚石炭世早二叠世早期的浅水三角洲到早二叠世晚期开始的河流三角洲发育的内陆湖盆的演变过程，沉积相带控制上古生界储集体的展布。砂岩在平面上广泛分布，储集体由北向南延伸，厚度逐渐变薄，东西向呈透镜状叠加。北部砂岩厚度一般大于 20m，向南砂岩变薄，厚度一般 520m。本区下古生界储层主要分布于奥陶系马家沟组顶部风
15、化壳，以马五 1、马五 2、马五4 亚段为最好，储层沉积相带宽缓稳定，呈近南北向大面积展布，成层性稳定，对比性强。储层分布大体与古潜台展布基本一致。2.3.4 岩石的敏感性经过对部分井岩心分析，盒 8 砂岩速敏程度为中等中等偏强、弱酸敏、弱水敏中等水敏，弱盐敏。马五段储层属中偏弱速敏、弱水敏、弱酸敏和中-强水锁。2.4 油气藏简述2.4.1 油气藏类型根据本区盒 8 岩心分析结果，并综合分析试气和毛管压力曲线等特征，确定该气藏属低渗的岩性圈闭气藏，且非均质性强。钻探、测井、试气结果表明，其气层的分布严格受砂体展布和砂体物性控制，含气有利区分布于砂体主体带上，工业气流井一般分布于砂体中心物性较好
16、部位，砂体顶部和边缘由于物性较差，含气也随之变差。靖边气田下古生界气藏的形成是受地质构造、地层结构、古地貌和沉积成岩作用中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 5 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日等多种作用综合的结果。气藏序列主要有三种类型：马五 1 亚段气藏为古地貌圈闭类型，马五 4 亚段气藏为成岩后生圈闭类型，马五 2、马五 3 亚段气藏为复合圈闭类型。2.4.2 流体性质及有毒、有害气体含量靖边气田大多数井只产天然气，少数井气水同产或产水，个别井产气过程中有微量凝析油产出。天然气以甲烷为主，有少量乙烷、丙烷等重烃，非烃组份中主要为H2S、N 2
17、 和 He，其中 H2S 为有毒害气体。盒 8 气藏含少量 H2S，下古生界气藏平均H2S 含量 1031mg/m3，其含量最高可达 66145.1mg/m3（G18-10 井）。G44-16 井邻井气质分析统计表 表 1井号 取样时间 层位 CH4（% ） C2H6（%） CO2（mg/m 3） H2S （mg/m 3）G37-12 2011-10-19 盒 8 95.09 0.733 3.723 61.8G42-9 2013-4-1 山 1 93.76 0.556 5.228 92.17G46-16 2013-10-2 马五 1 93.42 0.279 5.847 212.7G40-9 2
18、001-7-23 马五 1 94.43 0.448 4.834 311.96G50-15 2008-6-11 马五 1 91.95 0.345 6.863 6377.67陕 434 2013-10-22 马家沟 94.08 0.393 5.047 2552.752.4.3 油气水界面从本气田气水界面海拔高程对比中可以看出，各产水层均无统一的气水界面，即使在含水面积较大的同一区块内也不存在统一的气水界面。2.4.4 温度及压力系统研究表明，靖边气田产层属同一压力系统，其压力系数随地层埋深而增加，与区域构造相一致，单井压力系数普遍小于 1.0，盒 8 气藏实测地层压力在 24.2928.03MPa
19、之间，平均压力系数 0.83，马五 1+2 气藏埋藏深度为 29603765m，各区原始地层压力为 26.7831.92MPa ，平均 30.24MPa，平均压力系数 0.91，补充新井资料后，压力系数不变。压力分布总趋势是西部高、东部低，南部高、北部低，由北向南平均值依次变小。靖边气田马五 1+2 气藏具有统一的温度梯度，即 3.05/100m ，具有相同的地温场，气层温度分布范围在 96.9113.5，平均 105.1。2.5 勘探开发简况1986 年 5 月 5 日长庆石油勘探局在分析盆地中部奥陶系古风化壳沉积岩相与古岩溶发育特征的基础上，综合地质、地震集中讨论中央古隆起的林家湾构造并确
20、定陕参 1 等中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 6 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日井位。陕参 1 井在下古生界奥陶系马家沟组钻遇白云岩储层，马五 1+2 亚段分别解释气层10m、3.20m，酸化求产获得无阻流量 28.30104m3/d 的高产工业气流。1989 年 9 月，榆 3 井在与陕参 1 井同一层系发现白云岩晶间孔隙型储层，酸化后获得无阻流量13.80104m3/d 的工业气流。这两口井的重大发现揭开了靖边气田勘探的序幕。在勘探靖边气田下古生界气藏的过程中，发现上古生界也有好的油气显示，提出了“上下古生界兼探”的勘探部署。1996
21、年以后，天然气勘探的重点逐渐由下古生界向上古生界转移。1991-1998 年经过综合评价、开发试验阶段及探井试采阶段，逐步进入了靖边气田的规模开发。2.6 已钻井复杂情况经查阅部分邻井资料，G44-17 井钻至井深 3100.00m（刘家沟组）发生漏失，漏失钻井液 160m3；G46-16 、 G42-16、G44-12 、G44-18 钻井过程中未发生复杂情况。由于区域完钻井较少，能够查到的邻井资料有限，靖边气田多年钻井资料显示，志丹统、直罗组易出水，刘家沟组易发生漏失，山西组、太原组、本溪组煤层易垮塌。3 设计依据及开发部署3.1 设计目的完成产能建设任务。3.2 设计依据3.2.1 G4
22、4-16 井地质任务书3.2.2 靖边气田马五 1 亚段底界（k1）构造图3.2.3 陕 434、G44-18、陕 331 井等勘探、开发成果3.3 设计井基本数据G44-16 井基本数据 表 2井 号 G44-16 井 别 开发井 井 型 直井（单井）地理位置 陕西省安塞县王家湾乡构造位置 鄂尔多斯盆地伊陕斜坡井位坐标 X（m）：4123084 Y（m）：19339029（初测）地面海拔（m ） 1500（初测） 补心海拔 （m） 1506.3 (参照 6.3m 补心高)目的层 马五 1+2 亚段，兼顾 设计井深 3611中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 7 页 共 18
23、 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日上古生界气层和中生界油层 （m）完钻层位 马家沟组 完井方式 套管完井完钻原则钻穿马五 1+2 亚段后，钻 50m 口袋完钻。在钻口袋过程中，如下部气层发育好，则应钻穿下部气层后，再钻 50m 口袋完钻。注：（1）井口坐标为钻前踏勘坐标，要求在本井二开开钻前复测井口坐标，用复测坐标对目的层、地层分层井深和厚度进行修正。（2）依据邻井底界分层和测井解释的储层资料，录井做好本井相应标志层的卡层，按设计下技术套管。中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 8 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日4 设计分层数据表
24、设计分层数据表 表 3地 层 时 代 设计地层界 系 统 组 亚段 井深（m）厚度（m）岩性描述 预计油气层段 （m） 复杂情况提示新生界 第四系 50 44 黄色流沙、粘土夹砾石层防塌、防漏白垩系 下统 215 165 粉红色砂岩夹泥质条带 防斜、 防出水安定组 375 160 泥灰岩、紫红色泥岩、灰黄色细砂岩 防塌、防 卡中统直罗组 545 170 灰绿、紫红色泥岩与浅灰色砂岩互层，上部以泥岩为主，底部为砂砾岩防塌、防斜、防 出水侏罗系下统 延安组 845 300 深灰、灰黑色泥岩与灰色砂岩互层夹多层煤，底部杂色泥岩夹灰白色中粗砂岩防塌、防斜防卡、防喷上统 延长组 2005 1160 上部
25、泥岩夹粉细砂岩，中部以厚层、块状砂岩为主夹砂质泥岩、碳质泥岩，下部长石砂岩夹紫色泥岩防塌、防斜防卡、防喷中统 纸坊组 2375 370 上部棕紫色泥岩夹砂岩，下部为灰绿色砂岩、砂砾岩防塌、防斜和尚沟组 2505 130 棕红色泥岩夹灰色砂岩 防漏、防 斜中生界三叠系下统刘家沟组 2785 280 灰绿砂岩夹棕褐、浅棕泥岩 防漏上统 石千峰组 3045 260 上部棕红色泥岩夹肉红色砂岩，下部肉红色砂岩夹棕红色泥岩防塌、防斜中统 石盒子组 3335 290 上部以杂色、灰色泥岩夹灰绿色砂岩为主，下部为灰白色砂岩夹深灰色泥岩3304 33083319 3322山西组 3455 120 深灰色泥岩与
26、灰白色砂岩互层，夹煤线及煤层3340 3344 3376 3383 3420 3423二叠系下统太原组 3490 35 深灰色灰岩、泥岩、煤石炭系 上统 本溪组 3530 40 煤，深灰色泥岩 3502 3509 3511 3516马五 1 3552 22 古生界奥陶系 下统 马家沟组 马五2 3561 9 褐灰色白云岩及泥质白云岩夹膏云岩3533 35373540 35443546 35483556 3559防喷、防漏、防硫化氢中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 9 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日地 层 时 代 设计地层岩性描述 预计油气层段
27、 （m） 复杂情况提示界 系 统 组 亚段 井深（m）厚度（m）马五 3 3581 20 马五 4 3611 30 注：本井地层厚度、深度主要依据本区马五 1 亚段底界海拔并结合邻井实钻资料设计而成。录井在取得标志层底界分层数据后，做好井间地层对比，对设计地质分层进行校正，做好地质预告。5 工程要求5.1 地层压力5.1.1 已钻井实测原始地层孔隙压力 已钻井实测地层孔隙压力成果表 表 4井号 层位 油气层中部深度(m) 地层压力(MPa) 压力系数 备注G46-18 盒 8 段 3430.45 28.43 0.81 2006/9/13 测G48-20 山西组 3436.68 28.51 0.
28、84 2009/10/9 测G42-5 本溪组 3709.3 27.65 0.76 2004/7/28 测G46-16 马五 1 亚段 3529.10 31.26 0.90 2006/10/13 测陕 377 马五 1 亚段 3313.6 30.69 0.94 2012/12/1 测陕 434 马五 1 亚段 3570.3 29.95 0.86 2012/11/20 测5.1.2 已钻井破裂压力 已钻井破裂压力试验成果表 表 5井号 层位 井段（m） 地层压（MPa） 地层压力梯度（MPa/100m ）备注石千峰组 3004.03250.2 26.6028.93 0.8830.899石盒子组
29、3250.23539.2 28.8031.20 0.8830.898山西组 3539.23624.8 31.7732.05 0.8830.886太原组 3624.83650.4 32.0532.23 0.8830.884本溪组 3650.43658.0 32.2532.32 0.883苏 352 井马家沟组 3658.03790.0 32.3433.06 0.8830.8845.1.3 生产井的采（注）压力生产井的采（注）压力成果表 表中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 10 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日6压 力 资 料井号井型采（注）井 段
30、(m)层位地层压力(MPa)测压时间(h:min)油压(MPa)套压(MPa)备 注陕 377 直井 3313.6（中深） 马五 1(34)2(12) 30.69 24.60 24.80 2012/12/1陕 434 直井 3570.3（中深） 马五 1 (234) 2 (2) 29.61 23.18 23.18 2013/6/14陕 13 直井 3420.4（中深） 马五 1 (123)2(2)4(1) 30.69 25.20 25.20 2000/9/19G42-9 直井 3458.3（中深） 山 1 31.60 24.00 24.00 2006/9/265.1.4 地层压力预测G44-1
31、6 井地层压力预测 表 7井 号 层位 设计井段(m) 压力系数 复杂提示盒 8 段 33043322 0.81山西组 33403423 0.84本溪组 35023516 0.76G44-16马家沟组 35333559 0.94防喷5.2 钻井液要求5.2.1 已钻井钻 (完)井液使用情况已钻井钻(完)井液使用情况表 表 8钻井液/完井液井号 层位 井 段（ m）类型 密度（ g/cm3） 粘度（s）油、气、水显示及漏失情况石千峰组 2980.03019.7 清水聚合物 1.02 32石盒子组 3019.73319.6 1.021.08 3248山 西 组 3319.63445.5 1.08
32、4851太 原 组 3445.53480.8 1.08 4652本 溪 组 3480.83507.6 1.08 5253G46-16马家沟组 3507.63620.0三磺体系1.081.18 53935.2.2 对本井钻井液的要求（应满足油气层保护等需求）钻井液要满足油气层保护需求。具体如下：1）钻井液体系、性能、配方、处理方法与维护等内容以钻井工程设计为准。中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 11 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日2）原则上在满足地质录井、保护油气层及钻井工程安全的条件下，针对不同的地层，应采用针对性的钻井液体系。3）按设计钻井
33、液密度钻进，钻井中应根据实际情况，及时调整好钻井液性能。4）钻开油气层前应根据预计的地层压力按规范储备足够数量相应密度钻井液和加重材料，进入储层前经建设方同意后加入适量储层保护剂。5）在气层钻进中，针对井下实际情况及时调整钻井液密度，严格控制起下钻速度，以免抽汲造成井喷或压力激动造成产层损害；如出现井漏，应要调整钻井液性能，或用暂堵性堵漏材料；尽量减少油气层浸泡时间。6）本井要求对中生界进行荧光分析以及时发现油层，施工过程中严禁在钻井液中混油，如有特殊需要必须混油时应报请长庆油田公司第一采气厂产建项目组批准方可施工，并将有关数据记录在案。5.3 井身质量井身质量要求表 表 9井号 井深 (m)
34、 最大井斜角 （） 最大全角变化率 （/30m） 最大水平位 移(m) 最大井径扩 大率() 平均井径扩 大率 ()G44-16 水平位移小于 60m，其它按工程设计要求执行5.4 井身结构要求井身结构要求表 表 10表层套管 气层套管井号 钻头 mmm套管 mmm水泥返深（ m）钻头 mmm套管 mmm水泥返深（m）备注G44-16 固井质量一次合格，其它按工程设计要求执行注：表套下深以工程设计为准，要求套管进入稳定地层 30m 以上，保护水源。5.5 完井质量要求完井质量要求表 表 11完井要求 封固质量要求井号井口装置 试压 其它 井段（m ） 封固质量 其它中国石油 靖边区块 G44-
35、16 井钻井地质设计 第 12 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日G44-16 按工程设计要求执行注：完井井口装置、试压要求以工程设计为准。固井质量严格按 SY/T6592 相关规定验收。6 资料录取要求6.1 录井要求录井要求 表 12钻井液项目间距井段（m）钻时 岩屑 气测 荧光 密度、粘度 氯离子含量直罗组底界以上 20m延长组底 1 点/m 1 点/m 1 点/m 1 点/m 1 点/10m石千峰底界以上 50m奥陶系顶 1 点/m 1 点/m 1 点/m 1 点/10m奥陶系顶井底 1 点/m 1 点/m 1 点/m 1 点/10m 1 点/5m注：对每包
36、岩屑及时进行荧光湿照、干照，观察量(发光岩屑含量) 、质(发光颜色)、荧光强度、产状的变化，并对湿照发光的岩屑仔细进行肉眼观察、滴照和系列对比。6.2 取心要求本井不取心。6.3 分析化验要求本井无要求。6.4 中途测试要求本井无要求。6.5 测井要求测井要求 表 13次数 名称 井段（m ） 比例尺 项目及要求1 中途测井 直罗组底界以上20m延长组底 1:200 双感应-八侧向、声波时差、补偿密度、自然伽玛、自然电位、微电极、4 米视电阻率、井径2 完钻测井 表套脚井底 1:500 双侧向、声波时差、自然伽玛、自然电位、井径、井斜中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 13
37、页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日石千峰底界以上50m井底 1:200双侧向-微球形聚焦、岩性密度（ Pb+Pe）、声波时差、自然伽玛、自然电位、井径、补偿中子3 三样测井 表套脚井底 1:500 变密度、自然伽玛、磁定位7 健康、安全与环境管理7.1 基本要求7.1.1 各施工单位应遵守国家、当地政府有关健康、安全与环境保护法律、法规等相关文件的规定，应建立一个符合国家法律、法规和企业标准要求的健康、安全与环境管理体系，设立健康、安全与环境管理小组，健全施工单位健康、安全与环境管理机构，制定出详细的健康、安全与环境作业指导书，配备足够的资源确保健康、安全与环境管理
38、体系有效运行。7.1.2 施工前根据井控措施要求，制定各种安全、事故预防与补救措施、逃生方案。应基于风险辨识和评估情况，制定相应的安全、环保、职业健康应急预案和处置方案。7.1.3 施工单位必须制定专项应急预案及相应的应急处置程序，并按规定程序报批后进行宣传和演练，加强信息交流，建立与相关方面的通讯联系系统。7.2 健康管理要求7.2.1 劳动保护用品按 SY/T 6524-2010石油工业作业场所劳动防护用具配备要求的有关规定及钻井队所在区域特点需求配备。防护用品、用具的使用制度严格按石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则Q/SY1053 标准执行。7.2.2 施工单位应配备必要的医疗设
39、备、器械和药品，同时根据环境调查情况配备相应的防疫药品。急救和保健制度严格按石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则Q/SY1053 标准执行。7.3 安全管理要求7.3.1 值班室及住房应设立醒目的健康、安全与环境警示标志。安全管理严格按石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则Q/SY1053 标准执行。井控技术管理严格按长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则等标准执行。7.3.2 施工单位应为员工提供一个安全工作环境，以维护员工的身体健康和人身安全。中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 14 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日7.3.3 按照
40、含硫化氢油气井安全钻进推荐做法Q/SY5087 标准要求，根据井口500m 范围内环境情况，施工时要做好防渗、防噪声处理，注意放喷点的选址，做好防火、防爆、防 H2S 等有毒有害气体及周围居民的安全宣传工作以及应急处理预案。7.4 环境管理要求施工单位环境管理认真贯彻环境“三同时”原则，严格按石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则Q/SY1053 标准执行。钻井过程中须加强环境保护，防水污染和做好防火措施。为有效地保护和合理利用资源，减轻钻井作业活动对环境的影响，钻井生产时应做好井场清污分流和废水池防渗处理，防止废水池和堆砂坑渗漏，以免外渗造成污染；同时应及时对生产中的污水进行处理，达标后
41、排放，防止污水外溢污染环境。由于井场周围较开阔，噪声可能对周边居民影响较大，作业时应采取一定防护措施。7.5 风险提示7.5.1 志丹统、直罗组防出水。第四系、志丹统、延长组、刘家沟组注意防漏。刘家沟组底部为区域漏失层（一般为渗漏层），邻井 G44-17 井钻至井深 3100.00m（刘家沟组）发生漏失，漏失泥浆 160m3，预计本井可能漏失段在 25052785m；奥陶系顶部裂缝、孔洞发育，易漏失，注意在钻开相应层段之后进行工艺堵漏。7.5.2 本溪组、太原组、山西组煤层发育，单层厚 12m ，易坍塌，注意在钻开该层之后防塌。7.5.3 延安组、延长组为区域性油层，本井位于采油四厂废弃油井井
42、场，若存在注水采油井，开钻前应收集邻井相关资料，做好异常高压风险提示及预测，钻进过程中要注意防止窜漏、井涌、井喷。石盒子组、山西组、马家沟组为区域性气层，注意防井涌、井喷、硫化氢。7.5.4 参考本井参数预测和地质要求，下古生界 H2S 含量为 591.682647.8mg/m3。根据邻井测试资料（表 1），预测本井上古地层 H2S 含量为 1.7692.17mg/m 3，马家沟组 H2S 含量为 591.686377.67mg/m 3，如果本井 H2S 含量异常，可能会超过此值，在钻达该目的层段时需加强防范。7.5.5 参考邻井参数预测和地质要求，下古生界原始地层压力为 30.032.0MP
43、a。预测本井盒 8 段地层压力系数为 0.81；山西组地层压力系数为 0.84；马五 1+2 亚段地层压力中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 15 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日系数为 0.94，地层压力为 30.032.0MPa 施工过程中要注意保持井内压力平衡，防止井喷、井涌、井漏等情况发生，如地层压力出现异常，应及时调整钻井液密度，搞好安全生产，并及时将有关数据上报项目组。7.5.6 井口周围 100m 范围内无建筑物、厂矿及民居。本井位于采油四厂废弃的油井井场。由于本井设计坐标为踏勘坐标，钻机就位前请钻井队对井场周围高危场所、道路、水源
44、等情况进行再次落实，准备相应预案，防止井位踏勘到开钻期间内环境发生变化，而造成不便影响。开钻前验收时请验收人员根据预案进行实地核查，若预案与实际不符不得开钻。7.5.7 根据邻井压力、有害气体含量等确定设计井井控风险等级为：一级风险井。整个钻井施工过程中要求密切关注井漏、溢流等情况，及时采取控制措施，防止转变为井涌、井喷事故。8 设计及施工变更8.1 设计变更程序在钻井施工过程中因地质原因确需变更设计时，应书面报告，审批后方可实施。如出现特殊险情，可先处理再执行变更程序。8.2 目标井位变更程序在钻井施工过程中由于有地面障碍等原因无法实现设计地质目标，应书面报告目标井位移动原因，移动后的坐标，
45、及时进行补充设计。8.3 施工计划变更程序由于遇到不可抗力或开发部署调整确需变更设计时，应及时进行补充设计，审批后方可实施。9 提交资料要求完井后提交资料按长庆油田石油天然气探井录井资料采集与整理操作规程（第三版）中及长庆油田分公司石油天然气勘探开发地质资料管理办法执行。中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 16 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日10 技术要求10.1 录井要求认真搞好上部地层的录井工作，卡准石千峰组底界，做好地层预告工作；完钻井深可根据层位变化情况作相应调整。10.2 特殊情况处理要求如发生井喷、井涌等异常情况严禁使用重晶石压井；
46、如发生卡钻等事故需要混油处理事故时应报请项目组批准方可施工，并将有关数据记录在案，事故处理完毕后，必须全部处理钻井液。10.3 下套管、固井要求技术套管尺寸、下深、短套管位置、人工井底要求完钻后由项目组根据气层情况确定，固井质量一次合格并达到酸化压裂要求。11 附件、附图及附表中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 17 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日11.1 靖边区块 G44-16 井过井地震叠加剖面图中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 18 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日11.2 靖边区块马五
47、1 亚段底部构造图（局部）中国石油 靖边区块 G44-16 井钻井地质设计 第 19 页 共 18 页长庆油田分公司 2014 年 5 月 21 日11.2 邻井三压力剖面图 召 36井 三 压 力 梯 度 曲 线 图井 深(m) 层 位 坍 塌 压 力 梯 度 （ MPa/10m） 0 2.5 孔 隙 压 力 梯 度 （ MPa/10m） 0 2.5 破 裂 压 力 梯 度 （ MPa/10m） 0 2.5 25026027028029030031032030340刘 家 沟 组石 千 峰 组石 盒 子 组山 西 组太 原 组本 溪 组马 家 沟 组备注： 苏 352 井与本井井口距离为 83.93km，以上地层三压力图仅供参考。
