安16025井钻井地质设计.docx
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安16025井钻井地质设计
鄂尔多斯盆地胡尖山油田胡154区块
井组号：
安159-27扩
产建区：
常规区
井号：
安160-25
井别：
注水井
井型：
定向井
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
第六采油厂产能建设项目组
二○一二年七月三十一日
钻井地质设计责任表
胡154区块安160-25井钻井地质设计
设计单位：
长城钻探工程有限公司录井公司开发井地质设计中心
设计人：
李清
（签字）日期：
2012年07月31日
设计单位技术负责人：
梁莹
（签字）日期：
2012年07月31日
产建项目组技术负责人意见：
李龙龙
（签字）日期：
2012年08月01日
产建项目组主管领导审批意见：
周创飞
（签字）日期：
2012年08月01日
目录
2.3储集层特征3
2.4油气藏简述3
2.5勘探开发简况4
2.6已钻井复杂情况4
3设计依据及开发部署4
3.1设计目的4
3.2设计依据4
3.3布井结果4
4设计分层数据表5
5工程要求6
5.1地层压力6
5.2钻井液类型及性能7
5.3井身质量8
5.4井身结构要求9
5.5完井质量要求9
6资料录取要求9
6.1地质录井9
6.2地球物理测井10
7健康、安全和环境管理10
7.1 基本要求10
7.2 健康、安全和环境管理体系要求10
7.3 钻遇含有毒、有害气体层段要求11
8 设计及施工变更11
8.1设计变更程序11
8.2目标井位变更程序11
8.3施工计划变更程序12
9技术要求12
10 附件、附图13
10.1三压力预测（据胡180井）13
10.2井场周围环境示意图14
1井区自然概况
1.1地理简况
1.1.1地理环境
该井位于陕西省定边县新安边乡后崾岘村。
地处黄土塬区，井区周围沟谷纵横，山峁相间，地形十分复杂，地表起伏高差大，地表系第四系未固结的松散黄砂土，承压强度小。
井场周围无影响施工设施。
区块面积预计70平方公里。
1.1.2交通、通讯
该区交通、通讯不方便。
1.2气象、水文
1.2.1气候
冬春季多西北风及沙尘。
最大风力可达5级等。
1.2.2气温
夏季气温（10℃～30℃），冬季气温（-15℃～5℃）。
1.2.3雷雨雪霜
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。
年平均降水量397毫米。
无霜期约126天。
1.3灾害性地理地质现象
多雨季节，有山体滑坡现象。
2地质简介
2.1构造概况
2.1.1区域地质背景
胡尖山地区位于陕北斜坡中北部，长4+5属于三角洲亚相沉积。
2.1.2构造基本特征
该区区域构造表现为一平缓的西倾单斜，平均坡降6-10米/平方公里，在西倾单斜背景上局部发育鼻状隆起，隆起对油气富集起着重要作用。
2.1.3圈闭特征
本区构造比较平缓，单斜背景上的鼻褶相对发育，岩性圈闭可能是本区圈闭的主要类型，其次为古地貌圈闭、构造－岩性圈闭。
2.2标准地层剖面
油田地层简表表1
分层
厚度
岩性简述
标志层
系
组
段
油层组
（m）
侏罗系
直罗组
230～280
厚层块状中－粗粒砂岩
延安组
延4
0～30
灰黑色泥岩和灰白色细粒砂岩，夹煤线
延5
0～25
灰白色块状细－中粒石英砂岩和灰黑色泥岩夹煤层
延6
26～45
灰白色厚层细－中粒砂岩和灰黑色泥岩，顶部煤层区域分布稳定
延7
30～38
灰白色厚层砂岩和灰黑色泥岩互层，夹煤线
延8
延81
8～12
灰白色块状细－中粒砂岩和灰黑色泥岩夹煤层，煤层比较稳定
Y8顶煤
延82
7～10
延83
8～12
延9
延91
0～15
灰白色厚层块状中粒砂岩夹黑色泥岩和煤层
Y9顶煤
延92
0～25
延93
0～40
延10
0～150
灰白色块状色中－粗粒砂岩夹灰色、灰黑色泥岩、煤层
-三叠系
延长组
T3y5
长1
0～120
暗色泥岩、泥质粉砂岩、粉细砂岩不等厚互层，夹炭质泥岩及煤线
K9
T3y4
长2
长21
长212
47～68
灰绿色块状细砂岩夹暗色泥岩
长212
长213
长214
长22
30～90
浅灰色细砂岩夹暗色泥岩
K8
长23
55～80
灰、浅灰色细砂岩夹暗色泥岩
K7
长3
70～130
浅灰、灰褐色细砂岩夹暗色泥岩
K6
T3y3
长4+5
长4+51
长4+511
40～55
浅灰色粉细砂岩和暗色泥岩互层
K5
长4+512
长4+52
长4+521
40～70
浅灰色粉细砂岩和暗色泥岩互层
长4+522
长6
长61
35～45
褐灰色块状细砂岩夹暗色泥岩
K4
长62
35～45
浅灰色粉细砂岩夹暗色泥岩
K3
长63
35～45
灰黑色泥岩、泥质粉砂岩、粉细砂岩互层夹薄层凝灰岩
K2
长7
80～100
暗色泥岩、炭质泥岩、油页岩夹薄层粉细砂岩
K1
T3y2
长8
70～85
暗色泥岩、砂质泥岩夹灰色粉细砂岩
长9
90～120
暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩
顶KO
T3y1
长10
280～350
灰色厚层块状中细砂岩，粗砂岩，麻斑结构
顶k-1
纸坊组
灰紫色泥岩、砂质泥岩和紫红色中细砂岩互层
2.3储集层特征
2.3.1成岩环境
该区主要以机械压实作用和压溶作用、胶结作用和溶解作用为主。
2.3.2物性特征
长4+5储层由于成岩期的压实、压溶作用强烈，碎屑颗粒多为线接触，孔隙度一般为10-13%，渗透率一般为（0.5-1.0）–3um2。
2.3.3空间展布特征
该区砂体近西北-东南向分布，砂体较宽，厚度较小。
2.3.4岩石的敏感性
延9储层为无~中等水敏、弱~无速敏、无~中等酸敏。
2.4油气藏简述
2.4.1油气藏类型
岩性油气藏
2.4.2流体性质及有毒、有害气体含量
作业过程中注意有毒有害气体（H2S、CO等）防护措施。
2.4.3油气水界面
油藏属岩性油藏，无油水界面
2.4.4压力特征
本区地层压力属正常范围，无高压层或特低压层存在（地层破压一般在30-40Mpa）。
2.5勘探开发简况
该区已完钻评价井、预探井近30口，2012年滚动开发。
2.6已钻井复杂情况
在钻井施工过程中注意防漏措施。
3设计依据及开发部署
3.1设计目的
完成2012年产建任务
3.2设计依据
（1）、依据长庆油田公司采油六厂产能建设项目组下发的安159-27钻井地质要求：
（2）、依据中国石油天然气股份有限公司勘探和生产分公司下发的《开发井钻井设计编制规范》；
（3）、依据长庆油田公司2005年颁发的《石油天然气探井资料采集和整理操作规程》。
（4）、依据邻井安163-22有关资料。
3.3布井结果
安160-25井设计要求表2
井号
安160-25
钻井顺序
1
施工井队
长兴40598
井别
注水井
井型
定向井
前托距离（m）
复测
地理位置
陕西省定边县新安边乡后崾岘村
井组复测坐标
纵坐标（X）
横坐标（Y）
构造位置
鄂尔多斯盆地伊陕斜坡
4119652.19
36489067.83
井口
坐标
纵坐标（X）
横坐标（Y）
设计方位（°）
设计位移（m）
419652.19
36489067.83
105.35
544.60
中靶
坐标
纵坐标（X）
横坐标（Y）
靶心半径（m）
≤30
4119508
36489593
中靶垂深（m）
2140
磁偏角
－2.733°
靶心海拔（m）
-501.26
设计井深（m）
2207
地面海拔（m）
1633.54
大门方向﹙°﹚
150.39
目的层
长4+5
完钻层位
延长组延6。
完钻原则
钻穿长4+5油层后35m完钻。
完井方式
套管射孔完钻。
（若完钻后发现井底发育油层，需加深完钻井深，油层以下留足口袋。
完钻井深可根据地层油层变化情况作相应调整，打口袋过程中如发现油斑级以上油气显示，及时和项目组联系，经项目组同意后方可加深。
）4设计分层数据表表3
地层时代
设计地层（m）
故障提示
界
系
统
组
段
深度
厚度
新生界
第四系
153
153
防斜、防漏
中生界
白垩系
志丹统
环河组
468
315
防斜、防漏
华池组
674
206
洛河组
1108
434
侏罗组
中统
安定组
1250
142
防斜、防掉牙轮
直罗组
1542
292
防漏、防塌
延4+5
1584
42
延6
1605
21
延7
1654
49
延8
1689
35
延9
1756
67
延10
1828
72
富县组
1861
33
防漏、防塌
上统
延长组
长2
1949
88
防漏、防塌
长3
2067
118
长4+5
2157
90
长6（未穿）
2207
50
预计油气水层位置表4
层位
预计油层位置（米）
相当于邻井油气显示
井号
井段（m）
解释结果
延9
1737
~
1738
安159-2井
补心海拔
1638.52m
1736.6
~
1737.6
含油水层
延10
1779
~
1780
1778.5
~
1780.1
含油水层
长2
1893
~
1897
1892.6
~
1896.6
油水同层
长3
2057
~
2059
2056.9
~
2058.8
差油层
长4+51
2085
~
2090
2084.6
~
2089.8
油水同层
2091
~
2092
2090.4
~
2091.6
差油层
2095
~
2098
2094.4
~
2097.6
差油层
2099
~
2101
2098.3
~
2100.6
油水同层
长4+52
2139
~
2141
2138.6
~
2140.8
差油层
2143
~
2144
2142.5
~
2143.8
差油层
2159
~
2165
2158.5
~
2164.4
含油水层
2165
~
2172
2164.8
~
2171.0
含油水层
（注：
复杂提示：
根据地层岩性、物性、岩石敏感性、高陡、断层、高压、含油气水及特殊矿物等的空间展布规律，对钻井施工分段进行防斜、防漏、防卡、防喷、防垮塌及保护油气层等提示。
）
5工程要求
5.1地层压力
5.1.1已钻井实测地层孔隙压力
已钻井实测地层孔隙压力成果表表5
井号
层位
油层中部深度（m）
地层压力（MPa）
压力系数
备注
胡153
长4+5
2200
14.61
0.66
5.1.2已钻井破裂压力
已钻井破裂压力试验成果表表6
井号
层位
井段
m
破裂压力
MPa
破裂压力梯度MPa/100m
胡153
长4+5
2172-1978
32.7
5.1.3生产井的采（注）压力
生产井的采（注）压力成果表表7
井
号
井
型
采（注）
井段
m
层
位
压力资料
备注
静压
MPa
复压
MPa
测压时间
h:
min
油压
MPa
套压
MPa
胡153
直井
2172-1978
长4+5
14.61
0:
10
5.1.4地层压力预测
安160-25井地层压力预测表8
井号
层位
设计井深（m）
压力系数
复杂提示
安160-25
长4+5
2140
0.72
防喷、防毒
5.2钻井液类型及性能
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9
井号
层位
井段（m）
钻井液/完井液
油、气、水显示及漏失情况
类型
密度（g/cm3）
粘度（s）
胡153
长4+5
2172-1978
低固相
聚合物
1.01-1.05
30-60
5.2.2设计井钻井液类型及性能要求
设计井钻井液类型及性能要求表表10
井号
层位
井段m
常规性能
保护油气层要求
其它
密度
g/cm3
粘度
S
泥饼
mm
失水
Ml
PH值
进入油层前50米，停止加大分子聚合物，将钻井液转化为低固相、低滤失量的聚合物完井液；打开目的层的钻井液密度：
地层压力系数≤1.0，侏罗系钻井液密度≤1.05g/cm3，三叠系钻井液密度≤1.08g/cm3,，地层压力系数＞10，钻井液密度在地层压力当量密度的基础上附加0.05-0.10g/cm3，滤失量≤8ml,油层浸泡时间≤72h.
黄土
1.03-1.04
35-50
＜1
10
洛河
1.01-1.03
28-33
＜1
不控
7-8
安定
1.01-1.02
30-33
＜1
不控
7-8
直罗
1.01-1.02
30-35
＜1
＜20
7-8
延安
1.01-1.03
32-35
＜1
＜8
7.5-9
富县
1.02-1.04
32-35
＜1
＜8
7.5-9
延长
1.03-1.05
35-60
＜1
＜8
8-9
5.3井身质量
5.3.1直井井身质量要求
直井及定向井直井段井身质量要求表表11
井段（m）
井斜角
（°）
最大全角变化率
（°/30m）
最大水平位移
﹙m﹚
0-1000
≤2
≤1.75
≤20
1001-2000
≤3
≤2.25
≤30
2001-3000
≤5
≤2.25
≤40.
3001-4000
≤7
≤2.5
≤60
注∶以电测井斜和方位为依据，30m为一点，全角变化率连续三点超过以上表规定为不合格。
5.3.2定向井井身质量要求
定向井身质量要求表表12
井号
井深
m
最大全角变化率
（°/30m）
最大井径扩大率
％
平均井径扩大率
％
靶心距（m）
水平
垂直
空间
≤1000
≤1°40′
≤20
＜15
≤2000
≤2°10′
≤20
＜15
≤3000
≤2°10′
≤20
＜15
5.3.3水平井井身质量要求
水平井井身质量要求表表13
井号
井深
m
最大全角变化率
（°/30m）
最大井径扩大率
％
平均井径
％
水平段平均长
m
靶心距（m）
入靶点
水平段终止点
水平
垂直
水平
垂直
5.4井身结构要求
安160-25井井身结构要求表表14
井号
表层套管
油层套管
钻头Φmm×m
套管Φmm×m
水泥返深
（m）
钻头Φmm×m
套管Φmm×m
水泥返深（m）
安160-25井
311.2×168
244.5×168
地面
215.9×井底
139.7×井底
洛河组底界以上50m
﹙注：
一开必须进入稳定岩层30m，且表套下深≥80m；如遇罗汉洞地层，一开必须钻穿罗汉洞水层进入下部稳定地层30m，表套下深≥80m。
﹚
5.5完井质量要求
安160-25井完井质量要求表表15
井号
完井要求
封固质量要求
井口装置
试压
井段（m）
封固质量
安160-25井
简易井口﹑标注井号﹑满足后续施工
15兆帕，30分钟降压≤0.5MPa
1059~人工井底
固井一次合格率≥98﹪
6资料录取要求
6.1地质录井
6.1.1录井要求
安160-25井录井要求表表16
井号
层位
录井间距（m/点）
井段
岩屑
钻时
气测
工程
钻井液
荧光
地化
循环观察
钻井取心（m）
井壁取心（颗）
化验选送样
备注
安160-25
直罗～
延安组
1512-1600
5
1
50
5
观察录井
延长组
1600-井底
1
1
10
1
（注：
迟到时间：
目的层段50m实测一次，非目的层段每200m实测一次，每100m理论计算一次。
）
6.2地球物理测井
6.2.1测井内容
安159-27井测井内容表表17
序号
测量井段（m）
比例
测井内容
目的
完钻电测
表套脚
～井底
1：
500
双感应、声波时差、自然伽玛、自然电位、井径、井斜
地层对比划分，了解井身质量，计算固井水泥量
1420m～井底
1：
200
双感应-八侧向、自然电位、自然伽玛、井径、井斜、4米视电阻率、声波时差、微电极
解释油气水层和岩性，为讨论试油层位及储量计算和综合研究提供依据
三洋电测
井口～
人工井底
1：
500
声幅-变密度
检查固井质量
1420～人工井底
1：
200
自然伽玛、磁定位
确定套管深度为射孔提供参数
6.2.2原则及要求
6.2.2.1钻开最后一个油层后，正常情况下钻井液浸泡时间不得超过3天必须进行综合测井。
6.2.2.2新增或特殊测井项目由项目组根据实钻情况。
7 健康、安全和环境管理
7.1 基本要求
7.1.1施工单位应遵守国家、当地政府有关健康、安全和环境保护法律、法规等相关文件的规定。
7.1.2施工单位严格按石油天然气钻井健康、安全和环境管理体系指南SY/T6283－1997行业标准执行。
7.2 健康、安全和环境管理体系要求
认真贯彻是有行业标准《钻井井控技术规程》（SY/T6426-2005）、《长庆油田石油和天然气钻井井控施细则》（长油字【2008】385号）、《中国石油长庆分公司井控安全管理办法》、《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》（SY/T50078-2005）、《含流油气井钻井操作规程（Q/CNPC115-2006）等有关规定,高油气比区块投产要求执行《长庆油区高油气比油藏井下作业（修井）井控安全管理暂行规定》（长庆开字[2009]43号）。
7.2.1认真贯彻国家的环保政策和法规；
7.2.2井架及机泵房周围挖好排水沟并打水泥，将污水排入污水池；
7.2.3钻井液池及沉砂池要防渗漏，严禁废水废钻井液渗流，以防污染农田；
7.2.4井场排放规范化，各种药品不得露天堆放；
7.2.5完钻后清理污水池和井场；将井场推平，钻井液池填埋，恢复开钻前井场面貌；
7.2.6在钻井施工过程中应做好有毒气体及井控防护措施。
7.2.7立足一次井控，杜绝二次井控。
有专用灌浆管线，气钻连续灌浆。
储备足够的加重材料，相关设备、仪器运转正常，并有防爆功能；
7.2.8进入洛河前，应提前在钻井液中加入堵漏剂，钻穿洛河地层后进行加压堵漏，以保证洛河层承压能力达到井控要求，进入油层前50m上部地层进行承压能力试验，严格按钻井液设计执行。
7.2.9进入洛河前，应提前在钻井液中加入堵漏剂，钻穿洛河地层后进行加压堵漏，以保证洛河层承压能力达到井控要求，进入油层前50m上部地层进行承压能力试验，严格按钻井液设计执行。
7.2.10施工井队应做好有毒有害气体一机防雷电等井控防护措施；发生突发事件时，及时向当地政府及有关单位报告，并做好应急处理和人员疏散工作做好突发事件应急措施。
7.2.11本井区为井控三级风险井。
井位应符合井场布置要求：
A：
油气井井口离高压线及其它永久性设施≥75m；距民宅≥100m；距铁路、高速公路≥200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密度极高危场所等≥500m。
B：
在树林草地等地区钻井，应有隔离带或者火墙。
锅炉房、发电房等有明火或有火花散发的傻呗、设施应设置在井口装置及储油设施季节风的上风侧位置；锅炉房和井口相距≥50m；发电房、储油罐和井口相距≥30m；储油罐和发电房相距≥20m。
7.3 钻遇含有毒、有害气体层段预测
目的层段做好一氧化碳、硫化氢等有毒有害气体的防范措施，本井按非H2S井设计，施工过程中随时监测H2S气体，如在钻井过程中，地层中H2S气体含量达到75mg/m3（50ppm）则按井控要求，启动应急安全预案，确保施工安全。
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。
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，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技术要求
9.1认真搞好非目的层的控制性录井工作，卡准第四系、白垩系地层底界，做好地层预告工作。
9.2完钻井深可根据层位变化情况作相应调整,打口袋过程中如发现油斑级以上含油显示，及时和项目组联系，经项目组同意后方可加深。
9.3钻井液应采用优质钻井液，密度≤1.05g/cm3，PH值≤7.5，粘度38～48s、切力
以保证岩屑真实可靠为原则，失水应≤8ml。
9.4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，必须全部替换钻井液。
9.5油层浸泡时间应≤3天。
9.6本地磁偏角为-2.733°
9.7本设计中所涉及井深均为垂深。
9.8严格执行本地质设计，认真搞好地质录井，卡准地层及油气层，注意各目的层
油气显示，若目的层显示不好，及时请示项目组，以便采取相应措施。
9.9施工中应作好异常高压地层的井控工作。
9.10施工中注意了碰邻井套管。
10 附件、附图
10.1三压力预测（据胡180井）
10.2井场周
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