煤层气水平井钻井地质设计.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除 xxx地区xxx区块煤层气井号：xxx1304H1井别： 开发井井型： 水平井钻井地质设计xxxxxx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11.4 周边环境描述12 地质简介12.1 构造概况12.2 标准地层剖面12.3 储集层特征12.4 气藏简述12.5 煤层气勘探开发情况12.6 已钻井复杂情况13 设计依据及开发部署13.1 设计目的13.2 设计依据13.3 基础数据表13.4 对钻井的几点要求14 设计分层数据表15 工程要求15.1 地层压力15.3 钻井液要求15.4 井身质量15.5完井质量要求16 资料录取要求16.1 岩屑录井16.2 综合录井16.3 钻井液录井16.4 钻时录井17 地球物理测井17.1 水平段地质导向17.2 完井测井17.3 固井质量检测17.4 特殊测井17.5 完井测试试气17.6 测井资料提交要求18 健康、安全和环保管理18.1 基本要求18.2 健康管理要求18.3 安全管理要求18.4 环境管理要求18.6 井控要求18.7 风险提示19 设计及施工变更19.1 施工工序、施工计划变更、设计变更程序19.2 井位移动情况19.3 技术说明及要求110 提交资料要求110.1 资料提交期限110.2 项目及内容110.3 施工生产信息上传要求111 执行的其它技术标准要求112 钻井地质设计附图1此文档仅供学习与交流1 井区自然概况1.1 地理简况xxx县位于四川盆地南缘、云贵高原北麓，行政区划属四川省xxx市。xxx岩溶地貌发育，岩溶和地质构造对xxx地貌产生深刻影响，形成奇异多姿的低中山峡谷带地貌。xxx县城地处川滇茶马古道要塞，距xxx机场路程约100km，有xxx至巡司煤炭专营铁路支线，县境公路四通八达，内（江）昆（明）铁路、高速公路在勘查区北部，交通较为便捷。xxx1304H1井所在的沐爱镇，北接维新、南邻镇舟、西连巡司，为南往镇舟镇、落木柔（大雪山）镇的必经之道，周边交通便捷，部分路段经改造后已能通行大型设备。沐爱镇电话、电视实现了村村通，手机A网、G网和光纤通讯全面开通，建有35千伏变电站和标准化农村客运站。因此，井场附近电力、通讯设施较为配套、齐全，通讯较为便捷。图1-1 xxx1304H1井井区自然地理及交通位置图1.2 气象、水文xxx县位于四川南部，属四川盆地中亚热带季风气候区，主要气候特点是：气候温暖，降水充沛，四季分明，冬暖春早，夏长秋短，霜雪较少。xxx县多年年平均气温17.5，极端最高气温40.0，极端最低气温-2.3。春季天气变化剧烈，初夏多干旱，盛夏多洪涝，秋季多绵雨，冬季寡日照，地域气候差异显著。多年年平均雨量1113.6毫米，日最大降雨量为171.6毫米。xxx县境内有水溪河31条，以其中主要以镇舟河、巡司河、定水河（xxx河）等三条流量较大。这些溪河均发源于南部山区，呈东西平衡排列，向北注入长江支流南广河。xxx1304H1井场东、西、南侧均有小溪河。1.3 灾害性地理地质现象井区附近历史上地震活动较频繁，历史记载xxx县曾发生三次地震，其中1610年发生的地震估计震级达7级。据中国地震台网测定，北京时间2017年1月28日02:46在xxx县北纬28.15、东经104.70区域发生4.9级地震，震源深度11千米。1.4 周边环境描述xxx地区xxx区块煤层气xxx1304H1水平井，位于四川省xxx县沐爱镇沿河村6组（图1-1）。井口坐标为：X=3104801.57m，Y=18468744.7m，地面海拔H=473m。距沐爱镇及xxx县政府所在地的直线距离分别为3.4km和21.2km。xxx1304H1井井口环境：距离南侧公路275m，距离南侧河流270m，距离北侧民房56m（图1-2），处于环境敏感区域，不能完全满足浙江油田公司钻井井控实施细则（第三版）第四章有关规定，请做好相应的安全、环境评估工作，钻井过程中要注意施工安全，并做好相关井控环保工作。图1-2 xxx1304H1井场环境图2 地质简介2.1 构造概况2.1.1 区域地质背景xxx地区地处川滇南北构造带之东，川黔南北构造带以西，长宁-习水、盐津-威信两东西向构造带之间，故构造方向多异，褶皱型式不一。由于本区位于川黔古坳陷的北缘，沉积地层厚达万余米。除缺失泥盆系、石炭系外，其余各系地层均较发育。寒武系高台组至白垩系夹关组之间，无明显的角度不整合现象。加里东、海西、印支及燕山前期的构造运动虽波及本区，但多表现为平缓的整体上升或下降。只有燕山期第三幕使白垩纪以前的地层全面褶皱成山，经喜山期继承活动，发展成现今的构造形态。区内构造线方向有东西向、南北向、北西向和北东向。其中东西向和南北向构造生成较早，影响地层老，规模大；而北东向构造生成较晚，影响地层新，规模小，系浅层褶皱。2.1.2 构造基本特征xxx地区主要压性构造线展布特征，可分为3个构造带，即南北向构造带、东西向构造带和北东向构造带。矿权区内，煤层气构造相对简单。沐爱区域主要受北部一条延伸较长的近东西向走滑断层和两条北东-南西向挤压逆断层分割，为简单的向斜构造，构造较稳定，北东-南西向的挤压逆断层对煤层气具有较好的封闭作用，有利于成藏。核心区内部局部发育一些小的逆断层，绝大多数对煤层气保存影响不大。煤层在区域上整体分布较为稳定，主要分布于乐平组（P2l） 中上部，埋深适中，多在900米以浅。xxx1304H1井位于沐爱向斜核部，构造相对简单。在井口北侧发育一条倾向西南的北东向的小断层，断距约30m。乐平组煤层埋深在530570m。2.2 标准地层剖面2.2.1地层序列及岩性简述区内地层出露良好，除缺失志留系上统、泥盆系、石炭系、古近系和新近系外，可见寒武系以上地层。各系、组地层层序、厚度、岩性特征及接触关系见图2-1。在沐爱试验区地表出露主要为三叠系飞仙关、铜街子地层。2.2.2 标志层I号标志层位于飞仙关组底部，岩性为灰色生物碎屑灰岩。平均厚度0.6m左右，全区稳定分布，在视电阻率曲线上多呈单峰突起，其下5m左右便是C2煤层，是对比C2煤层的重要标志。II号标志层位于乐平组上部C2煤层与C3煤层之间，岩性为灰色-深灰色生物碎屑灰岩，局部含泥质和炭质。视电阻率较I号标志层低，平均厚度0.32m，下距C3煤层2m左右。在研究区东部地区稳定分布，可作为对比C3煤层的主要标志；在西部鲁班山井田附近断续分布，可作为对比C3煤层的辅助标志。III号标志层位于C3煤层与C7煤层之间，岩性为棕灰色、深灰色生物碎屑灰岩，含泥质、炭质及黄铁矿。厚度一般为0.200.40m，上距C3煤层48m。在新街向斜南东翼及沐爱至镇州一线以东地区稳定分布，是对比C3煤层的另一主要标志层。号标志层位于C7煤层顶板，岩性为深灰色泥灰岩，在视电阻率曲线上仅显示较小的异常，下距C7煤层一般为0.9m左右。平均厚度0.20m左右，西薄东厚，东部地区分布稳定，可作为C7煤层的主要标志层。图2-1 xxx地区区域综合柱状图2.3 储集层特征2.3.1 沉积特征本区含煤地层乐平组平均厚146米，根据岩性及含煤特征分上、下两段，含煤地层分布于上段，主要由砂岩、泥质岩及煤组成。根据岩性及电性组合特征可分为两段：下段（P2l1）其电性特征在自然伽玛、电阻率曲线上反映明显，峰谷变化明显，常呈现下粗上细的正旋回，GR曲线常呈钟形，为曲流河沉积。上段（P2l2）其电性特征在自然伽玛、电阻率曲线上反映明显，峰谷清晰可见，常呈现较明显的下粗上细的正旋回。根据以上特征，认为此井段为滨岸相潮坪亚相沉积环境，发育砂坪、砂泥坪、泥坪、泥炭沼泽沉积微相，其中煤层发育在泥炭沼泽微相沉积环境中。2.3.2 岩性及物性特征下段（P2l1）岩性以褐灰色、灰白色泥岩与褐灰色粉、细砂岩略等厚互层，局部夹黑色炭质泥岩，产植物化石。上段（P2l2）岩性上部为灰黑色泥岩、泥质粉砂岩、粉细砂岩、炭质泥岩夹薄层煤层，砂岩分选中等到好，层理构造较发育，具低角度的交错层理、缓波状层理、脉状层理和砂纹层理。上段零星分布有花瓣状菱铁矿结核，下段则大量分布有圆形、椭圆形鲕状菱铁矿。C2+3煤平均孔隙度为4.42%，C7+8煤孔隙度为4.49%。注入压降测试数据表明，C7+8煤层渗透率整体偏低为0.020.76mD。2.3.3 空间展布特征本区煤层一般系简单复杂结构的薄煤层和中厚煤层，xxx地区含煤段厚度约42m左右，共揭露C2、C3、C4、C7、C8、C9煤层，区域内C2、C3、C7、C8煤层普遍发育，局部发育C4、C9煤层。C2煤层总厚度0.452.42m，部分12层夹矸，夹矸厚0.040.60m，纯煤单层厚0.081.50m；C3煤层总厚度0.303.10m，部分1层夹矸，夹矸厚0.301.59m，纯煤单层厚0.101.55m；C7煤层总厚度0.756.58m，部分14层夹矸，夹矸厚0.103.10m，纯煤单层厚0.132.36m；C8煤层总厚度0.706.90m，部分14层夹矸，夹矸厚0.072.82m，纯煤单层厚0.082.78m（图2-2、图2-3）。C2、C3煤层间距2.579.38m，C7、C8煤层间距1.386.02m，习惯上分为C2+3、C7+8煤层2段。C2+3与C7+8煤层间距约20m。图2-2 xxx地区乐平组C2+3煤层厚度图图2-3 xxx地区乐平组C7+8煤层厚度图2.3.4 煤岩煤质及含气性C2+3煤宏观煤岩类型为暗淡煤-半暗煤，煤岩成分以暗煤为主，亮煤次之，夹少量线理状-细条带状镜煤，局部可见薄层丝炭，显微煤岩组分镜质组含量52.07%；C7+8煤宏观煤岩类型为暗淡煤-暗煤，煤岩成分以暗煤为主，夹线理状-细条带状镜煤和亮煤，显微煤岩组分镜质组含量54.09%。xxx地区煤变质程度较高，都达到了无烟煤阶段。煤层气含量为6.8322.57m3/t，算术平均值为12.55m3/t。C2+3、C7+8煤层含气量分布见图2-4、图2-5。总体上，含气量有随着埋深增加而增高的趋势，xxx地区C2+3、C7+8煤层吸附能力均较强，由实测含气量、储层压力、等温吸附曲线参数计算C2+3煤层气的吸附饱和度为53.43%93.81%，C7+8煤层气的吸附饱和度为57.1585.57%，为欠饱和储层。图2-4 xxx地区乐平组C2+3煤层含气量等值线图图2-5 xxx地区乐平组C7+8煤层含气量等值线图2.4 气藏简述2.4.1 气藏类型xxx区块沐爱井区煤层气藏属中型、中丰度、中产能、中-浅埋深的多层煤层气藏。2.4.2 流体性质气体组分甲烷含量85.1398.30%，平均92.33%；氮气含量1.3114.62%，平均7.31%；二氧化碳含量0.210.49%，平均0.35%；重烃气体含量为0，无有毒、有害气体。煤层产出水型主要为碳酸氢钠水型，矿化度一般高于10000mg/L，分析数据表明该区煤层大部分处于弱径流-滞流水环境，封闭性较好。 2.4.3 温度及压力系统主力煤层埋深适中，实测储层温度为1840.86，地温梯度多小于3/100m，为正常的地温条件。C7+8煤储层压力为3.4011.70MPa，压力梯度为0.721.19MPa/100m，为正常压力系统。煤层的破裂压力与煤层埋深和煤层的岩石力学性质有关，C7+8煤破裂压力为7.9017.88MPa，破裂压力梯度1.473.23MPa/100m；闭合压力7.2117.24MPa，闭合压力梯度1.403.05MPa/100m。2.4.4 水文地质特征本区地下水的来源主要是大气降水，通过裸露灰岩的渗漏补给地下水，其次是地表溪河流水（小河、镇州河、巡司河）的补给。地下水径流方向总体为南东到北西向，主要受构造、岩性、古地理环境的控制，补给区和强径流区的径流条件较强，煤层含气量普遍较低（基本上小于8m3/t）；弱径流区地下水径流条件相对较弱，煤层含气量介于1014 m3/t；滞留区地下水以静水压力的形式将煤层气封闭起来，煤层含气量较高（局部达到16 m3/t以上）。xxx1304H1井位于煤层含气量较高区域，含气量介于1517 m3/t。2.5 煤层气勘探开发情况xxx2010年10月钻探页岩气昭104井发现乐平组煤层气，2011年5月专项钻探煤层气评价xxx1井，排采3个月即见气，自此拉开中石油南方海相四川xxx地区煤层气勘探开发序幕。经过近6年的煤层气勘探开发，控制、落实了煤层气资源，申报登记了勘查探矿权，优选了有利建产区，完成了沐爱区块2108m3/a产能勘探开发一体化开发试验工程建设工作。截止2017年3月16日累计完成煤层气开发井59个井组294口，完成了全部产能建设钻井工作量。目前生产的煤层气井346口，见气井291口，煤层气日总产气量达到26.4万方，日销售气量为25.2万方。2.6 已钻井复杂情况鉴于本区铜街子组、飞仙关组地层钻井过程中发生过井漏，部分区域断层可能沟通浅部水层，钻井工作中应做好防漏堵漏工作。3 设计依据及开发部署3.1 设计目的加快建设煤层气产能，探索利用水平井+多段体积压裂方式提高单井产量，提高地貌压占区储量动用程度。3.2 设计依据（1）依据xxx区块1亿方/年煤层气开发部署方案；（2）昭104井区三维地震勘探解释成果：乐平组C8底面构造图（图3-1）；（3）邻井xxx19井综合柱状图（附图1）；（4）地震解释剖面图（图3-2、图3-3、图3-4）。图3-1 xxx1304H1井乐平组底构造图图3-2 A靶点地震解释剖面图图3-3 B靶点地震解释剖面图图3-4 沿轨迹地震解释剖面图（xline2047）3.3 基础数据表表3-1 xxx1304H1井基础数据表 井号xxx1304H1井 别开发井井 型水平井地理位置四川省xxx市xxx县沐爱镇沿河村构造位置四川台坳川南低陡褶带沐爱向斜南部扬起端井口坐标X=3104801.57m，Y=18468744.7m；北纬28323.67”，东经1044056.58”地面海拔473m设计垂深567m目的层位乐平组C7+8小层完钻层位乐平组靶心数据设计分层靶点坐标（m）靶心方位()靶前距(m)层位靶点垂深（m)纵坐标X横坐标Y水平段（A靶）5523104602.318468550.5224.26278.27（B靶）5673103988.318467952.1224.261135.64完钻原则钻达B点后留40m口袋完钻。3.4 对钻井的几点要求（1）箱体轨迹要求：xxx1304H1井区域煤层发育稳定，以类储层为主。从煤层纵向发育的两套层系C2+3与C7+8对比，C7+8在储层品质和厚度上更具优势，C7、C8两套煤层厚度累加介于56m，含气量介于1215m3/t， xxx1304H1井邻近井组已见到较好排采效果（表3-2）。且C3距C7约20m，单只水平井难以兼顾两套层系同时动用，因此水平井靶体选择在C7+8。在目的层段中（地层厚度约10m），C7煤层厚度、含气量指标好（图3-5、图3-6），C8煤层次之，考虑到后期压裂改造可实现穿层动用，水平井轨迹在C7+8煤层中都可以获得较好的地质效果（图3-7、图3-8），要求水平段轨迹控制于C7+8地层之内，尽可能以C7煤层为主（图3-9）。鉴于C7号煤层较厚，品质较好，水平井靶体原则上以此为巷道主体，要求C7煤层储层钻遇率达80%以上，C7+8层的钻遇率达90%。图3-5 xxx地区乐平组C7煤层纯厚度等值线图图3-6 xxx地区乐平组C7煤层含气量等值线图图3-7 xxx1304-4xxx1305-2xxx303-3xxx304-4井煤层对比图7#8#xxx1304xxx303550AB垂深（m）560570图3-8 xxx地区xxx1304H1轨迹剖面图图3-9 xxx地区乐平组水平段箱体对应C7+8层位置图钻前要求做好地质模型研究，根据邻井及三维地震资料，建立精准的三维煤层气水平井地质模型以有利指导钻井工程实施。（2）由于设计水平段长857m、垂深较浅552567m，要求天然气勘探开发事业部加强对钻井地质导向的实时监控，确保卡层可靠和井眼轨迹平滑可控。（3）做好浅层漏失层井间干扰、井组间防碰工作和垮塌卡钻。（4）完井油层套管务必满足煤层气储层水力压裂改造。（5）造斜点可根据实钻情况作适当调整。表3-2 xxx1304H1周围井排采数据表（数据统计至2017年3月16日）井号投产日期工作制度套压(MPa）井底流压（MPa）日产气量(Nm3)日产水量(m3)返排率（%）总产气量(Nm3)xxx303-12015/5/21稳产450方/天0.2830.6484460.125.6153252xxx303-32015/5/21手动稳压0.2280.4681820.123.755747xxx1304-12014/4/2手动稳压0.2270.5295680.194.3529816xxx1304-22014/4/2手动稳压0.2280.4669290.195.2887830xxx1305-22013/12/28手动稳压0.1390.6211670.12484.9145195xxx1904-22014/1/21稳产750方/天0.4620.9097940.148.6384614备注：部分井组由于排采时间较短，产气量较低。随着后期持续排采，产气量将会逐步提高。（6）考虑本井长水平段实施难度和钻探风险，为了使钻井摩阻较小，有利于钻成近千米长的水平段，更有利于地质导向控制、井眼稳定性更好，可考虑三开井身结构；为了更好的减少储层伤害，而且在分级压裂技术的保障的前提下，三开后可以实施不固井的套管完井。具体以钻井工程设计和施工设计为准。4 设计分层数据表表4-1 xxx1304H1井设计地层数据表 地层底界垂深(m)岩性特征钻井故障提示第四系10棕褐、棕黄色种植土。与下伏地层呈角度不整合接触。防漏防塌飞仙关组517上部为紫红色、紫灰色中厚层状至巨厚层状粉砂岩夹紫红色薄中厚层状灰质泥岩、泥岩；中部为紫红色、紫灰色、绿灰色中厚层状至巨厚层状细砂岩、粉砂岩夹紫红色、绿灰色泥岩；下部为灰绿色、绿灰色泥岩、粉砂岩、细砂岩夹绿灰色中薄层状粉砂质泥岩、泥质粉砂岩。乐平组552(未穿)上部为灰黑色泥岩、泥质粉砂岩、碳质泥岩、灰色细砂岩夹厚-薄层煤层；下部深灰色、褐灰色、灰色粉砂岩、细砂岩与深灰色、灰色泥岩略等厚互层夹灰黑色泥岩。防漏防塌注：以A靶点为井底，垂深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、破裂压力表5-1 周边邻井钻C7+8煤层测试结果井号储层压力MPa储层压力梯度MPa/100m闭合压力MPa闭合压力梯度MPa/100m破裂压力MPa破裂压力梯度MPa/100m压力计深度(m)压力系数xxx19 5.871.0610.941.9311.372.01550.381.08xxx2 6.40.9611.851.7812.631.9663.930.985.1.2 设计井地层压力预测表5-2 xxx1304H1井地层压力预测井号层位设计井深（m）压力系数复杂提示xxx1304H1乐平组5670.96防塌、防漏xxx1304H1井区乐平组煤层周边已有定向井组排采，地层压力有所下降，预计本井压力系数0.96，破裂压力梯度1.9MPa/100m。5.3 钻井液要求5.3.1 钻井液类型及性能乐平组上部非煤系目的层地层，原则要求满足“安全、快速”钻进来设计钻井液类型及性能，不作硬性规定；钻进至乐平组C2煤层顶板以上10m至C8煤层底板以下10m，在保证钻井安全与煤层采取率的前提下，原则上必须考虑采用防止或最大限度减少对煤气层污染的经济钻井液体系，具体参照钻井工程设计。但可参考以下原则：（1）一开钻进对钻井液性能不做强制要求，钻井液配制以防塌、防漏、保证正常钻进、提高钻效为目的，钻井液密度1.011.03g/cm3，如漏失严重，可采用空气钻井；（2）二开煤系上覆地层及乐平组上部非煤段地层，原则上要求采用优质低固相钻井液钻进，钻井液密度保持在1.05g/cm3，进入乐平组煤系地层及水平段后，考虑井壁稳定性，钻井液密度保持在1.25g/cm3，钻进时适当加入防塌处理剂，以及加入絮凝剂提升岩屑上返能力，达到安全钻进的目的，钻入目的层段，要求钻井液性能满足井壁稳定要求，做好煤层段防塌、防漏工作。 钻井液性能及维护参见表5-3、表5-4。钻井液使用中要做到实时监测、调整钻井液性能，检修、维护钻井液净化装置，保证其正常运转，保证钻井液各项性能指标符合要求。表5-3 xxx1304H1井组设计钻井液性能表井段（m）钻井液类型密度（g/cm3）煤层以浅水基1.011.03煤层及水平段水基1.051.25表5-4 已钻xxx1304丛式井钻井液使用情况表井段（m）钻井液类型常 规 性 能密度（g/cm3）粘度（s）失水量（mL）泥饼（mm）PH值含砂量（%）煤层以浅低固相坂土1.05304510151894%煤层段及以深低固相聚合物1.0326305101894%5.3.2 特殊情况处理要求钻井中若井下出现异常复杂情况时，经甲方同意，施工单位可以对此采取必要措施。适当提高钻井液相对密度，加重时每循环周按提高相对密度0.010.02g/cm3逐步增加，直至回复正常钻进。但必须及时汇报给油田公司管理单位并补办更改手续。5.4 井身质量 对井身结构和质量要求主要考虑能够满足目的层准确入靶、测井、完井后的地层测试、分层压裂改造和投产后长期排水采气及采气日常管理维护、井下动态监测等资料容易准确录取，并为后期最大限度延长检管（杆）、检泵周期、降低采气成本等采气工程的需要，具体以钻井工程设计为准。5.4.1 井身结构要求xxx地区煤层气水平井井身结构以工程设计为准，考虑到试验井的先导风险，本井建议采用三层结构，一开以钻穿并封固区域漏失层为原则，固井环空水泥浆返至地面，具体由油田公司现场实施组织单位结合实钻修正确定；二开钻至A点附近，固井环空水泥浆返至地面；三开钻完目的煤层B点后，留40m口袋完井，生产套管下深根据完井电测解释情况，由勘探开发处组织有关部门根据钻遇煤层情况确定套管用型、下深，考虑到目前不固井的水平多级储层压裂技术基本成熟并减少储层伤害，可以考虑不固井完井。套管固井候凝48小时以上进行固井质量测井，合格后套管试压要求参照SY/T 5467-2007套管柱试压规范执行。5.4.2 井身轨迹要求表5-5 xxx1304H1水平井井身轨迹质量要求井段井径扩大率（%）全角变化率（/30m）靶点水平位移（m）靶点纵向位移（m）直井段151.0/定向段6.0/水平段301.52035.4.3 测斜要求为杜绝超标的狗腿度影响管泵杆生产及其寿命，钻井过程中务必严格控制并保持井身轨迹平滑，要防止麻花井筒出现。钻井过程中的井斜监测以组合多点测斜为准，测斜资料及照片随原始资料上交保存。交井以完钻电测连续测斜成果资料为准，测点读值间距10m。特殊情况要加密，最后一测点距离完钻井底原则上不大于10m。测斜数据采用计算机进行处理，均采用平均角法或曲率半径法。5.5完井质量要求要求井口装置试压合格，固井质量合格。6 资料录取要求依据煤层气开发井资料录取要求执行，包括钻时录井、岩屑录井、钻井液录井等。6.1 岩屑录井6.1.1 采样密度要求（1）乐平组以上每2m取样一包，见显示加密至1包/0.5m。（2）进入乐平组至井底每1m取样一包。6.1.2 全井岩屑采集、描述、保管工作，要根据规范要求加强管理。（1）确定岩屑样品深度时，要进行迟到时间的实测、计算和校正。原则要求每100m实测一次，每50m计算一次。 （2）取样位置要固定，要求在振动筛前砂样盆内连续捞取。每次取样后，必须将余砂清理干净，砂样多时可采取二分或四分法从顶至底垂直取样，应尽量保证岩屑样品的代表性。 （3）取样后应及时分包清洗岩样，清洗时水要干净、见本色（不能有地面油污染），清洗干净后的岩样原则上自然晾干，不可暴晒、雨淋。遇雨季需要烘烤岩屑时，烘烤温度不得大于70800C。每次取样不少于500克，晾晒岩屑时要按深度分开（压上深度标签），防止混样。（4）结构、构造、胶结物、化石及含有物、物理化学性质、含油气性质及程度等。描述方法可采取统一标准、专人负责；大段摊开、分包细找；远看颜色、近查岩性；干湿结合、分段分层；重点含油、特殊镜鉴；参考钻时、分层定名。岩屑过细缺乏代表性时，应提请工程上注意。岩屑描述还要跟上钻头速度，要有详细记录，并及时绘制岩屑录井草图（1/500），测井后可用测井曲线校正岩屑录井剖面的分层深度和岩性，并作为编绘完井综合录井图的基础。要求岩屑录井剖面符合率大于90%以上。（5）岩屑保管要妥善，装袋、装盒，填好标签。完钻后移交天然气勘探开发事业部暂为保管。6.2 综合录井综合录井仪从乐平组至井底连续进行录井作业，按照规范要求取全取准各项资料，及时提供气测、钻井参数、压力预测及钻井液参数的原始监测资料与报告，为作好地质卡层与工程预测。6.2.1 综合录井仪的技术指标要求原则上要求采用性能不低于神开2000型综合录井仪，确保仪器运作正常，分析精度高，数据准确、可靠。6.2.2综合录井间距综合录井仪从二开开始至井底连续进行，每米1个测点，特殊情况每米2个测点。6.2.3综合录井项目进行钻井工程参数、钻井液参数、钻时参数、压力参数、气测参数及地质参数等项目录井，建议现场作水分析，并开展H2S、CO2等有害气体的检监测。6.2.4综合录井操作原则要求 （1）综合录井仪因色谱气测不能正常工作时，必须停钻检测； （2）仪器记录的各种基础数据要达到技术质量标准，色谱分析峰正常，分辨率达标准，原始记录清楚。每班（12小时）至少进行一次仪器烃类检查； （3）综合录井仪发现气测、泥浆参数、工程参数、压力预测异常时，均要求立即通知有关地质、工程、泥浆值班人员，并提出解释意见（包括现场提供彩色油层评价图件等）； （4）做好井深校正工作。每次接单根或起下钻后，必须按钻具方入校对井深，井深误差要求小于0.1m； （5）除综合仪本身通过检测泥浆流量所给出的计算迟到时间外，还要做好迟到时间的测定：开始录井后每3050m实测一次，以及时校正岩屑迟到时间，做到准确无误； （6）必须安装各种监测报警装置，配备H2S、CO2监测防毒报警系统，并正确合理地设置报警门限； （7）至少在钻台房、地质监督房、工程监督房等处各配备一台实时监测终端和通讯设备，并保证线路畅通； （8）凡是综合录井仪录取的任何一条参数曲线发生异常，均应及时分析与解释； （9）凡井下作业期间（含电测与固井作业）均不能停机，报警系统均要正常工作。6.2.5钻时录井（1）录井间距：从二开开始，录井连续记录，钻时录井要求每米记录一点；钻遇油气显示和钻时明显变化时，每0.5米记录一次钻时，单位为min/m。 （2）技术要求：记录钻时时，井深、时间要准确，并要求及时绘制钻时曲线（以折线表示、比例尺1/500）。对影响钻时变化的工程因素，如更换钻头、钻头新旧、钻井方式、钻井参数、钻井液变化等，要在钻时曲线上标注清楚，以便分析钻时变化的原因。6.2.6气测录井气测录井在钻井过程中由综合录井仪连续进行，异常井段要解释并采样作组份分析，气测录井仪仪器精度要求如表6-1。表6-1 气测录井仪器精度要求一览表检测项目全烃/全量组分硫化氢二氧化碳检测仪器类型氢火焰/热导氢火焰/热导吸附TCD最小检知浓度（%）0.0010.0010.00010.200测量范围（%）0.0011000.0011000.00010.010.20100基线（fs/h）1%1%1%1%重复性误差（%）2%2%5%3%环境温度（）0+400+40-40+50-40+50响应时间（秒）11噪音（mv）0.50.50.50.5（1）常规气测录井从二开开始录井连续记录，常规气测录井录取资料，主要有总烃（全烃）、烃组分（C1-C5）、非烃类（含CO2、H2S、H2、He气）等气体含量。无论是正常钻进或停钻循环钻井液时，均要开机连续测量，自动记录。关于气测资料的要求，除及时对气测异常发布专报外，要保留记录原图，并在原图上做好标样校核记录，标注开停泵、起下钻、接单根和钻井液密度变化及处理情况，数据库中要保留时间数据和深度数据。完井后，应提供全井气测异常显示统计表。 （2）后效气测 后效气测（地质循环、下钻和完井气测），是发现油气层、判断油气层位置的一种重要手段。钻遇气体显示后，每次起下钻均应进行后效气测。进行后效气测时，应循环钻井液2周以上，连续检测烃类（包括非烃类）组分和含量；循环钻井液时应记录时间、井深、钻具下入深度、钻井液静止时间、循环一周时间、开停泵时间、排量、泵压、油花气泡及气测延续时间和变化等，并计算油气层深度、油气上窜速度（后效测量要求排量均匀、泵压稳定）。 （3）H2S监测要求配备H2S监测系统，做好预防工作。在井场要做好风向标志。6.2.7压力录井 压力录井是确保钻井安全、顺利钻进和发现、保护油气层的重要措施，应在钻井过程中切实做好地层压力检测、监测和预报工作。（1）压力检测方法鉴于钻探工区勘探程度低，地层压力数据缺乏，要求针对钻遇碳酸盐岩、碎屑岩的地层特性，选择适宜、实用的多种方法进行压力检测，不能局限于密度法、Dc指数和Sigma指数法等。要求项目承担单位务必针对xxx1304H1井钻井的实际，提前进行压力检测方法技术论证与数值对标校检，确保压力检测结果较为切合实际并有效指导钻探工程运行。（2）压力监测 钻开某一地层后，对已钻地层或井段可通过地层测试的方法实测地层压力； 下完表层套管或钻开一定井段后，可以用钻井液蹩压的方法测定地层破裂压力； 通过观察井涌、井喷、井漏及井壁稳定性（如掉块与否）和气体溢出情况（如单根气、背景气等），监测井筒液柱与井下地层压力的平衡状态； 根据这些监测结果，及时调整钻井液密度和必要的防喷、防漏措施。6.2.8工程参数录井工程参数录井主要指通过综合录井仪进行钻井工程参数和钻井液参数的随钻实时监控、记录、分析和预报，它是监测钻井施工，确保安全钻进的必要手段。二开开始工程参数录井，主要有：钻压（WOB），kN；立管压力（SPP），MPa；套管压力（CHKP），MPa；悬重（WKL），kN；转盘转速（RPM），r/min；转盘扭矩（TORQ），kN；钻速（ROV），m/h；要求连续采集，每米打印一点。6.3 钻井液录井（1）二开以后，每4小时测量一次密度、粘度，每48小时及钻井液处理前后各测定一次泥浆全套性能。泥浆处理应测循环两周。（2）为了确保钻井液录井的可靠性，各类探井钻井液中不得混油，包括机油、柴油、原油等，不得使用混油物，如磺化沥青，不能使用含荧光的添加剂、润滑剂。若因处理井下事故或降低水平段摩阻需要混油时，必须得到甲方书面同意。（3）在分析判断气层时，要注意记录准确的显示时间、井深、特征等，并计算钻井液迟到时间、油气上窜速度及泥浆处理的各项资料记录。（4）钻井液录井，除录取性能变化资料外还要注意观察、记录钻井液量的变化，以判断井涌、井喷和井漏。这些现象的发现和分析，既是地质录井的需要，也是钻井工程预防事故的需要。（5）发生井涌或井喷时，应观察记录井深、层位、岩性、起止时间、喷高、泵压和钻井液性能变化等，并及时取样；分析井涌、井喷的原因和采取必要的防喷措施。（6）发生井漏时，应观察记录漏失井段、层位、岩性、起止时间、漏失量、漏速、漏失前后钻井液性能变化、泵压及排量的变化，还应观察井口返出情况、返出量、有无油气水显示和放空现象。并及时分析井漏原因，提出堵漏措施。堵漏后，应观察记录堵漏处理情况和效果。6.4 钻时录井按照SY/T 5788.3-2014油气井地质录井规范执行。7 地球物理测井7.1 水平段地质导向采用常规地质导向技术，测取资料需满足煤层评价要求，确保水平井轨迹控制在设计箱体内。表7-1 xxx1304H1井地质导向（LWD）项目设计表测井项目及代号测量井段(m)比例尺备注地质导向技术自然伽玛（GR）C7煤层之上60m至井底/200/500电阻率连斜（DEVL）7.2 完井测井完井测井包括标准测井、组合测井和固井质量检测（表7-2）。测井作业参考中联煤层气有限公司煤层气测井作业规程技术标准执行，进行测井质量评级。测井仪器要求不低于3700测井系列。测井数据采集的采样间距要求8个采样点/米。7.3 固井质量检测固井质量检测一般选用声幅、变密度测井，测量井段为固井段，如有特殊需求，可选用扇区水泥胶结测井。7.4 特殊测井无。表7-2 煤层气开发井xxx1304H1井测井项目表 测井项目及代号测量井段(m)比例尺备注标准测井连斜（DEVL）表套以下至井底1/500自然电位（SP）自然伽马（GR）双井径（CAL）组合测井补偿声波(AC)煤层以上50m至井底1/200补偿密度（DEN）补偿中子（CNL）双侧向（DLL）微球形聚焦（MSFL）固井质量检测声幅（水泥胶结测量，CBL）固井段1/200根据工程设计的固井井段选用声波密度（变密度测井，VDL）自然伽玛（GR）磁性定位（CCL）7.5 完井测试试气本井完钻后，视测井情况直接投产。7.6 测井资料提交要求 完井测井施工结束后24小时内，测井队伍按规范及时提供每次测井的全部曲线图、数字处理成果（校深后数据）、初步解释成果表以及固井质量分析数据，并参加现场措施讨论。 测井结束后48小时内，提交经过校深后的测井资料（测井曲线、测斜资料和现场解释意见）和解释成果图及成果表（包括油气水层解释意见、孔隙度、渗透率、含油饱和度等），同时提供测井计算的实钻靶点坐标和井底坐标。固井质量分析成果也应及时提交。 8 健康、安全和环保管理鉴于xxx煤层气区块乐平组煤系目的层大量钻井未发现硫化氢等其它有毒有害气体和异常高压，结合煤岩层低渗、解析脱附速度缓慢的实际，xxx1304H1井按照二级风险井管理。煤层气原则参照中石油标准SY/T 6283-1997 石油天然气钻进健康、安全与环境管理体系指南执行和SY/T6818-2011煤层气钻井工程安全技术规范。需要补充说明如下：8.1 基本要求钻井工程施工作业单位应具备安全生产法和有关法律、法规和国家标准或行业标准规定的安全生产条件，有安全生产许可证、健全的安全生产责任制、安全操作规程和具体的安全措施（乙方应在钻井工程投标书中予以明确）。8.2 健康管理要求预防、控制和消除职业危害，保护员工健康。8.3 安全管理要求建立健全有关钻井生产安全制度、操作规程、安全措施以及HSE管理体系文件，并严格执行，制定应急救援预案，定期演练，确保工程项目安全生产。严格贯彻中国石油“六大禁令”要求，务必要做好上井人员的个人保护和生活营地的管理，落实统一领导、统一标准、分工协作的工农关系大协调原则制度，做好用水用电用厕和生活垃圾管理，搞好环境卫生，妥善做好与当地工农关系，不发生任何违禁生产操作、违反治安事件。务必要按钻井地质设计、工程设计、施工设计和技术规范操行，坚持“四不打井”的原则，杜绝“三违”现象发生，实现“零伤害、零事故、零污染”的安全生产业绩目标。8.4 环境管理要求务必要注意环境保护，落实针对性的有效措施，努力降低钻井、压裂、钻塞试气过程中的噪音（隔音或消音），切实做好水基泥浆、油基泥浆、压裂返排液的重复利用，泥浆、岩屑等随钻废弃物做好无害化处理，确保固井质量，杜绝环境污染。在钻探完井后，浙江油田公司天然气勘探开发事业部要严格按井场环境保护标准进行场地验收，归档留存完善的各类痕迹记录。8.6 井控要求根据浙江油田公司钻井井控实施细则(第三版)井控要求，本井为二级风险井，请做好风险防范管控。8.7 风险提示8.7.1 可能钻遇的高压异常、低压异常层位与埋深提示：xxx煤层气区块乐平组煤系目的层大量钻井未发现异常高压，也未发现有浅层气存在，本井为正常压力系统。8.7.2 该水平可能有毒有害气体层位与埋深提示：xxx煤层气区块乐平组煤系目的层大量钻井未发现硫化氢等其它有毒有害气体。8.7.3 易垮塌、易漏失（疏松、裂缝）地层层位与埋深提示：已钻井反映浅部地层存在漏失现象，本井临近小断层存在天然微裂缝发育漏失可能，在飞仙关组（井段10498m）做好防漏堵漏工作准备。由于水平段较长，且煤层易垮塌，水平段钻进过程防止垮塌卡钻。该水平井上述提示并不全面，施工单位开工前应认真做好风险识别，制定相应的防范措施。9 设计及施工变更9.1 施工工序、施工计划变更、设计变更程序（1）以安全、优质、快速、高效钻井为前提，根据本井组实际情况确定施工工序，各项施工内容、方法及要求均按甲方审批的施工设计进行（包括钻井工程、测井、完井设计）。（2） 钻探过程中，如钻探实际情况与地质设计不符，施工工序、施工计划和设计需要变更时，由施工现场甲方监督书面提出修改意见与可行的操作方案，经天然气勘探开发事业部签字同意后报浙江油田公司勘探开发处，并由勘探开发处遵照相关程序审批。9.2 井位移动情况（1）没有特殊情况，原则上所设定的井位不能随意移动。（2） 若发生意想不到问题，如碰到浅部地层遇见断层、大溶洞和工农问题等，无法在原设计井点继续钻探时，由施工单位提出书面建议，经钻井现场甲方监督提出井位移动的书面设计方案，经天然气勘探开发事业部签字同意后报浙江油田公司勘探开发处，并由勘探开发处遵照相关程序审批，经批准后方可移动井位。9.3 技术说明及要求（1） 煤层气开发井组的钻井工程、测井、测试压裂作业，都是为了发现和开发煤层气层，保护好煤层气层并为煤层气地质评价和长期开发服务，在钻探过程中务必保持和发扬“三老四严”的工作作风，必须按照“严肃、严格、严密”和“细、勤、快”要求执行地质要求和生产指令，做到“钻井服从地质，地面服从地下”，务必要求各作业方相互密切配合，做到精诚协作，绝对防止各行其是。严禁随意在增加泥浆密度，用污水处理泥浆等，严禁弄虚作假，杜绝假资料。（2） 参与本井钻井、测井、测试、试井、分析化验、运输、设计等各项施工作业的全体人员