井身结构的合理优选(DOC)

1、井身结构的合理优选概述鄂西渝东天然气勘探区域地处鄂渝两省 （市）交界山区，江汉石油管理局在 该地区的钻探始于 1970年，至1981年结束详探，共钻探井 30余口，由于 70年代80年代我国整体钻井水平较低， 钻井工艺技术落后， 建南地区所钻井总体指标不高， 主要表现在：井身结构设计不合理 , 钻井速度慢，生产时效低，事故复杂时间多， 钻井工期长。 详探结束后十几年未投入新的钻井工作量， 直到上世纪末总公司决该地区定重上鄂西渝东，从而拉开了江汉钻井近几年海相钻井的序幕。六年来， 先后完成了马（鞍） 1、建平 1、太1等一批井共近 20口，这 20多口井大部份都是水平井、大位移井、老井侧钻及老井

2、套管开窗侧钻水平井 . 原来的直井井身结构 设计已不能满足现在勘探开发技术和钻井技术需要 . 特别是水平井和大位移井 .经过几年的研究和应用 , 对鄂西渝东海相水平井和大位移井的井身结构进行了合 理优选 .总结出一套较为成熟的鄂西渝东水平井、套管开窗侧钻水平井、大位移井的井身结构.完成井深最大的为4646m有十余口井井深超过4000m尤其是完 成了建平1 （水平段长为1046m、建69平1、建27侧平1、建46侧平1及平2、建44 援1侧平1等一大批水平井、老井侧钻及老井套管开窗侧钻水平井 . 为江汉油田利 用水平井提高产量和储量动用程度、 同时节省巨大的钻井钻前工程投入、 提供了 技术支持

3、.获得较理想的效果 .二技术难点。1 鄂西海相地层的复杂性决定井身结构设计困难。鄂西海相地层是喜山期 构造运动强烈的挤压或压扭作用而形成的一系列平行褶皱， 在近期的剥蚀中， 因地质构造的综合作用， 形成了广泛分布的具有明显地质特征的构造， 上部侏罗系的沙溪庙一自流井组地层，厚度一般在 1000-2000m之间，岩性为泥岩、页岩、砂岩互岩。 下部须家河组的石英砂岩及以下的成套碳酸盐岩， 岩石硬度大于 5 级 的地层占 70-80%，岩石可钻性差。 鄂西渝东 80%以上构造属高陡构造，地下断 层多，地质靶区范围狭窄，多数井地层倾角在 20°以上，有一半以上的井地层倾角超过 30°

4、;，最大地层倾角达 85°。鄂西渝东地区自上而下区域上有 5 个产 层， 20 余个产气段，气藏规律性差，压力梯度相差大。要钻达石炭系目的层， 要穿过嘉陵江、飞仙关、长兴、阳新等多个气层井段，长裸眼井段中存在多套压 力系统。 钻井中经常发生又喷又漏和高压压差卡钻事故。由于压力系统复杂， 规 律性差，中上部地层疏松、 破碎、溶洞多、孔隙发育， 钻井中井漏频繁且易垮塌。 渝东大部分地区含 HS,其含量一般在5-20g/m3之间，建南气田长三气藏 HS含 量也高达51 g/m3,对于套管设计提出特殊的要求。2. 鄂西东海相地层探井中的地质不确定性，主要是以下三个方面：1）地层压力的不确定性

5、。井身结构和分段钻井液密度是决定一口井成败的关键，确定这两者的主要因素是全井的孔隙压力和破裂压力能否提供准确。2）地层状态和岩性的不确定性。如地层倾角的大小、裂缝发育的程度、泥页岩和岩膏层井段的长短等。3）地层分层深度和完井深度的不确定性。将会影响到各层套管的下入深度与分段钻井液密度。 甚至造成已达到钻机极限载荷而仍未钻达设计目的层的后果。3. 身结构设计的合理与否 , 其中一个重要的决定因素是设计中所用到的抽吸压力系数、 激动压力系数、破裂压力安全系数、井涌允量和压差卡钻允值这些基础系数是否合理。而以往对这些基础数据的收集和研究不够 , 又由于探井和水平井的增多 ,更显得要有一套科学的计算方

6、法 , 为井身结构提供科学依据。4. 鄂西渝东水平井的井身结构设计跟直井、 定向井的井身结构设计又有很多不同。水平井是在定向井基础上发展起来的，由于它在井眼曲率、最终井斜角和 水平位移等方面与定向井有着较大的区别， 更有别于直井， 有时还需要采用特殊 的专用工具和工艺才能完成， 同时在钻井施工、 完井等方面也对井身结构的要求 与直井也有较大的区别， 水平井的井身结构设计应有利于井眼轨迹控制和精确中 靶,满足水平井完井和油层保护的需要。因此，直井的井身结构设计不完全适合 于水平井，也不能将直井的井身结构设计的方法完全照搬到水平井当中，所以， 我们有必要对水平井的井身结构设计方法作近一步的研究与探

7、讨。 对鄂西渝东水平井井身结构设计而言，最关键的是如何确定© 244.5mm技术套管的下深深度,这是因为：1).井身结构设计的中油层套管是否下入要根据完井设计而定，而508mm套管和© 339.7mm表层套管的作用和直井基本相同， 完全可以参考直井。(2) 、© 244.5技术套管下深深度对于全井安全、 顺利的完成以及其综合成本 等各方面都有较大的影响， 因为它不但涉及到水平井段的施工， 而且对大斜度井 段的钻进也有很大的影响，它决定© 215.9mm井眼裸眼段的长度和采用多大尺寸的井眼穿过大斜度井段。因为大斜度井段和水平井段的钻进无论从所花费的时 间、

8、成本上，还是从技术难度上， 都是全井施工的核心， 它关系到水平井的成败。因此，在水平井井身结构设计中，© 244.5mm技术套管下深深度如何确定是最主要最关键的。© 244.5mm技术套管下深深度确定了，其它的和直井区别不是很大,可参考直井。首先，要满足直井井身结构设计原则：a. 有效的保护油气藏，使高低压油层不受泥浆损害。能避免漏、喷、塌、卡等复杂情况的产生， 为全井顺利钻进创造良好的条件， 以获得全井最短建井周期。b. 发生溢流时，具有压井处理溢流的能力。C.下套管过程中，井内泥浆液柱压力和地层压力之间的差值不一致于产生压差卡钻。对于水平井井身结构设计而言，最关键的是如

9、何确定244.5mm 技术套管的下深深度，这是因为：d.根据平衡压力钻井原则，确定采用最小泥浆密度。e.尽可能达到全井成本最低。三技术对策1鄂西渝东深探井的井身结构的技术对策考虑在鄂西渝东地层复杂地区进行中深井和深井钻探中，由于在钻达目的层前要钻穿多套压力与岩性不同的地层，钻井工艺技术面临岩性差异大，存在易阻、 易 垮塌地层和易发生井漏、 井喷等事故的挑战， 在这些地区的钻井特点超出了常规 井井身结构和套管与钻头系列所考虑的范畴。 因而，进行复杂地质环境下的深井 和超深井井身结构设计研究以及进行可封隔多个复杂层位的套管与钻头系列优 选研究，显得尤为重要。在井身结构设计方法上，结合深井的特点，对

10、传统的设 计方法在深层钻井中的适应性进行了分析研究。 以保证钻达目的层为目标， 提出 了井身结构设计的改进方法。1）、对传统设计方法的分析?设计的基本依据：地层特性、孔隙压力、破裂压力剖面、地区设计系数以及已钻井的资料等。?设计的基本原理：根据裸眼井段的力学平衡关系，使每两层套管之间的裸眼井段满足以下四个力学平衡方程：p max > p pmax+ Sb + p防井涌(p max-p pmin)X Hp min X 0.0098W P防卡钻p max+ Sg + Sf W p fmin防漏p max+ Sf + Sk X Hpmax/ HC1W p fc1防漏?传统的设计方法是自下而上逐

11、层确定每层套管的下入深度。?每层套管下入的深度最浅，可使套管费用最少。?上部套管下入深度的合理性取决于对下部地层特性了解的准确程度和充分程度。?应用于已探明地区的开发井的井身结构设计比较合理。?对于深探井，由于对下部地层了解不充分，难以应用这种传统方法自下而上合理地确定每层套管的下深。2）、改进的设计方法a、改进设计方法的背景?对深层钻井，尤其是深探井钻井来说，一般对所钻地区深层的地层资料掌握不清，中心目标是怎样切实保证钻达目的层，提高深探井的钻井成功率。?要提高成功率，就必须有足够的套管层次储备，以便一旦钻遇未预料到的复杂层位时能够及时封隔，并继续钻进。?目前国内现行套管钻头系列所提供的套管

12、层次有限，只能有两到三层技术套管。?希望上部大尺寸套管尽量下深，以便在下部地层的钻进时有一定的套管层次储备和不至于小井眼完井。b. 改进设计方法的步骤及优点?自上而下的设计方法：根据在裸眼井段安全钻进必须满足的压力平衡约束条件，在已确定了表层套管下深的基础上， 从表层套管鞋处开始向下逐层设计每一层技术套管的下入深度，直至目的层位。?套管下深根据上部已钻地层的资料确定，不受下部地层的影响，有利于井身结构的动态设计。?每层套管下入的深度最深。有利于保证实现钻探目的，顺利钻达目的层位。?与传统设计方法相结合，可以给出套管的合理下深区间。C对力学平衡方程的改进P maxp pma+ S b + p防井

13、涌P ma= max( P pmax+S + P ), P cmaX防井涌、井塌2井身结构设计中基础数据的确定(1)、抽吸压力系数Sb和激动压力系数Sg的确定a. 收集所研究地区常用泥浆体系的性能，主要包括密度、 粘度以及300转和600转读数。b. 收集所研究地区常用的套管钻头系列、井眼尺寸及钻具组合。c. 根据稳态或瞬态波动压力计算公式，计算不同泥浆性能、 井眼尺寸、 钻具组合以及起下钻速度条件下的井内波动压力， 根据波动压力和井深计算抽吸压力和激动压力系数。(2)、破裂压力安全系数Sf的确定Sf 是考虑地层破裂压力预测可能的误差而设的安全系数，它与破裂压力预 测的精度有关。直井中美国取

14、Sf=0.024 g/cm3，中原油田取Sf=0.03 g/cm3。在其他地区的井身结构设计中， 可根据对地层破裂压力预测或测试结果的信心程度来 定。测试数据(漏失试验) 较充分、生产井或在地层破裂压力预测中偏于保守时，Sf 取值可小一些；而在测试数据较少、探井或在地层破裂压力预测中把握较小 时，Sf取值需大一些。一般可取 Sf=0.030.06 g/cm3。?收集所研究地区不同层位的破裂压力实测值和破裂压力预测值。?根据实测值与预测值的对比分析，找出统计误差作为破裂压力安全系数。关于压差卡钻允值 PN PA的确定 a.通过卡钻事故统计资料，确定易压差卡钻层位及井深.b.记录卡钻层位的地层孔隙

15、压力.C.统计卡钻事故发生前井内曾用过的最大泥浆密度，以及卡钻发生时的泥浆密度.d. 根据卡钻井深、卡点地层压力、井内最大安全泥浆密度计算单点压差卡钻允值.e. 统计分析各单点压差卡钻允值，确定适合于所研究地区的压差卡钻允值.（4）关于井涌允量Sk的确定 a. 统计所研究地区异常高压层以及井涌事故易发生的层位、井深和地层压力值。b. 根据现有地层压力检测技术水平以及井涌报警的精度和灵敏度, 确定允许地层 流体进入井眼的体积量 （如果井场配有综合录井仪， 一般将地层流体允许进入量 的体积报警限定为35n3）。c. 统计钻达异常高压层位时的井眼尺寸和钻具组合, 计算地层流体在井眼内所占 的液柱高度

16、。d. 根据异常高压层所处的井深、 地层压力值、地层流体所占的液柱高度，计算各 样本点的井涌允量， 然后根据多样本点的统计结果确定出所研究地区的井涌允量 值。3.水平井井身结构设计分析研究（一）、© 244.5mm技术套管下深深度的确定由于© 244.5mm技术套管下深深度如何确定是水平井井身结构设计的关键,所以我们重点对这方面进行了分析研究， 我们收集了这方面大量的资料， 从收集的资料来看，有些水平井特别是前几年普遍采用的是将 © 244.5mm技术套管尽可能下至接近产层的井身结构设计。 但近几年来，随着工艺技术水平的发展和提高， 随着测量工具的更新换代，有许多

17、水平井采用了 © 244.5mm技术套管并不下至产层附近， 而是下至小角度井段或直井段。 从目前来看这两种结构比较普遍。 我们 通过分析研究认为，这两种情况无论采用哪一种，都应当根据当时地层、 钻井技 术工艺水平、完井方法、 井眼轨迹控制和钻井设备工具等因素而定， 各有各的优 缺点，应因地制宜，不可盲目照搬，这是因为：1、© 244.5mm 技术套管尽可能下至接近产层这种结构对于水平井段的施工是很 有利的，因为：a.将大斜度井段封起来有利于水平井段的安全施工和井眼轨迹控制。b.可最大限度地方便短程起下钻，缩短了短程起下钻的行程和时间。C.便于在井下遇到复杂情况时将钻具迅速提

18、到技术套管内进行处理，防止复杂情况近一步恶化。d. © 215.9mm 裸眼井段短，可以减少在弯曲段键槽卡钻，尤其是在井下情况 不明，水平段可能遇到复杂情况时，这样作是很有利的，也很有必要。但是，上 述所分析的只是有利的一面，因为 © 244.5mm 技术套管的下深不仅涉及到水平 段，同时也与大斜度井段有关，将© 244.5mm技术套管尽可能下至窗口附近只是充分考虑了水平井段的施工， 而没有考虑大斜度井段的施工。 从我国目前已完成 的水平井来看，大斜度井段是全井成败、 优劣的关键， 许多水平井的事故都发生 在大斜度井段， 所以必须加以高度重视， 况且大斜度井段采用

19、大尺寸井眼有许多 弊端：、© 311.5mm井眼造斜相对©215.9mm井眼难度大，且造斜率也低。 、动力钻具钻进时，受动力钻具排量的限制，环空返速低，携岩效果相对 较差，而且由于排量低钻头得不到所需的功率，切削慢，钻速低，钻速仅为钻盘 钻进的6070%。 、© 311.5mm井眼的动力钻具不匹配，造成该尺寸井眼段的机械钻速低,不易较快的穿过地层，延长钻井周期。 、© 311.5mm井眼钻具刚性强，柔性差，扭距大，容易发生断钻具事故,根据水平井统计，绝大多数断钻具事故都发生在© 311.5mm井眼，发生的位置般在扶正器上的© 156m

20、m、© 177.8mm钻铤和配合接头上的公母扣连接处，而©215.9mm 井眼这种事故的发生很少。 、增斜段钻压不易加在钻头上，井眼尺寸越大，井眼轨迹控制越难。 、裸眼井段长，井眼稳定对泥浆的要求高。所以采用这种结构也有其不利的一面。2、将© 244.5mm技术套管下浅至小角度井段或直井段对于大斜度井段施工等方面是有利的： 、这种结构下部采用© 215.9mm井眼有利于大斜度井段井眼轨迹控制和精确中靶，定向造斜相对容易。 、改善了大尺寸井眼内采用动力钻具定向造斜时因排量不足 带来的携岩问题，有利于清洁井眼。 、可以提高机械钻速，有利于井轨迹控制，缩短了复

21、杂地层 的作业时间，缩短了钻井周期。 、有利于钻井过程中减少复杂情况的发生。 、降低了成本，除了由于技术套管下浅带来的套管直接成本降低外，还可 缩短定向造斜和水平井段的施工时间， 省去了造斜过程中下套管、 固井及侯凝时 间，缩短了定向造斜工具、钻具、测量仪器的租用时间，其间接成本的节约也比 较乐观。所以，© 244.5mm技术套管的下深应兼顾水平井段和大斜度井段两方面的要求，在水平井段钻进比较有把握，完井、油层保护等方面允许的前提下， ©244.5mm技术套管下浅一些是有利的，可以下至小角度井段或直井段，如果地层比较复杂，在水平井段钻进没有把握的情况下， 还是采用©

22、; 244.5mm技术套管下至产层附近为好，应根据当时的地质条件和施工工艺技术水平来决定。从鄂西渝东地区来看， 虽然地层复杂，但该地区直井已打数十口，地层已有 相当认识。根据我们收集的资料统计来看，我们经过分析，从综合角度、全面的 考虑，我们认为应该采用 © 244.5mm 技术套管下深深度确定在直井段， ,造斜点选在嘉陵江组是比较适宜的。四.对策应用实例及效果1、井身结构优选在认真分析鄂西海相地层资料的基础上，根据上述设计理念，我们设计出鄂西渝东地区如下井身结构:完井方式钻头直径层位套管类型套管直径，套管完井660侏罗系导管508 444.5侏罗系表层套管 339.7 311.2三

23、叠系嘉陵江技术套管 244.5 215.9石炭系产层油层套管 177.8先期裸眼完井660侏罗系导管508 444.5侏罗系表层套管 339.7 311.2三叠系嘉陵江技术套管 244.5 215.9石炭系顶部生产套管 177.8 149.2石炭系产层尾管127508mn导管封固侏罗系上部的浮土层和砾石层，防止地表窜漏影响井架基础的安全。如果地表无浮土层，出露是较硬的侏罗系岩层，导管可以省去。339.7m m深表层封固上沙溪庙组上部地层。防止上沙溪庙组因裂缝和溶洞发育，发生恶性井漏；另外还可防止因该地层地层倾角大、岩石胶结疏松易垮塌而造成卡钻。244.5m m技术套管封固嘉一段以上地层。目的在

24、于封固巴东组至嘉陵江组易水化膨胀垮塌的页岩层及大段的盐膏层。根据地质和钻井需要，可采用套管完井，即三开后直接钻至石炭系产层,然后下177.8mm或139.7m m套管完井；也可采用尾管完井方式，先下 177.8mm套管至气层顶部，177.8mm套管可采用尾管悬挂和回接技术，再用149.2mm钻头钻穿油气层，而后下入 127mn尾管完井。2 建平 1 井实施情况建平 1 井位于石柱复向斜中部潜伏构造带建南构造南高点， 是一口开发试验水平井，设计垂深3475.33m,井眼总长（井深）4730.26m,水平段长1000m水 平段方位角43.90度，水平段精度要求：上、下5m左、右20m该井主探飞仙

25、关三段，兼探嘉陵江一段、香溪六段-四段。设计钻至靶点B完钻本井实际井深4646.17m,造斜点深3221m A点为3599.98米（垂深3469.21米,井斜86度,方位42.5度，闭合位移296.87米，闭合方位42.11度）;B点为4646.17 米（垂深 3449.95 米, 井斜 95.20 度, 方位 47.30 度,闭合位移 1341.15 米, 闭合方位 43.33 度）。本井水平段长 1046.19 米，创全国纪录。建平1井地质分层地层分层深度m厚度m主要岩性描述（注明油气层位置）界系组段中 生 生侏罗系上沙溪庙644.0644.0紫红色粉砂岩、砂质泥岩、黑灰色砂质页岩与灰绿色

26、粉砂岩不等细 砂岩互层下沙溪庙1039.0395.0紫红色粉砂质，砂质泥岩，黑灰色砂质页岩，与灰绿灰粉砂岩不等细 砂岩互层自流井组1666.0627.0灰黑色页岩夹灰白色介壳灰岩 ；紫红色，灰绿色泥质粉砂岩，灰绿色 粉砂岩与绿灰色，暗紫红色砂质泥岩，泥岩呈不等厚互层，常夹灰色 细砂岩.三叠系须家河1944.0278.0为大套灰白色细中砂岩，底部为黑色页岩巴东2420.0476紫红砂质泥岩，深灰岩泥云岩、云质泥岩及灰岩互层，夹泥灰岩嘉陵江Tj52602.5182.5深灰色岩与灰白色石膏及灰色膏质云岩互层T1j42698.095.5灰白色石膏夹灰色膏云岩、白云岩Tj32914.0216.0深灰色细

27、粉晶灰岩Tj23308.0394.0灰白色石膏、灰色膏质云岩及白云岩与深灰色灰岩互层Tj13352.044.0灰色泥晶灰岩为主夹浅灰色亮晶砂屑灰岩，含鲕粒细粉晶灰岩飞仙关Tf43403.051.0浅灰色泥云岩夹棕紫色泥质云岩，浅灰、深灰色鲕粒灰岩T1f34646.171243.17本层为主产气层，主要岩性为：灰色泥晶灰岩，浅灰色鲕粒灰岩.建平1井井身结构表钻头规范（mm井深（m套管尺寸（mm套管下深（m设计实钻设计实际444.5101101339.7100100.37311.227192708.34244.527182706.71215.94730.264646.17177.837303617

28、.402、井身结构说明（1）444.5mm井眼设计井深101m,339.7mm套管下深100 m,封沙溪庙组紫红色粉砂岩及砂质泥岩444.5mm井眼实际钻至井深101m,339.7mm套管下深100.37m,封固质量良好，封住了沙溪庙组紫红色粉砂岩及砂质泥岩。（2） 311.2mm井眼设计井深2719m,244.5mm套管下深2718m封嘉三以上地层，311.2mm井眼实际钻至井深 2708.34m,244.5mm套管下深2706.71m, 封住了嘉三以上地层，封固质量良好。因地层层位减薄，套管下深相应减少。3)215.9mm井眼设计井深 4730.26m,177.8mm套管下深3730m 本

29、井为水平井，设计水平段长 1000m 钻至B点完钻，215.9mm井眼实际钻至井深4646.17m,水平段长1046.19米。原设计下139.7mm套管,因组织货源问题，更改设计成 177.8mm套管，177.8mm套管实际下深3617.40m,生产套管下至A点，采取后期裸眼完井方式完井，达到钻探目的。井身结构评价本井实际井身结构与设计基本一致，因地层变化，为控制准确钻至 A 点，造斜段长度比设计有所减少，因此实钻井深比设计减少84.09m,但水平段长度比设计增加了 46.19m。完全达到了设计要求。这种井身结构有效地解决了建南地区水平井井眼轨迹控制问题。建平1井设计井深 4730.26米,

30、是江汉油田第一口水平气井。设计从 3240米开始造斜, 水平段长 1000米。在3240米以前主要是控制井斜，在保证井身质量的前提下努力提高钻井速度。建平 1井钻至井深 3221米，开始造斜，完成直井段的工作。井深 3221米的井斜为 2.4度, 方位为 109度。由于地层提前垂深有轻微变化，根据A靶（垂深3456米）、B靶（垂深3451米）及造斜率的不同设计造斜段分为三段：第一造斜段、第二造斜段、第三造斜段。建平1井实际造斜段的预控及施工情况分述如下：1）、第一造斜段：（从井深 3221井深3293.86 米）设计第一造斜段从井深 3221米至井深 3272.13米, 井斜从 2.40 度增

31、至 11.50度。方位从 109度减至 30.89度。平均造斜率为 17.79度/100 米。实际从井深 3221米 3238.50米，第一造斜段的特点是造斜率较高，平均造斜率为30.07度/100米，一直用 1.5度单弯螺杆,方位已基本扭到位，留有少量的右漂量。2）、第二增斜段：（从井深 3293.86 井深3582.52 米）设计第二造斜段从井深 3272.13米至井深 3416.48米,井斜从11.50度增至44.70度。方位从 30.89度增至31.60度。平均造斜率为 23.00度/100米。实际从井深 3293.86米至井深 3416.81米, 井斜从24.31度增至45.06度。

32、方位从32.55度增至 39.82度。第二造斜段的特点是造斜率较低，平均造斜率为 18.37度/100米，方位基本稳定。3）、第三增斜段：（从井深 3582.52 井深3620.82 米）设计第三造斜段从井深 3416.81米至井深 3600米,井斜从44.70度增至90.39度。方位从 31.60度增至 44.83度。平均造斜率为 27.79度/100米。实际从井深 3582.52米至井深 3620.82米, 井斜从77.35度增至90.10度,方位从42.44度稍增至44.10度。第三造斜段的特点是造斜率较高， 平均造斜率为 33.29度/100米，猛增井斜至 90.1度, 方位基本稳定。

33、（4） 水平段：水平段设计从井深 3600米开始，方位由 43.9度更改为 41度。水平段实际从井深 3620.82米开始,井深3620.82米的井斜为 90.1度,方位为44.1度。完成实际B点井深4646.17米,垂深3449.95米,井斜95.20度,方位47.30度,闭合位移1341.15米, 闭合方位43.33度。建平1井这种水平井井身结构,© 244.5mm技术套管下到直井段，造斜段、水平段的施工未发生重大事故。证明了这种井身结构的合理性 .建平1井水平段长度突破1000米，达到 1046.19米, 破全国水平段最长历史记录。全井机械钻速达到2.11m/h，钻机月速达59

34、8.73m/台月，破该区块机械钻速、钻机月速历史最高记录。本井比 70年代施工的邻井建 15、 35、 45、 61井等邻井建井周期、钻井周期有大幅度节约。破该区块建井周期、钻井周期最短历史记录。3新场2井 新场侧 2井实施情况新场2井位于重庆市万州区长滩镇太平溪，是鄂西渝东区块方斗山复背斜方西潜伏构造带新场构造上布置的一口预探井，该井设计井深3997m。主探石炭系黄龙组；兼探上二叠统长兴组生物礁、 下三叠统飞三段鲕滩， 要求石炭系顶界 （垂 深3937m）按2900 200方向控制井底方位，水平位移150 200m。新场2井地层及岩性描述地层时代设计地层（m）岩性简述故 障 提 示糸统组段底

35、界深 度厚 度侏 罗 糸下 统自 流 井J1447447灰绿色.暗紫色泥岩夹薄层粉砂岩.灰黑色 岩夹灰色.深灰色介壳灰岩.紫红色泥岩: 砂岩.深灰色.黑灰色页岩.砂质页岩夹; 线.绿灰色.暗紫红色泥岩夹粉砂岩.绿 色.暗紫色红色.泥岩夹粉砂岩页 夹防 煤漏 灰防垮防塌叠糸上 统须 家 河T3X1137690浅灰 灰白色云岩，夹含膏灰岩及膏岩 下部暗紫色泥岩夹浅灰色泥岩泥质白 云岩及白云质泥岩。中 统T2B1597460上部深灰色泥灰岩 夹含膏灰岩及膏岩 下部暗紫红色泥岩 夹浅灰色泥岩泥 质白云岩及白去质泥岩防 垮 防 塌下统嘉 陵 江TiJ51895298灰色.灰白色云岩.膏质云岩.泥质云 岩

36、与膏岩.纵向上呈上不等厚互层产出防 膏 防 硫 防 漏T1J42000105灰色灰白色云岩与膏岩纵向上呈略等 厚与层产出.局部夹岩盐T1J32230230灰色泥粉晶灰岩.上部含云岩T1J22415185灰色,浅灰色泥粉晶白云岩夹灰白色膏 岩.灰色泥晶灰岩.防 喷T1J12715300浅灰色灰色泥粉晶灰岩飞 仙 关T1F4275742浅灰色.暗紫红色泥质云岩.膏质云央 及云质泥岩防 喷 防 硫Tif3Tif13117360中上部灰色.浅灰色泥粉晶灰岩.鲕粒 灰岩上部灰色深灰色泥晶灰岩底部 不深灰色泥.黑灰色页岩叠 糸上 统长兴F2ch3318265深灰色泥晶灰岩.生屑灰岩底部见页岩防 喷 防 硫

37、P2Ch23332150中上部礁灰岩针孔云岩，生屑灰岩Hch1342290下部深灰色泥晶灰岩.泥质灰岩夹燧石 条带或结核灰岩吴家坪351795上部深灰黑灰色页岩炭质页岩中深灰 色泥质灰岩含燧石结核.下部灰白色铝 质泥岩灰黑色页岩灰黑色页岩夹煤线下口茅Pim3795278深灰色、灰色泥粉晶灰岩、生屑灰岩， 上部灰岩中含云质，顶部少量夹页岩防 喷统栖 霞Rq3929134灰黑色、深灰色泥晶灰岩、生屑灰岩， 下部夹燧石条带或团块及泥质，岩石色 变深防 硫梁山P1L39378灰黑色、黑色页岩夹溥层泥质粉砂岩， 煤线石 炭上 统黄 龙C2h399730上部灰岩，浅灰色角砾云岩、泥粉晶云 岩及针孔云岩；低部灰白色膏岩夹膏质*小厶岩防 喷志 留S399730灰绿色粉砂质泥岩、粉砂岩新场2井井身结构表钻头规范（mm井深（m套管尺寸（mm套管下深（m设计实钻设计实际巾 444.5351.00354.65巾 339.7350.00353.67巾 311.22022.002