钻井地质设计

钻井地质设计中国石油冀东油田公司200地质设计责任表井号：南堡1-80井别：预探井井型：定向井设计单位：勘探开发研究院设计人：年月日设计测井技术负责人：年月日设计单位技术和井控负责人：年月日油〔气〕田分公司勘探主管部门审核人意见：〔签字〕年月日油〔气〕田分公司批准人：〔签字〕年月日目录TOC\o"1-2"\h\z\u1 井区自然状况 1地理简况 1气象、水文、海况 1灾害性地理地质现象 42 根本数据 73 区域地质简介 8构造概况 8地层概况 9生、储油层分析及封〔堵〕盖条件 9邻井钻探成果 11圈闭地质条件分析 17地质风险分析 174 设计依据及钻探目的 18设计依据 184.2钻探目的 18完钻层位及原那么、完井方法 19钻探要求 195设计地层剖面及预计油气层、特殊层位置 20地层分层 20分组、段岩性简述 21油气层、特殊层简述 226 工程要求 23地层压力 23钻井液类型及性能使用原那么 30井身质量要求 31套管程序及固井质量要求 31完井质量要求 337 资料录取要求 34岩屑录井 34综合录井 34循环观察(地质观察) 34钻井取心 35井壁取心 35钻井液录井 35荧光录井 35地化录井 36酸解烃、罐装气 36碳酸盐岩分析 36地层漏失量 36压力检测(dc指数) 36特殊录井要求 36化验分析选送样品要求 368健康、平安与环境管理 36根本要求 36健康管理要求 37平安管理要求 37环境管理要求 37钻遇含有毒、有害气体层段要求 37健康、平安与环境重点风险识别和重点防范措施提示 379 地球物理测井 39测井内容 39原那么及要求 3910 试油〔中途测试〕 39试油〔中途测试〕原那么 39试油〔中途测试〕要求 3911设计及施工变更 40设计变更程序 40目标井位变更程序 4012技术要求 4013上交资料要求 4014 钻井地质设计附件、附图 41井区自然状况地理简况地理环境南堡1-80井地理位置位于河北省唐山市南堡开发区冀东油田南堡1-3号人工岛南偏西约2.1km，水深约10m，交通、通讯沿岸陆上，环渤海公路横穿油区，筑有海防大堤，各种等级公路纵横交错，可通大型车辆，电网、电信、信息网络覆盖全区，交通通信极为便利。海上交通从曹妃甸港乘交通船至作业区海域。海上通信主要是网络传输和蜂窝式，通讯快捷方便。本井场未发现有灾害地貌及有碍平台施工的人工障碍物，但海面上渔网会对平台拖航就位造成影响，应予以注意。气象、水文、海况风.1季风渤海处于东南亚季风区，风向的季节变化显著，冬春季受强大的蒙古冷高压控制，盛行北~西北风，频率为13~15％。夏秋季受印度低压和太平洋副热带高压的影响，以南风为主，偏西南风和偏东南风次之，频率为11％。区内常年平均风速米/秒〔相当于4~5级〕，月平均最大风速m/s〔出现在4月〕，其次是m/s〔出现在5月〕，最小风速m/s〔出现在8月〕。.2大风风速＞8级〔17m/s据塘沽站统计资料，多年平均大风日数为天，其中主要集中在春季〔约占36％〕和冬季〔约占25％〕，夏秋频率较低，分别为20％左右。大风的风向与季风类似，冬季以北和西北风为主，夏季以南风为主，偏西南风与偏东南风次之。气温该区的年平均气温℃〔极端最高℃，极端最低-20℃〕，年温差在30℃以上；月平均最高气温℃〔8月〕，月平均最低气温℃〔1月〕，月温差在7~9雷、雨、雪、霜、雾由于雷、雨、雪、霜、雾等气候本身具有多变的属性，常给海上勘探与开发带来负面的影响，甚至灾难性的危害。要充分利用实时的气候资料，防患于未然。雷：是雷雨云中的放电现象，通常云顶带正电荷，云底带负电荷。环渤海地区，一般春夏季节，由于受暖湿气流影响，空气潮湿，同时太阳辐射强烈，近地面空气不断受热而上升，上层的冷空气下沉，易形成强烈对流，所以多雷雨。而冬季由于受大陆冷气团控制，空气寒冷而枯燥，加之太阳辐射弱，空气不易形成剧烈对流，因而很少发生雷雨。年平均雷暴日数约36.6天左右。雨：夏季，由于东南季风来自太平洋，西南季风来自印度洋和南海海面，因此高温又高湿，水汽充足，所以雨水丰沛。年平均降水量mm，最大年降水量mm，最小年降水量mm。年降水量变化率为11%~27%。全年降水量分布不均，主要集中在夏季7~8月份，约占全年降水量的64.3％，冬季1~2月份降水量最少，仅占全年降水量的1.1％。雪：是由空中的水蒸气，遇冷后凝结形成的。本区平均初雪日出现在十一月下旬，最早为10月20日。季降水量在11~19毫米之间，平均为，占全年总降水量的2.2％。季平均降雪日数5~8天。

历年最大积雪深度在10~30厘米之间。冬季，本区常在蒙古冷高压控制下，天气稳定少变，盛吹西到西北风，季平均风速3米/秒左右，仅次于春季。霜：是靠近地表空气层温度达0℃以下时所凝结出来的白色晶体物，它的出现既与温度有关也与地表的湿度和属性有关。雾：大气中水汽凝结物使能见度距离小于1km时，称此天气现象为雾。它是危害海上航行、港口作业、海上石油勘探与开发、渔业生产等的灾害性天气。渤海周边平均雾日为5~15天，海峡地区可达30天。雾一年四季都可能发生，但调查区一带以秋冬季〔11~海况.1海底地形南堡油田位于唐山市南堡滩海、曹妃甸海域，处古滦河三角洲前沿和渤海湾中央深槽的交界地带，为浅滩向浅海过渡地带，沿海地带地势十分平坦，有大范围滩涂存在，地形平缓地向深水过度，坡度在2-5‰‰左右，个别地段分布有水下潮流砂脊或砂坡。滩地地形比拟复杂，岸外假设干沙坝和沙岛构成了沿岸沙堤，距岸数百米至十余公里不等，呈带状分布，并与其内侧水域构成泻湖沙坝体系。依据沿岸沙堤内外的水动力条件、地形、地貌特征的不同，可分为4个地貌区：①西部无沿岸沙堤浅海区：曹妃甸以西～南堡岸线以外的潮间带及浅海区；②东部沿岸沙堤内潮坪区；③东部沿岸沙堤外浅海区；④东部大型潮沟区：曹妃甸东北的15～20km处分布有老龙沟和二龙沟等两条大型潮沟。根据海调报告，本设计井处调查当日水深为10m，低潮时水深约为m，高潮时水深约为.2海浪根据塘沽海洋站从1980年至1985年6月的观测资料总结如下：a、波向该海域春季〔3、4、5月〕浪向比拟紊乱，这与该海域受季风的影响有关，其中3月以东北东，4月以东北东、东南和南南西，5月以东北东、南南西和偏东向浪为主，该季度各月均以东北东向波浪频率最高，分别为％、％和％。夏季浪向比拟集中〔6、7、8月份〕，6、7月皆以东向浪占优势，其频率分别为％和％，8月以东北向浪为主，其频率为％。秋季〔9、10、11月份〕该海域受北方冷高压的影响，偏北风逐渐增多，致使该季偏北向浪为主，9、10皆以东北向浪占优势，其频率分别为％和％，11月份以偏北向浪为主，其频率为11.8％。冬季〔12、1、2月份〕该海域为结冰区，无海浪资料。由上述资料可以看出，该海域主波向为东，其频率为％。另外从波高值统计中得出，波高值米时，波向东北，所以该海域强波向为东北。b、各波向不同波级出现的频率该区波高＜米的为常见波，7月份出现的频率最大，为14.5％，而波高＜m的波浪出现的频率最大的月份是8月，频率为％。波高m＜H＜m的波浪出现的频率最大的为3月份，频率为％，波高＞m的波浪那么很少见，仅在5月份偶有发现，频率为％。该区波高极值为m。.3潮波测区内潮波属以万家屯外无潮点为中心的北渤海潮波系统，潮波性质为不正规半日潮，但由测区向东从滦河口至七里海是不正规半日潮向不正规全日潮转化，至秦皇岛那么变为不正规全日潮。潮流方向近东西，涨潮流向西，落潮流向东，在曹妃甸一带，由于受沙坨和潮沟的影响，潮流方向稍有变化。在曹妃甸一带涨潮流流速为~节，落潮流为~节。通过计算扣除周期性潮流之外所剩余流构成渤海环流系统，流速一般为~节，方向为环渤海湾逆时针方向流动，这一环流将大量滦河输送的悬移质带向本区和渤海湾顶。灾害性地理地质现象地震本区属地震Ⅶ度烈度区。包括本海区在内的唐山地区是地震多发区域。东经117°30′~120°00′，北纬38°30′~40°00′范围内，从1527年至1991年5月30日共年内，共发生~级地震625次，频率为135次/百年，~级地震60次，频率为次/百年，~级地震6次，频率为1.29次/百年，~地震震源深度一般在20km左右，最浅的＜5km，最大的33km，均为浅震。工区内现代小地震活动比拟频繁，但强度较低，在近500年内遭受到的最大影响烈度为Ⅶ度，共4次，分别为1568年渤海6级、1888年渤海湾7.5级、1969年渤海级和1976年唐山级地震。热带风暴台风是强烈的气旋性风暴，是我国沿海地区重大的灾害性天气之一，每年夏秋季，我国海岸带均可能受到台风的袭击，但台风中心大都不经过本区，辽宁、河北和天津沿岸是台风影响最小的地方。从1949~1980年32年中仅有一次台风经本区在塘沽附近登陆。虽然台风中心路径很少进入渤海，但北上的台风其强大的气压能引起渤海湾的大风，如遇上天文大潮那么可能引起风暴潮，这是渤海湾风暴潮产生的原因之一，应引起足够的重视。风暴潮由大风和大气压力剧变使海面产生短时间的异常升高现象称为“风暴潮〞，也称“风增水〞或“气象海啸〞，它对渤海沿岸的海上运输、渔业、海产养殖以及海上石油勘探与开发都会造成很大的危害。包括测区在内的渤海湾沿岸是风暴潮严重的地区之一，据不完全统计，解放前的400年间曾发生较大的风暴潮30余次，其中以1895年4月28日产生风暴潮的天气类型主要有三种类型：第一类为变型场强冷锋型，多发生在春秋，这种风暴潮的最大增水率可达50cm/小时，最大增水m，最高水位可达m，形成强烈的风暴潮；第二类是冷高压前部冷锋型，多发生在冬季，也见于春秋，造成渤海湾和莱州湾增水；第三类为台风型，台风进入渤海时形成巨浪，使迎风岸水体堆积，引起水位急上升，造成严重的灾害。台风一般很少进入渤海，所以在测区发生台风型风暴潮的几率很低，引起渤海湾风暴潮的主要是前两种天气类型，但对北上的台风造成风暴潮的危害却不可无视，因为台风型风暴潮强度大，往往造成更大的危害。如1992年8月31日~9月1应当指出的是向岸风增水，而背岸风减水，增减水交替出现，即大增之后必然是大减，反之大减之后伴随着大增。另外在天气急剧变化时那么往往出现短时期的此增彼减。应当注意，减水也会给海上运输及海上施工带来危害。根据多年的统计资料，渤海特大风暴潮发生的几率大约是每十年1次。泥砂运动规律影响本区泥砂运动的主要动力是环流，由于环流方向是由东向西的，所以它把大量滦河带入渤海的泥砂输送到该地区沉积。所以滦河河口虽然东移，不在本区，但本区仍然是滦河输砂量的主要沉积区。该区潮流和沿岸流属往复性质，所以它对泥砂只起淘洗和分选的作用，搬运的作用很小。除上述作用外还表达在对岸坡和潮沟的侧蚀和堆积。海冰渤海湾1、2月份年平均气温在-3℃±，每年都有海冰出现。工区初冰平均气温为℃。据1963~1990年28年的观测资料，海域初冰日最早为10月28日〔1986年〕，最晚为12月31日，终冰日最早为1月16日，最晚为4月4日。冰期最长139天，最短34天。冰期内最多无冰日51天，最少15天，平均31天。盛冰期在1月上旬至2月中旬。测区固定冰的宽度一般为~4.0km，本区海域流冰大致沿10~15m等深线分布，流冰厚度为10~30cm，流冰漂流方向比拟分散，根本上各方向上都有，但主要集中在偏东南和西北方向上〔即渤海湾主轴方向〕，流速~0.6m/s，最大为根本数据 表1井别预探井井型定向井井号南堡1-80井地理位置河北省唐山市南堡开发区冀东油田南堡1-3号人工岛南偏西约k海域渤海海域西部10m构造位置黄骅坳陷南堡凹陷南堡1号潜山南断块构造较高位置测线位置(O)二维大地坐标(井口)X4315345三维IN846CR198Y20608745水深〔m〕10地面海拔〔m〕北纬38°57′50.803″东经118°15′16.767″设计井深〔m〕-3880(海拔)钻探目的预探南堡1号构造南堡1-5区奥陶系潜山含油气情况；评价东一段油井产能；落实东二段、东三段油层分布状况。靶心设计层位靶点靶点设计井深(海拔)m设计靶心靶心半径〔m〕坐标方位〔°〕位移〔m〕XYEd1A-2604431510520608430396≤50O顶B-3575431510520608430396≤50备注-3575m以下为直井段区域地质简介区域构造背景南堡1号构造位于南堡凹陷西南部，北接南堡5号构造北堡陆地，南邻沙北斜坡带，西接新港构造带，东连南堡2号构造，有利勘探面积200km2。截至目前，南堡1号构造完成三维地震km2，完钻预探井和评价井55口，进尺185552.54m，无构造根本特征南堡1号构造前第三系构造面貌总体上是一个北倾的鼻状构造，为北东向和北西西向断层复杂化，形成奥陶系断块山；下第三系沙河街组为发育在潜山背景上的断背斜构造，下第三系东营组及上第三系表现为断鼻或断背斜构造，具有构造继承性发育，圈闭面积较大的特点，是油气聚集的有利场所。设计井南堡1-80井中浅层位于南堡1号构造南堡1-5区南断块较高部位，深层位于南堡1号潜山南断块较高部位。钻探圈闭特征南堡1号构造中浅层为断背斜构造，由东营组到馆陶组构造继承性发育，整个构造呈北东向展布；前第三系构造为断块山。南堡1-80井位于南堡1号构造南堡1-5区南断块较高部位。根据东方地球物理公司2007年4月连片叠前时间偏移资料解释成果，东一段油层顶界圈闭面积km2，高点埋深2600m，幅度90m；东二段中部油层顶界圈闭面积km2，高点埋深2870m，幅度100m；东三上亚段油层顶界圈闭面积km2，高点埋深3210m，幅度80m；奥陶系顶界圈闭面积km2，高点埋深3550m圈闭要素南堡1号构造南堡1-5南断块圈闭要素表表2层位圈闭类型面积Km2闭合度m高点埋藏深度m可靠程度Ed1油断鼻902600可靠Ed2油断鼻1002870可靠Ed3上油断块803210可靠O顶断块7003550可靠地层序列及岩性简述从目前钻遇的地层以及区域地层特征看，本设计井由上至下预计可钻遇如下几套地层：第四系〔Q〕、上第三系明化镇组〔Nm〕、馆陶组〔Ng〕；下第三系东营组〔Ed〕；奥陶系〔O〕。预计钻遇第四系粘土和散砂，第三系砂岩、砂砾岩、火成岩、泥岩、细砂粉砂岩，奥陶系灰岩。标准层区域比照标准层主要有四个：明化镇组〔Nm〕下部泥岩；馆陶组〔Ng〕中下部黑色玄武岩和底部砂砾岩发育段；东二段泥岩集中发育段；奥陶系灰岩。本地区的其它特殊情况本地区没有其它特殊情况。3.3生、储油层分析及封〔堵〕盖条件烃源岩通过对南堡1井、老堡南1井、南堡2-6井、老堡1井等井的生油岩样品分析，认为南堡1、2号构造烃源岩条件十分优越，主要发育东三段、沙一段和沙三段三套烃源岩。其中东三段有机碳平均含量为1.19%；氯仿“A〞含量为0.1264%；总烃含量为637.40PPm；生油潜量〔S1＋S2〕平均含量为3.11mg/g；沙一段有机碳平均含量为1.06%，氯仿“A〞含量为0.0991%，总烃含量为944.38PPm，生油潜量〔S1＋S2〕平均含量为2.79mg/g；沙三段有机碳含量为1.19%，氯仿“A〞含量为0.1788%，总烃含量为1229.33PPm，生油潜量〔S1＋S2〕平均含量为2.30mg/g，都已到达好烃源岩的标准。根据干酪根元素特征分析，沙一段和沙三段烃源岩有机质类型为腐泥腐殖型、腐泥型、腐植型烃源岩，油源条件良好。储集层从目前邻井钻遇的地层以及区域地层特征看，预计本井钻遇四套储层，自上而下分别为上第三系明化镇组下段、馆陶组储层、下第三系东营组和奥陶系储层。上第三系：明化镇组下段为曲流河沉积，储层发育，岩性以中细砂岩为主，横向连续性比拟好。明下段地层含砂率平均为43.5％，砂层最大厚度，最小厚度，平均厚度%~%%；渗透率分布区间624×10-3μm2~5840×10-3μm2，平均2746×10-3μm2，属于特高孔特高渗型储层。馆陶组为一套辫状河沉积，储层发育，岩性以砂砾岩为主，连续性比拟好。地层含砂率一般为53.8％，砂砾岩最大厚度，最小厚度，平均厚度×10-3μm2。砂岩岩心分析主要孔隙度分布区间23.6％~31.1％，平均25.8％，渗透率分布区间288×10-3μm2~5310×10-3μm2，平均1171×10-3μm2，属于高孔高渗型储层。下第三系：东一段为三角洲沉积，主要砂体类型为三角洲前缘水下分流河道砂体，地层含砂率一般为43.5％，单砂层厚度主要分布在3m~9m范围内。孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为次生孔隙，孔隙度范围％~％，10-3μm2，属于高孔东二段为浅湖沉积，主要储层岩性为浅灰色粉砂岩和细砂岩。孔隙类型以原生粒间孔为主，其×10-3μm2，属于中孔低渗型储层。东三段三角洲沉积体系，地层含砂率一般为30％~40％。东三上10-3m2，东三下奥陶系：奥陶系为一套内陆浅海沉积环境下发育的灰色、灰绿色碳酸盐岩储层，具有孔隙~裂缝双重孔隙介质，非均质性强。盖层〔封堵层〕本设计井钻探的主要目的层为上第三系明化镇组下段、馆陶组、下第三系东营组及奥陶系。上第三系明化镇组下部大套泥岩，馆陶组下部玄武岩，东营组泥岩集中发育段均可作为良好的盖层。生、储、盖层组合分析本区紧邻生油次凹，并具有良好的生储盖组合，成藏条件良好。油源主要来自东三段及以下地层烃源岩；储集层主要为上第三系明化镇组、馆陶组河流相砂岩和砂砾岩，下第三系东营组三角洲相砂岩，奥陶系碳酸盐岩。盖层为上第三系明化镇组下段泥岩、馆陶组玄武岩及下第三系东营组泥岩。生储盖配置良好，有利于形成“下生上储〞、“自生自储〞和〞新生古储〞等类型成藏组合。邻井录井、测井、试油〔中途测试〕成果南堡1井：岩屑录井：Nm：荧光8层55Ng：荧光22层m；Ed1：荧光21层m；Ed2：荧光10层m；Ed3：油斑1层m，荧光21层m；Es1：油斑9层m，荧光35层mEs2+3：荧光1层m井壁取心：Nm：油浸2颗，油斑2颗；Ed1：油浸4颗，油斑5颗，荧光6颗；Ed2：油浸1颗，油斑1颗，荧光1颗。电测解释：Nm：油气层1层m，油层3层m，差油层1层m；Ng：油层1层m；Ed1：油层11层m，差油层3层m；Ed2：油层3层19.8m，差油层2层mEd3：油层13层m；Es：油层11层m；O：Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级裂缝段9段93.2mMDT测试：Nm~Ed2：m~m井段取样测试22点，其中7处见油和气。试油成果：Ed3~Es1m~m，21层m，酸化后，日产油m3日产水m3，累计产油mEd1：m~m，2层m，日产油m3，日产水m3O：m~5138.0m，厚度m，日产油0m3南堡105井：岩屑录井：Nm：荧光2层m；Ng：油迹2层13m；荧光5层24Ed1：油迹2层m；荧光8层m；Ed2：荧光2层m；测井解释：Ng：油层5层m；Ed1：油层6层m，差油层2层8m井壁取心：Nm：油迹3颗；Ng：油斑7颗，油迹1颗，荧光4颗；Ed1：油迹2颗，荧光6颗；Ed2：荧光2颗。南堡105x1井：岩屑录井：Ng：荧光3层13mEd1：油迹2层27m；荧光20层mEd2：荧光1层m；测井解释：Ng：可能油气层1层m；Ed1：油层12层m，差油层3层m；试油成果：Ed1m~3194m，1层，8mm油嘴,日产油68.4m3,累计产量3。南堡1-5井：岩屑录井：Nm：荧光2层m；Ng：荧光5层15mEd1：油斑12层m；油迹4层16mEd2：油迹1层m，荧光14层m；Ed3：荧光6层m；Ed3：荧光2层m；O：油迹2层3.0m电测解释：Ng：油层1层3mEd1：油层16层m；差油层1层m；Ed2：油层1层m；差油层3层m；Ed3：油层3层m；O：Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级裂缝段11段83.4m试采成果：Ed1：2005年9月15日试采，m~m，6层m，10mm油嘴，日产油142.3t，气26950m3，不含水。至目前，已累计产油65787t，累计产气O：m~m，厚度m，见油花，累计产水25.7m南堡1-7井：岩屑录井：Ng：荧光3层17Ed1：油斑10层m；油迹7层35m；荧光7层Ed2：荧光2层m；电测解释：Ed1：油层9层m；差油层6层m；试油成果：Ed1：2592m~m，5层m，7mm油嘴，日产油m3南堡1-13井：岩屑录井：Ng：荧光2层9mEd1：荧光30层171m电测解释：Ed1：油层4层20m；差油层2层3老堡南1井：岩屑录井：Ng：油斑1层m；荧光2层m；Ed1：油斑7层m；荧光17层m；Ed2：油斑2层m；油迹6层m；荧光1层m；Ed3：油斑2层m；油迹1层m；荧光5层m；Es1：油斑3层m；油迹1层m；荧光9层m。电测解释：Ng：油层1层m；Ed1：油层13层m；Ed2：油层6层m，差油层1层m；Ed3：油层10层m；Es1：油层1层m。O：级裂缝段3层192.8m试油成果：Ng~Ed1m~m，5层m，19mm油嘴，日产油271m3Ed2：m~m，6层m，水力泵排液，日产油m3，日产气O：m~m，1层179.81m，24mm油咀，试采成果：Om~m，灰岩裸眼段，初期11mm油咀，日产油125t，日产水m3×104m3。酸化后，mmMPa，日产油470t×104m3，不含水。截至2008年CFD2-1-1井：岩屑录井：Ng：油斑23层128m；荧光15层mEd1：油斑12层51m；荧光15层86Ed2：荧光1层21m试油成果：Ed1：2415m~2474m，1层59m，中途测试，反循环出液32桶〔m3〕，产O：3364m～3396m，1层32m，中途测试：酸化前日产油1078桶〔约171m3酸化后日产油1796桶〔约286O：3414m～3475m，1层61m，中途测试：酸化前日产油24～30桶〔约4～5m邻井分层数据〔仅供参考〕邻井钻井分层数据表表3层位南堡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√√相邻井已钻井复杂情况南堡1-5井:2005年6月30日下尾管在3952m〔奥陶系迎风化壳〕遇阻。7月1～7日在循环观察中屡次出现蹩泵现象，并发生井漏，累计漏失钻井液3〔～1.32，粘度72～～3/h南堡1井:南堡1井2004年10月12日18:00钻至井深〔Ed3〕，高架槽钻井液出口发现H2S气体显示，H2S浓度由0ppm升至54ppm，18:15达最大浓度54ppm，18:50H2S浓度降为0ppm。2004年10月13日22:42钻至井深〔Ed3〕时，高架槽钻井液出口发现H2S气体显示，H2S浓度由0ppm升至41ppm，井深通知钻台循环，10月13日0:452005年11月7日17：30钻至井深〔Es1〕发生井漏，漏失32005年6月1日4：40钻至井深〔奥陶系迎风化壳老堡南1井：老堡南1井2004年5月29日22:50钻至井深1300m〔Nm〕循环钻井液，录井脱气发现H2S气体显示，22:55H2S浓度由1ppm升至19ppm，23:10浓度最高到达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)试采时天然气成分：甲烷78.81%，乙烷6.17%，丙烷2.06%，异丁烷0.44%，正丁烷0.59%，戊烷以上1.11%，氮气0.34%，二氧化碳10.47%，硫化氢，相对密度；该井于2005年8月24日在～(O)试采时天然气成分：甲烷6%，乙烷6.14%，丙烷1.88%，异丁烷0.35%，正丁烷0.44%，戊烷以上0.444%南堡105×1井：2006年10月11~12日钻至井深m〔NgⅡ〕发生井漏，漏失泥浆62m3〔密度1.21g/cm3，粘度42mPa.s〕，10月14~15日钻至m玄武质泥岩发生井漏，漏失泥浆57m3〔密度1.25g南堡1-7井：2005年8月19日钻至井深2814m〔Ed2〕时，起钻遇卡，卡点2716m。大钩负荷由130t4流体性质邻井流体性质统计表表4井号井段(m)层位原油天然气地层水密度g/cm3粘度m相对密度H2SppmCO2%总矿化度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温度压力特征静压资料：据南堡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井等多口井试油和MDT测试资料。据老堡南1井测试资料，奥陶系实测油层中部深度,垂深～～～0.7MPa/100m。属于正常压力系统。馆陶组、东一段油藏为正常温度系统。～3.89℃/100m、东一段油藏为3.12℃/100m。据老堡南1井测试资料，奥陶系实测油层中部深度,垂深～172.99℃～4.40℃/100m。据邻井测试资料，本区主要目的层段均为正常温压系统。相邻已钻井目前注水情况〔含污水回注井〕邻井已钻井目前注水情况统计表表5注水井井号注水层位注水井段厚度层数投注日期日注水量(m3)累计注水量(104井口压力(MPa)备注油压(MPa)套压(MPa)泵压(MPa)流压静压圈闭有效性简析南堡1号构造位于沙北斜坡带北部，紧邻林雀生烃洼陷，处于油气运移的主要指向区，且已有重要发现，说明油气聚集条件十分有利。南堡1号构造沙河街组、东营组和上第三系馆陶组为继承性发育的断背斜构造或断鼻构造，构造形态完整，圈闭可靠；储层以河流相与〔扇〕三角洲相砂岩和砂砾岩为主，奥陶系灰岩曾长期遭到风化剥蚀，裂缝发育，均可形成物性较好的储层；明化镇组下部泥岩、馆陶组下部玄武岩和东二段泥岩全区发育，下第三系底部泥岩披覆于奥陶系裂缝灰岩之上，可成为良好的盖层。圈闭生、储、盖组合配置良好，有利于形成“下生上储〞、“自生自储〞和“新生古储〞油气成藏组合及潜山油气藏。主要地质风险是中浅层储层横向变化和潜山裂缝发育情况。同时也要注意以下几点：3.6.1受现有资料限制，潜山顶面不明确，准确确定南堡1-80井的潜山顶面3.6.奥陶系地层顶面为地层不整合面，风化剥蚀、岩溶作用强烈，缝洞发育，连通性好，在钻井过程中易发生放空漏失现象。南堡1-5井下尾管在3952m〔奥陶系迎风化壳〕遇阻。在循环观察中屡次出现蹩泵现象，并发生井漏，累计漏失钻井液71.71m3〔～1.32，粘度72～～设计依据及钻探目的中国石油冀东油田2021年油藏评价部署和南堡油田勘探加快方案南堡1-80井井位论证与井位实地勘测等相关资料主要目的层构造图以下附图为东方地球物理公司冀东分院南堡凹陷三维叠前时间偏移处理资料构造解释及综合研究成果：南堡1号构造东一段油层顶面构造图〔局部〕南堡1号构造东二段中部油层顶面构造图〔局部〕南堡1号构造东三上亚段油层顶面构造图〔局部〕南堡1号构造奥陶系顶面构造图〔局部〕潜山裂缝预测图以下附图为东方地球物理公司冀东分院南堡凹陷三维叠前时间偏移处理资料构造解释及综合研究成果：南堡1号构造奥陶系顶面构造与GeoCyber裂缝预测叠合图〔局部〕4.1.5过井主测线、联络线，连井过南堡1-80井奥陶系靶点主测线IN846地震解释剖面过南堡1-80井奥陶系靶点联络线CR198地震解释剖面过南堡1-80井井轨迹－南堡1-7－南堡1-5井连井地震解释剖面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等井实钻及试油试采资料。4.2钻探目的预探南堡1号构造南堡1-5区奥陶系潜山含油气情况；评价东一段油井产能；落实东二段、东三段油层分布状况。4.3完钻层位及原那么、完井方法完钻层位奥陶系完钻原那么钻至设计层位及深度后，井底无油气显示留足口袋完钻。完井方法先期套管完成，奥陶系裸眼完井。对进行欠平衡钻井的具体要求本井无欠平衡钻井要求先期完成的具体要求先期完成无具体要求其它特殊要求根据实际钻探情况，为完本钱井地质目的执行钻探相关管理规程。5设计地层剖面及预计油气层、特殊层位置南堡1-80井钻井预测剖面表6地层设计分层油气显示断点位置工程提示界系统组段岩性剖面底界海拔(m)厚度(m)邻井资料本井预测新生界第四系更新统平原组Q·––·–·–·––·–··–·–·–·–·–·299299上第三系上新统明化镇组Nm···18041505▲防卡防H2S–––······–––···–––····–––····–––····中新统馆陶组Ng○·‥2505701▲▲防卡防漏防H2S○·○–––┌┌┌···┌–┌┌–┌下第三系渐新统东营组Ed1····2773268■■防喷防卡防漏防H2S–––········–––····Ed2–––3050277▲▲‥‥‥––––––····–––Ed3····3575525▲▲–––····–––····–––····–––古生界奥陶系马家沟组O2503880305▲■防喷防漏防H2S〔未穿〕■工业油流▲油气显示5.2 分组、段岩性简述按钻遇地层分层自上而下表达各地质时代的岩性、厚度、产状、分层特性第四系平原组〔Q〕：0m~299顶部为厚层松散的砾石层及粘土，中、下部多为没固结的灰白色中砂岩和灰色泥岩不等厚互层，底部为一套灰黄色泥质砂岩，与下伏明化镇组地层呈角度不整合接触。上第三系：明化镇组〔Nm〕：299m~1804馆陶组〔Ng〕：1804m~2505m，上部为浅灰色含砾不等粒砂岩、砂砾岩及浅灰色细砂岩、棕红色泥质细砂岩与灰黄色、灰色泥岩呈不等厚互层。中下部为灰黑色、灰色玄武岩，灰黑色、灰色玄武质泥夹灰色细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，与下伏东营组下第三系：东一段〔Ed1〕：2505m~2773东二段〔Ed2〕：2773m~30东三段〔Ed3〕：3050m~3575m，上部为浅灰色细砂岩与深灰色泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层，下部为深灰色泥岩与浅灰色细砂岩不等厚互层，与下伏奥陶系奥陶系〔O〕：3575m~3880m，顶部浅灰色、灰色灰岩，灰褐色白云质灰岩，下部深灰色、褐灰色块状灰岩按钻井工程施工需要，分段表达可能钻遇的断层、漏层、超压层、位置和井段等。漏层：奥陶系地层顶面为地层不整合面，风化剥蚀、岩溶作用强烈，缝洞发育，连通性好，在钻井过程中易发生放空漏失现象。南堡1-5井下尾管在3952m〔奥陶系迎风化壳〕遇阻，在循环观察中屡次出现蹩泵现象，并发生井漏，累计漏失钻井液71膏岩、盐岩层、火成岩、煤层、砾岩等特殊岩性层段的厚度、位置及各种矿物组成和胶结特点等。预计本设计井在馆陶组1804m~2505m井段附近钻遇火成岩，在奥陶系3575m~3880m井段附近钻遇块状灰岩，裂隙比拟发育。钻遇火成岩含硫化氢等有毒有害气体的井、层位、埋深及含量南堡1井2004年10月12日18:00钻至井深，高架槽钻井液出口发现硫化氢气体显示，硫化氢浓度由0ppm升至54ppm，18:15达最大浓度54ppm，18:50硫化氢浓度降为0ppm。2004年10月13日22:42钻至井深3174.51时，高架槽钻井液出口发现硫化氢气体显示，硫化氢浓度由0ppm升至41ppm，井深通知钻台循环，10月13日0:45浓度高达140ppm，1:30H2S浓度降为0ppm。南堡1-1井2005年11月19日当钻到井深m〔NgⅣ〕，于21:03时检测出1ppm浓度硫化氢气体，至21:15时到达最高浓度2ppm，持续至21:30随后开始降低浓度，到21:35时为0ppm。m~m〔Ed1~m；南堡1-平1井2006年9月7日8:06钻至井深m〔Nm〕，返至井深1846mm；2006年9月19日23：39该井钻至井深m〔NgⅢ〕，返至井深2810m老堡南1井于2005年6月14日在～(O)试采时天然气成分：甲烷78.81%，乙烷6.17%，丙烷2.06%，异丁烷0.44%，正丁烷0.59%，戊烷以上1.11%，氮气0.34%，二氧化碳10.47%，硫化氢99.66PPm，相对密度0.745；该井于2005年8月24日在～(O)试采时天然气成分：甲烷78.36%，乙烷6.14%，丙烷1.88%，异丁烷0.35%，正丁烷0.44%，戊烷以上0.444%，氮气0.34%，二氧化碳10.47%，相对密度0.739，没有检测到硫化氢；该井在试采过程中出现硫化氢含量变化的原因目前尚不明确。注意：南堡1-80井钻至相应层段时注意防H2S，并做好相应的防护措施，防止事故的发生。5.3油气层、特殊层简述预计油气层、特殊层的埋深及厚度据邻井油层发育状况，预计南堡1-80井的油层在各层段均有分布，主要集中在东一段、东二段、东三段和奥陶系。预计东一段油层埋深2505m~2773m；东二段油层埋深2773m~3050m；东三段油层埋深3050m~3575m；奥陶系油层埋深浅层气分布情况。根据邻井情况，本区未发现浅层气。与钻井施工相关的其他矿产及特殊层情况。根据邻井资料推断该区没有其他矿产及特殊层。6 工程要求邻井实测压力成果邻井产层实测压力表7井号层位油层中部垂深〔m〕静压〔MPa〕地层压力系数备注南堡1Nm2004.9,MDT测试Nm18162006.6，试油测静压Nm2006.6，试油测静压Ed12006.5，试油测静压Ed12005.12，试油测静压Ed126602005.11，试油测静压Ed22004.9，MDTEd3~Es12005.11，试油测静压南堡105x1Ed12007.3，试油测静压南堡1-5Ed12005.8，试油测静压Ed1试油测静压南堡1-7Ed1试油测静压老堡南1Ed32004.10,试油测静压O2005.5.21，试采测静压邻井钻井实测孔隙压力 表8南堡1-5井南堡1-10井地层井深m“D〞指数孔隙压力梯度MPa/100地层井深m“D〞指数孔隙压力梯度MPa/100NgEd1NgEd12385NgEd12387NgEd12390NgEd12408NgEd12422NgEd12426Ed12703Ed12432Ed12741Ed12472Ed12770Ed1Ed12782Ed12546Ed12801Ed12550Ed22817Ed12574Ed22851Ed12577Ed22853Ed12580南堡1-6井南堡1-7井地层井深m“D〞指数孔隙压力梯度MPa/100地层井深m“D〞指数孔隙压力梯度MPa/100Ng2385Ed12611NgEd12640NgEd1Ed12750Ed1Ed1Ed12812Ed12835邻井破裂压力试验〔碳酸盐岩地层做承压实验〕表9井号层位套管鞋深度m钻井液密度g/cm3压力梯度g/cm3备注南堡1-5Nm1538Ed2南堡1-7Nm1513南堡1-6Nm823南堡1-2Nm800南堡1-13Nm807南堡1Nm未破Ed2地层压力预测数据表10深度

m孔隙压力

g/cm3坍塌压力

g/cm3破裂压力

g/cm3深度m孔隙压力

g/cm3坍塌压力

g/cm3破裂压力

g/cm314901272015201275015501278015802810161012840164028701167029001170029301730296017602990179030201820305018503080118803110191031401940317019701320020003230203032602060132902090332021203350215033802218034102221034402240347022703500230013530233013560236035902390362024203650245036802480371025103740254037702570380026003830263038602660389026903920续表10深度

m孔隙压力

g/cm3坍塌压力

g/cm3破裂压力

g/cm3深度m孔隙压力

g/cm3坍塌压力

g/cm3破裂压力

g/cm3395040403980407040104100注：1、附图中标注的地层深度为底界深度；2、由于参考井〔NP1-5〕距设计井距离较远，地层深度差异较大〔NP1-5井相同层位比NP1-80井深约200m〕，预测结果仅供参考；地层压力预测结果图压力预测曲线南堡1-80井孔隙压力预测剖面图南堡1-80井孔隙压力预测表层位底界海拔〔m〕最高压力系数Nm1804Ng2505Ed127736Ed230502Ed335751.15O3880邻井压力情况统计表表11序号层位中部深度〔垂深:m〕最高地层压力系数资料来源备注1Nm18168南堡1井2006年07月试油时测静压，压力系数0.98南堡1-18井M邻井2Ng22542南堡1-1井2005年12月MDT测压9南堡1-292邻井3Ed126256南堡1-1井2005年12月M1邻井4Ed231662南堡1井2004年9月M冀海1×1井1996年10月10日试油静压，压力系数邻井5Ed338941.15南堡1井2005年11月试油测静压，压力系数1.04〔Ed3~Es1〕冀海1x1井1996年8月试油静压，压力系数南堡1-19井2007年2月试油测静压，压力系数1.15老堡南1井2004年10月试油静压，压力系数邻井邻区7O41001.04老堡南1井2005年5月试采测静压，压力系数邻区邻井钻井液使用情况邻井钻井液使用情况统计表表12井号层位井段〔m〕钻井液类型密度(g/cm3)漏斗粘度〔s〕南堡1Qp海水基正电聚醇33~100Nm海水基正电聚醇32~45Ng海水基正电聚醇40~282Ed海水基正电聚醇58~93Es海水基正电聚醇56~161O海水基正电聚醇70~110南堡1-5Qp27.3~330海水聚合物30~31Nm330~1998正电聚醇31~46Ng1998~2673正电聚醇46~126Ed12673~2815正电聚醇105~115Ed22815~3370正电聚醇125~137Ed33370~3773正电聚醇98~127ES13773~3956正电聚醇87~130O3956~4110正电聚醇78~110南堡1-7Qp~300海水聚合物28Nm300~1921正电聚醇~28~38Ng1921~2523~38~96Ed12523~279673~95Ed22796~285576南堡105Qp~300海水基聚合物~30~33Nm300~1896海水基聚合物甲酸盐-正电聚醇~30~37Ng1896~甲酸盐-正电聚醇~37~68Ed1~2868~60~66Ed22868~3090~53南堡105x1Qp~330海水聚合物~29~33Nm330~2266正电聚醇~31~45Ng2266~2795~41~91Ed12795~2834~54~56老堡南1Qp海水基浆32Qp、Nm251.29~1301海水聚合物32~41Nm~Ed2海水聚合物40~219Ed2~Es1正电聚醇35~88O海水聚合物30~38邻井测温情况邻井测温成果表表13井号层位油层中深〔m〕测温情况备注日期温度〔℃〕南堡1Ed1试油测温南堡1Ed1试油测温南堡1Es1~Ed3试油测温南堡1-5Ed1试油测温南堡105x1Ed12007.3106试油测温南堡1-7Ed1109试油测温老堡南1Ed3134试油测温老堡南1O试采测温钻井液类型与体系要求优质海水泥浆体系。根据所钻地层的地层压力、岩石组成结构特征及地层流体情况等不同条件选择不同类型和不同组成特性的钻井液，做到油层保护、环境保护和钻井平安统一。为很好识别油气层，泥浆体系勿混油类及四级以上荧光处理剂。特殊情况、特殊岩性段处理要求钻井液性能要求低失水、低固相、低摩阻、携砂能力强、热稳定性好。保护油气层要求为保护油气层，使用与地层配伍的泥浆体系，尽量使用可酸溶性材料。目的层钻井液性能要求全井在主要目的层段，在确保平安钻井的前提下，尽量降低钻井液密度，实现近平衡钻井。钻遇明化镇组、馆陶组目的层，钻井液密度应小于g/cm3，馆陶组玄武岩段泥浆密度不做要求；钻遇东营组目的层，钻井液密度应小于1.25g钻遇奥陶系目的层，钻井液密度应小于1.06g/cm邻井地层压力资料较少，现场如遇特殊情况，应及时上报上级主管部门，并及时调整钻井液性能和密度，坚决防止井喷等事故的发生，保证平安钻井。全井钻井液体系要求优质海水泥浆体系。特殊岩性段的重点提示特殊岩性：本设计井馆陶组中下部有火成岩、砂砾岩，奥陶系有碳酸盐岩。油气藏：本设计井可能在明化镇组、馆陶组、东营组、奥陶系等层位钻遇油气藏。有毒气体：邻井南堡1、南堡1-1、南堡1-平1、南堡1-2和老堡南1等井录井、试采时曾监测到H2S气体显示。注意：本设计井钻井过程中要注意防喷、防漏、防塌、防滑、防卡、防H2S，防止平安事故，保证钻井平安。全井钻井液分层段性能要求钻井液分段性能表表14层位井段〔m〕密度〔g/cm3〕粘度〔s〕备注Q80~29930~40提供的数据依据地质需要，结合邻井测压资料，参考邻井实际使用钻井液密度等资料确定，如不能满足实际钻探需要，可视钻探情况，及时上报相关部门，并进行调整，以确保钻井平安。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、水平位移允许范围、井身轨迹表15海拔m井斜(°)方位(°)水平位移m井径扩大率%井斜测量间距m-26040396-35750396井斜、全角变化率、井径扩大率和井斜测量间距等参数按工程设计要求执行井身质量及井眼轨迹要求井身质量及井眼轨迹要求表16井深〔m〕全角变化率(/50或100m井径扩大率〔%〕靶心距〔m〕井眼轨迹符合率〔%〕全角变化率、井径扩大率、靶心距和井眼轨迹符合率等参数按照工程设计要求执行套管程序及固井质量要求按?南堡1-80井钻井工程设计?执行，奥陶系地层井深结构要满足相应测井工程和钻井取心要求邻井井身结构南堡1井钻头程序：14mm×m+660mm×m+444mm×m+311mm×m+215mm×导管：762mm×m表层套管：508mm×技术套管：mm×m，水泥返至100技术套管：mm×m，水泥返至1580油层套管：mm×m，水泥返至3136尾管：127mm×固井质量：合格南堡1-5井钻头程序：3A660mm×m+3A444mm×m+3A215mm×m+3A表层套管：508mm×m技术套管：mm×m，水泥浆返至225油层套管：mm×m，水泥浆返至1697油层套管：mm×m固井质量：合格南堡1-7井钻头程序：3Amm×m+3Amm×m+3Amm表层套管：508mm×2技术套管：mm×m，水泥浆返至390油层套管：mm×2843.7固井质量：合格南堡105×1井钻头程序：mm×m+mm×m+mm×m+mm×m隔水管：mm×84.表层套管：mm×500.39m技术套管：mm×2830.油层套管：mm×3m，水泥浆返至固井质量：合格老堡南1井：钻头程序：660mm×m+444mm×m+311+215×m+152mm×表层套管：mm×m，水泥返至m技术套管：mm×m，注入G级水泥固井技术套管：mm×3038.60，水泥返至m油层套管：mm×m，水泥返至m固井质量：合格设计井井身结构要求表井身结构要求表17表层套管技术套管油层套管备注钻头φmmxm套管φmmxm水泥返深〔m〕钻头φmmxm套管φmmxm水泥返深〔m〕钻头φmmxm套管φmmxm水泥返深〔m〕井身结构参数按工程设计要求执行。完井质量要求邻井固井质量情况南堡1井、南堡1-5井、南堡1-7井、南堡105x1井、老堡南1等邻井固井质量合格。设计井完井质量要求表完井质量要求表18完井要求封固质量要求井口装置试压其它井段〔m〕封固质量其它完井质量要求按工程设计和相关规定执行。资料录取要求录井间距岩屑录井间距：800m~1600m，1600m~岩屑录井要求岩屑录井做到井深无误，迟到时间准确，岩屑样品每取一次分两包装，每包岩屑数量不少于500克，一包为现场检验及挑样用，另一包为保存的原样，岩屑必须自然风干或低温〔小于50℃〕烘干，保存样用布袋包装。钻时、气测录井要求仪器要求：综合录井仪，从二开开始连续测量，每1米一点，异常井段取样分析组分。全脱分析：二开~井底，无显示每班做一个样品；每次处理泥浆后做2个样品；循环观察和测后效时，发现异常加密分析；如钻遇油气显示或气测异常，每1m录井工程：二开~井底，全井进行全烃、C1~C4、H2、CO2、H2S组分测量。迟到时间：自动跟踪校正。表层~1600m，每钻进100m，实测一次迟到时间；1600m钻井参数按工程设计执行气体参数自二开~井底，全井进行全烃、C1~C4、H2、CO2、H2S组分测量钻井液参数按工程设计执行(地质观察)异常情况录井按照现场地质要求做好地质录井工作。其它特殊需求按照有关规定及操作标准执行。钻井取心目的及原那么钻井取心设计表表19层位设计井段〔m〕取心进尺〔m〕收获率取心原那么O灰岩1筒7＞90％荧光显示7级以上，或气测组分全。钻井取心要求确保收获率井壁取心设计表表20层位设计井段〔m〕取心颗数取芯目的取心原那么Nm~Ed3底800~3775100落实含油性和岩性特征具体取心位置根据实际钻探结果再确定。录井工程、间距录井工程：钻井液密度、粘度。录井间距：800m~1600m，1600m~钻井液录井：每班做一全套分析，发现气测异常及油气层，应加密测点，连续测量。取样要求发现气测异常及油气层，应加密测点测量钻井液密度和粘度。槽面观察要求与岩屑录井同步进行，仔细观察，并做好记录；发现气测异常及油气层，应及时进行观察和记录，并按相关标准要求采取措施。常规分析按岩屑录井密度逐包湿照、干照、滴照，见显示岩样依次浸泡定级。定量分析〔QFT〕定量荧光录井。不要求7.9酸解烃、罐装气不要求要求与岩屑录井同步进行现场注意观察钻井液漏失情况，特别是易漏井段要派人坐岗，一旦发现钻井液漏失时，要进行漏失层段、漏失量和漏速测定，并及时采取措施防止漏失。(dc指数)要求进行压力检测〔dc指数〕不要求分析化验工程为满足储量参数和开发方案研究需要，进行必要的分析化验〔按冀东油田勘探部、开发部公布的?冀东油田常规岩心分析化验要求?及开发实验工程的要求执行〕。选样密度及规格具体分析化验工程和样品数量由冀东石油勘探开发研究院储量室、测井室、潜山油藏勘探室及钻采工艺研究院、共同讨论确定，钻井取心后，根据勘探部、南堡油田公司要求及现场实际情况进行适当调整，统一协调后取样。8健康、平安与环境管理8.1根本要求钻井工程施工作业单位应具备?平安生产法?和有关法律、法规和国家标准或行业标准规定的平安生产条件，有平安生产许可证、健全的平安生产责任制、平安操作规程和具体的平安措施〔乙方应在钻井工程投标书中予以明确〕。实现“零伤害、零事故、零污染〞的平安生产业绩目标。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平安管理要求建立健全有关钻井生产平安制度、操作规程、平安措施以及HSE管理体系文件，并严格执行，制定应急救援预案，定期演练，确保工程工程平安生产8.