ph11完井地质报告十一

一、前F1的断背斜（附图1厚度大，埋藏较深，花港组和平湖组层位完整，储层发育，区域位置有利，生烃中心烃源供给充足具有较好的油气潜力公司自2003年开始对放南构造开展了一系列的勘探项目研究，认为放南构造为有利构造之一，具有较好的油气规模。希望通过平湖十一井的钻探进一步探明放南构造平湖组P1-P8H2-H8湖油气田资源的新。Line1637CDP2595，本井钻探目的层为花港组H2-H8和平湖组P1-P8（附图2、3、4、5、6、本井设计井口坐标：X=686170.56Y=.93，东经1245441.922290124.228″；实际井口坐标：X=686184.78Y=.7412454'42.4497",北纬2901'24.3442"（WGS84系统，UTM离设计井位14.72m，方位度1田的后备储量有效缓解公司产量递度2进一步探明放南构造平湖组P1-P8H2-H8源的新；3、获取放南构造的地质资料。工区水深80.6m，钻盘面至海底121.6m设计完钻斜深4343m（垂4143.74m，深度均从钻盘面起算，下同，由于本井钻至P7压力系数开（地层压力系数1.166P8（地层压力系数1.5281复杂，为确保作业安全、同时确保取全、取准已揭开地层的地质资料，3982（垂深3877.98mP9(见表1)。本井在施工过程中严格按照地质设计和公司地质规程的要求进行地40层（其中渐新统花港组13层，平湖组27层，全井综合解释油层3层,累计斜厚10.8m(垂厚10.1m1层,斜厚2.3m(垂厚2.2m)；气层20层，累计斜厚107.0m(垂厚97.3m)；差气层12层,累计斜厚33.8m(垂厚29.6m)156.5（垂厚139.2m，达到预期钻探目的。完钻后选择了3层（P8、P7、H6）进行钻杆测试，试获高产工业油气流，最高日产天然气132.65万方、凝析油290.58方（第Ⅰ测试7.94mm油嘴日产天然气8.67万方、凝析油8.58方/日；第Ⅱ测试14.29mm嘴日产天然气51.34、凝136.1；第Ⅲ测试17.46mm油嘴日产天然气72.64145.9方是个具备较高产能的气田，对平湖南部地区油气勘探乃至公司可持续发展具有重要的指导意义本井由中海油田服务钻井事业部负责钻井施工钻井平台是海洋石油942服油田技术事业部测井中心承担测井工作，中海油服油田技术事业部定向井中心负责定向作业，胜利油田取芯公司负责取芯工作。白玉洪、曹松任该井地质监督，陆次平任测井监督。二、钻井工程简2010年6月11日，海洋石油942钻井平台拖至平湖十一井井位，开始压载作业。61711:3036″井眼钻至196.5m，30″隔水管下深195.61m。6月18日14:30二开，26″井眼钻至573m,20″套管569.92m。62121:00开，17-1/2″井眼钻至1506m，13-3/8″套管下深1502.39m。62700:00开钻12-1/4″井眼2941m715:15至斜3298m。7702:00始电测作业，02:00-15:00第一趟测井（MSFL/DLL/XMACⅡ/DGR/CAL/SP，7月7日15:00-/GR/CAL/MSFL7第三趟（MRIL-P/GR三趟测井结束后下钻通井，7971015:45测压取样作业，四开井段共测压39其中31个效点，8个致密点；取样3瓶，抽样观察点1个。7月10日17:00开始9-5/8"套管下深3292.76m7月14日02:45五开钻8-3/8″井7月22日15:45钻至3854m3856.6m开始地质循环，气测最高值18.7373810m下降13854-3856.6m循环所捞岩屑未发现砂岩，且本井段又提前进入高压异常带，经公司同意后决定进行取心，取心前把泥浆密度从1.22g/cm3提至1.30g/cm3。7月23日19:45下钻进行第二回次取心，取心井段3856.6-3873.68m。7月01:45继续钻8-3/8″井眼，当钻至3913.3m测值最高达57%，溢流现象现场把钻密度由1.30g/cm3逐步提高至1.48g/cm37月27日02:00继续钻8-3/8″井眼，因进尺缓慢，钻至3955m停止钻进。根据井下异常情况决定先进行电测作业，起钻前循环处理泥浆，泥浆密度提至1.54g/cm3。7月29日19:00-7月30日08:00第一趟电测（GR/DLL/MLL，73008:00-21:45第二趟电测作业（MAC/GR，第二趟电测作业结束后通井。8111:45-24:00第三趟电测作（ZDL8200:00-23:00压取（RCI开井段共测压21个点，其中13个有效点，4个致密点,4个超压点，取样三瓶。8223:00开始井壁取心作业（GR/RCOR，8305:00处进行第一颗井壁取心作业，取心完成后钻头无法退出，上提过拉磅时壁取心工具8315:00开始打捞86捞落鱼成功。8705:30试口袋，880:45钻至12918开始弃井作业，927弃井作业结束。迹设计为南东方向的定向井，该设计轨迹基本兼顾了花港组和平湖组的构造高点，纵向上能够钻遇多层油气层。本井直井段钻进至1820m（12-1/4″井段）开始造斜，1914m造斜结束，进入稳斜井段，井斜基本控制在12°-14°，初始方位133°，钻进过程中方位有右漂趋势，钻至2345m，方位已接近160°，定向指°。取芯结束后改变钻具组合，甩掉挠性短节，以减少使用高钻模式，井斜方位稳定。3104m进入平湖组，旋转导向使用稳斜钻井模式，井斜稳定，但方位明显左漂，平均-1°/30m。3230m以后旋转导向使用54°/75%微增井斜及方位模式钻井，为五开二次造斜奠定基础，钻进至3298m四开中完。8-3/8″井眼钻至3335m开始第二次造斜，但对PD工具下指令后增斜效果不明显，用PowerDrive工具进行本井第二次造斜失败，现场判断PD近转头扶正器偏大(同钻头外径)，定向钻井至3392m起钻。更换BHA改为马达定向钻进BHA，下钻到底后滑动钻进，二次造斜十分顺利，泥浆粘度控制在45S/qt滑动造斜时磨阻较小平均造斜率2.5°/30m。钻至斜深3546.44m/垂深3501m时第一靶点中靶，井斜29.23°/方位 .37。中靶后继续造斜钻进至3630m（井斜31.82°/方位148.68°）起钻。更换BHA改为旋转导向BHA钻进,但造斜效果极差，降换BHA使用旋转导向工具加挠性短节，提高造斜率继续二次造斜钻进，但井斜仍然下降严重从3787m钻至3838m井斜由29.71°下降至24.9，继续钻至3856.6m第二次取心钻进。由于旋转导向钻具组合降斜严重，取芯后下入马达导向钻具组合继续增斜，下钻到底后使用TF:90/75%模式增方位钻进，增斜十分顺利，泥浆粘度控制在55S/qt，滑动造斜时磨阻较小，无脱压现象。平均造斜率，4.5°/30m，造斜钻进至3955m起钻电测。电测完毕后继续打测试口袋至3982m完钻（未带定向工具垂深3877.98m，水平位移593.16m，方位：140.07°。本井定向轨迹基本符合设计要求，井身质量良好（见表3图13钻概26″井眼(196.5-573m)泥浆体系为海水/搬土浆，密度1.06g/cm3120sec16″井眼(573-1506m)泥浆体系为海水搬土浆/海水聚合物，使用海水搬土浆钻进至1430m，密度1.04-1.12g/cm332sec1430m1.16g/cm334s12-1/4″（1506-3298m使用PEM泥浆体系，1506-2941m井段密度控制在1.17g/cm350sec2941m以下井段密度提高至1.22g/cm3，粘度55sec左右。8-3/8″井眼（3298-3982.0m）使用PEM泥浆体系，3298-3630m井段钻密度控制在1.19g/cm3左右，粘度45sec左右；3630-3856.6m井段，钻密度控制1.22g/cm3左右，粘度48sec3856.6m一周后气体全量不降反升最高达37%，判断已进入异常高压带钻密度提至1.30g/cm3，钻井取心后继续用1.30g/cm3泥浆钻至3913.3m后气体全烃值居高不下最高达57%钻密度逐步提高至1.54g/cm3，粘度64sec，由于管鞋处泥浆当量泥浆密度已达1.60g/cm3，为确保不发生严重漏失，直接往循环池加入PF-SEAL的方法来提高地层的承压能本井钻进过程中调整泥浆性能，确保了钻井、测井等作业利进行固井概况（见表9-5/8″套管采用单级固井水泥浆眼附加40%确保尾浆封固段的封固质量，首浆返高在13-3/8″套管鞋上150m，1.75g/cm3尾浆封固到2280m，1.90g/cm3封固到2500m，固井质量良好。7″尾管段148.75m固井采用单级单封的固井方法水泥浆眼附加50%1.90g/cm3后，悬挂器顶部不保留水泥塞，重点保证套管鞋、油气层井段和尾管重叠段的水泥封固质量，固井质量优。三、资料录地质资本井使用ALS3.0型录井仪进行综合录井，在施工过程中严格按照地质设计和中海油企业标准有关要求进行地质录井，钻井过程中综合录井仪运行平稳满足取资料要求但在深度上限于平台条件局限性，没有安装自己的深度传感器，与平台合用一个传感器，对深度的精度有一定影响，此外气测色谱分析也存在某些不合理的现象，组分分析值与全烃值之间偏差较大，给判断地层流体性质带来不便。本井从泥面开始监测工程参数，从16"井眼连续测量气体含量及组份分析，从斜深1300m开始岩屑、油气荧光录井，全井共捞取岩屑1477包(包括正、副样)。从花港组H2（2452m）开始进行地化录井，全井共采集地化样品486个，样品分析项目：热解分析486个、残余碳286个热解气相色谱371个。全井共进行两回次油气层取心，累计取心进尺31.08m，心长30.4m，平均收获率97.8%。此外在钻井过程中对明显气测异常层进行了气体点火试验。详细录井情况5、表6。仪器型号及测井系本井使用ECLIPS-5700（8-3/8″井眼因声波仪器故障无备件改用MAC声波特殊测井项目:核磁、测压取样（RCI，原设计8-3/8″井眼壁取心项目因取心仪器落井而取消，测井项目详见表7。测井资料评（a）本井12-1/4″井眼除常规测井对油气显示层段增加了核磁段1502-3280m，由于在3280m附近仪器多次遇卡，导致3280m附近缺失10m左右测井数据，此外上测过程中在3273m，3221m，3093m，3083m等（b）8-3/8″井眼由于钻遇高压层，井下情况复杂，3880m附近遇卡严重，此深度以下缺失密度和中子数据，在测井过程中遇卡点较多，造成测井曲线形态失真。原计划的核磁测井项目也因为井下复杂情″井眼测井质量较差。固井质量评9-5/8"套管固井质量测井项目为SBT，固井质量良好，H5、H6、H87"尾管固井质量测井项目为SBT封固良好，满足测试要求，固井质量良好。测井深度校（a）本井12-1/4″井眼测井电缆深度校正后实测13-3/8″套管鞋深度比工程所提供的深度浅1.3m，测井深度较录井深度深2m左右，误差在标准范围同样的校深8-3/8″井眼测实测9-5/8″套管鞋比工程所提供的深度深0.5m，测井深度较录井深度深2-3m，(b)按照同样的校深方法，在9-5/8″套管质量测量过程中实测同位素深度比工程提供的深度深0.6-0.7m7″尾管固井测量时实测同位素深度比工程提供的深度深2.8-3.3m度误差逐渐加大，造成误差的原因可能与尾管实际座挂深度有关，因为用钻杆送尾管时，由于钻具总重量增加，其拉伸长度也会增加，这样就会导致按照钻杆长度计算的尾管座挂深度比实际座挂深度浅，另外也不排除尾管丈量存在一定误差以及上扣时没有完全上到位等原因。综上所测井深度比较准确需要做进一步的校深工作测压取样根据地质设计要求，本井12-1/4″井眼和8-3/8″井眼完钻后对油气层进压取样，仪器型号为RCI。全井共测压点60个，其中有效点44密点12超压点46（见表8、9。测压、取样结果表明H5、H8油层，H6P3-P7气层特征。四、地 （Qd（NS）（N3L（N2Y（N1L下第三系渐新统花港组（E3h、始新统平湖组（E2p 本井从斜深1300m（相当于柳浪组顶部）自井底测至1502（相当于柳浪组中部仅对柳浪组及其以下地层岩电特征进行简要叙述。1上第三系中新统柳浪组（N1井深1300.0-1711.5m，视厚411.5m（注：本井段为直井段岩性综互层；中部灰色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩、细砂泥岩。电性自然伽玛曲线砂、泥岩幅度差异明显，其值110—120API，砂岩60—75API。深浅电阻率曲线在砂岩段分开明显，泥岩段视电阻率值大于砂岩段，泥岩1—2Ω.M，砂岩0.6-0.8Ω.M。声波时差曲线受井径影响变化幅度较大，其值一般在110μs/ft左右。自然电位曲线反映本组与下伏地层呈整合接触上第三系中新统玉泉组斜深1711.5—1945.0m（垂深1711.5-1943.2m，斜厚233.5m（垂厚231.7m。岩性综本组由二个正旋回组（1843.0-1945.0m泥质粉砂岩、细砂岩及煤层。1843.0m电性形高值，其值：泥岩10API左右，砂岩50-70AP。深浅电阻率曲线在砂岩段分开明显，泥岩段视电阻率值大于砂岩段，泥岩1-2Ω.M0.6-0.8Ω.M105μs/ft左右，泥岩100μs/ft。自然电位曲线反映砂岩呈正异常，井径曲线反映砂岩段规则，泥岩段有扩径现象。本组与下伏地层呈整合接触1上第三系中新统龙井组（N1斜深1945—2270.5m（垂深1943.2-2260.4m，视厚325.5m（垂厚317.2m岩性综浅灰色含砾中砂岩、中砂岩、细砂岩、含砾细砂岩、泥质粉砂灰色泥质粉砂岩。电性100-115API55—70API。视电阻率曲线反映泥岩值一般大于砂岩值，泥岩一般1.5-2Ω.M一般1Ω.M左右。声波时差曲线较为平缓，幅度变化小，从下往上有逐90μs/ft100μs/ft本组与下伏地层呈假整合接3花港组上段（E3斜深2270.5-2619.0m（垂深2260.4-2601.7m斜厚348.5m（垂厚341.3m岩性粉砂岩夹灰色泥岩、粉砂质泥岩。本段中部夹棕红色泥岩。电性主，曲线呈带微齿箱形，与泥岩呈突变接触；上部呈齿形高值与钟形低值和齿形低值间互，个别砂层呈正韵律，其底界曲线形态与泥岩呈突变型接触，向上泥质含量逐渐增加，顶界呈过渡型接触，本段泥岩伽玛值105-120API50-70API2—3.5Ω.M左右，砂岩1—1.4Ω.M差值有自下往上增大趋势，由80μs/ft升至90μs/ft，泥岩略高于砂岩。自然电位曲线上砂岩呈正异常，幅度差明显。井径曲线上反映砂岩段井径规则，局部泥岩段有扩径现象。3花港组下段（E33076.4m厚474.7m。岩性灰色泥岩、粉砂质泥岩；中、下部灰色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩、灰质粉砂岩及煤层。底部浅灰色细砂岩、粉砂岩夹灰色粉砂质泥岩。电性夹尖齿形高值，中、下部为齿形高值夹尖齿型和带微齿钟形低值，底部为带微齿箱状，与泥岩呈突变性接触，本段泥岩伽玛值120—135API，砂岩50—75API于水层砂岩，泥岩4－6Ω.m，砂岩（水层）3Ω.m左右，气层视电阻率最高达24Ω.m，油层4.5-7Ω.m。声波时差曲线受井径影响在上部变化较大，下部较平缓，泥岩值75μs/ft左右，砂岩（水层）值80μs/ft左右。自然电位曲线在砂岩段呈正异常。井径曲线下部平直，上部泥岩段有扩径现象。本组与下伏地层呈不整合接平湖组斜深3104.0—3383.6m（垂深3076.4-3350.7m，斜厚279.6m（垂274.3m。岩性综青质煤层及碳质泥岩，底部浅灰色细砂岩。电性110—140API55—75API5-7Ω.m，泥岩6－8Ω.m，电阻率最高达15Ω.m值90-75μs/ft段平直，但煤层段扩径明显。平湖组中斜深3383.6-3950.0m（垂深3350.7-3851.2m斜厚566.4m（垂厚500.5m岩性综岩。电性110-125API40-70API10Ω.m阻率一般15-25Ω.m30Ω.m80-70μs/ft。自然电位曲线在砂岩段呈正异常，但幅度异常小，说明砂岩渗透性差。井径曲线反映煤层段扩径严重。平湖组下段（未穿斜深3950.0-3982.0m（垂深3851.2-3878.0m，斜厚32.0m（垂厚26.8m岩性综灰色泥岩夹浅灰色细砂岩及沥青质煤层电性特征（略备注：本井3950m以下无测井资料五、油气显示特概11，油在H6心中荧光干照有显示，其余显示层岩屑荧光干照无显示，滴照具淡乳白色荧光，QFT常为气层显示特测井共解释气层20，累计斜厚107.0m(垂厚97.3m)；差气层12，累计斜厚36.4m(累计垂10.1m；2.2m36.4m；127.6m（13井、荧光录井及测井解释等资料，全井综合解释油层3层,累计斜厚10.8m(10.1m)；差油层12.3m(垂厚2.2m)；20，累计斜厚107.0m(垂厚97.3m)；差气层12,累计斜厚33.8m(累计垂29.6m)23.9（20.5m139.2m表14、图14、图15、图16、图17、图18、图19。油气显示特本井油气显示频繁，油气显示集中在平湖组中段和花港组下段，油层仅分布在花港组下段（H5、H8，平湖组为气层显示特征显示层全烃含量高分全组分偏高，但荧光显示低，全井仅在H6岩心中荧光干照有显示，其余显示层荧光干照无显示，但滴照显示呈淡乳白色，QFT异常明显。全烃含量大于10%的显示层取纵向上比较均一，平湖组储集层物性纵向性变化较大。油气显示层除H8具底水外，其余显示层均无底平湖组P7以上为常压地层，P8进入异常高压带，压力系1.5281平湖组P7以上油气显示层深、浅侧向差异较明显，中子—密度差异幅度较大，孔渗性相对较好;P8深、浅侧向差异小，物性明测井资料3400m下储层物性明显变差，孔隙度＜11%，渗透率小于6md。油层（表14中第1、3、9层（1H5a2766.2（2745.5m斜厚3.7m（垂厚3.3m。17.122（QFTQFT值达357.3（详见表813.9%9.8md（2第3H5b2785.6-2787.5（垂深2764.5-2766.3m斜厚1.9m（垂厚1.8m岩性为浅灰色粉砂岩，物性一般；气测全烃10.1311%，组分齐全，值达275.6；本层钻开时从脱气机取气样层未能取到有效测压点，测井孔隙度17.7%，渗透率136.2md，含水饱和度48%。（33078.9（3051.6m斜厚5.2m（垂厚5.0m岩性为浅灰色粉砂岩，物性一般；气测全烃13.2899%，组分齐全，（QFT）值异常明显，QFT值231；本层钻开时从脱气机取气样点火呈天蓝色火焰，测压和取样都证实为油层（见表8，测井孔隙度17.7%，渗透率166.7md，含水饱和度52%%。本层具底水差油层（表14中第2层本层与第3同一层砂体同属H5b斜深2783.3-2764.5m，2.2m10.1311QFT值275.611.1%5.8md，含水饱和度70%，综合解释为差油层。气层（表14中第4、5、6、7、8、13、15、16、17、18、20、、、、、、、 层（1）4、5、6位为H6，深度分别为：斜深2911.6-2889.9m2929.7（2905.2m斜深2932.0-2938.9m（垂深2907.7-2914.5m，累计斜厚16.7m（垂厚16.3m岩性为浅灰色粉砂岩，物性一般；气测全烃最高20.261%，最低7.4848（（QFTQFT最高327.6，H6取心层位（注：取心井段斜深2927.0-2941.0m，垂深2902.7-2916.5m25H6（详见表817.2-20.4%75.2-792.7md，含水饱和度30-60%。（2）第7、8层，层位为H7，深度分别为：斜深3012-3014.8m（垂2985.9-2988.6m斜深3026.3-3030.3m（垂深3000.5-3003.9m6.1m18.3801-24.932（QFT）值异常明显，QFT最高426.9，钻开时从脱气机取气样点火呈天蓝色火焰，测压结果证实为气层（详见表8，测井孔隙度16.8-18.5%，渗透率97.2-521.2md，含水饱和度42-43%。（3131516层位为P3别为斜深3369.1-（垂深3336.5-3337.3m3371.2-3373.4（3338.6-3340.7m斜深3375.3-3383.6m（垂深3342.5-3350.6m，累计斜厚11.3m（垂厚11.0m岩性为浅灰色细砂岩性一全烃20.672-33.9193%，组分齐全，重组份偏高，岩屑荧光干照无显示，滴照淡乳白色，反应慢，定量荧光分析（QFT）值异常明显，QFT值最高达416.1，本层钻开时从脱气机取气样点火呈天蓝色火焰，测压和取样结果证实为气层（详见表9测井孔隙度11.7-14.6%，渗透率6.5-9.0md，含水饱和度50.2-60%。第、、、层，层位为P4，深度分别为：斜深3425.83427.1m（垂深3391.1-3392.4m、斜深3433.3-3452.5m（垂深3398.3-3416.1m3429.9m3468.8m（垂深3430.4-3431.2m，累计斜厚22.1m（垂厚20.5m岩性为浅灰色细砂岩、粉砂岩，物性较上覆地层明显变差；气测全（钻时变大有一定影响4.5242-9.3546为主，岩屑荧光干照无显示，滴照淡乳白色，反应慢，定量荧光分析（QFT）值异常明显，QFT值最高达791.7，测压结果证实为气层（详见表9，测井孔隙度10.5-12.4%，渗透率4.9-6.5md，含水饱和度45.8-26，层位为P5，3530.9-3532.7m（3487.3-3488.9m岩性为浅灰色细砂岩，物性较差；气测全烃值3.224%，组分齐全，C1为主，岩屑荧光干照无显示，滴照淡乳白色，反应慢，定量荧光分9测井孔隙度10.4%，渗透率5.7md，含水饱和度57.4第28、30层，为同一层砂体，二层中间夹一层粉砂岩（差气层，物性相对差，层位为P6，深度分别为：斜深3595.6-3603.5m（垂3549.8m3558.3m8.6m岩性为浅灰色粉细砂岩，物性较差；气测全烃值较高，9.6195-17.7126C1（QFT）值异常明显，QFT值最高达611.5，本层钻开时从脱气机取气样点火呈天蓝色火焰，测压结果证实为气层（详见表9，测井孔隙度10.4-11.0%，渗透率5.3-5.7md，含水饱和度45.8-51.8%。第、、、层，层位为P7，深度分别为：斜深3664.93667.5m（垂深3602.2-3604.5m、斜深3669.7-3672.2m（垂深3606.4-3608.5m斜深3683.2-3698.6m（垂深3618.0-3631.2m斜深3714.3m（垂深3643.1-3644.5m，累计斜厚22.2m（垂厚19.1m21.9561C1屑荧光干照无显示滴照淡乳白色，反应慢，定量荧光分析（QFT）值异常明显，QFT值最高达819.8，本层钻开时从脱气机取气样点火呈天蓝色火焰，测压和取样结果证实为气（详见表9，测井孔隙度10.0-12.2%，渗透率4.9-7.4md，含水饱和度38，层位为P8，3905.5-3921.5m（3827.0m14.1m岩性为浅灰色中砂岩、含砾中砂岩，物性较差；气测全烃值高达69.5955（QFTQFT值2023.91.3g/cm357%1.54g/cm3，从脱气机取气样点火呈天蓝色火焰（尾部略带黄色火焰10.9%5.3md49.9%情况复杂，本层未能获取中子、密度资料，综合录井和部分测井资料解释为气层。差气层（14第、、、、、、、、31、35、37层（1）11，层位为P1，3250.5-3252.2m（3220.5-3222.1m，1.6m11.8177C1为主，岩屑荧光干照无显示，滴照淡乳白色，反应慢，定量荧光分析（QFT）值异常明显，QFT值592.5，本层钻开时从脱气机取气样点火不燃。本层从电阻率曲线来看双侧向有幅度差（显示有一定的渗透性，但是从物性曲线上显示为干层两者有一些故综合判断为差气层。（2）12，层位为P2，3285.8-3288.4m（3255.0-3257.6m，2.6m岩性为浅灰色粉砂岩性较差；气测全烃值3.0293%，组分齐全，以C1为主，岩屑荧光无显示，定量荧光分析（QFT）值异常明显，QFT487.6（显示有一定的渗透性但是从物性曲线上显示为干层两者有一些故综合判断为差气层。（3）19、21层位为P4，深度分别为：斜深3466.0-（垂深3428.6-3429.3m3467.4-3467.9（3429.9-3430.4m，累计斜厚1.2m（垂厚1.1m9.3564%C1为主，岩屑荧光干照无显示，滴照淡乳白色，反应慢，定量荧光分析（QFT）值异常明显，QFT值534.7，本层钻开时从脱气机取气样点火9.3-9.43.4-4md55.8-56.7%。第、、、层，层位为P5，深度分别为：斜深3520.53522.6m（垂深3478.1-3479.9m、斜深3526.5-3527.3m（垂深3483.4-3484.1、斜深3528.9-3530.4m（垂深3485.5-3486.8m、斜深3537.0m（垂深3489.4-3492.7，累计斜厚8.1m（垂厚7.1m岩性为浅灰色细砂岩、粉砂岩，物性较差；气测全烃值2.9403-3.2241%，组分齐全，以C1为主，岩屑荧光干照无显示，滴照淡乳白色，反应慢，定量荧光分析（QFT）值异常明显，QFT值最高达883.3；测井孔隙度8.1-9.6%，渗透率2.9-4.4md，含水饱和度61.6-72.3%。29，层位为P6，3603.5-3611.3m（3549.8-3556.4m，6.6m岩性为浅灰色粉砂岩性较差；气测全烃值9.6195%，组分齐全，以C1为主，岩屑荧光干照无显示，滴照淡乳白色，反应慢，定量荧析（QFT）值异常明显，QFT最高达430.8；测井孔隙度8.6%，渗透率3.5md，含水饱和度49.9%。31、35层位为P7，深度分别为：斜深3664.0-3602.2m3712.6（3643.1m累计斜厚5.0m（垂厚4.3m18.4467-21.2523%，组分齐全，以C1为主，岩屑荧光干照无显示，滴照淡乳白色，反应慢，定量荧光分析（QFT）值异常明显，QFT值最高达699.2，钻开时从脱气8.1-9.42.9-4.3md，含水饱和度64.0-65.5%。37，层位为P8，3888.0-3898.0m（3797.4-3806.3m，8.9m52.4272%，组分（1.3g/cm3，1.54g/cm3（QFTQFT值高达..渗透率2.8md，含水饱和度71.6%。干层（表14中第14、39层分别位于P3、P8层，岩性为浅灰色粉细砂岩、灰质细砂岩，物性较差，荧光干照无显示，滴照淡乳白色，气测全烃20.6702-2.3478%，测井孔隙度5.9-8.4%，渗透率0-3.1md，含水饱和度84.4-96.3%。六、地层及含油气性对本井为放南构造第一口探井，B7、1位于放二断块南部，本井和B7、平湖1属不同的构造，从已揭示的岩性组合特征、电性特征来看，花港组以上地层可对比性较好，但所揭示的平湖组地层存在一定差异，三口井地层含油气性也存在较大差异（见表15、表16及图20仅对花港组以下地层及含油气性作对比本井与B7井、平湖1井底界深度分别为2601.7m、2489.0.0m、2460.0m（41.0mB7井为46.62m1井为28.7m沉积厚度分别为341.3m339.0m、317.5mB71井厚24mB7井、平湖1井深110m左右。岩性组合特征基本相似，上部以泥质（棕色本井H1B7井增厚13m左右，B7平湖1井厚度基本一致。三H1砂岩较B7井、平湖1井相对发育，三口井砂岩占本层百分比分别为本层无油层显本井与B7平湖1沉积厚度分103.2m、103.0m、89m，岩性组合特征相似，但本井H2砂岩变薄，三口井砂岩占本层百分比分别为58.7%、68.7%、73%。油气显示情况：本井和B7在该层位均未见油气显示1井在该层位有一层底水油层度为2313.8-2316.8m。本井与B71井沉积厚度分别为82.9m94.0m84m组合特征一致，均为下粗上细正旋回沉积，但本井砂岩厚度相对变薄，三口井砂岩占本层百分比分别为68.5%、85.3%、74.8%。本层无油气显本井与B7平湖1井底界深度分别为3076.2m2922.5m2929m，沉积厚度分别为374.5m433.5m469m本井埋深较B7井深150m厚度也变薄60m右，三口井岩性组合特征差异较大。本井及B7平湖1沉积厚度分98.2m、119.0m、110m，本井厚度质岩相对发口井砂岩占本层百分比分别为72.2%、岩，B7平湖1砂泥岩互层。本层无油气显本井及B7平湖1积厚度分别104.1m、66.0m、96.0m，本井厚度明显增厚三口井砂岩占本层百分比分别为26.642.933.5本井岩性组合特征与平湖1井相似，为泥岩夹砂质岩，而B7井岩性组合为下粗上细正旋回沉积。油气显示情况：本井该层有2层油层，深度为2742.2-2745.5m、2762.3-2766.3m，B7井和平湖1井该层无油气显示本井及B7平湖1积厚136.0m126.0m119.0m，本井厚度略厚于B71砂岩占本层百分比分别为42.6%、68.2%、36.1%。本井岩性组合特征与B7平湖1有一定差异，本井为泥质岩夹砂岩B7和平湖1下粗上细正旋回沉积。油气显示情况井该层有3深度为2887.6-2889.9m2898.0-2905.2m，2907.7-2914.5m，B7和平湖1无油气显示。本井H6气层钻开时综合录井没有检测到H2SH2S（2927.0-2941.0m22916.5m。但岩心切割封存一段时间后，打开岩心筒密封盖时在物性较（相当于2907.7-2914.5m气层发现有H2SH2S检测仪测得H2S含量最高达31ppm，岩心送到化验室后洗去外表泥浆，再重新封存一段时间后打开仍能检测到H2S段H2S含量高达27ppm。结合到本井钻井期间钻开新地层时综合录井均未发现H2SH2S止状态时H2S监测仪频繁，现场基本判断是泥浆材料发酵产生了H2S气体，但并不能排除某个层段不存在H2S，对H6下部2907.7-2914.5m气层是否存在H2S气体有待进一步研究。本井及B71井沉积厚度分别为64.1m61.5m65.0m33.579.260.0%。B7井为砂质岩夹泥岩，平湖1井为下粗上细正旋回沉积。油气显示情况：本井该层有22985.9-2988.6m3000.5-3003.9mB7井和平湖1井该层无油气显示。本井及B71井沉积厚度分别为72.1m61.0m79.0m口井砂岩占本层百分比分别为51.673.1%74.1%征均为下粗上细正旋回沉积。但本井砂质岩变薄、粒度变细。油气显示3046.6-3051.6mB7平湖1井该层无油气显示。平湖本井和B7井仅揭示到P9（未穿，平湖1井已揭示到P12，从已揭开的地层岩性特征来看，本B7P8上地层厚度基本相当，沉积厚度分别为775.1m、766.2m。平湖1井因断层影响P5仅留顶部，P6缺失，P8以上地层厚度仅587m。本井P8埋深较B7井深163m左右。三口地层含油气性存在较大差异本井P8钻遇高压湖地本井及B7平湖1积厚度分别129.0m、97.5m、71.0m，三口井砂岩占本层百分比分别为36.437.5%53.5厚度明显增主要是上部泥岩增厚所致，三口井岩性组合特征均为下粗上细正旋回沉1井在该层位有22957.3-2964.7m，2977.7-2982.3m（具底水，本井和B7井该层无油气显示。本井及B7井、平湖1井沉积厚度分别为38.3m、38.5m、36.0m，沉积厚度一致，三口井砂岩占本层百分比分别为21.4%、48.1%、45.8%。本井该层岩性变细，砂岩不发育，岩性组合为泥质岩夹粉砂岩，而B7井和平湖1井则为下粗上细正旋回沉积。油气显示情况：本井该层有一层差气层，深度为3220.5-3222.1m；B7井该层底块砂岩顶部有1层气层（具底水，深度为3040.0-3043.0m；平湖1井该层底块砂岩顶部有1层气层（具底水，深度为3024.2-3027.6m。本井及B7平湖1沉积厚度分48.0m、48.5m、61.0m，三口井砂岩占本层百分23.530.1%54.1该层岩性偏细，煤层极为发育,煤层占本层10.2%，岩性组合为泥质岩夹粉砂岩及煤层；B7井岩性组合为泥质岩夹粉砂岩；平湖1井该层砂岩发育，粒度较粗，显示情况：本井该层有1差气层，深度为3255.0-3257.6m；B7和平湖1该层无油气显示。本井及B7井、平湖1井沉积厚度分别为59.2m、71.0m、82.0m，三口井砂岩占本层百分比分别为28.746.9%40.2%底块砂变薄，沉积厚度减薄，三口井岩性组合特征一致，均为下粗上细正旋回1（含夹层3336.5-3350.6mB7应层2气水同层平湖1井有1气层，深度为3133.0-3140.5m（有夹层，1气水同层。本井及B7井、平湖1井沉积厚度分别为111.3m、118.0m、96.0m，三口井砂岩占本层百分比分别为41.472.3%30.9%。本井该层沉积厚度与B7基本相当，略厚于平湖1但本井和平湖1层岩性偏细，岩性组合为泥质岩夹砂岩及煤层，B7岩性组合为块状砂岩夹泥岩B7有一层深度为3192.5-3197.8m（具底水平湖1井相应层位仅见本井及B7井沉积厚度分别为63.3m、71.0m，二口井砂岩占本层百分比分别为33.8%、19.9%，煤层占本层百分比分别为10.7%、6.8%。本征相似为泥质岩夹砂质岩及煤层显示情该层中部有5（差3478.1-3479.9m3483.1-3484.1m3485.5-3487.3-3488.9m，3489.4-3492.7m；B7井该层无油气显示本井及B7井沉积厚度分别为33.1m、32.5m，二口井砂岩占本层分比分别为53.5%66.2%，上细正旋回沉积。油气显示情况：二口井油气显示特征相似，底部砂岩均为厚层气层，不同的是B7井含底水，本井无底水。本井及B7井沉积厚度分别为197.3m185.5m128.0m占本层百分比分别为29.914.7%25.5%1井顶部泥岩缺失，岩性组合特征相似，均为泥质岩夹砂质岩及煤层。油气显示情况：本井中部有4层（差）气层，深度为3601.4-3604.5m、3606.4-3608.5m3618.0-3631.2m、3639.6-3644.5mB7井相应层位有2层气层和1层气水同层，深度为3432.0-3436.5m、3458.8-3469.8m3474.0-3479.8m；平湖1井该层位油气显示较差，仅见一层气水同本井及B7井沉积厚度分别为95.6m103.7m91.0m51.9%27.5%37.6%B7井和平湖组岩性组合为泥质岩夹煤层，底部为砂岩。油气显示情况：本井该层进入异常高压带，下部有1层差气层、1层气层，深度分别为3797.4-3806.3m、3813.0-3827.0m；B7井该层为常压系统，有2层气层，深度为3628.0-3630.4m、3667.0-3688.7m；平湖1井该层位相应层位七、结钻探结果初步验证了资料的地质属性，完成了地质设计地层对比表明：本井与邻近的放二断块南部的B7井、平湖井花港组可对比性好，但平湖组地层组合特征存在一定差异，可对比性差。通过钻探本井在花港组下段H5H6H7H8平湖组P3P4、P5P6P7P8发现良好油遇油气层156.5（垂厚141.8m，完钻后选择了3层（H6、P7、P8）进行钻杆测试，试获高产业性油气流，最高日产天然气132.65万方、凝析油290.58方，证实放平湖组P7以上为常压层，地温梯度3.47℃/100m；P8进入异常高压带，P8力系数达1.5281，地温梯度3.41℃/100m。建前地层压力预测研究工作，以确保安全高效完成钻探工作。放南构造从P8始进入异常高压带，在平湖地区尚属首次，H6气层下部取心井段岩心在发现有H2S存在，是地层本身存在H2S气体还是泥浆材料发酵产生有待进一步研究，但在生产过程中有必要引起足够重视，加强监测和采取必要的防范措施，以确保安全生产。1平湖十一井基本PH11北纬 东经 位于市东南方向的东海大陆架上，距市南汇365kmLine16371/ 2/ 12010-6-2010-8-2010-9-＋12-1/4″×3298m＋8- 30″×195.61m＋20″×569.92m＋13-＋9-2PH-11序与井身结构数据统计寸12010-06-201082022010-06-32010-06-42010-06-52010-07-2010-8-2010-9-3平湖十一井井定向实测数据+N/-000000000000平湖十一井平湖十一井井定向实测数据表（续+N/20+N/+N/04平湖十一井套管通标直径13-9-外径壁厚套管总长下入深度 水泥用量1.90-低压时间5555高压时间55平湖十一井录井工作量统计井段1300-5220岩屑样合计14772400-23253050-2466*2573-泥面-1300-10111300-1011从2452m以下进行岩屑热解分析，累计样品486个，分6平湖十一井钻井组12927.0-砂岩、泥质粉砂组23856.60-7平湖十一井测井项目统计测量井段773280m-77－783278m-78自然伽玛/核磁2748-2772-2900-3003-3017-3065-7132200-8-7297303955-73081玛8283表 平湖11井12-1/4″井眼测压取样数据FinalHydroHydroTest2761Tight2762Tight276394792Good2764Tight27651Good2765102Good2783Tight282210010Good28251004894Good2912101101Good2913587Good2922102Tight29231021Good29251021129Good2927151Good292810310198191Good2936104Tight7Good107178181Good296310710Good3013Good3014107101Good302810710Good302910810Good3046109Tight307610910Good307811Good307511010Good308111110169Good3084157Good309611110Good32101125NoteGood3213112Good3223Good3227113Good3250Tight2935105Good30291091Good3076111102927276510810308210Good308011215561555表 平湖11井8-3/8″测压取样数据10PH11简系统组段下穿灰色泥岩夹浅灰色细砂岩及沥青质煤表 平湖11井现场录井油气显示4表 平湖11井四开测井成果数据3表 平湖11井五开测井成果数据序层 密中饱和渗透解释结 段厚 段厚顶底顶底1气2干3气47气5气6气7干8差气9气差气气干干差气差气差气气差气干干气差气气干差气气气气差气气差气气干统计：1、气层83.5米/15层，垂厚73.9米；差气层32.1米/10层，垂厚28米。气层的解释标准：孔隙度>10%,含水饱和度<60%,渗透率>5md;差气层解释标准：孔隙度>5%,含水饱和<75%,渗透率>1md;干层解释标准：孔隙度<5%,含水饱和度>75%,渗透率<5md;2、渗透率计算采用低孔渗砂岩岩电实验用密度测井和自然伽马曲线拟合解释人：许风表 平湖11井油气显示综合数据15平湖11砂层组及含油气性PH11B7PH-1深度视厚深度视厚深度视厚龙★2313.8-★2742.2-★2762.3-☆2887.6-☆2898.0-☆2907.7-☆2985.9-☆3000.5-★3046.6-☆2957.3-☆2977.7-☆3040.0-☆3024.2-☆3336.5-☆3338.6-☆3342.5-□3137.0-☆3133.0-☆3137.5-☆3391.1-☆3398.3-☆3429.3-☆3430.4-☆3192.5-☆3487.3-☆3543.1-☆3556.4-☆3379.0-F☆3602.2-☆3606.4-☆3618.0-☆3643.1-☆3432.0-☆3458.8-☆3813.0-☆3628.0-☆3667.0-穿穿资料来源：PH11井地质录井及测井资料、B7井和PH-1井完井地质报告表 平湖11井与邻井目的层砂泥岩统计地平湖11B7平湖1组井深视砂质泥质煤井深视砂质泥质煤井深视砂质泥质煤顶底视视视顶底视视视顶底视视视211312122F(未穿(未穿注：平湖1井