WXN-T-024钻井地质设计

武乡南3口预探井设计方案SX-024井山西蓝焰煤层气工程研究有限责任公司2018年8月

山西蓝焰煤层气工程研究有限责任公司武乡南3口预探井设计方案审批表名称武乡南3口预探井设计方案审批表主要内容为了进一步探查武乡南区块内断层、褶皱、目标层位赋存、资源富集区等地质情况，在区块西部煤层埋深较深区域再施工3口探井WXN-T-021、WXN-T-024、WXN-T-028井。编制审校技术顾问首席专家总工程师目录TOC\o"1-2"\h\u1前言 前言1.1项目背景武乡南煤层气勘查工程已施工探井7口，通过对资料进行综合分析，在对勘查区进一步认识的基础上，在区块西部煤层埋藏较深区域布置3口探井，加深对勘查区的燃气赋存、构造发育等认识。图1-1武乡南区块15#煤层底板等高线示意图1.2地理条件武乡南区块行政区划隶属山西省长治市武乡县的丰州镇、贾豁乡、大有乡、监漳镇、上司乡，沁县的次村乡和襄垣县的王村镇、西营镇、下良镇管辖。本区块交通以公路为主，区块中部有县道穿过，沿该县道向西3km到达武乡县城，可与太（原）—焦（作）铁路、太（原）—长（治）（G55）高速公路、太（原）—武（乡）—长（治）的省级公路相接，武（乡）—墨（镫）铁路横穿区块中部，区内各村镇有乡镇公路相连（图1-2）。图1-2武乡南区块交通位置图1.3.1地形地貌本区块地处太行山西麓，属于中山区，地形相对复杂，沟谷纵横，切割较强烈，海拔高程616～1252m，最大相对高差636m，最高点位于区块的西南角，最低点位于区块中部浊漳河谷。区内基岩出露较少，大多被黄土层覆盖，地势沿浊漳河向东北和西南逐渐增高，一般高差50～100m，为黄土、基岩剥蚀型山岳地貌。1.3自然地理1.3.2河流水系本区属海河流域南运河水系，武乡第一大河浊漳河自西北向东南由本区中部穿过，浊漳河为北源干流，古称武乡水，俗称关河，属浊漳河北、南、西三源之一，沿途有大有河、洪水河等支流汇入。1.3.3气候本区属东亚暖温带大陆性半干旱季风气候，四季分明，冬季寒冷少雪，春季干旱多风，夏季炎热多雨，秋季温凉湿润，光照充足，雨水偏少。年平均气温最小8.3℃，最大10℃，一月平均温度-6.4~-6.8℃，七月平均温度22.8~23.3℃。年平均降雨量501.41mm，多集中于7、8、9月份，占全年60%~75%；无霜期150~166天左右。霜冻期为十月上旬至次年四月中下旬。最大冻土深0.6m；年平均风速1.63m/s，最大风速17.35m/s，风向主要为WN、ES。1.3.4地震据《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306-2015），本区地震基本烈度为6～7度，设计基本地震加速度值0.05g～0.10g。本区属相对稳定区。1.4经济状况本区块大部分地区属于武乡县，武乡县是我国著名的革命老区，八路军司令部旧址所在地，面积1610km2，人口21万左右，现有耕地面积47万亩，宜林荒山面积85万亩，森林覆盖率16%。主要以种植谷子、玉米、高粱、中药材等农作物为主，工业有电力、化工、机械、建材、医药等，当地生活水平较低。地下资源丰富，主要有煤、铁、石油、石灰石、铝矾土、硅藻土等。2地质概况2.1区块地层概况武乡南区块内基岩出露较少，大多被黄土层覆盖。从老至新出露有二叠系上统上石盒子组（P2s）及石千峰组（P2sh），三叠系下统刘家沟组（T1l）及和尚沟组（T1h）（表2-1）。区内地层走向北东、倾向北西，地势沿浊漳河向东北和西南逐渐增高，地层由南东向北西由老到新依次出露。新近系和第四系在区块内广泛分布。现由老至新分述如下：（1）奥陶系中统峰峰组（O2f）为煤系基底。岩性主要为深灰色厚层状灰岩、白云质灰岩和浅灰色角砾状泥灰岩，顶部局部见结核状、团块状黄铁矿，不规则裂隙发育，方解石部分填充、致密。（2）石炭系中统本溪组（C2b）为一套滨海、浅海相含煤沉积岩系，平行不整合于奥陶系中统之上，顶界止于太原组底部K1砂岩。上部为深灰色泥岩、灰岩，薄层状，均匀层理，含大量动物化石碎屑，斜裂隙发育，次生方解石充填，块状构造，间夹灰黑色炭质泥岩、砂质泥岩和煤线。下部为灰色铝质泥岩和含铁泥岩，其中铝质泥岩含少量植物化石，局部见斜裂隙，方解石及黄铁石充填；含铁泥岩均匀层理含较多褐红色铁质斑块和黄铁矿，岩芯中等完整，较坚硬。本组厚度平均15m。区内未出露。（3）石炭系上统太原组（C3t）为一套海陆交互相含煤地层，主要由深灰-灰黑色砂岩、粉砂岩、砂质泥岩、泥岩、煤层及石灰岩组成。含煤8~10层，其中15号煤层稳定可采；含灰岩3~4层，灰岩中常含生物碎屑和燧石结核。该组地层动植物化石丰富。与下伏本溪组整合接触，平均厚120m。区内未出露。（4）二叠系下统山西组（P1s）本组为一套以河流三角洲相为主的含煤沉积岩系，与下伏石炭系上统太原组整合接触，顶界止于下石盒子组底部的K8砂岩。岩性主要为深灰色、灰黑色细粒砂岩与灰黑色、黑色粉砂岩、砂质泥岩、泥岩和煤层，含有1、1下、2上、2、2下、上、3、3下、4号煤层，其中3号煤层为稳定的大部可采煤层，含夹矸0～1层。本组平均厚56m。区内未出露。本组物性上视电阻率曲线以中等幅值为主，变化较平缓，自然伽玛曲线整段幅值较高，仅在煤层和砂岩上为低值。底界K7砂岩视电阻率为中幅值异常显示。（5）二叠系下统下石盒子组（P1x）为一套内陆河、湖相沉积岩系，与下伏地层整合接触，顶界止于K10砂岩。以灰绿~深灰色砂质泥岩、泥岩或粉砂岩互层为主，局部夹2~3层浅灰、灰绿色中、细粒砂岩，下部偶见煤线。底界K8为灰色中~细粒砂岩，石英为主，岩屑次之，分选较好，次圆状~次棱角状，交错层理，泥质胶结，上部和下部垂向裂隙发育，次生方解石充填。本组平均厚93m。（6）二叠系上统上石盒子组（P2s）与下伏地层整合接触，顶界止于K14砂岩。本区出露不完整，仅见中上段，主要于区蟠龙镇、监漳镇及西营镇一带出露。本组底部砂岩K10中、细粒砂岩，石英为主，长石，岩屑次之，分选好，次圆状至圆状，波状，交错层理，硅质胶结，下部见斜裂隙，未充填，岩芯较完整，坚硬，与下伏岩层明显接触。下段以灰紫红色、灰绿色、灰黄色泥岩，砂质泥岩，粉砂岩为主，局部含铝质。中段为紫红色、紫色、灰绿色、黄绿色泥岩、粉砂岩、细-中粒砂岩互层，上段主要由紫红、暗紫泥岩、粉砂岩及黄绿色细-中粒砂岩组成，顶部紫红、暗紫色泥岩中见1~2层燧石条带。本组厚度平均515m。仅在区内东部零星出露。（7）二叠系上统石千峰组（P2sh）与下伏地层整合接触，并在区内出露完整。本组底部为黄绿色、暗紫红色厚层状含砾细、中、粗粒长石石英杂砂岩K14，砾石多为玛瑙或石英颗粒。中部和下部由暗紫红色、紫红色、灰绿、黄绿色中细粒砂岩及砂质泥岩、泥岩组成。上部多为浅紫红色~紫红色巨厚层状~厚层状砂质泥岩，夹暗紫红色、灰绿色薄层状细粒砂岩或粉砂岩，顶部发育一厚层似层状钙质结核层，结核呈深灰色、灰色，扁平状、透镜状、团块状或瘤状，平行排列。本组平均厚169m。仅在区内东南部零星出露。（8）三叠系下统刘家沟组（T1l）与下伏地层整合接触，是本区的主要出露地层。本组底部为砂岩标志层K15，地层岩性为一套灰紫、紫红、灰红色厚层~巨厚层状细~中粒砂岩夹暗紫红色薄层~中厚层状砂质泥岩、泥岩。砂岩分选好，多为泥质胶结。钻探最大揭露厚度586m。（9）三叠系下统和尚沟组（T1l）紫红、砖红色砂质泥岩夹灰紫色-紫红色砂岩，主要在区块西部出露。（10）第四系、新近系（Q+N）根据地震资料，本区块Q+N厚度为0~80m。新近系上新统（N2）：由红色含砂质粘土（中含钙质结核）及砾石层组成。本区出露面积较小，仅局部零星出露。第四系中更新统（Q2）：主要由淡黄色亚砂土、淡红色亚粘土（含钙质结核）组成，呈互层状。本区大面积出露，因黄土垂向节理及湿陷性的特性，形成黄土墙、黄土柱等特殊地貌。第四系上更新统（Q3）：为淡黄色粉土，厚度较小，于山顶及沟谷披挂，面积较小。第四系全新统（Q4）：为现代冲积层，主要由不同粒径的砂、砾卵石组成。界系统组厚度/m接触关系岩性特征简述中生界三叠系T下统T1和尚沟组T1h0～255紫红、砖红色砂质泥岩夹灰紫色-紫红色砂岩刘家沟组T1l300～586灰紫红、灰红、紫红色砂岩夹紫红色粉砂岩，砂质页岩，砾岩，灰白色石英砂岩及灰、灰绿色长石砂岩上古生界二叠系P上统P2石千峰组P2sh110～190紫红、砖红色泥岩夹黄绿色、紫红色细粒长石砂岩、长石石英砂岩及少量泥灰岩、泥质灰岩上石盒子组P2s503～520紫红、黄绿、灰、蓝紫色泥岩、黄绿、灰黄、杏黄色细粒石英砂岩，顶部含燧石层下统P1下石盒子组P1x81～105黄绿、灰黄、黄紫色页岩及砂质页岩夹杏黄色、黄绿色中—细粒长石石英砂岩、长石砂岩、石英砂岩及煤线，顶部桃色泥岩，底部为骆驼脖子砂岩（K8）山西组P1s50～70灰色、灰白色粗粒长石石英砂岩、石英砂岩，灰、灰黑色粉砂岩、砂质泥岩、泥岩夹煤层。总体是北厚南薄。含煤2～7层，位于中下部，底部为北岔沟砂岩（K7）石炭系C上统C3太原组C3t110～140灰、灰白色砂岩、灰、灰黑色粉砂岩、砂质泥岩、泥岩夹煤层及石灰岩，含煤4～14层，底部为晋祠砂岩（K1）。南厚北薄，下部煤层发育中统C2本溪组C2b7～18黑、灰黑色铝质泥岩、粉砂岩、细砂岩夹薄煤层及灰岩，底部为鸡窝状黄铁矿、灰白色铝质岩、铝质泥岩北部、中部厚，南部薄下古生界奥陶系O中统O2峰峰组O2f0～60下部：灰黄色白云质泥灰岩夹灰岩；上部：灰黑色、青灰色石灰岩表2-1区块地层简表2.2构造特征本区块位于沁水盆地复向斜东翼，所在的大地构造Ⅱ级区划为华北断块，Ⅲ级区划为吕梁太行断块，Ⅳ级区划为沁水块坳。区块地层总体为一走向北东、倾向北西的单斜构造，倾角3°~10°，见3条正断层，编号分别为F3、F4、F6，断层F3、F4位于区块北部边界，F6位于南部，倾角分别为75º、75º、70º，落差为2m、5m、10m（图2-1）。区内未见岩浆岩侵入。图2-1武乡南区块断层分布图

3钻井工程实施方案3.1井位布置根据施工钻井的资料，WXN-T-08钻井的太原组、本溪组砂岩气显较东部钻井好，因此在WXN-T-08钻井周边、煤层埋藏较深的区域布置WXN-T-21、WXN-T-24、WXN-T-28井（图3-1、表3-1），了解气层地质情况。钻孔完井层位布于奥陶系中统峰峰组，采用套管射孔方式完井。图3-13口探井井位布置图（红色标记）表3-1井位部署表井号西安80坐标系3度带15#煤底板标高(m)井深（m）纬度经度位置XYHWXN-T-214064302.9238400654.851111-640182136.704563112.888216山西省襄垣县王村镇老窑科村南WXN-T-24406895238400635.111156-830205636.746447112.887391山西省武乡县上司乡暴家峪村东南WXN-T-284070502.1238397710.25984-990204436.760102112.854439山西省武乡县上司乡南亭村南3.2钻井基础参数3.2.1WXN-T-21完钻井深1821m，钻至奥陶系中统峰峰组50m后完钻。钻探目的：主探太原组、本溪组砂岩的含气情况（表3-2、表3-3）。表3-2WXN-T-21基础参数勘探项目武乡南区块煤层气勘探井号WXN-T-21井别探井井型直井地理位置山西省襄垣县王村镇老窑科村南构造位置沁水盆地复向斜东翼大地坐标(井口)纵(X)4064302.92m经纬度(o)东经112.888216横(Y)38400654.85m北纬36.704563地面海拔(m)1111磁偏角(o)设计井深(m)1821完钻层位奥陶系中统峰峰组目的层C3t、C2b砂岩3#、15#煤层钻探目的主探太原组、本溪组砂岩的含气情况设计依据L1701钻井、L1301钻井、JHZK0701钻井、WXN-T-01井、WXN-T-02井、WXN-T-04井、WXN-T-07井、WXN-T-08井、WXN-T-10井，已知的二维地震资料完钻原则钻至奥陶系中统峰峰组50m后完钻表层套管生产套管钻头尺寸(mm)×下深(m)套管尺寸(mm)×套管下深(m)钻头尺寸(mm)×下深(m)套管尺寸(mm)×套管下深(m)311.2×50244.5×50215.9×1821139.7×1820.5完井方法全套管射孔完井表3-3设计地层、预测气层位置及取芯井段地层设计地层(m)岩性显示类别取芯层位取芯层段(m)故障提示界系统组（段）底界深度厚度顶底深度芯长新生界第四系2020黄土防斜防漏中生界三叠系下统和尚沟组321301砂质泥岩和砂岩防漏中生界三叠系下统刘家沟组861540砂质泥岩和泥岩防漏古生界二叠系上统石千峰组1041180砂质泥岩和泥岩防塌中统上石盒子组1511470细砂岩粉砂质泥岩防塌下石盒子组159180泥岩粉砂质泥岩底部细粒砂岩气防塌下统山西组165463上部、下部泥岩粉砂质泥岩、中部2#、3#煤气3#煤层1645~165611防塌防喷石炭系上统太原组（三段）171157细砂岩泥岩及8#煤气8#煤层1678~168911防塌防喷太原组（二段）173322灰岩夹泥岩及煤太原组（一段）175825上部粉砂质泥岩，中部15#煤层，下部粉砂质泥岩含少量煤线气15#煤层1753~176512中统本溪组177113上部中部灰岩，下部富含黄铁矿气防塌奥陶系中统峰峰组182150灰黑色青色石灰岩防塌取芯原则：1、3#、8#、15#煤及顶底板必须取芯，顶底板取芯5m，取芯率大于80%；2、刘家沟组开始至完井，预计将到达气显异常砂岩层即做好取芯准备，并提前3m开始取芯，气显异常结束即止；3、煤层取芯采用绳索取芯，现场解吸煤层含气量，解吸人员及设备不在现场严禁打开煤层；4、过煤层段后必须循环泥浆，按照本公司已下发的《非常规天然气钻井作业规程及考核办法》及其他相关规定执行。3.2.2WXN-T-24完钻井深2056m，钻至奥陶系中统峰峰组50m后完钻。钻探目的：主探太原组、本溪组砂岩的含气情况（表3-4、表3-5）。表3-4WXN-T-24基础参数勘探项目武乡南区块煤层气勘探井号WXN-T-24井别探井井型直井地理位置山西省武乡县上司乡暴家峪村东南构造位置沁水盆地复向斜东翼大地坐标(井口)纵(X)4068952m经纬度(o)东经112.887391横(Y)38400635.11m北纬36.746447地面海拔(m)1156磁偏角(o)设计井深(m)2056完钻层位奥陶系中统峰峰组目的层C3t、C2b砂岩3#、15#煤层钻探目的主探太原组、本溪组砂岩的含气情况设计依据L1701钻井、L1301钻井、JHZK0701钻井、WXN-T-01井、WXN-T-02井、WXN-T-04井、WXN-T-07井、WXN-T-08井、WXN-T-10井，已知的二维地震资料完钻原则钻至奥陶系中统峰峰组50m后完钻表层套管生产套管钻头尺寸(mm)×下深(m)套管尺寸(mm)×套管下深(m)钻头尺寸(mm)×下深(m)套管尺寸(mm)×套管下深(m)311.1×50244.5×50215.9×2056139.7×2055.5完井方法全套管射孔完井表3-5设计地层、预测气层位置及取芯井段地层设计地层(m)岩性显示类别取芯层位取芯层段(m)故障提示界系统组（段）底界深度厚度顶底深度芯长新生界第四系2020黄土防斜防漏中生界三叠系下统和尚沟组510490砂质泥岩和砂岩防漏中生界三叠系下统刘家沟组1080570砂质泥岩和泥岩防漏古生界二叠系上统石千峰组1267187砂质泥岩和泥岩防塌中统上石盒子组1760493细砂岩粉砂质泥岩防塌下石盒子组183777泥岩粉砂质泥岩底部细粒砂岩气防塌下统山西组189760上部、下部泥岩粉砂质泥岩、中部2#、3#煤气3#煤层1888~189911防塌防喷石炭系上统太原组（三段）195154细砂岩泥岩及8#煤气8#煤层1911~192211防塌防喷太原组（二段）197322灰岩夹泥岩及煤太原组（一段）199320上部粉砂质泥岩，中部15#煤层，下部粉砂质泥岩含少量煤线气15#煤层1988~200012中统本溪组200613上部中部灰岩，下部富含黄铁矿气防塌奥陶系中统峰峰组205650灰黑色青色石灰岩防塌取芯原则：1、3#、8#、15#煤及顶底板必须取芯，顶底板取芯5m，取芯率大于80%；2、刘家沟组开始至完井，预计将到达气显异常砂岩层即做好取芯准备，并提前3m开始取芯，气显异常结束即止；3、煤层取芯采用绳索取芯，现场解吸煤层含气量，解吸人员及设备不在现场严禁打开煤层；4、过煤层段后必须循环泥浆，按照本公司已下发的《非常规天然气钻井作业规程及考核办法》及其他相关规定执行。3.2.3WXN-T-28完钻井深2044m，钻至奥陶系中统峰峰组50m后完钻。钻探目的：主探太原组、本溪组砂岩的含气情况（表3-6、表3-7）。表3-6WXN-T-28基础参数勘探项目武乡南区块煤层气勘探井号WXN-T-28井别探井井型直井地理位置山西省武乡县上司乡南亭村南构造位置沁水盆地复向斜东翼大地坐标(井口)纵(X)4070502.12m经纬度(o)东经112.854439横(Y)38397710.25m北纬36.760102地面海拔(m)984磁偏角(o)设计井深(m)2044完钻层位奥陶系中统峰峰组目的层C3t、C2b砂岩3#、15#煤层钻探目的主探太原组、本溪组砂岩的含气情况设计依据L1701钻井、L1301钻井、JHZK0701钻井、WXN-T-01井、WXN-T-02井、WXN-T-04井、WXN-T-07井、WXN-T-08井、WXN-T-10井，已知的二维地震资料完钻原则钻至奥陶系中统峰峰组50m后完钻表层套管生产套管钻头尺寸(mm)×下深(m)套管尺寸(mm)×套管下深(m)钻头尺寸(mm)×下深(m)套管尺寸(mm)×套管下深(m)311.1×50244.5×50215.9×2044139.7×2043.5完井方法全套管射孔完井表3-7设计地层、预测气层位置及取芯井段地层设计地层(m)岩性显示类别取芯层位取芯层段(m)故障提示界系统组（段）底界深度厚度顶底深度芯长新生界第四系2020黄土防斜防漏中生界三叠系下统和尚沟组469449砂质泥岩和砂岩防漏中生界三叠系下统刘家沟组1029560砂质泥岩和泥岩防漏古生界二叠系上统石千峰组1218187砂质泥岩和泥岩防塌中统上石盒子组1748530细砂岩粉砂质泥岩防塌下石盒子组182577泥岩粉砂质泥岩底部细粒砂岩气防塌下统山西组188560上部、下部泥岩粉砂质泥岩、中部2#、3#煤气3#煤层1876~188711防塌防喷石炭系上统太原组（三段）193954细砂岩泥岩及8#煤气8#煤层1899~191011防塌防喷太原组（二段）196122灰岩夹泥岩及煤太原组（一段）198120上部粉砂质泥岩，中部15#煤层，下部粉砂质泥岩含少量煤线气15#煤层1976~198812中统本溪组199413上部中部灰岩，下部富含黄铁矿气防塌奥陶系中统峰峰组204450灰黑色青色石灰岩防塌取芯原则：1、3#、8#、15#煤及顶底板必须取芯，顶底板取芯5m，取芯率大于80%；2、刘家沟组开始至完井，预计将到达气显异常砂岩层即做好取芯准备，并提前3m开始取芯，气显异常结束即止；3、煤层取芯采用绳索取芯，现场解吸煤层含气量，解吸人员及设备不在现场严禁打开煤层；4、过煤层段后必须循环泥浆，按照本公司已下发的《非常规天然气钻井作业规程及考核办法》及其他相关规定执行。3.3井身结构3.3.1井身结构一开采用Φ311.1mm钻头钻穿松散层，钻进至稳定基岩以下30m后，下入规格J55Φ244.5×10.03mm套管，固井水泥返至地面。目的是封住新生界上部易垮易漏失地层，为二开的安全钻进创造条件（图3-2、表3-8）。二开采用Φ215.9mm钻头钻进至煤层顶板上部，下入常规钻具钻至峰峰组顶界以下50m，常规测井后，下入规格N80Φ139.7×9.17mm生产套管，根据实钻井深和地层复杂情况，采用一次上返固井方式来实现全井段封固，要求高密度水泥返至最上面气层顶板以上300m，低密度水泥返出井口。图3-2套管完井井身结构示意图3.3.2井身质量要求表3-8井身质量要求井深(m)井斜(°)全角变化率(°/25m)井底水平位移(m)井径扩大率(%)井斜测量间距(m)0～1000＜2°≤1°≤20≤15251000～2000＜3°≤1.25°≤30≤15252000～3000＜5°≤2.25°≤40≤1525注：(1)封固段井径扩大率≤15%，易垮段最大井径扩大率≤20%；(2)全井无键槽，井底无落物；(3)表层最大井斜不超过2°；(4)井身质量根据单井情况待定，未尽事宜按照国家相关行业规范执行。3.4钻井液钻井液性能要求、钻井液推荐见表3-9。表3-9钻井液性能要求井段(m)密度(g/cm3)漏斗粘度(s)失水(ml)备注一开1.0330～35清水聚合物一开至石千峰组顶1.03～1.1730～50<5清水聚合物石盒子组及以下≤1.1830～50<5聚磺体系特殊异常情况：如果出现井涌、发生井喷等，严禁使用重晶石进行压井，应采用石灰石粉进行压井。要求现场储备足够的石灰石粉(50t)和加重钻井液(重钻井液液量60m3，相对密度1.40g/cm3以上)。3.5固井一开结束后，下入表层套管，固井封固地表松散层，固井水泥浆返至地面。二开结束后，下入生产套管，固井封固地层，根据实钻井深和地层复杂情况，采用一次上返固井方式来实现全井段封固，要求高密度水泥返至最上面气层顶板以上300m，低密度水泥返出井口。（表3-10,3-11）。表层套管固井使用G级油井水泥，水泥浆平均密度1.85g/cm3，固井水泥浆返至地面。生产套管固井使用G级油井水泥，水泥浆密度1.6~1.8g/cm3，固井结束侯凝48h试压，试压20MPa，30min内压降小于0.5MPa，视为合格。试压结束后检查固井质量，含煤地层固井段要求固井质量达到优良。表3-10固井工艺要求套管程序套管钢级水泥返高水泥塞高度水泥等级表层套管J55至井口≥20mG级(HSR)水泥气层套管N80高密度水泥返至最上面气层顶板以上300m，低密度水泥返出井口人工井底距气层底界＞20mG级(HSR)水泥注：1、如果在钻井过程中漏失严重，需与设计部门联系，重新考虑二开固井水泥等级；2、二开套管等级根据燃气种类进行调整；3、根据实钻井深和地层复杂情况，采用一次上返固井方式方式来实现全井段封固，要求高密度水泥返至最上面顶板以上300m，低密度水泥返出井口。表3-11套管规格表套管类型规范钢级理论重量kg/m壁厚mm内径mm通径mm尺寸mm扣型表层套管244.5STCJ5548.117.92328.7244.7生产套管139.7LTCN8025.329.17124.3121.1注：施工1500m以上的钻孔生产套管采用加厚套管。水泥环质量要求：声幅和变密度测井。声幅曲线测至人工井底以上2～5m。声幅测井测得水泥上5个稳定的接箍信号，控制自由套管声幅值在8～12cm，水泥胶结段声幅值接近零线，曲线平直。声幅相对值≤15％为优等，≤30％为合格。3.6地质及气测录井3.6.1地质录井要求见表3-12。表3-12地质录井要求项目层位要求岩屑T-P-C-O每米捞岩屑1次，岩屑晾干后不得少于500g。百格盒T-P-C-O岩屑分装百格盒，井深标注在岩屑下方，每10格标深不少于2次。钻时T-P-C-O连续测量，每1整m读取井深、每米纯钻时间数据并进行记录；钻时突然加快或取芯钻进时1点/0.1m读取数据点并进行记录。气测P-C-O连续测量，每0.5m读取全烃、C1～5组分、CO2、H2、H2S数据并记录。循环观察P-C-O气测异常、发现油气显示、钻井液油气水侵、钻时变快或放空、取芯前后必须循环观察，记录观察数据并汇报；每次起钻前必须进行循环观察，无异常方可起钻；每次下钻至完钻井深必须进行循环观察，确认下沉至井深的岩屑返出，不影响新钻井段岩性辨认方可钻进；井况异常，请示或等待措施期间，必须进行循环观察并详细记录。迟到时间T-P-C-O目的层段50m实测一次；非目的层段每300m实测一次；每100m理论计算一次。钻井液T-P-C-O钻井队每2小时测一次相对密度、粘度、失水；每8h测一次全套性能参数。录井队钻井液：相对密度和粘度1点/10m测量一次；进入二叠系上统石千峰组50m至完钻井深，加测氯根1点/10m。钻进异常和循环观察时，连续测量相对密度、粘度；钻井液每循环1周测一次全套性能参数，至解除异常或观察结束止；发现油气显示后，加密测量相对密度、粘度，钻井液每循环1周测一次全套性能参数，至油气显示结束止。荧光T-P-C-O岩屑按照录井间距逐包进行湿、干、喷照；岩心(包括井壁取芯)逐段(块)进行荧光检查，对所有储集岩或非储集岩的缝洞发育段都要进行直、喷、滴照。系列对比T-P-C-O目的层储层每1m做一次系列对比；有油气显示每1m进行一次系列对比；岩屑和取芯荧光显示段(块)必须每段(块)作系列对比。碳酸盐岩含量P-C-O非碳酸盐岩段每10m分析1次；无显示碳酸盐岩段每5m分析1次；油气显示碳酸盐岩段每1m分析1次；岩性变化时加密分析。漏失T-P-C-O记录漏失井段，层位，岩性，起止时间，漏速，漏失量，漏失前后的泵压、排量、钻井液性能和体积的变化，井筒内“静止液面”，井口返出情况，井漏处理情况和井漏原因分析等。压力检测(dc指数)P-C-O录井和工程平行进行压力检测，绘制dc指数压力监测曲线并记录备注井口至和尚沟组只进行常规录井，进入刘家沟组实施综合录井和气测录井。砂岩、碳酸盐岩井段，录井增加孔、缝、洞描述。3.6.2气测录井气测综合录井是发现、识别油气水层的重要手段，具有快速、连续观测和直观性强的特点，通过开展钻进过程中的气测录井，可获取钻遇气显示数据，可指导煤层气及其他油气矿产找矿。本次设计主要对刘家沟组至井底进行随钻连续气测录井，并按照已下发的《非常规天然气钻井作业规程及考核办法》补充规定1、2、3执行。1、项目：（1）全烃：检测方式为连续测量；最小检测浓度为不大于0.02%；检测范围为0~100%；取值为修约到三位小数。（2）烃组分：常规色谱检测项目为甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷、正戊烷；检测周期为4min内分析完正戊烷；最小检测浓度为不大于0.003%；检测范围为0~100%；取值为修约到三位小数。快速色谱检测项目为甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷、正戊烷；检测周期为30s内分析完正戊烷；最小检测浓度为不大于0.001%；检测范围为0~100%；取值为修约到三位小数。（3）非烃组分：包括二氧化碳检测最小检测浓度为不大于0.1%；检测范围为0-100%；取值为修约到一位小数。硫化氢检测响应时间为90s内达到最大值；最小检测浓度为不大于1mL/m3；检测范围为0mL/m3~300mL/m3；取值为修约到一位小数。氢气检测最小检测浓度为不大于0.02%；检测范围为0~30%；取值为修约到两位小数。2、仪器检验（1）全烃检测仪：正式录井前分别注0.1%，1%，5%的甲烷标准气样，其测量值与校准值误差以及重复性误差均应小于10%；每24小时和每次下钻测量前注1%的甲烷标准气样，其测量值与校准值误差以及重复性误差均应小于10%。（2）烃组分检测仪：正式录井前分别注0.1%，1%，5%的标准混合气样，其测量值与校准值误差以及重复性误差均应小于10%，各单一组分分离清楚；每24小时和每次下钻测量前注1%的标准混合气样，其测量值与校准值误差以及重复性误差均应小于10%，且各单一组分分离清楚。（3）硫化氢检测仪：正式录井前分别注10mL/m3和50mL/m3硫化氢标准气样，其检验结果测量值与校准值的误差不大于3mL/m3、起始响应时间不大于20s、90s内达到最大值、重复性误差不大于满量程5%；每隔7d注10mL/m3硫化氢标准气样，其检验结果应符合测量值与校准值的误差不大于4mL/m3，起始响应时间不大于30s、120s内达到最大值、重复性误差不大于满量程的10%。（4）二氧化碳检测仪：正式录井前分别注1%、5%、20%二氧化碳标准气样，其测量值与校准值误差以及重复性误差均应小于10%；每24h和每次下钻测量前注10%二氧化碳标准气样，其测量值与校准值相对误差应不大于10%。3、其他要求样品气管路延迟时间应小于2min；每日从脱气器进样一次，检查气体管路畅通密封性情况；某一仪器单元更换影响其测量结果的部件后，应重新校验该仪器单元；仪器检查、检验记录应列入仪器技术档案予以保存。4、资料要求气测曲线：曲线纵坐标为时间和深度，横坐标为气体成分和含量；曲线应标注以下内容：操作员姓名、班次、时间；井深、迟到井深、迟到时间；注样、密闭性检查；接单根、单根峰；钻井液处理；取样、全脱气分析；起下钻、后效；井涌、井喷、井漏；钻井液槽面显示；地质循环观察；重要的工程状况。随钻气测：录取全烃、烃组分、非烃组分资料；记录井深、钻时、迟到时间、钻井液性能与流量。循环气测：记录井深、循环井深、钻井液静止时间、循环周期时间、迟到时间、流量、开泵时间、停泵时间、测量时间、钻井液密度和粘度；进行循环气测时，钻井液应至少循环一个周期；钻遇气测异常后，每次起下钻均应进行循环气测。钻井液取样：应在脱气器前取样；用500mL取样瓶取满钻井液，密封倒置并粘贴取样标签；遇异常显示时，在异常显示段取值1~3个样品；循环气测时，应取钻井液基值样；遇特殊情况或仪器故障不能正常录井时，每1m取一个样品；钻井取芯时，煤取芯钻进1~2m取一个样品。全脱气分析：蒸馏钻井液250mL；抽真空使真空度达到-0.09~-0.1MPa；搅拌加热到钻井液沸腾，3~5min内脱气量应小于50mL；分析时的总注样量为2~8mL；在记录曲线上标注钻井液样品深度，并填写分析记录。3.7地球物理测井3.7.1技术要求为了准确划分钻孔岩性剖面，准确确定煤层埋藏深度、厚度及结构，估算挥发分和气含量等参数，判断含水层、含气层，检查固井质量和压裂效果。要求对全部钻孔开展煤层气综合测井工作，最终提供全孔1∶200测井曲线和解释成果，煤层及顶底板段提供1∶50测井曲线和解释成果。施测中要求严格按设计要求进行、仪器必须按《煤田测井仪器设备调校细则》进行调校和标定，确保仪器工作状态最佳。要求技术数据选择合理，原始记录、测量范围、横向比例、深度误差等必须符合规范标准要求。煤层气测井资料按《煤层气测井作业规程》进行质量评级、验收。要求单条测井曲线与全井测井曲线质量均应达到《煤层气测井作业规程》的“优良”级别。3.7.2应提交的资料测井要求在终孔后24h内完成，测井资料的初步解释及质量评级等应在现场进行，在现场应提交临界可采煤层厚度0.8m以上的煤层深度、厚度及结构的初步成果和井斜、井径成果，完成原始资料和成果质量评价。现场对当测井和钻探分别确定的煤层厚度差超过质量标准的规定或煤层结构的差异较明显时，必须找出原因。测井工作结束后，3天内提交1∶200测井解释曲线及煤层1∶50精测解释曲线、岩层、煤层、含水层解释成果、井斜测量成果。曲线图上所有文字和数据均用打印机标明，对可采煤层及夹矸的解释必须有至少三种及以上1∶50定厚参数精测曲线，按各自解释原则解释，应符合规程规定。岩性剖面及目的层确定成果要标注在1∶200综合曲线图上（至少要用不少于四种物性参数）。同时也应完成测斜、测温等其他测井地质任务所要完成的各种成果等。野外作业结束后提交地球物理测井总结报告，报告应包括区内岩、煤层的物性参数及其变化、主要煤层的物性参数及曲线特征，对非含煤地层及含煤地层段的物性参数和曲线特征进行分析、对比与总结。3.7.3检查项目表层固井质量检查、完井测井项目、完井固井质量检查见表3-13、表3-14、表3-15。表3-13表层固井质量检查测井井段（m）比例常规固井检查项目特殊固井检查项目要求备注0~501:200水泥胶结测井自然伽玛、声幅、磁性定位、变密度声幅≤20%；变密度测井反应弱套管波，强地层波。固井质量采用声波测井和变密度测井综合评价表3-14完井测井项目序号测井段比例测井内容目的备注1气测录井段1:200、1:500双感应~八侧向、双侧向~微球聚焦进行地层划分对比和储集层岩性、物性及含气性解释综合测井项目从气测录井段顶部开始测量，其他项目从井口或二开开始测井。2全井1:200、1:500自然电位3全井1:200、1:500自然伽玛4全井1:200、1:500补偿声波5气测录井段1:200岩性密度6气测录井段1:200补偿中子7二开1:200自然伽玛能谱8全井1:200、1:500井温9全井1点/25m井斜评价井眼质量10全井1:200、1:500井径、井眼容积表3-15完井固井质量检查测井井段（m）比例常规固井检查项目特殊固井检查项目要求备注全井1:200水泥胶结测井自然伽玛、声幅、磁性定位、变密度声幅≤20%；变密度测井反应弱套管波，强地层波。固井质量采用声波测井和变密度测井综合评价3.8压裂钻井使用套管压裂，压裂层位和方案根据探井具体施工情况和储气层赋存状态及技术条件制定具体的压裂方案。4取芯及分析测试4.1取芯原则及质量要求4.1.1取芯原则1、3#、8#、15#煤及顶底板必须取芯，顶底板取芯5m，取芯率大于80%；2、刘家沟组开始至完井，预计将到达气显异常砂岩层即做好取芯准备，并提前3m开始取芯，气显异常结束即止；3、煤层取芯采用绳索取芯，现场解吸煤层含气量，解吸人员及设备不在现场严禁打开煤层；4、过煤层段后必须循环泥浆，按照本公司已下发的《非常规天然气钻井作业规程及考核办法》及其他相关规定执行。4.1.2取芯质量要求1、为使煤心中气体损失量最小，原则上含煤地层选用绳索式半合管取芯工具取芯，同时应保证所取的煤岩芯直径大于60mm，粉煤不做严格要求。煤心长度采取率不低于80%（粉煤不低于60%），其他岩层采取率不低于90%，其煤层结构清楚，煤芯不污染，不燃烧变质，不混入杂物。对于新生代第四系松散层原则上采取率不作具体规定，但应准确判层。2、取芯前施工人员应做好以下工作（1）钻入目的煤层前应做好试验取芯；（2）取芯钻具入井前应仔细检查、精确丈量、准确计算钻具长度和到底方入（方余）。3、目的煤层取芯时，应保持各项钻井参数的相对稳定。钻进煤层顶板时钻时明显加快就割心，要限制回次取芯进尺，一般不超过1m。最大不超过1.5m。取芯时，每层煤的第一回次煤心进尺不超过0.5m，以便检查取芯工具的可靠性，以后每回次取煤心进尺一般为0.5m，最多不超过1.5m。4、应保持煤岩原始结构的完整性，不烧钻、不污染，并确保煤芯的上提和装罐速度。井深1000m以浅，提芯开始至出井口时间小于20min；从出井口到煤心装罐完时间小于10min。井深1000m以深，取芯内筒从提芯开始至出井口时间不大于0.02min/m×H（H为井深，m）。5、岩/煤芯出筒时，地质技术员和解吸人员必须在场，以便把握出筒及排放顺序，准确丈量长度，及时进行拍照等。6、岩/煤芯的放置顺序应为从左到右、自上而下依次排列，具体处理须按如下方法：（1）用红、蓝两色记号笔在岩芯上画出平行的直线（方向线），上蓝下红，两线相隔1cm（蓝线箭头指上部，红线箭头指下部）；（2）在每个自然断块上用白色漆涂出高4cm、宽6cm的矩形，用红色油漆标明取芯筒次，本次共有多少自然块，该块是第几块。如19为19筒次，共21块，为第9块。较破碎的岩/煤芯应分段用样品袋包装，视作一袋一个自然块。7、煤芯取完后，应填写取（打）煤芯报告书。要求分回次填写，填写内容为：回次进尺、采长、采取率、岩/煤芯结构及剖面柱状图（1:50）、采样个数及位置等。8、岩/煤芯经过采样、编号以后，还应及时填写岩心票、分层票、采样票。岩心票、分层票分别置于回次岩芯、分层岩芯底界，采样票放在采样位置。9、岩芯箱要统一编号，写在箱前侧：xx#，井深xx-xxm，第xx箱，共xx箱。10、经过采样、编号后的煤/岩芯，应及时描述，然后迅速用塑料袋封装，防止煤/岩芯氧化及原始结构的破坏。11、煤芯描述顺序应为：客观煤岩类型、宏观煤岩成分、物理性质、结构、构造、内/外生裂隙、夹矸及含气情况试验等。12、岩芯描述顺序应为：定名、颜色、成分、结构、构造、胶结及分选情况、裂隙发育情况、接触关系、含有物及含气情况试验等。13、取芯回次记录：回次、进尺、采长、钻遇时间、停钻时间、到达井口时间；14、描述后的岩/煤芯，妥善保管。4.2测试及化验分析根据《煤、泥炭地质勘查规范》（DZ/T0215-2002）等规范标准要求同步拟定了煤岩、煤质的化验测试。对全部钻井钻遇取芯的可采煤层（3上、3、15号煤层）进行煤层气含量测试，包括野外现场测试和室内测试分析。其中测试项目具体如下：煤层气气体检测项目包括气含量测定（损失气、解吸气、残余气）、气成分（CH4、CO2、N2、C2+、H2S、总硫含量）、碳氢同位素、煤层气发热量。煤层气煤心检测包括工业分析（水分、灰分、挥发分）、宏观煤岩描述、显微裂隙、显微组分定量、镜质体反射率、真密度、视密度、孔隙特征（总孔容、孔径分布、孔径结构、比表面积、孔隙度）、等温吸附试验（兰氏体积、兰氏压力、等温吸附曲线）、渗透性测试、煤岩力学性质、煤体坚固性系数和瓦斯放散初速度测定。4.3储气层（煤层气）含量测试煤层气含量测试煤层气含量测试严格按照《煤层气含量测定方法》（GB/T19559-2008）要求执行。1、采样原则每次装罐的煤样质量不应少于800g，若煤样采取不足，装罐质量不应少于300g，且只进行解吸气测定，并在备注中说明。2、装样要求气含量测定的样品应装至距解析罐口1cm处，若样量不足，应在罐底添加适量填料，保证罐内空体积不越过罐内体积的1/4。3、参数记录采样时应按规范要求格式记录地质参数、时间参数和样品参数。4、气成分样采集按规范《煤层气含量测定方法》（GB/T19559-2008）要求对目标煤层气样品进行解吸，并在自然解吸阶段的第1天、3天、5天采集气样3个（煤层气含量低的样品，可适当提前采集），自然气解吸连续7天每天平均解吸气量小于10cm3，残余气解吸连续7天每天平均解吸气量小于10cm3后解吸结束，计算含气量。气体组分按《天然气的组成分析（气相色谱法）》（GB/T13610-2003）进行分析。5、称重、缩分及工业分析自然解吸结束后开罐，进行煤岩观测描述，然后将样品风干，称量空气干燥基样品质量。将样品捣碎至2～3cm大小，取300～500g装入球磨罐密封进行残余气测定，同时获取工业分析及其他分析项目样品。6、数据处理解吸气、损失气、残余气气含量等参数计算严格按照《煤层气含量测定