DP84S水平井地质设计导眼510Word文档下载推荐.docx
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垂厚
岩性简述
界
系
统
组
段
代号
新
生
第
四
全
Q4
45
浅棕黄色风积砂层
中
白
垩
下统
志丹群
K1z
135
90
棕色砂岩与同色泥岩略等厚互层，底部为细砂岩
侏
罗
中统
安定组
J2a
195
60
灰色泥岩与棕褐色砂岩互层。
直罗组
J2z
310
115
浅灰绿色细砂岩与绿灰泥岩呈等厚互层。
中下统
延安组
J1-2y
570
260
深灰色泥岩与浅灰色中、细砂岩呈略等厚互层，夹煤层。
三
叠
上统
延长组
T3y
1250
680
灰、灰绿色泥岩与灰绿、浅灰色中、细砂岩互层。
二马营组
T2e
1538
288
灰紫色泥岩与杂色砂岩互层。
和尚沟组
T1h
1760
222
棕、灰褐色泥岩与棕灰色砂岩互层。
刘家沟组
T1l
1955
灰紫色泥岩与浅棕灰色砂岩互层。
上
古
二
石千峰组
P2sh
2218
263
棕红色泥岩与棕色砂岩互层。
上石盒子组
P2s
2327
109
棕褐色泥岩与浅灰、浅灰色中岩互层。
下石盒子组
盒3
P1x3
2364
37
棕褐、灰色泥岩与浅灰色中砂岩互层。
盒2
P1x2
2408
44
棕褐色泥岩与浅灰色中砂岩互层。
盒1
P1x1
2450
42
灰色泥岩与浅灰白色中砂岩互层。
山西组
山2
P1s2
2489
39
灰色泥岩与浅灰色中砂岩、细砂岩互层。
夹煤层。
山1
P1s1
2551
62
灰黑色泥岩与浅灰色粗砂岩、中砂岩互层，夹煤层。
石
炭
太2
C3t2
2558
7
灰黑色泥岩与灰色碳质泥岩、夹煤层。
太1
C3t1
2582
24
上部为煤层、深灰色灰黑色泥岩．下部为灰黑色灰岩与灰白色细中砂岩。
本溪组
C2b
2605
23
灰色铝土岩。
下古生界
奥
陶
马
家
沟
马五1-4
O1m51-4
2649
灰色灰云岩、泥云岩、白云岩。
马五5
O1m55
2675
26
灰黑色灰岩夹含云灰岩。
马五6-10
O1m56-10
2715
△
40
（未穿）
灰色灰云岩、含灰云岩、白云岩。
注：
1、表中垂深、导眼靶点均从地面起算，且均采用井口实际放样海拔1241.06m；
2、实钻垂深参照本井钻井工程设计。
4油气层预测
参考井：
大72
设计井：
DP84S导眼
大116
层位
顶深
底深
砂体
厚度
有效
无阻
流量
（104m3/d）
垂顶深
垂底深
盒11
2422.5
2438.4
15.9
4.5
未测试
2434.0
2450.0
16
4
2447.8
2458.7
10.9
山11
2523.4
2533.6
10.2
3.5
1.9443
2540.5
2550.5
10.5
2547.6
2554.3
6.7
2.5
0.4246
备注：
设计预测的主要含气井段深度及厚度与实钻深度可能存在误差，实钻过程中注意及时调整。
表中导眼靶点预测深度均从地面起算；
且均采用井口实际勘测海拔1241.06m。
5录井、测井项目及要求
地质录井
井段
二开~2200m
2200m-2300m
2300m~井底
岩屑
包/m
1包/2m
1包/1m
钻时
1点/2m
1点/1m
1点/0.5m
气测
1点/4m
1点/1m
迟到时间
2000m~2300m每150m实测一次；
2300m~井底每50~100m实测一次。
荧光
按岩屑录井间距逐包进行湿照、干照、滴照、在主要目的层砂岩段观察、记录氯仿浸泡和系列对比。
槽面观察
及时观察槽面，收集泥浆性能的变化资料，详细记录油花、气泡占槽面的百分比、气泡产状、槽面上涨高度、显示的起止时间及高峰时间等。
岩屑剖面
岩屑录井段按1:
500比例作岩屑录井剖面。
水平段岩屑录井剖面要求加随钻伽玛数据。
特殊录井项目
采样
采样层位
C3t
薄片样
气样
全烃值大于3%的气测异常层采气样，样品总数15个样左右，主要在目的层采样。
地球物理测井
测井项目
深度比例
测量井段（m）
标准测井
1:
500
二开～井底
自然伽玛、自然电位、补偿声波、补偿密度、双井径、双侧向、连续井斜、井底温度。
综合测井
200
上石盒子组底部砂岩之上50m～井底
自然伽玛、自然电位、双井径、双侧向、补偿声波、补偿中子、补偿密度、井底温度。
备注
钻具输送测井段，不测补偿密度。
测全马五5黑灰岩的底。
6井控安全提示
6.1钻井井控风险评价
（1）在确定井口具体地理位置时，要综合考虑周边设施、水源分布等情况，要求井口距离高压线（75m）、民宅（100m）、铁路高速公路（200m）、人口密集区和高危性场所（500m）的安全距离满足标准。
（2）该井为鄂尔多斯盆地大牛地气田的开发水平井，根据华北石油局、华北分公司《井控管理规定与实施细则（2011年修订版）》，该井钻井井控风险评价为中风险井。
（3）开钻、钻开气层前和在气层钻进过程中，现场实施单位必须按照“华北石油局、华北分公司《井控管理规定与实施细则（2011年修订）》”中钻井井控实施细则和“SY/T6426-2005钻井井控技术规挰”进行井控安全措施的准备、验收与交底，严格遵守相关井控工作程序。
（4）本地区在钻开下古生界奥陶系地层时个别井含少量H2S（如D66-52井H2S含量32mg/m3，D61-15井H2S含量34.3mg/m3，均达到危害井的级别），所以在钻井过程中，要求必须做好H2S防护准备，严格执行《SY/T5087—2005含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》、《SY/T6137—2005含硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业的推荐作法》、《SY/T6277—2005含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》。
严格按规定进行硫化氢气体检查、进行硫化氢气体防控。
6.2邻井邻区流体、压力、测试数据
大65-大70井区流体组分统计表
气层组
相对密度（g/cm3）
甲烷
（%）
烃类
氮气
二氧化碳（%）
硫化氢（％）
甲烷占烃类含量（％）
盒1
0.64
86.84
97.59
2.09
0.32
0
89
山2
0.65
85.42
95.61
3.78
0.61
89.3
山1
84.51
96.03
3.53
88
太2
0.62
89.9
95.68
1.59
2.29
93.9
太1
0.63
89.58
95.05
1.73
3.23
94.3
平均
87.25
95.99
2.54
1.42
90.9
大65-大70井区地层水分析统计表
地层水阴阳离子含量（mg/L）
总矿化度
水型
PH值
密度
g/m3
K++Na+
Ca2+
Mg2+
SO42-
HCO3-
Cl-
3709
1648
70
1482
623
6386
14224
氯化钙
6
1.01
4056
1805
121
1258
640
8044
15734
6.2
11478
9290
1234
2078
989
48576
76227
6.4
1.02
18192
9824
806
4155
764
53289
88827
6.3
1.06
12001
14860
1503
670
771
50789
83586
6.1
9987
7485
747
1929
757
33417
55720
1.03
邻井测试成果表
井号
井型
测试层位
测试无阻流量
（万方/天）
直井
马5
0.0
根据大牛地气田DST、压恢测试资料，分析本区目的层平均压力系数介于0.93至0.97之间，表明本地区属于低压-常压范畴，井底静压一般小于25Mpa，但在钻井过程中要注意防范个别地区井底压力突然大幅增加所带来的风险。
压力统计分析表
地层压力预测
平均压力（MPa）
压力系数范围
平均压力系数
资料来源
26.2
0.98～1.02
0.99
DST资料
23.87
0.95
23.84
0.83～0.99
0.89
24.24
0.86～0.97
0.91
24.68
0.93～0.97
0.94
25.08
0.83～0.96
0.92
25.72
0.93
6.3钻井故障提示
（1）中生界白垩系、侏罗系安定组防蹩、跳、卡钻；
（2）中生界侏罗系、三叠系防斜、防漏；
（3）上古生界二叠系防泥岩剥落、坍塌；
（4）钻开延安组注意防井涌；
（5）目的层段防井喷、井涌；
7HSE要求
严格执行《中国石油化工集团公司安全、环境与健康（HSE）管理体系》、《SY/T6283—1997石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》、《SY/T6609—2004环境、健康和安全（HSE）管理体系模式》、《华北石油局、华北分公司安全环保管理规章制度》。
8其它要求
钻井液
1、勿混入影响录井工作的各种处理剂。
2、泥浆密度<
1.10g/cm3，如遇特殊情况，经请示气田开发处同意，可适当调整。
固井
1、表套固井水泥要求返至地面。
2、生产套管封固要求高密度水泥浆返至最上部气层顶部之上300米。
提交资料
1、各项原始录井资料、实物资料、完井地质报告及图件、光盘均按《油气探井录井资料质量控制规范（SY/T6438-2000）》、《石油及天然气勘探开发钻井地质规范》和《华北分公司地质资料管理实施细则》要求上交。
2、完钻后2天之内，录井队应将钻井基本数据表、地层简表、油气综合数据表等资料以电子文档格式同时提交华北分公司气田开发处、华北分公司研究院。
完钻后2天之内，施工队应将井斜多点数据以电子文档格式同时提交华北分公司气田开发处、华北分公司研究院。
（电子信箱：
hbsjpanhx@czhui101@hb039@yjykfs@）
3、综合测井完成后，按规范以电子文档格式同时提交华北分公司气田开发处、华北分公司研究院。
4、固井质量完成后，按规范以电子文档格式同时提交华北分公司气田开发处、华北分公司研究院。
hbsjpanhx@czhui101@hb039@yjykfs@）
说明
1、施工中若实际情况与设计相差较大，或出现新情况（如出现新的油气显示层位等），应及时取全取准各项现场资料，并向气田开发处汇报。
2、各单位应精心组织施工，确保优质、快速完成施工任务。
3、做好防井喷安全准备工作。
4、本设计的解释权归华北分公司气田开发处。
5、施工队伍应积极配合研究院现场研究工作，给予现场研究人员的工作提供方便。
第二篇DP84S井水平井段设计
1基本数据
井名：
靶前距：
350m
水平井
水平段长：
1200m
井位坐标：
井口：
4315365.87
19408275.87
A靶点：
4315027.80
19408366.46
B靶点：
4314061.87
19408625.28
井口海拔：
1241.06m（放样）。
目的层位：
二叠系下统下石盒子组盒1段。
设计井深：
B靶点垂深2447m，斜深见本井工程设计。
钻达设计B靶点。
裸眼完井。
2钻井目的及任务
（1）验证地质评价成果。
（2）验证三维地震储层预测成果。
（3）评价水平井开发大牛地气田盒1气藏的技术、经济可行性。
（4）开展水平井钻完井工程工艺试验。
3布井依据
3.1区域地质特征
鄂尔多斯盆地位于华北地台西部，面积为28×
104km2，是一个长期稳定发育的多旋回大型克拉通叠合盆地。
盆地沉积盖层缺失志留系和泥盆系，平均厚度为5000m，其中中上元古界以海相、陆相裂谷沉积为特征的地层厚度为200～300m；
下古生界沉积的海相碳酸盐岩地层厚度为400～1600m；
上古生界以河流、三角洲相沉积为主的地层厚度为600～1700m；
新生界沉积厚度较薄，一般为300m。
鄂尔多斯盆地区域地质构造基本特点为东北高，西南低，盆地内部构造平缓。
盆地的地质构造演化可分为五个阶段：
①中晚元古代以浅海碎屑岩和碳酸盐岩发育为主的裂陷槽盆地阶段；
②早古生代以陆表海碳酸盐岩沉积为主的复合型克拉通坳陷盆地阶段；
③晚古生代到中三叠世以滨海碳酸盐岩逐渐过渡为碎屑岩台地的联合型克拉通坳陷盆地阶段；
④晚三叠世到白垩纪的大型内陆湖泊、河流沉积的坳陷盆地阶段；
⑤新生代内陆河湖断陷充填型周缘断陷盆地阶段。
从现今盆地的构造面貌来看，地史时期虽然经历了多期次的构造运动，但盆地内部广大地区的构造环境具有长期、整体的稳定性，各时代地层除盆地边缘有角度不整合接触外，一般均为连续沉积或假整合接触。
根据现今的构造形态，结合盆地的演化历史，鄂尔多斯盆地可划分为：
伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、天环坳陷、伊陕斜坡等五个一级构造单元。
盆地的五个发展阶段具有不同的沉积体系和沉积特征，形成了不同的油气生成、运移、聚集和成藏环境。
在鄂尔多斯盆地内形成了三套含油气体系，即下古生界寒武—奥陶系海相碳酸盐岩含油气体系、上古生界石炭系—二叠系海陆交互相含煤碎屑岩含油气体系和中生界内陆湖泊相碎屑岩含油气体系。
大牛地气田属于上古生界石炭系—二叠系海陆交互相含煤碎屑岩含油气体系。
大70井区盒1砂岩为辫状河道沉积，砂岩发育较厚，砂体分布较稳定；
盒11气层分布范围较大；
DP84S井位于盒11河道沉积的主体部位，砂岩厚度大于10m（附图4、8）。
有效厚度大于3m（附图9）。
同时，DP84S井水平段位置构造发育宽缓，有利于水平井的实施（附图10、11）。
3.2区域地层概述
研究区内钻井揭露的地层有第四系，白垩系志丹群，侏罗系安定组、直罗组、延安组，三叠系延长组、二马营组、和尚沟组、刘家沟组，二叠系石千峰组、上石盒子组、下石盒子组、山西组，石炭系太原组、本溪组，奥陶系上马家沟组，钻井平均揭露地层厚度3000m。
其中，二叠系下石盒子组、山西组，石炭系太原组为气田主要目的层。
3.3区域生储盖组合
3.3.1烃源岩条件
大牛地气田发育碳酸盐岩、煤岩和泥岩三大类气源岩，均为有利生油层。
①碳酸盐岩
寒武～奥陶纪发生的两次大规模的海侵，形成了开阔海和局限海（包括泻湖）沉积，厚300～900m，盆地西南部为沉积中心，厚度达1000～2000m，平均有机碳含量0.2～0.3%，为有利的生油气层。
②煤
气田大范围分布有石炭系太原组、二叠系山西组沉积的煤、炭质泥岩，单层厚度从0.5～13.8m，累计厚度8～35.5m。
有机质丰度极高，有机碳含量53.48～63.13%，沥青”A”含量0.6469～0.8519%，总烃含量2406.60～3219.63ppm，为有利的生油气层。
③泥岩
太原组、山西组的暗色泥岩在气田内分布广泛，单层厚度山西组可达0.5～36m，累计厚度23～135m。
有机质丰度高，有机碳含量1.52～1.92%，沥青“A”含量0.0706～0.6330%，总烃含量195.84～227.20ppm，为有利的生油气层。
3.3.2储层条件
盒1段储层岩性主要为岩屑石英砂岩。
碎屑颗粒中石英含量为56～84%，平均为73.3%；
长石含量为0～7%，平均为2.4%；
岩屑含量为16～37%，平均为24.3%。
岩石为颗粒支撑，孔隙式胶结，颗粒之间点～线接触。
盒1段储层岩石泥质杂基含量为0～15%，平均为4.1%；
自生胶结物为石英、高岭石、绿泥石、伊利石、方解石、白云石等。
盒1段储层为低孔、低渗储层，本区盒一段储层平均孔隙度为10.31%，平均渗透率为0.76mD。
盒1段储层孔喉为大孔微细喉，其平均孔隙半径为39μm，平均喉道半径为0.63μm，中值喉道半径0.09μm，排驱压力为0.5MPa，中值压力为13.95MPa（表1）。
表1盒1段储层孔隙喉道参数表
平均孔隙半径
（μm）
平均喉道半径
中值喉道半径
R>
0.1μm
排驱压力
（MPa）
中值压力
0.63
0.09
30.67
0.5
13.95
3.3.3盖层
大牛地气田上古生界气藏盖层分为两类：
①局部盖层：
下石盒子组、山西组和太原组的厚层泥岩分布，连续性较好；
且厚度大（106～385m），突破压力在10.63～15.5MPa，突破时间在19.78～42.04a/m，中值压力在25.0～40.0MPa，封盖高度在1032～1504m，遮盖指数在2063～3008，为良好盖层。
②区域性盖层：
二叠系上统上石盒子组发育一套滨浅湖相的泥质岩，单层厚度5～20m，总厚达100～200m，分布极为广泛、横向连续性好，为气田理想的区域性盖层。
3.4地层压力与气体组分
依据本区已钻井的资料，本区盒1段压力系数范围0.83～0.99，平均压力系数0.89。
表2为本区盒1段气层的气体分析数据。
表2本区气体分析数据
相对
甲烷（%）
二氧
化碳
硫化氢
（％）
甲烷占
烃类含量
0.629
87.72
96.876
2.38
0.744
90.5
3.5三维地震储层预测
三维地震储层预测成果表明，其水平段位于盒11砂岩厚度大于10m的发育有利区。
位于孔隙度发育有利区，位于含气饱和度发育有利区（附图4、5、6）。
3.6邻区钻井测试情况
在DP84S井轨迹周围，没有针对盒1的试气井。
3.7油气聚集的控制因素和地质储量预测
3.7.1油气聚集的控制因素
大70井区盒1段为岩性气藏，为下生上储型组合，主要控制含气富集程度的地质因素为物性。
物性好，含气饱和度高、产能高，所以水平井钻井中，水平段应尽量在物性好的部位钻进。
3.7.2提交的探明储量
盒1段目前已探明储量为1451.73×
108m3，面积为1137.47km2（附图13）。
盒1段储量动用情况见表3。
表3盒1段探明储量表
分类
面积（km2）
储量（108m3）
累计探明
1137.47
1451.73
已开发动用
455.85
636.37
未动用
681.62
815.36
3.7.3DP84S井单井控制储量
DP84S井单井控制面积为1.56km2，
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