xx井钻井工程设计1

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1、川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造 井号：XX 井 井别：开发井 井型：水平井 钻井设计 1、钻井地质设计 1.1 基本数据 井号：XX 井 井别：开发井 井型：水平井 地面海拔 592.47m，补心高 9.0m，补心海拔 601m 计算 地理位置：重庆市涪陵区江东街道办凉水村 5 组 构造位置：川东南地区川东高陡褶皱带包鸾焦石坝背斜带焦石坝构造 目的层: 上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组下部优质页岩气层段（对应焦页 87-3 井 3610.6-3649.2m/38.6m） 设计井深：A 靶点垂深：2799m， C 靶点垂深：2777m， B 靶点垂深：2821m； AB 段长：207

2、4.10m； 完钻井深：5160m； 完钻层位：下志留统龙马溪组下部页岩段 完钻原则：钻至 B 靶点留口袋完钻 完井方式：套管完井 1.2 钻探依据 设 计 井 区 上 奥 陶 统 五峰 组 - 下 志 留 统 龙 马 溪 组 为 深 水 陆 棚 相 沉 积， 邻 井 焦 页 87-3HF(导眼井)发育厚达 89.6m 灰黑色富有机质泥页岩，TOC 平均为 2.44%，优质页 岩段（- 小层）平均 TOC 为 2.85%；有机质类型为型，热演化程度（Ro）为 2.42-3.13%，有利于天然气的大量生成。 邻井焦页 87-3HF(导眼井)目的层以灰黑色粉砂质、炭质泥页岩夹放射虫炭质泥页 岩为主

3、，物性分析表明优质页岩段（-小层）孔隙度为 3.81-5.21%，平均孔隙度达 4.48%，具较好储集性能。 邻 井 焦 页 87-3HF( 导 眼 井 ) 上 奥 陶 统 五 峰 组 - 下 志 留 统 龙 马 溪 组 含 气 量 1.45-6.62m3 /t，平均为 3.49m3/t，其中，优质页岩段（-小层）含气量 3.69-6.62m3 /t， 平均为 5.16m3 /t，具有较好的含气性。 邻井焦页 87-3 HF(导眼井)优质页岩段硅质含量一般为 14.6-80.4%，平均为 52.84%， 碳酸盐岩含量为 1.7-52.5%，平均为 9.95%； 焦页 87-3HF(导眼井)测井

4、解释杨氏模量 3.66-4.33104 MPa，平均为 3.73104 MPa，泊松比为 0.17-0.2，最大主应力为 55.52MPa， 最小主应力为 48.63MPa，水平地应力差异系数为 11%，有利于压裂改造。 邻井焦 页 87-3HF 井 水平段长 1645m，分 27 段采用大型 水力压裂， 测试产量 15.37104 m3 /d。 邻井焦页 69-2 HF 井下压力计进行温度和静压测试，实测目的层温度 103.65， 计算地温梯度为 2.45/100m；计算地层压力 52.62MPa，压力系数为 1.49（压后）, 邻井焦页 87-3HF 天然气组分以甲烷为主，含少量二氧化碳（

5、0.594%）和氮气，不含 硫化氢。 1.3 设计依据及钻探目的 1.3.1 设计依据： 涪陵页岩气田江东区块焦页 X 号平台井位报告书 。 1.3.2 钻探目的： （1）动用江东区块上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气资源； （2）新建江东区块上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气产能。 1.3.3 预计效果： 预计本井组 4 口井控制资源量 32.42108 m3 ；获取水平井钻完井及气层改造的工 程工艺技术参数。 1.4 设计地层剖面及预计气水 层位置 1.4.1 地层分层及油、气、水层预测（见表 1-2、表 1-3） 表 1-2 地质分层设计数据及预计油气水显示预测简表 地层XX 井

6、预测故障提示 系统组代号底深(m)油气水层 三叠系下统嘉陵江组T1j465水层 飞仙关组T1f917微含气层 上统长兴组P2ch1101含气含硫 防漏 龙潭组P2l1200微含气层防塌 二叠系茅口组P1m1546微含气层防 H2S、防喷 下统栖霞组P1q1666微含气层 梁山组P1l1674 石炭系中统黄龙组C2h1677 中统韩家店组S2h2551防漏、防塌 志留系小河坝组S1x2675含气层 下统 龙马溪组S1l A 靶 2799 B 靶 2821 页岩气层 防漏、防塌、防 喷 1.4.2 邻井钻探情况 （1）基本情况 焦页 87-3HF 井（导眼井）于 2015 年 4 月 8 日采用

7、660.4mm3A 钻头钻导眼钻进 至井深 65.7m，下入 473.1mm 导管至 65.6m；5 月 16 日钻至井深 3535m，5 月 18 日换 成 215.9mm 取心钻头，到 5 月 27 日取心至 3653.06m，共取心 8 次，总进尺 118.06m。 5 月 28 日再换 215.9mmPDC 钻头钻进至 3683m 完钻，完钻层位奥陶系中统十字铺组。 2015 年 6 月 13 日填井并裸眼完井。2015 年 6 月 19 日采用 311.2mmPDC 钻头开窗侧 钻成功，侧钻点井深：2074.0m，层位：龙潭组。7 月 28 日钻至井深 3711.0m 二开中完， 下

8、入 244.5mm 技术套管至井深 3708.15m，固井水钻井液返至地面。 （2）油气显示 焦页 87-3HF 井（导眼井）段龙马溪组-五峰组 3576.0-3651.0m 井段见含气显示， 地质录井共解释页岩含气层、页岩气层 75.0m/2 层。其中，龙马溪组下段-五峰组井段 3610.0-3651.0m（50.0m/1 层）为页岩气层，对应小层为小层（主力气层） ，气测 全烃 1.7414.08%，甲烷 1.389.88%。 焦页 87-3HF 井（侧钻井）龙马溪组-五峰组 3721.0-5585.0m 井段见含气显示，地 质录井共解释页岩气层 1749.0m/9 层。气测全烃 1.30

9、 24.95%，甲烷 0.3718 .61%。 表 1-3 地质设计分层岩性简述表 地层层序 系统组段代号 岩性描述 嘉陵江组T1j 灰色灰岩，与下伏飞仙关组顶部紫红色泥岩岩性区分明显，整合接触。 三叠系下统 飞仙关组T1f 上部紫红色泥岩、云质灰岩与鲕粒灰岩，中部灰色灰岩，下部生屑灰 岩。 长兴组P2ch上部灰色生屑灰岩，中部及下部为灰色灰岩与泥质灰岩互层。 上统 龙潭组P2l顶部为灰黑色泥岩，中部灰色灰岩，下部为灰黑色碳质泥岩。 茅口组P1m灰色灰岩与灰色含泥灰岩不等厚互层。 栖霞组P1q灰色灰岩。 二叠系 下统 梁山组P1l浅灰色泥岩。 石炭系黄龙组C2h灰色灰岩。 中统韩家店组S2h

10、上部绿灰色泥 岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩互层，下 部为灰色粉砂 质泥岩和泥岩互层。 小河坝组S1x 上部灰色泥岩 为主，夹灰色粉砂质泥岩薄层；下 部深灰色泥岩为主， 夹深灰色粉砂质泥岩薄层及灰色粉砂质泥岩薄层。 龙三S1l3深灰色泥岩、碳质泥岩为主夹灰色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩薄层。 龙二S1l2深灰色泥岩、碳质泥岩。 志留系 下统 龙马溪组 龙一S1l1灰黑色碳质泥岩及碳质页岩。 备注：具体分层数据见附表 1 （3）溢流、井漏情况 焦页 87-3HF 井（导眼井）共有井漏 11 次，其中雷口坡组和小河坝组各 1 次， 嘉陵江组 9 次，共漏失钻井液 18086.0m3 ，为裂缝性漏失。焦页 8

11、7-3HF 井（侧钻井） 钻进过程中未发生井漏。本井全井段钻探过程中无溢流发生。 （4）硫化氢显示 焦页 87-3HF 井页岩气层段试气不含硫化氢。焦页 1 井钻井过程中共检测到硫化 氢显示 4 次，发生在长兴组。硫化氢显示的层段主要在二叠系，区块的局部位置在长 兴组、龙潭组和栖霞组气测检测到有硫化氢显示（见表 1- 4） 。 表 1-4 焦石坝已钻井硫化氢显示统计表 1.5 地层孔隙压力预测与钻井地层孔隙压力预测与钻井 液性能要求液性能要求 1.5.1 邻井试气测试情况（见表 1-5） 表 1- 5 焦页 69-2HF 井试气测试数据表 1.5.2 邻井钻井液使用情况（见表 1-6） 表 1

12、-6 焦页 87-3HF 井钻井液性能情况表 井段（m）钻井液类型 相对密度 （g/cm3） 粘度 （s） 失水 （ml） 泥饼 （mm） 碱度pH备注 0-2010.0清水钻井液1.01-1.0531-389-100.2-0.48-8导眼井 2010.0-3683.0氯化钾聚合物1.12-1.3735-512.8-40.2-0.57-9导眼井 2074.0-3711.0氯化钾聚合物1.29-1.3140-622.8-4.60.49-10侧钻井 井号层位井深(m)硫化氢浓度(ppm)备注 720.54-743.975.0-10.0室内传感器 焦页 1长兴组 753.59-755.06.0室内传

13、感器 760.0-761.3019.0室内传感器 764.89-772.782.0-52.0室内传感器 焦页 1-3HF长兴组738.38-1041.532.0-100室内传感器 焦页 6-2HF栖霞组1489.425.0-100室内传感器 1.5.3 地层压力预测（见表 1-7） 压力预测主要依据地震资料和邻井实钻中的钻井液密度资料及焦页 1HF 井、焦页 1-3HF、焦页 5HF 井、焦页 8HF 井大型压裂后实测井底压力进行综合预测。由于受到地 震 预 测精度 的限制 及泥页岩 经大型压 裂改造 后测得 的压力与 未改造 的泥页 岩压力存在一 定的差异，本井压力综合预测结果可能存在一定误

14、差，要求本井钻井过程中要加强随钻 压 力监测工作，根据实钻情况及时调整钻井液性能，并做好井控工作。 表 1-7 地层压力预测表 1.5.4 钻井液类型、性能及使用原则要求 （1）使用的钻井液应保证地质录井、测井顺利进行，保证取全取准地质、工程 等各项资料，最终选用钻井液体系以钻井工程设计为准。 （2）应选用低摩阻、携砂能力强、抗泥页岩膨胀、热稳定性与脱气性能好的钻 井液体系。 根据预测压力系数，可适当考虑钻井液密度附加值为 0.070.15g/cm3 ，尽可能 实现近平衡压力钻进，减轻对气层的伤害。 3711.0-5585.0油基钻井液1.36-1.4965-822-2.40.42.5侧钻井

15、地 层预测压力系数（压裂前） 系统组代号综合预测 三叠系 下统 嘉陵江组 T1j-T1f 飞仙关组 上统 长兴组 P2ch-P2l 0.85-0.95 龙潭组 二叠系茅口组P1m 下统栖霞组 P1q-P1l 梁山组1.101.20 石炭系中统黄龙组C2h 中统韩家店组S2h1.101.25 志留系 下统 小河坝组S1x1.101.30 龙马溪组S1l1.251.35 应注意防止目的层段泥页岩遇水膨胀、垮塌。 现场应储备高于钻进时最高密度 0.2g/cm3 以上的高密度钻井液和加重材料。 鉴于邻区邻井实钻曾发生多次漏失，本井在可能漏失段应储备同性能的钻井 液及堵漏材料，钻井液储备量应是井筒容积的

16、 1 倍，堵漏材料应储备一次用量以上。 储备钻井液应按规定循环、维护。 1.6 技术说明及故障提示技术说明及故障提示 （1）钻井过程中应注意防垮塌、防卡、防漏、防溢流、防喷，韩家店以上地层 防 H2S。根据焦页 69-2HF 井、焦页 81-2HF 井等导眼及水平井钻探情况，由于裂缝等 原因，地层存在漏失情况。钻探过程中应特别注意。 （2）加强应急管理，做好应急预案 本井 5km 范围内人口较多，要切实做好居民、学校的安全宣传、教育工作，加强 应急管理，施工方列出危险源清单，并制定相应的控制措施；井队应制定井喷失控后 的应急预案，并与当地居民进行疏散演练。本井所在区域的已钻邻井资料显示，该区 域在长兴组、飞仙关组存在一定浓度的硫化氢，长兴组可能存在浅层流体，长兴组、 飞仙关组、韩家店组、小河坝组、龙马溪组可能存在易漏地层，因此在钻井施工过程 中应做好飞仙关组、长兴组浅层流体及硫化氢有毒气体及井漏等相应的应急预案。 （3）实钻表明，江东区块处于斜坡带 速度横向变化较大，局部存在井震矛盾， 地层设