红37井\01完井报告\红37井录井完井报告汇报

中国石油集团测井有限公司青海事业部2008年8月26日柴达木盆地西部坳陷区茫崖坳陷亚区红柳泉构造红37井录井报告第一章概况第二章录井综述1、钻井简史2、录井概况3、录井监测成果4、 工程 路基工程安全技术交底工程项目施工成本控制工程量增项单年度零星工程技术标正投影法基本原理 与录井5、其它第三章地质成果1、地层2、油、气、水显示3、生储盖层4、构造第四章结论与建议目录1、基本数据：（1）井号：红37井（2）井别：预探井（3）井位：①井位座标：纵（X）：4244435.3m横（Y）：16290951.2m(北京坐标系，复测)②地面海拔：2871.32m(黄海高程系，复测)，补心海拔：2876.32m。③地理位置：青海省海西州花土沟镇290°方位约21.3Km处。④构造位置：柴达木盆地西部坳陷茫崖坳陷亚区红柳泉鼻状构造高部位。（4）设计井深：1650.00m，完钻井深：1913.00m；目的层：E31（5）钻探目的：1、了解红柳泉构造红37井区生储盖组合及含油气情况。2、为储量计算提供参数。3、为该区下一步油气勘探部署提供依据。第一章概况（6）一开时间：2008年07月03日17:00二开时间：2008年07月09日14:00三开时间：2008年07月28日00:00完钻时间：2008年08月08日09:00完井时间：2008年08月16日12:00（7）完钻层位及依据：①完钻层位：E1+2②完钻依据：钻至加深井深1913.00m，经电测、综合对比分析，确认已钻穿E31地层，完成了地质任务，达到了钻探目的，报请油田公司主管领导批准后完钻。（8）完井方法：裸眼完井。井斜水平投影图井斜三维轨迹图（9）井身质量：最大井斜1.78°，方位186.04°，井深1825.00m。闭合距24.97m，闭合方位213.06°，井深1900.00m。井斜垂直投影图红37井井身结构示意图钻头：215.9mm×1913.00m水泥塞井段:972.63--1150.00m全井下 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 层套管、技术套管各一次。地面海拔：2871.32m,补心高:5.00m螺旋管：529mm×12.00m钻头：444.5mm×94.00m表套：339.7mm×92.75m水泥返高:地面钻头：311.15mm×1200.00m技套：244.5mm×1198.47m水泥返高:地面2、设计情况红37井由青海油田分公司勘探开发研究院杨乾政、贾清丽、李超英、张霞于2008年5月23日设计，由青海油田公司副总地质师陈志勇于2007年5月29日批准执行。3、作业 施工 文明施工目标施工进度表下载283施工进度表下载施工现场晴雨表下载施工日志模板免费下载 单位（1）钻井施工单位：由川西钻探20523队，钻机 型号 pcr仪的中文说明书矿用离心泵型号大全阀门型号表示含义汽车蓄电池车型适配表汉川数控铣床 ZJ-20，队长：罗伟；技术员：段刚露。（2）录井施工单位：由中国石油集团测井有限公司青海事业部L11093队承担，采用ALS2.2综合录井仪录井，录井分队长：倪高翔。（3）测井施工单位：测井青海事业部测井项目部C1727队承担，测井分队长：冯国勇、中间全套测井系列EILOG-05；全套测井由C1728队承担，测井分队长：王邹沛。测井系列：LOG-IQ。（4）监督：钻井工程监督为华北石油四达钻井服务公司侯文龙；地质监督为天津科达信科贸公司朱江伟。1、钻井简史(1)2008年7月3日～2008年7月9日:一开钻进、下套管、固井、候凝。2008年7月3日17:00用Ф444.5mm钻头一开,补心高5.0m,圆井深12.00m,Ф529mm导管下深12.00m。钻至井深94.00m，下入Ф339.70mm表层套管(下深92.75m)并固井、候凝，水泥返至地面一开使用聚合物钻井液钻进，密度1.28～1.36g/cm3，粘度80～88s。(2)2008年7月9日～2008年7月27日:二开钻进、电测、下套管、固井、候凝。2008年7月9日14:00用Ф311.15mm钻头二开。正常钻进至井深1200.00m进行全套测井，下入Ф244.50mm技术套管(下深1198.47m)并固井、候凝，水泥返至地面。二开使用聚合物钻井液钻进，密度1.33～1.54g/cm3，粘度43～55s，氯根含量1975～2268mg/L。(3)2008年7月28日～2008年08月16日:三开钻进、钻井取心、电测、完钻、打水泥塞、完井。2008年7月28日00:00用Ф215.9mm钻头三开。正常钻进于2008年8月8日9:40钻至井深1913.00m进行LOG-IQ系列全套测井，经综合对比分析，确认已钻穿目的层，达到了钻探目的而完钻，本井于2008年08月16日12:00打水泥塞完井，水泥塞封堵井段:972.63--1150.00m。三开使用微泡聚合物钻井液钻进，在井段1200.00-1842.00m，密度0.92～0.95g/cm3，粘度40～55s，在井段1842.00-1913.00m密度1.07～1.09g/cm3，粘度46～56s，氯根含量1921～2162mg/L。第二章录井综述2、录井概况本井严格按照地质设计要求及时、准确地录取了各项资料。井深50.00～1913.00m进行了常规地质录井、综合录井、定量荧光录井；井深92.75～1910.60m进行了地球物理测井。自开钻至完井进行了钻井液录井。井深50.00～1913.00m按设计要求进行了样品选送。（1）岩屑录井：自50.00～500.00m，每2m取样一包，500.00～1913.00m，每1m取样一包，全井共捞取砂样1639包，取样时间以实测迟到时间为主，参考理论计算定点取样，自50～500.00m，每100m实测迟到时间一次，自500～1913.00m，每50m实测迟到时间一次（2）钻时录井：自50.00～1913.00m，每米 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 钻时一次，钻井取心井段0.25m记录钻时一次，共记录钻时1959点。（3）综合录井：自50.00～1913.00m，按钻井地质设计要求录取了气测数据及各项工程参数、钻井液参数。（4）荧光录井：自50.00～1913.00m，按岩屑录井间距逐包进行了荧光湿、干照，对储层逐包进行含油试验，对砂质岩层及油气显示层进行了定量荧光分析、荧光滴照，全井自50.00～1913.00m共进行定量荧光分析样品154个。（5）钻井液录井：自12.00～1913.00m按设计要求进行了钻井液录井，每30分钟测一次密度、粘度，正常钻进时，每8小时记录一次全套性能，见油气显示每个循环周测一次全套性能，自325.00～1913.00m每25m测一次钻井液氯离子含量，钻遇油气水显示加密测量，全井共分析67个样品。（6）钻井取心：井段1438.61--1444.26m、1577.38～1595.38m进行了钻进取心，总进尺23.65m，心长：20.33m，平均收获率86.0%。无含油岩心。（7）其它录井：自50.00～1913.00m按设计要求进行了钻井液全脱分析，分析样品9个。（8）样品选送：自50.00～1913.00m，按设计要求进行了岩屑样品选送，其中包括：钻井液样；岩屑混合样：①碳酸盐、氯离子分析，②古生物、生油岩；岩屑挑样：①粒度分析，②重矿物分析，③薄片；④荧光沥青含量分析。(1)工程监测：自井深50.00～1913.00m用ALS2.2综合录井仪对钻压、转速、泵压、排量等各项工程参数进行了随钻监测，加强了随钻分析。本井在钻井过程中无任何工程事故发生，缩短了钻井周期，经综合录井仪的工程监测为快速、安全、优质钻井起到积极作用。3、录井监测成果：(2)钻井液监测：自井深50.00～1913.00m对钻井液出、入口的密度、温度、电导率及钻井液池体积等参数进行了连续实时监测记录，对参数的变化做了分析及预报，为钻井安全施工提供了参考依据。氯离子含量分析：自325.00—1913.00m进行了氯根含量分析，总体上氯根含量低，氯根含量为1914—2375mg/l。氯离子含量的分析为地层流体性质分析提供了依据。（3）井漏情况：2008年07月03日21:20钻至井深52.00m时发现井漏，地面外窜钻井液，漏失密度1.35g/cm3，粘度80s的钻井液20m3。-07月4日18：20随钻堵漏钻井至井深94.0m，其间随钻配桥含15%,密度为1.29--1.35g/cm3的滴流桥浆105m3,共漏失1.29—1.35g/cm3滴流的堵漏桥浆73.5m3，漏速在30-40m3/h,漏失井段岩性主要为砾岩及砾状砂岩。2008年07月10日16:10下钻至102.00m遇阻（井深335.00m）；--16:30开泵循环钻井液未返，漏失密度1.36g/cm3，粘度52s的钻井液12m3，--20:30吊灌密度1.36g/cm3，粘度52s堵漏钻井液63.5m3见返，--22:00静止堵漏，--22:30循环观察，未见异常。（4）外溢（出水）情况：2008年7月12日16:10下钻至井深52.00m（井深623.00），井口发现溢流，钻井液密度1.36g/cm3粘度58秒,--16:18液面上涨1.1m3，地层出水，密度:1.14g/cm3,粘度:29s，--16:50抢下钻至井深239m,累计出水70m3.--17:20替入密度1.56g/cm3，粘度58s的重浆19.6m3，压井成功，压井过程中出水38m3.累计出水109.1m3，氯根含量1975↑2375.15mg/L,出砂22m3，出水速度92.6m3/h。2008年7月16日00:00起钻至井深112.00m(井深942m)，井口发现溢流；密度1.36↓1.33g/cm3,粘度58↓54秒，--00:20液面上涨0.8m3,--00:50抢下钻至275m，累计出水58m3；--01:30替入密度1.53g/cm3，粘度58s的重浆18.5m3，压井成功，累计出水79.8m3，氯根含量2020.65mg/L，出砂16.5m3，出水速度53.2m3/h；--05:00循环观察，未见异常。自井深50.00-1913.00m，连续进行了地层压力监测，地层压力采用DC指数回归法，从DC指数回归图上可看出，本井全井段地层为正常压实。(5)地层压力监测：(6)气体监测：自井深50.00～1913.00m连续对全烃、组份、H2、CO2、H2S含量等参数进行了实时监测，全井共发现气测异常9层，后效气显示3次。(7)钻井液热真空蒸馏气分析：本井按设计要求，自井深50.00～1913.00m进行了9个样品的钻井液热真空蒸馏气分析。4、工程与录井本井钻井施工对地质资料录取未造成影响，所使用的钻井液对地质资料的录取及资料应用未产生不利的影响。5、其它①本井的其它施工对地质资料录取未造成影响。1、地层本井的地层是依据岩性、电性、区域地质、结合邻井红深2井、红深4井对比而划分的。自上而下共钻遇七个泉组（Q1+2）、狮子沟组（N23）、上油砂山组（N22）、下干柴沟组上段（E32）、下干柴沟组下段（E31）、路乐河组（E1+2）六套地层,分层数据见下表。第三章地质成果红37井地层分层数据表（青海油田研究院提供）(1)七个泉组(Q1+2):井段5.0—788.0m，视厚度783.0m（自50.00m开始录取岩屑资料），与下伏地层呈不整合接触。岩性特征:以棕灰色、棕黄色、灰色砂质泥岩、含砾不等粒砂岩、含砾泥岩为主，夹棕黄色粉砂岩、泥岩、泥质粉砂岩，浅灰色含砾泥岩、泥岩、细砾岩。电性特征：深侧向视电阻率曲线变化较大，其值最大64.0Ω.m，最小1.4Ω.m，一般在3.0-30.0Ω.m之间；自然伽马曲线变化较大，其值最大440API，最小48API，自然电位负异常明显。岩电组合特征：深侧向视电阻率高值对应于砾岩，低值对应于泥岩层；自然伽马高值对应于泥岩层，低值对应于砂质岩；自然电位负异常对应于砂质岩渗透层。（2）狮子沟组(N23)：底界深度976m，视厚度188m，与下伏地层整合接触。岩性特征：以棕黄色泥岩、含砾不等粒砂岩、含砾泥岩及棕灰色砂质泥岩为主，棕灰色含砾不等粒砂岩、含砾泥岩、泥岩次之，夹少量棕黄色粉砂岩、泥质粉砂岩和棕灰色粉砂岩、砾状砂岩、泥质粉砂岩、细砂岩、砾岩。电性特征：深侧向视电阻率曲线变化大，最大30Ω.m，最小1.8Ω.m，一般在2.0-10.0Ω.m之间，自然伽马曲线变化大，其值最大210API，最小70API，一般在80-105API之间，自然电位负异常明显。岩电组合特征：深侧向视电阻率高值对应于砾岩、含砾不等粒砂岩；自然伽马高值对应于泥岩层,低值对应砂质岩层,自然电位负异常对应于砂质岩渗透层。（3）上油砂山组（N22）：底界深度1220m，视厚度244m,与下伏地层不整合接触。岩性特征：以棕黄色、棕灰色、灰色泥岩、砂质泥岩为主，棕灰色含砾泥岩、含砾不等粒砂岩和粉砂岩次之，夹灰色粉砂岩、泥质粉砂岩和棕黄色粉砂岩、泥质粉砂岩、含砾不等粒砂岩。电性特征：深侧向视电阻率曲线变化不大，最大5.0Ω.m，最小1.7Ω.m，一般在2.0-4.0Ω.m之间，自然伽马曲线变化较大，其值最大130API，最小65API，一般在75-95API之间；自然电位负异常明显。岩电组合特征：深侧向视电阻率高值对应于干层，低值对应于水层及泥岩层；自然伽马高值对应于泥岩层，低值对应于砂质岩层，自然电位负异常对应于渗透层。（4）下干柴沟组上段（E32）：底界深度1422m，视厚度202m,与下伏地层呈整合接触。岩性特征：以灰色泥岩、砂质泥岩为主，夹灰色钙质泥岩、泥质粉砂岩，本段地层为一套灰色地层。电性特征：深侧向视电阻率曲线呈尖峰状，最大5.5Ω.m，最小0.3Ω.m，一般在0.9-3.0Ω.m之间，自然伽马曲线变化不大，其值最大168API，最小55API；自然电位负异常较明显。岩电组合特征：深侧向视电阻率高值对应于钙质泥岩、干层，低值对应于水层及泥岩层；自然伽马高值对应于泥岩层，低值对应于砂质岩层，自然电位负异常对应于渗透层。（5）下干柴沟组下段（E31）：底界深度1630m，视厚度208m。岩性特征：1422.0-1453.0m为一套棕红色砾岩层；1453.0-1630.0m岩性以棕红色泥岩、砂质泥岩为主，夹少量棕红色泥质粉砂岩、棕黄色粉砂岩。井段1438.61--1444.26m、1577.38～1595.38m进行了钻进取心，岩性以棕红色砾岩、棕褐色泥岩、砂质泥岩、粉砂岩为主。电性特征：深侧向视电阻率曲线呈指状，最大2.0Ω.m，最小0.2Ω.m，一般在0.4-0.8Ω.m之间，自然伽马曲线变化较大，其值最大114API，最小50API；自然电位负异常较明显。岩电组合特征：深侧向视电阻率高值对应于砾岩、干层，低值对应于泥岩层、水层；自然伽马高值对应于泥岩层，低值对应于砂质岩层，自然电位负异常对应于渗透层。（6）路乐河组（E1+2）：井深1913m，视厚度283m,未见底。岩性特征：以砾岩、棕红色泥岩、砾状砂岩为主，夹少量的棕红色含砾不等粒砂岩。电性特征：深侧向视电阻率曲线呈箱状，最大18.0Ω.m，最小0.3Ω.m，一般在0.4-10.0Ω.m之间，自然伽马曲线变化不大，其值最大120API，最小55API；自然电位负异常明显。岩电组合特征：深侧向视电阻率高值对应于砾岩、干层，低值对应于泥岩层、水层；自然伽马高值对应于泥岩层，低值对应于砂质岩层，自然电位负异常对应于渗透层。（一）油气水显示统计1、气测异常:本井自50.0-1913.0m共发现气测异常27.0m/9层，主要分布在1266—1736m井段，其值在0.03—0.32%。全烃最高0.32%，组分显示C1-C2，槽池面未见油气显示；后效显示3次。岩性为泥质粉砂岩、粉砂岩、含砾不等粒砂岩。根据气测显示及曲线形态特征，气测解释出水层22.0m/8层，干层5.0m/1层。2、油、气、水显示Q1+2N23N22E32E31E1+22、油砂显示：全井段岩屑录井和岩心录井均未发现荧光显示。3、钻井取心：取心井段1438.61--1444.26m、1577.38～1595.38m进行了钻进取心，总进尺23.65m，心长：20.33m，平均收获率86.0%,无含油岩心。3、定量荧光分析：储层定量荧光分析含油浓度：0.65-35.45mg/L，荧光级别：1-6，岩性主要为泥质粉砂岩、粉砂岩、含砾不等粒砂岩、砾状砂岩，定量荧光解释无与油气有关的层。Q1+2N23N22E32E31E1+24、测井解释：全井测井共解释出渗透层213.0m/69层，其中干层59.6m/15层，水层153.4m/54层。5、录井解释：全井共解释出渗透层27.0m/9层，干层5.0m/1层，水层22.0m/8层。红37井油、气、水层解释统计表(二)油气水显示分述：（1）七个泉组(Q1+2)：井段5.0—788m，视厚度783.0m，本段地层岩屑录井无油气显示，气测录井未见气测异常；测井解释出干层20.7m/4层，测录井解释无与油气有关的层。（2）狮子沟组(N23)：井段788.00～976.00m，视厚度188.00m，本段地层岩屑录井无油气显示，气测录井未见气测异常；测井解释出干层29.6m/6层，水层21.0/7层，测录井解释无与油气有关的层。（3）上油砂山组（N22）：井段976.00～1220.00m，视厚度244m，本段地层岩屑录井无油气显示，气测录井未见气测异常；测井解释出干层1.5m/1层，水层42.4/14层，测录井解释无与油气有关的层。（4）下干柴沟组上段（E32）：井段1220.00～1422.00m,视厚度202.00m,本段地层岩屑录井无油气显示,气测录井见气测异常3.0m/1层；测井解释出干层7.8m/4层，水层11.1m/5层，录井解释水层3.0m/1层，测录井解释无与油气有关的层。（5）下干柴沟组下段（E31）：井段1422.00～1630.00m,视厚度208.00m,本段地层岩屑录井无油气显示,气测录井见气测异常13.0m/4层,测井解释出水层22.1m/12层，录井解释水层8.0m/3层，干层5.1m/1层，测录井解释无与油气有关的层。（6）路乐河组（E1+2）：井段1630.00～1913.00m,视厚度283.00m,本段地层岩屑录井无油气显示,气测录井见气测异常11.0m/4层,测井解释出水层56.8m/16层，录井解释水层11.0m/4层，干层5.1m/1层，测录井解释无与油气有关的层。3、生储盖层（1）烃源岩评价：岩屑录井资料表明，暗色泥质岩累计厚度290.0m，约占地层总厚度的15.57%，最大连续厚度48.0m，主要分布在Q1+2、N22、E32地层中，岩性为灰色、浅灰色、泥岩、砂质泥岩、钙质泥岩、含砾泥岩红37井烃源岩统计表（50.00m开始录取岩屑资料）（2）储集层评价：本井砂质岩储层较发育,岩性以泥质粉砂岩、粉砂岩、含砾不等粒砂岩为主，累计厚度537.0m，占地层总厚度的28.83%,最大单层厚度30.0m,储集层主要分布地Q1+2、N23、E31、E1+2地层。测井资料表明：本井主要目的E31地层储层孔隙度在6.38-12.25%左右，平均9.91%，渗透率在1.56-25.56×10-3μm2左右，平均10.73×10-3μm2，属低孔低渗储层。红37井砂质岩统计表（50.00m开始录取岩屑资料）（3）盖层评价：该井泥质岩较发育,岩性为泥岩、砂质泥岩、钙质泥岩,累计厚度1255.0m，最大连续厚度48.0m，可作为下伏储层的盖层。（4）生储盖组合：岩屑录井资料表明，本井在N23、N22、E32地层中生油岩发育，各地层中均发育碎屑岩储集层可作为良好的储层，大段的泥质岩层可作为下伏储层的盖层，本井生油岩比较缺乏。红37井泥质岩统计表（50.00m开始录取岩屑资料）(1)区域构造概况：红柳泉构造是柴达木盆地西部坳陷区尕斯断陷亚区红柳泉—跃进一号背斜带上的一个三级构造，地处红狮生油凹陷西南侧，该构造为古始新世形成的自西北向东南倾伏的继承性鼻状构造，构造两翼不对称，南陡北缓，西高东低，南北分别被红柳泉断裂和七个泉断裂所夹持。（2）构造落实情况：①钻探结果表明：本井地层分层实际与设计误差在-70.0--2.0m之间。②本井自92.75—1913.00m进行了地层倾角测井，从地层倾角资料分析，本井92.75—1200.00m倾角在2-10°左右，地层倾向杂乱，1200.00—1420.00m倾角在2-8°左右，地层倾向45-135°，1420.00—1720.00m倾角在2-6°左右，地层倾向0-45°，1720—1913m倾角在2-10°左右，地层倾向杂乱。 ③与邻井对比：红37井与红深4井、红深2井地层底界海拔对比表明，本井地层底界海拔比红深4井高13.44—241.94m。4、构造（一）结论1、本井按钻井地质设计要求录取了各项地质资料，完成了地质任务，达到了钻探目的。2、通过钻探，了解了红柳泉构造红37井区生储盖组合及含油气情况。3、本井在钻进过程中共发现气测异常27.0m/9层，全烃值最高0.32%,未发现油砂显示，测录井解释无与油气相关的层。第四章结论与建议