新建文件夹涩R11-3JING其他涩R11-3井钻井地质设计

柴达木盆地涩北二号气田 井号： 涩R11-3井 井别： 开发井 井型： 直井 钻井地质 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 中国石油天然气股份有限公司 青海油田公司 2009年01月06日 钻井地质设计责任表 柴达木盆地涩北气田涩R11-3井钻井地质设计 设计单位：青海油田分公司勘探开发研究院 设 计 编 写 人： 杨桂珍 （签字）日期：2009年01月06日 设 计 审 核 人： （签字）日期： 年 月 日 设计单位技术负责人： （签字）日期： 年 月 日 设计单位行政负责人： （签字）日期： 年 月 日 开发部门技术负责人： （签字） 日期： 年 月 日 油（气）田分公司负责人： 马立宁 （签字）日期：09 年2 月 11 日 　　　　　　　　　　　　 目 录 11 井区自然概况 1.1 地理简况 1 1.2 气象、水文 1 1.3 灾害性地理地质现象 2 1.4 浅表地层和水文地质 2 2 地质简介 3 2.1构造概况 3 2.2 标准地层剖面 4 2.3储集层特征 5 2.4气藏简述 6 2.5 勘探开发简况 9 3 邻井资料 10 3.1邻井复杂情况 10 3.2邻井测井解释成果 11 3.3邻井气测录井情况 13 3.4邻井钻井液使用情况 15 3.5邻井及气田生产情况 16 4 设计依据及开发部署 18 4.1设计目的 18 4.2设计依据 18 4.3布井结果 18 4.4完钻原则 19 5 设计分层数据表 19 6 地层压力预测 19 6.1生产井压力恢复实测孔隙压力数据 19 6.2气田RFT测试数据 20 6.3地层孔隙压力设计 25 7 工程要求 27 7.1井身质量 27 7.2井身结构要求 27 7.3完井质量要求 27 8 资料录取要求 27 8.1钻时录井 27 8.2气测录井 28 8.3槽面观察 28 8.4泥浆录井 28 8.5地球物理测井 28 9 健康、安全与环境管理 29 9.1基本要求 29 9.2健康管理要求 29 9.3安全管理要求 29 9.4环境管理要求 29 10 设计及施工变更 30 10.1设计变更程序 30 10.2目标井位变更程序 30 10.3施工计划变更程序 30 11 技术要求 30 附图 青海省柴达木盆地涩北二号气田构造井位图（K7）（1张） A3 青海省柴达木盆地涩北二号气田涩R11-3井钻井地质设计横、纵剖面图 (1张) A3 1 井区自然概况 1.1 地理简况 1.1.1 地理环境 涩北二号气田位于柴达木盆地东部，行政区划属青海省格尔市，距格尔木市180～200km，距涩北基地12km，气田地表以盐碱滩地和盐漠为主，周边地区广布现代盐湖，整体地势较为平坦，平均海拔2750m左右。 1.1.2 交通、通讯 本区南缘有青藏和格茫公路，东端有敦格公路，北端有茶茫公路，区内还有通往各气田的简易公路。格尔木至西宁火车的开通，青藏铁路的建设，格尔木机场的通航，使本区的对外交通条件有所改善。气田区内基本上属于无人区，周边地区工业也不发达。 青海油田专用通讯网敦煌通信中心经当金山、南八仙、涩北一号气田至涩北二号气田9号集气站建有光缆线路，目前在线路上已开通了光通信系统，（系统体制为SDH STM-1 155M）。涩北二号气田（通信机房建在9号集气站内）建有128线非交换模块设备，通过已建光通信系统提供的E1电路接入涩北一号气田的交换模块中。涩北二号气田目前建有集气站5座（7、8、9、10、11号集气站），站内设有生产值班电话。涩北二号对外通信均通过敦煌通信中心完成。 1.2 气象、水文 1.2.1 气候 涩北气田气候条件为典型的大陆性高原气候，干燥、少雨、缺氧、气压底、紫外线照射强，四季刮风，一般为西南、西北风，风速一般4~5m/s，最大22~25m/s，被当地喻为"天不飞鸟，地不长草，风吹石头跑"。通常刮风时夹带着砂尘出现；冻土一般0.8~2.3m，水位5m以下。 1.2.2 气温 年最高气温30℃~35℃，最底气温-27℃~-35℃，湿度28~50%。 1.2.3 雷雨雪霜 年平均降雨量50～250mm；每年四月份天气转暖，六、七、八月份气温较好，其中五、六月份早晚凉、中午热，七月中下旬为多雨季节，常有洪水发生，九月中下旬开始结冰。年蒸发量大于3000mm，气温随地势增高而降低，降雨量随地势增高而增大，其梯度值为33～56mm。 1.3 灾害性地理地质现象 风季有沙尘暴现象。 1.4 浅表地层和水文地质 1.4.1 浅表地层情况 根据气田钻井资料，涩北气田浅表地层被浅湖相沉积形成的盐桥组（Q4）～达布逊组（Q3）～察尔汗组（Q2）地层所覆盖，最大视厚度317m。该段地层以高含盐为主要特征，纵向岩性变化特点是，中下部以浅灰色、棕灰色淤泥为主，夹有少量粉砂层和未炭化的植物碎屑层，上部在局部地区有盐岩覆盖。该段地层总体表现为未固结，成岩性很差。 该处地层在钻探深度范围内可划分为三层，现分述如下： ①细砂：黄褐色，干～湿，为松散状态产出的细砂，含粗砂、中砂和粉砂，夹粉质粘土薄层或透镜体，结构松散，基本无胶结，呈散粒状产出；该层地表出露，底板埋深1.0～3.4m。 ②淤泥质粉土：黄褐色，极湿～饱和，基本为流塑状态产出，主要成分为粉质粘土，含粗砂，夹薄层粉砂，是近代盆地浅湖相沉积的产物，在湖水期逐渐形成；该层顶板埋深1.0～3.4m，底板埋深4.2～6.2m，层厚1.7～4.3m。 ③软化泥岩：青灰色，饱和～湿，为半成岩状态粉砂质泥岩遇上层滞水下渗形成，由上至下为软塑～可塑～硬塑，层理构造较明显，泥质结构，泥质胶结，成岩时间短，成岩程度极差，强度低、孔隙度大、胶结程度差、风化影响显著，表现特征为松、散、软、弱，工程性能与含水量关系密切，随含水量增加强度明显减小，受荷变形增加；该层顶板埋深4.2～6.2m，在最大钻探15.8m深度内未揭穿。 1.4.2 地基土含易溶盐情况 柴达木盆地的东部三湖地区为盐渍岩土强烈发育地区，地层易溶盐含量普遍较高。在该工程岩土工程勘察中共取易溶盐化学分析试样48件，对细砂（8件）、淤泥质粉土（13件）和软化泥岩中（27件）的易溶盐化学成分、易溶盐含量和pH值等指标进行了化学分析，其中细砂易溶盐含量在1.325～29.328％(集中在5～8％)范围变化，淤泥质粉土易溶盐含量在3.766～6.600％(平均值小于5％)范围变化，软化泥岩易溶盐含量在1.850～8.555％(平均值小于5％)范围变化，均为盐渍岩土。根据48件易溶盐化学分析试样的分析试验结果，地基土易溶盐含量与地层深度基本无相关性（表层细砂除外）。按照 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 要求对其分析评价可知，本场地主要为中～强氯盐渍土（局部细砂为超氯盐渍土）。 1.4.3 水文地质条件 通过钻探对该场地地层的揭露，在最大钻探深度15.8m范围内有一层地下水，地下水类型为上层滞水，地下水水位埋藏比较浅，初见水位为1.5～2.6m，主要含水层为淤泥质粉土；上层滞水分布不均，水位不一，季节性变化很大，据现场调查，场地水位年变化幅超过2.0m，根据场地内水活动遗留痕迹判断丰水期水位为2688.5m，目前无更进一步的水文观测资料。 地下水是由于气田西侧台吉乃尔淡水河水（昆仑山冰雪融化形成）季节性渗透运移溶解地层中的易溶盐形成的卤水，地下水在淤泥质粉土中产出，钻孔完成以后被淤泥质粉土流入钻孔填埋，无法测量稳定水位和采取水样（水从淤泥质土澄清分离困难）。 2 地质简介 2.1构造概况 2.1.1 区域地质背景 柴达木盆地整体上从中生代到新生代经历了早期断陷、中期坳陷和后期褶皱回返三个阶段，并相应地形成了三个构造体系和三个含油气系统，即：柴北缘侏罗系含油气系统、柴西第三系含油气系统和柴东第四系含油气系统。柴达木盆地东部第四系生物气的形成，正是晚第三纪盆地西部相对隆升，沉积中心逐渐东移，在三湖地区快速沉积巨厚第四系的结果。晚喜山运动后，盆地沉积中心已迁移至东部三湖地区，形成了第四纪沉积坳陷。涩北二号构造位于东部三湖坳陷区，紧邻生气中央凹陷，是台南～涩北二级构造带上的一个三级背斜构造。该构造与涩北一号构造具有共同的形态特征和沉积构造演化史，其间有一个低缓的鞍部相连接。但涩北二号构造和涩北一号构造，对气藏的形成又各自具有独特的圈闭作用，而形成各自独立的构造圈闭。 2.1.2 构造基本特征 涩北二号构造形态为一近东西向的短轴背斜，地层平缓，构造完整，无断层发育。地层倾角南翼平均2.8°左右，北翼平均2.2°左右，东西两端地层倾角基本一致。构造长轴平均14.5km，短轴平均4.3km。上下各层的构造高点没有明显的变化，基本位于涩中1和涩21井附近。钻井K7标准层圈闭面积50.76km2，闭合高度75m，高点埋深1172m（涩5-1-4）。 经构造发育史研究，涩北二号构造为典型的同沉积背斜构造，其圈闭类型也属于典型的背斜构造圈闭。 涩北二号气田标准层构造圈闭要素表 表2-1 标准层 圈闭面积（km2） 闭合度（m） 海拔高程（m） 高点位置 两翼倾角（℃） 北 南 东 西 K1 47.36 49.5 2309.5 中1、涩21、涩5-1-4 1.32 2.22 0.73 0.48 K3 57.13 73.9 2023.9 中1、涩5-1-4、涩6-1-4 1.68 2.08 0.88 0.51 K5 55.31 78.9 1798.9 中1、涩5-1-4、涩6-1-4 2.02 2.86 0.95 0.61 K7 50.76 79.9 1549.9 中1、涩5-1-4、涩6-1-4 2.33 2.90 1.05 0.70 K9 48.62 82.2 1422.2 中1、涩5-1-4、涩6-1-4 2.31 2.70 1.07 0.70 K11 40.51 60.0 1210.0 中1、涩5-1-4、涩6-1-4 2.04 2.80 0.73 0.64 K13 48.20 70.0 1010.0 中1、涩5-1-4、涩21 2.07 2.90 1.00 0.65 2.2 标准地层剖面 涩北二号气田自上而下钻遇地层为第四系的七个泉组(Q1+2)和上第三系的狮子沟组(N23)，七个泉组与狮子沟组为整合接触。 七个泉组钻遇厚度1712m(涩21井0～1712m)，本组地层成岩性普遍较差，岩性以浅灰色泥岩和粉砂质泥岩为主，夹浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩、细砂岩及薄层钙质泥岩、灰黑色碳质泥岩，且各类岩性间互频繁。 狮子沟组钻遇厚度88.00m(涩21井1712-1800m未见底)，本组地层成岩性较七个泉组略好，岩性以浅灰色泥岩和粉砂质泥岩为主，夹浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩和灰色钙质泥岩。 为便于地层对比和横向追踪，前人根据岩性和电性特征，结合沉积韵律，在七个泉组内部确定了13个岩性、电性标准层。涩北二号气田含气层系属于第四系中下更新统涩北组Q1+2地层。由于涩北二号气田纵向上含气井段长、气层多，存在砂泥岩层频繁间互沉积、气水层间互分布的特点，根据勘探开发不同时期的需要，层组划分有一定的不一致性。为了便于地层和含气井段的进一步划分对比认识，根据岩心描述成果和砂泥岩剖面沉积韵律，即地层旋回特征明显的特点，重点运用自然伽玛GR和自然电位SP测井曲线，选定典型井涩3-2-4井，将其地层剖面划分为4个长期沉积旋回，28个中期沉积旋回根据沉积特征。 2.3储集层特征 2.3.1 成岩环境 第三纪末，随着印度板块向欧亚板块的强烈俯冲和挤压，柴达木盆地第三纪坳陷整体抬升，主要表现为盆地西部褶皱隆起，而东部由于基底性质相对稳定（花岗岩类），一直保持相对沉降，形成了柴达木盆地第四纪的沉积、沉降中心，发育了第四纪湖泊，面积大于20000km2。由于第四纪气候日趋干旱和寒冷，同时由于冰期与间冰期的交替出现，导致湖泊面积和水体深度变化较大，呈现出以砂、泥岩互层为主的沉积特征。 2.3.2 物性特征 由于涩北二号气田储层多，非均质性强，不同位置的岩样具有较大差异，但从总体上分析，取心井段的储层物性，具体表现为高孔隙度，中-低渗透率的特点。 涩北二号气田分析水平渗透率和孔隙度样品共688块，最大孔隙度为43.4%，最小孔隙度为10.3%，平均孔隙度为32.4%。按物性等级分类，孔隙度主要分布在30％～35％之间，占分析岩样的40.7％，孔隙度大于35％的占28.6％，小于25％的样品只有3.5％，因此说明涩北二号气田储层属于高孔隙度。渗透率主要分布于1.0～10mD之间，占45.1%，其次分布于10～50md之间，占34.1%，属于中、低渗透率。 涩北二号气田分析碳酸盐样品24块，最大为46.7%，最小为9.8%，平均为24.4%。 涩北二号气田储层岩心分析物性统计表 表2-2 最小值 最大值 平均值 样品数 孔隙度，% 10.3 43.4 32.4 688块 渗透率，mD 0.053 612.0 32.45 687块 碳酸盐含量，% 9.8 46.7 24.4 24块 2.3.3 空间展布特征 由于第四纪中前期，柴达木盆地的中东部地区稳定沉降，发育为面积约四万平方公里的大型沉积湖盆。到了第四纪中后期，由于也没有大的地质构造运动，地层沉积持续而稳定。在宽泛的沉积湖盆演化过程中，由于冰期与间冰期的交替出现，受多期较大规模的湖水进退的作用，沉积面积和水体深度的交替变化，便形成了涩北气田第四系以薄层砂、泥岩频繁间互为主的大面积稳定分布的砂泥岩层。并且通过钻井证实，储层钻遇率高，横向连通性好。 2.4气藏简述 2.4.1 气藏类型 涩北二号气田无断层发育，岩性变化也不明显，气藏的横向分布主要受构造控制，构造高部位气层多厚度大，低部位气层少厚度小。 气水关系研究认为，涩北二号气田的所有气藏均有边水环绕。系统试井及压力恢复资料也显示，气田明显具有边水驱动的特征，但是气田水层测试资料表明，水体能量不大。 在气水边界附近的系统试井过程中，往往随着生产时间的延长和生产压差的增大，地层产水量和水气比均略有升高。压力分析也表明，在距边界井一定距离均有水边界的反映。因此，涩北二号气田的气藏类型应为“弱边水驱动的背斜型层状气藏”。 2.4.2 流体性质 涩北二号气田所产天然气为纯干气，相对密度0.55—0.56，组份以甲烷为主，含量大都在99%以上，仅少量乙烷、丙烷和氮气，不含硫化氢及其他气体。 涩北二号气田地层水密度在1.07—1.09之间，总矿化度在100000—130000 mg/L之间，PH值在7.0—8.0之间，水型主要为CaCL2型。 2.4.3 气水分布特征 气水关系分析表明，涩北二号气田储层横向连通性好，无断层发育，岩性尖灭现象少，气藏为边水所环绕。 涩北二号气田构造宽缓完整，在缓慢持续发育的过程中，同步沉积了横向分布稳定的滨浅湖相储集砂体，气藏的形成与分布主要受构造高点控制。气层分布表现为构造高部气层多、累计厚度大，边部气层少、累计厚度小、气水过渡带长、气水同层多等特点。此外，涩北二号气田纵向上根据沉积韵律含气层段可以清楚地划分为64个含气小层（气藏），各含气小层均有独立的气水界面。气水界面存在“南高北低”现象，在64个含气小层中，南北气水界面差别在10m以上的小层有15个，3m以上的约有35个小层，其中南北气水界面相差最大的约20m（2-6、2-7小层）。气层分布也受盖层厚度和盖层质量的直接控制，气层集中段或高丰度气藏通常都分布于厚层泥岩之下。 2.4.3.1气层分布 （1）从气水关系剖面图上分析，气层集中在405～1373m井深范围内，可见气层发育井段之长、层数之多，以涩5-1-4井为例，在1011m含气井段中，有单气层102层，其累计有效厚度217.8m，占该井段地层厚度的21.5％。含气小层大都具有正旋回韵律特点，岩性上细下粗，气层大多集中在旋回段的下部。 （2）从气层平面分布图上分析，气层分布广，厚度较稳定，气层连通好，但同一气层在平面上好、中、差等级类型变化频繁。通常，同一气层一般存在高部位属于物性和含气性较好Ⅰ类气层，而到了低部位又变为较差的Ⅲ类气层的趋势，并且各井区类别不一，气层平面有一定程度的非均质性（详见储层非均质性分析）。 （3）气、水层分布主要受泥岩盖（隔）层控制。盖层厚质量好分布稳定，则下伏气藏规模大丰度高；盖（隔）层质量差分布不稳定，则下伏气藏规模小丰度低。 2.4.3.2水层分布 （1）从气水关系剖面图上分析，构造高部位气井剖面上解释的独立水层基本分布于1370m以下层位。少量水层间互分布于气层之间。如涩5-1-4井，在气层之间解释出水层10个，分布在第一和第三气层组。 （2）从构造平面上分析，各含气小层均有边水环绕。边水分布于构造的翼部。储层高部位含气，边部位含水，气水过渡带较宽。个别气层边部受岩性及非均质影响与边水有隔开现象。 （3）若储层上覆岩石无封盖能力，则形成气层之间的独立水层，因此层间水应属天然气充注不足而未替出的滞留水。含水气层、气水同层和含气水层，多见于构造翼部和边部气水过渡带的井中。 2.4.4 温度、压力系统 2.4.4.1温度特征 根据试气、水层实测的温度点，做出涩北二号气田温度与深度的关系曲线，见图2-6-1。 温度和深度的拟合关系式为： T=286.1544+0.03685D R=0.9848 式中：T——地层温度，K；D——地层深度，m。 气田地温梯度为3.685℃/100m，地热增温率为27.14m/℃，属正常的温度系统。涩北二号气田地温梯度略低于涩北一号气田的地温梯度（为4.09℃/100m）。 图2-1 涩北二号气田地层温度与埋藏深度关系图 2.4.4.2压力特征 依据气田试气过程中，取得的原始地层压力测试资料。根据气层和水层的测试数据，回归了压力和深度之间的关系，拟合图版见图2-2，拟合关系式为 Pr=0.01168D-0.36219 R= 0.98958 式中：Pr——地层压力，MPa；D——地层深度，m。 图2-2 涩北二号气田地层压力与埋藏深度关系图 根据地层压力划分标准，涩北气田的地层压力为正常压力系统。 2.5 勘探开发简况 2.5.1 勘探简况 涩北二号气田的天然气勘探，大致可分为以下四个阶段： 自1975年首钻涩中1井发现涩北二号气田至1976、1977年的天然气会战期间，先后在涩北二号气田区累计钻井13口。1976年对涩北二号气田第一、二、三气层组进行储量估算，首次申报叠合含气面积38.8km2，申报Ⅱ类探明天然气地质储量49.14×108m3。 1990和1991年对涩北二号气田进行补充详探，新钻3口详探井并补取了储层岩心。由于新井测井资料质量的提高，不仅解释发现了新的气层甚至新的含气层组，而且获得了大量的地层物性分析资料。通过此阶段的补充详探，涩北二号气田累计叠合含气面积27.7km2，累计探明天然气地质储量108.19×108m3。 1996年又借鉴涩北一号构造腰部钻探的涩27井，在低声波时差和低电阻率的可能含气层位试气获得工业气流的经验，1997年又全面开展了对涩北二号气田的补充评价勘探工作，而且通过新钻涩28井的选层测试，为气层解释标准的重新建立提供了依据，建立了新的解释标准。经过两个年度的计算研究，使涩北二号气田累计叠合含气面积39.8km2，累计探明天然气地质储量422.89×108m3。 随之，涩北二号气田涩6-3-3、涩7-2-3、涩0-3-3、涩9-2-3等四口开发评价井相继钻探，系统取心及大量样品分析资料的取得，使气田认识程度进一步提高，借鉴涩北一号气田挖潜增储经验，经过气层精细解释和天然气储量重新计算，2002年底探明叠合含气面积44.6km2，探明天然气地质储量826.33×108m3。 2.5.2 试采开发简况 试采阶段：2000～2004年。该阶段主要利用勘探阶段完钻的老井进行试采生产，2003年集中建设产能3.0×108m3，钻井13口，进尺2.08×104m。2004年编制完成《涩北二号气田开发实施 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 》，方案充分借鉴并加强了涩北一号气田的动态分析，提高了方案设计水平。 产能建设阶段：2005～2006年。该阶段集中对涩北二号气田进行了产能建设，钻井101口，进尺12.2×104m，产能建设17.5×108m3。 正规开发阶段：2007～2008年。气田建设和生产严格执行方案，开发时间短，采出程度低，开发矛盾尚不突出。但气井出水呈明显增长趋势，日后应加强对出水的观察、测试与分析力度。 截止到2008年底，本气田已累计钻井142口，其中6口水平井，累计进尺18.7490×104m。目前采气总井数129口，以累计建产能20.5×108m3，2008年产气15.06×108m3，年产水71695.53m3，累计产气45.5143×108m3，累计出水13.4905×104m3，累计水气比29.64m3/106m3。 3 邻井资料 3.1邻井复杂情况 1、涩7-0-1井 2006年7月31日05:05下入Ф339.70mm表层套管至井深388.30m，接方钻杆紧固循环头，--05:10上提套管，悬重80KN--100KN，钻具未活动，--05:50多次活动钻具无效，卡套管。经甲方同意，强行固井，套管下深为388.30m。 2、涩7-3-4井 钻至井深513.95m时发生井喷，上提钻具准备接单根时，发生井涌喷出钻井液约8m3，r:1.15g/cm3,u:39-42"，关封井器，用r:1.20g/cm3,u:39-45"的钻井液32m3压井，漏失12m3，套压4↓3↓2.8MPa,泵压8MPa，停泵关节流筏观察，开泵用密度1.25-1.27g/cm3的堵漏钻井液25m3循环，漏失17m3，开封井器循环泥浆，恢复正常。 3、涩8-5-2井 本井2006年05月01日14:00完井讨论后由甲方同意对该井进行RFT测井。 RFT电测遇卡情况:2006年05月01日23:00起钻后进行RFT电测,05月02日01:15电测仪器下至425.00m时,电缆拉力由900KN下降至200KN,电测遇阻,--01:20上提电缆至400.48米时,电缆拉力由900KN上升至2700KN,下放电缆拉力下降至0,电测仪器遇卡,--04:40准备穿心打捞,--06:50穿心打捞下钻,--07:10穿心打捞成功,--08:10起电缆,--09:20穿心打捞起钻完,--10:00经甲方同意停止RFT电测,下钻通井后下套管。 4、涩8-3-4井 钻至井深23.26m时发生井漏 , 共漏失r:1.16g/cm3,u:65"钻井液8m3，钻井液只进不出，后打入r:1.10g/cm3，滴流的堵漏泥浆3m3。静止堵漏成功。 3.2邻井测井解释成果 邻井测井解释成果统计表 表3-1 井号 气层组 顶(m) 底(m) 解释气层数(个) 气层累计厚度(m) 备注 涩7-1-1 ○ 420.22 636.8 22 46.34 一 642.54 948.7 35 78.4 二 955.22 1039.08 9 23.72 三 　 　 　 　 合计 420.22 1039.08 66 148.46 涩8-5-1 ○ 420.98 636.4 11 25.88 一 642.92 949.5 22 60.99 二 956.1 1017 3 12.26 三 　 　 　 　 合计 420.98 1017 36 99.13 涩7-1-4 ○ 418.3 634.8 17 41.53 一 640.72 946.5 32 75.01 二 952.6 1116.4 15 49.4 三 1125 1417.3 13 28.8 合计 418.3 1417.3 77 194.74 涩7-3-3 ○ 431.5 651.32 6 11.76 一 656.3 964.6 10 20.74 二 971.28 1133.78 14 39.18 三 1143.8 1408.4 9 22.08 合计 431.5 1408.4 39 93.76 涩7-1-1井测井解释成果表 表3-2 层名 顶深(m) 底深(m) 厚度(m) 解释结论 层名 顶深(m) 底深(m) 厚度(m) 解释结论 0-1-1 420.22 423.22 3.00 水层 1-3-10x 735.90 737.60 1.70 差气层 0-1-2 425.28 426.48 1.20 干层 1-3-10a 739.5 742.4 2.9 气层 0-1-3ab 428.90 435.00 6.10 水层 1-3-10b 746 748.5 2.5 气层 0-2-4x 441.10 444.38 3.28 水层 1-3-11a 750.26 751.58 1.32 差气层 0-2-4a 448.30 451.50 3.20 水层 1-3-11b 753.86 757.82 3.96 差气层 0-2-5x 464.90 469.80 4.90 水层 1-4-12a 767.08 769.32 2.24 气层 0-2-5a 471.20 472.80 1.60 差气层 1-4-12b 775.06 777.50 2.44 气层 0-2-6 474.72 477.28 2.56 气水层 1-4-12c 779.30 780.80 1.50 差气层 0-3-7 487.28 492.48 5.20 气层 1-4-13a 783.66 786.54 2.88 气层 0-3-8a 495.22 498.48 3.26 气层 1-4-13b 789.48 791.72 2.24 气层 0-3-8b 499.98 501.48 1.50 气层 1-5-14a 798.58 801.64 3.06 气层 0-3-8c 503.80 506.04 2.24 差气层 1-5-14b 803.98 806.86 2.88 气层 0-3-9 511.92 518.78 6.86 气水层 1-5-14c 810.64 812.2 1.56 差气层 0-3-10 522.04 523.82 1.78 差气层 1-5-15ab 821.1 826.6 5.5 气层 0-4-11a 531.60 534.60 3.00 气层 1-5-15c 828.3 829.8 1.5 差气层 0-4-12x 538.50 540.20 1.70 差气层 1-5-16x 832.40 834.00 1.60 差气层 0-4-12 541.30 542.80 1.50 差气层 1-5-16a 837.1 839.3 2.2 差气层 0-4-13 545.38 547.34 1.96 水层 1-5-16b 841.5 843.4 1.9 气层 0-5-14 553.48 555.70 2.22 差气层 1-5-17 848.22 849.62 1.4 差气层 0-5-15a 559.20 560.42 1.22 气层 1-6-18a 852.86 854.2 1.34 差气层 0-5-15b 563.54 564.82 1.28 水层 1-6-18c 857.9 859 1.1 差气层 0-5-16a 570.72 575.04 4.32 气层 1-6-19x 863.30 865.10 1.80 干层 0-5-16b 577.36 578.86 1.50 差气层 1-6-19a 867.1 869.2 2.1 差气层 0-5-17a 585.98 587.34 1.36 差气层 1-6-19b 870.9 872.6 1.7 干层 0-5-17bc 589.70 595.00 5.30 气水层 1-7-20 881.58 885.08 3.50 气层 0-6-18a 607.10 608.80 1.70 气层 1-7-21 886.48 889.58 3.10 气层 0-6-19a 614.70 616.70 2.00 差气层 1-7-22a 892.65 895.60 2.95 水层 0-6-19b 619.10 621.86 2.76 气水层 1-7-22c 904.20 908.40 4.20 水层 0-6-19c 623.48 625.92 2.44 干层 1-7-23a 915.54 918.54 3.00 水层 0-6-20a 632.30 633.60 1.30 差气层 1-7-23b 921.98 923.98 2.00 水层 0-6-20b 634.80 636.80 2.00 差气层 1-7-24a 933.00 938.00 5.00 干层 1-1-1a 642.54 644.04 1.50 气水层 1-7-25x 941.10 943.10 2.00 差气层 1-1-1b 648.54 650.10 1.56 干层 1-7-25a 946.70 948.70 2.00 干层 1-1-2 655.58 658.86 3.28 差气层 2-1-1a 955.22 956.50 1.28 差气层 1-1-3a 664.96 667.56 2.60 差气层 2-1-1b 957.38 961.16 3.78 差气层 1-1-3b 668.64 670.70 2.06 气层 2-1-2ab 967.90 972.50 4.60 含气水层 1-1-4 671.48 674.28 2.80 气水层 2-1-3 977.60 984.50 6.90 含气水层 1-1-5 679.98 681.82 1.84 水层 2-2-4x 991.30 994.68 3.38 差气层 1-2-6a 694.30 695.50 1.20 差气层 2-2-4a 998.80 1001.72 2.92 差气层 1-2-6b 697.16 698.16 1.00 差气层 2-2-5a 1007.80 1009.60 1.80 气层 1-2-7 701.70 705.56 3.86 含气水层 2-2-5c 1014.00 1015.90 1.90 气层 1-2-8a 708.36 711.64 3.28 气水层 2-3-6a 1023.36 1026.28 2.92 差气层 1-2-8b 713.16 714.86 1.70 水层 2-3-6b 1027.42 1031.62 4.20 气层 1-3-9a 720.14 724.76 4.62 气层 2-3-7 1037.54 1039.08 1.54 气层 1-3-9b 726.56 727.90 1.34 差气层 3.3邻井气测录井情况 涩7-1-1井油气显示统计表 表3-4 序号 井段 （m） 厚度（m） 钻时min/m 气测（%） 钻井液 浸泡时间d 综合解释 备注 全烃 甲烷 密度g/cm3 粘度s 气泡% 1 59.00 ～ 60.00 1.00 1.4 2.6 0.270 0.020 100.0 1.24 39 2 61.00 ～ 66.00 5.00 0.7 3.5 0.140 0.060 100.0 1.24 39 3 67.00 ～ 74.00 7.00 0.7 2.4 0.560 0.110 100.0 1.25 40 4 75.00 ～ 77.00 2.00 0.6 1.6 4.890 0.270 100.0 1.25 40 5 78.00 ～ 85.00 7.00 0.7 1.4 1.240 0.160 100.0 1.24 41 6 86.00 ～ 93.00 7.00 0.6 1.1 1.590 0.290 100.0 1.25 40 7 95.00 ～ 101.00 6.00 0.7 1.1 2.710 0.210 100.0 1.24 41 8 104.00 ～ 113.00 9.00 0.4 1.4 1.980 0.490 100.0 1.26 40 9 114.00 ～ 118.00 4.00 0.8 1.6 2.360 0.530 100.0 1.24 38 10 119.00 ～ 125.00 6.00 0.3 3.3 2.910 0.360 100.0 1.26 39 11 145.00 ～ 148.00 3.00 1.3 2.4 0.840 0.210 100.0 1.25 41 12 152.00 ～ 155.00 3.00 1.8 2.8 2.160 0.570 100.0 1.26 40 13 157.00 ～ 160.00 3.00 0.7 1.7 1.370 0.510 100.0 1.29 39 14 195.00 ～ 202.00 7.00 0.5 1.0 1.670 0.180 100.0 1.29 45 15 205.00 ～ 210.00 5.00 0.5 1.2 1.410 0.420 100.0 1.29 45 16 215.00 ～ 219.00 4.00 0.9 2.3 1.960 0.340 100.0 1.29 45 17 251.00 ～ 258.00 7.00 0.8 2.0 5.930 0.850 100.0 1.30 47 18 275.00 ～ 285.00 10.00 0.8 1.5 17.180 1.530 100.0 1.30 45 19 294.00 ～ 297.00 3.00 1.0 1.5 5.960 3.090 100.0 1.30 45 20 317.00 ～ 325.00 8.00 0.5 1.7 14.130 1.970 100.0 1.28 45 21 336.00 ～ 341.00 5.00 1.3 2.6 25.090 7.900 100.0 1.28 43 22 345.00 ～ 351.00 6.00 0.5 2.4 16.640 9.950 100.0 1.28 46 23 375.00 ～ 379.00 4.00 0.9 1.7 11.980 8.230 100.0 1.28 46 24 383.00 ～ 387.00 4.00 1.1 1.7 15.110 4.130 100.0 1.28 45 25 391.00 ～ 395.00 4.00 0.8 1.8 12.750 3.920 100.0 1.28 45 26 398.00 ～ 400.00 2.00 2.5 4.6 18.350 2.750 100.0 1.28 47 27 411.00 ～ 418.00 7.00 1.0 2.9 16.280 0.030 100.0 1.30 46 干层 28 419.00 ～ 427.00 8.00 1.2 11.4 33.730 6.990 100.0 1.31 45 干层 29 449.00 ～ 454.00 5.00 1.2 3.2 21.920 3.280 100.0 1.31 45 干层 30 457.00 ～ 466.00 9.00 0.4 2.1 31.170 8.480 100.0 1.31 45 水层 31 470.00 ～ 480.00 10.00 0.8 2.2 48.680 13.320 100.0 1.31 44 4 气层 32 504.00 ～ 514.00 10.00 0.5 7.1 55.650 4.780 100.0 1.31 44 4 气层 33 521.00 ～ 523.00 2.00 2.3 2.5 48.960 4.220 100.0 1.31 45 4 气层 34 533.00 ～ 551.00 18.00 0.7 3.0 43.330 11.580 100.0 1.31 45 4 气层 35 572.00 ～ 577.00 5.00 1.2 2.0 31.470 4.150 100.0 1.31 46 4 气层 36 590.00 ～ 599.00 9.00 1.0 2.4 25.600 3.900 100.0 1.31 45 4 含气水层 37 609.00 ～ 611.00 2.00 2.3 10.2 22.330 6.270 100.0 1.30 46 4 气层 38 615.00 ～ 618.00 3.00 1.0 1.5 16.970 4.360 100.0 1.30 45 4 气层 39 620.00 ～ 627.00 7.00 0.8 3.2 31.940 2.030 100.0 1.31 45 4 气水同层 40 635.00 ～ 641.00 6.00 1.2 2.9 30.200 4.720 100.0 1.31 45 4 气层 41 642.00 ～ 650.00 8.00 0.6 4.4 21.880 9.890 100.0 1.31 45 4 气层 42 653.00 ～ 659.00 6.00 0.3 2.9 21.920 10.640 100.0 1.31 45 4 差气层 43 662.00 ～ 665.00 3.00 0.7 1.3 29.590 11.810 100.0 1.32 46 4 差气层 44 670.00 ～ 674.00 4.00 1.4 2.6 32.250 10.620 100.0 1.32 46 4 气层 45 675.00 ～ 683.00 8.00 1.0 3.0 27.560 10.760 100.0 1.31 45 4 气水同层 46 684.00 ～ 694.00 10.00 1.4 2.5 20.870 9.860 100.0 1.32 45 干层 47 703.00 ～ 710.00 7.00 0.9 1.5 30.750 8.900 100.0 1.32 45 3 气水同层 48 711.00 ～ 716.00 5.00 0.7 2.5 31.400 9.850 100.0 1.30 45 3 气水同层 49 723.00 ～ 732.00 9.00 1.3 1.8 38.070 9.240 100.0 1.31 46 3 气层 50 741.00 ～ 745.00 4.00 0.8 3.4 17.180 5.340 100.0 1.31 46 3 气层 51 746.00 ～ 751.00 5.00 1.5 2.4 50.000 20.120 100.0 1.31 45 3 气层 52 766.00 ～ 768.00 2.00 2.4 4.1 22.370 7.560 100.0 1.31 45 3 气层 53 771.00 ～ 778.00 7.00 1.6 7.6 44.740 6.350 100.0 1.32 45 3 气层 54 787.00 ～ 795.00 8.00 0.5 4.9 57.390 7.690 100.0 1.32 44 3 气层 55 805.00 ～ 810.00 5.00 1.4 2.7 39.480 19.850 100.0 1.32 45 3 气层 56 811.00 ～ 820.00 9.00 0.4 2.5 36.500 15.110 100.0 1.32 46 3 气层 57 824.00 ～ 825.00 1.00 1.2 3.1 37.790 6.010 100.0 1.32 46 3 气层 58 830.00 ～ 835.00 5.00 1.4 2.0 37.930 19.200 100.0 1.32 45 3 差气层 59 839.00 ～ 846.00 7.00 1.1 4.7 14.460 10.100 100.0 1.32 45 3 差气层 60 856.00 ～ 857.00 1.00 4.8 10.6 16.150 1.220 100.0 1.33 45 3 差气层 61 860.00 ～ 864.00 4.00 1.9 3.7 15.390 2.380 100.0 1.32 45 3 差气层 62 869.00 ～ 876.00 7.00 0.3 5.4 15.550 3.730 100.0 1.32 45 3 气水同层 63 877.00 ～ 879.00 2.00 1.9 5.3 13.400 4.950 100.0 1.33 45 水层 64 881.00 ～ 885.00 4.00 1.9 4.2 12.020 6.200 100.0 1.33 45 3 气层 65 886.00 ～ 892.00 6.00 1.6 2.9 96.570 13.890 100.0 1.33 1.31 45 48 10 3 气层 66 894.00 ～ 900.00 6.00 1.8 4.2 37.320 12.680 100.0 1.33 45 干层 67 910.00 ～ 914.00 4.00 0.5 3.9 32.390 11.330 100.0 1.33 46 2 差气层 68 920.00 ～ 927.00 7.00 1.6 2.3 40.180 14.420 100.0 1.33 46 水层 69 938.00 ～ 942.00 4.00 1.3 3.9 30.140 6.080 100.0 1.33 45 2 差气层 70 948.00 ～ 951.00 3.00 1.4 2.5 35.960 12.310 100.0 1.33 45 2 差气层 71 958.00 ～ 965.00 7.00 1.3 4.0 75.630 10.930 100.0 1.33 45 2 气层 72 981.00 ～ 987.00 6.00 1.5 4.2 30.770 8.670 100.0 1.33 45 干层 73 994.00 ～ 995.00 1.00 4.0 4.2 30.930 7.810 100.0 1.33 46 2 差气层 74 1004.00 ～ 1006.00 2.00 2.3 6.9 35.490 14.340 100.0 1.33 46 2 气水同层 75 1011.00 ～ 1015.00 4.00 2.0 4.0 43.090 18.640 100.0 1.33 46 2 气层 76 1028.00 ～ 1031.00 3.00 1.4 2.4 57.110 8.170 100.0 1.32 46 2 气层 77 1034.00 ～ 1035.00 1.00 1.7 1.9 93.560 19.530 100.0 1.33 1.31 45 48 10 干层 3.4邻井钻井液使用情况 钻井液使用情况表 表3-5 序号 井号 井段（m） 密度（g/cm3） 粘度（s） 备注 1 涩7-1-1 18.00 ～ 400.10 1.23 ～ 1.33 36 ～ 49 400.10 ～ 1050.00 1.30 ～ 1.34 42 ～ 48 2 涩8-5-1 18.00 ～ 396.00 1.24 ～ 1.33 39 ～ 62 396.00 ～ 1040.00 1.30 ～ 1.34 38 ～ 48 3 涩7-1-4 50.00 ～ 404.44 1.28 ～ 1.44 38 ～ 45 404.44 ～ 1425.00 1.05 ～ 1.35 34 ～ 50 4 涩7-3-3 18.00 ～ 395.00 1.21 ～ 1.34 36 ～ 57 395.00 ～ 1415.00 1.19 ～ 1.27 39 ～ 57 3.5邻井及气田生产情况 涩北二号气田试气简表 表3-6 井号 射孔井段(m) 工作制度(mm) 压力 (MPa) 温度(℃) 日产量 结论 油压 套压 流压 静压 测深(m) 静温 气(104m3) 水(m3) 涩中1 1284.0-1297.6 4.0 13.61 14.73 1280 60.5 3.6192 气层 5.0 12.93 5.6565 7.2 11.55 9.1142 8.1 10.90 10.4390 涩中9 1256.4-1262.0 5.0 13.56 14.45 14.51 1230.0 57.0 4.9576 　 气层 8.0 13.46 14.34 10.9970 　 10.5 13.28 14.16 19.0817 　 12.5 13.20 14.07 22.0868 涩21 1228.0-1232.0 4.0 11.4 12.78 14.89 1200.0 58.0 4.3163 气层 6.0 10.2 11.47 6.2888 8.0 8.9 9.96 8.0972 10.0 7.3 8.18 9.7565 涩25 1235.0-1239.6 4.2 11.20 11.54 12.35 13.93 1180.0 54.0 3.4012 气层 6.0 10.52 10.90 11.32 5.1107 8.1 7.86 8.35 8.78 8.1624 11.2 5.83 6.32 6.82 9.7813 涩28 1256.5-1258.0 8.0 　 　 13.57 14.18 1235.8 57.0 11.7912 微量 气层 1188.0-1191.0 4.0 　 　 12.98 13.17 1187.7 54.9 12.4080 微量 气层 涩6-3-3 1144.1-1151.0 抽汲 　 　 3.93 11.97 1108.4 54.5 0.0000 3.74 水层 涩7-2-3 1270.0-1272.0 2.0 12.20 　 13.75 13.83 1235.5 61.4 1.2808 0.00 气层 4.0 12.00 　 13.29 3.3676 0.00 6.0 11.50 　 12.34 6.6176 0.00 1255.0-1260.0 2.0 11.00 　 12.15 14.02 1219.7 56.8 0.5478 0.00 气层 4.0 8.00 　 7.76 1.2519 0.00 6.0 4.10 　 4.96 1.5463 0.00 涩21 1228.0-1236.2 3.0 11.60 11.60 12.31 13.31 1200.0 　 0.8984 0.00 气层 4.0 10.70 10.80 11.39 1.8903 0.00 4.5 10.10 10.20 10.70 2.6634 0.05 5.0 9.80 9.80 10.33 3.2173 0.07 5.5 9.60 9.60 10.09 3.9437 0.06 6.0 9.20 9.20 9.54 4.2750 　 涩北二号气田气井生产数据表 表3-7 井号 生产层位 投产日期 关 井 压 力 工作制度 生产压力 产 气 量 产水 测压日期 静压 Mpa 一级节流 mm 流压 Mpa 油压 Mpa 套压 Mpa 日产 104m3/d 累产 104m3 日产 m3/t 累产 m3 涩0-11-3 1272.0-1274.0 2005.12.17 2007.6.14 11.02 4.5 8.49 6.23 7.33 1.4279 1373.74 4.35 2923.14 涩1-11-3 1253.6-1267.3 2005.11.15 2007.6.14 12.27 5.5 9.03 7.24 7.93 2.2833 2478.87 2.18 1588.65 涩1-7-3 1263.6-1268.9 2005.12.10 2008.4.22 10.39 5.0 8.51 5.91 7.40 1.4915 1737.73 3.24 2724.81 涩2-2-3 1241.2-1259.8 2003.11.10 2008.8.11 11.17 6.0 10.40 8.05 8.81 4.1909 5273.42 0.28 256.54 涩2-3-3 1235.2-1249.7 2005.11.15 2008.8.11 10.86 5.5 9.74 7.12 8.31 2.8959 3014.02 2.36 1142.54 涩2-7-3 1240.0-1258.8 2005.11.6 2007.6.16 11.88 6.0 9.96 7.61 8.60 3.5334 3592.58 0.11 240.96 涩2-11-3 1246.0-1267.2 2005.11.16 2008.5.20 11.50 6.0 10.41 7.14 8.91 3.1169 3375.86 3.64 1441.80 涩3-1-3 1236.1-1254.6 2005.11.15 2008.3.7 10.87 6.0 9.05 6.97 7.88 2.1262 2676.75 4.66 2495.31 涩3-2-4(套) 1212.8-1257.6 2007.1.10 无法监测 6.0 / / 7.94 3.5093 2101.97 0.16 101.28 涩3-4-3 1173.4-1251.5 2005.12.17 2007.7.15 11.77 6.0 11.30 5.56 8.73 3.8280 5672.98 0.11 404.39 涩3-7-3 1180.8-1184.2 2005.11.16 2007.7.15 12.00 6.0 12.52 8.16 8.63 5.5804 3039.80 0.27 872.36 涩4-1-3 1196.5-1243.2 2005.12.9 2007.6.18 12.17 6.0 8.60 7.64 8.93 3.3421 5693.62 0.21 405.58 涩4-4-3(油) 1211.6-1232.9 2005.11.15 2007.7.4 12.10 6.0 9.93 7.58 / 3.7457 3955.82 0.54 486.39 涩4-4-3(套) 1164.0-1186.3 2005.11.15 无法监测 6.0 / / 5.82 1.5705 2571.97 0.00 550.68 涩4-7-3 1231.7-1252.6 2005.11.20 2008.3.8 11.09 6.0 9.98 8.36 8.05 3.9188 3964.80 2.79 1208.08 涩5-2-3 1209.3-1228.3 2005.11.27 2008.3.17 11.44 6.0 8.06 0.00 0.00 0.0000 3476.75 0.00 160.88 涩5-2-4(油) 1217.8-1247.6 2003.12.16 2007.12.23 11.80 6.0 10.61 8.63 / 4.6811 4595.88 0.40 243.03 涩5-2-4(套) 1169.8-1206.8 2006.12.23 无法监测 6.0 / / 7.49 3.3602 2131.80 0.24 139.38 涩5-3-4 1232.7-1235.2 2003.11.9 2008.8.15 11.22 6.0 8.22 6.35 7.40 2.3311 1777.30 3.14 584.93 涩5-7-3 1246.5-1266.0 2005.11.16 2008.3.15 11.55 6.0 10.16 5.75 8.64 2.6143 3693.89 0.57 400.11 涩6-2-3(油) 1217.3-1236.8 2005.11.16 2007.6.14 12.06 6.0 9.84 8.00 / 4.3242 4556.40 0.97 299.50 涩6-2-3(套) 1175.0-1206.8 2005.11.7 无法监测 6.0 / / 5.94 1.6908 2052.80 0.37 418.11 涩6-2-4 1226.6-1256.8 2003.12.6 2007.6.14 12.09 6.0 11.06 9.62 9.28 4.3062 4681.81 0.00 492.45 涩6-3-4 1211.5-1242.3 2004.10.21 2008.3.18 11.55 6.0 10.98 8.44 9.66 4.9775 4374.81 0.29 179.35 涩6-7-3 1250.9-1272.6 2005.11.16 2008.3.15 11.48 6.0 10.70 8.72 10.30 4.8431 3012.53 0.12 218.36 涩7-1-4(套) 1223.0-1244.4 2007.9.4 无法监测 6.0 / / 8.92 2.8806 1423.76 0.24 86.81 涩7-2-3 1255.0-1272.0 2003.11.25 2008.6.1 11.29 6.0 9.24 6.80 8.25 1.6294 3045.92 9.27 6381.59 涩7-3-3 1241.8-1263.8 2005.11.26 2008.11.13 10.91 6.0 10.98 6.26 9.10 5.3310 3949.17 0.33 332.48 涩7-3-4(套) 1220.3-1236.6 2005.8.15 无法监测 6.0 / / 7.89 3.3645 4482.61 17.4 2856.34 涩7-5-4 1254.6-1269.8 2004.12.29 2008.8.13 11.31 6.0 9.35 6.82 9.31 2.0070 1659.28 6.42 1341.29 涩7-6-3(油) 1215.5-1233.2 2005.11.16 2008.11.19 10.87 6.0 10.22 7.58 / 4.3123 4211.02 1.51 305.87 涩7-6-3(套) 1186.9-1204.4 2005.11.7 无法监测 6.0 / / 6.19 1.4275 1673.16 0.24 305.63 涩8-1-4 1237.7-1259.8 2003.12.11 2008.6.4 11.36 6.0 10.73 7.98 8.16 4.3852 4788.78 1.32 452.42 涩8-3-4 1228.0-1249.5 2005.8.12 2008.3.27 11.24 6.0 11.21 4.80 7.87 2.4476 2329.13 0.40 229.20 涩8-5-4 1252.4-1257.4 2004.10.20 2008.8.13 11.09 6.0 8.61 6.86 7.59 3.3510 2408.43 4.95 1449.22 涩新9-1-3 1252.3-1274.4 2005.11.27 2008.8.14 11.69 6.0 10.89 8.31 9.14 4.7946 2421.40 0.44 183.17 涩9-3-4 1236.5-1256.1 2003.12.5 2008.8.13 11.64 6.0 10.90 8.85 9.68 3.3562 4604.58 4.08 935.33 涩9-5-4 1245.8-1261.6 2003.12.9 2008.8.14 11.79 6.0 11.62 0.00 0.00 0.0000 3745.82 0.00 4020.73 涩10-3-3 1253.5-1259.7 2005.11.26 2008.8.14 11.77 6.0 10.64 7.58 9.15 2.4892 1340.75 0.00 83.68 涩中9井 1256.2-1264.6 1998.6.21 2008.7.26 11.59 6.0 11.0 / / 5.1184 9762.45 4.34 845.71 涩21(套) 1228.1-1236.2 1998.7.18 2005.9.14 12.64 6.0 / / 7.15 0.5784 5018.37 0.09 239.00 涩25井 1245.0-1253.6 1998.08.20 2008.6.19 11.25 6.0 9.96 8.33 8.38 5.9533 9221.24 0.40 375.65 涩6-1-4(套) 1200.4-1244.0 2004.10.12 无法监测 6.0 / / 0.00 0.0000 2076.07 0.00 267.28 涩试5(套) 1140.0-1144.1 2006.10.16 无法监测 6.0 / / 7.86 2.8369 2278.29 0.07 133.81 涩试5(油) 1249.3-1262.6 2006.7.18 2008.11.6 10.65 6.0 10.66 8.84 / 5.7468 3147.69 0.17 66.58 涩试7(套) 1246.8-1257.2 2005.11.15 无法监测 6.0 / / 6.83 2.6231 3004.33 0.23 102.41 涩试8 1253.5-1255.5 2005.11.16 2008.3.12 11.40 6.0 9.79 7.54 8.28 3.1132 3513.20 13.3 1071.81 4 设计依据及开发部署 4.1设计目的 实施《涩北气田100亿方产能总体开发框架方案》，完善涩北二号气田第三开发层系井网，新建一定产能。 4.2设计依据 1）《涩北气田100亿方产能总体开发框架方案》。 2）股份公司、油田公司关于涩北二号气田2009年新建11.5亿方产能的有关会议精神。 3）青油天便字2000（01号）关于钻井地质设计的要求。 4）已钻142口各类井的钻井、试采测试资料。 4.3布井结果 涩北二号气田第三开发层系涩R11-3设计井井位数据表 表4-1 井号 坐标（初测） 补心海拔(m) 设计井深(m) 构造位置 完钻层位 完钻 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 纵坐标(X) 横坐标(Y) 涩R11-3 4130755.2 16616639.7 2726 1285 涩北二号构造涩7-1-1井146°方位102米 Q1+2 套管完井 注：补心高预计5米 4.4完钻原则 按设计要求钻达设计井深，完成所要求录取及测试的资料后，经电测综合分析讨论，确认已钻达预计气层段底界，且留足70m口袋，经油田公司总地质师批准后，方可完钻。 5 设计分层数据表 邻井分层数据及气层井段数据表 表5-1 井号 补心海拔 （m） 井深 （m） 标准层（m ） Ⅲ-1-1射孔单元 气层井段(m) 备注 K1 K3 K5 K7 涩7-1-1 2726.12 1050.00 424.60 714.00 938.90 471.20-1039.08 涩8-5-1 2726.07 1040.00 425.55 714.45 939.30 472.40-1017.00 涩7-1-4 2726.17 1425.00 422.50 712.30 937.35 1183.60 469.40-1212.10 涩7-3-3 2723.64 1415.00 436.30 728.55 954.50 1204.10 482.80-1231.14 设计井分层数据及气层井段数据表 表5-2 井号 补心海拔 （m） 井深 （m） 标准层（m） Ⅲ-1-1射孔单元 气层井段(m) 备注 K1 K3 K5 K7 涩R11-3 2726 1285 425 714 939 1187 471-1216 预计 6 地层压力预测 6.1生产井压力恢复实测孔隙压力数据 2008年底三层系地层压力计算结果 表6-1 井号 气层顶深(m) 气层底深(m) 气层中深(m) 压力(MPa) 压力系数 涩中9 1256.2 1264.6 1260.40 11.93 0.97 涩2-2-3 1241.2 1259.8 1250.50 12.07 0.98 涩5-1-4 1470.9 1480.8 1475.35 11.58 0.8 涩5-2-4(油) 1217.8 1247.6 1232.70 10.17 0.84 涩5-3-4 1232.7 1235.2 1233.95 9.78 0.81 涩6-2-4 1226.6 1256.8 1241.70 10.08 0.83 涩6-3-4 1211.5 1242.3 1226.90 10.33 0.86 涩7-2-3 1255 1272.0 1263.50 10.56 0.85 涩7-5-4 1254.6 1269.8 1262.20 10.56 0.85 涩8-1-4 1237.7 1259.8 1248.75 11.42 0.93 涩8-3-4 1228.0 1249.5 1238.75 12.52 1.03 涩8-5-4 1252.4 1257.4 1254.90 12.33 1.00 涩9-3-4 1236.5 1256.1 1246.30 11.55 0.95 涩9-5-4 1245.8 1261.6 1253.70 11.60 0.94 涩2-3-3 1235.2 1249.7 1242.45 10.29 0.85 涩2-11-3 1246.0 1267.2 1256.60 10.19 0.83 涩0-11-3 1272.0 1274.0 1273.00 10.70 0.86 涩1-11-3 1253.6 1267.3 1260.45 10.59 0.86 涩1-7-3 1263.6 1268.9 1266.00 10.30 0.83 涩2-7-3 1240.0 1258.8 1249.40 10.62 0.87 涩3-1-3 1236.1 1254.6 1245.35 9.99 0.82 涩3-4-3 1173.4 1251.5 1212.45 9.55 0.80 涩3-7-3 1180.8 1184.2 1182.50 10.33 0.89 涩4-1-3 1196.5 1243.2 1219.85 10.89 0.91 涩4-4-3(油) 1211.6 1232.9 1222.25 10.57 0.88 涩4-7-3 1231.7 1252.6 1242.15 10.76 0.88 涩5-2-3 1209.3 1228.3 1218.80 10.70 0.90 涩5-7-3 1246.5 1266.0 1256.25 10.67 0.87 涩6-2-3(油) 1217.3 1236.8 1227.05 9.50 0.79 涩6-7-3 1250.9 1272.6 1261.75 11.37 0.92 涩7-3-3 1241.8 1263.8 1252.80 10.64 0.87 涩7-6-3(油) 1215.5 1233.2 1224.35 10.65 0.89 涩10-3-3 1253.5 1259.7 1256.60 10.31 0.84 涩新9-1-3 1252.3 1274.4 1263.35 11.70 0.95 6.2气田RFT测试数据 涩6-3-1井RFT测试成果表 表6-2 序号 深度（m） 压力（MPA） 压力系数 序号 深度（m） 压力（MPA） 压力系数 垂深 斜深 地层 泥浆 地层 泥浆 垂深 斜深 地层 泥浆 地层 泥浆 1 421.00 421.00 3.68 5.61 0.89 1.36 31 786.40 786.40 8.59 10.51 1.11 1.36 2 431.00 431.00 　 5.74 　 1.36 32 792.00 792.00 8.48 10.59 1.09 1.36 3 448.00 448.00 4.43 5.97 1.01 1.36 33 796.00 796.00 8.70 10.64 1.11 1.36 4 458.00 458.00 　 6.10 　 1.36 34 806.00 806.00 9.09 10.78 1.15 1.36 5 478.00 478.00 　 6.37 　 1.36 35 812.00 812.00 8.76 10.87 1.10 1.36 6 497.00 497.00 4.84 6.63 0.99 1.36 36 814.80 814.80 6.41 10.89 0.80 1.36 7 509.00 509.00 5.32 6.79 1.07 1.36 37 816.80 816.80 　 10.91 　 1.36 8 522.00 522.00 5.59 6.96 1.09 1.36 38 819.40 819.40 8.92 10.94 1.11 1.36 9 529.00 529.00 5.63 7.05 1.09 1.36 39 831.70 831.70 9.10 11.13 1.12 1.36 10 532.50 532.50 6.01 7.11 1.15 1.36 40 834.60 834.60 9.28 11.16 1.13 1.36 11 542.00 542.00 4.86 7.23 0.91 1.36 41 854.20 854.20 9.38 11.43 1.12 1.36 12 560.80 560.80 5.61 7.49 1.02 1.36 42 859.50 859.50 9.38 11.49 1.11 1.36 13 568.80 568.80 5.96 7.58 1.07 1.36 43 870.50 870.50 9.55 11.65 1.12 1.36 14 583.00 583.00 6.14 7.78 1.07 1.36 44 882.00 882.00 6.98 11.79 0.81 1.36 15 592.00 592.00 6.38 7.91 1.10 1.36 45 889.00 889.00 10.16 11.89 1.17 1.36 16 606.00 606.00 6.57 8.09 1.11 1.36 46 894.00 894.00 9.78 11.96 1.12 1.36 17 614.00 614.00 6.66 8.20 1.11 1.36 47 923.70 923.70 　 12.36 　 1.37 18 625.00 625.00 6.78 8.34 1.11 1.36 48 940.30 940.30 10.40 12.59 1.13 1.37 19 641.00 641.00 6.71 8.56 1.07 1.36 49 960.00 960.00 10.40 12.85 1.11 1.36 20 650.00 650.00 6.94 8.68 1.09 1.36 50 964.60 964.60 10.69 12.91 1.13 1.37 21 662.00 662.00 7.07 8.84 1.09 1.36 51 974.20 974.20 8.77 13.04 0.92 1.37 22 686.70 686.70 7.12 9.17 1.06 1.36 52 980.60 980.60 10.82 13.13 1.13 1.37 23 715.50 715.50 7.56 9.57 1.08 1.36 53 1006.00 1006.00 11.08 13.47 1.12 1.37 24 719.00 719.00 7.63 9.60 1.08 1.36 54 1012.00 1012.00 11.13 13.56 1.12 1.37 25 728.00 728.00 7.69 9.73 1.08 1.36 55 1014.60 1014.60 11.51 13.58 1.16 1.37 26 743.00 743.00 7.74 9.94 1.06 1.36 56 1017.80 1017.80 11.09 13.62 1.11 1.36 27 747.00 747.00 8.09 9.98 1.11 1.36 57 1020.30 1020.30 11.18 13.67 1.12 1.37 28 753.70 753.70 8.24 10.07 1.11 1.36 58 1030.00 1030.00 11.53 13.79 1.14 1.37 29 774.30 774.30 8.52 10.35 1.12 1.36 59 1034.80 1034.80 11.22 13.87 1.11 1.37 30 782.00 782.00 8.56 10.45 1.12 1.36 60 1044.00 1044.00 11.66 13.99 1.14 1.37 涩8-1-2井RFT测试成果表 表6-3 序号 深度（m） 压力（MPA） 压力系数 序号 深度（m） 压力（MPA） 压力系数 垂深 斜深 地层 泥浆 地层 泥浆 垂深 斜深 地层 泥浆 地层 泥浆 1 414.20 414.20 4.14 5.52 1.02 1.36 37 720.00 720.00 7.09 9.41 1.01 1.33 2 426.00 426.00 3.62 5.67 0.87 1.36 38 732.00 732.00 　 9.58 　 1.34 3 435.00 435.00 　 5.79 　 1.36 39 738.00 738.00 7.64 9.65 1.06 1.33 4 443.20 443.20 　 5.90 　 1.36 40 752.00 752.00 　 9.83 　 1.33 5 459.00 459.00 3.45 6.14 0.77 1.36 41 758.00 758.00 　 9.92 　 1.33 6 466.00 466.00 4.74 6.21 1.04 1.36 42 765.00 765.00 5.83 10.02 0.78 1.34 7 476.00 476.00 4.87 6.32 1.04 1.35 43 782.00 782.00 8.38 10.23 1.09 1.33 8 481.00 481.00 4.85 6.38 1.03 1.35 44 785.20 785.20 6.55 10.45 0.85 1.36 9 486.00 486.00 4.91 6.43 1.03 1.35 45 798.00 798.00 8.47 10.45 1.08 1.34 10 501.00 501.00 4.99 6.63 1.02 1.35 46 803.00 803.00 8.25 10.49 1.05 1.33 11 508.00 508.00 5.19 6.70 1.04 1.34 47 812.00 812.00 8.43 10.60 1.06 1.33 12 511.00 511.00 5.03 6.74 1.00 1.34 48 818.00 818.00 8.63 10.69 1.08 1.33 13 514.00 514.00 5.13 6.76 1.02 1.34 49 823.00 823.00 8.52 10.75 1.06 1.33 14 525.00 525.00 5.46 6.90 1.06 1.34 50 834.00 834.00 8.79 10.89 1.08 1.33 15 534.00 534.00 5.34 7.02 1.02 1.34 51 837.00 837.00 8.79 10.93 1.07 1.33 16 536.00 536.00 3.34 7.08 0.64 1.35 52 846.20 846.20 8.91 11.07 1.07 1.33 17 544.00 544.00 2.52 7.16 0.47 1.34 53 884.00 884.00 9.43 11.58 1.09 1.34 18 548.00 548.00 5.62 7.18 1.05 1.34 54 896.00 896.00 9.42 11.74 1.07 1.34 19 556.00 556.00 5.71 7.30 1.05 1.34 55 907.00 907.00 9.62 11.85 1.08 1.33 20 564.20 564.20 5.79 7.43 1.05 1.34 56 919.00 919.00 9.38 12.00 1.04 1.33 21 570.00 570.00 5.83 7.49 1.04 1.34 57 930.00 930.00 9.92 12.16 1.09 1.33 22 574.00 574.00 5.52 7.52 0.98 1.34 58 950.00 950.00 10.09 12.42 1.08 1.33 23 582.00 582.00 5.95 7.67 1.04 1.34 59 960.00 960.00 10.24 12.56 1.09 1.33 24 588.00 588.00 6.01 7.73 1.04 1.34 60 972.00 972.00 10.35 12.71 1.09 1.33 25 594.00 594.00 5.97 7.81 1.03 1.34 61 992.00 992.00 10.49 12.96 1.08 1.33 26 597.00 597.00 6.07 7.85 1.04 1.34 62 1018.00 1018.00 10.42 13.30 1.04 1.33 27 604.20 604.20 2.39 7.96 0.40 1.34 63 1024.00 1024.00 10.80 13.37 1.08 1.33 28 619.00 619.00 6.42 8.14 1.06 1.34 64 1042.00 1042.00 11.34 13.62 1.11 1.33 29 630.00 630.00 6.57 8.29 1.06 1.34 65 1052.00 1052.00 6.52 13.73 0.63 1.33 30 644.20 644.20 6.58 8.49 1.04 1.34 66 1057.00 1057.00 4.52 13.79 0.44 1.33 31 654.00 654.00 2.31 8.64 0.36 1.35 67 1068.00 1068.00 7.23 13.93 0.69 1.33 32 667.00 667.00 6.72 8.78 1.03 1.34 68 1100.20 1100.20 12.01 14.33 1.11 1.33 33 678.00 678.00 5.12 8.92 0.77 1.34 69 1112.00 1112.00 12.04 14.42 1.10 1.32 34 684.00 684.00 6.98 9.00 1.04 1.34 70 1125.00 1125.00 11.56 14.58 1.05 1.32 35 692.00 692.00 7.12 9.09 1.05 1.34 71 1152.00 1152.00 12.02 14.93 1.06 1.32 36 710.00 710.00 5.50 9.29 0.79 1.33 72 1168.00 1168.00 11.62 15.13 1.01 1.32 涩7-1-4井RFT测试成果表 表6-4 序号 深度（m） 地层压力（Mpa) 地层压力系数 序号 深度（m） 地层压力（Mpa) 地层压力 系数 1 420 4.36 1.06 8 521 / / 2 447 3.72 0.85 9 530 6.87 1.32 3 448 4.98 1.13 10 530.8 / / 4 448 5.05 1.06 11 531.1 / / 5 503 5.39 1.09 12 540 / / 6 503.4 7.63 1.55 13 557.6 6.11 1.12 7 504 5.47 1.11 　 　 　 　 涩7-5-1井RFT测试成果表 表6-5 序号 深度（m） 压力（MPA） 压力系数 序号 深度（m） 压力（MPA） 压力系数 垂深 斜深 地层 泥浆 地层 泥浆 垂深 斜深 地层 泥浆 地层 泥浆 1 411.00 411.00 4.19 5.43 1.04 1.35 39 730.00 730.00 　 10.05 　 1.40 2 418.20 418.20 4.31 5.54 1.05 1.35 40 736.00 736.00 8.12 10.04 1.12 1.39 3 424.00 424.00 4.14 5.61 1.00 1.35 41 744.00 744.00 8.25 10.19 1.13 1.40 4 433.00 433.00 3.40 5.70 0.80 1.34 42 758.00 758.00 7.20 10.05 0.97 1.35 5 439.00 439.00 　 5.77 　 1.34 43 764.20 764.20 7.94 10.46 1.06 1.40 6 443.20 443.20 4.48 5.82 1.03 1.34 44 769.20 769.20 8.77 10.83 1.16 1.44 7 446.00 446.00 4.59 5.86 1.05 1.34 45 774.00 774.00 8.12 10.58 1.07 1.39 8 457.00 457.00 3.72 6.00 0.83 1.34 46 778.00 778.00 5.86 10.61 0.77 1.39 9 462.00 462.00 4.82 6.05 1.06 1.33 47 790.00 790.00 8.47 10.80 1.09 1.39 10 481.00 481.00 　 6.41 　 1.36 48 795.00 795.00 8.72 10.86 1.12 1.39 11 488.00 488.00 5.36 6.49 1.12 1.36 49 799.00 799.00 8.40 10.92 1.07 1.39 12 493.00 493.00 5.31 6.55 1.10 1.36 50 809.00 809.00 9.26 11.03 1.17 1.39 13 504.20 504.20 4.75 6.72 0.96 1.36 51 813.00 813.00 9.33 11.13 1.17 1.40 14 513.00 513.00 5.19 6.74 1.03 1.34 52 826.20 826.20 10.22 11.34 1.26 1.40 15 523.00 523.00 5.50 6.95 1.07 1.36 53 836.00 836.00 9.52 11.50 1.16 1.40 16 528.40 528.40 4.44 7.03 0.86 1.36 54 842.00 842.00 9.44 11.60 1.14 1.41 17 544.20 544.20 6.83 7.28 1.28 1.36 55 857.00 857.00 11.27 11.86 1.34 1.41 18 549.00 549.00 5.69 7.30 1.06 1.36 56 860.00 860.00 9.88 11.89 1.17 1.41 19 554.00 554.00 5.85 7.36 1.08 1.35 57 865.20 865.20 9.85 11.96 1.16 1.41 20 558.00 558.00 5.03 7.41 0.92 1.35 58 872.00 872.00 9.88 12.05 1.16 1.41 21 561.00 561.00 5.95 7.46 1.08 1.36 59 876.00 876.00 4.23 12.11 0.49 1.41 22 567.00 567.00 　 7.54 　 1.36 60 886.20 886.20 10.15 12.27 1.17 1.41 23 582.20 582.20 5.52 7.76 0.97 1.36 61 895.00 895.00 10.25 12.42 1.17 1.42 24 597.00 597.00 6.65 7.98 1.14 1.36 62 899.00 899.00 8.41 12.48 0.95 1.42 25 609.00 609.00 6.70 8.16 1.12 1.37 63 908.00 908.00 10.47 12.65 1.18 1.42 26 614.00 614.00 　 8.24 　 1.37 64 917.00 917.00 10.67 12.76 1.19 1.42 27 622.20 622.20 6.34 8.34 1.04 1.37 65 924.20 924.20 10.83 12.82 1.19 1.42 28 633.00 633.00 5.58 8.52 0.90 1.37 66 930.00 930.00 11.20 12.98 1.23 1.42 29 645.00 645.00 　 8.68 　 1.37 67 944.20 944.20 10.67 13.23 1.15 1.43 30 656.00 656.00 7.14 8.85 1.11 1.38 68 958.00 958.00 11.10 13.42 1.18 1.43 31 662.00 662.00 7.16 8.94 1.10 1.38 69 972.00 972.00 11.38 13.62 1.19 1.43 32 670.00 670.00 　 9.05 　 1.38 70 982.20 982.20 　 13.75 　 1.43 33 690.00 690.00 7.52 9.41 1.11 1.39 71 992.00 992.00 12.76 13.89 1.31 1.43 34 694.00 694.00 7.58 9.40 1.11 1.38 72 996.00 996.00 11.76 13.92 1.20 1.43 35 699.00 699.00 6.94 9.49 1.01 1.39 73 1000.00 1000.00 11.67 13.96 1.19 1.42 36 711.20 711.20 　 9.65 　 1.38 74 1002.00 1002.00 　 13.99 　 1.42 37 718.00 718.00 7.85 9.78 1.11 1.39 75 1017.00 1017.00 12.23 14.22 1.23 1.43 38 726.00 726.00 6.16 10.03 0.87 1.41 涩6-7-3井RFT测试成果表 表6-6 序号 深度（m） 压力（MPA） 压力系数 序号 深度（m） 压力（MPA） 压力系数 垂深 斜深 地层 泥浆 地层 泥浆 垂深 斜深 地层 泥浆 地层 泥浆 1 412.70 412.70 5.31 1.31 25 1110.00 1110.00 12.56 14.31 1.15 1.32 2 494.60 494.60 5.12 6.37 1.05 1.31 26 1121.20 1121.20 12.60 14.47 1.15 1.32 3 562.00 562.00 7.23 1.31 27 1136.00 1136.00 12.62 14.63 1.13 1.31 4 584.30 584.30 6.14 7.52 1.07 1.31 28 1141.00 1141.00 12.67 14.69 1.13 1.31 5 591.40 591.40 7.62 1.31 29 1182.00 1182.00 12.93 15.20 1.12 1.31 6 628.60 628.60 6.69 8.14 1.09 1.32 30 1203.70 1203.70 13.20 15.49 1.12 1.31 7 677.00 677.00 7.17 8.76 1.08 1.32 31 1224.00 1224.00 13.43 15.73 1.12 1.31 8 745.00 745.00 8.11 9.59 1.11 1.31 32 1237.10 1237.10 13.82 15.89 1.14 1.31 9 768.50 768.50 8.21 9.94 1.09 1.32 33 1254.50 1254.50 13.47 16.11 1.10 1.31 10 793.30 793.30 8.44 10.21 1.09 1.31 34 1264.80 1264.80 16.27 1.31 11 823.00 823.00 8.69 10.63 1.08 1.32 35 1268.00 1268.00 16.32 1.31 12 880.00 880.00 9.72 11.34 1.13 1.31 36 1281.00 1281.00 13.23 16.49 1.05 1.31 13 910.30 910.30 11.59 1.30 37 1293.80 1293.80 14.45 16.65 1.14 1.31 14 958.00 958.00 10.47 12.31 1.12 1.31 38 1302.00 1302.00 14.55 16.77 1.14 1.31 15 966.00 966.00 12.45 1.31 39 1327.00 1327.00 14.85 17.07 1.14 1.31 16 980.00 980.00 12.43 12.60 1.29 1.31 40 1339.50 1339.50 14.94 17.22 1.14 1.31 17 1004.50 1004.50 11.02 12.91 1.12 1.31 41 1362.30 1362.30 15.22 17.52 1.14 1.31 18 1031.60 1031.60 11.76 13.33 1.16 1.32 42 1365.40 1365.40 15.24 17.55 1.14 1.31 19 1038.80 1038.80 11.28 13.40 1.11 1.32 43 1374.00 1374.00 16.10 17.66 1.20 1.31 20 1048.50 1048.50 11.31 13.54 1.10 1.32 44 1381.60 1381.60 15.48 17.74 1.14 1.31 21 1063.00 1063.00 13.72 1.32 45 1394.50 1394.50 15.73 17.91 1.15 1.31 22 1068.30 1068.30 11.71 13.78 1.32 46 1404.00 1404.00 15.80 18.06 1.15 1.31 23 1079.00 1079.00 12.07 13.91 1.14 1.31 47 1413.50 1413.50 15.89 18.17 1.15 1.31 24 1106.80 1106.80 12.14 14.27 1.12 1.32 48 1420.10 1420.10 16.00 18.27 1.15 1.31 6.3地层孔隙压力设计 计算不同井段深度的地层孔隙压力见表6-7。绘制该设计井地层孔隙压力剖面见下图。 涩北二号气田不同深度地层压力预测表（300-1285m）表6-7 序号 深度(m) 海拔(m) 地层压力(MPa) 压力系数 序号 深度(m) 海拔(m) 地层压力(MPa) 压力系数 1 300 2426 3.14 1.07 39 910 1816 9.37 1.05 2 310 2416 3.26 1.07 40 920 1806 9.46 1.05 3 330 2396 3.49 1.08 41 930 1796 9.55 1.05 4 350 2376 3.73 1.09 42 940 1786 9.64 1.05 5 370 2356 3.96 1.09 43 950 1776 9.73 1.04 6 390 2336 4.19 1.10 44 960 1766 9.83 1.04 7 400 2326 4.31 1.10 45 970 1756 9.92 1.04 8 410 2316 4.43 1.10 46 980 1746 10.01 1.04 9 430 2296 4.66 1.10 47 990 1736 10.10 1.04 10 450 2276 4.89 1.11 48 1000 1726 10.19 1.04 11 470 2256 5.13 1.11 49 1010 1716 10.28 1.04 12 490 2236 5.36 1.12 50 1020 1706 10.38 1.04 13 510 2216 5.59 1.12 51 1030 1696 10.47 1.04 14 530 2196 5.83 1.12 52 1040 1686 10.56 1.03 15 550 2176 6.06 1.12 53 1050 1676 10.65 1.03 16 570 2156 6.30 1.13 54 1060 1666 10.46 1.01 17 590 2136 6.53 1.13 55 1070 1656 10.53 1.00 18 610 2116 6.76 1.13 56 1080 1646 10.59 1.00 19 630 2096 7.00 1.13 57 1090 1636 10.65 1.00 20 650 2076 7.23 1.13 58 1100 1626 10.70 0.99 21 670 2056 7.46 1.14 59 1110 1616 10.77 0.99 22 690 2036 7.70 1.14 60 1120 1606 10.84 0.99 23 710 2016 7.86 1.13 61 1130 1596 10.90 0.98 24 730 1996 7.96 1.11 62 1140 1586 10.96 0.98 25 750 1976 8.05 1.09 63 1150 1576 11.02 0.98 26 770 1956 8.14 1.08 64 1160 1566 11.08 0.97 27 790 1936 8.23 1.06 65 1170 1556 11.15 0.97 28 800 1926 8.28 1.05 66 1180 1546 11.21 0.97 29 810 1916 8.46 1.06 67 1190 1536 10.76 0.92 30 820 1906 8.55 1.06 68 1200 1526 10.95 0.93 31 830 1896 8.64 1.06 69 1210 1516 11.13 0.94 32 840 1886 8.73 1.06 70 1220 1506 11.32 0.95 33 850 1876 8.82 1.06 71 1230 1496 11.50 0.95 34 860 1866 8.91 1.06 72 1240 1486 11.69 0.96 35 870 1856 9.01 1.06 73 1250 1476 11.88 0.97 36 880 1846 9.10 1.05 74 1260 1466 12.06 0.98 37 890 1836 9.19 1.05 75 1270 1456 12.25 0.98 38 900 1826 9.28 1.05 76 1285 1441 12.53 0.99 400m以上地层由于无压力测试资料，目前暂根据压力计算公式：Pr=0.01168D-0.36219进行推算，推算结果仅供参考。 考虑到压力测试存在仪器设备、稳定时间、人为解释等各种因素导致的误差，因此将上述压力系数设计数据进行±0.02范围内的浮动调整，由此作为该井地层孔隙压力预测结果，见表6-8。 设计井地层压力系数预测表 表6-8 井段（m） 压力系数 风险提示 5～350 1.05～1.11 浅表地层为盐壳，见水易塌，严防水窜。 350～800 800～1180 1180～1285 1.03～1.16 0.95～1.08 0.90～1.01 ①400m以上无测压资料，密切观察压力变化，及时调整钻井液性能； ②水层中可能含有天然气，严防水窜。 ③浅层井段易发生井漏 7 工程要求 7.1井身质量 水平位移、井身质量严格按石油天然气行业标准SY5251-2003执行。 7.2井身结构要求 根据《青海省柴达木盆地涩北气田框架方案》，设计井井身结构要求见表7-1。具体井身结构执行该井钻井工程设计。 井身结构要求表 表7-1 井号 表层套管 气层套管 备注 钻头 套管 水泥 返深 (m) 钻头 套管 水泥 返深 (m) Φmm×m Φmm×m Φmm×m Φmm×m 涩R11-3 311.2×400 244.5×398 地面 215.9×1285 139.7×1285 地面 注：具体井身结构以工程设计为准。 7.3完井质量要求 完井质量要求表 表7-2 完井要求 封固质量要求 井口装置 试压 井段(m) 封固质量 合格 合格 0-400 合格 400-1285 合格 8 资料录取要求 8.1钻时录井 自井深400m～井底，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，同时记录钻压、转速、泵压、排量、钻头使用等参数。 8.2气测录井 从井深50m～井底，连续测量和记录天然气全烃，严格按实测迟到时间定点测量，每50m应实测迟到时间一次,有气显示应做组份分析，每次起下钻要进行后效测量。 8.3槽面观察 钻达预计气层段，应密切注意气浸、泥浆性能及槽池液面变化情况。钻遇大段气水层时应慎重，泥浆比重变化较大时，进行循环观察。 8.4泥浆录井 井深100m～井底，每钻进50m测定钻井液比重、粘度一次，每班测全套性能一次，若遇气水显示或钻时加快，应连续测定比重、粘度，并加密测定钻井液全套性能。防止泥浆气浸、水浸带来的危害。 8.5地球物理测井 测井系列及测井内容 表8 测井系列 测井类别 井段（m） 测井内容 比例尺 备注 EILOG-05 标准 二开-井底 自然电位 1：500 横向地层对比 自然伽玛 1：500 双侧向 1：500 全套组合 二开-井底 井径 1：200 反映地层岩性及沉积相特征识别储层 自然电位 1：200 自然伽玛 1：200 浅、深侧向 1：200 储层划分 识别气、水层 八侧向、中、深感应 1：200 补偿密度 1：200 反映地层物性及确定地层孔隙度 识别气层 补偿中子孔隙度 1：200 补偿声波 1：200 （1）下技术套管及油层套管前进行标准测井及全套组合测井，要求自二开起测。 （2）进行电测时，泥浆电阻率不得低于0.5Ω·m。 （3）固井后，在规定时间内及时采用变密度测井（VDL）测试固井质量，再采用常规声幅测井仪检测固井质量，以便于对比研究。 9 健康、安全与环境管理 9.1基本要求 全过程必须实行健康、安全、环境体系（HSE）管理。贯彻“安全第一、预防为主”的安全生产方针，从源头控制健康、安全、环境的风险，做到健康、安全、环境保护设施与主体工程同时设计，同时施工，同时投产。 9.2健康管理要求 贯彻执行《安全生产法》、《职业病防治法》、《消防法》、《道路交通安全法》、《环境保护法》等法律。预防、控制和消除职业危害，保护员工健康。落实安全生产责任制和环境保护责任制，杜绝重特大事故的发生。针对可能影响社会公共安全的项目，制定切实可行的安全预防措施，并对公众进行必要的宣传教育。 9.3安全管理要求 针对可能的安全生产事故、环境污染事故、自然灾害和恐怖破坏须制定应急处理预案，定期训练演习。应急预案应该保证能够有准备、有步骤、合理有序地处理事故，有效地控制损失。 9.4环境管理要求 健全环境保护制度，完善环境监测体系。做到污染物达标排放，防止破坏生态环境。 10 设计及施工变更 10.1设计变更程序 在钻井施工过程中因地质原因确需变更设计时，应书面报告，审批后方可实施。 10.2目标井位变更程序 在钻井施工过程中由于有地面障碍等原因无法实现设计地质目标，应书面报告目标井位移动原因，移动后的坐标，及时进行补充设计。 10.3施工计划变更程序 由于遇到不可抗力或开发部署调整确需变更设计时，应及时进行补充设计，审批后方可实施。 11 技术要求 （1）涩北二号气田地层为第四系未成岩疏松地层，近地表为盐湖相沉积，浅水面接近地面，水层发育，地表为盐壳，见水易塌。为了避免可能出现的井喷事故及发生憋裂地层等严重事故，必须保证固井质量。 （2）设计井井区甚至涩北二号气田，在400m以上地层无实测地层压力资料，因此浅部地层压力预测可能存在偏差。应根据本设计所提供的邻井复杂情况、气测录井和钻井液使用情况等资料，在钻遇浅部地层时，密切观察压力变化情况，及时调整钻井液性能。 （3）涩北二号气田全井段水层中水溶气广泛存在。水溶气是指溶解或游离在水中的天然气，其气水比与地层的温度、压力和矿化度有关，其部分水溶、部分游离，呈水溶性天然气和游离气。钻井过程中严禁地层水外渗导致天然气外窜。 （4）由于涩北二号气田无地层破裂压力等基础资料，加之无与涩北二号气田具有相似地质特征（第四系疏松砂泥岩）的油气田资料可供借鉴，钻井地质设计难以提供全井段的破裂压力剖面。 （5）涩北气田地层胶结疏松、承压能力低，根据邻井钻探资料，第四系地层钻探易发生卡钻及漏失钻井液等复杂情况。建议施工单位在参考表6-8所提供的压力系数预测值的同时，按相关要求严格钻井液性能与质量，并做好随钻观察与适时调整，防止井漏、井喷事故的发生。 （6）严格执行《青海油田东部天然气钻井井控措施》及《青海油田东部气田钻井井控安全管理要求》，规范钻井、测井、固井等各个环节的施工操作，提高井控管理水平，杜绝井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和天然气资源不受破坏。 _1156946294.bin _1167111902.psd _1156857840.bin