地热井施工设计.doc

2. 地质施工设计
2．1 基本数据
1.地热开采井
井号： JNR-11
设计井深： 2000m
目的层：中元古界蓟县系雾迷山组
地热井坐标：X：20533912，Y：4314084
2. 地热回灌井
井号： JN-11B
设计井深： 2100m
目的层：中元古界蓟县系雾迷山组
地热井坐标：X：20534925，Y：4314236
地理位置：位于JNR-11井东侧，井口相距1.06km。
2．2 地热地质条件
2．2．1 地质构造条件
设计对井位于万家码头地热田Ⅳ级构造单元小韩庄凸起之北部。小韩庄凸起在平面上呈北北东（NNE）向展布，在空间上为一个南高北低的断块状侵蚀剥蚀孤山，东部、南部陡峭，北部、西部平缓。凸起最高部位在万家码头一带，隐伏深度在900m左右。区域上对小韩庄凸起空间展布影响较大的断裂有东、西部北北东（NNE）向的沧东断裂和白塘口东断裂，南、北部近东西（EW）向的海河断裂和增福台断裂。在小韩庄凸起内部，发育有北北东向和北西西向的咸水沽断裂、小营盘断裂、独流碱河断裂，这些次级断裂相互作用，将小韩庄凸起分割成两个次级凸起和次级凹陷，即王稳庄次凸起，双河桥次凸起，咸水沽次凹陷和北闸口次凹陷，北闸口次凹陷基岩顶板埋深1400～1500m，具有良好的热流背景（见图2-1）。对北闸口次凹陷地热地质影响最大的是东部北北东（NNE）向的沧东断裂和北北东（NNE）向的小营盘断裂等次级断裂，这些构造，对局部地层分布、水热均衡有一定的影响。
1、沧东断裂
地震测深证明，该断裂是一条切穿地壳硅铝层的深大断裂，是印支－燕山旋回的产物，由于多次活动，断裂呈现多条带分布，断裂的总体走向为北东向，断面向南东倾斜，倾角为50－700。据大地电磁测深反应，在断裂带西侧古生界顶板埋深为1000～2000m，东侧为3000～3500m，断裂东盘发育古近系，西盘缺失该地层。该断裂在新生界的结构面上表现形式各样，可分为勺形、椅形、阶形、坎形四种，控制着中新生代盆地的发展，是同沉积的生长断层，并成为沧县隆起与黄骅坳陷的分界。
2、小营盘断裂
位于设计开采井东侧，该断裂分布于津南区小白庄－老左营一线，是小韩庄次凸起内部的一条断裂，走向NE，倾向SE，倾角25°左右，为正断层，延长约13km。该断裂控制着北闸口一带中生界和上古生界发育，在断裂上升盘，基岩为奥陶系，下降盘为中生界，并发育有石炭－二叠系。该断裂对设计对井位置奥陶系热储起主要的控制作用。钻井显示，在小营盘断裂的东侧，奥陶系地层厚度发育不均，JN-07、JN07B井未钻遇该地层，小站的JN-09、JN-09B对井揭露奥陶系地层均为550m左右，钻井显示该地层裂隙发育，渗透率良好，但出水情况很差。在小营盘断裂的西侧，JN-02井出水量高达180 m3/h。由于本区新生界地层下面覆盖有较厚的中生界、古生界石炭—二叠系地层，缺乏垂向补给的条件，因此判断小营盘断裂为水平方向的阻水断裂，在断裂西侧奥陶系有较好的水力条件，成井希望较大。
3、咸水沽断裂
位于津南区咸水沽－八里台一线，是小韩庄凸起内部断裂，走向北东，倾向南东，倾角30°左右，为正断层，长约10km，断点埋深1400m左右，断距100～200m，推测断至下古生界。
2．2．2 地层概况
根据以往的钻探和地震勘探成果，设计对井及附近已揭露的地层自上而下有：新生界的第四系和新近系，中生界，古生界的石炭-二叠系、奥陶系及寒武系，中、新元古界的青白口系和蓟县系。各地层特征如下。
1、 新生界
（1）第四系：该地层在研究区内普遍分布，以冲洪积为主，间夹有海相沉积的粘性土与砂层组成岩性为冲洪积相粘土及砂层，揭露厚度为277～520m。
（2）新近系
①明化镇组
在区内广泛分布，可分为上下两段，底板埋深1150～1300m，揭露厚度在600～800m。
上段：岩性以灰、灰绿色砂岩、含砾砂岩与灰绿、浅棕红、紫色等杂色泥岩、粉砂质泥岩成不等厚互层，间夹薄层浅灰绿色泥质粉砂岩、细砂岩、钙质砂岩，成岩性和胶结程度自上而下逐渐变好。
下段：以棕红、紫红、灰绿色厚层泥岩、砂质泥岩夹灰绿、灰白色细砂岩为主，泥岩普遍含砂，有较多的钙质团块，砂岩层理发育。
②馆陶组
区内均有分布，底板埋深在1350～1700m，厚度在200～400m。上部岩性为灰色粉砂岩与棕红色、灰色泥岩成等厚互层；中部以泥岩为主；下部为灰黄、浅灰色中粗含砾砂岩夹灰色泥岩，与下伏中生界地层呈不整合接触。
2、中生界
区内沧东断裂以西底板埋深为1430～1800m，揭露厚度为46～250 m， JN-07、JN-07B井、津3和津4有揭露。津3井揭露底板埋深为1729m，揭露厚度为240m。中生界地层为一套弱氧化环境的河湖相沉积，主要岩性为紫红、棕红色泥岩与灰黄、灰色粉砂岩互层，和下伏地层呈不整合接触。
3、古生界
（1）石炭-二叠系
区内沧东断裂以西底板埋深1460～2300m，揭露厚度30～500m，津3、津4、JN-07、JN-07B井揭露到该层。石炭-二叠系地层上部岩性为灰黄色粉砂岩；下部岩性为紫红色、深灰色、灰黑色、灰白色泥岩、钙质泥岩、碳质泥岩、铝土质泥岩夹灰色粉砂岩、细砂岩及深灰色泥灰岩、灰白色灰岩，局部见煤层，和下伏地层呈不整合接触。
（2）奥陶系
该地层主要分布在白塘口断裂以东，以西缺失。在万家码头地热田高凸部位缺失，本区普遍分布。从北闸口－二道桥一线向西北方向埋深逐渐加深至2000m以上，厚度也加厚至700m以上。在小营盘断裂附近局部受到剥蚀，甚至出现缺失，JN-07、JN07B井未钻遇该地层。钻井显示，在小营盘断裂以东和以西厚度均有变大的趋势，本次论证所定的井位所在地为该断裂以西，与断裂相距较近，地层复杂，厚度变化大。邻近津3、津4井揭露到该层，津3、津4井位于设计对井的东南侧，相距分别为6km和5km。津3揭露奥陶系顶板埋深1811m，厚度61m,未揭穿。津4揭露底板埋深2346m，揭露厚度为714m。东北2km处的JN-08井奥陶系底板埋深1464m，揭露厚度144m。东北6km处的JN-04井揭露奥陶系底板埋深1321m，揭露厚度134m。设计对井南部5km处的小站镇JN-09、JN-09B揭露奥陶系顶板埋深分别为1858m和1720m，揭露厚度分别为546m和550m,其中JN-09井未揭穿。钻井资料显示奥陶系地层以碳酸盐岩为主，属浅海相沉积，与下伏寒武系整合接触。
（3）寒武系
区内普遍分布，小营盘断裂以西底板埋深1700～2950m，厚度为270～500m，小营盘断裂以东底板埋深2600～3500m，津4井揭露底板埋深2864 m，区内寒武系地层上部岩性为以碎屑灰岩为主夹泥质条带状灰岩，并见有紫褐色泥页岩；中部自上而下碎屑逐渐增多，岩性逐渐从颗粒灰岩夹泥质条带灰岩为主过渡到一套暗红色海相白云质泥岩；下部岩性为块状灰岩、白云质灰岩以及角砾状泥灰岩，与下伏元古界呈假整合接触。
4、中、新元古界
（1）青白口系
该层在区内普遍分布，小营盘断裂以西底板埋深2000～2300m。小营盘断裂以东底板埋深2800～3760m，厚度为150～260m。岩性上部为灰绿、棕红色泥岩及灰绿、灰褐色薄层状泥灰岩或页岩，夹灰白、灰色灰岩或薄层白云质灰岩；下部为黑灰色、黄褐色泥质砂岩、粉砂岩，夹灰绿色泥岩及灰、灰绿色石英砂岩，主要成分为石英，含有较多的海绿石，硅质胶结，属滨海相沉积，与下伏雾迷山组呈假整合接触。
（2）蓟县系雾迷山组
区内普遍分布，小营盘断裂以西顶板埋深2100～3200m，小营盘断裂以东顶板埋深2800～3760m，未有钻孔揭穿该层，预测设计井附近顶板埋深较浅，属浅海相碳酸盐岩沉积。岩性上部为灰色白云岩，细晶、粒晶结构，遇热酸起泡反应剧烈；下部以浅灰色、灰色、深灰色白云岩为主，夹有棕红色或灰色泥质白云岩，泥质分布不均，并夹有燧石条带白云岩，穿插有石英岩脉。岩溶、裂隙的发育主要受构造控制，褶皱轴部和断裂附近更为发育。
2．3 目的层热储特征
在设计对井区域，地温梯度等值线走向与沧东断裂基本一致，呈北北东，说明沧东断裂具有导热性，设计对井紧邻沧东断裂，具有较高热流背景。
设计对井处在白塘口凹陷内的小韩庄凸起之上，属万家码头地热田。根据区域地温场变化特征和设计对井所处的地温场位置，设计对井盖层平均地温梯度在4.4℃/100m。
预测设计对井钻遇奥陶系顶板埋深1500～1600m。岩性以灰岩、白云质灰岩为主夹泥质灰岩，预测水量40——80 m3/h，井口稳定流温68——72℃，热流体化学类型Cl·HCO3－Na型，矿化度1.8——2.0 g/L。
2．4 地质技术要求
2．4．1 地质资料采集
地质资料采集主要进行岩屑录井和钻时录井。目的是通过钻进速度及时掌握地层软硬程度及破碎带、溶洞、裂隙的深度，卡准地层界面；通过岩屑录井可以最直接地描述地层岩性特征、研究沉积环境、判断地层界面，通过室内化验，还可进一步判定岩石沉积年代、古生物活动特征等，为日后的地质研究提供第一手的宝贵的基础资料。
钻时录井: 由1000m—完井,单位为h/m。
岩屑录井具体要求如下：
由1000m—完井，每2m取一包岩屑，当地层变化频繁，要加密取样，每0.5－1m取一包岩屑，接近于易漏失层基岩顶板时，应连续捞取岩屑，随时掌握泥浆漏失情况及深度，切实卡准漏失层基岩顶部风化壳的深度。
同时按规范要求，每100m测试一次泥浆迟到时间，确保岩屑准时反映地层情况，并确保岩屑洗净、晾干、摆放整齐、装袋及岩屑箱，严禁丢失漏写岩样标识。
2．4．2 地球物理测井
设计对井均要进行电法测井（包括2.5m梯度电阻率、0.5m电位电阻率、自然电位和侧向测井），声波时差测井及自然伽玛测井。其目的是为了更准确地划分地层，并掌握含水层的深度和厚度、孔隙率及渗透率。
1.第一次测井项目（二开）：
⑴标准测井:
A.自然电位测井（SP）
B.2.5m底部梯度电极系视电阻率测井（R250TD2）
C.4.0m底部梯度电极系视电阻率测井（R400TD2）
⑵综合测井：
D.补偿声波测井（AC）
E.自然伽玛测井（GR）
F.双感应八侧向测井（LL8）
⑶连续测温
2.第二次测井项目（三开）：
⑴标准测井:
A.自然电位测井（SP）
B.2.5m底部梯度电极系视电阻率测井（R250TD2）
C.4.0m底部梯度电极系视电阻率测井（R400TD2）
⑵综合测井：
D.补偿声波测井（AC）
E.自然伽玛测井（GR）
F.双感应双侧向测井（LL2）
⑶井底温度
2．5 成井试水方案及要求
1. 目的
⑴ 确定热储层中涌水量；
⑵ 取得地热资源评价必需的计算参数，提供地热资源评价依据。
2. 类型
试水试验有两种方案：一种是热水不自流，要求进行3个落程的抽水试验；一种是热水自流（自喷），要求进行放喷试验。由于东丽湖地区雾迷山组热储层地热井已不能自流，所以设计对井均要求做进行3个落程的稳定流抽水试验，做第二口井抽水试验时要求以第一口井做观测井进行多井试验。
3. 落程规定
根据按1989－8－29发布实施的国家标准《地热资源地质勘查规范》GB11615－89中规定：单井抽水试验一般做三个落程，稳定延续时间8－12h，用以确定流量与水位降低的关系。先作大落程的抽水试验，产量大了，温度高了，地层的裂隙疏通了，才能求得真正的热水水位。热水水位是在大落程抽水试验结束时，测恢复水位时得到的一个瞬间水位，在测水位恢复曲线时，在3－15min内出现随着温度的降低水位开始回落。可以在洗井试抽阶段，大体测一个热水水位，指导正规的抽水。
4. 抽水试验方案
抽水试验具体要求如下：
完井后用空压机气举洗井，做到水清砂净（含砂量不得大于万分之一），在水温、水量无明显变化后，转入稳定流正式抽水，依据《地热资源地质勘查规范》（GB11615-89）规定，抽水时间为三个落程（即48、16、8h），并做好水位，降深、流量的观测记录工作，最后取全分析水样一个
按规范要求做到以下几项具体观测工作：
⑴ 抽水前需观测静水位和液面温度。
⑵ 抽水试验时，动水位、出水量和流体温度的观测时间间距为（min）：1，2，2，5，5，5，5，5，10，10，10，20，20，20，30，30，…… 。
⑶ 先进行最大降深抽水，其余2次降深分别为最大降深的1/3和2/3。
⑷ 试验稳定标准应符合抽水孔出水量和动水位与时间关系曲线只在一定的范围内波动，且没有持续的上升或下降趋势。
⑸ 气温观测的时间，宜每隔2h同步观测一次。
⑹ 最大落程抽水试验结束前2h，取全分析水样、化探水样2份送检。
⑺ 抽水终止后要立即进行水位恢复观测。观测时间间距要求与抽水时相同，应先密后疏，直至稳定，或基本符合抽水前的天然动态为止，一般需要4h。
⑻ 进行抽水试验报告编写。
5. 水质分析
最大落程抽水试验结束前2h，取全分析水样2.5kg送检。
6. 抽水试验资料整理
⑴ 基本要求
A. 静水位（压力）及恢复水位观测记录；
B. 抽水试验水量、水温、气温、动水位记录；
C. 抽水试验安装示意图；
D. 抽水试验井身结构示意图；
E. 抽水试验验收表。
⑵ 资料整理
A. 抽水试验各种历时曲线图；
B. Q＝f（s）曲线图；
C. q－s曲线图；
D. s－T曲线图；
E. Q－T曲线图；
F. 热储参数计算表；
G. 水质分析成果报告表；
H. 地热井抽水试验报告。
2．6 回灌试验及要求
完井后对回灌井进行回灌试验，井权单位必须提供相应的试验条件，时间为一周，目的为通过回灌试验验证设计对井之间的水力联系，尽量避免形成岩溶裂隙管道流，同时探讨设计对井的回灌能力。
1、回灌试验前准备工作
（1）原始水位、水温测定
首先对设计对井进行48h静水位、水温观测，观测时间间距为1～2h。
（2）管路冲洗
每组试验开始前都必须进行管路冲洗，设计开采井抽水，通过输水管道，从回灌井旁路的出口排出，冲洗输水管和过滤装置，直到水清。
2、回灌方案
试验采取自然回灌（常压）模式，依次回灌量为20m3/h、60m3/h、100m3/h，每个灌量回灌时间为48h。如果自然回灌量小于60m3/h，则应使用加压回灌方式确定设计对井的回灌能力。
3、试验观测数据
（1）回灌井水位观测
在每组回灌试验中对回灌井的水位进行观测，观测时间为开泵后第1、2、3、4、6、8、10、15、20、25、30、35、40、50、60、80、100、120min，之后每60min观测一次。
（2）回灌水温度观测
要求水位、水温同步观测，观测时间间距一致。
（3）回灌量观测
包括回灌总量和瞬时回灌量，与回灌井水位同步观测，观测时间间距一致。
2．7 资料归档
由钻井施工所取得的各项基础资料积累代表一个地区研究程度的水平及将来勘查开发利用的基础，因此地质资料的归档应严格执行《地质资料管理条例》及ISO9001：2000质量认证体系要求，及时向上级主管部门和技术归口部门进行汇交。
1.本次所取得的原始资料进行审核、校对、分类整理、编目造册、以备存档。
2.将资料中的数据、参数经计算核定后，填制各种统计表。
3.所有原始资料（包括地质、钻探、物探资料、岩屑）经验收合格后方能归档、入库，验收资料必须符合完整、准确、系统、规格、清晰、载质、整齐七项标准。
4.资料验收在钻井验收后7天内完成。由主管部门按ISO9001：2000质量体系标准组织验收。
5.报告以纸介质和电子文档两种形式提交。

3. 地热井施工设计
3.1 JNR-11B地热回灌井施工设计
3.1.1 设备选择
依据JNR-11B井的设计深度、成井工艺、以及地层的可钻性等，选择RPS3000钻机，其最大钻进能力可达3000m，完全可以满足施工要求。钻机主要设备见表3－1。
表3-1 RPS3000型钻机主要设备参数
名称
型号
负载或功率
备注
钻机
RPS-3000
220kw

井架
A31
135 KN

游动滑车大钩
5×6滑轮组
1225KN

转盘
ZP175
272t

泥浆泵
SL1300A
956Kw

柴油机
12V190B
883Kw

3.1.2 设备安装及钻前准备
1. 钻机设备的混凝土基础应按钻机基础图严格施工，基础施工要按冬季保养要求养护基础，确保基础的施工质量。在基础的周围挖泄水道，防止水和泥浆长期浸泡基础。
2. 钻机设备安装应按设备安装程序进行，设备安装要平稳牢固，所安装平面必须用水平尺找平。天车、游车大钩、转盘中心三点成一线，转盘安装要平稳、水平、牢固，防碰天车要灵活可靠。提升主钢丝绳要严格检查，如发现断丝数量超标要及时更换。钻塔必须安装避雷针和指示灯，全部安装工作结束后，要经院有关部门验收后方可进行开钻。
3.1.3 井身结构设计
JNR-11B为三开直井，完井裸眼直径216mm。井身结构设计参数见表3-2，井身结构示意图见图3-1。
表3-2 井身结构设计方案
回次
钻头直径及钻进深度
套管直径及下入深度
井径(mm)
深度(m)
直径(mm)
下入深度(m)
一开
444.5
400
339.7
400
二开
311
1600
244.5
1600
三开
216
2100
裸眼成井
3.1.4 套管程序及套管质量要求
1. 套管程序
1) 表层套管φ339.7mm下至400m；
2) 技术套管φ244.5mm下至二开底。
2. 套管质量要求
表层套管质量要求 直径:φ339.7mm；壁厚：9.65mm。钢级J-55，符合API标准石油套管。
技术套管质量要求 直径:φ244.5mm；壁厚：8.94mm。钢级J-55，符合API标准石油套管。
3.1.5 钻具组合
一开：φ444.5mm SKG124钻头+φ203mm钻铤+φ159mm钻铤+φ127mm钻杆；
二开：φ311.2mm MP2（ST517GK）钻头+φ203mm钻铤+φ159mm钻铤+φ127mm
钻杆；
三开：φ215.9mm ST517GK钻头+φ159mm钻铤+φ127mm钻杆。
3.1.6 钻进参数
一开：钻压10～220KN， 转速60r/min， 排量2200～2500 L/min；
二开：钻压100～180KN， 转速60r/min， 排量2200 L/min，泵压5MPa；
三开：钻压80～150KN， 转速60～70r/min， 排量2000L/min，泵压5～7Mpa。
在施工中应根据技术要求随时调整钻进参数。
图3－1 JNR-11 、JNR-11B地热对井井身结构示意图
3.1.7 钻井液技术要求
(1) 钻井液要有良好的护壁性能，钻井液的护壁能力，包括两个内容：一是滤失数量，二是在井壁形成滤饼质量的好坏。滤失量过大易泡垮易塌地层，形成不规则井眼，造成一系列井下问题，如电测困难、起下钻阻卡甚至造成卡钻；在高渗透地层易造成较厚的滤饼而引起阻卡，甚至发生压差卡钻，因此，要求钻井液滤失量要低，要求泥饼薄而坚韧、以利于护壁，避免压差卡钻，保证井下安全，防止缩径及井壁坍塌；
(2) 严格控制固相含量，对钻井液中的无用惰性固相必须彻底清除。固相含量高，钻井液柱压力大，钻速降低，滤失量大时，滤饼必然厚，摩阻系数增大，因而易引起井下复杂情况；固相含量高，钻井液的流变性难以控制，且流阻大，功耗多，钻井效率低。因此，应根据需要配备良好的净化设备，彻底清除无用固相，严格控制澎润土的含量，以保证钻井液净化效果；
(3) 钻井液的粘度和切力对钻井与地质工作有较大的影响，粘度切力过大和过低都不利于钻井。在实际钻进过程中，尽可能采用较低的粘度及切力，进行调整时应注意对原浆性能影响不大时可加清水、稀浆降低粘度切力，若添加降粘剂，
应根据实际情况合理选择、适量添加；钻井液应满足携砂要求，防止砂桥卡钻等井内事故；
(4) 泥浆工应按要求测定和记录钻井液性能，并及时向现场技术人员汇报钻井液性能的异常变化。
钻井液参数(粘度测量均采用马氏漏斗)
① 一开：密度1.05～1.10g/cm3，粘度35～40s；
② 二开：密度1.10～1.15g/cm3，粘度40～45s，失水＜8ml，pH值9～10，含砂量＜0.5%；
③ 三开：根据井下实际情况，可采用清水钻井或普通泥浆，密度1.05～1.15 g/cm3，粘度35～40s。
3.1.8 下套管作业
(1) 下套管前必须进行通井和换浆，确保套管准确下至目地层；
(2) 下套管前要严格检查套管质量，不符合设计要求的套管严禁下入井内；
(3) 对所有套管要进行通径，并清洗丝扣，丈量每根套管长度并做好记录；
(4) 所有下井套管都要用双吊钳紧扣；
(5) 技术套管采用钻杆连接倒扣接头将套管送至井下。
3.1.9 固井作业技术要求
(1) 表层套管
采用内管固井工艺，水泥浆要求返至地表。固井采用R32.5普通硅酸盐水泥，水泥浆密度不低于1.70g/cm3，套管内水泥塞高度不少于10m，候凝时间不少于36h。
(2) 技术套管
采用二级固井工艺，第一次固井要求水泥浆上返高度不少于300m，套管内水泥塞高度不少于10m；第二次固井采用挤水泥作业，所用干水泥量不少于5T，技术套管顶部水泥塞高度不少于10m。固井采用G级油井水泥，水泥浆密度不低于1.85g/cm3，候凝时间不少于36h。候凝结束后，要进行试压，试压压力不低于3MPa，稳定时间不少于10min，如达不到上述要求，要重新进行挤水泥作业。
3.1.10 完井作业
完井后进行气举洗井，待水清砂净后，下入深井泵进行正式抽水，测出本井的出水量、动水位、静水位、水温等数据，达到设计要求后，准备齐全各种资料进行交井验收。
3.1.11 单井施工工期安排
施工工期安排见表3-3。
表3-3 工期安排
项目
钻进井深（m）
工作内容
天数
一开
0-400
钻进、下管、固井、候凝
7
二开
400-1600
钻进、测井、下管、固井、候凝
21
三开
1600-2100
钻进、测井
10
完井
2100
洗井、抽水、抽水试验、验收
10
合计 工作天数 48天
3.2 JNR-11地热开采井施工设计
3.2.1 设备选择
依据JNR-11井的设计深度、成井工艺、以及地层的可钻性等，选择RPS3000钻机，其最大钻进能力可达3000m，可以满足施工要求。钻机主要设备见表3－4。
表3-4 RPS3000型钻机主要设备参数
名称
型号
负载或功率
备注
钻机
RPS-3000
220kw

井架
A31
135 KN

游动滑车大钩
5×6滑轮组
1225KN

转盘
ZP175
272t

泥浆泵
SL1300A
956Kw

柴油机
12V190B
883Kw

3.2.2 设备安装及钻前准备
1. 钻机设备的混凝土基础应按钻机基础图严格施工，基础施工要按冬季保养要求养护基础，确保基础的施工质量。在基础的周围挖泄水道，防止水和泥浆长期浸泡基础。
2. 钻机设备安装应按设备安装程序进行，设备安装要平稳牢固，所安装平面必须用水平尺找平。天车、游车大钩、转盘中心三点成一线，转盘安装要平稳、水平、牢固，防碰天车要灵活可靠。提升主钢丝绳要严格检查，如发现断丝数量超标要及时更换。钻塔必须安装避雷针和指示灯，全部安装工作结束后，要经院有关部门验收后方可进行开钻。
3.2.3 井身结构设计
JNR-11井为三开直井，完井裸眼直径216mm。井身结构设计参数见表3-5，井身结构示意图见图3-1。
表3-5 井身结构设计方案
回次
钻头直径及钻进深度
套管直径及下入深度
井径(mm)
深度(m)
直径(mm)
下入深度(m)
一开
444.5
400
339.7
400
二开
311
1530
244.5
1530
三开
216
2000
裸眼成井
3.2.4 套管程序及套管质量要求
1. 套管程序
1) 表层套管φ339.7mm下至400m；
2) 技术套管φ244.5mm下至二开底。
2. 套管质量要求
表层套管质量要求 直径:φ339.7mm；壁厚：9.65mm。钢级J-55，符合API标准石油套管。
技术套管质量要求 直径:φ244.5mm；壁厚：8.94mm。钢级J-55，符合API标准石油套管。
3.2.5 钻具组合
一开：φ444.5mm SKG124钻头+φ203mm钻铤+φ159mm钻铤+φ127mm钻杆；
二开：φ311.2mm MP2（ST517GK）钻头+φ203mm钻铤+φ159mm钻铤+φ127mm
钻杆；
三开：φ215.9mm ST517GK钻头+φ159mm钻铤+φ127mm钻杆。
3.2.6 钻进参数
一开：钻压10～220KN， 转速60r/min， 排量2200～2500 L/min；
二开：钻压100～180KN， 转速60r/min， 排量2200 L/min，泵压5MPa；
三开：钻压80～150KN， 转速60～70r/min， 排量2000L/min，泵压5～7Mpa。
在施工中应根据技术要求随时调整钻进参数。
3.2.7 钻井液技术要求
(1) 钻井液要有良好的护壁性能，钻井液的护壁能力，包括两个内容：一是滤失数量，二是在井壁形成滤饼质量的好坏。滤失量过大易泡垮易塌地层，形成不规则井眼，造成一系列井下问题，如电测困难、起下钻阻卡甚至造成卡钻；在高渗透地层易造成较厚的滤饼而引起阻卡，甚至发生压差卡钻，因此，要求钻井液滤失量要低，要求泥饼薄而坚韧、以利于护壁，避免压差卡钻，保证井下安全，防止缩径及井壁坍塌；
(2) 严格控制固相含量，对钻井液中的无用惰性固相必须彻底清除。固相含量高，钻井液柱压力大，钻速降低，滤失量大时，滤饼必然厚，摩阻系数增大，因而易引起井下复杂情况；固相含量高，钻井液的流变性难以控制，且流阻大，功耗多，钻井效率低。因此，应根据需要配备良好的净化设备，彻底清除无用固相，严格控制澎润土的含量，以保证钻井液净化效果；
(3) 钻井液的粘度和切力对钻井与地质工作有较大的影响，粘度切力过大和过低都不利于钻井。在实际钻进过程中，尽可能采用较低的粘度及切力，进行调整时应注意对原浆性能影响不大时可加清水、稀浆降低粘度切力，若添加降粘剂，
应根据实际情况合理选择、适量添加；钻井液应满足携砂要求，防止砂桥卡钻等井内事故；
(4) 泥浆工应按要求测定和记录钻井液性能，并及时向现场技术人员汇报钻井液性能的异常变化。
钻井液参数(粘度测量均采用马氏漏斗)
① 一开：密度1.05～1.10g/cm3，粘度35～40s；
② 二开：密度1.10～1.15g/cm3，粘度40～45s，失水＜8ml，pH值9～10，含砂量＜0.5%；
③ 三开：根据井下实际情况，可采用清水钻井或普通泥浆，密度1.05～1.15 g/cm3，粘度35～40s。
3.2.8 下套管作业
(1) 下套管前必须进行通井和换浆，确保套管准确下至目地层；
(2) 下套管前要严格检查套管质量，不符合设计要求的套管严禁下入井内；
(3) 对所有套管要进行通径，并清洗丝扣，丈量每根套管长度并做好记录；
(4) 所有下井套管都要用双吊钳紧扣；
(5) 技术套管采用钻杆连接倒扣接头将套管送至井下。
3.2.9 固井作业技术要求
(1) 表层套管
采用内管固井工艺，水泥浆要求返至地表。固井采用R32.5普通硅酸盐水泥，水泥浆密度不低于1.70g/cm3，套管内水泥塞高度不少于10m，候凝时间不少于36h。
(2) 技术套管
采用二级固井工艺，第一次固井要求水泥浆上返高度不少于300m，套管内水泥塞高度不少于10m；第二次固井采用挤水泥作业，所用干水泥量不少于5T，技术套管顶部水泥塞高度不少于10m。固井采用G级油井水泥，水泥浆密度不低于1.85g/cm3，候凝时间不少于36h。候凝结束后，要进行试压，试压压力不低于3MPa，稳定时间不少于10min，如达不到上述要求，要重新进行挤水泥作业。
3.2.10 完井作业
完井后进行气举洗井，待水清砂净后，下入深井泵进行正式抽水，测出本井的出水量、动水位、静水位、水温等数据，达到设计要求后，准备齐全各种资料进行交井验收。
3.2.11 单井施工工期安排
施工工期安排见表3-6。
表3-6 工期安排
项目
钻进井深（m）
工作内容
天数
一开
0-400
钻进、下管、固井、候凝
7
二开
400-1600
钻进、测井、下管、固井、候凝
21
三开
1600-2000
钻进、测井
8
完井
2000
洗井、抽水、抽水试验、验收
10
合计 工作天数 46天

4. 地质风险提示及施工注意事项
设计对井位于白塘口凹陷中的小韩庄凸起之上。该地区断裂多，地质构造条件十分复杂，地层情况多变，深部储层情况也不尽掌握。因此，对该地热对井施工隐含着较大的风险。
钻井风险影响因素很多，主要有地质因素和工程因素两大类，本论证也主要从这两方面进行风险分析和预测。
1、研究区地质构造条件复杂。影响设计对井附近地层的断裂有两条，分别为沧东断裂和小营盘断裂，而设计对井紧靠小营盘断裂，受断裂影响，构造条件复杂。奥陶系地层在研究区内厚度分布差异很大，据附近钻孔揭露厚度133～729m，而在设计井附近的北闸口JN-07、JN-07B井并未钻遇该层。同时由于小营盘断裂倾向较缓，设计回灌井极有可能钻遇小营盘断裂而缺失奥陶，直接钻遇寒武系地层。因此，设计对井地层厚度的不确定性较大，钻井风险极大。
2、根据设计预测，设计对井施工钻至1500m后应密切注意地层变化，在接近奥陶系时，应密切观测钻井液的漏失情况，避免大漏造成孔内事故。
3、防塌措施：对于砂岩易垮塌层、泥岩易坍塌层以及断裂带岩层破碎易塌，应提前进行防塌预处理，起下钻过程中，严格控制速度，避免压力激动和抽吸造成井垮，同时督促钻台确保灌好钻井液。严格控制失水，防止井段缩径，尽量减少自由水对地层的侵入，加快工程进度，减少易垮塌地层的浸泡时间。
4、二开井段较长，要保证钻井液具有良好的携屑性、护壁性、严格控制失水。煤层容易掉块坍塌，因此要严格控制钻井液性能，确保井下安全。
5、在钻井施工过程中，应详细记录新近系馆陶组、奥陶系等热储层的情况，取全取准各项资料。施工中注意对热储层的保护，以满足因目的层突变而导致成井方案调整的需要。要严格各项录井制度，认准地层变化，密切注意岩性的辨别，及时反映、及时沟通，准确划分地层界限、卡准地层，尽量降低投资风险。
6、在施工过程中，应根据实际地层情况，如果奥陶系灰岩裂隙发育不好，应采取酸化压裂等增产措施，如果奥陶系缺失，应变更设计，可选择雾迷山组热储层作为目的层，具体变更方案由设计、施工、监理、建设方等共同研究决定，并报地热管理部门批准后方可实施。水温、水量指标值亦随变更方案而调整。
7、地热井施工时，应聘请专业监理人员进行监理。主要材质需报验，重大变更需审批，关键工序要旁站，使钻井全过程按设计要求和有关技术标准有序运行。
8、地热井终孔后均必须洗井彻底，保证水清砂净，以沟通含水层岩溶裂隙发育通道，保证开采井产量和回灌井回灌效果。
9、为确保回灌井的可灌能力，根据地热管理部门的有关规定，回灌井必须进行酸化压裂，应聘请有资质、经验丰富的施工队伍实施酸化，确保酸化效果。

5. 安全生产措施
5.1 开钻前要严格检查设备安装情况，并由生产科向施工井队主要负责人进行交底。待检查验收合格后下达开钻通知书，井队方可开钻。
5.2 生产中坚持班前.班后会制度，严格执行交班制度，严格遵守各项操作规程。
5.3 各班要严格检查设备运行情况，并认真做好设备运行记录。及时检查防碰天车、刹车及主钢丝绳情况，发现问题要及时维修，如发现断丝超标必须及时更换。
5.4 要做好夏季的防雨、防雷、防电工作。
5.5 要做好噪音的防护及现场周围的卫生，及时将废弃泥浆和钻屑进行清理，钻具工具要码放整齐，确保现场施工环境清洁整齐。
5.6 施工人员要穿戴好各种防护装备，确保人身安全。
5.7 井场要准备好各种消防设备，防止火灾发生，各重要部位要悬挂警示牌警示。
5.8 做好室内外卫生，防止疾病发生，加强井队的综合治理，确保施工的正常进行。
其中专业理论知识内容包括：保安理论知识、消防业务知识、职业道德、法律常识、保安礼仪、救护知识。作技能训练内容包括：岗位操作指引、勤务技能、消防技能、军事技能。
二．培训的及要求培训目的
安全生产目标责任书
为了进一步落实安全生产责任制，做到“责、权、利”相结合，根据我公司2015年度安全生产目标的内容，现与财务部签订如下安全生产目标：
一、目标值：
1、全年人身死亡事故为零，重伤事故为零，轻伤人数为零。
2、现金安全保管，不发生盗窃事故。
3、每月足额提取安全生产费用，保障安全生产投入资金的到位。
4、安全培训合格率为100%。
二、本单位安全工作上必须做到以下内容：
1、对本单位的安全生产负直接领导责任，必须模范遵守公司的各项安全管理制度，不发布与公司安全管理制度相抵触的指令，严格履行本人的安全职责，确保安全责任制在本单位全面落实，并全力支持安全工作。
2、保证公司各项安全管理制度和管理办法在本单位内全面实施，并自觉接受公司安全部门的监督和管理。
3、在确保安全的前提下组织生产，始终把安全工作放在首位，当“安全与交货期、质量”发生矛盾时，坚持安全第一的原则。
4、参加生产碰头会时，首先汇报本单位的安全生产情况和安全问题落实情况；在安排本单位生产任务时，必须安排安全工作内容，并写入记录。
5、在公司及政府的安全检查中杜绝各类违章现象。
6、组织本部门积极参加安全检查，做到有检查、有整改，记录全。
7、以身作则，不违章指挥、不违章操作。对发现的各类违章现象负有查禁的责任，同时要予以查处。
8、虚心接受员工提出的问题，杜绝不接受或盲目指挥；
9、发生事故，应立即报告主管领导，按照“四不放过”的原则召开事故分析会，提出整改措施和对责任者的处理意见，并填写事故登记表，严禁隐瞒不报或降低对责任者的处罚标准。
10、必须按规定对单位员工进行培训和新员工上岗教育；
11、严格执行公司安全生产十六项禁令，保证本单位所有人员不违章作业。
三、 安全奖惩：
1、对于全年实现安全目标的按照公司生产现场管理规定和工作说明书进行考核奖励；对于未实现安全目标的按照公司规定进行处罚。
2、每月接受主管领导指派人员对安全生产责任状的落

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