济阳坳陷东营凹陷-滨县凸起南坡-钻井地质设计书.pdf

济阳坳陷东营凹陷 滨县凸起南坡 井号：单193井别：评价井钻井地质设计书单193井钻井地质设计书目 录一、基本数据.1二、区域地质简介.1三、设计依据及钻探目的.4四、设计地质剖面及预计油气水层位置.5五、地层孔隙压力和钻井液性能使用要求.6六、取资料要求.8七、中途测试.12八、井身质量及井身结构要求.12九、HSSE专篇.13十、井控专篇.15十一、技术说明及要求.17十二、附图附表.19单193井钻井地质设计书一、基本数据1、井 号：单1932、井 别：评价井3、井 位:(1)井位坐标：初测井口 纵 X：4 150 363.00 横 Y：20 602 410.00(2)井口地理位置：山东省利津县北宋镇边家南偏西约540nl。单19井井口方位111 距离339m。(3)构造位置：济阳坳陷东营凹陷滨县凸起南坡单193块。(4)测线位置：单家寺2020三维叠前时间偏移SN1283/EW1687。4、设计井深：2360.00mo5、目的 层：主探沙四上纯下亚段，兼探太古界。6、完钻层位及完钻原则：(1)完钻层位：前震旦系。(2)完钻原则：进太古界200m,井底无油气显示完钻。二、区域地质简介1、地层构造概况：滨县凸起位于济阳坳陷东营凹陷的西北部，滨县陡坡构造带则环绕滨县凸起周缘呈 不规则半环状展布，是地层油藏发育的有利地区。单193井位于滨县凸起南坡，滨县凸起南坡由于靠近滨县凸起母岩区，构造活动强 烈，地层沉积及发育受古气候、古地形影响大。由于滨县凸起长期出露地表，为本区提 供了大量碎屑物质，它们在滨县凸起向南延伸的基岩沟内快速堆积，使得本区下第三系 Ek和沙河街组形成大小不等、形态各异的近源水下扇或扇三角洲砂砾岩沉积体。这些砂 砾岩体纵向上相互叠置，横向上相互分割或渐变，使得本区地质情况复杂多变，同时也 是本区的主要储层类型。目前，滨县凸起周缘沙四段已累计上报探明储量1856.83万吨,控制储量3030.17万吨。储量外见显示井8 口，仍存在较大勘探潜力。单193井1-单193井钻井地质设计书太古界地层由于长期抬升遭受剥蚀，太古界顶面形成许多大小不同的冲沟，沿冲沟 位置沙四段沉积期发育了多期扇体沉积，在断层切割及地层超覆的控制下形成良好的岩 性、地层型圈闭。由于断层的沟通，沙四段扇体形成的圈闭与煌源岩配置良好，是本区 重要的勘探目标。近期，通过利用单家寺2020单点高密度三维，在利古6井南部描述扇 体多个，建议在砂砾岩扇体高部位部署单193井,可向东扩大单18块沙四上含油气范围，同时可兼探太古界含油气情况。目前有多口邻井在沙河街组及太古界见较好显示。单192 井在沙四上纯下亚段2403.6-2407.8m试油日油0.183原油密度0.9078g/cm3,粘度 151mpa.s,氯离子 32123mg/L 矿化度 54037mg/l；单古 6 井在太古界 1974.082071.71m 酸化后试油日油7.74t,原油密度0.8801g/cm粘度33.4mpa.s,氯离子66133mg/l,矿 化度104462mg/l；单古603井在太古界20482191nl压裂后试油日油2.77t,原油密度 O 9027g/cnA 粘度 72.9mpa.s,氯离子 12666mg/I,矿化度 22118mg/I；滨 100 井在沙三 段-沙四段2265.32371nl试油日油44t,原油密度0.8731g/cm3,粘度19.8mpa.s；滨118 井在沙三段2528.82590.4m试油日油27.3t,原油密度0.9057g/cm3,粘度92.2mpa.s。从单家寺2020二维(叠前时间偏移)东西向1679/南北向1279地震剖面图、滨县 凸起南坡T7构造图、单古6井区Tg构造图看沙河街组地层超覆在太古界潜山之上，地 层由东南往西北抬升，井区断层发育，油气沿断层运移至本井区，形成良好的岩性、地 层型圈闭。预测圈闭要素及预测油气地质储量见下表:圈闭层位圈闭类型高点埋深(m)闭合幅度(m)圈闭面积(Km2)含油面积(Km2)油层平均厚度(m)单储系数(104t/km2.m)地质储量(104t)纯下岩性圈闭18102400.400.37128.0035.00纯下岩性圈闭18901600.440.36128.0035.00太古界地层构造21402200.120.102010.0020.00预计本井钻遇地层从上到下依次为新生界第四系平原组，新近系明化镇组和馆陶组,古近系的沙河街组(沙一段、沙二段、沙三段、沙四段)；太古界前震旦系。2、邻井测井及钻探成果：单19井 井口位于设计井井口方位：291距离：339m。测井解释：馆陶组：1168.0-1200.0m 含油水层 18.9m/6层沙一段：1213.0-1233.0m上油水同层下水层20.0m/1层单193井 一 2 一单193井钻井地质设计书单古6井 井口位于设计井井口方位：351距离：403m。测井解释:馆陶组:1147.01198.3m油层（有效厚度）3.5m/2层油水同层17.8m/2 层沙一段:1202.61233.0m沙三段:1572.51956.3m前震旦系:1980.02794.0m综合解释:含油水层油水同层含油水层含油水层1.9m/1 层6.7m/l 层6.0m/1 层11.Om/3 层I类渗透层II类渗透层III类渗透层前震旦系：1980.0-2598.8m 含油水层差油层9.9m/4 层41.lm/11 层31.5m/14 层11.9m/3 层18.3m/6 层单192井井口位于设计井井口方位：53距离：820m。综合解释:沙一段:1577.31623.0m油层（有效厚度）1.5m/l层含油水层0.4m/1 层沙三上:1776.01778.0m含油水层2.0m/1 层纯下亚段:2403.62407.8m油水同层1.2m/1 层前震旦系:2409.42466.8m单古601井 井口位于设计井井口测井解释:馆陶组:1060.31183.3m油层含油水层沙一段:1184.6-1211.7m沙二段:1231.41319.0m2.2m/1 层62.lm/3 层方位：284距昌：1347m。油层油水同层含油水层油水同层含油水层15.7m/4 层14.4m/2 层13.4m/4 层7.4m/3 层56.9m/5 层单 193 井-3 一单193井钻井地质设计书综合解释:前震旦系：2197.1-2199.6m含油水层2.5m/2 层单古603井 井口位于设计井井口方位：237距离：1676m。测井解释：馆陶组：1197.51234.5m沙三段：1616.71652.0m沙四段：1862.01914.2m前震旦系：1931.02204.4m油层 16.6m/2层油水同层16.5m/l层含油水层35.3m/l层油层 7.2m/l层含油水层5.5m/l层油水同层8.Om/1层II类渗透层10.6m/5层III类渗透层126.6m/13层三、设计依据及钻探目的1、设计依据：(1)依据2021年09月16日单193井钻探任务书及2021年09月16日所发单193 井设计变更通知单。(2)依据单 10-3-21、滨斜 664、单 10-21-25、单 19、单古 6、单 10-斜 147、单 10-平1、滨H8、单古601、滨H7、单10-55、单192、单10-1、滨118-斜3、单34、单 古603、单10-13-11、单10-5-19井实钻、试油资料。(3)依据滨县凸起南坡T7构造图。(4)依据单古6井区Tg构造图。(5)依据单193井区沙四上砂体1构造图。(6)依据单193井区沙四上砂体2构造图。(7)依据单家寺2020三维(叠前时间偏移)东西向1687地震剖面图。(8)依据单家寺2020三维(叠前时间偏移)南北向1283地震剖面图。(9)依据过单193-单古6-单64井南北向油藏剖面。2、钻探目的:单 193 井-4 一单193井钻井地质设计书向东扩大滨县凸起南坡单18块沙四段含油气范围，兼探太古界。四、设计地质剖面及预计油气水层位置1、设计地层:地层名称设计地层地层产状故障提示界系统组段底深(m)厚度(m)倾向()倾角()第 1四 系更新统平原 卯225.00225.00新近系上 新 统明化 镇组 1015.00790.00新中 新 统馆陶 卯1230.00215.00馆陶组及以上地层防坍塌，防憋漏。生沙一段1340.00110.00断层附近防漏。古渐沙沙二段1575.00235.00注意油气显示。界近新河街沙三段1890.00315.00不整合面附近防漏。注意油气显示。系统组沙 四 上纯上 亚段 1940.0050.00注意油气显示，防油气浸。纯下 亚段2160.00220.00注意油气显示，防油气浸。太古界前 震 旦 2360.00（未穿）200.00注意油气显示。代表整合代表不整合 代表假整合-代表断层地震反射：(由钻探任务书提供)T2：1340m；T4：1640m；T6：1890m；T7：1940m；Tg：2160m目的层深度：纯下：1940m、纯下：1980m、太古界：2160m断点：Fl：1230m2、地层岩性描述：单 193 井-5 一单193井钻井地质设计书平原组：土黄色粘土及松散砂层。明化镇组：棕黄色、棕红色泥岩及杂色泥岩为主，夹灰黄色、浅灰色粉砂岩、泥质 粉砂岩。馆陶组：棕红色、灰绿色泥岩为主，与浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩互层。底部有灰 白色含砾砂岩。东营组：棕红、紫红、绿灰色泥岩、砂质泥岩与灰白、浅灰色粉砂岩及灰白色含砾 砂岩不等厚互层。沙一段：上部为绿灰、灰色泥岩为主；中下部为绿灰、灰色泥岩、灰质泥岩及薄层 浅灰黄色白云岩、少量棕褐色油页岩互层，夹灰色泥质砂岩、灰质砂岩。沙二段：灰白色、灰色砂砾岩为主夹灰色泥岩、砂质泥岩及薄层灰色灰质砂岩。沙三段：上部为浅灰色砂岩、砂砾岩与灰色泥岩、砂质泥岩互层；中部以深灰、灰 色泥岩为主，夹有灰色砂岩、砂砾岩；下部为深灰、灰色泥岩与灰色砂岩、砂砾岩、及 少量褐灰色油页岩互层。纯上亚段：灰色泥岩、灰质泥岩为主夹灰色泥质砂岩、含砾砂岩。纯下亚段：灰色泥岩与灰色砂岩、砂砾岩互层，夹灰色灰质砂岩、砂质泥岩及薄层 白云岩。前震旦系：灰色、绿灰色片麻岩。3、预计油气水层位置：沙一段、沙三段、沙四段，前震旦系。五、地层孔隙压力和钻井液性能使用要求1、邻井实测压力成果:井号测试 日期层位井段(m)地层 压力(Mpa)压力 系数位于井口位于A靶点方位()距离(m)方位()距离(m)滨 118-斜32017.01.21沙三上2669.025.221.021595441411081沙三上2675.025.281.02沙三中2692.024.090.96沙三中2694.024.120.97沙三中2701.024.220.97沙三中2718.019.80.79沙三中2720.019.830.79沙三中2730.023.130.91单 193 井 一 6-单193井钻井地质设计书沙三中2735.023.190.92沙三中2741.023.240.92沙三中2745.023.30.92沙三中2772.021.280.83沙三中2778.021.360.83沙三中2784.021.880.85沙三中2786.021.90.85单古62011.03.09前震旦系2539.22636.024.080.94351403/单341981.10.馆陶组一 沙一段1149.61169.65.030.43290855/单1922014.03.20太古界2471.6 2558.323.310.9453820/2014.04.05纯下亚段2403.6 2407.823.020.95滨1181973.02沙三上2528.82590.427.421.08137994/单古 6012012.08.29前震旦系2127.2 2225.018.40.862841347/单古 6032013.07沙四段1871.01876.017.10.912371676/2、邻井钻井液使用情况:井号完井II期层位井段(m)钻井液 相对密 度槽面油气 水显示及 复杂情况位于井口备注方位()距离(m)单191981.09.11前震旦系1936.0（测井）1.17无291339单古 62011.04.18平原组馆陶组0.0 1040.0清水无351403饵陶组前震旦系1040.01976.01.07-1.15无前震旦系1976.02950.01.021.05无滨1171971.05.18沙四段2268.0（测井）1.30无210868单1922014.02.23明化镇组0.0-300.0清水无53820明化镇组沙二段300.0 1720.01.051.10无沙二段前震旦系1720.（）2418.61.131.20无前震旦系2418.62559.01.031.04无单古 6012012.09.03平原组0.0 159.0清水无2841347平原组 前震旦系159.01384.01.101.15无前震旦系1384.02600.01.031.04无单古 6032013.07.23平原组 明化镇组0.0790.0清水无2371676明化镇组 前震旦系790.01933.01.041.12无单193井 一 7 一单193井钻井地质设计书3、地层压力、地层温度及流体性质预测:前震旦系1933.02248.01.031.04无(1)地层压力预测：根据单古6、单192等邻井实钻及实测压力资料看，该块沙三 段、沙四段及太古界地层均为正常压实，为正常压力。(2)地层温度预测：参考单古6井太古界地温资料，地温梯度3.30/100in。按井 口温度15计算，本井井底温度大约为94左右。(3)流体性质预测；邻井单192井在沙四上纯下亚段2403.62407.8m试油日油 0.18t,原油密度 0.9078g/cn)3,粘度 151mpa.s,氯离子 32123mg/I,矿化度 54037mg/l；单古6井在太古界1974.082071.71m酸化后试油日油7.74t,原油密度0.8801g/cm3,粘度33.4mpa.s,氯离子66133mg/I,矿化度104462mg/l；单古603井在太古界2048 2191m压裂后试油日油2.773原油密度0.9027g/cm3,粘度72.9mpa.s,氯离子12666mg/L 矿化度22n8mg/l；滨100井在沙二段-沙四段2265.323711n试油日油44t,原油密度 0.8731g/cnf,粘度 19.8mpa.s；滨 118 井在沙三段 2528.82590.4m 试油日油 27.3t,原 油密度0.9057g/cm:i,粘度92.2mpa.s。预计本井为稀油。4、钻井液类型及性能使用原则要求：(1)钻井液类型：水基钻井液，太古界地层采用无固相钻井液(2)钻井液性能：1井段：井口1600m；相对密度：1.05-1.10o2井段：16002160m；相对密度：1.101.15。3井段：2160m井底;相对密度：1.031.05。钻进过程中应根据实际钻遇的情况及综合录井仪提供的压力资料，适时调整钻井液相对 密度，保证安全钻进。六、取资料要求(一)资料录取项目1、岩屑录井：自井深1900m至井底，每2ml包。对岩屑逐包进行常规湿照、干照，发现或怀疑有荧光的岩屑，要进行荧光滴照证实,单 193 井-8 一单193井钻井地质设计书其它录井要求按Q/SH1020 1350-2018油气井常规录井规范标准执行。2、综合录井仪录井：自二开至完井，进行系统录井。录井要求：(1)及时打印报表，见油气异常显示及时提供资料，并及时分析，当班拿出解释成果。(2)钻遇油气显示时，每次下钻，要求测后效。(3)搞好压力监测，及时预告地层压力情况。要求应用de指数法来检测地层压力。(4)自二开至井底，每1m记录1点钻时，取心井段或特殊岩性井段加密录取。(5)其它录井要求按Q/SH1020 1350-2018油气井常规录井规范、Q/SH1020 0513-2018油气工程录井规范标准执行。3、碳酸盐岩含量录井：(1)自井深1900m至井底，对岩屑每48nl取样一个进行碳酸盐含量分析。(2)具体录井要求按Q/SH1020 1350-2018油气井常规录井规范和Q/SH1020 1368-2018录井分析样品现场选送规范执行。4、三维定量荧光仪录井：录井井段，自井深1900m至井底对储层进行分析。分析评价要求：储集层岩心样品取样密度不大于0.5m,储集层岩屑样品单层厚度 小于2m时，每层做一个样，大于2m时，每2m做一个样。目的层段、油气显示层段逐包 分析，井壁取心逐颗分析；遇到油气显示，要做出荧光谱图，并与地面油样荧光谱图进 行对比，区别真伪。进入目的层后，要求做钻井液荧光背景检测，并详细记录。录井要求按Q/SH1020 0919-2018油气井辅助录井规范标准执行。5、地化仪录井：(1)录井井段：自井深1900m至井底。(2)分析内容：分析储层样品.(3)分析时间：样品分析要求在岩屑捞取时、岩心出筒后、井壁取心后立即进行。(4)录井间距：储层：岩心取样间距不大于0.5m；岩屑录井逐层分析，层厚小于2m,每层分析一个 样品，层厚大于2m,每2m分析一个样品；井壁取心逐颗分析。单 193 井-9 一单193井钻井地质设计书详细要求按Q/SH1020 0919-2018油气井辅助录井规范标准执行。6、热蒸发色谱仪录井：分析井段：自井深1900m至井底，对有油气显示的储层样品进行分析。分析间距：岩屑样品：单层厚度小于或等于2m的每层取样一个，大于2m的每2m取样一个;岩心样品：单层厚度小于或等于0.5m的每层取样一个，大于0.5m的每0.5m取样一个(油气显示过渡带加密取样)，应选取岩心未被泥浆污染的中心部位；井壁取心样品：逐颗取样，应选取岩心未被泥浆污染的中心部位；质量要求：样品质量大于2g。(3)具体录井要求按Q/SH1020 0919-2018油气井辅助录井规范标准执行。7、钻井取心：层位设计井段(m)取心进尺(m)取心目的，原则或相当邻井井段太古界2160 23608.00目的：落实含油气情况，获取油层物性参 数。原则：录井见荧光及以上级别的含油岩屑 或气测见明显的油气异常显示取心。取心进尺：8m；岩心直径：70-100mm录井要求按Q/SH1020 1350-2018油气井常规录井规范标准执行。岩心整理、描述：按Q/SH1020 0754-2015岩心岩屑现场描述内容和方法标准执行。岩心扫描：岩心出筒后，在对岩心进行清洗和整理的基础上，要及时对岩心进行扫 描，采集岩心宏观图像。要求按Q/SH1020 1707-2016岩心宏观图像采集规范标准 执行。岩心取样：钻井取心采样要求见附表。8、显微荧光录井：(1)取样原则岩心样：荧光及以上不同含油级别的岩心，每单层分别取样一个，进行分析。井壁取心样：见荧光及以上含油级别的井壁取心逐颗取样。(2)取样要求及数量岩心出筒后30min内，从全直径岩心的中心部位选取具有代表性的、未受钻井液 单193井10-单193井钻井地质设计书和地面水浸染的样品，其样品大小以不小于40mmX40mmX 10mm为宜。井壁取心样：岩心出心后20miri内，除去其表面泥饼后，选取具有代表性的样品10go(3)样品保存将样品用玻璃纸包裹、封蜡后装入样品袋内，并在样品袋的标签上注明样品的编号、井号、层位、井深、岩性、样品类型。9、铸体薄片录井：(1)取样间距岩心样：每单层不含油及各含油级别的储集层，分别取样一个，进行分析。(2)取样要求及数量岩心出筒后30min内，从全直径岩心的中心部位选取具有代表性的、未受钻井液和 地面水浸染的样品，其样品大小以不小于40mmx40mmx 10mm为宜；(3)样品保存将岩心样品用玻璃纸包裹后装入样品袋内，并在样品袋的标签上注明样品的编号、井号、层位、井深、岩性、样品类型。10、井壁取心：要求对可疑油气层及地质人员认为需要证实的其它地质现象进行井壁取心证实，深 度及颗数测井后由地质人员与绘解人员共同商定，收获率与符合率必须满足地质要求。录井要求按Q/SH1020 1350-2018油气井常规录井规范标准执行。11、地球物理测井：(具体测井项目详见附表)(1)中间测井探井砂泥岩剖面测井系列1 组合 1：2002 标准 1：5003固井后测井 1：200(2)完钻测井复杂岩性剖面测井系列1 组合 1：2002 标准 1：500井段：自井底测至1800m。井段：自井底测至表层套管鞋。井段：自人工井底测至井口.井段：自井底测至技术套管鞋。井段：自井底测至技术套管鞋。单193井11-单193井钻井地质设计书(二)资料录取要求1、信息传输：从开钻到完井，对所有现场采集的数据进行卫星传输，及时提供现场录井资料。2、循环观察(地质循环)进入太古界地层，预计井深21602360m气测见油气异常显示，或岩屑中见荧光及 以上含油级别的显示，或槽面见油气显示，要求立即停钻，循环落实井底岩性及含油级 别，确定下一步措施。3、钻井液资料收集：自井深1900m至井底，每班收集2次密度、粘度。(1)发现油、气、盐水侵时，要求连续收集密度、粘度，水侵时加测失水量。(2)正常钻进时每12h记录一次全套性能，见油气显示时，每个循环周收集一次全套 性能，并作好记录。(3)钻达预测油、气层段时，值班人员应随时掌握钻时、气测、钻井液性能的变化情况,观察钻井液槽面、池面及其高度等变化。(4)钻遇油气显示，每次下钻完循环时(包括下钻中途循环)，要求观察记录后效反应。4、氯离子含量分析：(1)自井深1900m至井底，每班次采集钻井液样品2个，进行分析并做好记录。(2)钻遇油气水侵时，每10m25nl采集钻井液样品一个，进行分析并做好记录。(3)采样要求：钻井液样品应在钻井液出口处采集，其体积不应少于100ml。(4)具体要求按Q/SH1020 0919-2018油气井辅助录井规范标准执行。七、中途测试若太古界见良好油气显示，应及时上报油气勘探管理中心进行中途测试，预计本井 中途测试12次。中途测试期间录井队要注意加强地质、测试等方面的现场资料收集。八、井身质量及井身结构要求1、下套管原则:技术套管：单193井12-单193井钻井地质设计书(1)建议技术套管封过太古界地层l-2m,若馆陶组、沙一段见好的油气显示，则采用 热采套管，具体执行钻井工程设计。2、完井方式：裸眼完井。3、井身质量要求：(1)井身质量要求：按胜利石油管理局Q/SH1020 0005.1-2016井身质量标准 执行。(2)固井质量要求：按胜利石油管理局Q/SH1020 0005.3-2016固井质量标准 执行。(3)完成井井口质量要求：按胜利石油管理局Q/SH1020 0005.4-2016完成井井 口质量标准执行。(4)油气层污染判定要求：按胜利石油管理局Q/SH1020 0005.5-2016油气层污 染判定标准执行。(5)钻井取心质量要求：按胜利石油管理局Q/SH1020 0005.2-2016取心质量标 准执行。九、HSSE专篇1、地理及环境资料：井位地处平原地带。采用泥浆不落地工艺。2、气象资料：井位地处温带，冬寒夏热，四季分明。春季干旱多风；夏季，炎热多雨；秋季，气 温下降，雨水骤减，天高气爽；冬季，天气干冷，寒风频吹，雨雪较少，多刮北风、西 北风。根据不同季节，做好相应防护措施。3、有毒有害气体预测：(1)邻井H2s等有毒有害气体显示1钻井过程中检测情况本区1000m范围内已钻井未检测到H2s等有毒有害气体。2生产过程中检测情况本区1000m范围内已钻井单10-21-25,单10-55,单10-斜147井生产过程中检测 单193井13-单193井钻井地质设计书到低浓度H?S,含量最高9ppm。分析为上部地层稠油开采所加药品造成。(2)设计井H2s预测从收集的资料来看，邻井钻进和生产过程中情况看，结合本区揭示的地质情况，预 测设计井不含H2s气体。4、HSSE基本要求(1)认真贯彻落实国家、地方政府、中国石油化工集团公司、胜利油田等有关安全、环保、职业卫生、消防、应急方面的法律、法规、标准和制度。(2)施工单位应成立健康、安全、环境和公共安全(HSSE)管理领导小组，明确职责。(3)施工人员应持有符合国家、地方政府、企业规定要求的有效证件。5、健康管理：(1)施工队伍应按有关标准和规定配备齐全劳动保护用品及防护设备。(2)进入作业区人员严格按标准规定穿戴劳动保护用品，遵守安全操作规程。(3)遵守营地相关规定，保持工作场所、宿舍清洁卫生。(4)经常进行健康宣传、教育与培训，提高员工自救互救水平和专业技能，保护人员 身心健康。(5)确保职工合理作息，健康饮食，并按期组织职工体检，建立职工健康档案。6、安全管理：(1)严格遵守中华人民共和国安全生产法等国家相关法律法规，确保安全生产。(2)施工队伍安全生产管理机构健全，各项规章制度、岗位职责和操作规程齐全，定 期开展安全活动，安全记录齐全、准确。(3)施工队伍进行危害辨识、风险评价和风险控制。根据作业现场地理位置，综合周 边环境及井下情况，对施工作业进行危害识别和风险评估，编制相应的应急预案，并按 规定开展应急演练。应急预案的编制必须要详细、具体，针对性，可操作性要强。7、环境保护：(1)严格遵守中华人民共和国环境保护法、建设项目环境保护管理条例等国家 相关法律法规，依法组好环境保护工作。(2)施工中严格遵守建设项目环境影响评价报告表中的各项污染物防治措施，避 免污染事件的发生。(3)建立环境风险管理体系，减少项目施工对周围环境的影响，落实各项环保措施。单193井14-单193井钻井地质设计书不断完善工程技术措施和管理制度，消除人为操作造成的环境污染风险。十、井控专篇1、邻井注水汽情况:井号注水层位注水井段(m)日注水量(rrP)累注水量(万 m3)井口注压(MPa)位于井口位于A靶点方位()距离(m)方位()距离(m)单 1244 21沙三段1602.01695.033021.2216.073488722579单 10-25-25沙一段1258.0 1298.41556.23217.14334481/单古6沙三段1530.01635.015936.94598.68351403/开钻前井队要详细了解邻井注水(汽)情况。单12-斜21关停后，井口压力为OMPa。有关停注事宜，按Q/SH1020 2162-2013已开发油田钻调整井过程中停注水、气、汽井 和采油井的要求标准执行。2、邻井钻遇气层情况：井号解释 类别层位井段(m)解释 结果厚度(m)位于井口位于A靶点方位()距离(m)方位()距离(m)单 10-1测井 解释馆陶组983.1 1042.1气层8.903011404/单 10-5-19测井 解释馆陶组1016.41037.9气层13.103001422/单10-平1测井 解释馆陶组1035.6 1154.7气层10.6031214073231502单 10-13-11测井 解释馆陶组986.41155.8气水同层8.003231387/馆陶组986.4 1155.8气层5.20单 10-3-21测井 解释馆陶组1009.91145.6气层8.302961448/馆陶组1009.91145.6气水同层1.603、邻井油气水显示情况:单古603井井口位于设计井井口方位：237 距离：1676m。2013年07月09日03时45分钻至井深2184.84m,槽面见棕褐色油花30%,米粒状 气泡20%,3时46分显示达到高峰，槽面见棕褐色油花70%,呈条带状分布，无色透明 气泡占槽面30%,呈米粒状，直径12mm,具原油芳香味和天然气味，槽面上涨5.0cm,持续时间lOmin,钻井液性能相对密度1.05 1.03,漏斗粘度44s/47s。停钻循环至04 时15分显示消失，显示持续30nlin,显示井段2184.822184.84m,岩性：绿灰色油斑 单193井15单193井钻井地质设计书片麻岩，层位：前震旦系。4、邻井工程复杂情况：单19井 井口位于设计井井口方位：291 距离：339m。1981年8月29日钻至井深1903.58m时发现泵压和悬重都下降，起钻后发现钻铤掉 入井内。下钻造扣打捞发生卡钻，泡油柴油6m3,原油12nl3后解卡，捞出全部钻具，事 故解除。单古6井 井口位于设计井井口方位：351 距离：403m。2011.01.29钻至沙三段1843m砂砾岩地层，钻井液体积缓慢降低，由102.611?90.0m3,累计漏失量12.6m3o漏失时钻井液相对密度1.14。滨117井 井口位于设计井井口方位：210 距离：868m。卡钻：1971.03.11钻进至井深1302.64m发生井塌卡钻，卡点深度为1028.48m,采用扩眼、套铳、反扣钻具打捞等方式历时28天事故处理完毕。滨斜664井 井口位于设计井井口方位：95 距离：757m。靶点位于设计井井口方位：108 距离：1395m。1998年8月1日下钻遇阻，遇阻井深2400.00m,钻井液相对密度1.17,粘度40s（沙三段砂岩地层）。1998年9月7日下钻遇阻，遇阻井深2650.00m,钻井液相对密度 1.34,粘度90s（沙三段泥岩地层）。1998年9月30日下钻遇阻，遇阻井深2805.00m,钻井液相对密度1.35,粘度120s（沙三段泥岩地层）。1998年10月3日下钻遇阻，遇 阻井深2820.00m,钻井液相对密度1.35,粘度120s（沙三段泥岩地层），决定于 2500-2800m,填井侧钻。1998年12月22日完钻通井时遇阻，遇阻井深3635.00m,钻井 液相对密度L 34,粘度30s（沙四段灰质泥岩地层）。5、故障提示：（1）馆陶组及以上地层成岩性差，防坍塌卡钻，防憋漏地层。（2）钻遇断层及砂砾岩地层时，防井漏、防憋漏地层钻至不整合面附近及前震旦系 片麻岩，防井漏。（3）钻遇油、气层井段，防井喷。防压漏地层诱发井喷。6、井控管理：按2015 374号中国石化井控管理规定和2020年7月10日所发加强井控安 单193井16-单193井钻井地质设计书全管理十条措施执行，严格按HSSE标准施工，确保安全。十一、技术说明及要求1、对钻井工程要求：(1)严格按设计要求施工，贯彻HSSE标准，确保施工安全。钻井过程中加强质量监 控，严格执行钻井质量新标准。采用泥浆不落地工艺。(2)开钻前要落实好各项安全措施，确保施工安全。(3)施工井队与现场地质录井人员要密切协作，丈量、管理好钻具及记录，确保井深 准确无误。每次起下钻过程中，须对井场钻具进行全面复查，落实钻具下井顺序和钻具 损坏情况。施工井队负责人、工程技术人员应对钻具倒换和下井钻具串变化较大的过程 进行检查监视。(4)严禁向钻井液内混入原油和其它成品油类，因技术原因需要混油时须报经油气勘 探管理中心批准。(5)泥浆槽、振动筛的安装要符合要求，钻井液的携砂能力要达到录井要求，确保各 种取样条件达标，若岩屑获取困难时应停钻整改，整改合格后，方可继续钻进。(6)施工过程中要重视油气层保护，优化和优选钻井参数，控制好钻井液性能，为油 气层发现和完井测试提供良好的井眼条件。(7)钻遇油气层井段，加强观察钻井液性能变化，根据实际情况适时调配钻井液性能,保证安全钻进。注意不要盲目加重，保护油层、防止压漏地层；开泵循环钻井液时，防 蹩漏地层。钻开油气层后，每次起钻前，要充分循环好钻井液；起钻时要控制起钻速度,防抽吸引起井喷；消除火灾隐患。(8)施工井队要配合现场录井人员取准有关数据，准备好取心工具，要求取心收获率 达到标准要求。(9)钻井液要求、下套管原则、阻流环下入深度、管外水泥返高要求以钻井工程设计 为准，按钻井工程设计要求执行，固井前要求制定出详尽的固井工艺措施，保证固井质 量。(10)做好非烽监测工作及H2s防护工作，配备检测仪器和人员防护器材，钻井过程 中注意观察是否有H2s气体，发现异常立即汇报。单193井17-单193井钻井地质设计书2、对现场地质录井要求：(1)严格执行钻井地质设计，取全取准各项资料。严格执行钻井质量新标准，保证录 井质量。(2)邻井实钻结果显示存在校深，且校深复杂，设计中预测的地层层位、岩性、含油 气层段与实钻地层可能存在误差，录井人员要及时描述岩屑，落实油气显示情况，加强 地层对比，做好地质预告。(3)录井人员要取全取准各项地质资料，加强地层对比分析，落实好油气显示情况。准确描述岩屑，及时观察油气显示，发现或怀疑有荧光的岩屑，要进行荧光滴照证实或 更多的工作，要做好随钻录井评价工作，确保岩性描述、油气显示落实准确，卡准取心 层位及完钻层位，及时向甲方提供决策建议。(4)本井施工过程中应充分利用综合录井仪连续测量的工程参数，及时调整施工措施,确保安全。特别是进入沙四段地层，要密切关注综合录井仪测量的钻井液出口电导率等 参数，实时监测钻井液的变化。现场录井人员要取全取准各项地质资料，加强地层对比 分析，准确描述岩屑，应充分利用综合录井仪资料，及时观察气测显示，落实油气显示 情况。(5)录井人员要加强地层对比，做好地质预告，卡准太古界界面。及时观察气测显示,落实油气显示情况，卡准取心层位。现场施工应根据实际钻入太古界的顶界深度，依据 设计完钻原则确定具体完钻井深。(6)录井队要充分利用综合录井仪工程、钻井液参数，做好异常事件监测及预报，出 现异常事件需及时向地质监督、钻井监督和钻井队提出并填写异常通知单，处理完后应 注明处理过程及结果。(7)录井人员要实时上传各项录井数据，供技术人员对现场实现远程实时监控，及时 掌握现场施工动态，严把关键环节钻井质量。(8)根据各项资料，检查井底30m是否有油气层，有则立即向油气勘探管理中心汇报,确定是否完钻c(9)根据甲方提供的油层顶底界及阻流环深度，准确计算和记录钻具及下套管数据。(10)钻遇疑难岩性及层位及时挑样送实验室分析鉴定岩性及层位。单193井18-单193井钻井地质设计书十二、附图附表1.邻井地层分层数据表2.单193井岩心取样附表3.单193井测井项目附表4.单193井区探井井位图5.单193井区井位图6.滨县凸起南坡T7构造图7.单古6井区Tg构造图8.单193井区沙四上砂体1构造图9.单193井区沙四上砂体2构造图10.单家寺2020三维（叠前时间偏移）东西向1687地震剖面图11.单家寺2020三维（叠前时间偏移）南北向1283地震剖面图12.过单193-单古6-单64井南北向油藏剖面13.过单193-单古6一单64井地震剖面图14.单193井地层压力预测剖面单193井19-单193井钻井地质设计书1、邻井地层分层数据表:代表假整合层位单19单古6滨117单192底深(m)含油井段(m)底深(m)含油井段(m)底深(m)含油井段(m)底深(m)含油井段(m)平原组227.00未测230.00未测明化镇组943.00 890.00949.00937.001038.00馆陶组1200.001168.0-1200.01198.301147.0-1198.31333.501390.00东营组缺失 缺失缺失1520.00沙一段1307.001213.0-1233.01311.001202.6-1233.0/,1792.501700.001577.3-1623.0沙二段1509.001518.00缺失1753.00沙三段1781.501969.901572.5-1956.3/,1970.002150.001776.0 1778.0纯上亚段1902.00 缺失2030.00/,2280.00纯下亚段2268.002409.402403.6-2407.8前震旦系1936.002950.001980.02794.02559.002409.42466.8代表断层、代表不整合单 193 井一20-单193井钻井地质设计书2、单193井岩心取样附表钻井取心采样要求项 目采 样 要 求常规分析（孔隙度、渗透率、含油饱和度、碳酸盐、岩石 粒度、岩石密度、薄片。）油浸及以上含油级别的岩心每1m取样10 块，1/2直径，长10cm,其中三块