井钻井地质说课讲解.doc

此文档收集于网络，如有侵权请联系网站删除四川省古蔺县石宝矿段煤层气地质调查试验工程SQ-7井钻井地质设计2013年5月此文档仅供学习和交流钻井地质设计审批单项目名称四川省古蔺县石宝矿段煤层气地质调查试验工程建设单位井 号SQ-7设计名称SQ-7井钻井地质设计设计单位项目负责设计编写审 核审 批目 录1 井区概况11.1地理位置及交通11.2地形地貌31.3地表水系31.4气候特征31.5地质灾害42 基本数据53 矿段地质概况73.1构造73.2地层114 设计依据及钻探目的124.1设计依据124.2钻探目的125 设计地层剖面135.1设计钻遇地层135.2设计钻遇煤层146 工程要求176.1钻井液性能使用要求176.2井身结构及质量要求176.2.1井身结构176.2.2井身质量要求176.3固井要求186.3.1套管技术要求186.3.2固井程序196.3.3固井质量要求196.4其它技术要求207 资料录取237.1录井237.1.1岩屑录井237.1.2岩、煤心录井237.1.3钻时录井247.1.4气测录井247.1.5钻井液录井247.1.6简易水文观测247.1.7循环观察257.1.8特殊作业录井257.2煤层取心258煤层分析测试279 地球物理测井2910 注入/压降试井3111 设计及施工变更3311.1设计变更程序3311.2井位变更程序3312.提交资料35附图1 SQ-7井钻井地质设计371 井区概况1.1地理位置及交通石宝矿段位于四川省泸州市古蔺县东南部，距古蔺县城3540km，行政区划属古蔺县石宝镇及金星乡管辖（图1-1）。矿段以石宝向斜为中心，可划分为南东翼和北西翼，其中，北西翼为石家沟石鹅井田，南东翼为石宝邱家祠井田（图1-2）。石宝矿段内交通目前以公路、乡镇级小路为主。S309省道从矿段转折端内穿过，路况较好；624、625和626等乡道由北东向南西贯穿石宝矿段，这些道路为石宝矿段的煤层气工程施工带来了便利。但除S309省道外，其它道路，包括3条乡道，路况极差，雨天泥泞。尤其是矿段内部的乡村道路，多急弯和坡道且多处狭窄，大型车辆通过不易。整体而言，交通条件较差，进场难度大，不利于设备进场和工程管理（图1-2）。SQ-7井位于石宝向斜北西翼（石家沟石鹅井田）中部62至12勘查线之间，行政区划属于湾村。井场有乡间道路通过，交通条件一般，进场道路需要修整（图1-2）。图1-1 石宝矿段交通位置示意图（摘自煤层气地质调查评价报告）图1-2 SQ-7井交通位置示意图（据石宝矿段地形地质图及C25煤层底板等高线图改编）1.2地形地貌矿段地处川黔边界，地形地貌属四川盆地云贵高原过渡带的低中山地貌，地势起伏，沟壑纵横。海拔标高一般8001200m，最高点为石宝黄泥大山，标高1484.80m，最低点在矿段南东翼营房河34勘查线附近，标高500m左右，高差一般在600700m。石宝镇所在地标高为1300m。整体而言，矿段内地形复杂，钻前平场工程量大、难度大；煤层气井大规模开发，地面条件受限。SQ-7井井场地处沟谷坡地，地貌为农田，地势平坦（图1-3）。图1-3 SQ-7井场卫星照片和现场踏勘照片1.3地表水系矿段内水网较为发育，河流、溪沟密布，呈树枝状展布，均属赤水河水系。主要河流为菜板河、段江河、小河、营房河、玉母寨河、盐井河。其中：段江河属赤水河一级支流；小河为盐井河的上游部分，在太平渡附近汇入赤水河；营房河为段江河的上游部分；玉母寨河为菜板河的一级支流。各河流水流方向受着构造控制。自山脊发源的横向冲沟与顺走向发育的溪沟汇合后，构成树枝状水系。沟谷多呈“V”字型，向源侵蚀南强于北。主要河流的水位、水量变化受大气降水控制，具有来势猛，径流快，易涨易落等特点。洪枯流量相差悬殊，丰水期为58月，其流量占全年径流量的6080%以上；枯水期为122月，其流量占全年径流量的1015%。SQ-7井场位于沟谷坡地，雨季施工要做好井场排水工作。1.4气候特征B石宝矿段属于亚热带季风气候，云雾多，日照少，冬季寒冷，霜冻期长。四季分明，不同季节温差较大，夏季时间短，气温较高，一般2832，极端最高气温达到41；冬季寒冷，而多雨雪，极端最低气温可达-10。多年平均降雨量1184.6mm，年最大降雨量1546.1mm（2000年），最小789.4mm（1960年），日最大降雨量257.9mm（2000年06月06日）。雨量多集中在58月，占全年降雨量的71%，雨日年平均173天（以0.1mm计算），霜期为每年11月下旬至次年的3月末或4月初。春秋时节则多阴雨。区内有霜冻、干旱、雷电、暴雨、大风等灾害性天气出现。项目施工进度安排，应尽可能避开一些极端天气情况集中的季节，同时做好灾害性天气的预防措施。1.5地质灾害本地属云南、马边、雷波地震波及区，较大的破坏性地震少见，有感地震却频频发生，显示了地壳的不稳定性。区内曾多次发生震级2.55.5级地震，最大烈度6度。根据国家地震局1990年版中国地震烈度区划图和四川省地震局编制的四川地震目录以及川南国土规划的危险区划图，矿段内的基本地震烈度为度，为相对稳定区。矿段内具有一定规模的滑坡有15处，崩塌2处，地裂缝3处，时逢大暴雨，常见滑坡、崩塌、泥石流发生，特别是在古蔺地区2000年6月6日特大洪灾中，造成较大的人员、牲畜、房屋及耕地损失。SQ-7井井场及其周边不易发生崩塌、滑坡、洪水及泥石流等自然灾害。2 基本数据（1）项目名称：四川省古蔺县石宝矿段煤层气地质调查试验工程；（2）井号：SQ-7；（3）井别：煤层气测试参数井；（4）井位： 井位坐标：X =3089010 Y =35610369； 地面标高：H =1060m； 井口地理位置：石宝镇于湾村； 构造位置：石宝向斜北西翼；（5）设计深度：660m；（6）目标煤层：C17、C25；（7）完钻层位及完钻原则： 完钻层位：二叠系中统茅口组； 完钻原则：C25煤层底界以下50m完钻；（8）完井方式：套管射孔完井。3 矿段地质概况3.1构造矿段主体构造为石宝向斜，两翼不对称，轴面向北西倾斜，地层倾角北陡南缓，北西翼一般倾角为4565，南东翼为2535（图3-1）。矿段内断层较发育，断层走向以NNE向和NW向为主。大部分为斜交断层。发现并控制的断层25条，其中对煤系破坏较大的断层主要集中于构造转折和褶皱复合地带，即矿段北东向斜仰起端和南翼34号勘查线一带发育的两组平行断层，其它部位的断层规模相对较小（表3-1）。（1）矿段北东部向斜仰起端构造矿段北东部向斜仰起端地质构造复杂，发育一组由F30、F104、F29、F32及其次生小断层构成的断层组，该断层组均呈弧状延伸、大致平行排列，除F29为正断层外，其余均为逆断层，表明该区域主要受挤压应力的作用，应力方向均指向向斜轴心。在挤压应力作用下，地层向向斜轴心方向弯曲变形。从向斜翼部到轴心地层变形空间逐渐缩小，承受应力作用逐渐增大。在相对软弱地层附近， 靠近向斜轴一方地层在应力反作用下沿软弱层面向空间释放压力，地层发生断裂，形成滑脱式逆断层。该类断层走向呈弧状延伸，倾角变化较大，且地层浅部产状陡，因而致浅部地层缺失，深部地层重复增厚。（2）向斜南翼34线一带构造向斜南翼34线一带，发育一组主要由F22、F90、F101、F24、F23、F43断层构成的断层组，断层走向均为NNESSW向，各断层呈平行排列，除F24为逆断层，其余5条均为正断层，表明该区域主要受张应力作用。此外，矿段内地层裂隙较发育，其主要发育在刚性岩石中，即栖霞组（P2q）、茅口组（P2m）、长兴组（P3c）、飞仙关组下段（T1f1）、嘉陵江组（T1j）、雷口坡组（T2l）和须家河组（T3xj）地层中。在须家河组（T3xj）砂岩地层中剪切裂隙和垂直层面的张裂隙比较发育；在栖霞组（P2q）、茅口组（P2m）、长兴组（P3c）、飞仙关组下段（T1f1）、嘉陵江组（T1j）、雷口坡组（T2l）灰岩中则主要为剪切裂隙。从构造部位来看，裂隙在断层旁侧及岩层急剧转折处-应力集中带内极发育。从方向上看有NNE、NE、NW几组裂隙，而以NNE组最为发育，与矿段内断层发育特征一致。SQ-7井场附近无断层发育。图3-1 石宝矿段C17煤层底板等高线图（摘自煤炭资源详查报告）表3-1 石宝矿段断层特征统计表（摘自煤炭资源详查报告）序号编号性质产状（）断距（m）分布位置与延伸情况长度（m）地表切割地层断层表现特征对煤系的影响备注倾向倾角水平铅直地层1F16平移-逆10675175181126由茶房头向NE和SE两个方向延伸，斜穿82号勘查线1250P2m-T1f地层有重复现象2F92逆95-13559135位于10号、12号勘查线附近，呈NEE-SWW延伸1270P2m-T1j1煤系及其以上至T1f2地层重复、增厚3F30逆2105060矿段北东向斜扬起端，F29断层西侧，在狮子岩南与F29相交，由此往NW延至龙井湾900P2m-T1f2P3c地层重复破坏了煤系4F104逆2105040矿段北东扬起端400在地表发育在P2m地层中，形迹不明显深部破坏了煤系5F29区域性正24055160东部扬起端与大村向斜分界部位，呈SSE-NNW延伸于薄刀岭-狮子岩-斑竹林一线3650S2h-T1f1破坏了煤系6F32平移-逆2456810721985扬起端中部，由石堡附近向东南经小河延到蕨蒺坪西北1600使P2m-T1f2地层走向上错开，且地层有重复现象深部在SHK401表现为P3c及煤系上部重复增厚7F35逆966419535025向斜扬起端部位南东石宝北P2m地层中，沿活麻坳-瓦房头近南北向延伸1200在地表使煤系中下部地层缺失深部在ZK801表现为煤系中下部地层重复、增厚8F23正260691319275向斜南翼龙兰寨东侧，近南北向延伸600在地表使煤系错开，层位不连续深部在ZK3401表现为煤系缺失变薄9F22正1156515012086青龙咀起往SW延伸，经富顺沟西达水洞北1000P2m-T1f2界线错开深部在ZK3405表现明显，孔内煤系局部缺失10F15正33663233019北翼老房子起，往SWW方向延伸800P2q、P2m界线错开，P2m有少量重复11F40逆30033131015SHK8003钻孔深部揭露350地层重复、增厚深部煤系、重复、增厚隐伏断层12F45正12050352520ZK7004、ZK7006钻孔深部揭露200地层重复、增厚煤系顶部地层重复、增厚隐伏断层13F204正17545402320扬起端北翼内坳处向阳坪之SE，呈SWW-NEE延伸120P3c、P3l层位错开，地层缺失部分煤系缺失14F93平移走向70199148向斜扬起部位北西内凹处马桑林北侧，NEE-SWW向延伸760S2h、P1l地层走向上不连续，界线错开15F41逆14035654030向斜扬起端北西洞坝街向NE延伸300P2m、P3l地层界线错开，地表煤系出露宽度增加浅部煤系重复、增厚16F44逆33025251025SHK303钻孔深部揭露250钻孔揭露煤系底部地层重复、增厚煤系底部重复、增厚隐伏断层17F28正33470149209140向斜扬起端中部，斑竹林西侧，北东交F29，往SWW延伸960S2h、P1l地层产状不连续，走向上层位错开18F33逆26060637535向斜扬起端南东、北端与F29断层相交，沿SSE向延至小河800P2m、P3l地层重复煤系重复、增厚19F35-1逆96401109060ZK801钻孔深部揭露800地层重复、增厚煤系重复、增厚隐伏断层20F42正29565101510ZK1407钻孔深部揭露320地层缺失、变薄钻孔内部分煤层缺失隐伏断层21F103正100201704070石宝向斜南翼李家山包东侧小沟，呈NNE-SSW延伸650T1f2、T1j4层位错开、地层缺失C17 、C25煤层缺失22F43正27060254320向斜南翼之水井沟南向北延伸400P2m-T1f1地层不连续、层位错开部分煤层缺失23F24逆3067014810485南翼龙兰寨西侧，NE交F23断层，向SW延伸450P2m-T1f1地层重复，局部倒转，界线错开深部煤层错跌重复24F101正30065806050南翼龙兰寨北西侧，NNE-SSW延伸210P2m-T1f1T1f1地层重复，下盘产状变陡，深部地层缺失煤层有缺失25F90正3106714014790南翼龙兰寨西侧，NNE-SSW延伸250P2m-T1f1地层有缺失，具揉皱现象钻孔内部分煤层缺失3.2地层 矿段内赋存的主要地层由新至老分别是侏罗系中统上沙溪庙组、下沙溪庙组及新田沟组、下统自流井组及珍珠冲组；三叠系上统须家河组、中统雷口坡组及下统嘉陵江组、飞仙关组；二叠系上统长兴组、龙潭组、中统茅口组、栖霞组及下统的梁山组及志留系中统韩家店组（表3-2）。其中龙潭组为矿段内的含煤地层。表3-2 石宝矿段地层简表（摘自煤炭资源详查报告）地层代号厚度（m）界系统组段最小最大平均累计中生界侏罗系中统上沙溪庙组J2s312312下沙溪庙组J2xs220320246558新田沟组J2x3015060618下统自流井组大安寨段J1-2z325643马鞍山段J1-2z2166809东岳庙段J1-2z125834珍珠冲组上段J1zh294928下段J1zh110938三叠系上统须家河组T3xj2503402851223中统雷口坡组T2l3081531下统嘉陵江组四段T1j41001631三段T1j31421773二段T1j21061879一段T1j11181997飞仙关组上段T1f2215.50274.51252.402249.4下段T1f1104.48183.65127.892377.29古生界二叠系上统长兴组P3c44.8880.6161.652438.94龙潭组P3l76.25130.1192.332531.27中统茅口组P2m2772808.27栖霞组P2q1742982.27下统梁山组P1l112993.27志留系中统韩家店组S2h503043.274 设计依据及钻探目的4.1设计依据本设计主要依据下列资料：（1）四川省古蔺县石宝矿段煤层气地质调查试验工程参数井和排采井工程EPC承包招标文件，2012；（2）四川省古蔺县川南煤田古叙矿区石宝矿段煤炭资源详查报告，2008年；（3）四川省古蔺县石宝矿段石宝邱家祠井田煤层气地质调查评价报告，2012年；（4）四川省古蔺县石宝矿段煤层气勘探方案，2013年；（5）石宝邱家祠井田地形地质图；（6）石宝邱家祠井田C17煤层底板等高线图；（7）石宝邱家祠井田C25煤层底板等高线图；（8）石宝邱家祠井田C17煤层厚度等值线图；（9）石宝邱家祠井田C25煤层厚度等值线图；（10）12号勘探线剖面图；（11）62号勘探线剖面图（12）SQ-7井周边钻孔柱状图（ZK1202、ZK1204、ZK6201、ZK6203、ZK6205）；（13）煤层气钻井作业规范（DZ/T0250-2010）；（14）煤层气含量测定方法（GB/T19559-2008）；（15）煤层气井注入/压降试井技术规范（GB/T24504-2009）；4.2钻探目的获取目标煤层（C17和C25）和非目标煤层（局部可采煤层）的储层参数，包括煤层埋深、厚度、含气量、渗透率、储层压力及等温吸附等参数；做好固井和完井，为下一步储层改造和排采试气奠定基础，为石宝矿段煤层气规模化勘探开发积累经验。5 设计地层剖面5.1设计钻遇地层SQ-7井预计钻遇地层的主要参数见表5-1。表5-1 地层分层数据表地层系统设计地层（m）地层产状故障提示界系统组段层厚钻遇厚度累深倾向倾角新生界第四系（Q）111中生界三叠系（T）下统飞仙关组（T1f）二段（T1f2）235236SE50防漏、防涌、防斜一段（T1f1）162398SE50古生界二叠系（P）上统长兴组（P3c）/85483SE50龙潭组（P3l）/133616SE50防塌、防斜中统茅口组（P2m）/44660SE50防漏、防涌钻遇地层分述如下：（1）第四系（Q）主要由表土，由松散未固结粘土组成，与下伏地层呈角度不整合接触。（2）三叠系下统飞仙关组二段（T1f2）根据岩性分为上、下两部分，上部为紫红、黄绿、灰绿色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩夹薄层状泥岩、数层生物碎屑灰岩及透镜状、条带状灰岩；下部为紫红、紫灰色薄中厚层状粉砂岩、泥质粉砂岩夹钙质泥岩及条带状、透镜状灰岩。与下伏地层呈整合接触。（3）三叠系下统飞仙关组一段（T1f1）岩性为深灰、灰、灰绿色中厚层状泥灰岩夹生物碎屑灰岩、钙质泥岩及灰岩。顶部为中厚层状鲕状灰岩、含泥质鲕状灰岩；底部为灰绿、黑色泥岩及钙质泥岩，水平层理发育。与下伏地层呈整合接触。（4）二叠系上统长兴组（P3c）岩性为深灰、黑灰色厚层状生物碎屑灰岩，下部夹黑色泥岩、炭质泥岩薄层，底部为生物碎屑灰岩与黑色泥岩不等厚互层。与下伏地层呈整合接触。（5）二叠系上统龙潭组（P3l）由灰白、灰、黑色薄中厚层状细砂岩、粉砂岩、泥岩、粘土岩、炭质泥岩、煤层和硫铁矿等组成含煤岩系。与下伏地层呈假整合接触。（6）二叠系中统茅口组（P2m）岩性为浅灰、棕灰色中厚层状微细晶生物碎屑灰岩及浅灰色厚层状微细晶豹斑状灰岩。5.2设计钻遇煤层SQ-7井设计钻遇煤层的数据如下表5-2所示。其中C17和C25煤层为目标煤层，其它煤层为非目标煤层。表5-2 SQ-7井预计见煤数据表煤层编号煤层底界深度（m）煤层假厚（m）煤层真厚（m）C13504.51.81.4C14522.30.80.6C155340.70.5C17557.53.52.0C20568.71.20.8C23579.50.80.6C24587.10.60.4C256104.93.7现将钻遇煤层特征简述如下：（1）C13煤层C13煤层，位于龙潭组上含煤段中上部，距C11煤层底界3.32m20.90m，平均11.96m。煤层厚0.001.71m，平均0.70m。常以23个分煤层形式出现，结构较复杂。煤层厚度在矿段两翼大致相近，且都呈现出两端厚、中间薄的特点。具体的：北西翼7666线之间，煤厚0.5m；南东翼18线附近、22至28线之间，煤厚0.5m。顶板岩性为黑灰色泥岩；底板主要为泥岩、炭质泥岩，局部为砂岩、粘土岩、粉砂质泥岩。（2）C14煤层C14煤层，位于龙潭组上含煤段中部，距C13煤层底界1.14m16.86m，平均9.36m。煤层厚0.005.49m，平均0.94m。常以23个煤分层形式出现，多为复杂结构。煤层厚度南东翼较北西翼厚、中部及东部厚度较大、南西端及近北东段厚度较小。具体的：北西翼78至70线之间、8至10线之间，煤厚0.8m；南东翼8至10线之间、12至16线之间深部、22至34线之间浅部，煤厚0.8m。煤厚顶板为泥岩或炭质泥岩，间接顶板为砂、泥岩互层或砂质泥岩；底板为黑灰色泥岩或炭质泥岩。（3）C15煤层C15煤层，位于龙潭组上含煤段中下部，距C14煤层底界1.10m26.02m，平均7.66m。煤层厚0.00 2.18m，平均0.68m。属单一结构煤层，测井曲线无明显特征。煤层厚度南东翼较北西翼厚。具体的：北西翼78至66线之间、62线附近、8至10线之间，煤厚0.5m；南东翼10至12线之间、24至28线之间，煤厚0.5m。煤层顶板为浅灰灰色粘土岩、粉砂质泥岩，发育水平、小型交错层理，夹砂岩透镜体、炭质泥岩薄层及煤线；底板为灰深灰色粘土岩和泥岩。（4）C17煤层C17煤层，位于龙潭组中含煤段上部，距C15煤层底界1.8022.07m，平均11.05m。煤层厚0.615.73m，平均1.82m。该煤层松散，多呈片状、粉状，有“糠煤”之称，厚度大，全区可采。煤层厚度北西翼较南东翼厚，东西两端厚度较大，中部厚度变薄。煤层属单一结构煤层，局部地段含三层夹矸。煤层顶板为灰黑色泥岩和灰色岩屑粉砂岩（B4标志层）。底板主要为泥岩、炭质泥岩，局部为砂岩、粉砂质泥岩、粘土岩。（5）C20煤层C20煤层，位于龙潭组中含煤段中上部，距C17煤层底界1.1015.64m，平均7.60m，一般7.009.00m左右。煤层厚0.003.93m，平均0.88m，多为单一结构煤层，物探NR曲线为一单峰异常。煤层厚度南东翼较北西翼厚。具体的：北西翼，局部可采，位于8线以东，煤厚0.8m；南东翼，大部可采，仅18至22线之间不可采，煤厚0.8m。煤层顶板为深灰色泥岩或粉砂质泥岩，偶见岩屑粉细砂岩；底板为深灰色泥岩，发育水平层理。（6）C23煤层C23煤层，位于龙潭组中含煤段中部，距C20煤层底界1.0718.60m，平均7.27m。煤层厚0.002.28m，平均0.57m，为简单结构煤层。煤层厚度变化大。北西翼仅7680线之间、12线附近部分可采，煤厚0.8m；南东翼浅部地段、12线附近部分可采，煤厚0.8m。煤层顶板为黑色泥岩和灰色岩屑粉砂岩，煤层底板为泥岩和岩屑砂岩。（7）C24煤层C24煤层，位于龙潭组中含煤段下部，距C23煤层底界0.7826.8m，平均6.56m。煤层厚0.002.91m，平均0.83m。煤层多为单一结构，少数为简单结构。煤层厚度南东翼较北西厚。具体的：北西翼仅76线附近、8至12线之间可采，煤厚0.8m；南东翼基本稳定可采，煤厚0.8m。煤层顶板为深灰色泥岩或炭质泥岩，部分地段为岩屑粉砂岩，底板为黑灰色泥岩。（8）C25煤层C25煤层：位于龙潭组下含煤段上部，上距C24煤层底界5.11m20.48m，平均12.06m，距茅口组顶界0.03m19.11m，平均3.81m。煤层厚0.098.58m，平均2.63m。结构简单、厚度较大且全区可采。煤层厚度北西翼较南东翼厚。具体的：北西翼沿走向中段厚度最大，东、西两端煤层较厚，近两端处煤层变薄；南东翼沿走向两端及中段煤层增厚，近两端处煤层变薄。煤层顶板为黑灰色泥岩或粉砂质泥岩，含星散状和浸染状黄铁矿，常富集成为上硫铁矿层的一部分（B2标志层），底板为黑色炭质泥岩、泥岩或直接与灰白色含黄铁矿粘土岩接触。6 工程要求6.1钻井液性能使用要求钻井液是煤储层接触的第一种、通常也是造成储层伤害最严重的一种外来流体。为了保证煤储层不被污染，对钻井液性能提出如下要求：（1）一开钻进钻井液配制以防塌、防漏为目的，使用常规泥浆，根据现场实际情况进行调整，必要时加入降失水剂和稀释剂，以保证正常钻进，提高钻效。（2）二开钻进钻井液配制以防漏、防涌水、防塌、防煤层污染为目的。目标煤层揭露前采用低固相钻井液钻进，钻井液密度不大于1.05g/cm3，必要时适当加入钾盐、胺盐等防塌处理剂，加入絮凝剂提升岩屑上返能力，达到安全钻进的目的。（3）为保护煤储层，进入含煤地层后，在保证钻井安全与煤层采取率的前提下，尽量采用低固相泥浆（或清水）钻进。6.2井身结构及质量要求6.2.1井身结构采用二开钻进方式（图6-1），一开采用311.15mm牙轮钻头钻穿第四系，进入基岩面下20m后停钻，下入244.5mm表层套管，固井封固地表疏松层，水泥浆返至地面。二开采用215.9mm牙轮钻头，钻至C25煤层底板以下50m完钻，下入139.7mm生产套管固井。6.2.2井身质量要求钻井施工作业及其质量按煤层气钻井作业规范（DZ/T 0250-2010）和本项目要求执行，钻井工程质量达到煤层气钻井工程质量验收评级标准（Q/CUCBM0305-2004）的优秀级别，井身质量要求见表6-1。井深以转盘面为基准，校核钻具实长为准；每钻进100m应校核钻具长度。表6-1 井身质量要求全井最大井斜角（）井底最大水平位移（m)全角变化率（/25m）井径扩大率（%）全井段煤层段4301.2（连续三点）1525图6-1 SQ-7井井身结构示意图6.3固井要求6.3.1套管技术要求根据钻井过程中各种载荷和压裂压力的计算，选择钢级为H40，规格为244.5mm8.94mm套管作为表层套管；选择钢级为J55，规格为139.7mm7.72mm套管作为生产套管。套管设计见表6-2。表6-2 煤层气井套管设计表开钻序号井 径（mm）井深（m）套管尺寸（mm）钢级壁厚（mm）一开311.15基岩面下20m244.5H408.94二开215.9井底139.7J557.726.3.2固井程序一开结束后，下入表层套管，套管规格为H40 244.5mm8.94mm，下至距一开孔底0.5m处，使用G级石油固井水泥封固地表松散层，水泥浆平均密度1.850.03g/cm3，固井水泥浆返至地面。固井结束侯凝24h后，试压6MPa，30min内压降0.5MPa，视为合格。二开完钻后，下入生产套管，套管规格为J55 139.7mm7.72mm，生产套管串结构：139.7mm引鞋+139.7mm套管+阻流环+139.7mm套管串+139.7mm定位短套管1根+139.7mm套管串+139.7mm定位短套管1根+139.7mm套管串。使用G级石油固井水泥，采用变密度固井工艺封固煤系及上覆地层，最上目标煤层段以上水泥浆密度为1.6g/cm3，其他段水泥浆密度1.8g/cm3，固井水泥浆返至地面，固井水泥浆返高及水泥浆密度参照煤层气钻井作业规范（DZ/T 0250-2010）规定的方法进行计算。替浆时要求计量准确，严防替空。固井结束侯凝48h后，试压20MPa，30min内压降0.5MPa，视为合格。试压结束后测双界面声幅，检查固井质量。固井参数见表6-3。表6-3 固井参数统计表套管水泥规格水泥浆密度（g/cm3）水泥返高试压（MPa）30min压降（MPa）表层套管G级1.850.03至地面60.5生产套管G级1.6、1.8至地面200.56.3.3固井质量要求固井质量参照煤层气钻井作业规范（DZ/T 0250-2010）第9章9.2条规定的内容和标准进行验收。（1）套管柱结构及强度符合钻井设计要求；套管柱下入长度误差不超过千分之零点五；磁性定位短套管下入数量及深度符合设计要求，其下入深度误差不超过10m。（2）水泥返深符合钻井设计要求；水泥环封固质量能有效封割水层，不窜不漏。（3）生产层段的水泥环质量用声幅曲线监测时，以无水泥环声幅值为100%，凡声幅相对值在10%以内为优质胶结，声幅值在1020%为合格胶结，2030%为基本合格胶结，30%为不合格胶结。（4）人工井底距最下一个目标煤层底板不少于40m，人工井底距套管鞋不少于5m。建议浮箍和浮靴之间加短节，保证口袋长度。（5）套管柱试压满足有关技术要求。6.4其它技术要求（1）石宝矿段飞仙关组、长兴组及茅口组均存在不同涌漏情况，龙潭组易垮塌，故开钻前应提前做好防涌、防漏、防垮塌的预案及措施。（2）现场技术监督要及时准确判明地层层位，下准见煤预告；（3）当班司钻要随时掌握进尺速度，进入煤系更要格外注意，如出现进尺突然加快应及时停钻，待判明情况后再钻进，防止打丢、打薄煤层；（4）在钻进过程中，工作人员须经常注意观察，发现有跳钻、循环水带气泡、井涌等现象时，必须及时、详细记录时间、井深、程度等，必要时应停钻循环观察；（5）钻进过程中要根据地层压力情况，及时调整泵压、排量等有关参数，确保平衡钻进；（6）提钻后、下钻前各进行一次回次水位观测，间隔时间应大于5min。钻进时每小时观测一次钻井液消耗量，若孔内漏水，增加至每30min观测一次，若漏水量较大，应开大泵量观测其最大漏水量；若遇涌水应测其水头高度，必要时通知水文人员。对钻孔中出现的坍塌、掉块等现象，应及时、详细记录其孔深、层位；（7）钻进中要求每百米丈量钻具一次，见基岩时丈量一次，在煤层上下10m的范围内准确丈量钻具，终孔丈量钻具一次，允许误差不大于1.5。误差超限时要合理平差；（8）所有工具下井之前都必须进行严格检查，钻柱下井前要进行探伤，杜绝事故隐患；（9）下套管时要对煤层采取必要的保护措施；（10）在完钻后交接井之前，钻机不得搬迁；交接后施工单位应及时提交该井钻井工程各项原始资料；（11）需要测井时，提前一天通知甲方安排测井；钻到测井层位时应停钻循环，待测井车到达井场后方可起出钻具进行测井；（12）原始记录：各项原始记录均按规定的格式内容和填写要求，认真用钢笔填写，做到及时，准确、清楚、完整，严禁刮改、涂改，并按时交相关负责人员审核签字。7 资料录取7.1录井7.1.1岩屑录井第四系不捞砂样，但必须判定基岩界面。进入基岩后，非含煤地层2m捞取1包，含煤地层1m捞取1包，并做好鉴定，建立地层剖面。现场整理、汇总岩屑录井表，并绘制1:500随钻剖面，对地层做出初步的判定和划分。每包岩屑重量不得少于500g。煤屑应尽量多取；全井漏取岩屑样的包数不得超过总数的0.5%，目的层井段不允许漏样。迟到时间采用理论计算法和实测法，非目的层100m进行一次实测校正，目的层50m进行一次实测校正。7.1.2岩、煤心录井SQ-7井取心段为二叠系上统龙潭组。具体编录内容如下：（1）岩心及煤心的放置顺序为从左到右，自上而下依次排列、清洗、编号；较破碎的岩心或煤心分段用样品袋包装扎口编号；（2）岩心、煤心经过采样、编号后，还应及时填写岩心票、分层票、采样票；岩心票、分层票分别置于回次岩心、分层岩心底界，采样票放在采样位置；（3）岩心箱要统一编号，一律写在岩心箱前侧。格式如下：XX井 第X箱 井深XXXXm 编号XXXX；（4）经过采样、编号后的煤心、岩心，必须及时描述；煤心描述后应立即用塑料袋封装，防止煤岩氧化及原生结构破坏；（5）煤心、岩心的描述内容，要求顺序统一、定名准确、重点突出、调理分明、文字简练等。煤心描述顺序为宏观煤岩类型、宏观煤岩成分、物理性质、结构、构造、内、外生裂隙、夹矸及含气情况等；岩心描述的顺序为定名、颜色、成分、结构、构造、胶结状况、裂隙发育情况及含气情况等；（6）编录后，岩、煤心要妥善保管，不得露天存放，严防错乱及油污。（7）现场取煤时，地质人员要遵守防煤制度；取煤之前应提前20m下见煤预告书；取完煤后，要填写取煤报告书。7.1.3钻时录井钻时录井从一开钻进开始进行，每1m记录1个钻时点，目标层井段0.1m记录1个点。以便于判断煤层埋深、厚度和确定夹矸位置。尽量保持钻井参数的相对稳定，以便提高钻时参数反映地层岩性的有效性，并记录造成假钻时的非地质因素。须经常核对钻具长度和井深，每打完一个单根和起钻前必须校对井深，井深误差不