鄂尔多斯盆地胡尖山油田胡
154 区块
井组号：安 159-27 扩产建区：常规区
井 号：安 160-25
井 别：注水井井 型：定向井 钻井地质设计
中国石油天然气股份有限公 司
长庆油田分 公 司第六采油厂产能建设项目组
二 ○ 一二年七月三十一日
钻井地质设计责任表
胡 154 区块安 160-25 井钻井地质设计
设计单位：长城钻探工程有限公司录井公司开发井地质设计中心 设 计 人：
李清 （签字）日期：2012 年 07 月 31 日
设计单位技术负责人：
梁莹 （签字）日期：2012 年 07 月 31 日 产建项目组技术负责人意见：
李龙龙
（签字）日期：2012 年 08 月 01 日 产建项目组主管领导审批意见：
周创飞
（签字）日期：2012 年 08 月 01 日
目
录
1 井区自然概况
1 b5E2R。
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
1 2 地质简介
1 2.1 构造概况
1 2.2 标准地层剖面
2 2.3
储集层特征
3 2.4
油气藏简述
3 2.5 勘探开发简况
4 2.6
已钻井复杂情况
4 3 设计依据及开发部署
4 3.1
设计目地
4 3.2
设计依据
4 3.3
布井结果
4 4 设计分层数据表
5 5 工程要求
6 5.1 地层压力
6 5.2 钻井液类型及性能
7 5.3 井身质量
8 5.4
井身结构要求
9 5.5
完井质量要求
9 6 资料录取要求
9 6.1 地质录井
9 6.2 地球物理测井
10 7 健康、安全与环境管理
10 7.1 基本要求
10 7.2 健康、安全与环境管理体系要求
10 7.3 钻遇含有毒、有害气体层段要求
11 8 设计及施工变更
11 8.1 设计变更程序
11 8.2
目标井位变更程序
11 8.3
施工计划变更程序
12 9 技术要求
12 10 附件、附图
13 10.1 三压力预测( 据胡
180 井)13 10.2 井场周围环境示意图
14
1 井区自然概况
1.1 地理简况
1.1.1 地理环境
该井位于陕西省定边县新安边乡后崾岘村.地处黄土塬区，井区周围沟谷纵横，山峁相间， 地形十分复杂，地表起伏高差大，地表系第四系未固结地松散黄砂土，承压强度小.井场周 围无影响施工设施.区块面积预计 70 平方公里. p1Ean。
1.1.2 交通、通讯 该区交通、通讯不方便. 1.2 气象、水文
1.2.1 气候 冬春季多西北风及沙尘.最大风力可达 5 级等. 1.2.2 气温 夏季气温(10℃～30℃)，冬季气温(-15℃～5℃). 1.2.3 雷雨雪霜 夏季高温多雷雨，秋季凉爽而短促，冬季干旱且漫长，日照充足.年平均降水量 397 毫米.无霜期约 126 天. 1.3 灾害性地理地质现象
多雨季节，有山体滑坡现象. 2 地质简介
2.1 构造概况
2.1.1 区域地质背景
胡尖山地区位于陕北斜坡中北部， 长 4+5 属于三角洲亚相 沉积. 2.1.2 构造基本特征 该区区域构造表现为一平缓地西倾单斜，平均坡降 6-10 米/平方公里，在西倾单斜背景上局部发育鼻状隆起，隆起对油气富集起着重要作用. DXDiT。
2.1.3 圈闭特征 本区构造比较平缓，单斜背景上地鼻褶相对发育，岩性圈闭可能是本区圈闭地主要类型，其次为古地貌圈闭、构造－岩性圈闭. RTCrp。
2.2
标准地层剖面
油田地层简表 表 1 分层 厚度
岩性简述
标志层 系 组 段 油 层 组 (m) 侏罗系 直罗组
230～280
厚层块状中－粗粒砂岩
延安组
延 4
0～30
灰黑色泥岩与灰白色细粒砂岩，夹煤线
延 5
0～25 灰白色块状细－中粒石英砂岩与灰黑色泥岩夹煤层
延 6
26～45 灰白色厚层细－中粒砂岩与灰黑色泥岩，顶部煤层区域分布稳定
延 7
30～38
灰白色厚层砂岩与灰黑色泥岩互层，夹煤线
延 8 延 8 1
8～12
灰白色块状细－中粒砂岩与灰黑色泥岩夹煤层，煤层比较稳定
Y8 顶煤 延 8 2
7～10 延 8 3
8～12
延 9 延 9 1
0～15
灰白色厚层块状中粒砂岩夹黑色泥岩和煤层
Y9 顶煤 延 9 2
0～25 延 9 3
0～40
延 10
0～150 灰白色块状色中－粗粒砂岩夹灰色、灰黑色泥岩、煤层
-三叠系 延长组
T 3 y5
长 1
0～120
暗色泥岩、泥质粉砂岩、粉细砂岩不等厚互层，夹炭质泥岩及煤线
K9
T 3 y4
长 2
长 2 1
长 212
47～68
灰绿色块状细砂岩夹暗色泥岩
长 2 2
1 3 长 2 1
4 长 2 1
长 2 2
30～90 浅灰色细砂岩夹暗色泥岩 K8
长 2 3
55～80
灰、浅灰色细砂岩夹暗色泥岩
K7
长 3
70～130
浅灰、灰褐色细砂岩夹暗色泥岩
K6
T 3 y3
长 4+5
长 4+5 1
长 4+5 11
40～55
浅灰色粉细砂岩与暗色泥岩互层
K5 长 4+5 12
长 4+5 2
长 4+5 21
40～70
浅灰色粉细砂岩与暗色泥岩互层
长 4+5 22
长 6 长 6 1
35～45 褐灰色块状细砂岩夹暗色泥岩 K4 长 6 2
35～45 浅灰色粉细砂岩夹暗色泥岩 K3
长 6 3
35～45 灰黑色泥岩、泥质粉砂岩、粉细砂岩互层夹薄层凝灰岩
K2
长 7
80～100 暗色泥岩、炭质泥岩、油页岩夹薄层粉细砂岩
K1
T 3 y2
长 8
70～85
暗色泥岩、砂质泥岩夹灰色粉细砂岩
长 9
90～120
暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩
顶 KO
T 3 y1
长 10
280～350
灰色厚层块状中细砂岩，粗砂岩，麻斑结构
顶 k-1
纸坊组
灰紫色泥岩、砂质泥岩与紫红色中细砂岩互层
2.3
储集层特征
2.3.1 成岩环境 该区主要以机械压实作用和压溶作用、胶结作用和溶解作用为主. 2.3.2 物性特征 长 4+5 储层由于成岩期地压实、压溶作用强烈，碎屑颗粒多为线接触，孔隙度一般为10-13%，渗透率一般为（0.5-1.0）–3u m 2 . 5PCzV。
2.3.3 空间展布特征 该区砂体近西北-东南向分布，砂体较宽，厚度较小. 2.3.4 岩石地敏感性 延 9 储层为无~中等水敏、弱~无速敏、无~中等酸敏. 2.4 油气藏简述
2.4.1 油气藏类型 岩性油气藏 2.4.2 流体性质及有毒、有害气体含量 作业过程中注意有毒有害气体（H 2 S、CO 等）防护措施. 2.4.3 油气水界面
油藏属岩性油藏，无油水界面 2.4.4 压力特征 本区地层压力属正常范围，无高压层或特低压层存在（地层破压一般在 30-40Mpa）. 2.5 勘探开发简况
该区已完钻评价井、预探井近 30 口，2012 年滚动开发. 2.6 已钻井复杂情况
在钻井施工过程中注意防漏措施.
3 设计依据及开发部署
3.1 设计目地
完成 2012 年产建任务 3.2 设计依据
(1)、依据长庆油田公司采油六厂产能建设项目组下发地安 159-27 钻井地质要求：
(2)、依据中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司下发地《开发井钻井设计编制规范》； (3)、依据长庆油田公司 2005 年颁发地《石油天然气探井资料采集与整理操作规程》. (4)、依据邻井安 163-22 有关资料. 3.3 布井结果 安 160-25 井设计要求 表 2
井号 安 160-25 钻井顺序 1 施工井队 长兴 40598 井别 注水井 井型 定向井 前托距离（m）
复测 地理位置 陕西省定边县新安边乡后崾岘村
井组复测坐标 纵坐标(X) 横坐标(Y) 构造位置 鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 4119652.19 36489067.83
井口坐标 纵坐标(X) 横坐标(Y) 设计方位(°) 设计位移(m) 419652.19 36489067.83 105.35 544.60
中靶坐标 纵坐标(X) 横坐标(Y)
靶心半径(m)
≤30 4119508 36489593 中靶垂深 (m) 2140 磁偏角 －2.733°
靶心海拔 (m) -501.26 设计井深(m) 2207 地面海拔 (m) 1633.54 大门方向﹙°﹚ 150.39 目地层 长 4+5 完钻层位 延长组延 6. 完钻原则 钻穿长 4+5 油层后 35m 完钻. 完井方式 套管射孔完钻. (若完钻后发现井底发育油层，需加深完钻井深，油层以下留足口袋.完钻井深可根据地层油层变化情况
作相应调整，打口袋过程中如发现油斑级以上油气显示，及时和项目组联系，经项目组同意后方可加深.) 4 4
设计分层数据表
表 3 jLBHr。
地层时代 设计地层 （m）
故障提示 界 系 统 组 段 深度 厚度
新生界
第四系
153
153
防斜、防漏
中生界
白垩系
志丹统 环河组
468 315
防斜、防漏 华池组
674 206 洛河组
1108 434
侏罗组
中统 安定组
1250 142 防斜、防掉牙轮 直罗组
1542 292
防漏、防塌
延 4+5 1584 42
延 6 1605 21 延 7 1654 49 延 8 1689 35 延 9 1756 67 延 10 1828 72 富县组
1861 33 防漏、防塌
上统
延长组 长 2 1949 88
防漏、防塌 长 3 2067 118 长 4+5 2157 90 长 6（未穿）2207 50 预计油气水层位置 表 4
层位
预计油层位置（米）
相当于邻井油气显示 井号 井段（m）
解释结果 延 9 1737 ~ 1738
安 159-2 井 补心海拔 1638.52m 1736. 6 ~ 1737. 6 含油水层 延 10 1779 ~ 1780 1778. 5 ~ 1780. 1 含油水层 长 2 1893 ~ 1897 1892. 6 ~ 1896. 6 油水同层 长 3 2057 ~ 2059 2056. 9 ~ 2058. 8 差油层
长 4+5 1 2085 ~ 2090 2084. 6 ~ 2089. 8 油水同层 2091 ~ 2092 2090. 4 ~ 2091. 6 差油层 2095 ~ 2098 2094. 4 ~ 2097. 6 差油层 2099 ~ 2101 2098. 3 ~ 2100. 6 油水同层
长 4+5 2
2139 ~ 2141 2138. 6 ~ 2140. 8 差油层 2143 ~ 2144 2142. 5 ~
2143.8 差油层 2159 ~ 2165 2158. 5 ~ 2164. 4 含油水层 2165 ~ 2172 2164. 8 ~ 2171. 0 含油水层 （注：复杂提示：根据地层岩性、物性、岩石敏感性、高陡、断层 、 高压、含油气水及
特殊矿物等地空间展布规律，对钻井施工分段进行防斜、防漏、防卡、防喷、防垮塌及保护油气层等提示.）
xHAQX。
5 工程要求
5.1 地层压力
5.1.1 已钻井实测地层孔隙压力
已钻井实测地层孔隙压力成果表 表 5
井号
层位 油层中部深度(m) 地层压力(MPa)
压力系数
备注 胡 153 长 4+5 2200 14.61 0.66
5.1.2 已钻井破裂压力 已钻井破裂压力试验成果表 表 6
井号 层位 井段 m 破裂压力 MPa 破裂压力梯度 MPa/100m 胡 153 长 4+5 2172-1978 32.7
5.1.3 生产井地采（注）压力 生产井地采（注）压力成果表 表 7
井
号 井
型 采(注) 井段m 层
位 压力资料
备注 静压 MPa 复压 MPa 测压时间 h:min 油压 MPa 套压 MPa 胡 153 直井 2172-1978 长 4+5 14.61
0:10
5.1.4 地层压力预测 安 160-25 井地层压力预测表 8
井号 层位 设计井深(m) 压力系数 复杂提示 安 160-25 长 4+5 2140 0.72 防喷、防毒
5.2 钻井液类型及性能
5.2.1 已钻井钻(完)井液使用情况 已钻井钻(完)井液使用情况表 表 9
井号 层位 井段(m) 钻井液/完井液 油、气、水显示及漏失情况
类型 密度(g/cm 3 ) 粘度(s)
胡 153 长 4+5 2172-1978 低固相聚合物
1.01-1.05
30-60
5.2.2 设计井钻井液类型及性能要求 设计井钻井液类型及性能要求表 表 10
井号
层位
井段 m 常规性能 保护油气层要求 其它
密度 g/cm 3
粘度 S 泥饼mm
失水 Ml
PH 值
进入油层前 50 米，停止加大分子聚合物，将钻井液转化为低固相、
黄土
＜1
1.03-1.04 35-50 10 低滤失量地聚合物完井
液；打开目地层地钻井 液密度：地层压力系数
洛河
1.01-1.03
28-33 ＜1
不控
7-8
≤1.0，侏罗系钻井液 密度≤1.05g/cm 3 ，三
安定
1.01-1.02
30-33 ＜1
不控
7-8
叠系钻井液密度≤1.08 g/cm 3, ，地层压力系数
直罗
1.01-1.02
30-35 ＜1
＜20
7-8
＞10，钻井液密度在地 层压力当量密度地基础
延安
1.01-1.03
32-35 ＜1
＜8
7.5-9
上附加 0.05- 0.10g/cm 3 ，滤失量
富县
1.02-1.04
32-35 ＜1
＜8
7.5-9
≤8ml,油层浸泡时间 ≤72h.
延长
1.03-1.05
35-60 ＜1
＜8
8-9
5.3 井身质量
5.3.1 直井井身质量要求 直井及定向井直井段井身质量要求表 表 11
井段(m) 井斜角 （°）
最大全角变化率 （°/30m）
最大水平位移 ﹙m﹚ 0-1000 ≤ 2 ≤ 1.75 ≤20 1001-2000 ≤ 3 ≤ 2.25 ≤30 2001-3000 ≤ 5 ≤ 2.25 ≤40. 3001-4000 ≤ 7 ≤ 2.5 ≤ 60 注∶以电测井斜和方位为依据，30m 为一点，全角变化率连续三点超过以上表规定为不合格. 5.3.2 定向井井身质量要求 定向井身质量要求表 表 12
井号 井深 m 最大全角变化率 （°/30m）
最大井径扩大率 ％ 平均井径扩大率 ％ 靶心距（m）
水平 垂直 空间
≤1000 ≤1°40′ ≤20 ＜15
≤2000 ≤2°10′ ≤20 ＜15
≤3000 ≤2°10′ ≤20 ＜15
5.3.3 水平井井身质量要求 水平井井身质量要求表 表 13
井号 井深m 最大全角变化率 （°/30m）
最大井径扩大率 ％
平均井径 ％ 水平段平均长m 靶心距（m）
入靶点 水平段终止点 水平 垂直 水平 垂直
5.4 井身结构要求
安 160-25 井井身结构要求表表 14
井号 表层套管 油层套管 钻头 Φmm×m
套管Φmm×m 水泥返深 (m)
钻头Φmm×m
套管Φmm×m
水泥返深(m) 安 160- 25 井
311.2×168
244.5×168
地面 215.9×井 底 139.7×井 底 洛河组底界 以上 50m
﹙ 注：一开必须进入稳定岩层 30m，且表套下深≥80m；如遇罗汉洞地层，一开必须钻穿罗汉洞水层进入下部稳定地层 30m，表套下深≥80m.﹚ LDAYt。
5.5 完井质量要求 安 160-25 井完井质量要求表表 15
井号
完井要求
封固质量要求 井口装置 试压 井段(m) 封固质量 安 160-25 井 简易井口﹑标注井号﹑满足后续施工 15 兆帕，30 分钟降压 ≤0.5MPa 1059~人工井底
固井一次合格率≥98﹪
6.1 地质录井
6.1.1 录井要求 6 资料录取要求
安 160-25 井录井要求表 表 16
井号
层位 录 井 间 距(m/点)
井段
岩屑
钻时
气测
工程
钻井液
荧光
地化 循环观察 钻井取心(m) 井壁取心 (颗) 化验选送样
备 注
安 160-25 直罗～ 延安组
1512-1600
5
1
50
5
观察录井
延长组
1600-井底
1
1
10
1
(注：
迟到时间：目地层段 50m 实测一次，非目地层段每 200m 实测一次，每 100m 理论计算一次.) 6.2 地球物理测井
6.2.1 测井内容 安 159-27 井测井内容表 表 17
序号 测量井段 （m）
比 例
测 井 内 容
目 地
完钻电测 表套脚 ～井底
1：500
双感应、声波时差、自然伽玛、自然电位、井径、井斜
地层对比划分，了解井身质量，计算固井水泥量
1420m～井底
1：200 双感应-八侧向、自然电位、自然伽玛、井径、井斜、4 米视电阻率、声波时差、微电极 解释油气水层和岩性，为讨论试油层位及储量计算和综合研究提供依据
三洋电测 井口～ 人工井底
1：500
声幅-变密度
检查固井质量 1420～人工井底
1：200
自然伽玛、磁定位 确定套管深度为射孔提供参数
6.2.2 原则及要求 6.2.2.1 钻开最后一个油层后，正常情况下钻井液浸泡时间不得超过 3 天必须进行综合测井. 6.2.2.2 新增或特殊测井项目由项目组根据实钻情况.
7.1
基本要求
7 健康、安全与环境管理
7.1.1 施工单位应遵守国家、当地政府有关健康、安全与环境保护法律、法规等相关文件地规定. 7.1.2
施工单位严格按石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南 SY/T6283－1997 行业标准执行. Zzz6Z。
7.2
健康、安全与环境管理体系要求
认真贯彻是有行业标准《钻井井控技术规程》（SY/T6426-2005）、《长庆油田石油与天然气钻井井控施细则》（长油字【2008】385 号）、《中国石油长庆分公司井控安全管理办法》、《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》（SY/T50078-2005）、《含流油气井钻井操作规程（Q/CNPC115-2006）等有关规定,高油气比区块投产要求执行《长庆油区高油气比油藏井下作业（修井）井控安全管理暂行规定》（长庆开字[2009]43 号）. dvzfv。
7.2.1 认真贯彻国家地环保政策和法规； 7.2.2 井架及机泵房周围挖好排水沟并打水泥，将污水排入污水池； 7.2.3 钻井液池及沉砂池要防渗漏，严禁废水废钻井液渗流，以防污染农田； 7.2.4 井场排放规范化，各种药品不得露天堆放； 7.2.5 完钻后清理污水池和井场；将井场推平，钻井液池填埋，恢复开钻前井场面貌； 7.2.6 在钻井施工过程中应做好有毒气体及井控防护措施. 7.2.7 立足一次井控，杜绝二次井控.有专用灌浆管线，气钻连续灌浆.储备足够地加重材料， 相关设备、仪器运转正常，并有防爆功能； rqyn1。
7.2.8 进入洛河前，应提前在钻井液中加入堵漏剂，钻穿洛河地层后进行加压堵漏，以保证洛河层承压能力达到井控要求，进入油层前 50m 上部地层进行承压能力试验，严格按钻井液设计执行. Emxvx。
7.2.9 进入洛河前，应提前在钻井液中加入堵漏剂，钻穿洛河地层后进行加压堵漏，以保证洛河层承压能力达到井控要求，进入油层前 50m 上部地层进行承压能力试验，严格按钻井液设计执行. SixE2。
7.2.10 施工井队应做好有毒有害气体一机防雷电等井控防护措施；发生突发事件时，及时向当地政府及有关单位报告，并做好应急处理和人员疏散工作做好突发事件应急措施. 6ewMy。
7.2.11 本井区为井控三级风险井.井位应符合井场布置要求：A：油气井井口离高压线及其它永久性设施≥75m；距民宅≥100m；距铁路、高速公路≥200m；距学校、医院、油库、河
流、水库、人口密度极高危场所等≥500m.B：在树林草地等地区钻井，应有隔离带或者火墙.锅炉房、发电房等有明火或有火花散发地傻呗、设施应设置在井口装置及储油设施季节风地上 风侧位置；锅炉房与井口相距≥50m；发电房、储油罐与井口相距≥30m；储油罐与发电房相距≥20m. kavU4。
7.3
钻遇含有毒、有害气体层段预测
目地层段做好一氧化碳、硫化氢等有毒有害气体地防范措施，本井按非 H 2 S 井设计，施工过程中随时监测 H 2 S 气体，如在钻井过程中，地层中 H 2 S 气体含量达到 75mg/m3 (50ppm)则按井控要求，启动应急安全预案，确保施工安全. y6v3A。
8.1 设计变更程序
8 设计及施工变更
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. 8.2 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，移动后地坐标，及时进行补充设计. M2ub6。
8.3 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. 9 技术要求
9.1 认真搞好非目地层地控制性录井工作，卡准第四系、白垩系地层底界，做好地层预告工作. 9.2 完钻井深可根据层位变化情况作相应调整,打口袋过程中如发现油斑级以上含油显示， 及时和项目组联系，经项目组同意后方可加深. 0YujC。
9.3 钻井液应采用优质钻井液，密度≤1.05g/cm3 ，PH 值≤7.5，粘度 38～48s、切力以保证岩屑真实可靠为原则，失水应≤8ml. 9.4 施工过程中严禁在钻井液中混油，如有特殊需要必须混油时应报请项目组批准方可施工，并将有关数据记录在案，事故处理完毕后，必须全部替换钻井液. 9.5 油层浸泡时间应≤3 天. 9.6 本地磁偏角为-2.733°
9.7 本设计中所涉及井深均为垂深. 9.8 严格执行本地质设计，认真搞好地质录井，卡准地层及油气层，注意各目地层油气显示，若目地层显示不好，及时请示项目组，以便采取相应措施. 9.9 施工中应作好异常高压地层地井控工作. 9.10 施工中注意了碰邻井套管.
10 附件、附图
10.1 三压力预测（据胡
180 井）
10.2 井场周围环境示意图
安
159- - 27
井场安 159-27 井 位踏勘责任表
设计 井场坐标 纵坐标（X）4119600.57 横坐标（Y）36489101.83 地面海拔（1633.32）米 地理位置 定边县新安边乡后崾岘村 踏勘井场 坐标 纵坐标（X）4119600.57 横坐标（Y）36489101.83 地面海拔（1633.32）米 地理位置 定边县新安边乡后崾岘村 井别：采油井 井型：定向井 主风向：西北 踏勘 人员 施工单位 长兴 40598 项目组 采六项目组 井场周边环境 描述 该井场位于定边县新安乡后崾岘村，周围地势较陡，井场东边是村庄，西边是油区油路，该区交通、通讯相对不便利.
踏勘日期：
2012 年
3 月
20 日
600 米 去元 120 站油路 连心桥 安 159-27 井场示意图 井场周边环境描述示意图 安 159-27 井场 村庄