孤东9-平9012钻井地质设计.docx

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1、初测坐标设计孤东油田孤东9-平9012井钻井地质设计书设计人：夕）加初审人：N（、左审核人：月感包工审批人：司访夕设计单位：中石化经纬有限公司胜利地质录井公司 建设单位：胜利油田分公司孤东采油厂二。二二年五月十九日孤东9-平9012井 钻井地质设计书序号井号测量时间位置测量方式层位深度H2s浓度 叩m备注1GOGO52022-4-3距本井7917米方位217.9度比色管Ngs52.31357.4-1374.662GOGOR1-202022-1-1距本井524.7米方位213.1度比色管Ngs421312.9-1317.6103GOGOR1-212021-12-3距本井417.7米方位200.2

2、度比色管Ngs521361.6-1369.604GOGOR1-232021-12-3拒本井243.9米方位201.1度比色管Ngs451336.0-1339.805GOGOR1CP242022-4-2距本井3884米方位168.5度便携式检测仪Ngs421399-1643.846GOGOR2-192021-10-3距本井679米方位213.2度比色管Ngs431312-1315.3137GOGOR32022-1-1隹本井747.1米方位219.7度比色管Ngs421311.6-1317.4108GOS-16X92022-05)3距本井279.4米方位139.1度便携式检测仪Ngs42+3131

3、6.6-132329GO8-17-62O22-0SO3距本井427.8米方位134.9度便携式检测仪Ngs421267.3-1269.1310GO8-18P102022-OS02距本井207米方位期度便携式检测仪Ngs451617.8-1714.6411GO8-15-72O22-0SO1距本井105.6米方位173.8度便携式检测仪Ngs52+31317,1332.5412GO8-16C72022-0SO3距本井284米方位149度便携式检测仪Ngs531312.6-1324.1513GOB-16C82022-0M1距本井194米方位132.3度便携式检测仪Ngs54-Ngs61+21374.

4、6-1407.8614G08-16X20062022-05)2距本井345.5米方位125.8度便携式检测仪Ngs65-Ngs661401.4-1407.6515GO8-17NB82022-0W3距本井330.9米方位90.3度便携式检测仪Ngs51-Ngs531296.7-1316.2616G08-18X30082O22-0SO1距本井317.3米方位九2度便携式检测仪Ngs621436.5-1441.2217GOGO8P62O22-0SO1距本井391米方位122度便携式检测仪Ngs531610.2-1643.0518GO8-16X102022-0502距本井312.6米方位70.9度便携

5、式检测仪Ngs64-Ngx121399.8-1471.0719GO8-16X82022-05)2距本井203米方位130.4度便携式检测仪NgxNgx1430.1-1431.0620GO8-17-82022-05X)3啦本井303.1米方位册5度便携式检测仪Ngx1425.4-1430.653、HSE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（HSE）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。4、健康管理

6、：（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。5、安全管理：孤东9-平9012井一8 -孤东9-平9012井 钻井地质设计书(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

7、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。6、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。 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。八、

8、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 面)井口 注压 (MPa)注水时间位于井口位于A靶点方位 ()距离 (m)方位 (0)距离 (m)孤东 4-14-10馆陶组1372.91399.31513.42015.1127215216362孤东 8-8001馆陶组1313.01339.95013.32021.119116151535孤东8-17- 更8馆陶组1266.01270.310011.92019.118226654641孤东 8-17-8馆陶组1266.6-1430.65014.92012.108830358656开钻前井队要详细了解邻井注水(汽)情况。有关停

9、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。邻近注采井示意图孤东9-平9012井9 -孤东9-平9012井钻井地质设计书GO4-13-10GOGj|RO4-14-11GO4-13-10GOGj|RO4-14-11GUM 3-109GO8-1QC1ID08GOGDR3-19IGGB9P20图例:新水物的加一水平谢:比例2、木井及相邻井含气层位及深度情况表3、邻井油气水显示情况：序号井号层位井段气层类别备注1孤东9 平19Nm1114.2-1118气水同层2孤东热1-24Nm1045-1050气层3孤东热1-24Nm1106-111

10、0气层4孤东热1-24Ng 1+21266.4-1268.3气层孤东8-17-更6井 井口位于设计井井口方位：134。 距离：438口。井口位于设计井靶点方位：86 距离：569m。1998年3月24日钻至井深1274.0m,发现油气显示，星点状油花约占槽面35%,钻 井液相对密度1.63下降至1.58,粘度由43上升至46,继续钻进至井深1306. 0m,油气 显示加重，棕褐色油花呈条带状分布于槽面，约占槽面50乐钻井液性能无明显没变化, 槽面无上涨或下降。对钻井液进行加重，共加入重晶石粉403钻井液相对密度由1.58 上升至1.63,粘度46s,循环1小时后恢复钻进，显示逐渐消失。显示层位

11、馆陶组。4、邻井工程复杂情况：孤东8-16-平10井 井口位于设计井井口方位：142 距离：205m。靶点位于设计井靶点 方位：48 距离：716m。井漏:孤东9-平9012井10 -孤东9-平9012井 钻井地质设计书2018年12月20日22:50发生漏失，井深1757. 00m,层位:馆陶组，钻井液相对密 度1.60,漏斗粘度50s。平均漏速60m7h,共计漏失钻井液80m1联系甲方排查与本井同 层的生产井,2018年12月21日01:30,甲方关停孤东8T8斜10井,井漏停止。井漏 原因为邻井孤东8-18斜10井生产抽吸造成。2018年12月22日11:00下套管至井深1520. 00

12、m发现井口无钻井液返出，发现有 漏失情况，漏速约6.(rf/h,经巡查发现之前关停的孤东8T8-斜10井又开始运转，立 即联系甲方停井，13:30关停孤东878-斜10井后，开泵观察，返出量基本正常，处理 钻井液加入承压堵漏剂2. 01。2018年12月22日23:00分段循环下套管到底，开泵观察, 仍有轻微漏失，为保证固井施工正常，进行循环堵漏，加入承压堵漏剂1.5t。05:00循 环观察无漏失。共计漏失钻井液128. 00n?。孤东8-17-更B8井 井口位于设计井井口方位：90 距离：331mo 井口位于设计井靶点方位：60 距离：675mo2013年02月21日6:00完钻测井期间井口

13、钻井液外溢，发生溢流，12:30下钻到底 开泵，钻井液涌至钻台面，涌出物为油水混合物，钻井液相对密度由1.63M.54,粘 度由50s42s；循环加重加入重晶石粉80. 0t,钻井液相对密度升至1. 65,循环至15:00 溢流消失，共涌出油水混合物8.层位：馆陶组，岩性:褐灰色油斑细砂岩。溢流原因：注水井未停注。孤东8-18-斜10井 井口位于设计井井口方位：64 距离：460mo靶点位于设计井靶点方位：51 距离：853m。1995年10月钻至井深1282m时发间歇性井涌，油花呈棕黄片状分布,油花约占槽面 30%,气泡约占10龈槽面上涨10cm,钻井液相对密度1.58、1.45,粘度25s

14、/29s,喷出物 为钻井液，油、气、水及砂的原油混合物，层位:馆陶组。5、本井故障提示：(1)平原组、明化镇组地层松软，防坍塌卡钻。(2)钻至砂岩地层、断层附近，防井漏；防压漏、憋漏地层。(3)起钻灌满钻井液，防止抽吸诱喷。(4)钻遇邻井油气段注意油气侵。(5)由于孤东热1-24、孤东热1-20及邻井Nm、1+2发育多个气层，钻井施工时请注意安全，做好防喷措施。孤东9-平9012井11 孤东9-平9012井 钻井地质设计书(6)注意与孤东8-15-7、孤东8-16-侧8、孤东8-平6、孤东9-斜9002、孤东热厂23、 孤东热1-20、孤东热2-19、孤东9-平25、孤东8T5-093、孤东8

15、T6-斜9等井防碰。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 全管理十条措施执行，严格按HSE标准施工，确保安全。九、技术说明及施工要求1、工程施工：(1)采用泥浆不落地工艺。(2)钻入相当于邻井油气层段及注水井段，加强观察钻井液变化，根据实际情况，适时 采取措施，合理调配钻井液性能，保证安全钻井。(3)每次起钻前，要充分循环好钻井液；起钻时要控制起钻速度，防抽喷。(4)垂深1290m开始采用地质导向钵井技术。(5)设计靶点深度是不含补心高的垂直深度，钻井施工时要加上本井的补心高。2、地质录井：(1)录井人员要取全取准各项地质资料，加强地层对比

16、分析，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，确保岩性描 述、油气显示落实准确。(2)加强录井观察，准确记录各项录井参数，仔细观察录井岩屑，若钻遇与本设计有较 大误差或水平段钻遇10m以上泥岩，应停钻并及时通知孤东采油厂地质所，组织讨论下 步措施。(3)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。(4)完钻测井后，及时通知采油厂地质所确定油层顶底界深度或目的层深度，根据确定 的深度，准确计算和记录钻具及下套管数据。十、设计依据1、依据2022年04月29日孤东9-平9012井油

17、藏地质设计书。孤东9-平9012井12 -孤东9-平9012井 钻井地质设计书2、依据孤东8-15-093、孤东热1-23、孤东8T5-7、孤东8T6一平10、孤东8-12-斜 091 孤东热1-21、孤东4-14-10、孤东8-17-更6、孤东热2-19、孤东8T7-更B8、孤 东8T8-斜10、孤东9-平25、孤东9-斜9002井实钻、试油资料。3、依据孤东9-平9012井区NgU层顶面微构造图。4、依据孤东9-平9012井区油藏剖面图（沿水平段）。5、依据孤东9-平9012井区地震剖面图（沿水平段）。6、依据孤东9-平9012井区过A靶地震剖面图。十一、备注孤东8-15-7井补心高：7.

18、 90m；孤东热21井补心高:5.10m。十二、附图附表1、测井项目附表2、孤东9-平9012井区井位图3、井身轨迹示意图4、孤东9-平9012井区Ng+层顶而微构造图5、孤东9-平9012井区油臧剖面图（沿水平段）6、孤东9-平9012井区地震剖面图（沿水平段）7、孤东9-平9012井区过A靶地震剖面图8、过孤东9-平9012井口-A靶-B靶连井地震剖面图井号孤东9-平9012初测纵坐标（X）4194619初测横坐标（丫）20678596数据录入 人荆锋孤东9-平9012井 13 -孤东9-平9012井 钻井地质设计书1、测井项目附表水平井系列测井项目附表基本 系列测井项目比例尺备注名称代号

19、组合 测井双感应一八侧向补偿声波自然伽玛自然电位井 径DIL-LL8BHCGRSPCAL1:200自井底测至垂深1250m。标准测井自然伽玛自然电位双感应井径井斜及方位GRSPDILCALDEVI1:500自井底测至表层套 管鞋。增加 测井地层压力测试RFT具体数据由孤东地 质所定。固井质 量检查 测井声波幅度声波变密度自然伽玛磁性定位CBLVDLGRCCL1:200自盲板测至井口。孤东9-平9012井 14 -孤东9-干9012井钻井地质设计书2、孤东9-平9012井区井位图fll东8平9012井一 15 一孤东9-T9012井钻井地质设谛书3、井身轨迹示意图地层剖面垂宜井深孤东9-平901

20、2井身轨迹示意图图 例卜 TIII，砂岩类 泥岩 稠油油浸砂岩203. 05P1351.40-1351.40铺 1353. 8041Al353. 801353. 801357. 40-1357. 401357. 4。AB水平段方位角221. 11 ,井斜角90. 00绘图单位：胜利录井公司设计室绘图单位：胜利录井公司设计室绘图日期：2022. 05. 19fll东8平9012井 一 16 一孤东9-平9012井钻井地质设计书4、孤东9-平9012井区Ng52层顶面微构造图图例: 新水平井，K井湖t 水平湖t比例尺孤东9-平9012井 17 -孤东9-平9012井钻井地质设计书一、基本数据1二、

21、设计地质剖面2三、地层孔隙压力和钻井液性能要求3四、取资料要求5五、油气层保护要求5六、对钻井工程质量要求7七、HSE专篇7八、井控专篇9九、技术说明及施工要求12十、设计依据12十一、备注13十二、附图附表13孤东9-平9012井钻井地质设计书6、孤东9-平9012井区地震剖面图（沿水平段）架 Arbitrary Line C. Amplrtude$(Reverse Polarity)IQ1 =门上|退给户其/ *卜|*黝虻/咻曜0Dev Al 2百。研X67841728, Y419432547Meters, lrtb4l70. GosdneGMO, T O965, 4-277 08. Pa

22、nel 1,*d5gx-1.2007、孤东9-平9012井区过A靶地震剖面图孤东9-平9012井 18 -孤东9-平9012井钻井地质设计书8、过孤东9-平9012井口-A靶-B靶连井地震剖面图孤东9-平9012井 19 -孤东9-平9012井钻井地质设计书一、基本数据1、井 位:(1)井口地理位置：孤东油田孤东8T5-093井井口方位270距离5m。(2)构造位置：济阳坳陷沾化凹陷孤东披覆构造孤东九区。(3)井位坐标:初测井口 纵 X： 4 194 619.00横 Y： 20 678 596.00靶 点 A 纵 X： 4 194 276. 70横 Y： 20 678 344.40靶点 B 纵

23、 X： 4 194 123. 70横 Y： 20 678 210.902、井 别：生产井(水平井)3、设计垂深(均不含补心高):A靶垂深1353. 80m, B靶垂深1353. 80m, AB靶间水 平距离203. 05mo4、完钻层位：馆陶组。5、钻探目的：完善孤东九区Ng52层注采井网，提高储量动用程度，改善井区开发效 果。6、完钻原则：钻至B靶点后，留足口袋完钻。7、下套管原则：表层套管：(1)直径273. 1mm钢级J55表层套管，具体执行工程设计。(2)水泥返高：返至地面。油层套管：(1)直径177.8mm钢级P110HB油层套管及筛管，具体下套管数据完钻测井后由孤东地 质所确定。(

24、2)短套管：预计下入短套管2根，具体下入深度测井后确定。(3)水泥返高：返至地面。采用大泵紊流顶替技术，建议采用G级抗高温水泥固井。8、完井方法：筛管完井。9、投产原则：采用筛管完井，预计目的层位：Ng5?层，预计有效厚度6m,目的层以 细砂、细粉砂为主，胶结疏松，地层易出砂，采用防砂工艺投产。孤东9-平9012井孤东9-平9012井钻井地质设计书二、设计地质剖面1、设计井及依据井地层分层:地 层 名 称设计井号依据井号界系统组段加东9-平9012孤东8-15-7孤东热1-21底垂深 (m)厚度 (m)底深 (m)含油井段 (m)底深 (m)含油井段 (m)新生界第 四 系更新统平原 组340

25、.00X 340.00340.001156.00342.00/ / / /1140.00新近系上新统明化 镇组800.001140.00中新统馆陶 组1330.00213.801478.001214.61446.01460.001309.61407.71353.80 （未穿）代表整合代表不整合，断层设计井数据以地面为0米，依据井数据为测井数据。2、邻井测井及钻探成果：孤东8-15-7井 井口位于设计井井口方位：174距离：106m。位于设计井A靶 方位：48。距离：354m。测井解释：馆陶组：1214.6-1446. 0m含油水层18. 2m/5层油层2. 5m/1层油水同层4. 6m/3层水

26、淹层44. 4m/7层孤东热1-23井 井口位于设计井井口方位：201距离：244m。 位于设计井A靶 方位：55距离：200m。测井解释：馆陶组：1271. 61408. 8m含油水层16. 3m/3层油层 24. 6m/5层孤东热1-21井井口位于设计井井口方位：200距离：418m。 位于设计井A靶方位：115距离：118%测井解释:孤东9-平9012井一2 -孤东9-平9012井钻井地质设计书馆陶组：1309.6-1407. 7m 油层 22. 8m/5 层含油水层7. 0m/1层油水同层7. 5m/l层孤东热2-19井 井口位于设计井井口方位：213距离：679m。 位于设计井A靶

27、方位：208距离：256m。测井解释：馆陶组：1284. 71500. 0m油层 8. lm/3层含油水层23.9m/3层水淹层 22. 8m/3层油水同层2.水/I层三、地层孔隙压力和钻井液性能要求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)孤东 8-15-0932007.01.17馆陶组1370.71375.810.560.7690537428孤东2004.09.04馆陶组1392.1-1398.012.020.86272152163624-14-102005.11.03馆陶组1372.9

28、-1399.313.480.97孤东热2008.03.27馆陶组1306.9-1311.713.541.03201244552001-232011.08.06馆陶组1336.01339.811.990.892、邻井分层系压力变化情况表孤东9-平9012井一3 -序号井号测试层位原始地 层压力 (MPa)目前地 层压力 (MPa)压力系数 (MPa/hm)测试日期1GOGD5Ngs(5(2)-Ngs(5(3)13.412.612022-03-302GOGD9P19Ngs(5(2)13.68.80.9992020-05-023GOGD9P25Ngs(4(2)13.29.30.9962021-05-

29、094GOGD9X9002Ng(5(2+3)13.612.20.9922021-02-255GOGD9X9003Ngs(4(2)13.212.50.9632021-03-046GOGDR1-21Ngs(5(2)13.811.40.982020-09-22孤东9-平9012井钻井地质设计书7GOGDR3-119Ng(4(2)-Ngs(5(2+3)13.58.10.972020-10-153、邻井钻井液使用情况:井号完井 日期层位井段 (m)钻井液 相对密 度槽面油气 水显示及 复杂情况位于井口位于A靶点方位 ()距离 (m)方位 ()距离 (m)孤东 8-15-72018.08.09平原组 明化

30、镇组0.0-357.01.05无17410648354明化镇组357.0500.01.05-1.10无明化镇组500.0-800.01.30无明化镇组800.0-1000.01.35无明化镇组1000.0-1100.01.40无明化镇组 馆陶组1100.01230.01.45无馆陶组1230.0-1478.01.50无孤东9- 斜 90022021.01.15平原组 明化镇组0.0919.01.05-1.11无19229175125明化镇组 馆陶组919.0-1458.01.11-1.50无孤东9- 平252021.04.19平原组 明化镇组0.0-352.01.09无24426072265明

31、化镇组 馆陶组352.0-1305.01.093.20无馆陶组1305.0-1475.01.203.30无馆陶组1475.0-1574.01.30-1.35无馆陶组1574.0-1649.01.35-1.46无孤东8-12-斜0912018.11.29平原组- 明化镇组0.0 -330.0清水无253441332350明化镇组330.0-1072.01.13-1.20无明化镇组 馆陶组1072.0-1409.01.34-1.41无馆陶组东营组1409.0-2098.01.12-1.14无4、钻井液类型及性能使用原则要求:(1)钻井液类型：选择适合本井区油气层保护的钻井液体系。(2)钻井液性能：

32、井段：二开900m；相对密度：1.051.15。井段：900nl井底；相对密度：1.151.45。(3)钻井液API常规失水小于4ml o孤东9-平9012井4 -孤东9-平9012井 钻井地质设计书四、取资料要求1、岩屑录井：卡准目的层顶界深度，了解钻井轨迹穿越地层及油气变化情况，为钻井施工提供依据。自垂深1290m-井底，按斜深每4ml包。按Q/SH1020 1350-2018油气井常规录井规范标准执行。2、开发井录井仪录井：自垂深1290m至完井，进行系统录井。按Q/SH1020 1350-2018油气井常规录井规范和Q/SH1020 0513-2018油气井工 程录井规范标准执行。3、

33、地球物理测井(具体测井项目见附表)：(1)完钻测井采用水平井测井系列，并提交电子文档。1组合1： 200 井段：自井底测至垂深1250m。2标准1： 500 井段：自井底测至表层套管鞋。3地层压力测试(RFT)具体数据由孤东地质所定。(2)固井后测井1:200井段：自盲板测至井口。4、信息传输:从开钻到完井，对所有现场采集的数据进行数据传输，及时向孤东采油厂提供现场 录井资料。5、其它取资料要求按开发井要求执行。五、油气层保护要求1、孤东九区馆上段为流河相沉积，砂体自下而上表现为由细砂岩、粉砂岩、泥质粉 砂岩及泥岩构成的正韵律组合。砂岩胶结疏松，以接触式或孔隙-接触式胶结为主，砂岩 颗粒多为次

34、棱角状，磨圆度较差，分选中等，平均分选系数1.6,粒度中值0.12mm,泥 质含量6. 5%。砂岩中石英含量41%,长石含量39%,岩屑含量21%,长石表面新鲜，解理孤东9-平9012井5 -孤东9-平9012井 钻井地质设计书清晰，反映砂岩成分成熟度较低。孔隙度一般为3335%,渗透率变化范围为1000-3000 X ICT?卬、根据老井测井解释，新井井区储层特征与九区整体情况相近，预计渗透率1816 XI0TMm2,孔隙度 36. 8%。2、九区原油性质变化很大，平面上表现为从南部构造高部位向西部构造低部位原油 逐渐变稠。在纵向上，原油性质表现为随油藏埋深增大，原油粘度和密度逐渐增大。平

35、均地面脱气原油密度0.9748g/cm3；地面平均脱气原油粘度3801 mPa- s；拐点温度为 70o九区地层水平均总矿化度6292mg/；水型CaCL根据老井现场取样资料，新井井区Ng5?层地面脱气原油密度0.979g/cnr，原油粘度 2884mPas；地层水矿化度6882mg/I,水型CaCL。3、新井井区原始地层压力为13. 2MPa,压力系数1.0,地层温度65.25C。目前该 井区老井地层压力12. 2Pa,地层温度66,属正常压力温度系统。4、孤东九区馆上段油藏油水关系复杂，具有多套油水系统。每一个小层的油水界面 也不是一个平面，东部偏高西部偏低。各小层边水主要位于区块的东部和

36、西南部，纵向 上愈向下水区面积愈大。综合油水分布特点，孤东九区油层除受时间单元-岩性控制外， 主要受构造控制，其油藏类型为岩性-构造层状油藏。5、建议打开油层时钻井液密度可在1.35T.45g/cn之间，钻井过程中可根据具体 情况适当调整。钻井液中的固相含量应小于8%,固相粒径小于5 口叱若施工中难以控制 固相粒径组成，应采用与油层孔喉相匹配的屏蔽暂堵钻井技术，以控制钻井液中的细粒 进入油层。钻井完井滤液应具有良好的润滑性能和较低的滤失量，API常规滤失量小于 4ml；应具有一定的抗盐能力，具有适宜的酸碱度。6、对固井液的要求:冲洗液、隔离液及水泥浆滤液要相互配伍，所有固井液均要与 地层水配伍

37、；固井施工加降失水剂，高温高压下控制失水量小于150ml (7Mpa, 30min),自 由水小于1.5%；合理选择静液柱压力，减少水泥浆流动阻力，提高水泥浆的流动效率，实 现紊流顶替。7、射孔液总的要求是保证与油层岩石和流体配伍，防止射孔过程中和射孔后对油层 的进一步伤害。加粘土防膨胀剂。根据孤东油田防砂作业施工的生产实践经验,洗井、 冲砂等入井液一律采用深度处理的油田水.主要指标：悬浮物固含量W5mg/1,颗粒直径 W5uin,含油量W10mg/l, PH值：7-8。选用的砂子粒度均匀、干净、不含粘土，严 格过筛。入井液中添加粘土防膨剂，防止油层中粘土水化膨胀、运移。孤东9-平9012井6

38、 -孤东9-平9012井钻井地质设计书六、对钻井工程质量要求1、井身质量要求中靶要求:靶点 序号靶点垂深(m)位于井口 方位(0 )与井口 水平距离(m)造斜点 (m)A1353.8()216.32424.82B1353.80217.87627.39AB靶点间的方位角：221. 11 ,水平位移：203. 05m,稳斜角：90.00 oA、B靶点距油层顶垂向距离2. 4m。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：(1)各级套管固井水泥浆应返至井口，采用大泵紊流顶替技术，建议采用G级抗高温水 泥固井。(2)按胜利石油管理局Q/SH

39、1020 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。七、HSE专篇1、地理位置和周边环境：周边地面环境符合钻井要求。由于钻井环保要求，采用泥浆不落地工艺。2、布毒有害气体预测：周围邻近油井原油化验含硫量在0. 4左右。利用便携式硫化氢检测仪对单元生产并 进行井口检测，部分井监测出H,S有毒有害气体，但近几年钻井过程中未发现H8,分析 可能是注汽导致产生乩S,为确保安全，建议施工过程中随时监测H2s并做好安全防护。邻井乩S检测情况统计表孤东9-平9012井一7 -