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钻井地质设计中国石油冀东油田公司2008年12月11日中国石油 南堡1-80井钻井地质设计地质设计责任表井 号：南堡1-80 井 别：预探井 井 型： 定向井设计单位：勘探开发研究院设 计 人： 年 月 日设计测井技术负责人： 年 月 日设计单位技术和井控负责人： 年 月 日油（气）田分公司勘探主管部门审核人意见：（签字） 年 月 日 油（气）田分公司批准人：（签字） 年 月 日 冀东油田公司 2008年12月11日中国石油 南堡1-80井钻井地质设计 目 录1井区自然状况11.1地理简况11.2 气象、水文、海况11.3 灾害性地理地质现象42基本数据73区域地质简介83.1构造概况83.2地层概况93.3生、储油层分析及封（堵）盖条件93.4邻井钻探成果113.5圈闭地质条件分析173.6地质风险分析174设计依据及钻探目的184.1设计依据184.2 钻探目的184.3完钻层位及原则、完井方法194.4钻探要求195 设计地层剖面及预计油气层、特殊层位置205.1地层分层205.2 分组、段岩性简述215.3 油气层、特殊层简述226工程要求236.1地层压力236.2 钻井液类型及性能使用原则306.3 井身质量要求316.4套管程序及固井质量要求316.5完井质量要求337资料录取要求347.1岩屑录井347.2综合录井347.3循环观察(地质观察)347.4钻井取心357.5井壁取心357.6钻井液录井357.7荧光录井357.8地化录井367.9酸解烃、罐装气367.10碳酸盐岩分析367.11地层漏失量367.12压力检测(dc指数)367.13特殊录井要求367.14化验分析选送样品要求368 健康、安全与环境管理368.1基本要求368.2健康管理要求378.3安全管理要求378.4环境管理要求378.5钻遇含有毒、有害气体层段要求378.6健康、安全与环境重点风险识别和重点防范措施提示379地球物理测井399.1测井内容399.2原则及要求3910试油（中途测试）3910.1试油（中途测试）原则3910.2试油（中途测试）要求3911 设计及施工变更4011.1设计变更程序4011.2目标井位变更程序4012 技术要求4013 上交资料要求4014钻井地质设计附件、附图41 冀东油田公司 2008年12月11日中国石油 南堡1-80井钻井地质设计 第 41 页 共41页1 井区自然状况1.1 地理简况1.1.1 地理环境南堡1-80井地理位置位于河北省唐山市南堡开发区冀东油田南堡1-3号人工岛南偏西约2.1km，水深约10m，距岸约8.4km。1.1.2 交通、通讯沿岸陆上，环渤海公路横穿油区，筑有海防大堤，各种等级公路纵横交错，可通大型车辆，电网、电信、信息网络覆盖全区，交通通信极为便利。海上交通从曹妃甸港乘交通船至作业区海域。海上通信主要是网络传输和蜂窝式电话，通讯快捷方便。本井场未发现有灾害地貌及有碍平台施工的人工障碍物，但海面上渔网会对平台拖航就位造成影响，应予以注意。1.2 气象、水文、海况1.2.1风1.2.1.1季风渤海处于东南亚季风区，风向的季节变化显著，冬春季受强大的蒙古冷高压控制，盛行北西北风，频率为1315。夏秋季受印度低压和太平洋副热带高压的影响，以南风为主，偏西南风和偏东南风次之，频率为11。区内常年平均风速6.3米/秒（相当于45级），月平均最大风速7.1m/s（出现在4月），其次是6.7m/s（出现在5月），最小风速5.4m/s（出现在8月）。1.2.1.2大风风速8级（17m/s）的风为大风，大风对该区海上作业会造成很大的影响。如与天文大潮相遇，常造成风暴潮，使海水倒灌，造成严重的危害。据塘沽站统计资料，多年平均大风日数为48.9天，其中主要集中在春季（约占36）和冬季（约占25），夏秋频率较低，分别为20左右。大风的风向与季风类似，冬季以北和西北风为主，夏季以南风为主，偏西南风与偏东南风次之。1.2.2气温该区的年平均气温12.6（极端最高43.7，极端最低-20），年温差在30以上；月平均最高气温26.1（8月），月平均最低气温-2.5（1月），月温差在79。属于大陆型气候。1.2.3雷、雨、雪、霜、雾由于雷、雨、雪、霜、雾等气候本身具有多变的属性，常给海上勘探与开发带来负面的影响，甚至灾难性的危害。要充分利用实时的气候资料，防患于未然。雷：是雷雨云中的放电现象，通常云顶带正电荷，云底带负电荷。环渤海地区，一般春夏季节，由于受暖湿气流影响，空气潮湿，同时太阳辐射强烈，近地面空气不断受热而上升，上层的冷空气下沉，易形成强烈对流，所以多雷雨。而冬季由于受大陆冷气团控制，空气寒冷而干燥，加之太阳辐射弱，空气不易形成剧烈对流，因而很少发生雷雨。年平均雷暴日数约36.6天左右。雨：夏季，由于东南季风来自太平洋，西南季风来自印度洋和南海海面，因此高温又高湿，水汽充足，所以雨水丰沛。年平均降水量649.9mm，最大年降水量821.6 mm，最小年降水量472.2 mm。年降水量变化率为11%27%。全年降水量分布不均，主要集中在夏季78月份，约占全年降水量的64.3，冬季12月份降水量最少，仅占全年降水量的1.1。雪：是由空中的水蒸气，遇冷后凝结形成的。本区平均初雪日出现在十一月下旬，最早为10月20日。季降水量在1119毫米之间，平均为14.5毫米，占全年总降水量的2.2。季平均降雪日数58天。历年最大积雪深度在1030厘米之间。冬季，本区常在蒙古冷高压控制下，天气稳定少变，盛吹西到西北风，季平均风速3米/秒左右，仅次于春季。霜：是靠近地表空气层温度达0 以下时所 凝结出来的白色晶体物，它的出现既与温度有关也与地表的湿度和属性有关。本区平均十月中旬见初霜。雾：大气中水汽凝结物使能见度距离小于1km时，称此天气现象为雾。它是危害海上航行、港口作业、海上石油勘探与开发、渔业生产等的灾害性天气。渤海周边平均雾日为515天，海峡地区可达30天。雾一年四季都可能发生，但调查区一带以秋冬季（113月）最多，且大都出现在早晨。1.2.4海况1.2.4.1 海底地形南堡油田位于唐山市南堡滩海、曹妃甸海域，处古滦河三角洲前沿和渤海湾中央深槽的交界地带，为浅滩向浅海过渡地带，沿海地带地势十分平坦，有大范围滩涂存在，地形平缓地向深水过度，坡度在2-5，平均坡降约为2.0左右，个别地段分布有水下潮流砂脊或砂坡。滩地地形比较复杂，岸外若干沙坝和沙岛构成了沿岸沙堤，距岸数百米至十余公里不等，呈带状分布，并与其内侧水域构成泻湖沙坝体系。依据沿岸沙堤内外的水动力条件、地形、地貌特征的不同，可分为4个地貌区：西部无沿岸沙堤浅海区：曹妃甸以西南堡岸线以外的潮间带及浅海区；东部沿岸沙堤内潮坪区；东部沿岸沙堤外浅海区；东部大型潮沟区：曹妃甸东北的1520km处分布有老龙沟和二龙沟等两条大型潮沟。根据海调报告，本设计井处调查当日水深为10 m，低潮时水深约为9.7m，高潮时水深约为11.5m。1.2.4.2 海浪根据塘沽海洋站从1980年至1985年6月的观测资料总结如下：a、波向该海域春季（3、4、5月）浪向比较紊乱，这与该海域受季风的影响有关，其中3月以东北东，4月以东北东、东南和南南西，5月以东北东、南南西和偏东向浪为主，该季度各月均以东北东向波浪频率最高，分别为17.8、9.8和14.3。夏季浪向比较集中（6、7、8月份），6、7月皆以东向浪占优势，其频率分别为13.7和20.5，8月以东北向浪为主，其频率为15.2。秋季（9、10、11月份）该海域受北方冷高压的影响，偏北风逐渐增多，致使该季偏北向浪为主，9、10皆以东北向浪占优势，其频率分别为12.5和9.7，11月份以偏北向浪为主，其频率为11.8 。冬季（12、1、2月份）该海域为结冰区，无海浪资料。由上述资料可以看出，该海域主波向为东，其频率为20.5。另外从波高值统计中得出，波高值5.3米时，波向东北，所以该海域强波向为东北。b、各波向不同波级出现的频率该区波高1.5米的为常见波，7月份出现的频率最大，为14.5 ，而波高0.5m的波浪出现的频率最大的月份是8月，频率为6.2。波高1.5mH3.0m的波浪出现的频率最大的为3月份，频率为3.3，波高3.0m的波浪则很少见，仅在5月份偶有发现，频率为0.3。该区波高极值为5.3m。1.2.4.3 潮波测区内潮波属以万家屯外无潮点为中心的北渤海潮波系统，潮波性质为不正规半日潮，但由测区向东从滦河口至七里海是不正规半日潮向不正规全日潮转化，至秦皇岛则变为不正规全日潮。潮流方向近东西，涨潮流向西，落潮流向东，在曹妃甸一带，由于受沙坨和潮沟的影响，潮流方向稍有变化。在曹妃甸一带涨潮流流速为0.50.8节，落潮流为0.81.0节。通过计算扣除周期性潮流之外所剩余流构成渤海环流系统，流速一般为0.20.4节，方向为环渤海湾逆时针方向流动，这一环流将大量滦河输送的悬移质带向本区和渤海湾顶。1.3 灾害性地理地质现象1.3.1 地震本区属地震度烈度区。包括本海区在内的唐山地区是地震多发区域。东经1173012000，北纬38304000范围内，从1527年至1991年5月30日共464.5年内，共发生3.04.6级地震625次，频率为135次/百年，4.75.9级地震60次，频率为12.9次/百年，6.06.9级地震6次，频率为1.29 次/百年，7.07.9级地震4次，频率为0.86次/百年。地震震源深度一般在20km左右，最浅的5km，最大的33km ，均为浅震。工区内现代小地震活动比较频繁，但强度较低，在近500年内遭受到的最大影响烈度为度，共4次，分别为1568年渤海6级、1888年渤海湾7.5级、1969年渤海7.4级和1976年唐山7.8级地震。1.3.2 热带风暴台风是强烈的气旋性风暴，是我国沿海地区重大的灾害性天气之一，每年夏秋季，我国海岸带均可能受到台风的袭击，但台风中心大都不经过本区，辽宁、河北和天津沿岸是台风影响最小的地方。从19491980年32年中仅有一次台风经本区在塘沽附近登陆。虽然台风中心路径很少进入渤海，但北上的台风其强大的气压能引起渤海湾的大风，如遇上天文大潮则可能引起风暴潮，这是渤海湾风暴潮产生的原因之一，应引起足够的重视。1.3.3 风暴潮由大风和大气压力剧变使海面产生短时间的异常升高现象称为“风暴潮”，也称“风增水”或“气象海啸”，它对渤海沿岸的海上运输、渔业、海产养殖以及海上石油勘探与开发都会造成很大的危害。包括测区在内的渤海湾沿岸是风暴潮严重的地区之一，据不完全统计，解放前的400年间曾发生较大的风暴潮30余次，其中以1895年4月28日29日的潮灾最甚，激烈的风暴伴随着二十英尺高的海溢，使渤海湾沿岸变为泽国。产生风暴潮的天气类型主要有三种类型：第一类为变型场强冷锋型，多发生在春秋，这种风暴潮的最大增水率可达50cm/小时，最大增水3.3m，最高水位可达6.2m，形成强烈的风暴潮；第二类是冷高压前部冷锋型，多发生在冬季，也见于春秋，造成渤海湾和莱州湾增水；第三类为台风型，台风进入渤海时形成巨浪，使迎风岸水体堆积，引起水位急上升，造成严重的灾害。台风一般很少进入渤海，所以在测区发生台风型风暴潮的几率很低，引起渤海湾风暴潮的主要是前两种天气类型，但对北上的台风造成风暴潮的危害却不可忽视，因为台风型风暴潮强度大，往往造成更大的危害。如1992年8月31日9月1日台风北上，加上正遇天文大潮，使渤海发生了很大的风暴潮，造成很大的经济损失，塘沽验潮站水位达到5.8m，比正常潮位高1.5m。应当指出的是向岸风增水，而背岸风减水，增减水交替出现，即大增之后必然是大减，反之大减之后伴随着大增。另外在天气急剧变化时则往往出现短时期的此增彼减。应当注意，减水也会给海上运输及海上施工带来危害。根据多年的统计资料，渤海特大风暴潮发生的几率大约是每十年1次。1.3.4泥砂运动规律影响本区泥砂运动的主要动力是环流，由于环流方向是由东向西的，所以它把大量滦河带入渤海的泥砂输送到该地区沉积。所以滦河河口虽然东移，不在本区，但本区仍然是滦河输砂量的主要沉积区。该区潮流和沿岸流属往复性质，所以它对泥砂只起淘洗和分选的作用，搬运的作用很小。除上述作用外还体现在对岸坡和潮沟的侧蚀和堆积。1.3.5海冰渤海湾1、2月份年平均气温在-3，每年都有海冰出现。工区初冰平均气温为-3.2。据19631990年28年的观测资料，海域初冰日最早为10月28日（1986年），最晚为12月31日，终冰日最早为1月16日，最晚为4月4日。冰期最长139天，最短34天。冰期内最多无冰日51天，最少15天，平均31天。盛冰期在1月上旬至2月中旬。测区固定冰的宽度一般为3.04.0km ，冰厚2030cm，最大可达40cm，但在冰情严重期，最大厚度可达50cm，冰的堆积高度可达24m。本区海域流冰大致沿1015m等深线分布，流冰厚度为1030cm，流冰漂流方向比较分散，基本上各方向上都有，但主要集中在偏东南和西北方向上（即渤海湾主轴方向），流速0.40.6m/s，最大为1.1m/s。2 基本数据 表1井 别预探井井 型定向井井 号南堡1-80井地理位置河北省唐山市南堡开发区冀东油田南堡1-3号人工岛南偏西约2.1km海 域渤海海域西部10m水深海域构造位置黄骅坳陷南堡凹陷南堡1号潜山南断块构造较高位置测线位置( O )二维大地坐标(井口)X4315345三维IN846 CR198Y20608745水 深（m）10地面海拔（m）北纬385750.803东经1181516.767设计井深（m）-3880 (海拔)钻探目的预探南堡1号构造南堡1-5区奥陶系潜山含油气情况；评价东一段油井产能；落实东二段、东三段油层分布状况。靶心设计层 位靶点靶 点 设 计井深(海拔)m设 计 靶 心靶心半径（m）坐 标方 位（）位 移（m）XYEd1A-2604431510520608430232.739650O顶B-3575431510520608430232.739650备注-3575m以下为直井段3 区域地质简介3.1构造概况3.1.1 区域构造背景南堡1号构造位于南堡凹陷西南部，北接南堡5号构造北堡陆地，南邻沙北斜坡带，西接新港构造带，东连南堡2号构造，有利勘探面积200km2。截至目前，南堡1号构造完成三维地震288.8 km2，完钻预探井和评价井55口，进尺185552.54m，无正钻探井。3.1.2 构造基本特征南堡1号构造前第三系构造面貌总体上是一个北倾的鼻状构造，为北东向和北西西向断层复杂化，形成奥陶系断块山；下第三系沙河街组为发育在潜山背景上的断背斜构造，下第三系东营组及上第三系表现为断鼻或断背斜构造，具有构造继承性发育，圈闭面积较大的特点，是油气聚集的有利场所。设计井南堡1-80井中浅层位于南堡1号构造南堡1-5区南断块较高部位，深层位于南堡1号潜山南断块较高部位。3.1.3 钻探圈闭特征南堡1号构造中浅层为断背斜构造，由东营组到馆陶组构造继承性发育，整个构造呈北东向展布；前第三系构造为断块山。南堡1-80井位于南堡1号构造南堡1-5区南断块较高部位。根据东方地球物理公司2007年4月连片叠前时间偏移资料解释成果，东一段油层顶界圈闭面积3.5km2，高点埋深2600m，幅度90m；东二段中部油层顶界圈闭面积2.8km2，高点埋深2870m，幅度100m；东三上亚段油层顶界圈闭面积3.2km2，高点埋深3210m，幅度80m；奥陶系顶界圈闭面积3.3km2，高点埋深3550m，幅度700m。位于该构造的多口探井东一段获得了高产工业油气流。3.1.4 圈闭要素南堡1号构造南堡1-5南断块圈闭要素表 表2层位圈闭类型面积Km2闭合度m高点埋藏深度m可靠程度Ed1油断鼻3.5902600可靠Ed2油断鼻2.81002870可靠Ed3上油断块3.2803210可靠O顶断块3.37003550可靠3.2地层概况3.2.1地层序列及岩性简述从目前钻遇的地层以及区域地层特征看，本设计井由上至下预计可钻遇如下几套地层：第四系（Q）、上第三系明化镇组（Nm）、馆陶组（Ng）；下第三系东营组（Ed）；奥陶系（O）。预计钻遇第四系粘土和散砂，第三系砂岩、砂砾岩、火成岩、泥岩、细砂粉砂岩，奥陶系灰岩。3.2.2标准层区域对比标准层主要有四个：明化镇组（Nm）下部泥岩；馆陶组（Ng）中下部黑色玄武岩和底部砂砾岩发育段；东二段泥岩集中发育段；奥陶系灰岩。3.2.3本地区的其它特殊情况本地区没有其它特殊情况。3.3生、储油层分析及封（堵）盖条件3.3.1烃源岩通过对南堡1井、老堡南1井、南堡2-6井、老堡1井等井的生油岩样品分析，认为南堡1、2号构造烃源岩条件十分优越，主要发育东三段、沙一段和沙三段三套烃源岩。其中东三段有机碳平均含量为1.19%；氯仿“A”含量为0.1264%；总烃含量为637.40PPm；生油潜量（S1S2）平均含量为3.11 mg/g；沙一段有机碳平均含量为1.06%，氯仿“A”含量为0.0991%，总烃含量为944.38PPm，生油潜量（S1S2）平均含量为2.79 mg /g；沙三段有机碳含量为1.19%，氯仿“A”含量为0.1788%，总烃含量为1229.33PPm，生油潜量（S1S2）平均含量为2.30 mg /g，都已达到好烃源岩的标准。根据干酪根元素特征分析，沙一段和沙三段烃源岩有机质类型为腐泥腐殖型、腐泥型、腐植型烃源岩，油源条件良好。3.3.2储集层从目前邻井钻遇的地层以及区域地层特征看，预计本井钻遇四套储层，自上而下分别为上第三系明化镇组下段、馆陶组储层、下第三系东营组和奥陶系储层。上第三系：明化镇组下段为曲流河沉积，储层发育，岩性以中细砂岩为主，横向连续性比较好。明下段地层含砂率平均为43.5，砂层最大厚度20.0m，最小厚度1.0m，平均厚度7.0m。孔隙类型主要是原生粒间孔，砂岩岩心分析孔隙度分布区间29.5%33.7%，平均孔隙度30.9%；渗透率分布区间62410-3m2584010-3m2，平均274610-3m2，属于特高孔特高渗型储层。馆陶组为一套辫状河沉积，储层发育，岩性以砂砾岩为主，连续性比较好。地层含砂率一般为53.8，砂砾岩最大厚度31.5m，最小厚度1.0m，平均厚度7.6m，厚层砂砾岩主要集中于馆陶组顶部和底部，馆陶组中部为砂岩、砂砾岩与泥岩互层。孔隙类型主要是原生粒间孔，测井解释平均孔隙度为26.2%，平均渗透率1656.8210-3m2。砂岩岩心分析主要孔隙度分布区间23.631.1，平均25.8，渗透率分布区间28810-3m2531010-3m2，平均117110-3m2，属于高孔高渗型储层。下第三系：东一段为三角洲沉积，主要砂体类型为三角洲前缘水下分流河道砂体，地层含砂率一般为43.5，单砂层厚度主要分布在3m9m范围内。孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为次生孔隙，孔隙度范围23.428.4，平均孔隙度26.7，平均渗透率230.610-3m2，属于高孔中渗型储层。东二段为浅湖沉积，主要储层岩性为浅灰色粉砂岩和细砂岩。孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为次生孔隙，平均孔隙度17.9，平均渗透率61.110-3m2，属于中孔低渗型储层。东三段三角洲沉积体系，地层含砂率一般为3040。东三上亚段平均孔隙度21.7%，平均渗透率9.610-3mm2，东三下亚段平均孔隙度16.9%，平均渗透率5.810-3mm2，储层物性比较差。奥陶系：奥陶系为一套内陆浅海沉积环境下发育的灰色、灰绿色碳酸盐岩储层，具有孔隙裂缝双重孔隙介质，非均质性强。3.3.3盖层（封堵层）本设计井钻探的主要目的层为上第三系明化镇组下段、馆陶组、下第三系东营组及奥陶系。上第三系明化镇组下部大套泥岩，馆陶组下部玄武岩，东营组泥岩集中发育段均可作为良好的盖层。3.3.4生、储、盖层组合分析本区紧邻生油次凹，并具有良好的生储盖组合，成藏条件良好。油源主要来自东三段及以下地层烃源岩；储集层主要为上第三系明化镇组、馆陶组河流相砂岩和砂砾岩，下第三系东营组三角洲相砂岩，奥陶系碳酸盐岩。盖层为上第三系明化镇组下段泥岩、馆陶组玄武岩及下第三系东营组泥岩。生储盖配置良好，有利于形成“下生上储”、“自生自储”和”新生古储”等类型成藏组合。3.4邻井钻探成果 3.4.1邻井录井、测井、试油（中途测试）成果南堡1井：岩屑录井：Nm：荧光8层55m；Ng：荧光22层133.5m；Ed1：荧光21层161.0m；Ed2：荧光10层50.0m；Ed3：油斑1层6.0m，荧光21层74.0m；Es1：油斑9层45.5m，荧光35层86.0mEs2+3：荧光1层2.5m井壁取心：Nm：油浸2颗，油斑2颗；Ed1：油浸4颗，油斑5颗，荧光6颗； Ed2：油浸1颗，油斑1颗，荧光1颗。电测解释：Nm：油气层1层2.8m，油层3层18.8m，差油层1层3.6m；Ng：油层1层5.2m；Ed1：油层11层111.4m，差油层3层15.6m；Ed2：油层3层19.8m，差油层2层7.0m；Ed3：油层13层49.2m；Es：油层11层55.8m；O：、级裂缝段9段93.2 m。MDT测试：NmEd2：1714.01m2856.97m井段取样测试22点，其中7处见油和气。试油成果：Ed3Es1：3486.0m3755.2m，21层77.4m，酸化后，日产油0.18m3，日产水35.58m3，累计产油0.33m3。Ed1：2379.8m2410.0m，2层27.2m，日产油4.21 m3，日产水74.3 m3，本层累计产油23.6 m3。O：4998.0m5138.0 m，厚度192.9m，日产油0 m3，日产水57.32 m3。南堡105井：岩屑录井：Nm：荧光2层8.5m；Ng：油迹2层13m；荧光5层24m；Ed1：油迹2层2.5m；荧光8层39.5m；Ed2：荧光2层9.5m；测井解释：Ng： 油层5层27.6m；Ed1：油层6层16.4m，差油层2层8m；井壁取心：Nm：油迹3颗；Ng：油斑7颗，油迹1颗，荧光4颗；Ed1：油迹2颗，荧光6颗； Ed2：荧光2颗。南堡105x1井：岩屑录井：Ng：荧光3层13m；Ed1：油迹2层27m；荧光20层105.5m；Ed2：荧光1层3.5m；测井解释：Ng：可能油气层1层9.2m；Ed1：油层12层92.2m，差油层3层4.8m；试油成果：Ed1：3175.2m3194m，1层18.8m，8mm油嘴,日产油68.4 m3,累计产量180.27m3。南堡1-5井：岩屑录井：Nm：荧光2层12.5m；Ng：荧光5层15m；Ed1：油斑12层56.5m；油迹4层16m；Ed2：油迹1层7.5m，荧光14层49.0m；Ed3：荧光6层22.5m；Ed3：荧光2层5.5m；O：油迹2层3.0 m。电测解释：Ng：油层1层3m；Ed1：油层16层67.8m；差油层1层2.2m；Ed2：油层1层2.6m；差油层3层7.0m；Ed3：油层3层10.2m；O：、级裂缝段11段83.4 m。试采成果：Ed1：2005年9月15日试采，2698.6m2784.6m，6层42.4m，10mm油嘴，日产油142.3t，气26950m3，不含水。至目前，已累计产油65787t，累计产气2339.73104 m3。 O：3956.5m4110.0m，厚度153.5m，见油花，累计产水25.7 m3。南堡1-7井：岩屑录井：Ng：荧光3层17m；Ed1：油斑10层40.5m；油迹7层35m；荧光7层20m；Ed2：荧光2层3.5m；电测解释：Ed1：油层9层49.8m；差油层6层13.6m；试油成果：Ed1：2592m2657.8m，5层35.8m，7mm油嘴，日产油60.8 m3，气3180m3。南堡1-13井：岩屑录井：Ng：荧光2层9m；Ed1：荧光30层171m；电测解释：Ed1：油层4层20m；差油层2层3m；老堡南1井：岩屑录井：Ng： 油斑1层5.0m；荧光2层8.5m；Ed1：油斑7层40.5m；荧光17层86.5m；Ed2：油斑2层12.5m；油迹6层27.0m；荧光1层5.0m； Ed3：油斑2层10.5m；油迹1层4.5m；荧光5层9.0m；Es1：油斑3层12.0m；油迹1层3.0m；荧光9层28.5m。电测解释：Ng： 油层1层4.2m； Ed1：油层13层76.2m； Ed2：油层6层31.6m，差油层1层5.53m； Ed3：油层10层28.0m；Es1：油层1层4.4m。O：级裂缝段3层192.8 m。试油成果：NgEd1：2216.8 m2508.2m，5层20.4m，19mm油嘴，日产油271m3，日产气17300m3；Ed2：2876.2 m3055.8m，6层45.4m，水力泵排液，日产油4.32m3，日产气8420m3。O：4035.19 m4215.10 m，1层179.81m，24mm油咀，折日产油700m3，气160000m3。试采成果：O：4035.19m4215.1m，灰岩裸眼段，初期11mm油咀，日产油125t，日产水3.6 m3，日产气1.9104m3。酸化后，12.7mm油嘴稳定生产，油压15.5MPa，日产油470t，气10.3104m3，不含水。截至2008年11月30日，累计产油167511t，累计产气4799.37104m3。CFD2-1-1井：岩屑录井：Ng：油斑23层128m；荧光15层56.5m；Ed1：油斑12层51m；荧光15层86m；Ed2：荧光1层21m。试油成果：Ed1：2415m2474m，1层59m，中途测试，反循环出液32桶（9.9m3），产油12.8桶(2m3)；O：3364m3396m，1层32m，中途测试：酸化前日产油1078桶（约171 m3酸化后日产油1796桶（约286 m3），最高日产油5873桶（约934 m3），不含水。O：3414m3475m，1层61m，中途测试：酸化前日产油2430桶（约45 m3），酸化后日产油605桶（约96 m3），不含水。3.4.2 邻井分层数据（仅供参考） 邻井钻井分层数据表 表3层位南堡1井（斜/垂，m）南堡1-5井（斜/垂，m）南堡1-7井（斜/垂，m）南堡105井（斜/垂，m）CFD2-1-1井（斜/垂，m）老堡南1井（斜/垂，m）Qp300/300330/330299.5/299.5300/300320.0/320.0Nm1882/18821962/19621890/1889.21896/18961684/16841854/1853.9Ng2369/23692668/26682522/2521.12632/26322402/24022225.0/2224.8Ed12788/27882967/29672797.5/2796.62796.552796.552796.552796.62868/28682740/27402718.0/2717.7Ed22990/29903279/32792855/28543090/30902925/29253020.0/3019.6Ed33974/39743773/37733249/32493709.0/3705.8Es14450/44503956/39563364/33644011.5/3995.1Es2+34953/4953O5180/51804110/41103583/35834215.0/4183.23.4.3 相邻井已钻井复杂情况南堡1-5井:2005年6月30日下尾管在3952m（奥陶系顶风化壳）遇阻。7月17日在循环观察中多次出现蹩泵现象，并发生井漏，累计漏失钻井液71.71m3（相对密度1.311.32，粘度7298s，漏速为0.8120.95m3/h）。南堡1井:南堡1井2004年10月12日18:00钻至井深3166.07m（Ed3），高架槽钻井液出口发现H2S气体显示，H2S浓度由0ppm升至54ppm，18:15达最大浓度54ppm，18:50H2S浓度降为0ppm。2004年10月13日22:42钻至井深3174.51m（Ed3）时，高架槽钻井液出口发现H2S气体显示，H2S浓度由0ppm升至41ppm，井深3175.08m通知钻台循环，10月13日0:45浓度高达140ppm，1:30H2S浓度降为0ppm。2005年11月7日17：30钻至井深4040.96m（Es1）发生井漏，漏失3.46m3，漏速6.92m3/h。2005年6月1日4：40钻至井深5010.95m（奥陶系顶风化壳）发生卡钻，泡解卡剂15t解卡。老堡南1井：老堡南1井2004年5月29日22:50钻至井深1300m（Nm）循环钻井液，录井脱气发现H2S气体显示，22:55H2S 浓度由1ppm升至19ppm，23:10浓度最高达到31ppm，23:15降至21ppm，30日1:00停泵H2S浓度回0 ppm。老堡南1井于2005年6月14日在4035.19m4215.10m (O) 试采时天然气成分：甲烷78.81%，乙烷6.17%，丙烷2.06%，异丁烷0.44%，正丁烷0.59%，戊烷以上1.11%，氮气0.34%，二氧化碳10.47%，硫化氢99.66PPm，相对密度0.745；该井于2005年8月24日在4035.19m4215.10m (O) 试采时天然气成分：甲烷78.36%，乙烷6.14%，丙烷1.88%，异丁烷0.35%，正丁烷0.44%，戊烷以上0.444%，氮气0.34%，二氧化碳10.47%，相对密度0.739，没有检测到硫化氢；该井在试采过程中出现硫化氢含量变化的原因目前尚不明确。南堡1051井：2006年10月1112日钻至井深2378.99m（Ng）发生井漏，漏失泥浆62m3（密度1.21g/cm3，粘度42mPa.s），10月1415日钻至2398.00m玄武质泥岩发生井漏，漏失泥浆57m3（密度1.25g/cm3，粘度45mPa.s）。南堡1-7井：2005年8月19日钻至井深2814m（Ed2）时，起钻遇卡，卡点2716m。大钩负荷由130t增至156t，超拉力由5t增至26t；循环处理钻井液解卡。4 流体性质 邻井流体性质统计表 表4井号井段(m)层位原油天然气地层水密度g/cm3粘度mPa.s相对密度H2SppmCO2%总矿化度mg/l水型南堡13486.03755.2Ed3Es10.83692.740731NaHCO32624.62695.4Ed10.9285143.977014NaHCO32596.82610.4Ed1 10795NaHCO32476.02524.8Ed18338CaCl22379.82410.0Ed10.84344.7611003NaHCO31896.41900.0Nm1578NaHCO31809.01823.0Nm0.65820.371529NaHCO3南堡105x13175.23194.0Ed20.84235.6325785MgCl2南堡1-53956.54110O0.856411.50.971336.8628470MgCl22698.62784.6Ed10.82522.670.68051.32南堡1-72592.02657.8Ed10.84575.80.74501.35南堡1-1325262529.6Ng0.889715.2928425MgCl226502660Ed18790NaHCO3老堡南14035.194215.10O0.839911.170.77461.6313.115980NaHCO3南堡2804496.54565.0O0.76660.800.716312.3833.4.5 温度压力特征静压资料：据南堡1井、南堡1-5井、老堡南1井、南堡1051井、南堡1-7井、南堡1-13井、南堡280井等多口井试油和MDT测试资料。据老堡南1井测试资料，奥陶系实测油层中部深度4125.15m,垂深4100.04m，原始压力40.9842.44MPa，压力系数1.011.04，静压梯度0.690.7 MPa /100m。属于正常压力系统。馆陶组、东一段油藏为正常温度系统。馆陶组油藏地温梯度3.223.89/100m、东一段油藏为3.12/100m。据老堡南1井测试资料，奥陶系实测油层中部深度4125.15m,垂深4100.04m，静温159.67172.99，地温梯度3.474.40/100m。据邻井测试资料，本区主要目的层段均为正常温压系统。3.4.6 相邻已钻井目前注水情况（含污水回注井） 邻井已钻井目前注水情况统计表 表5注水井 井号注水层位注 水井 段厚度 层数投注日期日注水量(m3)累计注水量(104m3)井口压力(MPa)备 注油压(MPa)套压(MPa)泵压(MPa)流压静压3.5圈闭地质条件分析3.5.1 圈闭有效性简析南堡1号构造位于沙北斜坡带北部，紧邻林雀生烃洼陷，处于油气运移的主要指向区，且已有重要发现，表明油气聚集条件十分有利。南堡1号构造沙河街组、东营组和上第三系馆陶组为继承性发育的断背斜构造或断鼻构造，构造形态完整，圈闭可靠；储层以河流相与（扇）三角洲相砂岩和砂砾岩为主，奥陶系灰岩曾长期遭到风化剥蚀，裂缝发育，均可形成物性较好的储层；明化镇组下部泥岩、馆陶组下部玄武岩和东二段泥岩全区发育，下第三系底部泥岩披覆于奥陶系裂缝灰岩之上，可成为良好的盖层。圈闭生、储、盖组合配置良好，有利于形成“下生上储”、“自生自储”和“新生古储”油气成藏组合及潜山油气藏。3.6地质风险分析主要地质风险是中浅层储层横向变化和潜山裂缝发育情况。同时也要注意以下几点：3.6.1受现有资料限制，潜山顶面不明确，准确确定南堡1-80井的潜山顶面埋深有一定误差3.6.2奥陶系灰岩缝洞发育，易发生井漏奥陶系地层顶面为地层不整合面，风化剥蚀、岩溶作用强烈，缝洞发育，连通性好，在钻井过程中易发生放空漏失现象。南堡1-5井下尾管在3952m（奥陶系顶风化壳）遇阻。在循环观察中多次出现蹩泵现象，并发生井漏，累计漏失钻井液71.71m3（相对密度1.311.32，粘度7298s，漏速为0.8120.95m3/h）。4 设计依据及钻探目的4.1设计依据4.1.1中国石油冀东油田2008年油藏评价部署和南堡油田勘探加快方案4.1.2 南堡1-80井井位论证与井位实地勘测等相关资料4.1.3主要目的层构造图以下附图为东方地球物理公司冀东分院南堡凹陷三维叠前时间偏移处理资料构造解释及综合研究成果：（1） 南堡1号构造东一段油层顶面构造图（局部）（2） 南堡1号构造东二段中部油层顶面构造图（局部）（3） 南堡1号构造东三上亚段油层顶面构造图（局部）（4） 南堡1号构造奥陶系顶面构造图（局部）4.1.4潜山裂缝预测图以下附图为东方地球物理公司冀东分院南堡凹陷三维叠前时间偏移处理资料构造解释及综合研究成果：南堡1号构造奥陶系顶面构造与GeoCyber裂缝预测叠合图（局部）4.1.5过井主测线、联络线，连井线地震解释剖面（1） 过南堡1-80井奥陶系靶点主测线IN846地震解释剖面（2） 过南堡1-80井奥陶系靶点联络线CR198地震解释剖面（3） 过南堡1-80井井轨迹南堡1-7南堡1-5井连井地震解释剖面4.1.6邻井实钻资料南堡1、南堡1-5、南堡1-7、南堡105、南堡1051、老堡南1等井实钻及试油试采资料。4.2 钻探目的预探南堡1号构造南堡1-5区奥陶系潜山含油气情况；评价东一段油井产能；落实东二段、东三段油层分布状况。4.3完钻层位及原则、完井方法4.3.1完钻层位奥陶系4.3.2完钻原则钻至设计层位及深度后，井底无油气显示留足口袋完钻。4.3.3完井方法先期套管完成，奥陶系裸眼完井。4.4钻探要求4.4.1 对进行欠平衡钻井的具体要求本井无欠平衡钻井要求4.4.2 先期完成的具体要求先期完成无具体要求4.4.3 其它特殊要求根据实际钻探情况，为完成本井地质目的执行钻探相关管理规程。5 设计地层剖面及预计油气层、特殊层位置5.1地层分层南堡1-80井钻井预测剖面 表6地层设计分层油气显示断点位置工程提示界系统组段岩性剖面底界海拔(m)厚度(m)邻井资料本井预测新生界第四系更新统平原组Q299299上第三系上新统明化镇组Nm 18041505防卡防H2S 中新统馆陶组Ng 2505701防卡防漏防H2S 下第三系渐新统东营组Ed1 2773268防喷防卡防漏防H2S Ed2 3050277 Ed3 3575525 古生界奥陶系马家沟组O2503880305防喷防漏防H2S（未穿） 工业油流 油气显示 5.2分组、段岩性简述5.2.1按钻遇地层分层自上而下叙述各地质时代的岩性、