丁玉品煤层气勘探开发与规划课程设计.doc

勘探开发与规划课程设计 班级：煤层气08-2班 学号: 310803070204 姓名：丁玉品 日期：2011.12.13一、基本数据4二、目标区地质条件及井位选择51、交通位置52、构造情况53、煤层气地质学特征63.1 煤质特征63.2 煤阶分布及其影响因素63.3 煤层气成分与含量63.4 煤层气吸附量73.5储层温度73.6煤储层渗透性83.7 顶、底板岩石力学性质83.8 井田水文地质84、井位选择125、钻井风险分析12三wc试1井区布井方案及钻探目的任务12四、设计依据13五、设计地层剖面及预测目的煤层厚度和深度131、设计分层（表5-1）132.分组底层岩性描述14六、储层压力预测、钻井液性能要求及井控技术151、储层压力预测152、钻井液要求153、井控技术16七、录取资料项目及要求161、钻时录井162、岩屑录井163、岩芯录井164、钻井液录井175、简易水文观测176、工程参数录井17八、地球物理测井171.要求裸眼井测井项目172.测井比例尺183、固井质量检查184、测井解释18九、地层测试18十、样品采集与分析测试18十一、完井技术要求181、井身质量182、井身结构193、固井204、压裂施工要求20十二、试气要求20十四、健康、安全与环境管理（hse）要求20十五、资料要求21一、基本数据 井名：wc-1井 井别：参数井+实验井 地理位置：山西省高平市合阳县王村镇 构造位置：位于高平井田东部边缘，西距县城约15公里设计井深：748m目的煤层：石炭系5#煤层完钻层位：太原组完钻原则：钻穿5#煤层以下50m完钻二、目标区地质条件及井位选择 1.交通位置 矿区地势平坦,水、电、路三通,交通方便,北靠黑澄公路与澄合两县相接,东邻108国道、西（安）太（原）铁路,3.04公里的铁路煤专线与西太线合阳站接轨。井田面积13.9平方公里，矿井储量6943万吨，可采储量3150.6万吨，主采煤层为5号煤和10号煤，平均采高为1.73.2米。井田内地势多为沟谷山梁，地形切割剧烈，且大部分被植被森林覆盖，乡村之间以羊肠小道为主，西安至太原铁路从矿区东部边缘通过，矿区距合阳县城约20 km，有西太线货运铁路和市郊线柏油公路直达矿区，交通十分便利。wc-1井位于王村镇以北的运庄村。（附交通位置图）图2-1 王村煤矿交通位置图2 .构造情况 山西省地处华北古板块内部，属典型的板内构造。王村矿位于高平井田东部，井田西部受马兰向斜，东部受边山大断裂，南部王村断裂带，北部受赛庄王峰断裂的制约，总体为地层走向大致北西南东，向南西倾斜，倾角312井田内部以褶曲构造为主，在石千峰向斜为主体的控制下，伴生次一级短轴褶曲。井田内断层主要为北东及北东东向高角度正断层、大、中型断层，分布于井田东部边缘、南部边界及中部，区内大于10 m的断层不发育。井田西部受马兰向斜，东部受边山大断裂，南部杜儿坪断裂带，北部受赛庄王封断裂的制约，总体为地层走向大致北西南东，向南西倾斜，倾角312井田内部以褶曲构造为主，在石千峰向斜为主体的控制下，伴生次一级短轴褶曲。井田内断层主要为北东及北东东向高角度正断层、大、中型断层，分布于井田东部边缘、南部边界及中部，区内大于10 m的断层不发育。 由于变形强度的差异，尤其是后期隆升剥蚀和改造的差异，赛-王断裂带表现为分段特征。黎城以北基岩露头区，逆冲断裂保存完好，变质基底逆冲于下古生界之上。黎城以南线形构造仍然十分清楚，南段庄头断层至晋城之间地表出露为由古生界组成的线形褶皱。本井田位于太行山复背斜西翼，沁水盆地东翼南端。为阳城山字形构造体系脊柱部分南端东侧及马蹄形盾地的北侧与新华夏构造体系的复合部位。北西向压扭性开阔背向斜褶曲伴有少数与褶曲轴向近似垂直的张性断裂和与褶曲轴向斜交的扭性断裂。3、煤层气地质学特征 5号煤层位于太原组上部，l5石灰岩与l4石灰岩之间，下距7号煤层11.00 m,东北角有一小片尖灭区，煤厚变化大致是北薄南厚，东西两边薄，中间厚。据统计，该煤层冲刷尖灭面积6.7 km2，不可采面积6.2 km2。见煤点厚度0.303.75 m，平均1.71 m，煤厚多在13 m之间，以中厚煤层为主。厚度大于3m者有8212、杜908、8512、杜925等孔。含夹石03层，厚0.020.79 m，一般小于0.30 m，岩性为炭质泥岩或泥岩，结构简单较复杂，顶板为砂质泥岩或泥岩，局部为钙质泥岩或l5石灰岩，有时具炭质泥岩伪顶。底板为砂质泥岩或泥岩，局部为中细粒砂岩、粉砂岩或炭质泥岩。煤层变异系数46%，可采系数85%，本层属大部可采的较稳定煤层。3.1 煤质特征3.1.1 宏观煤岩特征宏观煤岩组分以亮煤、暗煤为主，其次为镜煤，丝炭较少见到。宏观煤岩类型以半亮、光亮型煤为主，并有一定量的半暗型煤和少量的暗淡型煤。3.1.2 显微煤岩组分据邻区资料，该矿井各煤层显微煤岩组分以镜质组为主，90%以上；其次为丝质组，510%；半镜质组最少，小于3%。无机组分粘土类为主，95%左右，有少量的硫化铁类、石英类及硫酸盐类矿物质，无机组分以分散状、充填状、团块状、粒状分布于煤中。3.2 煤阶分布及其影响因素王村井田5号煤煤类为sm，ps、pm 高平煤田内局部区域分布有燕山期侵入岩体，岩石种类有：石英正长斑岩、辉正常斑岩、闪长玢岩类，以岩床、岩墙、岩株相产出。杜儿坪井田无岩浆活动。3.3 煤层气成分与含量从以下钻孔瓦斯含量统计表（表2-1）我们可以看出，剔除一些偏低的测值，各煤层瓦斯含量在3 .7617.64ml/g.r之间。不同煤层层位越低，瓦斯含量呈增大趋势，同一煤层，埋藏越深，瓦斯含量越大。表2-1钻孔瓦斯含量统计表煤层号236789瓦斯含量(ml/g.r)0.56-4.05231.89(6)1.0395-6.195.94(3)0.195-6.662.912.48-12.065.77(8)2.812-13.396.71(7)17.64(1)瓦斯含量(ml/g.r)3.76(2)6.19(1)6.66(1)17.64(1)5.77(8)6.71(7)3.4 煤层气吸附量本矿各煤层孔隙率6.129.33%，相差不大；除2号煤1个样点，7号煤样点坚固性系数为0.55、0.50外，其余煤层坚固性系数均大于0.6，为没有突出危险的煤；透气性系数2、8号煤小，9号煤大，1、3、6、7号煤一般，表明在孔隙率相差不大的情况下，孔隙中大孔、中孔所占比率9号煤要远大于2、8号煤；煤的吸附常数（a值），7、8号煤大，2、3号煤小，说明它们的煤岩组成、比表面积差异较大，在外部条件相同时，7、8号煤较其它煤层能吸附更多的瓦斯。（详见表2-2）。表2-2煤层瓦斯参数煤号采样地点孔隙率（%）f值吸附常数透气性系数（m2/mpa2.d）ab1北三62310正巷掘进风桥6.490.7528.990.09290.0233262313尾巷6.710.6023.920.07450.003121010北四624036.120.5525.190.05750.001631123南三下山53506正巷7.400.7127.550.07240.009431123北二下山43401正巷7.100.9219.270.07930.010461010南一中组7尺通风9.330.7229.330.06790.026271010南一中组3尺轨道6.990.5041840.04170.008481123北二中下组石门6.210.7038.310.05020.00078暗斜井十五尺68406付巷7.530.8938.510.05320.001591117西区7.430.7628.740.09610.07313.5储层温度井田内只在新华村风井检查孔中进行了井温测量（表2-3），经计算，井温梯度1.44c/100 m，据采掘证实，采掘工作面温度与季节有关，冬季10c,夏季为20c，春秋两季一般为10-16c。勘探和采掘过程中均未发现地温异常，从目前情况看，井田应属地温正常区。表2-3井温测量结果表井深（m）50100150200250300350400450500550591井温（c）11.111.612.212.813.414.114.715.416.317.318.418.93.6煤储层渗透性井田内煤系岩层及其上覆岩层中各含水层的含水性都很微弱，且有较多的泥质隔水层，使得各岩组之间没有明显的水力联系。仅奥陶系中统灰岩含水层含水极其丰富，是井田最主要的含水层(在西山煤田也是如此)。由于埋深的关系，奥灰含水层的含水性又有一定的差异性，下马家沟组埋深大，岩溶裂隙不发育，因此含水性较弱；而上马家沟组岩溶发育，含水性极强3.7 顶、底板岩石力学性质6号煤层顶板为砂质泥岩，性脆、易破碎，属易冒落型顶板，岩石强度在硬质岩-软质岩石类之间，初次垮落步距11-12m。老顶东大窑灰岩，性坚硬、易破碎，中间夹燧石条带。底板为砂质泥岩。煤层顶板为石灰岩(庙沟灰岩)，质地坚硬，强度极大，属极硬岩类，初次垮落步距大于27 m。该煤层在井田西部由于上夹石增厚，使上煤分层变为不可采或尖灭，8号煤层顶板为砂质泥岩、泥岩，岩石强度为软质岩类。底板为细粒砂岩、粉砂岩、砂质泥岩。3.8 井田水文地质井田内地层出露自东而西由老到新依次为奥陶系中统、石炭系中、上统、二叠系、三叠系下统。主要含水岩组有奥陶系中统马家沟组、峰峰组，石炭系上统太原组，二叠系下统山西组、下石盒子组。其中上马家沟组富水性强，峰峰组局部富水性强，其余富水性弱。（1）奥陶系中统奥陶系中统在井田内揭露最厚174.44 m，同时在1010水平车场南北大巷，王村1号、2号深水井，白家庄710疏水降压工程中都有揭露。结合井田外围资料可看出奥陶系中统分为峰峰组(厚约120 m)，上、下马家沟组(厚300350 m)，地层全厚500 m左 。峰峰组峰峰组分上下两段。上段(o2f2)：岩性以深灰、灰色厚层状石灰岩为主，夹黄、灰白色泥灰岩，顶部为古风化壳充填物，厚一般小于70 m；下段(o2f1)：为泥质灰岩夹石膏层，厚约60 m。上段灰岩岩溶裂隙发育，岩溶多呈蜂窝状、串珠状、局部可见溶洞。在白家庄矿区其标高由于低于奥灰水承压水位而含水，含水层在风化壳下20 m-下段第一层泥灰岩石膏带之间。由于岩溶发育不均一造成富水性差异，导致不同地段水位、水量都相差很大，甚至无统一承压面，单位涌水量在1-5 ls.m之间，水位标高802.8 m，煤田西部高者可达1311.1 m，但在杜儿坪井田的局部由于其标高高于奥灰承压水位而不含水。上下马家沟组(o2s)上马家沟组含水层是奥陶系主要含水层组：岩性以厚层质纯石灰岩为主，夹薄层泥质灰岩、白云质灰岩，底部豹皮灰岩为相对隔水层，全组厚200 m左右。浅部岩溶裂隙发育，岩溶呈串珠状、蜂窝状，有中小溶洞，由于富水而成为西山煤田及本矿最主要的含水组。单位涌水量0.0004-138.91 ls.m(杜1号、2号深水井单位涌水量分别为138.91 l/s.m、13473 l/s.m，但都是一次降深0.4 m、0.5 m所得，不能进行涌水量预测计算，所以还不能代表真正最大涌水量，比实际最大涌水量小)，一般0.4-9 ls.m，渗透系数为70.1l md，水位标高779-826 m，总体由西北向东南降低，水质普遍较好，矿化度0.286-2.292克/升，ph值7.3-8.1，水化学类型为hco3-so4-ca-mg 及so4- hco3-ca-mg型水。下马家沟组含水层组岩性以灰岩、泥灰岩、白云质灰岩为主，厚约110 m左右且富水。在煤田东部补给区岩溶裂隙发育，深部不发育，钻孔单位涌水量0.026-14.56 ls.m，渗透系数1.43-17.48 md，矿化度0.280-0.889克/升，ph值7.4 -7.8，水化学类型为hco3-so4-ca-mg 及so4- hco3-ca-mg型水。上下马家沟组含水层主要接受大气降水及河谷冲出层潜水的渗入补给，至西北向东南径流，分别向东南的晋祠泉排泄和东部的太原盆地以孔隙水排泄。（2）石炭系上统石炭系上统太原组属裂隙含水岩组。由砂质泥岩、泥岩、砂岩、煤、石灰岩组成，厚88 m左右。自上而下东大窑灰岩(l5)、斜道灰岩(l4)、毛儿沟灰岩(k2)、庙沟灰岩(l1)、晋祠砂岩(k1)等为含水层。根据勘探混合抽水试验结果，单位涌水量0.0009-0.03 l/s.m，渗透系数0.00132-0.32 md，矿化度0.228-1.530克/升，水化学类型为hco3-so4-ca-mg 及so4-hco3-ca-mg型水。钻探进入毛儿沟灰岩时冲洗液消耗量明显增大。井下揭露太原组含水层时，局部揭露点有滴水现象，但水量很小，说明该岩组含水性微弱。（3）二叠系下统山西组由砂质泥岩、泥岩、煤、砂岩组成，地层厚64 m左右。底部北岔沟砂岩为含水层，灰白色，以中粗粒石英、长石为主，含砾，泥质胶结，交错层理，节理发育，一般厚5-22 m，钻孔抽水试验结果，单位涌水量0.000077 ls.m，渗透系数0.0004 m/d，井下揭露点大都无水，矿化度0.383-0.714克/升，ph值7.62，水化学类型为hco3型水。北岔沟砂岩含水性微弱。下石盒子组由砂质泥岩、泥岩、砂岩组成。含水层有底部骆驼脖子砂岩与下石盒子组上下段分界砂岩k7为含水层。骆驼脖子砂岩：灰白色，以中粒石英、长石为主，泥质胶结，厚0.80-20.70m，钻孔抽水试验结果，单位涌水量0.00047 l/s.m，渗透系数0.0036m/d，矿化度0.39-0.60克/升，水化学类型为hco3-cl-na-ca型水。含水性微弱。k7砂岩：黄绿色，以中粗粒石英、长石为主，钙质胶结，厚约11 m，抽水试验无水。二叠系下统含水性微弱，沿沟谷底以下降泉排泄，主要接受大气降水通过沟谷裂隙补给。井田与煤层有直接水力联系的各含水层所含地下水全是基岩裂隙水，从抽水试验结果看，各含水层单位涌水量均小于0.1 l/s.m，含水微弱，表明王村矿水文地质条件简单。（4）充水条件分析王村矿矿井充水条件受诸多因素影响，是充水水源、充水通道、充水强度三因素共同作用的结果。矿井充水水源王村矿矿井充水水源有大气降水、地表水、地下水和老空积水四种。但由于受矿区煤层赋存条件、自然地质条件、含水层的含水性、矿井开采方式方法、气候等条件的制约，使得矿井充水水源在一定程度上，又有主次之分。 地下水由前述资料可看出：井田内煤系岩层及其上覆岩层中各含水层的含水性都很微弱，且有较多的泥质隔水层，使得各岩组之间没有明显的水力联系。仅奥陶系中统灰岩含水层含水极其丰富，是井田最主要的含水层(在西山煤田也是如此)。由于埋深的关系，奥灰含水层的含水性又有一定的差异性，下马家沟组埋深大，岩溶裂隙不发育，因此含水性较弱；而上马家沟组岩溶发育，含水性极强。通过王村矿供水井物探工程及白家庄710疏水降压工程证实，其富水性也具有不均一性。井田内水位标高799-826 m，距杜矿最下二层主采煤层9号煤的最低底板标高850 m还有24-25 m高差，王村井田可采煤层全部位于奥灰水位之上，因此，奥灰水不是本矿井充水水源。1010北一、北三北部、北四盘区等都是以上部弱含水层水为水源，但充水很小。地表水王村井田地形复杂，坡陡沟深。以石千峰主峰为分水岭，沟谷向四面八方分布。共有虎峪沟、南峪沟、井儿沟、麻皮沟、磺厂沟、冀家沟、大子沟、道峪沟八条季节性河流，但盖层普遍较厚，只麻皮沟、井儿沟、南峪沟、虎峪沟中，有些地段盖层较薄。开采后河沟水直接或间接地(沿断层)微弱补给下部弱含水层，转化为地下水。弱含水层中地下水再沿导水裂隙或陷落柱补给采空区，造成矿井充水。如1117水平南五盘区、1117水平南七盘区、1117水平西二七尺盘区、1123水平南三下山盘区、1123水平北二下山盘区的采空积水都是以地表水为充水水源而形成的，其特点是积水水量大(补给量大且持续稳定)，仅单层盘区采空积水都在50万m3以上(回采时间不到10年)，王村矿1996年“八.四”淹井事件，说明地表水是王村矿主要的充水水源。大气降水高平煤田地处我国内陆，干燥少雨，蒸发量大于降水量，降水量随季节变化较大，属大陆性气候。在王村矿浅部开采区，大气降水通过采空导水裂隙直接渗入井下或补给含水层再渗入井下造成矿井充水。杜儿坪矿矿井充水也有随季节变化的特点，在矿井东翼浅部开采区与东平峒相连接的盘区口都是丰水月涌水而枯水月干枯，这些在相关曲线上也可看出，但矿井充水具有一定的滞后现象，说明大气降水是王村矿矿井充水水源之一，但影响面积小，涌水量有限，对王村矿现生产区、备用区等盖层较厚区(300 m)没有直接影响。 老空积水王村煤炭开采历史悠久，明代就有开采，国营矿开采已有41年，造成矿区采空面积大、老空积水多，老空积水通过自然或人为的导水通道进入矿井井巷及回采工作面形成充水，所以老空积水是王村矿主要的充水水源。老空积水水量大、水压大、破坏性大，经常给下部近距离煤层的掘进回采带来很大的困难，有时还给矿井造成大的灾害。（5）充水通道王村矿矿井充水通道有断裂带、陷落柱及采煤过程中形成的人为通道。断裂带井田内大的断层有赛庄断层(断距10-150 m)与王村中部断层(断距20-33 m)，另北部西铭矿与王村相邻的西四盘区还有一断距10 m的断层。这些断层都是nee走向，形成于燕山期。初期呈张性断裂，后期受多次挤压作用，造成断层的导水性较差(在采煤中已被证实)，井下揭露点全无导水现象，仅少数有滴水。不仅如此，由于杜儿坪断层、鸦儿崖断层的阻水性还对奥灰水的主径流带产生一定的控制作用。但这些断层在浅部具有一定的导水性，当有河沟水流过断层时河沟水就会通过断层渗入下部弱含水层，煤层开采后，弱含水层水再补给采空区而形成采空积水。这样形成的采空积水具有补给持续稳定、补给量较大、容易形成大的积水特点。陷落柱陷落柱在王村矿分布很广，但从井下揭露情况来看，已重新胶结，导水性较差。以淋头水为主，涌水很少且涌水时间很短，涌水也仅是陷落柱顶部少量积水，没有直接导通外部大水体的现象。井下井巷中淋头水多以陷落柱为主，特别是4号、5号煤中所有初次揭露淋水点均是陷落柱，因而陷落柱仍然是王村矿主要的充水通道。进入备用区后它将成为唯一的充水通道。通过陷落柱形成的充水具有水量较小的特点，如1010水平北三盘区北部、北四、北一盘区，采完2号煤其盘区积水分别为1.1万m3、3.58万m3、3,39万m3。积水量较小，与有其它通道联合作用的北二下山等盘区的积水量形成天壤之别。人为通道由于回采冒落后，冒落带、冒裂带的形成，使得人为充水通道在杜儿坪矿普遍存在。尤其在一些盖层较薄的区域，成了主要通道。但由于技术保安措施的实施，使得由人为通道形成的矿井充水较小。矿井涌水量 井田水文地质条件比较简单，煤系岩层含水性弱，因而大气降水的季节变化、地表水的渗漏强度、采空积水的疏放与否、生产用水的使用量等成为影响涌水量变化的直接因素。如采空积水疏放量、地表水渗入量(或变为溃入时)等因素直接影响矿井涌水量的大小。有时一天内变化幅度都很大，给矿井涌水量的预测带来一定的难度。1990-1992年原煤产量218.2-273.3万t，年涌水量124.64152.20万m3，涌水量小时变化幅度76.38-727.29 m3/h，吨煤含水系数0.489-0.698 m3，年降水量366.8-415.2 mm。19931994年原煤产量231.7-259.0万t，年降水量344.3-589.1 mm，年涌水量95.50-106.29万m3，涌水量小时变化幅度50.71-227.58 m3/h，吨煤系数0.410-0.412 m3，年降水量344.3-430.8 mm，（详见表2-4）。表2-4 19942003年矿井涌水量表年原煤产量(万t)涌水量(万m3)含水系数(m3/t)1994259.0106.290.4101995244.1145.700.5971996256.6236.460.9221997253.2195.010.7701998203.8128.320.6301999259.296.140.3712000327.5105.430.3222001235.686.520.3672002300.5121.310.4042003326.5209.810.643平均266.6143.100.544 由以上资料可看出生产转入扩区深部后，矿井涌水量的增减与降水量、产量变化等关系很小，影响矿井涌水量大幅度变化的主要因素是采空积水疏放量、降水量及地表水直接回灌淹井等。自2003年至今随着开采深度的延伸，上部弱含水层相对增加，裂隙水使矿井涌水量有所增加，全矿井约增加10-15 m3/h，6#、8#煤层中疏放上组煤层采空区积水，疏放量60-10 m3/h，矿井涌水量显著增大矿井涌水量实测值采用ls45型旋杯式流速仪法。(q=v*a*h)。由于王村矿涌水量变化因素与承压含水层无直接的联系，而只限于弱含水层裂隙水、采空积水，涌水量的大小与上部采空积水的多少有必然的联系，就是说与开采的深度（空间位置）有关，与开采的时间在季节上有一定的变化，地表水的渗入是在雨季之后一至两个月矿井涌水量有所增大。本矿井涌水量预测采用吨煤含水系数类比法。 综合矿井水文地质情况，各含水层单位涌水量小于0.1 l/s.m，年平均涌水量小于180 m3/h,最大涌水量小于300 m3/h,矿井水文地质条件属简单型。（6）供水水源矿井日需水量0.99万m3，在井口东部1000米处自建两眼水井，供水能力8000 m3/日,随着矿井生产能力的不断提高，供水能力将不能满足生产、生活需要，本矿区有供水能力的水源地为中奥陶灰岩岩溶裂隙水强径流带。孔隙水基岩裂隙水都不具备水源条件。3、井位选择 根据“晋城煤层气勘探开发可行性评价”对成王村矿区所有井田评价结果，该参数井位于勘探区南部，目前，该井田已经完成煤田精查勘探，煤层几何形态控制程度高。正如评价报告中指出的那样，本区煤层气地面开发具备6种优势：（1）勘探程度达到详查阶段，并有500 m间距的二维地震剖面，煤层和煤层气空间展布规律基本明确；（2）资源丰度大，在2108 m3/km2左右；（3）单个断块面积较大；（4）该井位于730m以深，排采时间在10年以上。（5）井区内断层规模较小、封闭性较强。（6）该区瓦斯灾害治理迫切需求。3、钻井风险分析尽管本区煤田勘探程度较高，大部分地区已经达到精查阶段，且进行了三维地震勘探，但dep试1井位于断层（滑动构造）附近，钻探存在以下风险：（1）滑动构造是否全部吞食了煤层，难以预测；（2）在这种物性极差的储层内开发煤层气在国内外尚无先例，属于探索，如果不采用合理的强化工艺，很难实现商业开发；（3）顶底板个别岩层水敏性强，遇水膨胀，压裂液配伍不合理将造成极差效果；（4）即是对底板或顶板进行强化，目前也无先例三wc试1井区布井方案及钻探目的任务wc试1井钻井的首要目的是煤矿瓦斯灾害治理，其次为资源开发利用。因此，将该井布置在首采工作面上顺槽中部，根据勘探阶段资料，该井6号煤层顶板直接为滑动构造破碎带，便于强化排采。工艺目的是探索滑动构造破碎带是否可作为煤层气产层。在wc试1井施工、取得各类储层参数和工艺参数后，再进行储层评价和参数优化，制定其余生产井的施工方案，进行大规模开发，因此，将该井井别定为参数井+试验井。该井的主要钻探目的和任务是：（1）获取可靠的目标煤层5号煤层气评价参数，主要包括煤层厚度、埋深、煤岩煤质、割理和裂隙发育程度、煤体结构、等温吸附/解吸特征、含气量、含气饱和度、地层压力、煤及围岩岩石力学性质等。（2）根据获得的较可靠的煤储层和围岩地层实测参数，指导该井和井网其它各井下一步施工方案。（3）该井钻井结束后，即行射孔压裂和排水采气试验，最终形成一套切实可行的、适合于此类地质条件的煤层气商业开发工艺。四、设计依据（1）“山西省高平东部区勘探报告”（2）“高平矿区煤层气勘探开发可行性评价”（3）“wc-1井钻井地质报告（初稿）”（4）“wc-1井地质设计”。五、设计地层剖面及预测目的煤层厚度和深度1、设计分层（表5-1）地层系统组起深（m）止深（m）视厚度（m）系统组第四系中更新、上更新1.004040二叠系下统上石盒子组40607.7567.7下石盒子组607.7700.793山西组700.7750.549.8石炭系上统太原组750.5842.491.82.分组底层岩性描述地层单元岩性描述界系统组古生界第四系沿长河各沟谷，两侧山坡及山梁均有大面积分布，角度不整合于不同岩层之上。中更新统（q2）下部为浅红色至暗红色砂质粘土，夹铁锰质薄层，半胶结至不胶结，中部为灰黄色砂砾层，上部为红色砂质粘土，含钙质结核。厚0m23.00m，平均16.00m。与下伏地层呈角度不整合接触。上更新统（q3）灰黄色亚砂土中夹钙质结核，垂直节理发育，孔隙度大，底部有灰黄色未经胶结的砂砾层。厚0m8.90m，平均厚5.00m。与下伏地层呈角度不整合接触。全新统（q4）为近代河床相堆积，以砂质土，砂砾层为主，厚0m14.00m，一般为10m。二叠系上统上石盒子组以k10砂岩底界与下石盒子组分界，属陆相沉积，全组厚547.60m600.49m，一般567.78m，按岩性组合可分为三段：下段（p2s1）：岩性主要由杏黄、黄绿、灰绿、紫红色细粒砂岩、砂质泥岩、泥岩组成。底部为中粗粒长石石英杂砂岩（k10），泥质胶结，具交错层理。与下伏下石盒子组呈整合接触。本段厚287.60m310.49m，平297.78m。中段（p2s2）：岩性主要由杏黄、黄绿、灰绿色粗、中、细粒砂岩，灰绿色、紫红色粉砂岩、泥岩组成，夹数层中厚层状粗粒长石石英杂砂岩。中部夹厚0m0.50m的锰铁矿层。本段厚200m230m，平均210m。上段（p2s3）：岩性主要由黄绿色、灰绿色、细粒砂岩，灰绿色、暗紫色粉砂岩及泥岩组成。为本区出露的最新岩层，全层出露不全，仅在大尖山、二尖山、方山、李街村一带有零星出露，因受剥蚀，所见厚度60.00m左右。下统下石盒子组k8砂岩底至k10砂岩底，与下伏山西组呈整合接触。由灰色、灰绿色砂岩、砂质泥岩、泥岩组成，局部夹12层煤线及铁锰质结核。属淡水浅湖滨湖相沉积。顶部为含铝质泥岩，富含鲕粒，俗称“桃花泥岩”，层位稳定，分布广泛，是良好的标志层。k8砂岩为灰、深灰色细中粒长石石英杂砂岩。本组厚62.70m121.51m平均93.00m。山西组为井田主要含煤地层之一。k7砂岩底或相当层位的粉砂岩至k8砂岩底，与下伏太原组呈整合接触。由灰白灰色中、细粒砂岩、灰黑色粉砂岩、砂质泥岩、泥岩及煤层组成，为滨岸过渡相沉积，含煤13层，其中3号煤层为主要可采煤层。本组厚39.45m73.08m，平均49.83m。在成庄、段都、坪头一带有零星出露。石炭系上统太原组为井田主要含煤地层之一。k1石英砂岩（相当于晋祠砂岩）底界或相当层位至k7砂岩底。与下伏本溪组成整合接触。由灰色中、细粒砂岩、灰黑色粉砂岩、泥岩、砂质泥岩、石灰岩、煤层组成。属海陆交互相沉积。自下而上k2、k3、k5三层石灰岩普遍发育，层位稳定。含煤10层，一般68层，可采2层（9、15号煤层）。本组厚77.52m112.07m，平均91.98m。在井田东部边界附近有零星出露。中统本溪组平行不整合于峰峰组灰岩侵蚀面之上，因受剥蚀面控制，厚度由0m9.76m。平均7.86m。以灰白色铝土质泥岩为主，夹薄层砂质泥岩及细粒砂岩，局部夹薄层灰岩，为一套以泥岩为主的泻湖海滩相沉积。底部为山西式铁矿。在井田东部边界外，有零星出露。奥陶系中统峰峰组以深灰色坚硬致密的厚层状石灰岩及角砾状灰岩为主，砾石成分较复杂。在个别钻孔中见到顶部具薄层状黄铁矿，为本溪组沉积物。本组厚42.79m86.13m，平均68.38m。六、储层压力预测、钻井液性能要求及井控技术 1、储层压力预测 根据以往煤矿瓦斯压力测定和煤层气试井测定，表明高平王村矿煤层气储层均处于欠压状态，因此压力系数一般小于1。煤田钻孔施工过程中大部分井没有出现超压现象，仅个别井在钻遇煤层时出现井涌，但规模不大，持续时间短。dep-1井测试结果表明，压力系数接近1，这一结果与煤田勘探阶段抽水试验获得的水位高度换算的压力系数基本一致，向深部地下水滞留承压区地层压力将进一步增高，可能会出现超压现象。2、钻井液要求 进入山西组之前，对钻井液不做特殊要求，能满足安全快速钻井即可。为保证储层不受伤害，进入二1煤前40 m，要求采用清水钻进。可适当加入钾盐、胺盐等防塌处理剂，加入絮凝剂提升岩屑上返能力。鉴于该区地层压力一般不出现高压和清水钻井过程中的自然造浆作用，较高的钻井液液柱压力会引起对煤储层的伤害。在设计钻井液液柱压力时，遵循以下原则，做到近平衡钻进：能有效地携带煤、岩屑；稳定和保护井壁，平衡地层压力，以保障钻进施工安全；清水钻井液，密度应控制在1.05 g/cm3以下。若水源充足时，可开放式循环。泥浆钻井时，要配备振动筛等固控设备除去有害固相。3、井控技术由于一般不出现异常高压，钻井不装液压防喷器。但钻井施工部门必须高度重视井控工作，并要制订相应的预案和技术措施，强调一次井控：1、钻井队应准备一定数量的石灰石粉加重剂。防止煤储层和煤系地层中的游离气聚集造成液柱压力失去平衡而出现井涌、井喷。2、进入煤系前，要求所有上岗人员熟悉井涌、防喷、防火知识，掌握相关制度和操作规程，并定期组织防喷、防火演习。3、进入煤系和煤储层时要严格执行坐岗观察制度，以及时发现溢流现象和井涌，并立即采取措施控制井喷。七、录取资料项目及要求按照煤层气勘探“参数井+试验井”所要获取的各项参数的要求，钻井过程中必须进行下列录井。1、钻时录井钻进时从井口到井底，每1 m记录一个点，取芯段加密为0.2 m记录一个点。2、岩屑录井岩屑录井从井口至25 m，每2 m取样一次；20 m至井底，每1 m取样一次。取芯段加密至每0.5 m取样一次。捞取样品每包不少于500 g，干后装袋。岩屑录取层位置正确、清洗干净、代表性强。现场及时进行系统描述，并绘制1:200录井草图。3、岩芯录井全井段设计取芯36.5 m。（1）取芯原则：煤层顶板取芯20 m；煤层底板取芯10 m；煤层全取芯6.5 m；（2）取芯要求：非煤层井段取芯岩芯直径不小于70mm，收获率不低于95；二1煤煤层取芯必须采用专门取芯工具，取芯收获率不小于90，直径不小于70 mm。该井取煤芯时，从割芯开始到提升至地面不超过5 min；岩芯筒提升至地面后，要组织有关人员抓紧时间出芯，接芯时确保顺序不乱，及时观察显示情况，清洗整理好；（3）采样要求：非煤岩芯出筒后，按照样品测试分析要求，在2小时内采样完毕。对气显示样品即可封蜡保存，并及时做含气性实验；二1煤芯出筒后，及时取样进行含气量测试的现场解吸，取样装密封罐时间不超过5 min。（4）岩芯描述：岩芯出筒后2小时内必须进行系统描述，描述内容包括：颜色、岩性、气显示、结构、构造、节理、裂隙、成分等，并绘制1:100岩芯草图。4、钻井液录井（1）如采用综合录井液：连续测量钻井液密度、粘度、温度、电导率、泥浆池体积；（2）人工测量：在非煤层井段，正常情况下，每12小时测量一次全性能，每2小时测量一次密度和粘度；（3）煤层井段或气测异常井段：要求连续测量钻液密度、粘度，并做好记录；（4）取芯前要求钻液调整，做一次全性能；（5）钻遇气显示后每次起、下钻，必须做一次全套性能。测后效时连续测量钻液密度、粘度，做好记录；（6）钻液中严禁混入污水或各类油品，严禁加入影响气测录井的处理剂。5、简易水文观测（1）全井钻探过程中，均要做好简易水文观测工作。（2）每次起钻后，下钻前测量一次泥浆罐及井筒液面，记录钻井液消耗量。（3）注意记录井漏、井涌的各项资料。如遇井漏，记录当时井深、层位、漏失井段、起止时间、漏速、漏失量、钻井液性能等；如遇井涌，记录涌出物、涌势、涌出量、井深、层位、起止时间、钻井液性能，并取样做全分析。6、工程参数录井二开开始进行全套工程参数录井。做好压力监测，及时预告下部地层压力，调整钻井液相对密度。八、地球物理测井1.要求裸眼井测井项目（1）补偿中子（2）全波列声波（3）岩性密度（4）双侧向微球形聚焦（5）自然电位（6）自然伽玛（7）地层倾角2.测井比例尺1:500标准测井（表层套管至井底）1:200组合测井（表层套管至井底）3、固井质量检查固井质量检查项目为声幅测井，48小时后进行固井质量检查测井。4、测井解释测井要求不漏解0.2 m以上厚度的煤层，解释煤层的位置、含气量、灰分含量、孔隙度、气水饱和度、渗透率等；解释煤层顶、底部各20 余m层段的气水饱和度、裂隙发育情况、渗透性，解释煤岩力学性质、地应力场方向等。要求提供取芯段1:50放大测井图。九、地层测试地层测试分三个层段：对二1煤层进行裸眼中途注入/压降测试；对二1煤顶板和底板层段进行注入/压降测试（具体深度根据钻探结果确定）。根据cz1井压裂排采结果，有必要对底板强化作业时，要对煤层底部10 m地层进行压力恢复测试。测试中必须获得的主要参数：煤层/围岩渗透率、地层压力及压力梯度、原地应力及应力梯度、破裂压力、闭合压力、表皮系数、调查半径、储层温度等。十、样品采集与分析测试对6号煤层、煤层顶部20 m、煤层下部10 m层段取芯，作相应孔隙度、渗透率和岩石力学性质测试。煤样的采集一般每1 m采集1个解吸样，每2 m采集一个吸附/解吸样。根据该井的煤层厚度预测。十一、完井技术要求1、井身质量 要求每100 m井斜不超过1，全井段井斜不超过3，水平位移小于30 m。2、井身结构表层套管外径为244.5 mm，下入深度为新生界底（约25 m）之下78 m，即40 m。如果基岩风化带较深，表层套管深度要适当增加；生产套管外径为139.70 mm，抗内压强度50 mpa以上，下至井底，即850 m。表层套管水泥返至地表，生产套管固井水泥返高至6号煤之上150200 m。要求固井质量优到良好。d311.1mm (f12 )d215.9mm(f8 1/2)钻至5号煤层下50米完钻水泥返至地面d244.5mm (f 9 )d139