DP84S水平井地质设计(导眼)5.10.doc

鄂尔多斯盆地大牛地气田DP84S井钻井地质设计中国石油化工股份有限公司华北分公司二一三年五月设计提交单位：华北分公司勘探开发研究院地质设计人：2013年5月9日地质复核人：2013年5月10日气田开发处审核人： 2013年5月11日地质批准人：2013年5月13日目录第一篇 DP84S井导眼段设计11设计井基本数据12钻井地质任务13钻遇地层预测24油气层预测35录井、测井项目及要求46井控安全提示57 HSE要求78其它要求7第二篇 DP84S井水平井段设计81基本数据82钻井目的及任务83布井依据84钻井地质设计125油气层位置预测176地层孔隙压力预测177取资料要求178钻井液使用要求199井控安全提示1910 HSE要求2111地理及环境资料2112设计依据2213附图23第一篇 DP84S井导眼段设计1设计井基本数据井号：DP84S井别：气藏评价井井型：斜井（导眼井）地理位置：神木县尔林兔镇木独兔村二队。构造位置：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部。相对位置：DP84S井井口位于大116井井口7.52方向1837.04m处（附图1）。设计完钻井深：钻穿马五5黑灰岩（预测垂深2649-2675m）再钻40m（斜深）完钻（斜深见本井钻井工程设计）。靶心垂深(盒1)：2444m完钻层位：奥陶系马家沟组完钻原则：钻穿马五5黑灰岩（预测垂深2649.0-2675.0m）再钻40m（斜深）完钻。完井方式：裸眼完井坐标：XYH（m）井口(放样)4315365.8719408275.871241.06导眼靶点（设计）4315076.09.19408353.52导眼井设计靶心位于DP84S井井口165方向300m处。2钻井地质任务（1） 验证地质评价成果。（2） 验证三维地震储层预测成果。（3） 为本井水平段轨迹的顺利实施提供实钻依据。（4） 兼顾评价山1气层。3钻遇地层预测DP84S井导眼地层预测简表地层系统垂深(m)垂厚(m)岩性简述界系统组段代号新生界第四系全新统Q44545浅棕黄色风积砂层中生界白垩系下统志丹群K1z13590棕色砂岩与同色泥岩略等厚互层，底部为细砂岩侏罗系中统安定组J2a19560灰色泥岩与棕褐色砂岩互层。直罗组J2z310115浅灰绿色细砂岩与绿灰泥岩呈等厚互层。中下统延安组J1-2y570260深灰色泥岩与浅灰色中、细砂岩呈略等厚互层，夹煤层。三叠系上统延长组T3y1250680灰、灰绿色泥岩与灰绿、浅灰色中、细砂岩互层。中统二马营组T2e1538288灰紫色泥岩与杂色砂岩互层。下统和尚沟组T1h1760222棕、灰褐色泥岩与棕灰色砂岩互层。刘家沟组T1l1955195灰紫色泥岩与浅棕灰色砂岩互层。上古生界二叠系上统石千峰组P2sh2218263棕红色泥岩与棕色砂岩互层。上石盒子组P2s2327109棕褐色泥岩与浅灰、浅灰色中岩互层。下统下石盒子组盒3P1x3236437棕褐、灰色泥岩与浅灰色中砂岩互层。盒2P1x2240844棕褐色泥岩与浅灰色中砂岩互层。盒1P1x1245042灰色泥岩与浅灰白色中砂岩互层。山西组山2P1s2248939灰色泥岩与浅灰色中砂岩、细砂岩互层。夹煤层。山1P1s1255162灰黑色泥岩与浅灰色粗砂岩、中砂岩互层，夹煤层。石炭系上统山西组太2C3t225587灰黑色泥岩与灰色碳质泥岩、夹煤层。太1C3t1258224上部为煤层、深灰色灰黑色泥岩下部为灰黑色灰岩与灰白色细中砂岩。本溪组C2b260523灰色铝土岩。下古生界奥陶系下统马家沟组马五1-4O1m51-4264944灰色灰云岩、泥云岩、白云岩。马五5O1m55267526灰黑色灰岩夹含云灰岩。马五6-10O1m56-10271540（未穿）灰色灰云岩、含灰云岩、白云岩。注：1、表中垂深、导眼靶点均从地面起算，且均采用井口实际放样海拔1241.06m；2、实钻垂深参照本井钻井工程设计。 34油气层预测参考井：大72设计井：DP84S导眼参考井：大116层位顶深(m)底深(m)砂体厚度(m)有效厚度(m)无阻流量(104m3/d)层位垂顶深(m)垂底深(m)砂体垂厚(m)有效厚度(m)层位顶深(m)底深(m)砂体厚度(m)有效厚度(m)无阻流量(104m3/d)盒112422.52438.415.94.5未测试盒112434.0 2450.0 164盒112447.8 2458.7 10.94未测试山112523.42533.6443山112540.5 2550.5 10.53.5山112547.6 2554.3 246备注：设计预测的主要含气井段深度及厚度与实钻深度可能存在误差，实钻过程中注意及时调整。表中导眼靶点预测深度均从地面起算；且均采用井口实际勘测海拔1241.06m。5录井、测井项目及要求地质录井井段二开2200m2200m-2300m2300m井底岩屑包 / m1包 / 2m1包/1m钻时1点 / 2m1点 /1 m1点/0.5m气测1点 / 4m1点 / 2m1点/1m迟到时间2000m2300m每150m实测一次；2300m井底每50100m实测一次。荧光按岩屑录井间距逐包进行湿照、干照、滴照、在主要目的层砂岩段观察、记录氯仿浸泡和系列对比。槽面观察及时观察槽面，收集泥浆性能的变化资料，详细记录油花、气泡占槽面的百分比、气泡产状、槽面上涨高度、显示的起止时间及高峰时间等。岩屑剖面岩屑录井段按1:500比例作岩屑录井剖面。水平段岩屑录井剖面要求加随钻伽玛数据。特殊录井项目采样采样层位P2shP2sP1x3P1x2P1x1P1s2P1s1C3t薄片样气样全烃值大于3%的气测异常层采气样，样品总数15个样左右，主要在目的层采样。地球物理测井测井项目深度比例测量井段(m)测井项目标准测井1:500二开井底自然伽玛、自然电位、补偿声波、补偿密度、双井径、双侧向、连续井斜、井底温度。综合测井1:200上石盒子组底部砂岩之上50m井底自然伽玛、自然电位、双井径、双侧向、补偿声波、补偿中子、补偿密度、井底温度。备注钻具输送测井段，不测补偿密度。测全马五5黑灰岩的底。6井控安全提示6.1钻井井控风险评价（1）在确定井口具体地理位置时，要综合考虑周边设施、水源分布等情况，要求井口距离高压线(75m)、民宅(100m)、铁路高速公路(200m)、人口密集区和高危性场所(500m)的安全距离满足标准。（2）该井为鄂尔多斯盆地大牛地气田的开发水平井，根据华北石油局、华北分公司井控管理规定与实施细则（2011年修订版），该井钻井井控风险评价为中风险井。（3）开钻、钻开气层前和在气层钻进过程中，现场实施单位必须按照“华北石油局、华北分公司井控管理规定与实施细则(2011年修订)”中钻井井控实施细则和“SY/T6426-2005钻井井控技术规挰”进行井控安全措施的准备、验收与交底，严格遵守相关井控工作程序。（4）本地区在钻开下古生界奥陶系地层时个别井含少量H2S（如D66-52井H2S含量32 mg/m3，D61-15井H2S含量34.3 mg/m3，均达到危害井的级别)，所以在钻井过程中，要求必须做好H2S防护准备，严格执行SY/T 50872005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法、SY/T 61372005 含硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业的推荐作法、SY/T 62772005 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程。严格按规定进行硫化氢气体检查、进行硫化氢气体防控。6.2邻井邻区流体、压力、测试数据大65-大70井区流体组分统计表气层组相对密度（g/cm3）甲烷(%)烃类(%)氮气(%)二氧化碳(%)硫化氢（）甲烷占烃类含量（）盒1 0.64 86.84 97.59 2.09 0.32 0 89 山2 0.65 85.42 95.61 3.78 0.61 0 89.3 山1 0.65 84.51 96.03 3.53 0.64 0 88 太2 0.62 89.9 95.68 1.59 2.29 0 93.9 太1 0.63 89.58 95.05 1.73 3.23 0 94.3 平均0.64 87.25 95.99 2.54 1.42 0 90.9大65-大70井区地层水分析统计表气层组地层水阴阳离子含量(mg/L)总矿化度水型PH值密度g/m3K+Na+Ca2+Mg2+SO42-HCO3-Cl-盒1 37091648701482623638614224氯化钙61.01 山2 405618051211258640804415734氯化钙6.21.01 山1 114789290123420789894857676227氯化钙6.41.02 太2 18192982480641557645328988827氯化钙6.31.06 太1 120011486015036707715078983586氯化钙6.11.06 平均9987748574719297573341755720氯化钙6.21.03邻井测试成果表井号井型测试层位测试无阻流量（万方/天）大72直井山11.9443马50.0大116直井山10.4246根据大牛地气田DST、压恢测试资料，分析本区目的层平均压力系数介于0.93至0.97之间，表明本地区属于低压-常压范畴，井底静压一般小于25Mpa，但在钻井过程中要注意防范个别地区井底压力突然大幅增加所带来的风险。压力统计分析表地层压力预测层位平均压力(MPa)压力系数范围平均压力系数资料来源盒326.20.981.020.99DST资料 盒223.870.950.95盒123.840.830.990.89山224.240.860.970.91山124.680.930.970.94太225.080.830.960.92太125.720.930.936.3钻井故障提示（1）中生界白垩系、侏罗系安定组防蹩、跳、卡钻；（2）中生界侏罗系、三叠系防斜、防漏；（3）上古生界二叠系防泥岩剥落、坍塌；（4）钻开延安组注意防井涌；（5）目的层段防井喷、井涌；7 HSE要求严格执行中国石油化工集团公司安全、环境与健康（HSE）管理体系、SY/T 62831997 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南、SY/T 66092004 环境、健康和安全(HSE)管理体系模式、华北石油局、华北分公司安全环保管理规章制度。8其它要求钻井液1、勿混入影响录井工作的各种处理剂。2、泥浆密度0.1m(%)排驱压力(MPa)中值压力(MPa)盒1390.630.0930.670.513.953.3.3盖层大牛地气田上古生界气藏盖层分为两类： 局部盖层：下石盒子组、山西组和太原组的厚层泥岩分布，连续性较好；且厚度大（106385m），突破压力在10.6315.5MPa，突破时间在19.7842.04a/m，中值压力在25.040.0MPa，封盖高度在10321504m，遮盖指数在20633008，为良好盖层。 区域性盖层：二叠系上统上石盒子组发育一套滨浅湖相的泥质岩，单层厚度520m，总厚达100200m，分布极为广泛、横向连续性好，为气田理想的区域性盖层。3.4地层压力与气体组分依据本区已钻井的资料，本区盒1段压力系数范围0.830.99，平均压力系数0.89。表2为本区盒1段气层的气体分析数据。表2 本区气体分析数据气层组相对密度甲烷(%)烃类(%)氮气(%)二氧化碳(%)硫化氢（）甲烷占烃类含量（）盒10.62987.7296.8762.380.744090.53.5三维地震储层预测三维地震储层预测成果表明，其水平段位于盒11砂岩厚度大于10m的发育有利区。位于孔隙度发育有利区，位于含气饱和度发育有利区（附图4、5、6）。3.6邻区钻井测试情况在DP84S井轨迹周围，没有针对盒1的试气井。3.7油气聚集的控制因素和地质储量预测3.7.1油气聚集的控制因素大70井区盒1段为岩性气藏，为下生上储型组合，主要控制含气富集程度的地质因素为物性。物性好，含气饱和度高、产能高，所以水平井钻井中，水平段应尽量在物性好的部位钻进。3.7.2提交的探明储量盒1段目前已探明储量为1451.73108m3，面积为1137.47km2（附图13）。盒1段储量动用情况见表3。表3 盒1段探明储量表分类面积(km2)储量(108m3)累计探明1137.471451.73已开发动用455.85636.37未动用681.62815.363.7.3 DP84S井单井控制储量DP84S井单井控制面积为1.56km2，储量为1.125108m3（表4）。表4 DP84S井单井控制储量表层位面积(km2)有效厚度(m)孔隙度(%)含气饱和度(%)原始地质储量(108m3)储量丰度(108m3/km2)盒11.565.510641.125 0.7214钻井地质设计4.1 设计地层岩性剖面预测根据区域地质资料及邻井实钻资料、地震资料解释成果对DP84S井地层进行综合预测，预测结果见表5。表5 DP84S井地层预测简表地层系统垂深(m)垂厚(m)岩性简述界系统组段代号新生界第四系全新统Q44545浅棕黄色风积砂层中生界白垩系下统志丹群K1z13590棕色砂岩与同色泥岩略等厚互层，底部为细砂岩侏罗系中下统安定组J2a19560灰色泥岩与棕褐色砂岩互层。直罗组J2z310115浅灰绿色细砂岩与绿灰泥岩呈等厚互层。延安组J1-2y570260深灰色泥岩与浅灰色中、细砂岩呈略等厚互层，夹煤层。三叠系上统延长组T3y1250680灰、灰绿色泥岩与灰绿、浅灰色中、细砂岩互层。中统二马营组T2e1538288灰紫色泥岩与杂色砂岩互层。下统和尚沟组T1h1760222棕、灰褐色泥岩与棕灰色砂岩互层。刘家沟组T1l1955195灰紫色泥岩与浅棕灰色砂岩互层。上古生界二叠系上统石千峰组P2sh2218263棕红色泥岩与棕色砂岩互层。上石盒子组P2s2327109棕褐色泥岩与浅灰、浅灰色中岩互层。下统下石盒子组盒3P1x3236437棕褐、灰色泥岩与浅灰色中砂岩互层。盒2P1x2240844棕褐色泥岩与浅灰色中砂岩互层。盒1P1x1244436浅灰、灰白色中、粗砂岩及含砾粗砂岩与灰色泥岩呈不等厚互层。（A靶点）（未穿）24473浅灰、灰白色中、粗砂岩，局部夹灰色泥岩薄层。（B靶点）（未穿）注：表中垂深、A靶点、B靶点均从地面起算，且均采用井口放样海拔1241.06m。4.2 A、B靶点设计A、B靶点设计情况见表6。表6 A、B靶点设计参数表靶点AB纵坐标(X)4315027.80 4314061.87 横坐标(Y)19408366.46 19408625.28 地面高程(m)1241.06 1241.06 距井口方位()165.00 165.00 距井口距离(m)350.00 1350.00 海拔(m)-1202.94 -1205.94 垂深(m)2444.00 2447.00 距砂顶(m)12.0 6.5 距砂底(m)4.7 7.9 4.3 水平段控制靶点设计水平段控制靶点设计情况见表7、表8。表7 DP84S水平段控制靶点设计参数表靶点距A靶点水平位移（m）XY预测砂顶垂深（m）轨迹垂深（m）预测砂底垂深（m）A04315027.80 19408366.46 2432.02444.02448.7A11004314931.20 19408392.34 2432.72444.32450.2A22004314834.61 19408418.22 2433.52444.62450.7A33004314738.02 19408444.10 2434.22444.92451.2A44004314641.43 19408469.98 2434.92445.22451.2A55004314544.83 19408495.87 2435.62445.52451.2A66004314448.24 19408521.75 2436.22445.82451.6A77004314351.65 19408547.63 2436.92446.12452.3A88004314255.06 19408573.51 2437.62446.42453.1A99004314158.46 19408599.39 2438.92446.72453.8B10004314061.87 19408625.28 2440.52447.02454.9注：表中垂深、A靶点、B靶点均从地面起算，且均采用井口放样海拔1241.06m。表8 DP84S井水平段控制靶点砂岩顶底垂深物探预测表靶点距A靶点水平位移（m）XY物探预测砂顶垂深（m）物探预测砂底垂深（m）A04315027.80 19408366.46 2441.12455.1A11004314931.20 19408392.34 2441.32455.2A22004314834.61 19408418.22 2441.52455.3A33004314738.02 19408444.10 2441.72455.4A44004314641.43 19408469.98 2441.92455.5A55004314544.83 19408495.87 2442.12455.6A66004314448.24 19408521.75 2442.32455.7A77004314351.65 19408547.63 2442.52455.8A88004314255.06 19408573.51 2442.72455.9A99004314158.46 19408599.39 2442.92456.0B10004314061.87 19408625.28 2443.12456.1注：本表是根据地质构造图预测的水平段各控制点砂岩顶底垂深，仅供参考。表中各靶点垂深均从地面起算，且均采用井口放样海拔1241.06m。5油气层位置预测根据三维储层预测结果，参考本区邻井钻井盒1段储层发育情况和气层情况（附图3、4、5、6、7），预测DP84S井盒1段气层情况见表9。表9 DP84S井盒1段储层预测表预测井：DP84S靶点层位砂顶垂深(m)砂底垂深(m)砂体垂厚(m)有效厚度(m)参考井A靶点盒112432.0 2448.7 16.7 4大72大116B靶点盒112440.5 2454.9 14.4 4参考井井名层位砂顶垂深(m)砂底垂深(m)砂体厚度(m)有效厚度(m)无阻流量(104m3/d)大72盒112422.52438.415.94.5未测试大116盒112447.8 2458.7 10.94未测试6地层孔隙压力预测气田地层孔隙压力大致可分为二段，三叠系之上地层孔隙压力为正常压力系统，石炭系和二叠系为低压系统（附图14）。根据压力资料统计(见表10)，预测本井主要目的层盒1地层压力为20.61MPa25.92MPa。7取资料要求7.1 原则各项原始录井资料、实物资料、完井地质报告及图件、光盘均按油气探井录井资料质量控制规范（SY/T6438-2000）、石油及天然气勘探开发钻井地质规范和华北分公司地质资料管理实施细则要求上交。7.2 地质录井使用综合录井仪，钻遇油气层或有后效显示时，综合录井仪要连续测量。地质录井要求见表10。钻开气层后，每次下钻到底，要地质循环观察和测量后效显示。表10 DP84S井地质录井项目及要求 井段(m)新造斜点A靶点A靶点B靶点岩屑1包/1米1包/1米钻时1点/0.5米1点/0.5米气测1点/1米1点/1米迟到时间新造斜点 A靶点每50100m实测一次；A靶点 B靶点每50100m实测一次。荧光按岩屑录井间距逐包进行湿照、干照、滴照、在主要目的层砂岩段观察、记录氯仿浸泡和系列对比。槽面观察及时观察槽面，收集泥浆性能的变化资料，详细记录油花、气泡占槽面的百分比、气泡产状、槽面上涨高度、显示的起止时间及高峰时间等。岩屑剖面岩屑录井段按1:500比例作岩屑录井剖面。水平段岩屑录井剖面要求加随钻伽玛数据。特殊项目水平段全脱分析样25个样左右，原则要求30米采1个样。水平段X-衍射录井样品数100个样左右。采样层位P2shP2sP1x3P1x2P1x1P1s2P1s1C3t薄片样气样全烃值大于3%的气测异常层采气样，样品总数25个样左右，主要在目的层和水平段采样。7.3 地球物理测井技术套管固井后进行固井质量检查测井。本井水平段不进行地球物理测井。地球物理测井要求见表11。表11 DP84S井地球物理测井项目及要求测井项目深度比例测量井段(m)测井项目固井质量检查1:200上石盒子组底部砂岩之上50m A靶点自然伽玛、磁定位、声幅、变密度。固井质量检查1:500固 井 段自然伽玛、磁定位、声幅、变密度。备注（1）导眼完钻后，开始进行水平段前期施工工作，其新造斜点- A靶点不测井；若认为新造斜点- A靶点需进行测井作业，必须上报气田开发处。（2）本井水平段不进行地球物理测井。7.4资料提交要求地球物理测井资料在仪器出井24小时内，向华北分公司气田开发处提交测井解释曲线图。完钻后3天之内，录井队应将钻井基本数据表、地层简表、油气综合数据表以电子文档格式同时提交华北分公司气田开发处、华北分公司研究院。完钻后2天之内，施工队应将井斜多点数据以电子文档格式同时提交华北分公司气田开发处、华北分公司研究院。（电子信箱：， ， ， )8钻井液使用要求本井使用的钻井液应保证地质录井、测井等工作顺利进行，保证取准取全地质、工程等各项资料，有利于发现和保护气层，减少的气层的伤害，并有利于气层气的溢出。9井控安全提示9.1钻井井控风险评价（1）在确定井口具体地理位置时，要综合考虑周边设施、水源分布等情况，要求井口距离高压线(75m)、民宅(100m)、铁路高速公路(200m)、人口密集区和高危性场所(500m)的安全距离满足标准。（2）该井为鄂尔多斯盆地大牛地气田的开发水平井，根据华北石油局、华北分公司井控管理规定与实施细则（2011年修订版），该井钻井井控风险评价为中风险井。（3）开钻、钻开气层前和在气层钻进过程中，现场实施单位必须按照“华北石油局、华北分公司井控管理规定与实施细则(2011年修订)”中钻井井控实施细则和“SY/T6426-2005钻井井控技术规挰”进行井控安全措施的准备、验收与交底，严格遵守相关井控工作程序。（4）本地区在钻井过程中个别井含少量H2S（如D66-52井H2S含量32 mg/m3，D61-15井H2S含量34.3 mg/m3，均达到危害井的级别)，所以在钻井过程中，要求必须做好H2S防护准备，严格执行SY/T 50872005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法、SY/T 61372005 含硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业的推荐作法、SY/T 62772005 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程。严格按规定进行硫化氢气体检查、进行硫化氢气体防控。9.2邻井邻区流体、压力、测试数据表11 大65-大70井区流体组分统计表气层组相对密度（g/cm3）甲烷(%)烃类(%)氮气(%)二氧化碳(%)硫化氢（）甲烷占烃类含量（）盒1 0.64 86.84 97.59 2.09 0.32 0 89 山2 0.65 85.42 95.61 3.78 0.61 0 89.3 山1 0.65 84.51 96.03 3.53 0.64 0 88 太2 0.62 89.9 95.68 1.59 2.29 0 93.9 太1 0.63 89.58 95.05 1.73 3.23 0 94.3 平均0.64 87.25 95.99 2.54 1.42 0 90.9表12 大65-大70井区地层水分析统计表气层组地层水阴阳离子含量(mg/L)总矿化度水型PH值密度g/m3K+Na+Ca2+Mg2+SO42-HCO3-Cl-盒1 37091648701482623638614224氯化钙61.01 山2 405618051211258640804415734氯化钙6.21.01 山1 114789290123420789894857676227氯化钙6.41.02 太2 18192982480641557645328988827氯化钙6.31.06 太1 120011486015036707715078983586氯化钙6.11.06 平均9987748574719297573341755720氯化钙6.21.03根据大牛地气田DST、压恢测试资料，分析本区目的层平均压力系数0.94，表明本地区属于低压-常压范畴，井底静压一般小于30Mpa，但在钻井过程中要注意防范个别地区井底压力突然大幅增加所带来的风险。根据大牛地气田DST、压恢测试资料，分析本区目的层平均压力系数介于0.93至0.97之间，表明本地区属于低压-常压范畴，井底静压一般小于25Mpa，但在钻井过程中要注意防范个别地区井底压力突然大幅增加所带来的风险。表13 压力统计分析表地层压力预测层位平均压力(MPa)压力系数范围平均压力系数资料来源盒326.20.981.020.99DST资料 盒223.870.950.95盒123.840.830.990.89山224.240.860.970.91山124.680.930.970.94太225.080.830.960.92太125.720.930.93表14 邻井测试成果表井号井型测试层位测试无阻流量（万方/天）大72直井山11.9443马50.0大116直井山10.42469.3 技术说明（1）钻井过程中严格跟踪井身轨迹，根据垂深及时对比地层，及时调整，确保卡准目的层位；（2）钻至A靶点后，根据岩屑录井、钻井参数和测井资料等，确定设计轨迹是否调整。水平段钻进过程中，若出现与本设计有较大误差(岩性、地层等)应及时上报华北分公司气田开发处，讨论确定下步方案和措施；（3）A、B靶点间井身轨迹靶半高1m，A靶点靶半宽10m，B靶点靶半宽30m；（4）水平井段跟踪录井、随钻仪器提供的各种资料情况，发现连续泥岩30m及时报气田开发处。9.4 故障提示（1）中生界白垩系、侏罗系安定组防蹩、跳、卡钻；（2）中生界侏罗系、三叠系防斜、防漏；（3）上古生界二叠系防泥岩剥落；（4）钻开延安组注意防井涌；（5）目的层段防井喷、井涌；（6）水平段有可能钻遇泥岩夹层，防泥岩剥落。10 HSE要求严格执行中国石油化工集团公司安全、环境与健康