wc19-1a1h完井地质总结报告

附 1、WC19-1-A1h井钻井地质基本数据表2、WC19-1-A1h井地层分层数据表表3、WC19-1-A1h井钻头、套管程序及钻 表4、WC19-1-A1h井测井解释成果表5、WC19-1-A1h井岩心、岩屑现场录井显示表6、WC19-1-A1h井油气显示综合表7、WC19-1-A1h井定向井基本数据表8、WC19-1-A1h井井斜数据表附 119-1油田地理构造位置图2、珠江口盆地西部构造区划图319-1油田油藏剖面图419-1油田ZJ1Ⅱ气（油）组顶面深度构造图图519-1油田ZJ2Ⅰ油组顶面深度构造图图6、过WC19-1-A1h井 图7、WC19-1-A1h井井身结构图图8、WC19-1-A1h井井身轨迹图图9、WC19-1-A1h井完井地质综合图11、WC19-1-A1h井综合录井图前文昌19-1油田位于中国北部海域珠江口盆地西部，距海南省文昌县以东148.0km，经纬坐标112°02′～112°08′，北纬19°20′～19°32′（见附图1及附图2。文昌19-1油田总体上分为南北两块南为B块(开发 北为A块(开发珠江组油藏)。文昌19-1-A1h井是布置在油田A块上的 盆地，以沉积岩厚度1000m为界，面积14.7×104km2,最大沉积文昌19-1构造位于珠三拗陷的文昌B断裂下降盘，是一个在中新世构造运动过程中形成的断裂构造。从地震剖面上看，文昌19-160（珠江组与组之间的反射界面）界面以上是一个较为完整的背斜，其长轴为北北东方向，长约14k；短轴为北西西方向，长约5k造幅度低，地层在纵向、横向上皆较为稳定，有利于油气大规模成藏。B凹陷紧邻文昌A、C凹陷，在凹陷北部大片区域已发现了文昌8-3、文昌13-1/13-2、文昌15-1/15-3、文昌9-1/9-2、文昌14-3等多个油气田和含油气构造，证实B凹陷是一个富生烃凹陷，珠三南断裂下降盘是文昌B凹陷有利油气带，油气十分活跃。综合研究认为文昌19-1油田ZJ2Ⅰ油藏为局部受断层控制的天然水驱层构造油它们是文昌组湖相泥岩，恩平组河沼相煤系地层及湖相泥岩、组生上储”式，即文昌组、恩平组的烃源岩与组和珠江组的储层及珠于自身的泥岩，泥岩既是烃源岩又是盖层。文昌19-1油田地层发育完整(除了3井和4井部分地层缺失外)，主要储集层是属于“下生上储”的生储盖组合类型，开发的目的层段属组和珠江组。文昌19-1油田组二段储层为直接入海的扇三角洲沉积在文昌19-1构造上已钻6口探井(WC19-1-1井、WC19-1-2井WC19-1-3WC19-1-4WC19-1-5WC19-1-6井)WC19-1-WC19-二段一油组经测试获得日产原油73.9方、日产天然气1739方。6口探井录取资料及充分了构造的形成机制、地层发育层位、油气圈闭类型围及可控地质储WC19-1-1WC19-1-井的钻探、测试及评价，基本控19-1构造A块珠江二段一油组的文昌19-1油田ZJ2Ⅰ油组油层具有厚度小，含油面积大的特点。含油范围12.0km2，计算探明地质储量1458.0×104m3，动用地质储量为1308.0×104m3，占探明地质储量89.7％。钻探目的：根据20059月《19-1/15-1/14-3/8-3油田总体别为19-1A井口平台文昌19-1B19-1A平台钻7口水平井和1口定向井，主要开采ZJ2Ⅰ油组，并兼探ZJ1Ⅱ气组底油情况，同时取得相关地质资料。文昌19-1A平台动用地质储量为1308.0×104m3，采用天然水驱开发，电潜泵采油，生产年限13年，累计产油360.2×104m3，采出程度为28.7%以动用储量计算)；稳产期为2.5年通过钻探，取全取准了各项地质资料，进一步掌握了文昌19-1油各项工程分别由下列承包单位完成钻井承包商：中海油服钻井事业部 作业：中海油服油田化学事业部泥浆中心；地质录井：中法渤海地质服 套管：中海油服油田技术事业部井下中心；固井:中海油服油田化学事业部固井中心；测井：中海油服油田技术事业部测井中心定向：中海油服油田技术事业部、Schlumberger基本数（1） 名：WC19-1-A1h井 别：开发井(水平井地理位置 北部海域，海南省文昌县海岸以东约 边部的文昌19-1油田；补心海拨海水深度设计井深：2940.45m/1266.14m(斜深/垂深完钻井深：2940.00m/1265.11m(斜深/垂深井位坐标设计东经 北纬实测东经 北纬完钻层位：珠江组二段开钻日期：200713日完钻日期：200738完井日期：2007310地质靶点数据设计：①垂深1268.82m，斜深坐标：X=615179.00m， ②垂深1268.00m，斜深坐标：X=615289.00m③垂深1267.50m，斜深坐标：X=615336.00m④垂深1267.00m，斜深坐标：X=615430.00m⑤垂深1266.14m，斜深坐标：X=615460.00m实钻：①垂深1273.56m，斜深坐标：X=615190.24m闭合位移：1550.12m，闭合方位：26.88②垂深1274.17m，斜深坐标：X=615255.25m，Y= 闭合位移：1805.93m，闭合方位③垂深1271.96m，斜深坐标：X=615340.38m，Y= 闭合位移：1905.65m，闭合方位④垂深1265.70m，斜深坐标：X=615438.20m，Y= ⑤垂深1265.11m，斜深(井底)坐标：X=615466.78m，Y= 钻井工程简 井平台承钻。2007年1月3日采用Φ914.4mm钻头、海水/般土钻第一次开进至井深198.00m，下入Φ762.0mm套管至井深197.56m。用平均1.90g/cm3的水泥浆210bbls固井，用干43t1月4日采用Φ444.5mm钻头海水/般土钻 进至井深395.00m，下入Φ339.7mm套管至井深391.67m泵入平均密用干水泥共50t。1月30日采用Φ311.2mm钻头、PEM钻 第三次开钻。2月3（2000～2235m2井深2242.00m中完，下入Φ244.5mm套管至井深2235.54m。泵入密度为1.65g/cm3尾浆450bbls，混合水240bbls固井，用干水泥共76t。3月4日采用Φ215.9mm钻头、PDF-PRD钻 第四次开钻，38日钻进至2942.00m完钻。310日下入Φ139.7mm（筛管盲管）至井深2934.50m，封隔器顶深：2183.82m 段钻类相对密粘度氯离子含量海水/海水/ 段钻类相对密粘度氯离子含量海水/海水/PDF-主要地质成地层综本井从800.00m开始岩屑录井，自上而下钻遇地层依次为第见下表2。表 WC19-1-A1h井地层分层数据井WC19-1-补心/水深系统组段底斜 垂深视垂—二现将录井井段地层分述如上第三系粤海斜深：800.0m～871.2m71.2m；岩性简述：本段为粤海组底部地层,也是韩江组气层顶部泥质盖电性特征：电阻率曲线近似一条直线，深电阻率值1.3Ω.m左右；自然伽玛曲线呈锯刺状，自然伽玛值范围135API～170API。上第三系韩江斜深：871.2m～1206.1m，斜厚334.9m；深电阻率值范围1.0Ω.m～2.0Ω.m。自然伽玛曲线泥岩主要表现为小锯齿状中～高值，有小波状起伏，自然伽玛值一般为125～183API。上第三系珠江垂深：942.4m～1264.7m，视垂厚322.3m岩呈不等厚互层；下部为浅灰色细砂岩、中砂岩、泥质中砂岩和灰色灰质中砂岩不等厚互层；底部为灰色泥岩灰质中砂岩：主要成分为石英，少量长石和暗色矿物，偶见黄铁～～含粉砂，分选中等；次棱角～次圆状；泥质胶结，局部含少量灰质团块，较疏松。泥质细砂岩：成分以石英为主，次为暗色矿物，偶见黄铁矿及石～较疏松～较致密。电性特征：上部电阻率曲线基本平缓，局部含灰处见小尖峰较高，向下较纯，底部泥岩呈块状高值；自然伽玛值范围100API～上第三系珠江斜深：2237.7m～2940.0m，斜厚702.3m；砂岩、灰质粗砂岩与中砂岩、泥质粉砂岩不等厚互层；下部为一薄灰色泥灰质中砂岩：主要成分为石英，少量长石和暗色矿物，偶见黄片状～块状，颜色较深，不易水化，为龟背泥岩特征处较高，灰质层段呈块状，砂层段呈小尖峰状，深电阻率值范围值，自然伽玛值60API～192API。地层分层依油、气、水显地质录的油气33层共计1055m，详见下表3。表 WC19-1-A1h井地质录井油气显示统计层录井显示（m/层油油荧含珠江组一珠江组二 测井解全井在韩江组江组一江组二段测井共解释28895.3m，详见4。表 WC19-1-A1h井测井解释成果统计层 （m/层油差油层气差层含水水干合韩江珠江组一12061～1793珠江组二合综合解共综合39921.6m，详见5。表 WC19-1-A1h井综合解释成果统计层 （m/层油差层气差层含水水干合韩江珠江组一珠江组二合油、气、水层韩江组1、斜深：871.2m～873.7m，钻厚2.5m；垂深：811.8m～813.5m，视垂厚1.5m。地质录井：浅灰色粉砂岩：成分以石英为主，含少量暗色矿物0.022%，nC4:0.006%。测井解释：气层2.5m/1层；深电1.6Ω.m,泥质50.9%,孔隙度24.5%，含水饱和度61.3%，渗透率114.4md。综合解释：气层2.5m/1垂深：888.4m～899.9m，视垂厚11.5m地质录井：浅灰色泥质粉砂岩：成分以石英为主，次为暗色矿0.032%，nC4:0.006%。测井解35.8m/1深电1.4Ω.m,泥质含量70.6%，孔隙度15.0%，含水饱78.2%，渗透率16.1md。综合解释：差35.8m/1层。垂深：942.3m～945.0m，视垂厚2.7m富含海绿石，偶含黄铁矿，含少许细砂，泥质分布不均，微含灰质，较疏松。岩屑湿照、干照、滴照无荧光显示。气测录井：TG:50.92%，C1:27.781%，C2:1.251%，C3:0.522%，iC4:0.258%，nC4:0.069%。测井解释：气层7.8m/1层；深电阻率1.9Ω.m,泥质含量69.4%，孔隙度17.1%，含水饱62.4%，渗透率23.0md。综合解释：气层7.8m/1层。4、斜深：2237.7m～2252.8m15.1m；地质录井：褐灰色油斑灰质中砂岩：主要成分为石英，少量长石和暗色矿物，偶见黄铁矿，分选中等；次棱角～次圆状；灰质分布不均匀，较疏松～较致密。岩屑水洗见少量油膜，具淡油味，荧光直照20%D110.015%，nC4:0.008%。测井解15.1m/168.2Ω.m,泥质含量综合解释：差15.1m/1层。5、斜深：2252.8m～2261.1m8.3m；地质录井：灰褐色油浸中砂岩：成分以石英为主，少许暗色矿灰质，较疏松。具淡油味，荧40%暗黄色，滴照呈乳黄色快速扩散，荧光等级C级，系列对比13级。0.015%，nC4:0.008%。测井解释：油层8.3m/1层；深电9.5Ω.m，泥质25.0%，孔隙度23.4%，含水饱39.3%，渗透率128.1md。综合解释：油层8.3m/16、斜深：2261.1m～2267.6m6.5m；布不均匀，上部泥质含量较重，较致密。具淡油味，荧光直照40%暗黄色，滴照呈乳黄色快速扩散，荧光等级C级，系列13级。0.021%，nC4:0.01%。孔隙度14.4%，含水饱69.4%，渗透率26.1md。综合解释：差6.5m/1层。垂深：1269.2m～1274.8m，视垂厚5.6m。地质录井：灰褐色油浸中砂岩：成分以石英为主，少许暗色矿灰质，较疏松。具淡油味，荧40%暗黄色，滴照呈乳黄色快速扩散，荧光等级C级，系列对比13级。TG1.89%～2.42%C1:0.033%，C3:0.021%～0.033%，iC4:0.015%～0.003%nC4:0.012%测井解132.7m/37.7Ω.m～10.0Ω.m泥质含量9.0%～24.8%,孔隙度20.1%～25.3%，含水饱和度38.4%～45.2%，渗透率74.8md～205.7md。综合解释：油层132.7m/38、斜深：2437.8m～2462.9m25.1m；不均匀，较致密。具淡油味，荧光直40%暗黄色，滴照呈乳黄色快速扩散，荧光C级，系列对比13级。0.015%，nC4:0.009%。测井解25.1m/14.6Ω.m,泥质含量44.5孔隙度15.4%，含水饱和度72.7%，渗透率28.1md综合解释：差油层25.1m/1层9、斜深：2509.7m～2519.0m9.3m；密。具淡油味，荧光直照20%暗黄色，滴照呈乳黄色快速扩散，荧光等级D级，系列11级。0.013%，nC4:0.009%。测井解释：油层9.3m/1层；深电4.5Ω.m,泥质31.1%,综合解释：油层9.3m/1层。10、斜深：2519.0m～2543.9m24.9m；布不均匀，较致密。具淡油味，荧光直20%暗黄色，滴照呈乳黄色快速扩散，荧光D级，系列11级。0.016%，nC4:0.01%。测井解24.9m/1深电4.5Ω.m,泥质含量38.3%综合解释：差24.9m/1层。11、斜深：2543.9m～2611.8m，钻厚垂深：1273.4m～1274.3m，视垂厚0.9m灰质，较疏松。具淡油味，荧40%暗黄色，滴照呈乳黄色快速扩散，荧光等级C级，系列对比13级。0.018%，nC4:0.012%。测井解释：油层67.9m/1层；深电5.9Ω.m,泥质含量12.9%,综合解释：油层67.9m/1层。12、斜深：2611.8m～2632.0m20.2m；不均匀，较致密。具淡油味，荧光直20%暗黄色，滴照呈乳黄色快速扩散，荧光D级，系列对比11级。0.019%，nC4:0.019%。测井解20.2m/1深电4.3Ω.m,泥质含量46.3%综合解释：差20.2m/1层。13、斜深：2742.8m～2787.8m45.0m/7层；垂深：1268.1m～1269.2m，视垂厚1.1m。地质录井：褐灰色油斑粗砂岩：成分以石英为主，少许暗色矿20%暗黄色荧光，滴照乳黄色快速扩散，系列对比11级。局部暗色矿物较多，分选中等；次棱角～次圆状；灰质重，可见大量灰白色灰质团块，较致密～致密。滴照暗黄色慢速扩散，系列对比7级灰褐色油浸中砂岩：成分以石英为主，少许暗色矿物及长石，含～具淡油味，荧光直照40%级，系列对比13级。具淡油味，荧光直照40%暗黄色，滴照呈乳黄色快速扩散，荧光等级C级，系列对比13级。0.016%，nC4:0.018%。,综合解释：油层45.0m/7层。14、斜深：2852.0m～2867.9m15.9m；地质录井：灰褐色油浸中砂岩：成分以石英为主，少许暗色矿灰质，较疏松。具淡油味，荧光直照40%暗黄色，滴照呈乳黄色快扩散，荧光等级C级，系列对比13级气测录井：TG2.37%，C10.833%，C20.09%，C30.047%，iC4:0.015%，nC4:0.018%。测井解释：油层15.9m/1层；深电8.0Ω.m,泥质含量30.2%,孔隙度15.5%，含水饱58.4%，渗透率16.0md。综合解释：油层15.9m/1层。15、井段：2867.9m～2935.0m67.1m；地质录井：褐灰色油斑粗砂岩：成分以石英为主，少许暗色矿物分选中等；次棱角～次圆状；泥质胶结，较疏松。岩屑略具油味，直照20%暗黄色荧光，滴照乳黄色快速扩散，系列对比1级。气测录井：TG2.05%，C10.67%，C20.071%，C30.041%，iC4:0.012%，nC4:0.015%。测井解51.6m/1深电7.0Ω.m,泥质含量23.3%综合解释：差67.1m/1层。结论及建主要目的层珠江组I油组砂体发育，油气显示较好，轨迹及靶心位移符合设计要求。在次要目的层韩江组和珠江组一段II气组也发现较好气测异常显示，了其油气组的存在及位置。现场录井过程中在灰质砂岩层段均发现了较高级别的油气显为将来更好地认识和开发上第三系珠江组二段Ⅰ油组提供挖潜层段和技术依据。表 WC19-1-A1h井钻井地质基本数据区块文昌19-1井别作业方设计位构造位珠江口盆地大断裂下降盘文昌B凹陷文昌19-1油测线位地理位海南省文昌县以东148.0km井口坐 北纬XY 偏离设 水深补心海深度零设计井设计层 井口回完钻井完钻层(中国 湛开钻日完钻日完井日年月0钻井承设计钻头程实际钻头程设计套管程实际套管程制表 审核 日期表 WC19-1-A1h井地层分层数据 砂

上新 万山 韩江第三 中新 —珠江 下上渐新 第 系下渐新 恩平

完钻垂深制表 飞审核 日期表 WC19-1-A1h井钻头、套管程序及 性能钻头尺井段套管外套管下钻类 密(g/cm 粘氯离子含~〉~〉~~PDF-制表 审核 日期表 WC19-1-A1h井测井解释成果层层 深 深自然伽密中电阻泥质含孔隙含水饱和渗透结 厚 厚1234256789解释 制表 审核 日期第第PAGE1表 WC19-1-A1h井岩心岩屑现场录井显示

2-序深度厚岩钻气测荧岩样滴产对颜全甲乙丙异丁正丁非面颜反颜1~浅灰泥质粉砂02~绿灰泥质粉砂03~绿灰泥质粉砂04~褐灰泥质粉砂D暗黄快乳油~褐灰泥质粉砂D暗黄快乳油~褐灰细砂D暗黄快乳油~褐灰细砂D暗黄快乳油~褐灰灰质中砂D暗快乳油9~8灰褐中砂C暗快乳油~7灰褐泥质中砂C暗快乳油~灰褐中砂C暗快乳油~褐灰泥质中砂D暗快乳油~灰褐中砂C暗快乳油~褐灰灰质粗砂0D暗快乳油~2灰褐中砂C暗快乳油~2褐灰灰质粗砂0D暗快乳油~7灰褐中砂0C暗快乳油~2灰褐灰质粗砂C暗快乳油表 WC19-1-A1h井岩心岩屑现场录井显示

2-序深度厚岩钻气测荧岩样滴产钻对颜全甲乙丙异丁正丁非面颜反颜~灰褐中砂0C暗快乳油~灰褐泥质中砂0C暗快乳油~褐灰泥质粉砂0D暗快乳油~褐灰泥质中砂D暗快乳油~灰褐中砂0C暗快乳油~褐灰泥质中砂0D暗快乳油~褐灰泥质粉砂0D暗快乳油~7褐灰粗砂0D暗快乳油~5褐灰灰质粗砂0D暗快乳油~灰褐中砂C暗快乳油~5灰褐泥质中砂0C暗快乳油~灰褐中砂0C暗快乳油~灰白灰质粗砂05D暗中暗乳荧~灰褐粗砂0C暗快乳油~褐灰粗砂0D暗快乳油合计:1055m/33层。其中油浸291m/14层；油斑536m/15层；荧光63m/1层；气层165m/3层制表 审核 日期表 WC19-1-A1h井油气显示综合

2-井段岩1~2~3~4~5~D6~D7~D8~D9~D~D~D~D~D~D~D~C~C~C~D~C制表 审核 日期 第1表 WC19-1-A1h井油气显示综合

2-井段岩~D~C~C~D~D~D~C~D~D~D~D~C~C~C~C~C~D~C~D合计:921.6m/39层。其中油层279.1m/14层；差油层158.9m/6层；气层10.3m/