延长油田英旺采油厂煤层气探区煤层气资源与开发潜力评价
项目设计
中国地质大学（北京）能源学院
二○一一年六月十八日
延长油田英旺采油厂煤层气探区
煤层气资源与开发潜力评价
一、研究及开发现状
1、鄂尔多斯盆地煤层气勘探开发现状
根据2006年国家新一轮油气资源评价成果，全国埋深2000m以浅的煤层气地质资源量36.81×1012m3，可采资源量10.87×1012m3，煤层气地质资源丰度平均为0.981×108m3/km2。煤层气资源主要集中分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔、滇东黔西、二连、吐哈、塔里木、天山、海拉尔九个地质资源量大于1×1012m3的含气盆地(群)，其地质资源量为31×1012m3，可采资源量为9.3×1012m3，分别占全国的84.13％和85.76％。鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地的沁水区带为两个最有利区带，是近期实施勘探开发工作的主要目标区，中国目前探明煤层气储量主要分布在沁水盆地及鄂尔多斯盆地东缘。
鄂尔多斯盆地煤层气勘探集中在盆地东缘及其东南缘石炭－二叠系煤层埋深1000m以浅地区。排采时间较长的井网有柳林杨家坪井网、三交林家坪井网、碛口井网、石楼井网和临兴井网，这些井网均分布在盆地东缘，其中以杨家坪井网排采效果最好，单井日产气2000～6000m3/d，持续160多天；碛口井网SJ19井排采300多天，平均日产气1300m3以上；林家坪井网排采2年多，单井日产气500～1800m3，最高单井日产气3800m3；鄂尔多斯盆地东南缘大宁－吉县－韩城地区煤层气探井和评价井试气获工业气流，其中韩试1井试获4000m3/d高产气流。在韩城地区已获得50.78×108m3探明储量，初步实现了煤层气小规模的商业化生产、销售和利用。中石油在大宁－吉县地区钻井控制面积717km2，获控制储量1500×108m3。
截至目前，在盆地内共施工1000多口煤层气井。鄂尔多斯盆地煤层气勘查开采区块登记情况见表1。虽然鄂尔多斯盆地的煤层气登记区块很多，但目前勘查投入不足。煤层气开发力度较大的区块主要集中在鄂尔多斯盆地东缘和渭北地区。鄂尔多斯盆地东缘的含气面积达到22451.87 km2，资源丰度1.53×108 m3 /km2，是我国最有利的煤层气勘探开发地区之一。总体上鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探
程度较低且勘探程度不均，在逾8×104km2的煤层气勘查登记范围内，仅实施二维地震不到4 000 km, 并且主要分布在韩城、大宁－吉县、三交3 个重点区块，煤层气探井和评价井不到200 口( 截至2009 年底) , 平均为0. 025 口/ km2；现工区内基本查明的煤层气4大富集区面积不到3 000km2，仅占煤层气勘查范围的3. 8%；广大区域煤层气的勘探程度很低，甚至是地震和钻探的空白区。而区域沉积相带研究结果表明，这些勘探空白区处于煤层发育的有利相带。因此，可供煤层气勘探开发的空间极为广阔。
表1 鄂尔多斯盆地煤层气勘查开采区块登记表
中石油煤层气公司在鄂尔多斯盆地可供煤层气勘探开发的区块总面积约8.8×104 km2，利于煤层气勘探开发的区域主要集中在盆地的东缘, 由南向北分为渭北、临汾、吕梁3大含气区块, 其中煤层埋深在1 500 m 以浅的煤层气地质资源量约9×1012m3。自中石油煤层气公司成立以来，完成二维地震近2 200 km, 完成探井、评价井、生产井500余口；煤层气的勘探开发取得了历史性突破, 煤层气单井产量稳步提高, 渭北开发区的丛式井、吕梁区块的水平井成功实施, 效果显著；初步形成了针对烟煤( 中煤阶) 煤层气勘探开发技术系列；提交新增煤层气基本探明储量并启动了规模产能建设。
主要勘查区块情况叙述如下。
（1）大宁－吉县区块
含煤面积2160 km2，煤层气远景资源量4800×108m3。钻探29口井，已控制含气面积270 km2，控制储量343×108m3，在760 km2的面积内，预测储量460×108m3。该气田煤层厚度大，煤质好。5煤和8煤单层厚度3～7 m，最大厚
度9.3 m。反射率1.7%～2.4%，属焦煤和贫煤。含气量高，为16～22 m3/t，含气饱和度70%～90%。渗透率0.20～0.54 md。经初步测试，单井日产量为1000～6400 m3。
（2）韩城区块
韩城矿区面积为2142.5km2，预测煤层气总资源量为2147.27×108m3。3#、5#、11#煤层为主要勘探目标层，埋深多在400～900 m之间。3#、5#煤层厚1.67～2.90m，11#煤层厚度大，一般6.20～7.80m。煤层含气量平均为8～12m3/t，最高达到26m3/t；煤层渗透率较高，为1.65～2.96md。1996～1997年，中国煤田地质总局在韩城地区施工了3口煤层气参数井，其中1口井获得单井最高4000m3/d 的工业气流。目前中联公司将韩城列入重点勘探开发项目，完成了6口井组成的先导性试验井组，单井产量在500～2500m3/d之间，其中1口井发生自喷，试验结果证实该地区具有良好的煤层气开发潜力。随后，中联公司计划在该区进一步扩大开发规模，与香港嘉道里公司合作勘探开发，并进行多分支水平井的施工试验。
（3）神府-保德区块
为中联公司对外合作的区块，由山西保德、陕西神府2个合同区块组成，总面积4080.10 km2，预测资源量7200×108m3。现在BHP-Billiton公司为合同区块的作业者，2004年至今，该公司共钻井10口。钻探显示，煤层含气量较高，为8～10 m3/t，渗透率高，煤层厚度大，具有良好的煤层气开发潜力。BHP-Billiton 公司计划加大对该区块的勘探力度，着手编制开发方案，尽快进入煤层气开发阶段。
（4）柳林北区块
1991年在该区域的郭家沟井田原地矿部华北石油局经过评价选取了杨家坪作为煤层气勘查开发示范区，示范区面积约16km2，并于1991年10月钻探了第一口井（煤柳1井），这是鄂尔多斯盆地东缘的第一口煤层气井。1992年在该区域的沙曲井田提交了《山西省河东煤田离柳矿区沙曲井田勘探（精查）地质报告》。1993年～1999年，原地矿部华北石油局在煤柳1井附近相继施工了6口井，均进行了水力压裂，经过143个月的小井网排采，平均单井产气量在1000～3000m3/d，最高达7050m3/d。
2000年中联公司与澳大利亚路伟尔石油公司（路伟尔公司）开始对外合作
勘探开发该区块的煤层气，2006年富地柳林燃气有限公司（富地柳林）与中联公司合作共同开发山西省柳林地区的煤层气资源，在柳林区内共施工煤层气井11口。2009年该区块申报了《柳林煤层气田北区块二叠系山西组3+4、5煤新增煤层气探明储量报告》，获得探明地质储量53.16×108m3，技术可采储量29.85×108m3,经济可采储量26.87×108m3。
2、鄂尔多斯盆地地质及煤储层特征
（1）盆地构造特征
根据盆地重磁电特征、基岩埋深、现今构造等基本地质条件，结合盆地的构造演化，将盆地划分为伊盟隆起、渭北隆起、天环坳陷、陕北斜坡、晋西挠褶带和西缘逆冲带六个一级构造单元（图1）。
图1 鄂尔多斯盆地构造区划图
（2）鄂尔多斯盆地含煤地层特征
鄂尔多斯盆地为稳定克拉通内的大型盆地，基底为大古宙和元古宙的结晶基底，早古生代时为一南北分别与秦岭海槽和兴蒙海槽相通的陆表海盆地，沉积了寒武纪一中奥陶世的碳酸盐岩。中奥陶世后，随华北陆台整体隆升，陆表海消失。
中石炭世开始沉降并接受沉积。盆地西缘，由于处于贺兰裂谷部位，是整个鄂尔多斯地块中沉降最大的区域。晚石炭世到二叠纪广泛发育晚古生代聚煤作用。早三叠世末发生的印支运动，使华北地区呈现东隆西坳的构造格局。燕山运动，盆地内部持续沉降，盆地边缘隆起上升早白垩世中期盆地开始萎缩，早白垩世晚期盆地整体抬升，湖水退出，湖盆逐渐干涸。晚白垩世缺失沉积。该盆地构造简单，构造改造弱，含煤岩系在大面积内保存完整，为煤层气的生成富集以及形成良好的储层条件奠定了基础。
图2 鄂尔多斯盆地东缘晚古生代含煤岩系地层综合柱状图鄂尔多斯盆地含煤地层主要为石炭-二叠系和侏罗系。中石炭世，鄂尔多斯
地块内部沉降幅度很小，沉积厚度仅10～25m左右。上石炭统太原组沉积厚度50～100m，含煤5～8层。各地煤层厚度变化较大，如河东煤田太原组主要可采煤层为8、9、10号煤，平均总厚6.66m。往南至乡宁一带变薄，甚至不可采。盆地西缘靖远组、羊虎沟组沉积厚度大，含薄煤层及煤线50层之多，晚石炭世时坳陷幅度减小，但沉积厚度仍比东部大，含煤10余层，是主要含煤地层之一。下二叠统山西组厚60～100m，形成较厚的可采煤层。河东煤田4、5号煤层平均总厚为7.82m。南部渭北煤田由东向西煤厚减薄，3号煤层一般0.8～5m（图2）。
侏罗纪含煤岩系延安组，自下而上分为5、4、3、2、1煤组，主要可采煤层5～7层，可采煤层累计厚度一般15～20m。主要可采煤层发育在盆地南部和北部，中部仅有煤线发育。聚煤作用受湖泊—三角洲—河流沉积环境控制，围绕盆地中心形成一个巨大的聚煤环带，煤层层数、煤层厚度均由无煤区向四周逐步增加。
（3）鄂尔多斯盆地煤岩煤质特征
石炭－二叠系山西组和太原组煤的镜质组含量在71％～90％之间，平均含量为79％。侏罗系延安组煤的镜质组含量变化于19.4％～95.2％之间，平均值约为58.5％左右。从两套煤层煤岩显微组分含量的变化趋势来看，山西、太原组煤岩组成特征明显好于延安组。从两套煤层的宏观煤岩类型来观察，侏罗系延安组煤质硬且暗，易污手，而石炭－二叠系山西组和太原组煤质软而亮，具金属光泽，煤质特征显然好于延安组。
北部及东缘含煤区的石炭－二叠纪煤的灰分含量变化不大，基本都为中灰煤。中侏罗世煤在陕北含煤区以低灰煤为主，灰分一般小于10％，黄陇含煤区为低－中低灰。陕北含煤区子长煤产地的晚三叠世煤为中灰煤。
鄂尔多斯盆地石炭－二叠系煤层主要为中高变质烟煤和无烟煤，不同地区煤级分布有较大差异。在盆地东部，煤层主要受深成变质作用，从北向南，煤级逐渐增高。从准格尔煤田、河东煤田到渭北煤田，煤镜质组反射率从0.65％增大到1.95％。从东向西，随深度增加煤级呈增高趁势，到盆地中部煤级达2.8％以上。在盆地西缘，煤级分布比较复杂。从棋盘井矿区－石嘴山矿区－横城矿区－韦州煤田向斜东翼，存在一条南北向展布的低变质煤分布区，镜质组反射率在1％左右。该带以西，马边滩、鸳鸯湖矿区、镜质组反射率急剧增高，汝萁沟矿区达4％以上。反映了西部在深成变质作用基础上叠加了岩浆热变质作用。侏罗系煤变质
作用强度低于石炭－二叠系煤。侏罗系延安组煤的热变质作用以区域深成热变质作用为主，煤化程度具有在盆地周缘低、中间高的特征，镜质体反射率介于
0.41％～1.07％，煤阶相当于褐煤、长焰煤、气煤和肥煤。盆地中南部环县以南庆阳、合水、宁县地区以及北部乌审旗、鄂托克旗地区，镜质体反射率大于0.7％；东胜、陕北、灵盐、陇东煤田锐质体反射率为0.42％～0.61％；黄陇煤田为0.5％～0.75％。
（4）鄂尔多斯盆地煤储层物性特征
煤田勘探和煤层气勘探中积累了大量的煤层含气量资料（表1）。由表1可见，鄂尔多斯盆地东缘煤层含气量由北向南随煤级升高而增高，由图3可见，含气量随上覆有效地层厚度增加而提高。受上覆有效地层厚度影响，渭北煤田含气量由东向西逐渐降低，韩城矿区为煤层气富集区。桌贺煤田煤类全，含气量较高。
鄂尔多斯盆地侏罗系煤层煤级低，含气量普遍低，在局部地区和煤层埋深较大的部位含气量较高。在黄陇侏罗纪煤田，彬长矿区煤含气量0.1～6.29m3/t，黄陵矿区、焦坪矿区少数煤层含气量达4～6 m3/t。
表1 鄂尔多斯盆地石炭-二叠纪煤层含气量
鄂尔多斯盆地侏罗系煤储层原煤的饱和吸附量（V L）变化于4.26～26.209m3/t 之间，平均12.54m3/t，其中东胜煤田兰氏体积在12.75 m3/t左右；神木至榆林一带煤储层兰氏体积均小于8 m3/t；甘肃华亭至宁夏灵武矿区一般在4.26～9.9m3/t
之间；盆地范围内以宁夏汝箕沟矿区原煤的兰氏体积最高其值达26.2m3/t（表2）。总体上鄂尔多斯盆地煤储层兰氏体积南部矿区明显高于北部，西部高于东部。Langmuir压力相对较低，其变化范围为0.47～2.0MPa，平均1.08MPa。
图3 鄂尔多斯盆地东部含气量与上覆有效地层厚度关系图
表2 鄂尔多斯盆地侏罗系煤储层等温吸附实验成果表
鄂尔多斯盆地晚古生界石炭二叠系原煤兰氏体积普遍较高，一般变化在9.66～36.66m3/t，平均在15.82 m3/t，（表3），陕西北部府谷矿区为9.66m3/t；南部铜川矿区在19.9 m3/t左右，韩城矿区煤储层兰氏体积较高，可达36.66 m3/t；山西河东煤田煤储层兰氏体积为9.9～22 m3/t，由北向南兰氏体积不断增加；宁夏中部的横城及韦洲等矿区煤储层兰氏体积相对较小，多小于16m3/t，内蒙桌子山至宁夏石炭井一带在16～20 m3/t。总体上石炭二叠系煤储层兰氏体积以东南
和西北相对较高，而东北及西南相对较低。盆地内储层兰氏压力相对较小，一般在0.31～2.89MPa之间，平均在0.96MPa。
表3 鄂尔多斯盆地石炭-二叠系煤储层等温吸附实验成果表
目前搜集到的储层压力资料较少，多集中在鄂尔多斯盆地东缘地区，河东煤田临－兴区块储层压力为3.32～15.41 MPa，梯度为0.592-1.01 MPa/100m，除LXC-003、004井外，其余均较低，低于正常地层压力；三交区储层压力为4.12～11.47 MPa，为正常压力至超压，个别点为欠压；石楼区块普遍为欠压，储层压力为1.579～7.989 MPa，4+5号，8+9号煤层平均压力梯度分别为0.59 MPa/100m，0.689 MPa/100m，普遍欠压。渭北煤田韩城矿区7.31～8.31 MPa（<700m垂深），实测平均储层压力梯度1.16～1.26 MPa/100m，为超压储层。
目前鄂尔多斯盆地内煤层气勘探主要集中在东缘及南缘地区，从搜集到的煤层气参数井获得的渗透率资料来看，鄂尔多斯盆地东缘、南缘渗透性较好，多数层位的渗透性资料大于1×10-3μm2，总体上各个层位的渗透性差别较大（表4）。
鄂尔多斯盆地的煤岩渗透率资料同样显示，煤储层的渗透性在各区变化较大，渗透率一般在0.0032～73.9×10-3μm2之间，平均渗透性较好，为6.354×10-3μm2（表5）。以庞庞塔矿区变化最大，全盆地渗透率的变化极值均在该区，最高0.0032
×10-3μm2，最低73.9×10-3μm2。华亭华矿、柠条塔、跳沟地区孔隙度高、渗透性相对较好，一般在1.12～19.2×10-3μm2左右；柳林、韩城地区孔隙度较低、渗透率中等且变化不大，多在0.048-0.247×10-3μm2之间。府谷五一、铜川桃园矿渗透率较低，为0.018～0.059×10-3μm2。由表中观察，渗透率与孔隙度关系密切，无裂缝影响时一般随着孔隙度的增加，煤的渗透率值有增加的趋势。
表4 鄂尔多斯盆地东缘煤储层试井渗透率统计表
表5 鄂尔多斯盆地煤储层孔隙度、渗透率成果表
（5）鄂尔多斯盆地煤层气资源
鄂尔多斯盆地风化带至煤层埋深2000m以浅区煤层气地质资源量为98634.09×108m3，资源丰度为0.91×108m3/km2，可采资源量为17870.59×108m3，其中中侏罗统延安组煤层气地质资源量为52775.41×108m3，占地质资源总的53.51%；上石炭统太原组和下二叠统山西组煤层气地质资源量为45858.86×108m3，占地质资源总量的46.49%（表6）。
表6 鄂尔多斯盆地煤层气资源量计算汇总表
按区带统计，东缘、中部、西缘和南缘含气区带煤层气地质资源量分别为34332.66×108m3，43241.7×108m3，14351.3×108m3，6708.43×108m3，占地质资源总量的34.81%，43.84%，14.55%，6.8%；东缘、中部、西缘和南缘含气区煤层气可采资源量分别为8121.18×108m3，5167.39×108m3，1555.24×108m3和3026.78×108m3，占可采资源总量的45.44%，28.92%，8.70%和16.94%。
按深度统计，煤层埋深1000m以浅、1000～1500m和1500～2000m区，煤层气地质资源分别为27436.6×108m3，27528.00×108m3和43669.49×108m3；埋深1000m以浅与1000～1500m煤层气可采资源量分别为9727.57×108m3和8143.02×108m3。
3、深部煤层气资源评价与开发研究
根据上述分析可见，鄂尔多斯盆地埋深1000m以深的煤层气资源占到盆地总资源量的72%以上，1500～2000m的煤层气资源占到盆地总资源量的44%。但是，对于拥有如此巨大煤层气资源潜力的盆地深部地区，深部煤层的煤层气开发潜力评价研究工作还非常薄弱，相应的评价技术体系还没有形成，勘探和开发试验工作还基本没有开展。
长庆油田分公司曾在鄂尔多斯盆地东北部伊陕斜坡之上的孤山区块深部进行过煤层气勘探，对孤山构造上的一口天然气井（孤1井）开展了煤岩含气量测定及煤质综合测试，对深部煤层气资源潜力进行了评价。山2段的5号煤层在孤1井埋深1745m，厚6m；8号煤层埋深1796m，厚17m。5号煤层含气量5.71～9.71m3/t，8号煤层含气量8.23～19.95m3/t。煤层的Ro为1.32%～1.38%。
曾经实施过压裂排采的深部煤层气井是准噶尔盆地彩504井，该井钻遇侏罗系西山窑组煤层厚度16m，煤层埋深2567m，Ro为0.65%，煤类为长焰煤，含气量3～5 m3/t，压裂试气获得7000 m3/d的煤层气产量。
开展过深部煤层气评价研究工作的学者主要是宋全友和秦勇等。宋全友等（2005）对济阳坳陷惠民凹陷外围不同煤级煤样吸附性进行了物理模拟实验，结合石油天然气探井实测的温度和压力，采用压力-温度-吸附曲线法对深部(2000m 以深) 煤层的含气量了进行预测，得出该区深部气煤-肥煤的原位含气量在5.0m3/t 左右。
秦勇等（2005）通过研究发现，随着埋藏深度增大，煤层甲烷的吸附量具有一定的规律性变化。从甲烷风化带下界到400～600m深度，甲烷含量增加很快；800～1000m为缓慢增加区段；1000～1500m随着深度增大吸附量增加很小。深部条件下，温度升高，使得吸附甲烷量减少较多，温度和压力的综合作用结果使得吸附气量总体趋于减少。
总体来说，煤储层埋藏深度加大，无疑会使煤层气渗透性变差，开采难度增大。目前国内外对于深层（大于1500m）煤层气开发还缺少理论准备，在技术和
实践上也都缺乏先例。虽然深部煤储层的含气性和渗透性受到地温温度、埋藏深度等不利因素的限制，但深部存在较高的流体压力、较为致密的盖层岩性、相对滞流封闭的水动力等条件，这些条件之间的有利配置，可能有利于深部煤层气的保存。同时，较高的地层能势和受热温度为开采过程中煤层气的解吸运移提供了有利条件，实质上有利于深部煤层气资源的开采。其中，较高流体压力和较高受热温度的“双重”控制效应，是造成深部煤储层含气性与浅部存在较大差异的根本原因。另外，在较高的地层压力条件下，深部煤储层与其围岩之间岩石力学特性的差异可能加大，从而为选择性地改善煤储层裂隙系统提供了更大的可能性。
二、生产需求和需要解决的关键技术问题
煤层气是新兴的洁净、高效、环保的不可再生非常规油气资源，具有巨大的资源潜力，有着极大的经济价值、社会效益和环境效应，是常规油气的重要补充能源。煤层气大规模产业化可缓解我国大量石油进口造成的风险，改善能源结构，增加天然气比例，扩充能源的新领域。
延长石油集团经过近百年的勘探开发，资源接替的矛盾日益显现，迫切需要新的资源补充。同时，随着低碳经济社会的到来，延长石油集团现有的油气煤盐综合发展的模式也急需走综合利用、深度转化的路子，尤其是油气、煤盐化工产业的迅速发展，急需大量的煤层气（天然气）以平衡碳氢比例，进而达到增产提效、节能减排的环保要求。
图4 英旺采油厂煤层气探区地理位置图
英旺采油厂煤层气探区位于陕西省延安市宜川县集义镇境内（图4），构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部。探区南北长约32km，东西宽约8 km，勘探面积265 km2。截至2010年年底，在该区完钻煤层气探井6口，进行了取心、测井、录井等工作，获取了煤层深度、厚度资料，并对其中2口井进行了压裂改造试气。为了综合评价该区的煤层气资源、煤储层物性及开发潜力，特申请设立《延长油田英旺采油厂煤层气探区煤层气资源与开发潜力评价》项目。
本项目的关键技术有以下两个方面：
①煤层气地质理论：进一步完善煤层气基础地质理论，解决高煤阶及中深层煤层气富集控制因素、渗流特征等问题，提升开发潜力认识；
②勘探方面：强化煤源岩综合地质研究工作，依托高光谱遥感、周边区域调查资料、及钻井分析化验数据，落实煤层展布规律，综合评价煤层气潜力，优选高渗、高产富集区。
三、研究目标、主要研究内容
1、研究目标
该项目计划研究周期1年，通过对探区煤层气资源评价与高渗富集区优选研究，估算煤层气资源量，达到以下目标：
（1）建立中深层煤层气资源评价技术方法及中深层煤储层评价技术参数体系；
（2）建立中深层煤层气选区评价技术指标体系，优选有利区段；
（3）提出1～2个小型开发试验井组部署建议。
2、主要研究内容
包括煤层气地质理论、煤层气资源评价、煤层气选区评价、勘探开发方案部署建议等方面。
（1）煤层气基础地质理论研究
鄂尔多斯盆地中深层煤层气应用基础理论研究还不够深入，适宜的基础理论体系尚未形成，勘探开发理论和方法没有建立。结合以往成果与地质认识，以项目总体目标为出发点，重点开展以下研究：
①中深层煤层气成藏主控因素研究（构造、沉积环境、封盖条件等因素）；
②中深层煤层气渗流理论研究。
拟达到的效果：通过研究，重点总结中高煤阶煤变质作用、煤储层几何特征、
煤岩学组成、煤层顶底板等对煤层气含量、渗透率的影响以及与煤层气富集成藏之间的关系，建立中高煤阶煤层气评价技术参数及评价标准；总结围压、应力对煤层气吸附、解吸及对渗流性能的影响，建立不同条件下的渗流方程，指导煤层气开发。
（2）煤层气资源评价及开发潜力评价
以研究区的煤层结构、煤层展布规律、煤炭资源及煤层气富集条件研究为基础，运用比较分析、精细解剖的评价方法，结合钻井测试作业获得的储层参数，客观评价研究区煤层气的资源潜力及开发潜力。主要开展以下研究：
①煤层地质特征；
②煤层储集特征；
③煤层气成藏条件及富集规律；
④煤层气资源评价。
拟达到的效果：通过研究，重点解决影响中深层煤层气资源评价的技术难题，形成中深层煤层气资源评价技术体系和中深层煤层气选区评价技术指标体系。
根据研究及落实探明储量要求，依托高光谱遥感技术在复杂地表条件下的区域大面积煤层气资源调查评价结果，优选有利目标区；分析煤层录井、取心、试井和测井资料，获取煤质、含气量、气水性质、储层物性、压力等资料，落实煤层的构造形态、煤层厚度、变质程度、含气量等分布变化情况，提交储量；开展数值模拟、经济评价，落实经济可采储量。通过对试采曲线的分析，获得气井产能认识，为规模开发提供可靠参数。
（3）煤层气勘探开发方案部署
通过深入分析本区煤层气探井获取的各种信息，借鉴邻区煤层气勘探开发成果，在优选出的有利目标区部署参数井10口，部署小型井网试验井组1组。
拟达到的效果：通过研究，分析煤储层埋藏深度、含气性、储层物性以及井间距、压裂效果等对煤层气产能的影响，进行开发概念设计，优化井网部署，为该区煤层气的规模开发提供参考。
四、技术路线及研究进度安排
该项目计划的研究周期从2011年7月到2012年8月。通过对探区煤层气资源评价与高渗富集区优选，分析该区煤层气开发潜力，提出煤层气勘探开发方案部署建议。研究的技术路线如图5所示。
图5 技术路线图
研究进度安排如下：
（1）2011.06～2011.07：编写项目设计，进行开题汇报，签订合同。
（2）2011.08～2011.09：收集邻区煤田地质资料及煤层气勘探开发成果，开展邻区露头剖面实测，采集煤及顶底板岩石样品进行相关的分析测试。
（3）2011.10～2011.12：收集研究区物化探、钻探及录井资料，采集探井煤岩芯样品进行分析测试，收集并分析高光谱遥感资料。
（4）2012.01～2012.02：研究中深层煤层气资源评价技术方法，开展研究区煤层气资源评价。
（5）2012.03～2012.04：评价研究区煤层气开发潜力评价，优选勘探有利区。
（6）2012.05～2012.06：部署煤层气勘探开发方案。
（7）2012.07～2012.08：编写研究报告，进行项目验收。
五、预期的主要成果
通过该项目的研究，将估算出煤层气探区的煤层气资源量，同时形成深层煤层气资源评价技术体系；开展探区的煤层气有利区块优选，并提出小型开发试验井组部署建议。提交《延长油田英旺采油厂煤层气探区煤层气资源与开发潜力评
价》研究报告和相关图件。
预期提交的主要图件包括：
1、鄂尔多斯盆地宜川地区区域地质图（1：50000）；
2、鄂尔多斯盆地宜川地区分煤层顶面构造图（1：50000）；
3、鄂尔多斯盆地宜川地区高光谱遥感成果图（1：50000）；
4、鄂尔多斯盆地宜川地区古生代地层综合柱状图（1：500）；
5、鄂尔多斯盆地宜川地区煤系地层沉积相柱状图（1：500）；
6、鄂尔多斯盆地宜川地区主要煤层厚度等值线图（1：50000）；
7、鄂尔多斯盆地宜川地区煤层对比剖面图（1：:500）；
8、鄂尔多斯盆地宜川地区山西组煤层顶板岩性特征分布图（1：50000）；
9、鄂尔多斯盆地宜川地区煤层综合评价图（1：:50000）；
10、鄂尔多斯盆地宜川地区山西组、本溪组煤层Ro等值线图（1：50000）；
11、鄂尔多斯盆地宜川地区煤层气有利勘探区综合评价图（1：50000）；
12、鄂尔多斯盆地宜川地区煤层气有利远景区综合预测图（1：50000）；
六、项目组成员及分工
为了圆满完成本项目的各项任务，中国地质大学（北京）能源学院组织相关专业的专家和研究生，成立了有16人组成的项目组。项目组成员组成及分工情况见表7。
表7 项目组成员组成及分工
七、经费预算
项目经费预算198.00万元，明细见表8。
表8 项目研究经费预算表（单位：万元）
. 恩洪煤田煤层气勘探EH-01井 钻井工程设计 1 设计依据 主要依据： 1）中联煤层气有限责任公司《云南省恩洪煤田煤层气勘探总体部署方案》； 2）《恩洪煤田清水沟井田地勘报告》； 3）本勘探区与相邻勘探区以往钻探施工经验； 4）现有煤层气钻探施工设备、人员、技术状况实际。 2 基本数据 ●钻井名称：EH-01 ●钻井性质：煤层气参数井兼生产试验井 ●设计井位：曲靖市东山镇咱得村北，清水沟井田北部15勘探线上1501号钻孔以东125m处。 ●设计坐标：X 2802050 Y 18412825 Z 2005 ●设计井深：660m
b号煤层。 C、C、l●目的煤层：P组C212916b号煤层以下50米，下二叠系、峨眉山玄武岩组。●完钻层位：C21●完井方式：套管完井。 3 钻井目的 1）获取系统可靠的目标煤层的储层参数，主要包括煤层厚度、埋深、煤岩及煤质特征、割理和裂隙发育程度、含气量、含气饱和度、. . 等温吸附曲线、渗透率、储层压力、原地应力、煤层顶底板岩石的力学性质等参数； 2）评价该区煤层气地质条件、储层特征、资源分布与开发条件。3）根据分析、测试资料决定是否对参数井进行扩孔改造，变成生产试验井，对目标煤层进行压裂排采试验，以获取煤层气井生产数据；4）根据排采试验成果，评价该区煤层气勘探开发潜力和开发试验的可行性。 4 技术要求 4.1 钻井液性能使用要求 储层压力一般随埋藏深度的增加而增大。根据区域地质、煤田地质资料，预测该区煤储层压力梯度在10—12kPa/m之间。据此可对钻井液及各项工程参数进行调整，维持近平衡钻进。 根据该区构造复杂、断层多，煤层层数多、厚度大、倾角大的特点，如何有效的保持井壁的稳定性又能尽量减少钻井液对煤储层的伤害，从而确保EH—01井能真正达到钻井目的。对该井钻井液性能使用要
Q/YCZJ 延长石油油气勘探公司企业标准 钻井工程技术规范 油气勘探公司钻井工程部
目录 前言V 1范围 1 2规范性引用文件 1 3钻前基建工程 2 3.1井位勘定 2 3.2井场布置 2 3.3井场土建工程 3 4公路工程 4 5验收 4 6钻井设备的安装与调试 5 6.1水电安装 5 6.2机械设备安装 5 6.3井架安装与起升7 6.4电气设备的安装及调试8 6.5气控系统安装要求9 6.6顶驱安装、调试、使用9 7钻井环境安全要求1 1 8钻进作业1 2 8.1钻进1 2 8.2井身质量控制1 3 8.3取心1 4 8.4起下钻、接单根1 6 8.5钻头18 8.6钻具19 8.7钻具探伤、试压、倒换、错扣检查制度20 8.8螺杆钻具20 8.9钻井仪表的使用与维护2 1 9固井2 1 9.1固井设计2 1 9.2固井准备2 3 9.3下套管2 6 9.4注水泥施工2 6 9.5尾管固井27 9.6分级固井27 9.7环空蹩回压候凝28 9.8固井后期工作28 9.9套管试压28 9.10固井质量标准28 10钻井液29 10.1井场钻井液实验室29 10.2钻井液材料存放场所3 1 10.3容器、设备3 1 10.4钻井液性能3 1 10.5钻井液的配制及维护处理3 2
10.6钻井液固相控制3 4 10.7井漏的防治措施3 4 10.8储层保护3 4 10.9钻井液材料使用及管理3 5 11井控3 5 11.1井控设计3 5 11.2井控装置安装、试压、使用及管理37 11.3钻开油气层前的准备和检查验收4 2 11.4钻井及完井过程中的井控作业47 11.5溢流的处理和压井作业50 11.6防硫化氢安全措施5 1 11.7井喷失控的处理5 4 12定向井、丛式井、水平井5 4 12.1设计原则5 4 12.2钻具组合5 4 12.3定向钻进5 6 13欠平衡钻井57 13.1适用条件57 13.2设计原则57 13.3井口装置及设备要求57 13.4施工准备57 13.5施工作业58 13.6欠平衡钻井作业终止条件59 14气体钻井59 14.1适用条件60 14.2设计原则60 14.3设备及场地要求60 14.4施工准备60 14.5施工作业6 1 14.6气体钻井作业终止条件6 2 14.7安全注意事项6 2 15中途测试6 3 15.1测试原则6 3 15.2施工设计6 3 15.3施工准备6 4 15.4施工作业6 5 15.5资料录取与处理67 15.6H S E要求67 16井下事故的预防和处理67 16.1卡钻67 16.2防断、防顿69 16.3防掉、防碰天车70 16.4防止人身事故7 1 16.5其它7 1 17完井和交井7 2 17.1完井质量要求7 2 17.2交井程序7 2 17.3交井资料7 3 附录A7 4 （规范性附录）7 4
远程教育学院石油工程专业 《钻井工程》课程设计 任务书 中国石油大学（北京） 远程教育学院 2012年5月
目录 一、地质设计摘要 二、井身结构设计 三、固井工程设计 四、钻柱设计 五、钻井设备选择 六、钻井液设计 七、钻进参数设计 八、下部钻具组合设计 九、油气井控制 十、各次开钻或分井段施工重点要求 十一、地层压力监测要求 十二、地层漏失试验 十三、油气层保护 十四、完井井口装置 十五、环保要求 十六、钻井进度计划 十七、成本预算
XX油区XX凹陷一口直井生产井的钻井与完井设计。 设计内容：（其中打“√”部分必须设计，其他部分可选做或不做） 一、地质设计摘要（√）； 根据《xx井钻井地质设计》，本井设计井深米，预测压力系数为0.95~0.98，属于正常压力体系。主要目的层为。因此本井设计表套封固第四系、第三系泰康组，一开直接采用高密度钻井液钻进，将可能存在的浅层气压稳；若一开确实钻遇浅层气，则在固井水泥浆中加入防气窜剂，保证固井质量。 二、井身结构设计（√）； 井身结构设计 设计系数 抽吸压力系数：0.04g/cm3 激动压力系数：0.04 g/cm3 地层破裂安全增值：0.03 g/cm3 井涌条件允许值：0.05 g/cm3 正常压力压差卡钻临界值：12~15MPa 异常压力压差卡钻临界值：15~20MPa
一、地质概况
井身结构设计表 （1）设计一开井深200±米，表层套管下深199±米，封固上部松散地层，为二开安全施工创造条件。 （2）若一开钻遇浅层气，则在固井水泥浆中加入防气窜剂，保证固井质量。（2）油层套管水泥浆返深可根据实钻油气显示情况最终确定。原则上含气井水泥浆应返至地面，不含气井水泥浆返高至少高于最浅油顶200米。
煤层气水平井钻井工程作业规程 The Operation Regulation of Coalbed Methane Horizontal Drilling 1 范围 本标准作为中联煤层气有限责任公司（以下简称中联公司）企业标准，规范了煤层气水平井钻井工程作业全过程的程序和要求。包括水平井钻井工程设计、钻前准备及验收、水平井井眼轨迹控制作业、水平井测量作业、水平井完井作业、水平井钻井工程质量要求、健康、安全与环境管理（HSE）要求、水平井钻井工程资料汇交要求等六项内容。 本标准适用于煤层气勘探开发过程中水平井钻井工程的设计、施工作业、工程质量要求、资料汇交和验收。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 Q/CUCBM 0301 煤层气钻井作业规程 GB/T 8979 污水排放要求 GB/T 11651 劳动保护用品 SY/T 5172 直井下部钻具组合设计方法 SY/T 5272 常规钻井安全技术规程 SY/T 5313 钻井工程术语 SY/T 5322 套管柱强度设计推荐方法 SY/T 5334 套管扶正器安装间距计算方法 SY/T 5358 砂岩储层敏感性评价实验方法 SY/T 5396 石油套管现场验收方法 SY/T 5411 固井设计格式 SY/T 5412 下套管作业规程 SY/T 5435 定向井轨道设计与轨迹控制 SY/T 5526 钻井设备安装技术、正确操作和维护 SY/T 5547 动力钻具使用、维修和管理 SY/T 5618 套管用浮箍、浮鞋 SY/T 5619 定向井下部钻具组合设计作法 SY/T 5672 钻井井下事故处理基本规则 SY/T 5724 套管串结构设计 SY 5876—93 石油钻井队安全生产检查规定 SY/T 5957—94 井场电器安装技术要求 SY/T 5958 井场布置原则和技术要求 SY/T 5964 钻井井控装置组合配套规范 SY/T 6075 评价入井流体与多层配伍性的基础数据 SY/T 6228—1996 油气井钻井及修井作业职业安全的推荐方法中第八章和第10.5、10.6款 SY/T 6283—1997 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南 SY/T 6426 钻井井控技术规程 3水平井钻井工程设计
正本（一）封面： 投标文件 （技术标） 工程名称：xx井钻井工程 法定代表人或 委托代理人：（签字或盖章） 投标人：（盖章） 日期： 2012 年 5 月 27 日
二）主要内容： （1）投标函 投标函 中国石油化工股份有限公司勘探南方分公司： 非常感谢贵公司邀请我公司参加xx井钻井（含钻前）工程的投标。根据已收到的xx井钻井（含钻前）工程招标文件，我们进行了仔细研读和认真分析，充分了解了该井的设计要求和钻探目的。经研究，我公司愿意按照招标文件的要求，承包xx井的钻井工程（含钻前）。 我公司对本次投标承诺如下： ①根据招标文件规定，我公司已按照要求提供所有资料，并保证投标文件所提供的全部文件资料真实可靠。 ②参与投标的钻井施工队伍具有中国石油化工集团公司乙级钻井队资质，钻前队伍具有二级资质，主要技术人员和施工人员均持有有效证件，有同类地区探井的施工经验。 ③所有用于该井施工的设备、钻具、井控设施、工具等都符合国家或石油行业及该工区施工标准，完全满足该井钻井工程安全施工的要求。 ④视保护油气层为己任，严格执行设计，积极推广应用新技术、新工艺，提高钻井速度，取全取准各项地质资料，为发现和保护油气层创造条件，实现优质、安全、高效钻井。 ⑤尽最大努力为贵公司派出的监督提供方便，支持和配合他们的工作，接收他们的现场指导和监督。 ⑥积极配合其他服务方开展工作，创造一个和谐、安全的施工环境。 ⑦安全环保承诺： ⅰ.执行国家、行业安全环保法律法规。 ⅱ.按照川东北工区标准配齐安全防护设施、环保设施，并严格执行。 ⅲ.严格执行甲方安全环保管理规定。 一旦我公司中标，我们将严格履行合同，我们有信心、有能力完成该井的钻井施工项目。 投标方：（盖章） 法定代表人或其委托代理人：（签字或盖章） 地址：赤水市人民北路 日期：2012年5月27日
正文： 钻井工程承包合同 钻井工程承包合同 甲方：________________________ 乙方：________________________ 双方经充分协商，达成如下协议： 第一条总则 一、井位 1．钻井施工地点：_______________________________ 2．地形图：_____________________________________ 3．井位设计图：_________________________________ 4．地层构造图：_________________________________ 二、国家、部、局对钻进工程施工的批准投资计划、工程项目，设计任务书等文件号及影印件。 三、井别：_______________________ 四、钻井口数：_______________________ 五、井深结构：_______________________ 六、质量 1．井身质量合格率________________________ 2．固井质量合格率________________________ 七、价格 1．调整井单价_________ 元／米，合计金额_________________ 万元 2．开发井单价_________ 元／米，合计金额_________________ 万元 第二条工程期限 本合同钻井工程自____________ 年______ 月_____ 日开钻至________ 年 ______ 月 _____ 日全部钻完。 在组织钻井工程施工中，如遇下列情况，得顺延工期，双方应及时进行协商，并通过书面形式确定顺延期限； 一、因天灾或人力不能抗拒的原因被迫停工者； 二、因甲方提出变更计划或更变施工图而不能继续施工者； 三、因甲方不能按期提供技术文件、技术图纸和钻井施工条件，被迫停工或不能继续施工者。 第三条钻前准备 一、甲方在开钻前应办妥征地拆迁和井场道路的垫方；清除施工场地及进出道路范围内影响施工的原有建筑物、构筑物、管线、树木、青苗等阻碍物。解决施工用的水、电和钻机安装搬运的道路。 二、甲方按时向乙方交付井位设计、完钻井深、层位和完井要求，负责钻井区块的断层分布图；断层数据；小层平面图；构造图和邻井图压力资料数 据，并向乙方进行地质和工程技术要求交底。
煤层气钻井井控实施细则（暂行） 中石油煤层气有限责任公司 ○二一一年四月
目录 一一一总则 一一一风险评估和分级管理 一一一一级风险井井控管理 一一一二级风险井井控管理 第五章防火、防爆措施 第六章井控应急救援 第七章井控技术培训 第八章井控管理制度 第九章附则
第一章总则 第一条煤层气是一种以吸附态吸附在煤的微孔隙表面的气体，需要通过排水降压方式才得以采出，是一种非常规气藏。 第二条为了进一步推进煤层气钻井井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，有效预防井喷事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏。参照中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，结合煤层气自身开发特点制定本实施细则。 第三条本实施细则适用于煤层气勘探开发钻井工程施工作业，进入所辖地区的所有钻井队伍及相关技术服务队伍应执行本细则。 第二章风险评估和分级管理 第四条井控风险评估 根据煤层气特点，将煤层气钻井作业风险划分为两级，按二 级井控风险进行管理。 一级风险井：预探井、含浅层气和CO2、H2S等有毒有害气体的开发井、评价井。 二级风险井：不含浅层气和CO2、H2S等有毒有害气体的详探（评价）井、开发井。 第五条井控分级管理 （一）井控装备配套 一级风险井必须安装防喷器，二级风险井在满足一次井控的条件下，可不安装防喷器。
（二）管理要求 一级风险井：相关建设单位在公司专业管理部门的指导下全 面进行管理。 二级风险井：相关建设单位独立进行全面管理。 第三章一级风险井井控管理 第六条井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成 部分，公司地质、工程设计部门要严格按照井控设计的相关要求进行井控设计，需由公司主管部门负责审核审批。 第七条钻井井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m，距民宅不小于100m；距铁路、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m。若安全距离不能满足上述规定，应组织进行安全、环境评估，并制定有针对性的井控措施和应急预案。 第八条地质设计应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段预测的地层压力系数、浅气层、有毒有害气体资料和复杂情况。 第九条工程设计应根据地层压力系数、浅气层资料、岩性剖面及安全钻进的需要，设计合理的井身结构和套管程序，绘制 各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。 第十条工程设计应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值0.02g/cm3～0.15g/cm3；具
东北石油大学华瑞学院课程设计 年月日
东北石油大学课程设计任务书 课程 题目 专业学号 主要容、基本要求、主要参考资料等： 1、设计主要容： 根据已有的基础数据，利用所学的专业知识，完成一口井的钻井工程相关参数的计算，最终确定出钻井、完井技术措施。主要包括井身结构、钻具组合、钻井液、钻井参数设计和完井设计。 2、设计要求： 要求学生选择一口井的基础数据，在教师的指导下独立地完成设计任务，最终以设计报告的形式完成专题设计，设计报告的具体容如下： （1）井身结构设计；（2）套管强度设计；（3）钻柱设计；（4）钻井液设计；（5）钻井水力参数设计；（6）注水泥设计；（7）设计结果；（8）参考文献； 设计报告采用统一格式打印，要求图表清晰、语言流畅、书写规、论据充分、说服力强，达到工程设计的基本要求。 3、主要参考资料： 王常斌等，《石油工程设计》，东北石油大学校自编教材 涛平等，《石油工程》，石油工业，2000 《钻井手册（甲方）》编写组，《钻井手册》，石油工程，1990 完成期限
指导教师 专业负责人 年月日
前言 钻井工程设计是石油工程的一个重要部分，是确保油气钻井工程顺利实施和质量控制的重要保证，是钻井施工作业必须遵循的原则，是组织钻井生产和技术协作的基础，是搞好单井预算和决算的唯一依据。钻井设计的科学性、先进性关系到一口井作业的成败和效益。科学钻井水平的提高，在一定程度上依靠钻井设计水平的提高。 设计应在充分分析有关地质和工程资料的基础上，遵循国家及当地政府有关法律、法规和要求，按照安全、快速、优质和高效的原则进行，并且必须以保证实施地质任务为前提。主要目的层段的设计必须体现有利于发现与保护油气层，非目的层段的设计主要考虑满足钻井工程施工作业和降低成本的需要。 本设计的主要容包括：1、井身结构设计及井身质量要求：原则是能有效地保护油气层，使不同地层压力梯度的油气层不受钻井液污染损坏；应避免漏、喷、塌、卡等复杂情况发生，为全井顺利钻进创造条件，使钻井周期最短；钻下部高压地层时所用的较高密度钻井液产生的液柱压力，不致压裂上一层管鞋处薄弱的裸露地层；下套管过程中，井钻井液柱压力之间的压差不致产生压差卡套管等严重事故以及强度的校核。2、套管强度设计；3、钻柱设计：给钻头加压时下部钻柱是否会压弯，选用足够的钻铤以防钻杆受压变形；4、钻井液体系；5、水力参数设计；6，注水泥设计，钻井施工进度计划等几个方面的基本设计容。
煤层气井排采操作手册中石油煤层气公司韩城分公司
目录 一、名词解释 二、煤层气排采基本原则 三、韩城煤层气地质特征 四、韩城煤层气排采特点 五、韩城煤层气井排采制度要求 六、煤层气井排采资料录取要求 七、排采巡井工岗位职责 八、排采住井工岗位职责 九、排采工作业流程 十、排采设备检查保养要求 十一、典型案例 基础篇 一：名词解释 1、煤层气：就是指在煤层内产生和赋存的天然气，其主要成分是 甲烷（CH4），约占70%以上，又称煤层甲烷、煤层吸附气或煤层瓦斯，它是煤层气的一种，是一种非常规天然气。煤层气与常规天然气最大不同点就在于煤岩既是它的储集岩又是生气原岩，它是煤层煤化作用的结果。煤的储集性和煤中天然气的储集是整个成煤作用过程的结果。 2、煤储集岩石学方面的参数：主要指煤阶、煤的显微组分、煤的 显微硬度。煤阶通过测定煤中镜质组反射率（R0）来确定。其余则用反光显微镜区分，同时亦可以求得割理宽度和密度。
3、煤阶：表示煤在埋藏历史中，沉积物有机质在成分和结构上经 历了一系列变化，其过程称之为煤的变质作用或煤化作用。可 以用多种物理和化学参数来表征煤的变质程度，常见的煤阶参 数有固定碳含量、镜质组反射率、水分含量。煤阶是影响割理 发育的主要因素。通常，低媒阶的煤割理不甚发育，到烟煤系 列时割理发育。割理面最密集的主要发生在低挥发分烟煤煤阶 附近，高于低挥发分烟煤煤阶，割理或裂缝又不发育，标本上 表现为割理封闭。 4、煤岩工业分析参数：该类参数是指煤的固定碳、挥发分、灰分、 水分，目的是对煤岩性能质量作出评价以及在煤储层评价中校 正含气量。 5、煤显微硬度：显微镜下可识别的煤的显微组分的抗压强度。不 同煤级和不同显微组分的显微硬度不同。在研究中，一般以均 质镜质体的显微硬度为代表。它是用专门的显微硬度仪进行测 定的。随着煤级的增高，煤显微硬度也有变化。 从褐煤到超无烟煤，煤的显微硬度值是增大的；同一煤级中，当镜质组还原性增强时，煤显微硬度略微降低；同一煤样中，煤显微硬度最大值与最小值间亦存在微小差异，反映出非均一性。 6、煤层含气量：是散失气量、解析气量和残余气量之和。散失气 量是指现场取出的含气煤心在装入解析罐之前释放出的气量； 解析气量是指煤心装入解析罐之后解析出的气体总量；残余气 量是指终止解析后仍留在煤中的那部分气量。对煤层气开采有 实际意义的是散失气量和自然解析气量，两项之和占总含气量 百分率越大，对煤层气开采越有利。 7、煤储层压力：是指煤层孔隙内流体所承受的压力，即通常所说 的孔隙流体压力。 8、临界解析压力：临界解析压力是指在煤层降压过程中气体开始 析出时所对应的压力值。可以根据临界解析压力与煤层压力了 解煤层气早期排采动态，临界解析压力越接近地层压力，排水 采气中需要降低的压力越小，越有利于气体降压开采，据此可 为制定煤层气排采方案提供重要依据。 9、地解比：地解比是临界解析压力与原始地层压力的比值。据此 比值可以预测产气高峰期到来的时间及是否可以高产。临界解 析压力越接近原始地层压力，含气饱和度愈高，高产富集条件 愈优越。据已勘探开发的数据，可将地解比划分为高地解比(＞
内部编号：AN-QP-HT247 版本/ 修改状态：01 / 00 In Daily Life, When Two Or More Parties Deal With Something, They Conclude The Contract In Order To Determine Their Respective Rights And Obligations. Once The Contract Is Signed, They Need T o Abide By Its Provisions, And All Parties Involved In The Contract Are Legally Protected And Restricted. 甲方：__________________ 乙方：__________________ 日期：__________________ 勘探钻井施工合同通用范本
勘探钻井施工合同通用范本 使用指引：本合同文件可用于生活中两方或多方当事人之间在办理某事时，为了确定各自的权利和义务而订立，一旦签订完成需各自遵守其中的条文，参与合同的多方都受到合法的保护与限制。资料下载后可以进行自定义修改，可按照所需进行删减和使用。 立合同人： 甲方：_________ （名称、营业执照号码、法定住址、法定代表人、职务、委托代理人、身份证号码、通信地址、邮政编码、联系人、电话、传真、账号、电子信箱。） 乙方：_________ （名称、营业执照号码、法定住址、法定代表人、职务、委托代理人、身份证号码、通信地址、邮政编码、联系人、电话、传真、帐号、电子信箱。） 根据《中华人民共和国矿产资源法》、
煤层气井排采制度探讨总结 1、稳定生产阶段。这一阶段储层特性将决定气、水产量和生产时间。此时环空液面应低于生产层，而且井口压力应接近大气压。随着排采的进行，压力的下降，在近井地带形成一个很小的低含水饱和区，有助于解吸气体流人井筒。此时，生产制度平稳，不要频繁更换油嘴改变生产压差。尽管在开始排采的前几周，产气量较低，达不到设计产量，但从长远的观点看，有助于保证今后生产的正常进行，减少故障发生。（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.） 2、当储层压力接近解吸压力时要特别注意，这时易产生一个突变，一般表现为气产量突然增大，套压增大，有时气会将环空水带出，造成环空液面突然下降。（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.） 3、由于继续排水，液面缓慢下降，同时逐步加大油嘴使套压降低，减小套压利于储层中更多的水进入井筒并疏干井筒附近的水，目的是在环空液面降低到泵的吸人口后，地面压力长期保持在正常工作的范围(O.05～0.1MPa)。（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.） 4、加大油嘴直径，套压下降，产气量上升；反之，减小油嘴直径，套压上升，产气量下降。一般油嘴直径为3～7mm，套压不低于0.05MPa。（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.） 5、对产水量大的井，需长期的排采才能使压力逐步下降，不可能在很短时间内将液面降低到要求的范围。因此，有些供液能力强的井，需要一个很长的排采周期。（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.） 6、检泵时最好不洗井,一旦需要检泵，在砂面不埋煤层的情况下最好不要洗井，如必须洗井，最好用煤层产出的水，这样可防止煤层污染。另外，尽量缩短检泵作业时间，可缩短恢复产气的时间。检泵后，排采降液仍需一个缓慢的过程，切不可降液幅度太大，急于产气。（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.） 7、排采流压的控制依靠控制液面来实现，要及时调整排采工作制度，使环
编号：QJ-HT-0423 钻井工程承包合同范本(官 方版) Both parties shall perform their obligations as agreed in the contract or in accordance with the law within the term of the contract. 甲方：_____________________ 乙方：_____________________ 日期：_____________________ --- 专业合同范本系列下载即可用---
钻井工程承包合同范本(官方版) 说明：该合同书适用于甲乙双方为明确各自的权利和义务，经友好协商双方同意签署合同，在合同期限内按照合同约定或者依照法律规定履行义务，可下载收藏或打印使用（使用时请先阅读条款是否适用）。 甲方：_________ 乙方：_________ 双方经充分协商，达成如下协议： 第一条总则 一、井位 1.钻井施工地点：_________； 2.地形图：_________； 3.井位设计图：_________； 4.地层构造图：_________. 二、国家、部、局对钻进工程施工的批准投资计划、工程项目，设计任务书等文件号及影印件。 三、井别：_________.
四、钻井口数：_________. 五、井深结构：_________. 六、质量： 1.井身质量合格率_________， 2.固井质量合格率_________. 七、价格 1.调整井单价_________元/米，合计金额_________元 2.开发井单价_________元/米，合计金额_________元 第二条工程期限本合同钻井工程自________年____月____日开钻至________年____月____日全部钻完。在组织钻井工程施工中，如遇下列情况，得顺延工期，双方应及时进行协商，并通过书面形式确定顺延期限； 一、因天灾或人力不能抗拒的原因被迫停工者； 二、因甲方提出变更计划或更变施工图而不能继续施工者； 三、因甲方不能按期提供技术文件、技术图纸和钻井施工条件，被迫停工或不能继续施工者。 第三条钻前准备
目录 地质部分 (1) 一、基本数据 (1) 二、枣圆煤层气开发试验区布井方案 及该井在井网中的位置钻探目的 (1) 三、设计依据 (2) 四、设计地层剖面及目的煤层深度、厚度预测 (3) 五、地质录井项目及要求 (3) 六、地球物理测井 (3) 七、地层测试 (4) 八、样品采集与分析测试 (4) 工程部分 (6) 一、井身结构及套管程序 (6) 二、井身质量、固井质量......等项要求.. (6) 三、各阶段施工要求 (6) 四、施工进度预测 (8) 资料要求 (9) 一、需要提交的资料 (9) 二、资料提交时间 (10)
地质部分 一、基本数据 井名： 井别：参数井+试验井 地理位置： 构造位置： 井位坐标： X：Y：H：米 设计井深：米 目的煤层：二叠系山西组3#煤层和石炭系太原组15#煤层。 完钻层位：奥陶系峰峰组。 完钻原则：钻穿石炭系太原组15#煤层以下60米完钻。 完井方法：套管完井。 二、开发试验区布井方案及该井在井网中的位置和目的任务 该井的主要钻探目的和任务是： （1）获取可靠的目标煤层（3#、15#）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、等温吸附特征、含气量、含气饱和度、地层压力、原地应力、煤及顶底板岩石力学性质等。 （2）根据获得的较可靠的煤储层实测参数，与TL-003井进行初步对比研究，指导井网其它各井下步施工方案。
（3）井网其它各井钻井工程全部结束后，统一对主力煤层—3#煤层进行射孔压裂和排水采气试验。 三、设计依据 (1)“沁水盆地南部枣圆煤层气开发试验部署方案”（1999） (2) “枣圆煤层气开发试验井网各井总体设计原则”（讨论纪要） (3)“沁水盆地XXX井完井地质总结报告”（1998.2） (4) 沁水盆地XXX、XXX等井总体设计 四、设计地层剖面及预测目的煤层厚度和深度 根据井网上已完井的XXX井（相距该井约800m）完井地质总结报告，结合其他煤田勘探钻孔资料，并参考樊庄区块3#煤层、15#煤层厚度等值线和底板标高等值线图，预测出该井钻遇地层深度和厚度见表1。 预计该井3#煤层顶界深度为470m，厚度约6.0m; 15#煤层顶界深度为580m，厚度约1.4m。 该井设计地层分层数据表表1
煤层气井钻井完井技术浅议 蒋作焰 【摘要】：煤层在储层物性、机械力学性质及储集方式等方面具有与常规油气储层不同的特征；这些特征决定了煤层气井钻井、取心、完井及储层保护诸技术的特殊性。据此，我们从钻井完井工程的角度分析了现有技术存在的问题和制约煤层气开发效果的主要因素。研究并形成了一整套煤层气井的取心技术、储层保护技术和完井技术。这套技术应用于中国多个煤层气试验开发区，不仅满足了地质评价的需要，也为实现煤层气工业性开采起到了积极推动作用。 【关键词】：煤层气钻井技术完井技术 【作者】：蒋作焰2006年毕业于长江大学石油工程专业，中原石油勘探局钻井一公司工程师。
前言 煤层气又称煤层甲烷,是一种优质高效清洁能源。凭借良好的安全效益、环保效益和经济效益，煤层气的勘探开发已在国际上引起广泛的关注。我国煤层气资源十分丰富,但是目前我国的天然气勘探开发还处于起步阶段。中原钻井通过多年的攻关研究和试验，形成并掌握了一整套适合煤层气的钻井完井工艺技术，其内容包括：煤层造穴技术、连通技术、煤层井眼轨迹控制技术、水平分支井技术、充气欠平衡钻井技术、煤层绳索取心技术、煤层气完井技术、煤储层保护技术、煤层气井完井技术等。 一、煤层气井钻井完井的特殊性 煤层气钻井完井技术是建立在煤层地质力学性质及开采要求基础之上的。煤层具有不同于其他储层的特殊地质特性表现在以下几个方面： 1、井壁稳定性差，容易发生井下复杂故障。 煤层机械强度低，裂缝和割理发育，均质性差，存在较高剪切应力作用。因而煤层段井壁极不稳定，在钻井完井过程中极易发生井壁坍塌、井漏、卡钻甚至埋掉井眼等井下复杂。 2、煤层易受污染，实施煤层保护措施难度大。 煤层段孔隙压力低且孔隙和割理发育，极易受钻井液、完井液和固井水泥浆中固相颗粒及滤液的污染；但在钻井完井过程中，为安全钻穿煤层，防止井壁坍塌，又要适当提高钻井液完井液的密度，保持一定的压力平衡。这就必然会增加其固相含量和滤失量，加重煤层的污染。因此，存在着防止煤层污染和保证安全钻进的矛盾，从而使实施煤层保护较油气层更为困难。 3、煤层破碎含游离气多，取心困难。
钻井工程承包合同2020 In accordance with the relevant provisions and clear responsibilities and obligations of both parties, the following terms are reached on the principle of voluntariness, equality and mutual benefit. 甲方：__________________ 乙方：__________________ 签订日期：__________________ 本合同书下载后可随意修改
合同编号：YH-FS-123833钻井工程承包合同2020 说明：本服务合同书根据有关规定，及明确双方责任与义务，同时对当事人进行法律约束，本着自愿及平等互利的原则达成以下条款。文档格式为docx可任意编辑使用时请仔细阅读。 甲方：_______ 乙方：_______ 双方经充分协商，达成如下协议： 第一条总则 第一、井位 1.钻井施工地点：____省____市____县____乡 2.地形图 3.井位设计图 4.地层构造图 第二、国家、部、局对钻进工程施工的批准投资计划、工程项目，设计任务书等文件号及影印件。 第三、井别： 第四、钻井口数： 第五、井深结构：
第六、质量： 1.井身质量合格率 2.固井质量合格率 第七、价格 1.调整井单价___元/米，合计金额_____万元 2.开发井单价___元/米，合计金额_____万元 第二条工程期限 本合同钻井工程自________年____月____日开钻至________年____月____日全部钻完。 在组织钻井工程施工中，如遇下列情况，得顺延工期，双方应及时进行协商，并通过书面形式确定顺延期限;第一、因天灾或人力不能抗拒的原因被迫停工者;第二、因甲方提出变更计划或更变施工图而不能继续施工者;第三、因甲方不能按期提供技术文件、技术图纸和钻井施工条件，被迫停工或不能继续施工者。 第三条钻前准备 第一、甲方在开钻前应办妥征地拆迁和井场道路的垫方;清除施工场地及进出道路范围内影响施工的原有建筑物、构
钻井工程课程设计任务书 一、课程概述 钻井是石油、天然气勘探与开发的主要手段。钻井工程质量的优劣和钻井速度的快慢，直接关系到钻井成本的高低，油田勘探开发的综合经济效益及石油工业发展速度。 钻井工程设计是钻井施工作业必须遵循的原则，是组织钻井生产和技术协作的基础，搞好单井预算和决算的唯一依据。钻井设计的科学性，先进性关系到一口井作业的成败和效益。科学钻井水平的提高，在一定程度上依靠钻井设计水平的提高，所有的井都要进行钻井设计。钻井设计是在地质部门提供一口井地质设计书的基础上进行的，内容包括资料收集、工程设计、进度设计和费用预算四个部分，其中资料收集、整理和工程设计是本次必须完成的任务。 二、课程的任务、目的与要求 “石油工程设计——钻井工程设计”是石油工程专业学生的专业课程设计的重要组成部分，本课程设计的任务是：教授及指导学生进行并完成一口直井的钻井工程施工设计。 本课程设计的主要目的是：使学生明了一口井钻井工程设计所包含的基本内容、设计的整体过程及各部分设计之间的相互关系；使学生加深对“钻井工程”课程内容的理解和掌握、进一步了解石油工程相关课程的内在联系；培养学生的设计、计算和绘图的能力；培养学生编制设计文本的能力；进一步培养学生的工程意识及利用己获取知识去分析、解决实际工程问题的能力；进一步培养学生通过自学获取知识的能力；培养学生综合利用已学知识的能力。 本课程设计的基本要求是：学生在教师的指导下完成一口直井的钻井工程施工设计：掌握“教学内容”中所规定的各部分设计的基本原理、方法，会进行相关的设计计算；掌握有关工程手册的查阅方法。所完成的设计应包含“教学内容”中所规定的全部内容。学生最终应提交所设计井的“一口井钻井工程设计书”，以及“一口井钻井工程设计说明书”各一份。 三、教学内容及要求 1、教学内容 1）、指导教师给每个学生下达一份钻井工程设计任务书，具体由提供的软件自动生成。
恩洪煤田煤层气勘探EH-01井 钻井工程设计 1 设计依据 主要依据： 1）中联煤层气有限责任公司《云南省恩洪煤田煤层气勘探总体部署方案》； 2）《恩洪煤田清水沟井田地勘报告》； 3）本勘探区与相邻勘探区以往钻探施工经验； 4）现有煤层气钻探施工设备、人员、技术状况实际。 2 基本数据 ●钻井名称：EH-01 ●钻井性质：煤层气参数井兼生产试验井 ●设计井位：曲靖市东山镇咱得村北，清水沟井田北部15勘探线上1501号钻孔以东125m处。 ●设计坐标：X 2802050 Y 18412825 Z 2005 ●设计井深：660m ●目的煤层：P2l组C9、C16、C21b号煤层。 ●完钻层位：C21b号煤层以下50米，下二叠系、峨眉山玄武岩组。 ●完井方式：套管完井。 3 钻井目的 1）获取系统可靠的目标煤层的储层参数，主要包括煤层厚度、埋深、煤岩及煤质特征、割理和裂隙发育程度、含气量、含气饱和度、
等温吸附曲线、渗透率、储层压力、原地应力、煤层顶底板岩石的力学性质等参数； 2）评价该区煤层气地质条件、储层特征、资源分布与开发条件。 3）根据分析、测试资料决定是否对参数井进行扩孔改造，变成生产试验井，对目标煤层进行压裂排采试验，以获取煤层气井生产数据； 4）根据排采试验成果，评价该区煤层气勘探开发潜力和开发试验的可行性。 4 技术要求 4.1 钻井液性能使用要求 储层压力一般随埋藏深度的增加而增大。根据区域地质、煤田地质资料，预测该区煤储层压力梯度在10—12kPa/m之间。据此可对钻井液及各项工程参数进行调整，维持近平衡钻进。 根据该区构造复杂、断层多，煤层层数多、厚度大、倾角大的特点，如何有效的保持井壁的稳定性又能尽量减少钻井液对煤储层的伤害，从而确保EH—01井能真正达到钻井目的。对该井钻井液性能使用要求如下： 1）开孔至第一目标层以上10米，采用泥浆钻井，以便起到良好的护壁作用； 2）从第一目标层开始，要求采用清水钻进，以达到： ●最大限度地减少钻井液对煤层的污染； ●保证试井工作的顺利进行，以获取准确的储层参数。 4.2 钻井质量要求 根据该井钻井目的和任务，要求井身质量： 最大全角变化率不得大于10/30m，全井井斜不得超过30，井底最大位移不得超过10 m，井径扩大率小于20%。 4.3 钻井取芯要求
编号：QJ-HT-0428 2021新版钻井工程承包合 同(官方范本) Both parties shall perform their obligations as agreed in the contract or in accordance with the law within the term of the contract. 甲方：_____________________ 乙方：_____________________ 日期：_____________________ --- 专业合同范本系列下载即可用---
2021新版钻井工程承包合同(官方 范本) 说明：该合同书适用于甲乙双方为明确各自的权利和义务，经友好协商双方同意签署合同，在合同期限内按照合同约定或者依照法律规定履行义务，可下载收藏或打印使用（使用时请先阅读条款是否适用）。 甲方：_________ 乙方：_________ 双方经充分协商，达成如下协议： 第一条总则 一、井位 1.钻井施工地点：_________; 2.地形图：_________; 3.井位设计图：_________; 4.地层构造图：_________。 二、国家、部、局对钻进工程施工的批准投资计划、工程项目，设计任务书等文件号及影印件。
三、井别：_________。 四、钻井口数：_________。 五、井深结构：_________。 六、质量： 1.井身质量合格率_________， 2.固井质量合格率_________。 七、价格 1.调整井单价_________元/米，合计金额_________元 2.开发井单价_________元/米，合计金额_________元 第二条工程期限本合同钻井工程自_________年_________月_________日开钻至_________年_________月_________日全部钻完。在组织钻井工程施工中，如遇下列情况，得顺延工期，双方应及时进行协商，并通过书面形式确定顺延期限; 一、因天灾或人力不能抗拒的原因被迫停工者; 二、因甲方提出变更计划或更变施工图而不能继续施工者; 三、因甲方不能按期提供技术文件、技术图纸和钻井施工条件，被迫停
第一部分钻井工序检查内容 一、一开前检查 （一）钻井资质 1、民营队伍必须持有工程技术部签发的有效资质证，中石油、中石化队伍必须持有中国石油天然气集团公司签发的有效资质证。 2、施工许可证：民营队伍必须持有生产运行处签发的有效生产许可证。 （二）生产岗位人员 1、人员数量 气田钻井队生产岗位人数不少于34人，油田钻井队生产岗位人数不少于27人。 2、井控持证 应持证人员为井架工以上岗位人员。中石油钻井队持中石油单位颁发的有效井控培训合格证；中石化及民营钻井队持长庆油田公司颁发的有效井控培训合格证。 （三）钻井主要设备 1、井架及底座有无严重变形和损伤。 2、设备载荷匹配 （1）天车、游车、大钩：型号、载荷与绞车、井架相匹配（20型钻机井架、游动系统最大钩载1350KN；30型钻机为1700KN，40型钻机为2250KN（含32型钻机）； （2）当游动系统、绞车、井架不匹配时，按照其中的最小载荷进行钻机编号。 3、防护装置完整性 钻台、二层台、天车头、配浆罐护栏齐全，井架扶梯、笼梯齐全并固定牢靠，钻机、泥浆泵、传动链条、柴油机飞轮、万向轴等部位护罩齐全。 （四）钻井井场及钻前道路 按照《钻井井场及钻前道路施工规范》验收。
（五）设备摆放 1、钻井主要设备摆放在实基上，井口处在30×30的实基上，其余设备按现场要求摆放。 2、在沙漠、沼泽地段必须对摆放井架、设备基础处进行“三合土”压实处理或打混凝土地基，以达到施工要求。 （六）工程设计 1、钻井工程设计在开钻前到位。 2、钻井工程设计有审批。 3、变更设计应审批。 二、二开前检查 （一）井控设备 1、井控设备生产厂家 以长庆油田公司工程技术部每年发布的文件为准。 2、检修结果及日期 气井每半年检修一次，油井每一年检修一次，并出具检修报告。实施压井作业的井，完井后必须进行检修。 3、井控设备安装 封井器、四通、底法兰、节流、压井管汇、内防喷管线、放喷管线、远程液压控制台等按照《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》要求配置、安装。 4、现场试压结果 （1）钻井队二开前对井控设备按照《井控实施细则》要求进行试压，试压结果由钻井队和监督现场签认； 注：其它非API套管试压标准取其抗内压强度的80％和井控设备额定工作压力的最小值。 （2）工程技术管理部和监督单位对施工单位试压结果有异议的井，可采用试压车试压的方式进行复检。 （二）表层井身质量 1、复查表层测斜数据及井身质量（依据《钻井工程质量标准（2011年修订版）》和《钻井工程质量及管理违约处罚细则（2011年修订版）》处理）。 2、防碰图 （1）防碰图采用坐标纸，做图比例为1：100；