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收稿日期：２０２３－０６－１７；修订日期：２０２３－１０－２３。
作者简介：陈进程（１９９７—），男，现从事钻井工艺研究。
Ｅ－ｍａｉｌ：ｃｈｅｎｊｃ．ｓｈｈｙ＠ｓｉｎｏｐｅｃ．ｃｏｍ。
文章编号：１６７３－８２１７（２０２４）０２－０１１８－０４ＹＺ１斜井定向井小井眼侧钻技术陈进程，李基伟，王宏民，杜林雅，田胜雷（中国石化上海海洋油气分公司，上海浦东２００１２０）摘要：ＹＺ１斜井是位于南黄海盆地南五凹陷北部斜坡带南中１１号构造的第一口风险探井。
ＹＺ１斜井２１５．９ｍｍ井眼段在钻至３５８８ｍ后无进尺，起钻至井口发现钻头落井，多次尝试打捞失败后，决定在裸眼井段注２００ｍ水泥塞后侧钻开窗。
侧钻点较深、地层强度高、地层岩性多变、井况复杂，侧钻作业难度大。
通过减少扶正器数量，选择５刀翼、强攻击性的胜利天工Ｓ３２３ＰＤＣ型钻头搭配１．５°螺杆马达的钻具组合，进行控压控时钻进、划槽、造台阶，克服了该段侧钻位置深、井况复杂、地层强度高等困难，一次性成功侧钻。
侧钻过程顺利、新井眼轨迹平滑、井斜降低。
关键词：南黄海盆地；定向井；侧钻；注水泥塞；风险探井中图分类号：ＴＥ２４３ 文献标识码：ＡＳｍａｌｌｈｏｌｅｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｆｏｒＹＺ１ｉｎｃｌｉｎｅｄｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌｗｅｌｌＣＨＥＮＪｉｎｃｈｅｎｇ，ＬＩＪｉｗｅｉ，ＷＡＮＧＨｏｎｇｍｉｎ，ＤＵＬｉｎｙａ，ＴＩＡＮＳｈｅｎｇｌｅｉ（ＳＩＮＯＰＥＣＳｈａｎｇｈａｉＯｆｆｓｈｏｒｅＯｉｌａｎｄＧａｓＣｏｍｐａｎｙ，Ｐｕｄｏｎｇ２００１２０，Ｓｈａｎｇｈａｉ，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＹＺ１ｉｎｃｌｉｎｅｄｗｅｌｌｉｓｔｈｅｆｉｒｓｔｒｉｓｋｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎｗｅｌｌｌｏｃａｔｅｄｉｎｔｈｅｎｏｒｔｈｅｒｎｓｌｏｐｅｚｏｎｅｏｆｔｈｅＮａｎｗｕＳａｇｉｎｔｈｅＳｏｕｔｈＹｅｌｌｏｗＳｅａＢａｓｉｎ．Ａｆｔｅｒｄｒｉｌｌｉｎｇｔｏ３５８８ｍ，ｔｈｅｒｅｗａｓｎｏｆｏｏｔａｇｅｉｎｔｈｅ２１５．９ｍｍｓｅｃｔｉｏｎｏｆＹＺ１ｄｅｖｉａｔｅｄｗｅｌｌ．Ｈｏｗｅｖｅｒ，ｔｈｅｄｒｉｌｌｂｉｔｗａｓｆｏｕｎｄｔｏｈａｖｅｆａｌｌｅｎｉｎｔｏｔｈｅｗｅｌｌｗｈｅｎｔｒｉｐｐｉｎｇｏｕｔｔｏｔｈｅｗｅｌｌｈｅａｄ．Ａｆｔｅｒｍｕｌｔｉｐｌｅｕｎｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌａｔｔｅｍｐｔｓｔｏｓａｌｖａｇｅ，ｉｔｗａｓｄｅｃｉｄｅｄｔｏｄｒｉｌｌａｗｉｎｄｏｗｂｅｈｉｎｄｔｈｅ２００ｍｃｅｍｅｎｔｐｌｕｇｉｎｔｈｅｏｐｅｎｈｏｌｅｓｅｃｔｉｏｎ．Ｔｈｅｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｇｏｐｅｒａｔｉｏｎｉｓｄｉｆｆｉｃｕｌｔｄｕｅｔｏｄｅｅｐｄｒｉｌｌｉｎｇｐｏｉｎｔｓ，ｈｉｇｈｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｔｒｅｎｇｔｈ，ｃｏｍｐｌｅｘｆｏｒｍａｔｉｏｎｌｉｔｈｏｌｏｇｙ，ａｎｄｃｏｍｐｌｅｘｗｅｌｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ．ＢｙｒｅｄｕｃｉｎｇｔｈｅｎｕｍｂｅｒｏｆｓｔａｂｉｌｉｚｅｒｓａｎｄｓｅｌｅｃｔｉｎｇｔｈｅＳｈｅｎｇｌｉＴｉａｎｇｏｎｇＳ３２３ＰＤＣｄｒｉｌｌｂｉｔｗｉｔｈ５ｂｌａｄｅｓａｎｄｓｔｒｏｎｇａｔｔａｃｋ，ｃｏｍｂｉｎｅｄｗｉｔｈａ１．５°ｓｃｒｅｗｍｏｔｏｒｄｒｉｌｌｉｎｇｔｏｏｌｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ，ｄｕｒｉｎｇｐｒｅｓｓｕｒｅｃｏｎｔｒｏｌ，ｄｒｉｌｌｉｎｇ，ｇｒｏｏｖｉｎｇ，ａｎｄｂｅｎｃｈｂｕｉｌｄｉｎｇｗｅｒｅｃａｒｒｉｅｄｏｕｔ，ｏｖｅｒｃｏｍｉｎｇｔｈｅｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓｏｆｄｅｅｐｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｇｐｏｓｉｔｉｏｎ，ｃｏｍｐｌｅｘｗｅｌｌｃｏｎｄｉ ｔｉｏｎｓ，ａｎｄｈｉｇｈｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｔｒｅｎｇｔｈｉｎｔｈｉｓｓｅｃｔｉｏｎ，ｏｎｅ－ｔｉｍｅｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｇｗａｓｃｏｍｐｌｅｔｅｄ．Ｔｈｅｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｇｐｒｏｃｅｓｓａｎｄｎｅｗｗｅｌｌｂｏｒｅｔｒａｊｅｃｔｏｒｙａｒｅｓｍｏｏｔｈ，ｔｈｅｎｅｗｉｓｓｍｏｏｔｈ，ａｎｄｔｈｅｗｅｌｌｂｏｒｅｄｅｖｉａｔｉｏｎｉｓｒｅｄｕｃｅｄ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｓｏｕｔｈｙｅｌｌｏｗｓｅａＢａｓｉｎ；ｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌｗｅｌｌｓ；ｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｇ；ｉｎｊｅｃｔｉｏｎｃｅｍｅｎｔｐｌｕｇ；ｒｉｓｋｅｘｐｌｏｒａ ｔｉｏｎｗｅｌｌｓ１ 侧钻技术难点ＹＺ１斜井是位于南黄海盆地南五凹陷北部斜坡带南中１１号构造的第一口风险探井，作业平台为勘探八号自升式钻井平台，设计完钻层位为三叠系青龙组。
煤层气水平井方案1.方案设计1.1选址：选取地质条件良好、煤层埋藏深度适中、含气量较高的地区作为水平井的选址点，避免地质构造复杂、含水层丰富等问题的存在。
1.2井型设计：根据煤层气田的特点，选择合适的水平井井型。
常用的井型有水平主井和支撑井两种。
水平主井负责收集煤层气，支撑井则用于增加井眼的稳定性和增加压裂作业的缓冲地带。
1.3井距设计：井距的设计应根据地质条件、煤层厚度、煤层气含量等因素进行合理安排，以保证煤层气的充分开采。
1.4钻探方法：根据地质条件和煤层厚度，选择合适的钻井方法。
常用的钻探方法有常规钻井、立体钻井、环状钻井等，可根据实际需要选择合适的方法。
2.技术要点2.1钻井方法：常用的钻井方法有钻井绳、钻井管和旋喷法等。
钻井绳法钻井速度快，但要求井眼稳定性高；钻井管法钻井成本低，但作业效率较低；旋喷法结合了两者的优点，常用于煤层气水平井的钻井作业。
2.2完井技术：水平井完井技术是确保煤层气产量和采收率的关键。
常用的完井技术有压裂技术和射孔技术。
压裂技术通过将压裂液注入煤层，使其裂缝扩展，增加煤层的渗透性；射孔技术通过在煤层中钻孔，打通煤层与井筒之间的通道，使煤层气能充分流入井筒中。
2.3井眼稳定性控制：由于水平井位于地下较深处，地应力较大，井眼稳定性较差，需要采取一定的措施进行控制。
例如，在钻探过程中使用加筋套管和套管级间充填物，增加井眼的稳定性。
2.4井壁清洁与防塞措施：在钻井过程中，由于煤层中存在大量的湿气和浮游物质，会导致井壁被污染和堵塞。
因此，需要采取适当的措施进行井壁清洁和防塞，以确保水平井的正常运行。
综上所述，煤层气水平井的方案设计关键在于选址、井型、井距和钻探方法等的合理选择，而技术要点则涵盖了钻井方法、完井技术、井眼稳定性控制以及井壁清洁与防塞措施等方面。
只有在正确的方案设计和技术要点的指导下，水平井才能有效地提高煤层气的采收率和产量。
招标编号：XXCG2023-001一、招标项目基本情况1. 项目名称：XX地区煤层气钻井项目2. 项目业主：XX能源开发有限公司3. 项目地点：XX地区4. 项目内容：本次招标项目主要包括煤层气钻井工程，包括但不限于钻井设计、钻井施工、固井、完井、试气、安全监测等环节。
5. 项目规模：预计钻井数量：XX口预计钻井深度：XX米6. 招标范围：本次招标范围包括但不限于以下内容：（1）钻井工程设计及审查；（2）钻井设备、材料、工具的采购及供应；（3）钻井施工；（4）固井、完井作业；（5）试气作业；（6）安全监测及环保措施；（7）施工过程中的技术支持与服务。
二、投标人资格要求1. 具备独立法人资格，注册资金不少于人民币XXX万元；2. 具有国家能源局颁发的钻井工程专业承包壹级及以上资质；3. 具有良好的商业信誉和健全的财务会计制度，无不良记录；4. 近三年内（2019年1月1日至2022年12月31日）具有至少XX口煤层气钻井工程施工业绩；5. 具有完善的质量管理体系和安全生产管理制度，并通过ISO9001、ISO14001、OHSAS18001等体系认证；6. 具有良好的社会信誉，近三年内无重大安全事故发生；7. 投标人需提供近三年内（2019年1月1日至2022年12月31日）的财务审计报告；8. 投标人需提供近三年内（2019年1月1日至2022年12月31日）的类似项目合同及业绩证明材料；9. 投标人需提供法定代表人身份证明书及授权委托书；10. 投标人需提供相关人员的资格证书及简历；三、招标文件获取1. 招标文件获取时间：自本公告发布之日起至2023年X月X日止，每日上午9:00至下午17:00（北京时间，节假日除外）。
2. 招标文件获取方式：投标人可在XX能源开发有限公司购买招标文件，或通过电子邮件方式下载招标文件。
3. 招标文件售价：人民币XXX元，售后不退。
四、投标文件递交1. 投标文件递交截止时间：2023年X月X日9:00时（北京时间）。
煤层气参数井设计方案3 煤层气参数井方案 3.1 目的与任务 1 主要目的（1）取全取准各项地质资料，评价东升煤田煤层的煤厚、煤质、盖层及含气性。
（2）了解工业产能，进一步评价煤层气勘探前景，为试采和开发试验提供地质数据。
本区煤层气勘探基础资料较少，因此在开展煤层气钻探的同时，必须进行钻探动态跟踪分析和综合研究，深化认识。
2 主要任务获取东升煤田煤层气可靠的评价参数，主要项目包括：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、储层压力、煤层顶底板岩性、岩石节理/裂隙、结构/构造、成分、岩石力学性质、单井产气量等参数。
3.2 井位部署 1 井位部署原则（1）煤田勘探程度高，地层、构造、煤层厚度、地层倾角比较清楚。
（2）煤层发育，单层厚度大，可采总厚度较大。
（3）煤层气含量较高且稳定性较好，其附近构造相对简单或拉张应力场（如向斜翼部和正断层附近等）部位。
（4）煤的渗透性较好，煤层以原生结构、碎裂煤为主，裂隙（煤层割理）较发育，避开构造复杂区和构造煤（碎粒煤、糜粒煤）发育地段。
（5）目标煤层为矿区主要可采煤层，且埋深300~1000m，并避开采空区。
（6）煤层气含量面积大，资源量较大、资源丰度较高。
（7）地形相对平缓、交通方便、施工条件相对较好等。
按上述条件，可优先考虑在东升井田东部施工1口煤层气参数井，目的层为七2、六2、、四2、二1煤。
东升井田参数井井位部署见图3.1和表3.1六2-300........DS参-01..-123.65..........七2煤层采区回风下山...................................四2-500........七2煤层采区进风下山..................七2煤层上下山保护煤柱线...................图3.1 东升井田地面井位置示意图表3.1 东升井田地面井参数井名 DS参X 377145Y 384260H 设计一开深度 50 设计井深 +260 960 9 39 -01 3.3 井身结构设计井型为垂直井井型。
大宁-吉县区块深层煤层气生产特征与开发技术对策聂志宏;时小松;孙伟;闫霞;黄红星;刘莹;冯延青【期刊名称】《煤田地质与勘探》【年(卷),期】2022(50)3【摘要】鄂尔多斯盆地埋深超过2 000 m的深层煤层气资源丰富,是煤层气勘探开发重要领域,鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块开展了一批深层煤层气工艺试验,初步取得一定效果,但规模效益开发主体技术亟待攻关。
基于实验分析、生产数据和裂缝监测等资料,通过对大宁-吉县区块深层煤层气储层特征、生产动态和压裂改造效果开展评价,分析了深层煤层气生产特征并提出开发技术对策。
研究认为:(1)深层煤储层具有“低渗、高含气、高含气饱和度、富含游离气”的特征;(2)深层煤层气产能主要受资源富集、微构造和有效改造规模控制,在正向微构造发育区,资源越富集、加液强度越大、加砂强度越大,越有利于扩大供气能力和提高单井产量;(3)深层煤层气生产井呈现出以游离气产出为主的高产期、游离气和吸附气共同产出的稳产及递减期和以吸附气产出为主的低产期三段式产出特征。
基于上述认识,提出了深层煤层气开发技术对策,实施的D6-7P1井取得较好生产效果,证实在有利区实施超大规模加砂压裂可有效提高深层煤层气产能。
【总页数】8页(P193-200)【作者】聂志宏;时小松;孙伟;闫霞;黄红星;刘莹;冯延青【作者单位】中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司;中石油煤层气有限责任公司【正文语种】中文【中图分类】P618.11【相关文献】1.鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气生产特征及开发对策——以大宁—吉县区块为例2.鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区煤层气分布特征3.鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块煤层气水平井分段压裂实践4.大宁—吉县区块深部8号煤储层特征及可压裂性评价5.大宁-吉县区块深层煤层气井酸化压裂产气效果影响因素分析因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
煤层气井钻井井控实施细则范文第一章总则第一条为规范煤层气井钻井作业，确保施工质量和安全，根据国家相关法律法规和技术规范，制定本井控实施细则。
第二条本实施细则适用于煤层气井的钻井作业，包括井控管理、工程准备、施工组织、施工安全和质量控制等方面。
第三条煤层气井的钻井作业应遵循科学、安全、高效、节能的原则。
第四条本实施细则应当与国家法律法规、技术规范和行业标准相协调，如有冲突，以国家法律法规、技术规范和行业标准为准。
第五条煤层气井钻井作业应有合格的钻井队伍、先进的钻井设备和严格的管理制度，确保钻井作业的顺利进行。
第六条各单位应切实落实安全生产责任制，加强安全宣传教育，提高员工安全意识。
第二章井控管理第七条煤层气井钻井作业前，应编制详细的井控管理计划，包括施工方案、责任分工、安全措施和风险评估等内容。
第八条井控管理计划应得到相关部门批准后方可实施。
第九条钻井队应建立健全的安全管理制度，明确岗位职责和权限，落实人员和设备的安全防护措施。
第十条钻井作业中发现安全隐患或生产事故时，应立即采取措施进行抢险救援，并及时上报有关部门。
第三章工程准备第十一条钻井前，应组织钻井队进行详细的现场勘查，确定钻井位置和井眼轨迹，制定详细的钻井方案。
第十二条钻井队应对井址地质进行综合分析，制定地质工作方案，确保钻井作业的合理性和安全性。
第十三条钻井队应根据井场条件和作业需要，选择适当的钻具和井控设备，确保施工顺利进行。
第四章施工组织第十四条钻井前应召开施工部署会议，明确施工任务、责任分工和施工期限。
第十五条钻井队应严格按照施工方案的要求进行作业，确保作业质量和安全。
第十六条施工现场应设立安全警示标识，并进行必要的隔离和防护措施。
第十七条钻井作业中，应定期进行施工质量检查和安全巡视，及时发现和处理问题。
第五章施工安全第十八条钻井队应定期组织安全技术培训和演练，提高员工的安全意识和应急处理能力。
第十九条施工过程中应做好防火、防爆和防跌落等安全措施，确保施工现场的安全。
圆园20年第6期新时代,支撑我国经济高质量发展的能源结构正处于一个关键的转型时期,煤层气作为高效洁净能源,发展前景非常广阔。
为了科学合理地勘测、开采煤层气资源,必须根据地质特点开展煤层气选区与评价工作,分析出煤层气富集有利区块,对煤层气参数井和可行的钻井方案进行详细的方案设计。
中国煤炭地质总局第一勘探局有着丰富的煤层气开发钻井勘探经验,现以内蒙古某煤田的煤层气参数井钻井工程方案设计为例进行浅显的论述。
一、钻探项目的地理环境及适合采用的工艺为了评价项目矿区的煤层气生产潜能,为其煤层气开发试验提供可靠的参数依据,拟采用煤层气参数井方式进行施工。
1.项目地理环境及地质资料。
煤田位于内蒙古高原东部,东临大兴安岭南端西坡,次级地理系高原盆地,盆地周边为低山丘陵地形,地势西北侧较高,东南侧较低,最低点海拔高程1099m ,相对高差150m 左右,地形起伏不大。
从地貌景观看,盆地北西侧为沙漠丘陵,南东侧为草原。
2.施工的主要任务内容。
一是测定区内煤层气含量,评价该区煤层气地质条件、储层特征、资源分布与开发条件;二是求得煤层渗透率、储层压力、破坏压力及原地应力测试等储层参数;三是采取全部地质研究所需的煤层煤芯、顶底板及夹矸岩芯,分析化验测定煤层各项物理性质及煤岩煤质特征,同时进行等温吸附试验、煤的反射率、孔隙度和扩散系数等测试;四是寻找煤层气开发有利的富集区,为进一步勘探开发奠定基础。
3.绳索取芯钻进工艺。
煤层气是以吸附状态为主,70%~95%储集在煤层孔隙和裂隙中的非常规天然气。
在煤层气勘探开发中煤层的埋深、厚度、渗透率、储层压力、地应力煤岩的煤质特征、割理、裂隙发育程度、含气量、含气饱和度、温吸附曲线等,以及煤层顶底板岩石物理力学性质等参数是决定煤层气开发成败的关键因素,而取出煤芯是获取这些参数的主要手段。
要提高这些参数准确性就要有高的岩芯收获率、尽可能短的提钻时间、尽可能短的出筒及装罐时间和较好的煤芯原始形态。
大宁区块煤层气钻井二期工程第一标段12口井钻井地质设计建设单位：山西兰花煤层气有限公司设计单位：北京九尊能源技术股份有限公司设计日期：2011年11月1日大宁区块煤层气钻井二期工程第一标段12口井（LD-013、LD-014、LD-015、LD-016、LD-017、LD-018、LD-019、LD-020、LD-024、LD-025、LD-054、LD-059）钻井地质设计设计人：日期：年月日审核人：日期：年月日审批人：日期：年月日目录一、自然地理环境概况 (1)二、区域地质概况 (1)1．基本情况 (1)2．构造特征 (1)3．含煤层简况 (2)4．煤层含气性 (3)5．邻井地层分层及煤层数据 (3)三、设计依据及钻探目的 (4)1．设计依据 (4)2．钻探目的 (4)四、设计地层剖面及预测煤层位置 (4)1、设计地层分层 (4)2、分组地层岩性简述 (5)3、预测煤层位置 (6)五、井身结构及井身质量要求 (7)1．井身结构 (7)2．井身质量 (7)六、地层压力预测及钻井液性能要求 (7)1．地层压力预测 (7)2．钻井液性能要求 (8)七、地质资料录取要求 (8)1．钻时录井 (9)2．钻井液录井 (9)3．岩屑录井 (9)4．循环观察 (9)5．地球物理测井 (9)八、技术说明及要求 (10)九、提交资料要求 (11)1．钻井资料 (11)2．测井资料 (12)附图1：大宁五区块煤层气勘探开发交通位置图附图2：大宁区块地层综合柱状图大宁五区钻井地质设计一、自然地理环境概况大宁煤层气田位于沁水盆地南部，北纬36°以南，属沁南煤层气田一部分。
行政区划隶属于山西省晋城市。
主体部分位于山西省阳城县境内（附图）。
大宁五号区块位于沁南煤层气田西南部，主体为丘陵山地，沟谷发育，切割较深，地势西高东低，地面海拔600-1100m。
较大的河流为芦苇河，年正常流量0.22-9 m3/s。
气候为大陆性气候，昼夜温差较大，年平均气温11.7℃。
年降雨量600-700mm，年蒸发量1600-1900mm，风向以西北风为主，霜冻期11月至次年3月，冻土层最大厚度60cm。
东部有太原—郑州铁路及207国道通过，晋—沁高速公路及陵沁省道横穿本区，交通十分方便。
二、区域地质概况1．基本情况大宁煤层气田位于沁水盆地南部，东临太行山隆起，西临霍山凸起，南为中条山隆起，北部连接沁水盆地腹部，是以石炭-二叠系含煤沉积为主的富煤区。
本区煤层厚度大，分布稳定、热演化程度高，含气量大，煤层气资源丰富，煤层埋深小于1000m，一般在300-600m之间，适合煤层气的开发，是煤层气勘探有利地区。
大宁五号区块作为沁水盆地南部的一部分，多年来不同程度的开展了煤田勘探和煤层气勘探开发工作，进行了煤田普查勘探，以钻探为主，辅以二、三维地震，勘探程度为找煤-普查区。
2．构造特征沁水盆地为华北地台山西隆起上的一个中生代以来形成的构造型复式盆地。
阳城煤层气田构造处于沁水盆地南部晋城马蹄形斜坡带，东为太行山复式背斜隆起，南为中条山隆起，西为霍山凸起，北部与盆地腹部相接。
大宁五号区块西、南方向为隆起区，东部为一组北东-东西向正断层组成的弧形断裂带，寺头-后城腰断裂带，北部与沁水盆地腹部相接。
区内地层倾角一般为10°左右。
区内断层较少，无岩浆活动，属构造相对简单的斜坡带。
大宁五号区块与盆地腹部生气中心衔接，成为烃类运移指向，煤层次生割理发育，物性很好，为煤层气高产富集特别是形成高饱和煤层气藏创造了有利条件。
3．含煤地层简况大宁五号区块地层由老至新包括下古生界奥陶系中统峰峰组（O2f）、上古生界石炭系中统本溪组（C2b）、上统太原组（C3t）、二叠系下统山西组（P1s）、下石盒子组（P1x）、上统上石盒子组（P2s）、石千峰组（P2sh）、第四系（Q），其中主要含煤地层石炭系上统太原组和二叠系下统山西组，在盆地内分布广泛，是本区煤层气勘探主要目的层。
二叠系下统山西组（P1s）厚33m ~64m，平均厚45m，主要岩性为泥岩、粉砂岩、砂岩及煤层。
含煤1~3号层，其中3号煤层为全区稳定可采煤层，本组以底部K7砂岩与太原组分界。
K7砂岩为灰色中——细粒砂岩，局部相变为粉砂岩。
3号煤位于K7砂岩之上，与K7砂岩之间多为黑色泥岩，局部与K7砂岩直接接触。
3号煤层距下石盒子组底砂岩（K8砂岩）一般30m左右，其间主要为粉砂岩和泥岩，夹有不稳定的1号、2号煤层。
石炭系上统太原组（C3t）厚64m~105 m，平均80m，其主要岩性为石灰岩、砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩及煤层，上述岩性交互出现，为典型的海陆交互相沉积组合，其中含灰岩5~6层，含煤10层左右，可采煤层15号煤位于本组下部。
4．煤储层含气性大宁五号区块一期工程资料表明，该区3号煤层厚平均在5m左右。
3号煤层原煤含气量平均在16m3/t。
解吸气主要成分为甲烷，并含有极少量的CO2和N2，属优质煤层气。
5．邻井地层分层及煤层数据表1 邻井地层分层数据表地层年代LD-010井LD-011井LD-012井界系统组底界深度（m）厚度（m）底界深度（m）厚度（m）底界深度（m）厚度（m）新生界第四系15.00 15.00 4.00 4.00 9.40 9.40古生界二叠系上石千峰组405.00 390.00 431.80 404.00 419.00 409.60 上石盒子组下下石盒子组449.00 44.00 452.00 48.00 459.00 40.00 山西组501.00 52.00 511.00 59.00 522.00 63.00石炭系上太原组538.36▲37.36559.00▲48.00566.00▲44.00表2 邻井主要煤层统计表井号层位煤层号煤层井段（m）煤层层数煤层厚度（m）LD-010井P1s 3号484.39-487.18 1 2.79LD-011井P1s 3号497.28-503.16 2 5.88LD-012井P1s 3号505.55-511.54 1 5.99三、设计依据及钻探目的1．设计依据①依据山西兰花集团2011年生产建设任务；②大宁五号区块煤层气勘探部署图、3号煤埋深图、煤层等厚图、煤层对比图等；③LD-010井、LD-011井、LD-012井等井钻探成果。
2．钻探目的①控制区域储量；②建3号煤煤层气产能；③地面预抽、降低煤层瓦斯含量。
四、设计地层剖面及预测煤层位置1．设计地层分层（见表3）设计地层分层依据区域地层分层情况、地质构造及LD-010井、LD-011井、LD-012井及煤孔资料进行推断，与实际存在一定误差，在钻井过程中应根据录井情况及时进行地层分析对比，确定层位，卡准目的煤层。
表3 大宁五号区块煤层气井设计地层分层数据表地层年代设计地层分层故障提示界系统组(代号) 底界深度（m）厚度（m）防垮防漏新生界第四系10-25 10-25古生界二叠系上石千峰组（P2sh）421-478 403-458上石盒子组（P2s）下下石盒子组（P1x）463-521 40-50山西组（1s）542-620 40-50防垮防漏防污染石炭系上太原组（C3t）542-620（未穿）具体单井分层数据详见地质任务书。
石千峰组与下伏地层未分界。
2．分层地层岩性简述本区自下而上地层依次为：石炭系上统太原组（C3t）本组厚64.44~105.44m，平均79.18m，是区域主要含煤地层之一，与下伏本溪组呈整合接触，或超覆于马家沟组之上，呈平行不整合接触。
岩性主要为泥岩、砂岩、粉砂岩、灰岩及煤层（线）等，几种岩性呈交替出现的互层状。
含灰岩5~6层，灰岩中多含燧石结核和蜒科化石，层位稳定，特征明显，是本组良好的标志层；含煤10层左右，其中15号煤层为井田稳定可采煤层，赋存于本组下部。
本组为典型的海陆交互沉积相含煤建造。
二叠系下统山西组（P1s）本组厚33.4~63.54m，平均厚45.00m，是区域主要含煤地层之一，与下伏太原组整合接触。
岩性以灰——深灰色泥岩、粉砂岩、砂岩及煤层为主。
含煤1~3层，其中3号煤层为全区稳定可采煤层，赋存于本组下部。
成煤环境主要为三角洲平原泥炭沼泽和泛滥盆地泥炭沼泽环境。
二叠系下统下石盒子组（P1x）本组厚60.25~135.0m，平均厚85.7m，与下伏山西组呈整合接触。
底部为灰白色中粒岩屑石英砂岩（K8砂岩），下部为褐黄、灰黄色砂岩、泥岩，上部为杏黄色砂质泥岩夹灰黄色砂质泥岩，顶部常见1~2层由紫红色，灰白色等杂色组成的含铝土质泥岩，具明显的鲕粒结构，鲕粒成分多为铁锰质，俗称“桃花泥岩”，为区域上、下石盒子组地层的分界标志层。
本组沉积环境为大陆河流——湖泊环境。
二叠系上统上石盒子组（P2s）本组厚度一般在460m左右，为本区主要出露地层，与下伏下石盒子组整合接触。
岩性以杏黄色，黄绿色粉砂质泥岩，泥岩及砂岩为主，夹少量紫色粉砂岩、粘土岩。
沉积环境为大陆河流——湖泊环境，根据岩性组合特征，本组可分为三个岩性段。
二叠系上统石千峰组（P2sh）本组地层出露不全，局部缺失。
最大残留厚度为141.0m，与下伏上石盒子组整合接触。
岩性下部以紫色、暗紫色泥岩与黄色细砂岩互层为主，交错层理及斜层理发育，局部含钙质结核，上部以暗紫色，黄绿色粉砂质泥岩为主，夹中粗粒长石石英砂岩。
第四系（Q）本组厚0~30m，分布于山梁及沟谷中，与下伏地层角度不整合接触，岩性为浅灰、浅黄色亚砂土，浅红色亚粘土，局部夹有砂层，结构较松散，含钙质结核。
3、预计煤层位置山西组3号煤为主要钻探目的层，根据本区构造形态、邻井煤层对比，预计本区进山西组30-50m钻遇3号煤，煤层厚约4.5-7.5m。
各井主要煤层分布数据详见地质任务书。
五、井身结构及井身质量要求1．井身结构（见表4）表4 设计井身结构数据表开钻次序钻头尺寸（mm）井段（m）套管尺寸（mm）套管下深（m）水泥返深（m）一开311.1 见地质任务书244.5（表层套管）见地质任务书地面二开215.9 见地质任务书139.7（生产套管）见地质任务书见钻井工程设计注（1）一开完钻原则：钻穿第四系黄土层，进入基岩10m完钻。
（2）139.7mm生产套管下深、阻位视实际完钻井讨论定，确保人工井底位于山西组3号煤底以下40m。
（3）139.7mm生产套管固井候凝48小时以上电测固井质量，试压20Mpa经30min压降不大于0.5Mpa为合格，并经固井质量测井检验。
2．井身质量井身质量按钻井任务书执行（表5）表5 井斜、水平位移数据表井型井段（m）井斜（°）水平位移（m）全角变化率（°/25m）直井0-1000 ≤3 ≤20 ≤1.25若为定向井，靶心距小于20m。
六、地层压力预测及钻井液性能要求1．地层压力预测根据邻井及煤层钻探资料预测，本区属正常或欠压地层，压力系数0.8-1.0，在钻井过程中应加强地层压力监测，根据预测地层压力对各项工程参数及钻井液性能及时进行调整，以达到保护煤层和优质高效钻井的目的。
