乌南2井地质设计.doc

金海石油 构 造 东戈壁盆地乌里格南凹陷乌南1鼻状构造 井 别 预探井 井型 直 井 乌南2井钻井地质设计 中金海石油勘探有限公司 金海公司 乌南2井钻井地质设计 第 21 页 共21页 井 号 乌南2井 设计单位华北油田公司 设 计 人 日期 2009 年 5 月 9 日 设计单位技术负责人 （签字） 日期 2009 年 月 日 设计单位盖章 审核人 （签字） 日期 年 月 日 批准人 （签字） 日期 年 月 日 金海石油有限公司 2009年5月9日 21 21 目 录 1、井区自然状况 1.1地理简况 1.2气象、水文 1.3灾害性地理地质现象 2、基本数据 2.1基本数据表 2.2定向井数据 3、区域地质简介 3.1构造概况 3.2地层概况 3.3生、储油层分析及封（堵）盖条件 3.4油气藏分析及储量估算 3.5邻井钻探成果 3.6地质风险分析 4、设计依据及钻探目的 4.1设计依据 4.2钻探目的 4.3完钻层位及原则、完钻方法 4.4钻探要求 5、设计地层剖面及预计油气水层位置 5.1地层分层 5.2分组、段岩性简述 5.3油气水层简述 6、工程设计要求 6.1地层压力 6.2钻井液类型及性能使用原则 6.3井身质量要求 6.4弃井 7、取资料要求 7.1岩屑录井 7.2综合（钻时或气测）录井 7.3循环观察（地质观察） 7.4钻井取心 7.5井壁取心 7.6钻井液录井 7.7荧光录井 7.8地化录井 7.9酸解烃 7.10罐装气 7.11碳酸盐岩分析 7.12泥页岩密度 7.13地层漏失量 7.14压力检测（DC指数） 7.15特殊录井要求 5.16化验分析选送样品要求 8、地球物理测井 8.1测井内容 8.2原则及要求 9、试油 9.1试油原则 9.2试油要求 10、设计及施工变更 10.1施工计划变更程序 10.2设计变更程序 10.3井位移动情况 10.4特殊要求 11、钻井地质设计附件、附图 11.1附件 11.2附图 12、上交资料要求 1、 井区自然状况 1.1地理简况 1.1.1地理环境 乌里格南凹陷位于蒙古人民共和国东南部，行政区划属于东戈壁省，构造上位于东戈壁盆地北部，南为蒙古国宗巴音盆地，东南为中国二连盆地。地表为下白垩统地层,承压能力强。 1.1.2矿业 无 1.1.3交通、通讯 交通见现场踏勘井位交通示意图。 1.2、气象、水文 1.2.1、风 风力一般23级，最大可达78级。 1.2.2、气温、降雨 该井预计在2009年夏季施工，夏季天气较炎热，温差大，气温一般在10℃至30℃，时有降雨，蒸发大，高温天气时有出现。 1.2.3、海况 无 1.3、灾害性地理地质现象 1.3.1地震、地理地质 该区多年未发生过地震。灾害性地理地质现象较少，夏季偶尔才有因暴雨形成的轻灾害。 1.3.2气象、水文 预防狂风、暴雨、沙尘天气发生，请注意收听、收看当地气象预报，随时了解天气变化。 2、基本数据 2.1基本数据表 表1 井别 预探井 井型 直井 井号 乌南2井 地理位置 海 域 构造位置 东戈壁盆地乌里格南凹陷乌南1鼻状构造 测线位置 三维 JH983DIN376与CR2365测线交点 设计坐标 X 4 988 809 Y 19 511 359 潮 汐 （m） 磁偏角（） - ′ 经纬度 （） 东经 水 深 （m） 地面海拔（m） 北纬 设计井深（m） 1800 目的层 K1 2.2定向井数据 设计数据表 表2 靶心设计 地震分层 靶 点 设 计 层位 设计靶点垂深m 靶点 测线位置 靶心坐标（m） 靶心半径m X Y 3、区域地质简介 3.1构造概况 3.1.1构造的具体位置、形态 乌南2井位于蒙古国XV区块乌里格南凹陷西部洼槽区。根据2009年新处理三维地震资料的解释与研究，结合2008年在该区所做二维地震资料解释背景及区域地质调查结果，参考该区已钻乌南1及乌南参1井钻井资料及研究成果，选择在乌里格南凹陷部署钻探乌南2井。 3.1.2构造的闭合度、构造展布等情况 3.1.3断层的分布、性质、断距和切割深度 乌南2井处于乌里格南凹陷洼槽区与陡坡侧反向断层构成的过渡区域，所在的局部构造为一依托陡坡第一条NE向反向正断层及其东侧的一条近EW向反向正断层形成的断块。从主测线剖面图看，圈闭南、北有两条倾向分别为SE和NW的断层构成垒块状，地层由圈闭主体部位向NE倾。从联络线线剖面图看，圈闭整体为一宽缓背斜，其东、西各有一条倾向NE的断层将该背斜切割，地层由圈闭主体部位东、西倾。由T7、T8反射层平面图可见，除圈闭的主控断层为其北侧过乌南1井的F23号断层，该断层后期发育，断距达200m左右，构成较好的侧向封挡。地层侧翼下倾方向有物源来自北西的扇三角洲前缘相变化线，与F23号断层构成构造岩性复合圈闭。 3.1.4构造圈闭要素 构造圈闭要素表 表3 层位 圈闭类型 面积 km2 闭合幅度 m 闭合深度 m 高点埋藏深度 m 可靠程度 K1xz下 构造岩性 2.0 120 980 860 可靠 K1cg 构造岩性 1.2 80 1260 1180 3.2地层概况 3.2.1地层序列及岩性简述 工区内钻探的地层，自上而下分布有中生界白垩系上宗巴音组、下宗巴音组上段、中段、下段，查干组,侏罗系、古生界。岩性简述见5.2。 3.2.2标准层 3.2.3本地区的其它特殊情况 3.3生、储油层分析及封（堵）盖条件 3.3.1生油层 根据钻井分析，乌里格南凹陷主要烃源岩层段为下宗巴音组中、下段和查干组，其中下宗巴音组下段暗色泥岩集中发育，其底部钙质泥岩特殊岩性段是优质烃源岩。查干组以发育于底砾岩之上的较纯泥岩夹砂岩组合为主。从2口参数井钻遇所确定的烃源岩门限深度来分析，查干期沉降沉积幅度较小，沉降中心位于西洼槽乌南1井西南78Km左右，成熟烃源岩厚度大于400m的范围为达120.6Km2。在上宗巴音期，乌南参1井及其以西地区查干组暗色泥岩基本已全部进入了成熟生、排烃阶段，油气成熟度较高。下宗巴音早、中期，凹陷沉降沉积幅度较大，随汇水面积增大，沉降中心略向北迁，位于乌南1井西南6 Km左右，此时在乌南1及乌南参1井之间以北出现一构造洼槽，有效烃源岩厚度约为100～1000m，成熟烃源岩厚度大于300m的范围为达208.6Km2。在上宗巴音期，乌南1井及其以西地区下宗巴音组下段大部分暗色泥岩已进入了成熟生、排烃阶段，成熟烃源岩厚度较大，油气资源较丰富。设计井紧邻西洼槽，是乌里格南凹陷三维区系列圈闭中距离成熟烃源岩中心最近的圈闭。可见，该区近油源，有充足的油气供给，是洼槽区向斜坡带进行油气运移的最为活跃的油气运移聚集区。 3.3.2储油层 从邻近的乌南1井钻井揭示地层沉积序列及其分析化验结果看，该区有利储层层位以下宗巴音组中段下部及查干组下部为主，其次为下宗巴音组下段及侏罗系顶部。下宗巴音组中段储层岩性为灰色含砾砂岩和粉砂岩为主，属高孔高渗储层～中孔低渗储层。查干组发育储层主要为含砾砂岩和粉砂岩，计算的储层孔隙度平均为11.5、渗透率平均为4.710-3μm2、含水饱和度为99.7。为低孔特低渗储层。下宗巴音组下段储层砾砂岩、细砂岩，计算的储层孔隙度最小7.8、最大28.8、平均为14.6、渗透率平均为20.810-3μm2、含水饱和度为93.1。为低孔低渗储层。侏罗系以火山角砾及安山岩裂缝段为主要储集空间，测井解释二类裂缝性储层8.2m/1层、三类裂缝性储层13.4m/1层、致密层40.4m/1层。数字处理计算的孔隙度数值6.2～18.4，渗透率数值2.3～95.210-3μm2。为特低孔低渗储层，但是安山岩顶部储层裂缝相对发育，钻井中出现多次井漏，说明其储层物性相对较好。 3.3.2生储油层综合分析 综合分析认为该区具备油气形成聚集的区域背景，设计井构造位置有利，且具备较好的油源条件和储盖条件。侧向直接对接主生油洼槽，油气供给好，侧向遮挡条件优越，是乌里格三维地震工区中距离生油洼槽最近、向陡坡进行油气聚集圈闭条件较好的一个地区，能反映依托F23号反向正断层形成油气富集，一旦成功，可向北部边界断层下盘JH082D_190所见滚动背斜区扩大勘探场面，意义较大。 3.4油气藏分析及储量估算 乌南2井下宗巴音组下段顶部圈闭预测含油面积1.3Km2，以储层厚度15m,单储系数5测算，预测该层圈闭资源量为100104t；查干组圈闭预测含油面积0.8Km2，以储层厚度15m,单储系数5测算，预测该层圈闭资源量为60104t。 详见乌南2井地质论证书 3.5 邻井钻探成果 3.5.1邻井录井、测井成果 乌南1井 下宗巴音组下段井段1428.331429.16m，钻井取心见0.83m褐灰色荧光泥岩；井段1514.01526m，岩屑录井见12m褐灰色荧光泥岩。 全井储层未见油气显示。 3.5.2邻井试油成果 邻井无试油成果。 试油成果表 表4 井号 层位 试油井段m 求产方法 日产量 累计产量 油分析 水分析 油 t 气m3 水 m3 油 t 气m3 水 m3 密 度 粘 度 凝固点 氯根ppm 总矿ppm 水 型 工作制度 3.6地质风险分析 风险是由于该圈闭处于洼槽区，部位较低，油柱高度可能较低；另一方面用于圈闭较小，单个圈闭可发现资源量可能较少；此外用于处于三维全覆盖边界附近，F23反向断层的展布及作用尚待该钻井落实。 4、设计依据及钻探目的 4.1、设计依据 4.1.1金海石油勘探有限公司乌里格南凹陷乌南2井地质任务书。 4.1.2. 乌里格南凹陷三维地震乌南井T7、T8反射层构造等深度图反射层构造图。 4.1.3.过乌南2井IN376、CR2365测线地震解释剖面。 4.1.4. 过乌南2井IN376、CR2365测线地震地质解释剖面图。 4.1.5.乌南2井井位论证书、设计数据表。 4.1.5.乌南1井、乌参1井实钻资料。 4.2、钻探目的 4.2.1地质目的 ①查明凹陷地层层序，生储盖组合；②了解凹陷烃源岩厚度及质量，评价其资源潜力；③探乌南2号构造下宗巴音组及查干组含油气性。 4.2.2落实储层、含油气面积、储量。 4.2.3其它 4.3完钻层位及原则、完井方法。 4.3.1完钻层位 侏罗系（J）。 4.3.2完钻原则 揭开侏罗系安山岩40m，无直接油气显示完钻。 4.3.3完井方法 套管完成。 4.4钻探要求 4.4.1对进行欠平衡钻井的地层提出具体要求 4.4.2先期完成的井要提出具体要求 4.4.3其它特殊要求 井眼轨迹必须符合地质设计要求。 5、设计地层剖面及预计油气水层位置 5.1地层分层 地层分层数据表 表4 地 层 时 代 设计地层m 地层产状 故障 界 系 统 组 段 岩性 底界深度 厚度 倾向 （） 倾角 （） 提示 中 生 界 白 垩 系 下 白 垩 统 上宗巴音组 516 防 卡 防 斜 防掉牙轮 防 垮 防 漏 防 喷 下宗巴音组 上 段 616 100 中 段 866 250 下 段 1196 330 查干组 1761 565 侏罗系 1800▽ 39 注本井预计在下宗巴音组上段底（616m左右）钻遇断层。 5.2分组、段岩性简述 5.2.1按地层分层自上而下叙述各地质时代的岩性、厚度、产状、分层特性（各地质时代的岩性均参考邻井乌南1井岩性）。 5.2.1.1白垩系上宗巴音组井段地面516m，岩性主要为棕红色、棕色泥岩、含砾泥岩和杂色中砾岩、细砾岩不等厚互层。 5.2.1.2下宗巴音组上段井段516616m，岩性主要为棕红色、绿色泥岩、含砾泥岩和杂色中砾岩、细砾岩不等厚互层。 5.2.1.3下宗巴音组中段井段616866m，岩性主要为棕红色、棕色泥岩、含砾泥岩和杂色中砾岩、细砾岩不等厚互层，其中以细砾岩为主。 5.2.1.4下宗巴音组下段井段8661196m，岩性顶部为灰白色中砂岩和灰绿色泥岩互层；上部深灰色泥岩为主夹灰色泥质粉砂岩；中部浅灰色细砂岩和灰色泥岩不等厚互层；下部灰色、灰绿色泥岩为主夹浅灰色细砂岩、粉砂岩；底部浅灰色粉砂岩为主夹灰色泥岩。 5.2.1.5查干组井段11961761m，上部以浅灰色中砂岩为主夹灰色泥岩到杂色含砾粗砂岩为主夹灰色泥岩及灰绿色粉砂岩和灰色泥岩不等厚互层。下部灰色、灰绿色泥岩夹浅灰色泥质粉砂岩、粉砂岩到灰色泥岩为主夹灰绿色粉砂岩、泥质粉砂岩、荧光泥岩及浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩为主夹灰色泥岩。底部为灰色泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩不等厚互层。 5.2.1.6侏罗系井段17611800m为大套暗紫色、灰绿色安山岩。 5.2.2按钻井工程施工需要，分段叙述可能钻遇的断层、漏层、超压层位置和井段等 本井预计在下宗巴音组上段底（616m左右）钻遇断层。 邻井乌南1井侏罗系井段1642.48m 1700.00m安山岩地层钻进中发生井漏5次，累计漏失量约160方，最大平均漏速22m3/小时；并且钻至井深1667.0m时，钻时突然加快，放空0.12m，至井深1667.12m；漏失原因分析为裂缝性漏失。 乌南2井侏罗系安山岩段为易漏失层段，有可能发生井漏和放空现象。 5.3油气水层简述 5.3.1预计油气水层位置、厚度。 预计油气显示段下宗巴音- 查干组，5161761m。 5.3.2浅层气分布情况。 无 5.3.3与钻井施工相关的其他矿产情况。 6、工程设计要求 6.1地层压力 6.1.1邻井实测压力成果 无 邻井试油油层中部实测压力 表5 井 号 层 位 油层中部深度 （m） 地层压力（MPa） 地层压力系数 备 注 邻井钻井实测孔隙压力 表6 XXX井 XXX井 XXX井 地层 井深 （m） 孔隙压力梯度 Mpa/100m 地层 井深 （m） 孔隙压力梯度 Mpa/100m 地层 井深 （m） 孔隙压力梯度 Mpa/100m 邻井破裂压力试验（碳酸盐岩地层做承压实验） 表7 井号 层位 套管鞋深度（m） 钻井液密度g/cm3 压力梯度Mpa/100m 备注 6.1.2压力预测曲线（见附图） 乌南1井地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力趋势评估结果图 说明 上图地层坍塌压力和漏失压力评估曲线未经过校正，只说明本地区的地层压力系统变化趋势，未作校核，只能作为变化趋势参考，不能作为量化应用。 6.1.3邻井实钻钻井液使用情况 表8 井 号 层 位 井 段（m） 相对密度g/cm3 粘度（s） 乌南1井 上宗巴音组 5.3565.0 1.051.14 30 上宗巴音组 565.0818.0 1.021.12 30 下宗巴音组上段 818.01093.0 1.101.16 30 下宗巴音组中段 1093.01410.0 1.141.16 30 下宗巴音组下段 1410.01606.0 1.141.16 30 查干组 1606.01706.0 1.151.16 30 乌南参1井 上宗巴音组 6.073.0 1.01.05 30 下宗巴音组上段 73.0414.0 1.031.10 30 下宗巴音组中段 414.0690.0 1.091.12 30 下宗巴音组下段 690.0919.0 1.111.14 30 查干组 919.01091.0 1.091.15 30 6.1.4邻井测温情况 无 表9 井号 层位 井深（m） 测温情况 备注 日期 温度（℃） 6.2钻井液类型及性能使用原则 6.2.1钻井液类型 采用优质淡水钻井液体系。 6.2.2特殊情况处理要求 严禁混油或加入对油气显示落实和油气层解释有影响的各种处理剂。如遇特殊情况必须混油时,需先请示有关部门同意后方可。 6.2.3保护油气层要求 在油气显示井段,应加强压力预测,合理地调整钻井液相对密度,以保证油气层的真实性、敏感性、活跃性。如果井下复杂,钻井不能平衡地层压力,需要调整钻井液相对密度时,由现场技术员提出建议,经有关部门审批后方可执行。 油气显示段在平衡压力钻进的情况下,钻井液相对密度应尽量采用地层压力系数附加值的低值规定油层附加0.050.10;气层附加0.070.15达到发现和保护油气层的目的。 6.2.4全井钻井液体系要求 科学地调整钻井液类型和性能，保证安全钻进。 6.2.5目的层钻井液性能要求 要求使用优质钻井液钻开主要目的层，严格控制钻井液密度，确保近平衡钻进，保护油气层，防止对油气层的污染。 6.2.6特殊岩性段的重点提示 上宗巴音组、下宗巴音组砾岩井段防掉、防漏、防卡；钻入侏罗系安山岩地层，裂缝发育，易发生井漏、垮塌现象，要搞好钻井液的处理及维护、确保安全顺利钻井。 6.2.7设计井全井钻井液性能使用要求 表10 井 段m 相对密度g/cm3 粘 度 s 备 注 地面800 1.021.05 2835 8001800 1.051.10 3040 注①钻井液粘度各施工单位可根据具体情况做适当调整。 ②施工中要加强地层对比和地层压力监测，根据井下实际情况，请示后钻井液密度可做适当调整。 6.3井身质量要求 6.3.1井斜 井斜、水平位移允许范围、井身轨迹 表11 井 深（m） 最大井斜角 （） 全角变化率（/25m） 水平位移 （m） 井径扩大率 （） 井斜测量间距m ≤1000 ≤2 ≤1 ≤20 见6.3.2 25 1001～2000 ≤3 ≤115′ ≤30 6.3.2井径 井径扩大率一般井以平均井径扩大率不超过15，产层段最大井径扩大率不超过30，且最大井径段占整个产层井段比例不超过30为合格。 6.3.3特殊要求 目的层严禁使用PDC钻头。 6.4弃井要求 7、资料录取要求 7.1、岩屑录井 7.1.1录井间距 自地面500m，每5m取样一包， 自500866m每2m取样一包，见油气显示加密为1m取样一次。 自8661800m，每1m取样一次。见油气显示加密为0.5m取样一次 7.1.2特殊取样要求 捞取岩屑必须按录井间距和迟到时间做到准确无误；捞样位置必须统一固定、严禁随意捞取；洗样用水要保持清洁、严禁油污和高温；岩屑应自然凉干，若确需烘干的，要保证岩屑不被烘烤过度而变质。 取样位置取样应在高架槽或振动筛上取样，取上来的岩屑代表性要强。取样后应立即清除滞留在取样处的岩屑，以确保岩样的代表性。 每包岩屑不少于500g，要整齐写好深度标签。 岩屑最好自然晒干，若用蒸气烘箱、电烤箱或炉烘烤，温度控制在90110C为宜，显示层岩屑控制在80C以下，最好用抽风机吹干。 岩样袋要求用布料制作，用线缝袋，严禁用塑料袋包装，避免造成岩屑漏失或混乱。 7.2综合（气测）录井 7.2.1录井要求 仪器要求 该井要求上综合录井仪录井 录井间距 自地面井底，每1m记录一次。 录井井段内连续测量。见气测异常加密采样进行组份分析和取双样，分别做现场和基地全脱分析。并及时报告地质人员。 录井项目 钻时、气体参数、钻井参数、钻井液参数。 7.2.2气体参数 全烃、组份C1C5、非烃CO2、H2、H2S等。（若上进口综合录井仪，则不能测H2） 7.2.3钻井参数 转盘转速、扭矩、钻压、绞车深度、大钩负荷、立管压力、套管压力、泵冲、钻速等。 7.2.4钻井液参数 进、出口密度；泥浆池体积（P1-P4）；进、出口电导率；进、出口温度；出口流量。 7.3循环观察地质观察 7.3.1异常情况录井 钻遇油气显示、气测异常、钻时加快、放空等地质现象时,应立即停钻循环观察井口、槽面、罐面、及时做好后效测量,并按规定取样做全脱分析,以便准确判断油气层,待搞清地质情况后才能继续钻进。钻遇油气层后,每次起下钻应测后效,并做好记录。 7.3.2其它特殊要求 为卡准取心层位、完钻层位,录井小队根据需要可随时要求停钻循环观察。 7.4钻井取心 7.4.1钻井取心目的及原则 表12 层 位 设计井段 m 取心进尺 m 收获率（） 取心原则 上宗巴音组查干组 01800 40 砂泥岩90 ①见直接油气显示或明显气测异常取心。②下宗巴音组下段（8661196m）、查干组（11961761m）暗色泥岩及储层各取芯一筒（3～5m）；③侏罗系安山岩取心一筒（3m），若见暗色泥岩再取心一筒（35m）。 7.4.2钻井取心要求 7.4.2.1全井共设计取心40m，钻井过程中如遇明显油气显示或特殊地质现象，现场可决定停钻取心。 7.4.2.2施工中加强地质录井和综合录井工作,做好随钻地层对比,根据实钻情况按取芯原则及时卡准取芯层位。 7.4.2.3要求取心收获率砂泥岩地层大于90，具体取芯井段由现场技术人员和技术领导根据录井显示情况灵活掌握,必要时上报油田公司勘探部决定。 7.4.2.4岩芯出筒后,要依照钻井取心有关整理规定,立即进行正确清洗并作含油气试验、出筒观察记录、照相、描述等工作。 7.5井壁取心 表13 层 位 设计井段（m） 取心颗数 取心目的 取心原则 上宗巴音组侏罗系 01800 72 证实含油性。 见7.5.2 7.5.1全井初步设计井壁取心72颗,根据实钻情况可灵活增减。要求取心收获率不低于80。具体位置、深度及颗数电测后由现场技术人员商定，收获率与符合率必须满足地质要求。 7.5.2井壁取心原则 7.5.2.1与邻区块（邻井）的含油气层、可疑层相对应的储集层。 7.5.2.2各项录井、测井发现的油气显示层及可疑层；特殊岩性及标志层。 7.5.2.3在录井井段，各项录井、测井均未发现油气显示的储集层组的代表层。（储集层组连续厚度超过20米，每20米选择一个代表层） 7.5.2.4碎屑岩地层钻井取心收获率低于60,岩心归位后无岩心的储集层空白井段。 7.5.2.5电性异常及岩电不符的可疑层，地质及测井的特殊需要层。 7.6钻井液录井 录井项目 密度、粘度、失水、氯离子含量 7.6.1录井间距 自地面1800m,每20m测量一次。 7.6.2取样要求 7.6.2.1地表水及录井前作氯离子基值。 7.6.2.2每班必须收集一个钻井液全套性能。 7.6.2.3钻时加快且钻井液槽面见油气水浸、气测异常时需要及时连续收集钻井液密度、粘度、并加密每12个循环周测量一次全套性能,并取样。 7.6.2.4岩屑中见油斑级及以上显示或槽面见油气显示应加密测量相对密度、粘度、氯离子,并取样。 7.6.2.5打开油气层后,每次下钻到底测量后效时,须连续收集钻井液相对密度、粘度,并作好记录。 7.6.2.6认真做好钻井液性能测定和槽面、油气水浸、井漏、井喷（涌）等现象的观察及资料记录。 7.6.2.7若发现钻井液漏失应记录漏失量、漏失井段、漏失速度以及处理钻井液所用处理剂类型和数量及漏失液性能等各项资料。 7.7荧光录井 7.7.1常规分析 岩屑逐包湿照、干照、滴照；储集层逐包滴照，逐层对比定级厚度大于5m的层每2个资料点距浸泡一点；油斑及其以上级别显示层不浸泡定级。 井壁取心逐颗进行湿照、干照、滴照。储集层逐颗浸泡定级（油斑级以下显示进行浸泡定级）。 岩心及时湿照、干照和滴照。储集层浸泡定级5点/米（油斑级以下显示进行浸泡定级）。 7.7.2定量荧光分析 见显示或气测有异常的岩屑及主要目的层段岩屑，油气显示逐层逐包分析，钻井取心油气显示段加密分析,井壁取心显示逐颗作，生油岩及储集层根据需要作。现场要用定量荧光分析仪,分析岩屑含油性定量值，并计算出相应的含油饱和度，以保证在快速钻进过程中，及时准确地发现油气层。 7.8地化录井 无 7.9解烃无 7.10 装气（天然气、轻质油地层做）无 7.11盐含量分析 按行规执行，无特殊要求。 7.12岩密度 自地面1800，逐层测定，厚度大时1点/10米。碳酸盐岩地层不做。。 7.13漏失量 录井段综合录井仪连续测量。见明显漏失，加密观察并记录。 7.14检测（dc指数） 自地面井底，连续检测，每米记录一点。 7.14录井要求 7.14.1样汇集 油气显示层、标志层及特殊岩性层作岩样汇集。 7.15分析选送样品要求 7.15.1析化验项目（见下表） 表14 化验项目 说明 岩石矿物签定 偏光薄片 分析储层岩矿特征，鉴定疑难岩性，分析地层时代。 荧光薄片 主要做见油气显示的样品。 岩石物性分析 孔隙度、渗透率、含油饱和度、碳酸盐含量 常规项目各类型井均作。 储层色谱分析 主要做见油气显示的样品，目的层无油气显示的储层选作。 7.15.2密度及规格（见下表） 表15 项目 样品密度及规格 选样要点 偏光薄片 岩心1块/m；样重不少于50g。 井壁取心根据需要作。 岩屑储集层及特殊岩性层，厚度小于5m的每层一块；≥5m的层，1块/每5m；样重不小于1g，岩屑直径大于3mm。 选样做目的层储集层、特殊岩性、疑难岩性。 荧光薄片 岩心1块/m；样重不少于50g，单层厚度小于1m的油气显示层1块/1层作。 井壁取心含油岩心根据需要作。 岩屑取样密度及规格同偏光薄片，据需要做油气显示层。 油气显示层、可疑层必做，其它根据需要做。样品必须未受氯仿等有机溶剂污染。 孔隙度、渗透率、含油饱和度、碳酸盐含量 岩心油层5块/米，水层和干层1块/米 样品规格全直径岩心长度要求7-9cm； 岩心长度和直径要求大于2.52.5cm。 1 含油岩心禁止用水冲洗,将钻井液擦拭干净后立即密封及时送化验室分析。 2 碳酸盐含量一般只做砂岩。 储层色谱分析 油气显示层逐层作（厚度大于5m的层按2个资料点距分段）；井壁取心油气显示逐颗作；岩心按岩性分段挑样进行。 8、地球物理测井 8.1测井内容 8.1.1中途全套及完井测井内容 表16 测井项目 深度比例 测 井 内 容 测井井段m 备 注 标准 1500 2.5m底、自然电位、自然伽马 井径 地面井底 测数控3700系列 综合 1200 1微电极20.4m电位34m底4井径5自然电位6自然伽马7双感应-八侧向8补偿声波9补偿密度10补偿中子 表套鞋井底 放大曲线 1100 1微电极20.4m电位3自然电位4补偿声波 视取芯段定。 放、磁 1200 1自然伽马2中子伽马3磁性定位 水泥返深至阻流环 固井质量 CBL 井 斜 连续测量 井口井底 8.1.2特殊测井及增加测井项目 测井项目 深度比例 测 井 内 容 测井井段m 备 注 8.2原则及要求 8.2.1主要油气显示层钻开后15天内必须进行综合测井。 8.2.2测井项目应根据实钻情况进行调整 8.2.3对比测井根据实钻情况必要时可进行对比电测。 9、试油 9.1试油原则 9.2试油要求 表17 层 位 试油井段（m） 试油目的 试油方法 主要要求 10、设计及施工变更 10.1施工计划变更程序 在钻井施工过程中必须严格执行钻井地质设计和甲方技术指令,如出现重大工程、地质问题与设计有较大出入时,应及时汇报,采取的相应预备方案和措施报甲方批准后,方可进行施工。 10.2设计变更程序 在施工过程中,因特殊原因需要变更设计时,必须要有甲方的补充设计说明,并要俯到原设计上存档。 10.3井位移动情况 按设计坐标施工，请勿移动。 10.4特殊要求 10.4.1井身结构要求 10.4.1.2、套管尺寸、下深、阻流环位置、水泥返深 套管程序油套Φ139.7mm1800m，水泥返高待定。 阻流环位置油气层底以下20m。 油层套管水泥返深油气层顶以上250m。水泥封固井段不能800m，若有高压气层，水泥则返至地面。 10.4.2技术要求 10.4.2.1地质分层、预计油气层位置、取芯位置等主要依据邻井资料而设计，与实钻可能有定误差，要求现场录井人员及时作好层位对比工作，及时进行校正，同时对取芯位置要进行及时调整。 10.4.2.2运用岩屑、岩芯、钻时、钻井液、气测及测井等资料,综合分析和判断油气显示及异常现象。充分利用化验资料，搞好油气水层综合评价。 11、钻井地质设计附件、附图 11.1附件 11.1.1中金海石油勘探有限公司乌里格南凹陷乌南2井地质任务书。 11.1.2乌南2井井位论证书 11.2附图 11.2.1乌里格南凹陷三维地震乌南井T7、T8反射层构造等深度图反射层构造图。 11.2.2. 过乌南2井IN376、CR2365测线地震解释剖面。 11.2.3. 过乌南2井IN376、CR2365测线地震地质解释剖面图。 12上交资料要求 12．1、上交资料包括各项地质录井及工程参数原始记录、成果图件，各项地质录井资料要求按石油行业颁发的探井地质资料录取整理有关规范整理，做到字迹清晰正规、整洁，完井后，5天之内必须完成各项原始资料的整理工作，现场交甲方验收；完井地质报告在完井30日内经甲方验收后，交金海公司资料室存档。 12．2、根据甲方领导要求和蒙古国要求实时提供中英文资料（纸介质报告和电子文档，一式5份）（包括蒙古国所需岩芯、岩屑）。 12.3、完井报告按石油行业标准完成（含交蒙古国除外）。 12.4、所有资料数据刻录光盘（一式5份，含包括交蒙古国英文版）。