青海澀北氣田鉆井井控技術(shù)研究設(shè)計(jì)

1、<p>　　分類號(hào) TE242 單位代碼 11395 </p><p>　　密 級(jí) 公開(kāi) 學(xué) 號(hào) 1105280225 </p><p>　　學(xué)生畢業(yè)設(shè)計(jì)（論文）&l

2、t;/p><p>　　榆 林 學(xué) 院</p><p>　　本科畢業(yè)論文誠(chéng)信責(zé)任書</p><p>　　本人鄭重聲明：所呈交的畢業(yè)設(shè)計(jì)（論文），是本人在導(dǎo)師的指導(dǎo)下獨(dú)立進(jìn)行研究所取得的成果。畢業(yè)設(shè)計(jì)（論文）中凡引用他人已經(jīng)發(fā)表或未發(fā)表的成果、數(shù)據(jù)、觀點(diǎn)等，均已明確注明出處。盡我所知，除文中已經(jīng)注明引用的內(nèi)容外，本論文不包含任何其他個(gè)人或集體已經(jīng)公開(kāi)發(fā)表或撰寫過(guò)的研究

3、成果。對(duì)本文的研究做出重要貢獻(xiàn)的個(gè)人和集體，均已在文中以明確方式標(biāo)明。</p><p>　　本人畢業(yè)設(shè)計(jì)（論文）與資料若有不實(shí)，愿意承擔(dān)一切相關(guān)的法律責(zé)任。</p><p>　　論文作者簽名: </p><p><b>　　年 月 日</b></p><p><b>　　摘 要

4、</b></p><p>　　井控技術(shù)是油氣井工程的核心技術(shù)。隨著近年來(lái)國(guó)內(nèi)外的井控技術(shù)的不斷成熟、井控意識(shí)的大步提升、井控設(shè)備的更新和完善，以及加強(qiáng)了相關(guān)人員的井控培訓(xùn)，國(guó)內(nèi)外發(fā)生的井噴事故次數(shù)已經(jīng)逐年下降，但是井噴失控依然是油氣田開(kāi)采中的一大隱患。諸多事故說(shuō)明人們對(duì)井控原理及其技術(shù)的研究與掌控還不夠，現(xiàn)有的井控技術(shù)和設(shè)備不能完全適應(yīng)新形勢(shì)要求，仍然面臨著多方面的挑戰(zhàn)。本文以青海澀北氣田井控技術(shù)為研

5、究對(duì)象，針對(duì)其地層巖性及壓力體系進(jìn)行研究，分析鉆井過(guò)程中井控的重要性。對(duì)井噴的原因及危害進(jìn)行總結(jié)，給出完善的井控設(shè)備設(shè)計(jì)及合理的預(yù)防措施。</p><p>　　論文采用實(shí)地調(diào)研，搜集資料等方法。通過(guò)對(duì)青海澀北氣田井控技術(shù)及井控設(shè)備的研究，并結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果，給出一套適合澀北氣田井控預(yù)防體系。</p><p>　　關(guān)鍵詞：井控技術(shù)；井控設(shè)備；井噴；井控預(yù)防</p><p&

6、gt;<b>　　Abstract</b></p><p>　　Well control technology is the core technology of oil and gas drilling engineering.Along with the recent years domestic and international well control technology con

7、tinues to mature、well control consciousness of the big increase、well control equipment update and perfect,and strengthen the relevant personnel of well control training,the domestic and foreign occurrence blowout acciden

8、t number has decreased year by year.But the blowout out of control is still a major hidden danger of oil and gas fi</p><p>　　The thesis adopts the investigation,data collection method.Through the study of Qi

9、nghai Sebei gas field well control technology and well control equipment,combined with the field test results,given a set of suitable for Sebei gas field well control and prevention system.</p><p>　　Keywords

10、：Well control technology;Well control equipment;Blowout;Well control and Prevention</p><p><b>　　目 錄</b></p><p><b>　　摘 要I</b></p><p>　　AbstractII</p>

11、;<p><b>　　目 錄III</b></p><p><b>　　1緒 論1</b></p><p><b>　　1.1目的意義1</b></p><p>　　1.2國(guó)內(nèi)外研究現(xiàn)狀1</p><p>　　1.2.1國(guó)內(nèi)井控技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀1<

12、/p><p>　　1.2.2國(guó)外井控技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀3</p><p>　　1.3論文的主要內(nèi)容4</p><p>　　1.4研究方案及步驟4</p><p>　　2地層巖性、壓力分布及井控的重要性5</p><p>　　2.1澀北氣田的地質(zhì)特征5</p><p>　　2.1.1儲(chǔ)層特性5

13、</p><p>　　2.1.2地層巖性7</p><p>　　2.2澀北氣田地層壓力分布8</p><p>　　2.2.1地層壓力的相關(guān)概念8</p><p>　　2.2.2三大氣田的壓力分布8</p><p>　　2.2.3異常高壓成因12</p><p>　　2.3澀北氣田井控的

14、重要性13</p><p>　　2.3.1井噴事故及井噴危害13</p><p>　　2.3.2井噴的原因分析15</p><p>　　2.3.3澀北氣田的井控難點(diǎn)16</p><p><b>　　2.4小結(jié)16</b></p><p>　　3井控設(shè)備設(shè)計(jì)及預(yù)防措施17</p&g

15、t;<p>　　3.1合理的井控設(shè)備及安裝技術(shù)要求17</p><p>　　3.1.1鉆井井口裝置18</p><p>　　3.1.2防噴器控制裝置18</p><p>　　3.1.3井控管匯19</p><p>　　3.1.4鉆具內(nèi)防噴工具20</p><p>　　3.1.5井控監(jiān)測(cè)儀器儀表

16、20</p><p>　　3.2井噴的預(yù)防措施21</p><p>　　3.2.1澀北氣田的井控預(yù)防措施22</p><p>　　3.3井噴預(yù)防實(shí)例23</p><p><b>　　3.4小結(jié)23</b></p><p>　　4適合澀北氣田的井控預(yù)防體系25</p><

17、;p>　　4.1井控預(yù)防體系設(shè)計(jì)25</p><p>　　4.1.1滿足井控安全的鉆前工程及合理的井場(chǎng)布置25</p><p>　　4.1.2地層壓力監(jiān)測(cè)26</p><p>　　4.1.3優(yōu)選鉆井液26</p><p>　　4.1.4合理的井身結(jié)構(gòu)27</p><p>　　4.1.5提高井控意識(shí)及完善

18、監(jiān)管制度27</p><p><b>　　4.2小結(jié)27</b></p><p><b>　　結(jié) 論29</b></p><p><b>　　參考文獻(xiàn)31</b></p><p><b>　　致謝33</b></p><p&g

19、t;<b>　　1緒 論</b></p><p><b>　　1.1目的意義</b></p><p>　　青海澀北氣田為第四系生物成因氣藏，由多個(gè)層狀水藏和氣藏疊加而成，其氣藏地質(zhì)特性極為特殊且復(fù)雜。氣層縱向多而薄，埋藏深度淺，層數(shù)多，分布井段長(zhǎng)；儲(chǔ)層橫向連通性好，分布穩(wěn)定，構(gòu)造高部位氣層多，厚度大，低部位氣層少，厚度小[1-2]。氣田儲(chǔ)層以砂質(zhì)

20、泥巖為主，地層成巖性差，欠壓實(shí)，膠結(jié)疏松，氣藏埋藏淺，在氣田后期開(kāi)發(fā)中出現(xiàn)了一些淺部氣層形成異常高壓[3]。多年來(lái)其特有的地質(zhì)特點(diǎn)給鉆探工作帶來(lái)了很大難度，鉆井過(guò)程中極易發(fā)生縮徑、卡鉆、井漏、井涌、甚至井噴等井下事故。澀北氣田事故井北參3井于1964年開(kāi)發(fā)，因井噴失控造成30多年的氣體噴發(fā)著火，致使地層壓力嚴(yán)重紊亂。</p><p>　　井控是指對(duì)油氣井壓力進(jìn)行控制，通過(guò)一定的方法控制住地層孔隙壓力，保持井內(nèi)壓力

21、平衡。目前的井控裝備及壓力控制技術(shù)仍然不能完全滿足一號(hào)、二號(hào)、臺(tái)南“三大氣田”的安全生產(chǎn)，這就要求在總結(jié)澀北氣田多年鉆井實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，對(duì)該區(qū)域上的井控措施進(jìn)行具體分析，尋求更為有效可靠的井控裝備、技術(shù)及預(yù)防措施以保障澀北氣田的安全開(kāi)發(fā)。井控工作的完善，有益于油氣層的保護(hù)和井噴等事故的預(yù)防，對(duì)澀北氣田的鉆探工作有一定的指導(dǎo)意義。本設(shè)計(jì)對(duì)青海澀北氣田地層巖性及壓力體系研究，分析鉆井過(guò)程井控的重要性；針對(duì)地層情況給出井控設(shè)備設(shè)計(jì)、合理的預(yù)

22、防措施；結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果，給出一套適合青海澀北氣田井控預(yù)防體系。</p><p>　　1.2國(guó)內(nèi)外研究現(xiàn)狀</p><p>　　井控技術(shù)是油氣勘探開(kāi)發(fā)中保證油氣鉆井安全的關(guān)鍵技術(shù)，由于客觀因素的制約以及國(guó)內(nèi)與國(guó)外科技水平的差距,國(guó)內(nèi)外在井控技術(shù)的發(fā)展階段上并不同步。</p><p>　　1.2.1國(guó)內(nèi)井控技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀</p><p>　　在

23、國(guó)內(nèi)，井控技術(shù)和理論的研究一直是國(guó)家“六五”和“七五”期間的重點(diǎn)科研課題，期間針對(duì)應(yīng)用中出現(xiàn)的各種問(wèn)題進(jìn)行了廣泛的研究，發(fā)表了大量的論文，收到了較為顯著的效果[4]。</p><p>　　50年代及其以前。由于國(guó)內(nèi)形勢(shì)所迫，加之鉆井技術(shù)與勘探領(lǐng)域的限制，只能通過(guò)國(guó)外的鉆采經(jīng)驗(yàn)填補(bǔ)國(guó)內(nèi)的勘探開(kāi)采空白，井控技術(shù)更是沒(méi)有形成系統(tǒng)理論，開(kāi)采過(guò)程中帶有較大的盲目性，結(jié)果導(dǎo)致不少井噴失控[5]。</p><

24、;p>　　50~80年代，隨著國(guó)內(nèi)各油田的勘探開(kāi)發(fā)，井控工作也得到重視。但是受到鉆井技術(shù)水平與井控設(shè)備簡(jiǎn)陋的限制，特別是對(duì)井控危害的認(rèn)識(shí)不足，曾造成多次井噴、井噴失控和著火事故的發(fā)生。井噴發(fā)生后，事故的處理和控制成為當(dāng)時(shí)井控工作的重中之重，并沒(méi)有對(duì)平衡鉆井及井控技術(shù)進(jìn)行深入研究，致使國(guó)內(nèi)的井控工作成為鉆采過(guò)程中最薄弱的環(huán)節(jié)?！傲濉逼陂g，在總結(jié)各油田井控工作經(jīng)驗(yàn)與吸收國(guó)外先進(jìn)技術(shù)的基礎(chǔ)上，完成了國(guó)家科技攻關(guān)項(xiàng)目《平衡鉆井及井控技術(shù)

25、》，把國(guó)內(nèi)的井控工藝技術(shù)、井控設(shè)備和理論研究提高到一個(gè)新的水平[6]。再通過(guò)“六五”到“八五”連續(xù)3個(gè)5年國(guó)家重點(diǎn)科研項(xiàng)目的聯(lián)合攻關(guān)，不僅能設(shè)計(jì)、制造配套的井控裝置，而且形成了較為完善的井控技術(shù)[7]。該階段主要以井噴作為油氣發(fā)現(xiàn)的手段，井控設(shè)備匱乏，井控工藝采取關(guān)井放噴，并制定了“十快”“十細(xì)”的操作規(guī)程。</p><p>　　80年代以后，由于改革開(kāi)放政策，吸取了先進(jìn)的國(guó)外井控經(jīng)驗(yàn)，自主研發(fā)了適合國(guó)內(nèi)井控要求

26、的設(shè)備，使井控工藝更加完善。人們認(rèn)識(shí)到：溢流與井涌是井噴發(fā)生的前兆，井噴、井噴失控是鉆井工作中的惡性安全事故，井噴后的壓井作業(yè)將會(huì)損害油氣層；做好平衡鉆井和井控工作才能在施工中有效地保護(hù)油氣層，并在鉆井過(guò)程中必須時(shí)刻保持對(duì)油氣層壓力的控制?！妒团c天然氣鉆井井控技術(shù)規(guī)定》的制定標(biāo)志著國(guó)內(nèi)的井控技術(shù)正向著正規(guī)化、標(biāo)準(zhǔn)化改變。</p><p>　　近年來(lái)，隨著國(guó)內(nèi)井控技術(shù)的不斷成熟，油氣層保護(hù)與井噴預(yù)防也得到了更多的

27、關(guān)注。多級(jí)節(jié)流控制系統(tǒng)、發(fā)聲檢測(cè)儀、智能井控系統(tǒng)等井控新技術(shù)被應(yīng)用在國(guó)內(nèi)各大油田[8]。全面的防噴器的功能試驗(yàn)與防噴器可靠性的提高為井控工作提供了更有效的保障。鉆井用的閘板防噴器壓力級(jí)別最高為105MPa，環(huán)形防噴器也已達(dá)到了70MPa。旋轉(zhuǎn)防噴器、不壓井強(qiáng)行起下管柱液動(dòng)加壓裝置和鉆井液除氣器等裝置的成功研制，使國(guó)內(nèi)的防噴器種類也更加豐富[9-10]。這使我國(guó)在井控設(shè)備上保證了井控技術(shù)順利實(shí)施。2000年，塔里木油田代表中石油與加拿大杜

28、邦公司合作進(jìn)行安全管理研究，發(fā)布了塔里木油田HSE管理體系，提出了“安全管理的十大理念”，使井控工作更加完善。</p><p>　　這些年國(guó)內(nèi)的井控技術(shù)已經(jīng)有了很大的進(jìn)步，但是井噴等事故仍然不能完全避免。由于天然氣勘探開(kāi)發(fā)范圍的擴(kuò)大，油氣藏埋深的增加，新的含氣區(qū)與高壓井的出現(xiàn)，欠平衡鉆井技術(shù)的大規(guī)模推廣，尤其是探井欠平衡鉆井,增加了井控風(fēng)險(xiǎn)，給國(guó)內(nèi)的鉆井工作提出了新的井控技術(shù)難題。</p><

29、p>　　1.2.2國(guó)外井控技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀</p><p>　　50年代前，由于鉆探工藝技術(shù)起步晚，試油、地球物理測(cè)井、錄井等技術(shù)的不成熟，無(wú)法準(zhǔn)確判斷油氣層，在施工中易發(fā)生井噴事故。但從另一方面講，井噴卻成為當(dāng)時(shí)發(fā)現(xiàn)和暴露油氣層的有效途徑。過(guò)去，人們對(duì)井控工作存在兩種錯(cuò)誤的理解：第一，因當(dāng)時(shí)的井控設(shè)備簡(jiǎn)陋，無(wú)法有效地關(guān)井，為了不井噴，采用重鉆井液，只要井不噴，就認(rèn)為井控工作完成了，至于油氣層的污染，則考慮較

30、少；第二，為了利用井噴發(fā)現(xiàn)油氣層，采用低于油氣層壓力的低密度鉆井液，但結(jié)果卻是井噴后不僅無(wú)法正常鉆井，而且井噴后的壓井作業(yè)導(dǎo)致油氣層受到嚴(yán)重的損害[11]。這一時(shí)期，井控工作的指導(dǎo)思想就是“放噴防火”。</p><p>　　到了50年代，隨著全球油氣田勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)的推廣，更多油氣藏被發(fā)現(xiàn)，世界各油田公司的勘探開(kāi)發(fā)活動(dòng)愈加頻繁。從淺地層到深地層，開(kāi)采范圍也進(jìn)一步延伸，隨之帶來(lái)的是一些異常高壓井的開(kāi)采難題。只靠過(guò)往的

31、開(kāi)采經(jīng)驗(yàn)并不能有效的解決高壓井井控方面的問(wèn)題，井噴失控后的巨大損失使國(guó)外的油氣公司和研究機(jī)構(gòu)清楚的認(rèn)識(shí)到井控技術(shù)的重要性。</p><p>　　60~70年代中期。各石油公司將鉆井工作從陸地發(fā)展到海上，尤其是近海石油的開(kāi)發(fā)取得了巨大的收獲。從1970年開(kāi)始，平均每年鉆井船的增長(zhǎng)速度為9.8%。同時(shí)，為提到油氣產(chǎn)量加大了對(duì)深部油氣藏的勘探開(kāi)發(fā)，并成功開(kāi)發(fā)了部分深井與超深井。上述油氣田的勘探開(kāi)發(fā)情況對(duì)井控技術(shù)有了更高

32、的要求。在這個(gè)階段，許多高校將井控技術(shù)納為石油工程的重要課題，各油田公司的井控技術(shù)培訓(xùn)亦趨于完善。從而促使井控技術(shù)方面的研究理論逐漸系統(tǒng)化，一些井控工作的文章大量涌現(xiàn)，如美國(guó)W．C．Goins和T．B．OBrien編寫的“井控機(jī)理及其控制”。同時(shí)出版了《防噴手冊(cè)》、《防噴指南》和發(fā)表了“鉆井時(shí)如何監(jiān)測(cè)異常高壓”等文章，使得國(guó)外的井控技術(shù)更加理論化和系統(tǒng)化。采用井控技術(shù)理論運(yùn)用于各油氣藏，有了顯著的效果。</p><p

33、>　　70年代中期以來(lái)。隨著電子技術(shù)的高速發(fā)展與井控工作的需要，研究人員將電子技術(shù)與井控工作相結(jié)合，給地層壓力預(yù)測(cè)與監(jiān)測(cè)提供了更有效的幫助。近年來(lái)研發(fā)的“DATA”和“ADT”等裝置，能夠獲取一些施工中必要的地層參數(shù)，這極大的方便了鉆井隊(duì)對(duì)于井底壓力變化的掌控。并可預(yù)測(cè)鉆頭以下50～80m的地層壓力，實(shí)現(xiàn)平衡地層壓力鉆井，防止井漏和井噴事故的發(fā)生。同時(shí)將鉆井速度提高2～3倍，減少了卡鉆事故。使普遍認(rèn)為的高風(fēng)險(xiǎn)油氣藏得以安全開(kāi)發(fā)[1

34、2]。</p><p>　　美國(guó)、俄羅斯、中國(guó)是當(dāng)今世界上生產(chǎn)井控設(shè)備的主要國(guó)家。美國(guó)的井控技術(shù)一直都領(lǐng)先與其他國(guó)家，因此其井控設(shè)備的生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)豐富，產(chǎn)品種類數(shù)量也較繁多。Cameron、Shaffer和Hydril三家公司是美國(guó)主要的防噴器生產(chǎn)公司，其防噴器研制的諸多方面都位于領(lǐng)先地位，代表了當(dāng)今世界的先進(jìn)水平[13-14]。隨著適用深海、極地等惡劣環(huán)境的井控設(shè)備的研發(fā)，國(guó)外井控設(shè)備實(shí)現(xiàn)了系列化、體系化、智能化及

35、自動(dòng)化，并擁有專門的井控設(shè)計(jì)軟件。同時(shí)建立由經(jīng)驗(yàn)豐富的專家組成的壓力控制隊(duì)伍與井控?fù)岆U(xiǎn)隊(duì)伍，形成了從設(shè)備到技術(shù)再到應(yīng)急的系統(tǒng)化井控軟硬件管理技術(shù)[15]。</p><p>　　1.3論文的主要內(nèi)容</p><p>　?。?）研究井控技術(shù)的目的意義、國(guó)內(nèi)外研究現(xiàn)狀。</p><p>　　（2）青海澀北氣田地層巖性及壓力體系研究，分析鉆井過(guò)程井控的重要性。</p&

36、gt;<p>　?。?）針對(duì)地層情況給出井控設(shè)備設(shè)計(jì)、合理的預(yù)防措施。</p><p>　?。?）結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果，給出一套適合青海澀北氣田井控預(yù)防體系。</p><p>　　1.4研究方案及步驟</p><p>　?。?）通過(guò)書籍、期刊、網(wǎng)頁(yè)查閱資料，從而深刻的了解國(guó)內(nèi)外井控技術(shù)的現(xiàn)狀。</p><p>　?。?）進(jìn)行實(shí)地調(diào)研

37、，搜集資料，對(duì)青海澀北氣田地層巖性及壓力體系研究，分析鉆井過(guò)程井控的重要性。</p><p>　?。?）將文獻(xiàn)資料、數(shù)據(jù)等進(jìn)行合理分析，針對(duì)地層情況給出井控設(shè)備設(shè)計(jì)、合理的預(yù)防措施。</p><p>　　（4）結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果，給出一套適合青海澀北氣田井控預(yù)防體系。</p><p>　?。?）得出自己的結(jié)論，進(jìn)行論文寫作。</p><p>　

38、　2地層巖性、壓力分布及井控的重要性</p><p>　　2.1澀北氣田的地質(zhì)特征</p><p>　　青海澀北氣田位于柴達(dá)術(shù)盆地的三湖區(qū)域，是第四系同沉積背斜構(gòu)造氣藏，含氣面積小，如圖2-1所示自東向西分別為澀北二號(hào)、澀北一號(hào)、臺(tái)南氣田。地層巖性疏松、欠壓實(shí)、成巖性差、氣層埋藏淺、分布井段長(zhǎng)、氣水界面復(fù)雜；地層承壓能力低，易漏、易噴、易縮徑[16]。隨著氣田的開(kāi)發(fā)，近年來(lái)在鉆井中發(fā)現(xiàn)原屬

39、正常地層壓力層系的淺部，因發(fā)生異常高壓，造成鉆井中“上吐下泄”的復(fù)雜及事故，是青海油田一級(jí)井控風(fēng)險(xiǎn)地區(qū)。</p><p>　　圖2-1 柴達(dá)木盆地三湖區(qū)域地質(zhì)分布圖</p><p>　　其主要地質(zhì)特征如下：(1)儲(chǔ)集層巖性復(fù)雜泥質(zhì)含量高，非均質(zhì)性強(qiáng)，欠壓實(shí)、膠結(jié)差、巖性疏松；（2）氣層位多；(3)氣水層間互,之間的泥巖隔層厚度為0.8~9.4m；（4）地層水平均礦化度為1.57×

40、;105mg/L，密度為1.19g/cm3，pH值為5.0~7.1，水型以CaCl2型為主，少量MgCl2型；（5）高部位砂層厚度大、層數(shù)多，向低部位砂層逐步靠近氣水界面，直至漸變?yōu)樗畬印?lt;/p><p><b>　　2.1.1儲(chǔ)層特性</b></p><p>　　澀北氣田儲(chǔ)層巖石疏松，成巖作用差，泥質(zhì)巖以微孔隙和晶間孔為主，而粉砂巖以粒間孔為主，因此不論是含泥質(zhì)低的

41、粉砂巖還是泥巖，其孔隙度都較高。</p><p><b>　?、?澀北一號(hào)氣田</b></p><p>　　澀北一號(hào)氣田巖性主要為粉砂巖，約占46.26%，泥質(zhì)粉砂巖約占32.03%，以及少量的細(xì)砂巖，約占3.92%，如圖2-2所示。一號(hào)氣田的夾層主要為粉砂質(zhì)泥巖。儲(chǔ)集層成巖性差、欠壓實(shí)、膠結(jié)疏松、顆粒接觸關(guān)系為漂浮式或點(diǎn)式接觸、膠結(jié)類型為基底~孔隙及孔隙式膠結(jié)。儲(chǔ)層

42、屬高孔中滲儲(chǔ)集層，儲(chǔ)層孔隙度在11.9%~42.4%之間，平均29.97%，滲透率在2.8mD~217.4mD，平均為16.74mD。</p><p>　　圖2-2 澀北一號(hào)氣田不同巖性孔隙度（Ф，%）、滲透率（K，10-3μm2）變化圖 </p><p><b>　?、?澀北二號(hào)氣田</b></p><p>　　澀北二號(hào)氣藏巖性為疏松砂巖

43、，成巖性與膠結(jié)性差，巖性奕粉砂巖、含泥粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，含有少量的細(xì)砂巖。儲(chǔ)層物性表現(xiàn)為高孔隙度，中~低滲透率的特點(diǎn)。巖樣孔隙度在10.3%~43.3%之間，平均28.79%；滲透率在1.0mD~612mD，平均15.22mD。</p><p><b>　?、叟_(tái)南氣田</b></p><p>　　臺(tái)南氣藏巖性以粉砂巖、含泥粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，孔隙度平均在31

44、.68%之間；滲透率在0.066mD~3787mD，平均19.41mD。</p><p>　　澀北一二號(hào)和臺(tái)南氣藏巖性以深灰色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖為主，含少量的灰黑色碳質(zhì)泥巖，并夾雜暗黑色泥巖和砂巖。巖性細(xì)而雜、泥質(zhì)含量較高、欠壓實(shí)、地層膠結(jié)疏松、成巖性較差。儲(chǔ)層平均孔隙度為31.0%,平均滲透率為32.0×10-3μm2[17]。地層承壓能力低，淺部地層易發(fā)生井漏。</p><

45、p><b>　　2.1.2地層巖性</b></p><p>　　澀北一號(hào)氣田鉆遇的主要地層由上至下為第四系下更新統(tǒng)澀北組（Q1+2）、上第三系上新統(tǒng)獅子溝組（N23）。已知?dú)鈱又饕性谙赂陆y(tǒng)澀北組地層中上段。澀北一號(hào)氣田的地層成巖性差、膠結(jié)疏松、承壓能力低、氣層多、地層壓力分布不均等特點(diǎn)，尤其是氣田埋藏淺、結(jié)構(gòu)疏松、膠結(jié)差、含氣井段長(zhǎng)。在鉆井中易發(fā)生卡鉆與井漏事故。</p&g

46、t;<p>　　澀北組(Q1)地層厚度達(dá)1700m，根據(jù)澀北組的巖性特征、沉積發(fā)育狀況與含氣狀況，進(jìn)一步劃分了3個(gè)巖性段，13個(gè)巖性、電性標(biāo)準(zhǔn)層(用K1-K13表示)。</p><p>　　圖2-3 澀北一號(hào)氣田鉆遇的地層巖性剖面圖</p><p>　　K1~K3為澀北組上段，厚度約553.5~685.5m，巖性主要以灰色、淺灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主，含少量粉砂巖、泥質(zhì)粉砂

47、巖互層。該段整體巖性偏細(xì)，砂巖不發(fā)育，含氣性較差。泥質(zhì)巖占85%~90%。</p><p>　　K4~K10為澀北組中段，厚度約930~940m，巖性以灰色、深灰色泥巖為主，粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖次之，含少量細(xì)砂巖、鈣質(zhì)泥巖與碳質(zhì)泥巖，各巖性呈頻繁間互的不等厚互層。</p><p>　　K10~K13為澀北組下段，視厚度約260~290m，由灰色泥巖、深灰色泥巖、淺灰色泥巖、鈣質(zhì)泥巖不等厚互層

48、組成，局部夾灰黑色碳質(zhì)泥巖。本段地層巖性相對(duì)要粗，砂層占本段地層厚度35%左右。</p><p>　　澀北氣田地質(zhì)特征復(fù)雜，在鉆井過(guò)程中往往會(huì)鉆遇多套地層，對(duì)套管強(qiáng)度影響嚴(yán)重。如圖2-3所示為澀北一號(hào)氣田鉆遇的地層巖性剖面圖。該地區(qū)所鉆遇的地層巖性差異大，則硬、塌、縮徑等復(fù)雜情況較多。</p><p>　　2.2澀北氣田地層壓力分布</p><p>　　2.2.1地

49、層壓力的相關(guān)概念</p><p>　　地層壓力：指地下巖石孔隙內(nèi)流體的壓力。</p><p>　　①正常地層壓力：地下某一深度的地層壓力等于地層水作用于該處的靜液柱壓力。正常地層壓力梯度：0.0098~0.0105Mpa/m或壓力系數(shù)為1.0~1.07。</p><p>　?、诋惓５蛪海旱貙訅毫μ荻鹊陀?.0098Mpa/m或地層壓力系數(shù)小于1的地層。</p&

50、gt;<p>　?、郛惓８邏海旱貙訅毫μ荻雀哂?.0105Mpa/m或地層壓力系數(shù)大于1.07的地層。</p><p>　　靜液壓力：由靜止液體重力產(chǎn)生的壓力。</p><p><b>　　計(jì)算公式：</b></p><p>　　P—靜液壓力，MPa</p><p>　　ρ—液體密度，g/cm3</p

51、><p><b>　　H—液柱高度，m</b></p><p>　　3）壓力梯度：每增加單位垂直深度壓力的變化量。</p><p><b>　　計(jì)算公式為：</b></p><p>　　G—壓力梯度，Mpa /m；</p><p>　　P—壓力， Mpa ；</p>

52、<p><b>　　H—深度，m；</b></p><p>　　ρ —流體密度，g/cm3 </p><p>　　4）壓力系數(shù)：指某點(diǎn)壓力與該點(diǎn)深度處的靜水柱壓力之比。</p><p><b>　　計(jì)算公式為：</b></p><p>　　K—壓力系數(shù)，無(wú)單位；</p>&

53、lt;p>　　ρ水—水的密度， 1.0 g/cm3 ；</p><p><b>　　H—深度，m；</b></p><p>　　ρe —當(dāng)量流體密度， g/cm3 。</p><p>　　2.2.2三大氣田的壓力分布</p><p>　　澀北一號(hào)氣田氣藏埋深428.5~1592.5m，地層壓力4.92~18.22M

54、Pa，構(gòu)造高部位氣層多（91 層），有效厚度大（281.2m）。根據(jù)澀北一號(hào)氣田氣層縱向分布規(guī)律，整個(gè)氣田劃分為5個(gè)氣層組，91個(gè)小層，24個(gè)儲(chǔ)量計(jì)算單元。</p><p>　　圖2-4 澀北一號(hào)氣田IV-1層組地層壓力分布特征</p><p>　　澀北二號(hào)氣田氣藏埋深404.8~1336m，單層厚度2~4m，高部位澀中1井累積有效厚度271.8m，地層壓力4.23~15.46MPa。根

55、據(jù)泥巖隔層及砂泥發(fā)育的旋回韻律特征，結(jié)合氣層組內(nèi)儲(chǔ)量單元的分布情況，澀北二號(hào)氣田縱向上劃分為4個(gè)氣層組，27個(gè)砂巖組，82個(gè)小層。</p><p>　　表2-1 澀北二號(hào)氣田各開(kāi)發(fā)層系的地層壓力表</p><p>　　臺(tái)南氣田氣層埋深835~1737m，地層壓力10.25~20.15MPa，單層厚度3-6m，高部位臺(tái)南5井有效累積厚度190.1m。57個(gè)解釋氣層集中分布在澀北組（Q1）中

56、上部K1~K10標(biāo)準(zhǔn)層之間約900m井段中。根據(jù)區(qū)域氣層分布規(guī)律及澀北一號(hào)、澀北二號(hào)等氣田的氣層組劃分情況，分析臺(tái)南氣田的地層沉積、氣層分布、氣水關(guān)系特征，將臺(tái)南氣田61個(gè)儲(chǔ)層、57 個(gè)氣層劃分為5個(gè)氣層組、27個(gè)計(jì)算單元。</p><p>　　表2-2 澀北氣田氣體性質(zhì)及溫壓系統(tǒng)表</p><p>　　澀北氣田是生物成因淺氣藏，氣層縱向多而薄，各氣區(qū)的埋藏深度不同，澀北一號(hào)、二號(hào)氣田相

57、對(duì)臺(tái)南氣田氣藏埋深較淺。三大氣區(qū)的壓力分布不均勻，即使同一層系的地層壓力也有差異，如圖2-4，澀北一號(hào)氣田IV-1層組澀4-20、澀4-16、澀3-22氣井壓力明顯高于其他氣井。根據(jù)表2-2可以看出，澀北一號(hào)、二號(hào)、臺(tái)南氣田壓力梯度在常壓的壓力梯度范圍內(nèi)，總的來(lái)說(shuō)澀北氣田基本屬于正常壓力氣區(qū)。</p><p>　　圖2-5 澀北二號(hào)氣田地層壓力與地層深度的關(guān)系</p><p>　　根據(jù)表

58、2-1的數(shù)據(jù)，做出澀北二號(hào)氣田壓力與深度的關(guān)系圖，關(guān)系式為：P=0.0119H-1.794相關(guān)系數(shù)r=0.9934，則氣田地層壓力梯為1.19MPa/100m。查地層壓力劃分標(biāo)準(zhǔn)表2-3可知，澀北二號(hào)氣田的壓力系統(tǒng)基本屬于正常壓力系統(tǒng)。</p><p>　　由于開(kāi)發(fā)時(shí)間相對(duì)較長(zhǎng)，開(kāi)采不均衡造成地層壓力紊亂，通過(guò)統(tǒng)計(jì)生產(chǎn)井的壓力資料及RFT測(cè)井資料可以得出：井段200~650m，地層的壓力系數(shù)在1.00~1.40之

59、間；井段780~840m，地層的壓力系數(shù)在0.90~0.98之間，井段1200~1450m，地層壓力系數(shù)僅為0.68~0.85[18]。如圖（2-6）</p><p>　　圖2-6 澀北氣田井深與壓力系數(shù)的關(guān)系</p><p>　　根據(jù)表2-3可以看出在200~650井段形成了局部異常高壓，而深層氣藏壓力遞減快形成了低壓區(qū),這種壓力分布易造成“上吐下瀉”的情況。淺部地層壓力系數(shù)紊亂，導(dǎo)致在

60、鉆井過(guò)程中泥漿密度選擇偏大，使某些井段壓差過(guò)大，高壓失水增加泥餅增厚，造成井徑偏小“縮徑”。影響了泥漿性能和泥餅的質(zhì)量。施工時(shí)易發(fā)生縮徑、卡鉆、井漏、井涌、甚至井噴等井下事故。</p><p>　　表2-3 地層異常壓力分類表</p><p>　　2.2.3異常高壓成因</p><p>　　澀北氣田儲(chǔ)層為砂泥交互沉積，沉積速度快，顆粒細(xì)，壓實(shí)過(guò)程中孔隙中的水排泄不暢

61、，如果是大段的泥巖，就容易形成異常高壓[19]。找到地層異常高壓的成因，可降低澀北氣田的施工風(fēng)險(xiǎn)與安全隱患。</p><p>　　圖2-7井底壓力梯度曲線</p><p>　　壓力異常發(fā)生于靜水壓力梯度線與靜巖壓力梯度線的區(qū)域之間，如圖2-7，當(dāng)?shù)貙訅毫μ荻染€越靠近靜巖壓力梯度線，地層壓力Pf越大，有效壓力Pe則越小。隨著氣藏開(kāi)發(fā)生產(chǎn)，地層壓力逐漸下降，因上覆壓力恒定，有效壓力增大，導(dǎo)致壓

62、實(shí)驅(qū)動(dòng)[20]。</p><p>　　圖2-8欠壓實(shí)泥巖壓力封閉示意圖</p><p>　　欠壓實(shí)作用引起澀北氣田異常高壓：如圖2-8，為欠壓實(shí)泥巖壓力封閉示意圖。澀北氣田屬于沙泥交互沉積，在沉積過(guò)程中，沉積速度快于流體排出速度，下伏地層因首先被壓實(shí)排水，導(dǎo)致滲透性變差，在其周圍形成致密層，泥巖內(nèi)的孔隙水未能及早排出，延緩了成巖作用，部分剩余水滯留在泥巖中，故形成欠壓實(shí)現(xiàn)象。此時(shí)孔隙流體同

63、時(shí)承受靜水壓力與上覆巖層壓力，形成較正常壓實(shí)泥巖更高的孔隙流體壓力，即異常高壓[21]。</p><p>　　2.3澀北氣田井控的重要性</p><p>　　澀北氣田屬于淺氣層，地層壓力低，因此很多人便認(rèn)為該地區(qū)不會(huì)發(fā)生井噴事故。而實(shí)際上，井越淺，平衡地層壓力的鉆井液液柱壓力也越小，一旦失去平衡，淺層的油氣上竄速度很快，很短時(shí)間就能到達(dá)井口。而且淺氣層發(fā)生井涌井噴，關(guān)上井很容易在上部淺層或

64、表層套管鞋處憋漏，不能用常規(guī)的關(guān)井節(jié)流方法進(jìn)行井控，井控難度大[22]。如果對(duì)澀北區(qū)域地層壓力監(jiān)測(cè)不重視，往往會(huì)導(dǎo)致事故的發(fā)生。</p><p>　　2.3.1井噴事故及井噴危害</p><p>　　澀北一號(hào)氣田自1964年發(fā)現(xiàn)至今，曾有多口井因井噴失控而報(bào)廢，這些井的強(qiáng)勁噴勢(shì)，反映出本區(qū)地層壓力異常。</p><p>　　圖2-9 北參3井著火事故</p&g

65、t;<p>　　圖2-10 某井井噴著火事故導(dǎo)致井架倒塌</p><p>　　澀深2井位于構(gòu)造南翼西端，于1976年6月22日鉆至井深62537m時(shí)先漏后噴，關(guān)封井器后，雖經(jīng)防噴管線放噴，但在鉆臺(tái)旁距井口9m處仍憋出一條長(zhǎng)2m，寬2.5m的裂縫，天然氣、泥漿、水同時(shí)噴出，噴高達(dá)5-6m，而后相繼注入200m3比重1.70g/cm3的泥漿、比重1.26g/cm3的鹽水和2845袋水泥，歷時(shí)19天，才將

66、該井封住，不得己將613.46m鉆具一同埋在了井下。</p><p>　　澀深8井位于構(gòu)造南翼，距北參3井1.1km，1976年8月29日鉆至井深574.28m處理井漏，接單根時(shí)發(fā)生井噴，當(dāng)時(shí)噴高18m，噴出物多為泥漿、天然氣和水。次日噴勢(shì)減弱，用比重1.26g/cm3的鹽水32m3壓井，不僅未壓住，噴勢(shì)反而更猛，噴高27m，有時(shí)甚至高達(dá)40m以上。直至9月6日，用80m3比重1.4g/cm3，的泥漿和110袋水

67、泥才壓住井噴。完井以后，井口表套周圍仍有水和天然氣噴出。</p><p>　　大量的案列告誡我們，井噴失控是災(zāi)難性的事故，其危害性極大：</p><p>　　（1）擾亂正常的工作秩序，影響油氣開(kāi)發(fā)；</p><p>　?。?）使鉆井事故復(fù)雜化；</p><p>　　井噴失控后易導(dǎo)致火災(zāi)事故和地層塌陷；</p><p>

68、　　污染生態(tài)環(huán)境，對(duì)周圍農(nóng)田、牧場(chǎng)、林場(chǎng)等建設(shè)造成影響；</p><p>　　對(duì)周圍居民的生命財(cái)產(chǎn)安全帶來(lái)隱患；</p><p>　　（6）造成機(jī)械損壞、人員傷亡、油氣井報(bào)廢,從而產(chǎn)生巨大的經(jīng)濟(jì)損失； </p><p>　　（7）損害油氣層、破壞油氣資源。</p><p>　　圖2-11 井噴事故的危害</p><p&g

69、t;　　2.3.2井噴的原因分析</p><p>　　圖2-12 井噴的原因</p><p>　　澀北氣田的井噴特征：</p><p>　　1）地層巖性疏松、下鉆速度過(guò)快、鉆井液密度控制不好都易引發(fā)井漏，井漏之后便會(huì)導(dǎo)致井噴；</p><p>　　2）地層泥質(zhì)含量高，鉆進(jìn)時(shí)鉆頭容易泥包，起鉆就易發(fā)生井噴；</p><p&g

70、t;　　3）氣層埋藏淺、分布井段長(zhǎng)，如果發(fā)生溢流，氣柱上竄迅速，很難有效的控制；</p><p>　　4）地層異常壓力，因澀北氣田屬于淺層氣藏，地層壓力不易控制，往往會(huì)形成異常高壓井，形成強(qiáng)烈的地下井噴。</p><p>　　2.3.3澀北氣田的井控難點(diǎn)</p><p>　　在澀北鉆井鉆探中，開(kāi)發(fā)方對(duì)于表層氣壓力數(shù)據(jù)提供不祥，承鉆方無(wú)法精確控制泥漿密度，淺層鉆進(jìn)中泥

71、漿比重忽高忽低，在氣田后期開(kāi)發(fā)中易出現(xiàn)一些淺部氣層形成異常高壓，造成“上吐下瀉”現(xiàn)象發(fā)生，嚴(yán)重時(shí)導(dǎo)致井涌、并噴。</p><p>　　澀北氣田的地層情況復(fù)雜，井控工作難點(diǎn)較多： </p><p>　　1）地層裂縫發(fā)育，易造成突發(fā)井噴狀況，氣竄高度大，不易控制。</p><p>　　2）氣層壓力梯度高，鉆井液密度大，最高值達(dá)2.4g/cm3，導(dǎo)致井口壓力高，容易發(fā)生井

72、噴失控。 </p><p>　　3）鉆遇氣層頻繁、氣藏層系多，使井控工作更加復(fù)雜多變。 </p><p>　　4）分布不均的地層壓力造成壓力控制困難。 </p><p><b>　　2.4小結(jié)</b></p><p>　　澀北氣田為埋藏較淺的第四系地層，具有地層成巖性差、膠結(jié)疏松、承壓能力低、氣層多、地層壓力分布不均、欠

73、壓實(shí)等特點(diǎn)。在開(kāi)采后期，原屬于正常壓力的淺部氣層易形成異常高壓，造成“上吐下泄”的復(fù)雜事故，所以做好澀北氣田的井控工作尤為重要。通過(guò)分析該地區(qū)地層巖性及壓力分布，找到井噴的原因，掌握澀北氣田的井控技術(shù)難點(diǎn)，并設(shè)計(jì)合理的井控設(shè)備和預(yù)防措施。</p><p>　　3井控設(shè)備設(shè)計(jì)及預(yù)防措施</p><p>　　井控設(shè)備是指實(shí)施油氣井壓力控制技術(shù)的一整套專用設(shè)備、儀表與工具的統(tǒng)稱，其配套程度主要取

74、決于油氣條件和生產(chǎn)技術(shù)，如較淺的低壓井往往只配備井口防噴器組、蓄能器裝置、遠(yuǎn)程控制裝置、簡(jiǎn)易節(jié)流壓井管匯、方鉆桿旋塞等。</p><p>　　常規(guī)的井控設(shè)備由以下部分構(gòu)成：</p><p>　　1）井口防噴器組(環(huán)形防噴器、閘板防噴器、四通等)</p><p>　　2）控制系統(tǒng)(蓄能器裝置、遙控裝置、輔助遙控裝置)</p><p><b

75、>　　3）節(jié)流與壓井管匯</b></p><p>　　4）鉆具內(nèi)防噴工具(方鉆桿球閥、鉆桿回壓凡爾、井下鉆具浮閥)</p><p><b>　　5）加重鉆井液裝置</b></p><p>　　6）起鉆灌注鉆井液裝置 </p><p>　　7）鉆井液氣體分離器，除氣器</p><p

76、>　　8）監(jiān)測(cè)儀表(泥漿液面監(jiān)測(cè)儀、H2S檢測(cè)器) </p><p><b>　　9）旋轉(zhuǎn)防噴器 </b></p><p>　　10）不壓井起下鉆加壓裝置與滅火設(shè)備 </p><p>　　3.1合理的井控設(shè)備及安裝技術(shù)要求</p><p>　　澀北氣田的井控工作難點(diǎn)較多，由于部分油氣井在后期開(kāi)采中會(huì)出現(xiàn)

77、異常高壓，這就要求更合理的井控設(shè)備來(lái)保障澀北氣田的安全鉆井。</p><p>　　圖3-1 井控設(shè)備示意圖</p><p>　　3.1.1鉆井井口裝置</p><p>　　圖3-2鉆井井口裝置</p><p>　　1）安裝套管頭時(shí)應(yīng)使四通和防噴管線的高度位置不變，保證套管中心線在固井作業(yè)時(shí)與井眼中心線的偏差不超過(guò)10mm，保證懸掛器和保護(hù)套

78、順利裝入。 </p><p>　　2）防噴器安裝完成之后，需要對(duì)井口、轉(zhuǎn)盤、天車中心等進(jìn)行校正，其誤差不可超過(guò)10mm，用∮16mm（5/8″）的鋼絲繩將防噴器繃緊在井架底座的對(duì)角線上。</p><p>　　3）確保司鉆控制臺(tái)、遠(yuǎn)程控制臺(tái)和防噴器之間的連接管線在連接時(shí)要正確，并清潔干凈。</p><p>　　3.1.2防噴器控制裝置</p>&l

79、t;p>　　圖3-3無(wú)線遙控防噴器控制裝置</p><p>　　1）安裝遠(yuǎn)程控制臺(tái)的工作室應(yīng)位于在距離井口不低于25m的井場(chǎng)左前方，在其周圍10m內(nèi)嚴(yán)禁放置易燃易爆、腐蝕物品。同時(shí)留有2m寬的行人過(guò)道。</p><p>　　2）需用壓縮空氣將液控管線清理干凈，管排架和防噴管線及放噴管線的距離不少于1m；嚴(yán)禁在管排架上放置雜物或進(jìn)行焊割操作。</p><p>　

80、　3）氣管纜應(yīng)順管排架安裝在其側(cè)面的合適位置，或是從空中架設(shè)，多余的管纜盤需放置于管排架上，不可彎曲或壓折。</p><p>　　4）司鉆控制臺(tái)應(yīng)靠近司鉆操作臺(tái)，方便司鉆的操作，并使其牢靠固定。</p><p>　　5）儲(chǔ)能器瓶的壓力不低于21Mpa，管匯壓力不低于10.5MPa。</p><p>　　6）遠(yuǎn)程控制臺(tái)的電源需從總電源處直接引出，具備獨(dú)立的控制開(kāi)關(guān)。&

81、lt;/p><p><b>　　3.1.3井控管匯</b></p><p><b>　　圖3-4節(jié)流管匯</b></p><p><b>　　圖3-5壓井管匯</b></p><p>　　1）所有管線、閘閥、單向閥等的工作壓力必須與所采用的防噴器組合的工作壓力匹配。</p&g

82、t;<p>　　2）防噴管線采取螺紋和標(biāo)準(zhǔn)法蘭進(jìn)行連接，禁止在現(xiàn)場(chǎng)焊接。</p><p>　　3）井口四通兩側(cè)到節(jié)流、壓井管匯為內(nèi)控管線。防噴器四通的兩翼處接防噴管線，且每條管線需各安裝兩個(gè)閘閥。</p><p>　　4）節(jié)流、壓井管匯以外的管線為放噴管線。放噴管線的布局應(yīng)根據(jù)風(fēng)向、道路、各設(shè)施的情況，接出距井口75m以上，離各設(shè)備不低于50m的安全位置。</p>

83、<p>　　5）按鉆井工程設(shè)計(jì)探井、氣井及氣油比高的油井需配置鉆井液氣體分離器與除氣器。</p><p>　　6）采用防堵防凍措施保證各管線暢通運(yùn)作。</p><p>　　3.1.4鉆具內(nèi)防噴工具</p><p>　　圖3-6鉆具內(nèi)防噴工具的分類</p><p>　　各施工隊(duì)?wèi)?yīng)基本配有方鉆桿上下旋塞與鉆具止回閥。鉆具旁通閥可根據(jù)

84、井控工藝的需要進(jìn)行是否配置。</p><p>　　投入式止回閥的座式短節(jié)尺寸需與所用的鉆具保持一致，投入閥芯能夠通過(guò)短節(jié)上部鉆具的最小水眼。</p><p>　　3）探井、氣井的鉆具內(nèi)防噴工具必須采用井底閥。</p><p>　　4）鉆臺(tái)上應(yīng)備有一根防噴單根。</p><p>　　3.1.5井控監(jiān)測(cè)儀器儀表</p><p&

85、gt;　　施工隊(duì)?wèi)?yīng)裝備泥漿液面監(jiān)測(cè)和報(bào)警裝置。</p><p>　　起下鉆自動(dòng)灌泥漿裝置和各項(xiàng)井控參數(shù)儀表。</p><p>　　裝備的泥漿液面監(jiān)測(cè)報(bào)警儀需準(zhǔn)確顯示泥漿量的變化并能進(jìn)行預(yù)調(diào)，在泥漿量超出正常范圍時(shí)能夠及時(shí)報(bào)警。</p><p>　　3.1.6鉆井液凈化裝置</p><p>　　各施工井隊(duì)所配備的鉆井液凈化裝置需達(dá)到三級(jí)以上。&

86、lt;/p><p>　　探井、氣井及氣油比高的油井需配置鉆井液氣體分離器與除氣器。 </p><p>　　3.2井噴的預(yù)防措施</p><p>　　表3-1 井噴的預(yù)防措施</p><p>　　3.2.1澀北氣田的井控預(yù)防措施</p><p>　　圖3-7 應(yīng)急預(yù)案及合理應(yīng)對(duì)措施</p><p>

87、　　1）井架底座高度應(yīng)達(dá)到井控設(shè)備安裝的要求，大型鉆機(jī)需采用雙層高底座。</p><p>　　2）根據(jù)鉆井施工設(shè)計(jì)所需對(duì)井控設(shè)備進(jìn)行安裝與試壓，鉆井泥漿泵到壓井管匯的反循環(huán)壓井管線必須連接與試壓，并保證可以隨時(shí)使用。</p><p>　　3）井控裝置及放噴管線的試壓工作由四方（井隊(duì)、鉆井項(xiàng)目部、安全監(jiān)督、甲方監(jiān)督）到現(xiàn)場(chǎng)，試壓合格后四方簽字，試壓不合格或無(wú)四方簽字認(rèn)可，不得開(kāi)鉆。</

88、p><p>　　4）鉆井隊(duì)?wèi)?yīng)持證人員必須經(jīng)過(guò)培訓(xùn)，持有井控操作合格證才能上崗，在開(kāi)鉆前向全隊(duì)職工進(jìn)行工程、地質(zhì)設(shè)計(jì)交底的同時(shí)，必須重點(diǎn)對(duì)井控工作提出具體的措施和要求，每口井必須進(jìn)行二次以上（二開(kāi)、三開(kāi)）防噴演習(xí)，并達(dá)到規(guī)定要求，使崗位工人熟練掌握發(fā)生溢流后快速關(guān)井的操作程序。</p><p>　　5）做好一次井控工作，鉆井液性能、特別使鉆井液密度，必須達(dá)到設(shè)計(jì)要求以適應(yīng)井下安全的需要為前提，井

89、場(chǎng)要按設(shè)計(jì)儲(chǔ)備足夠的重鉆井液、加重劑、各種處理劑、堵漏材料。按規(guī)定配備和使用好固控設(shè)備。</p><p>　　6）針對(duì)第四系地層成巖性差，地層疏松，鉆頭易泥包的情況，鉆開(kāi)油氣層后，鉆進(jìn)時(shí)泥漿泵排量必須達(dá)到設(shè)計(jì)要求，∮215.90mm（81/2″）的井，原則上不低于25L/s，∮311.10mm（121/4″）以上的井，必須開(kāi)雙泵，以防鉆頭泥包，每鉆進(jìn)200m，進(jìn)行一次短程起下鉆，起鉆速度控制在0.2m/s以內(nèi)，防

90、止抽吸造成井噴。起鉆時(shí)必須有專人負(fù)責(zé)向井內(nèi)罐泥漿，并校核起出鉆具體積和罐入量一致，需要檢修設(shè)備時(shí)，必須將鉆具下到套管鞋處接好方鉆桿方能進(jìn)行。</p><p>　　7）澀北、臺(tái)南地區(qū)易發(fā)生井漏，井隊(duì)要隨時(shí)做好防漏和堵漏工作，下鉆特別是下套管時(shí)要嚴(yán)格控制下放速度0.3m/s，要平穩(wěn)操作，防止壓力激動(dòng)造成井漏，在有的區(qū)塊特別是澀北一號(hào)氣田要加入隨鉆堵漏劑進(jìn)行預(yù)堵漏，一旦發(fā)生井漏要停止鉆井或其它作業(yè)，及時(shí)注入堵漏鉆井液進(jìn)

91、行堵漏，防止因井漏后液柱壓力降低造成井噴。</p><p>　　8）及時(shí)發(fā)現(xiàn)溢流、及時(shí)實(shí)施正確的關(guān)井操作程序是氣井井控的關(guān)鍵。鉆井隊(duì)必須落實(shí)專人負(fù)責(zé)“坐崗”觀察，及時(shí)發(fā)現(xiàn)溢流或井漏，發(fā)生溢流1方之內(nèi)必須報(bào)警，并立即關(guān)井。</p><p>　　9）關(guān)井后嚴(yán)禁放噴，必須在2小時(shí)內(nèi)實(shí)施節(jié)流壓井工作，若不能實(shí)施正循環(huán)節(jié)流壓井，則采用小排量反循環(huán)進(jìn)行置換法壓井。把井壓穩(wěn)后循環(huán)觀察二周正常后方能繼續(xù)鉆

92、進(jìn)或其它作業(yè)。</p><p>　　10）做好防火工作，井場(chǎng)所有電路應(yīng)符合防火、防爆的要求，井場(chǎng)嚴(yán)禁動(dòng)用明火，消防器材必須按照規(guī)定齊全完好。</p><p>　　11）按SY/T5807-2003含硫油氣安全鉆井推薦作業(yè)法做好防止硫化氫中毒的預(yù)防和應(yīng)急工作。</p><p>　　12）嚴(yán)格按照井控九項(xiàng)管理制度做好井控的各項(xiàng)基礎(chǔ)和管理工作。特別要重點(diǎn)做好起下鉆、電測(cè)及

93、下套管作業(yè)的井控工作。</p><p>　　13）做好鉆井生產(chǎn)運(yùn)行的協(xié)調(diào)工作，各技術(shù)服務(wù)單位和后勤保障單位要有專人負(fù)責(zé)安全管理工作，并做好相應(yīng)的物資供應(yīng)及后勤保障工作。</p><p><b>　　3.3井噴預(yù)防實(shí)例</b></p><p>　　某鉆井的井身結(jié)構(gòu)如下：一開(kāi) 4120m×50. 6mm，二開(kāi)1852. 9m×3

94、60. 4mm，三開(kāi)3971. 5m×304. 7mm。設(shè)計(jì)鉆井液的密度時(shí)，將最高值定為 1. 57g/cm3。井深為 845m 時(shí)，密度為1. 22g/cm3，鉆頭直徑為320. 5mm，實(shí)施快速鉆進(jìn)作業(yè)時(shí)出現(xiàn)水涌問(wèn)題，溢出物包括鉆井液、清水，水涌后槽面上升。水涌出現(xiàn)后采用了以下處理技術(shù)：繼續(xù)實(shí)施鉆井作業(yè)，并同時(shí)將1. 35g/cm3的重泥漿加重注入鉆井中；注入重泥漿后發(fā)現(xiàn)外溢問(wèn)題并未解決，隨后進(jìn)行關(guān)井處理，將300m3粘度

95、為45s、密度為1. 42g/cm3的重泥漿加入鉆井中。循環(huán)處理后沒(méi)有壓住井，隨后將關(guān)井憋壓的壓力提升至2. 5MPa，同時(shí)采用節(jié)流壓井技術(shù)，重泥漿粘度提升至55s，密度提升至1. 53g/cm3，進(jìn)行以上處理后鉆井恢復(fù)正常。</p><p><b>　　3.4小結(jié)</b></p><p>　　澀北氣田的地層情況極其復(fù)雜，井控工作難點(diǎn)較多，同時(shí)對(duì)于井控設(shè)備的要求也就更

96、高。根據(jù)上一節(jié)關(guān)于澀北氣田地層資料及井噴事故原因，給出合理的井控設(shè)備設(shè)計(jì)，從鉆井井口裝置、防噴器控制裝置、井控管匯、鉆具內(nèi)防噴工具、井控監(jiān)測(cè)儀器儀表、鉆井液凈化裝置六個(gè)方面對(duì)澀北氣田的井控設(shè)備進(jìn)行研究設(shè)計(jì)。</p><p>　　最終并提出了針對(duì)澀北氣田有效的井控預(yù)防措施。</p><p>　　4適合澀北氣田的井控預(yù)防體系</p><p>　　4.1井控預(yù)防體系設(shè)計(jì)&

97、lt;/p><p>　　根據(jù)澀北氣田井噴等事故的經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)與澀北氣田特有的地層情況，給出一套適合澀北氣田的井控預(yù)防體系。包括以下主要內(nèi)容：</p><p>　　1）據(jù)柴達(dá)木盆地三湖區(qū)域特有的地質(zhì)特征和氣候環(huán)境，做好鉆前工程與井場(chǎng)布置，確保該地區(qū)的井控安全。</p><p>　　2）各個(gè)井隊(duì)做好地層壓力的預(yù)測(cè)與監(jiān)測(cè)，掌握詳細(xì)且有效的地層參數(shù)，保證能夠隨時(shí)了解地下情況。<

98、;/p><p>　　3）需儲(chǔ)備適合該區(qū)域地層特征的鉆井液類型，選取合理的鉆井液密度、加重鉆井液、加重劑和其他處理劑。</p><p>　　4）合理的井身結(jié)構(gòu)。</p><p>　　5）提高井控意識(shí)及完善監(jiān)管制度。</p><p>　　4.1.1滿足井控安全的鉆前工程及合理的井場(chǎng)布置</p><p>　　1）選定井場(chǎng)時(shí)，井場(chǎng)

99、的左前方應(yīng)上風(fēng)方向，鉆井液循環(huán)系統(tǒng)應(yīng)處在下風(fēng)位置。</p><p>　　2）遠(yuǎn)程控制臺(tái)應(yīng)設(shè)置在面對(duì)井場(chǎng)左前方。距離井口25m遠(yuǎn)。</p><p>　　3）井場(chǎng)值班房、材料房、泥漿房等設(shè)置在井場(chǎng)的上風(fēng)方向。 </p><p>　　4）鉆機(jī)的井架底座基礎(chǔ)和震動(dòng)篩基礎(chǔ)需高于井場(chǎng)平面的0.2~0.25m，可以使放噴管線安全通過(guò)震動(dòng)篩基礎(chǔ)并接出井場(chǎng)。</p>

100、<p><b>　　圖4-1井場(chǎng)布置</b></p><p>　　5）挖方井有利于井口的安裝和特殊作業(yè)的操作，所挖方井的寬度高于1.8m，深度應(yīng)大于1.5m，同時(shí)在其周圍和底部用水泥固定，設(shè)有排水溝。 </p><p>　　6）因井噴事故的破壞性極強(qiáng)，井口距離鐵路、公路等交通要道應(yīng)不低于200m；人口密集區(qū)等場(chǎng)所不低于500m；在施工過(guò)程中，應(yīng)使附

101、近100m內(nèi)的居民提前撤離。如果是含硫、高壓井，應(yīng)撤離距離井口500m內(nèi)的居民。</p><p>　　4.1.2地層壓力監(jiān)測(cè)</p><p>　　澀北氣田屬淺氣層氣藏，壓力分布不均，地層資料預(yù)測(cè)、監(jiān)測(cè)困難。這就要求地質(zhì)部門提供準(zhǔn)確的鉆井資料（鄰區(qū)鄰井資料、試油壓力資料、地層巖性剖面及故障提示等資料），并繪制出地層孔隙壓力梯度曲線、破裂壓力梯度曲線。</p><p>

102、　　在調(diào)整井開(kāi)鉆之前，區(qū)塊內(nèi)的注水井應(yīng)根據(jù)井口壓力，及早采用注水井停注、注水井放溢流等措施，來(lái)降低地層壓力。確保該區(qū)域的安全鉆井，降低井控風(fēng)險(xiǎn)，并提高油氣開(kāi)采的經(jīng)濟(jì)效益。 </p><p>　　為了準(zhǔn)確掌握井底壓力的分布與變化，應(yīng)采用地層壓力預(yù)測(cè)和監(jiān)測(cè)技術(shù)。在開(kāi)鉆前，應(yīng)用地震層速度法、鄰區(qū)鄰井資料對(duì)地層壓力進(jìn)行預(yù)測(cè)；鉆進(jìn)中，采用Dc指數(shù)法或頁(yè)巖密度法進(jìn)行隨鉆壓力監(jiān)測(cè)，同時(shí)繪制全井段的地層壓力梯度曲線圖。&l

103、t;/p><p>　　為了對(duì)套管鞋處地層的承壓能力進(jìn)行判斷，需在套管鞋以下高壓油氣層前，對(duì)裸眼井段做地層承壓試驗(yàn)。如果漏失，應(yīng)堵漏之后再鉆開(kāi)高壓油氣層。針對(duì)澀北氣田的井況復(fù)雜，要求每鉆進(jìn)100~200m做一次地層承壓試驗(yàn)。</p><p>　　4.1.3優(yōu)選鉆井液</p><p>　　平衡壓力鉆井中鉆井液密度的確定，應(yīng)該以裸眼井段的最高地層孔隙壓力梯度的當(dāng)量鉆井液密度為

104、基準(zhǔn)，再增加一個(gè)附加值[23]。其附加值應(yīng)以下兩種原則為準(zhǔn)：</p><p>　?。?）油水井為0.05—0.10g/cm3，氣井為0.07—0.15g/cm3。</p><p>　　（2）油水井為1.5—3.5MPa，氣井為3.0—5.0MPa。</p><p>　　在已經(jīng)發(fā)開(kāi)的區(qū)域打調(diào)整井，若目的層壓力大于原始地層壓力的時(shí)候，應(yīng)該據(jù)附近注水井、采油井的動(dòng)態(tài)壓力數(shù)

105、據(jù)或?qū)嶃@資料，在確保安全鉆井和不損害油氣層的前提下選取適合的鉆井液密度。</p><p>　　4.1.4合理的井身結(jié)構(gòu)</p><p>　　根據(jù)地層壓力、地層巖性剖面及保護(hù)油氣層的要求，對(duì)井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行合理的設(shè)計(jì)。套管的設(shè)計(jì)應(yīng)滿足井控技術(shù)的要求：</p><p>　　1）同一裸眼井段應(yīng)避免出現(xiàn)兩個(gè)壓力梯度相差較大的油氣水層。</p><p>　

106、　2）鉆下部地層時(shí)，套管鞋處裸露地層應(yīng)不會(huì)被鉆井液液柱壓裂，同時(shí)不會(huì)由于溢流而關(guān)井或因壓井作業(yè)而被壓裂。</p><p>　　3）對(duì)于超深井與復(fù)雜井的套管程序，則應(yīng)該留有一層備用套管。</p><p>　　4）長(zhǎng)裸眼井段應(yīng)避免不下技術(shù)套管，從而導(dǎo)致打開(kāi)油氣層前出現(xiàn)一些復(fù)雜情況。</p><p>　　5）含有H2S、CO2 等有害氣體和高壓氣井的完井套管，水泥需返還到

107、地面。</p><p>　　6）含硫井的套管材質(zhì)選取不僅要考慮其強(qiáng)度，還要考慮抗H2S腐蝕的能力。</p><p>　　4.1.5提高井控意識(shí)及完善監(jiān)管制度</p><p>　　從澀3-9井等井噴事故中可以看出，事故的發(fā)生很大的原因在于坐崗人員井控意識(shí)差、監(jiān)管制度不夠完善。因此，務(wù)必要求各井隊(duì)在施工前就要做好井控培訓(xùn)。樹(shù)立“安全第一、恪守崗位、嚴(yán)謹(jǐn)作業(yè)”的工作態(tài)度，

108、時(shí)時(shí)刻刻做好井控預(yù)防的準(zhǔn)備。</p><p>　　澀北氣田的各施工井隊(duì)，必須熟知《青海油田石油與天然氣鉆井井控實(shí)施細(xì)則》，嚴(yán)格規(guī)范施工行為，嚴(yán)禁違章違規(guī)操作。防止由于下鉆速度過(guò)快、起鉆抽汲等人為因素而造成的井漏、井噴。同時(shí)加強(qiáng)施工井隊(duì)員工的井噴事故演練，熟練掌握壓井、關(guān)井等作業(yè)程序。</p><p>　　澀北氣田的井控不僅要在基礎(chǔ)的施工井隊(duì)來(lái)預(yù)防，還需加大該區(qū)域的井控監(jiān)管制度，必須嚴(yán)格落實(shí)

109、井控實(shí)施辦法。井隊(duì)安全生產(chǎn)時(shí)，要做好各崗位的監(jiān)察，將井噴事故的預(yù)防扼殺在工作人員的疏忽中。發(fā)生井噴等事故后，不僅要做好井控事故的處理，還需對(duì)責(zé)任人進(jìn)行嚴(yán)懲。</p><p><b>　　4.2小結(jié)</b></p><p>　　澀北氣田的井控預(yù)防工作極其重要，建立一套適合澀北氣田的井控預(yù)防體系，對(duì)于該氣田的安全開(kāi)采有著重要的意義。針對(duì)其復(fù)雜的地層情況，本節(jié)介紹了五個(gè)方面

110、的井控預(yù)防：滿足井控安全的鉆前工程及合理的井場(chǎng)布置、地層壓力監(jiān)測(cè)、優(yōu)選鉆井液、合理的井身結(jié)構(gòu)、提高井控意識(shí)及完善監(jiān)管制度。</p><p><b>　　結(jié) 論</b></p><p>　　本設(shè)計(jì)通過(guò)對(duì)青海澀北氣田鉆井井控技術(shù)研究得出了以下結(jié)論：</p><p>　　1）澀北氣田屬于一級(jí)井控風(fēng)險(xiǎn)區(qū)域，地層巖性差，壓力分布不均勻，氣層埋藏淺，在開(kāi)發(fā)

111、后期在淺部地層會(huì)形成異常高壓，同時(shí)易造成井漏、井噴等復(fù)雜問(wèn)題。給該地區(qū)的安全施工帶來(lái)了很大的困難與風(fēng)險(xiǎn)。</p><p>　　2）由于該地區(qū)的復(fù)雜地質(zhì)情況，要求施工井隊(duì)在打開(kāi)油氣層前，熟悉并掌握地質(zhì)部門提供的地層資料，合理設(shè)計(jì)適合澀北氣田安全標(biāo)準(zhǔn)的井控設(shè)備，并做好井控預(yù)防工作。</p><p>　　3）對(duì)澀北氣田多次井噴事故分析，可以看出事故發(fā)生的很大原因都是井控工作人員的疏忽大意，因此務(wù)

112、必要加強(qiáng)施工井隊(duì)員工的井控安全意識(shí)，做好鉆井井控應(yīng)急預(yù)案和壓井、關(guān)井演練。對(duì)施工中可能遇到的復(fù)雜地下情況引起高度重視，并嚴(yán)格要求各井隊(duì)堅(jiān)守崗位，做好井控監(jiān)管工作，將井控風(fēng)險(xiǎn)降到最低。</p><p><b>　　參考文獻(xiàn)</b></p><p>　　[1] 楊國(guó)彬.柴達(dá)木盆地澀北氣田安全鉆井技術(shù)探討[J].鉆采工藝,2002,25(4):9-10.</p>