A01井控的基本概念第一章讲解Word文档下载推荐.docx

A01井控的基本概念第一章讲解Word文档下载推荐.docx

《A01井控的基本概念第一章讲解Word文档下载推荐.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《A01井控的基本概念第一章讲解Word文档下载推荐.docx（23页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

一级井控是井控工作的关键。

1.1.2.2二级井控

二级井控：

是溢流或井喷后，通过及时关井与压井作业重建井底压力平衡的井控工艺技术。

当井内液柱压力不能平衡地层压力，地层流体侵入井内，井口出现溢流时，依靠地面设备建立的回压和井内液柱压力共同平衡地层压力，控制油气侵和溢流，恢复井内压力平衡的井控技术。

二级井控是井控工作的重点，是井下作业井控技术的核心内容。

1.1.2.3.三级井控

三级井控：

三级井控是井喷失控后，采取的各种应急抢险措施，重新恢复对井口控制的井控技术。

三级井控也就是平常所说的井喷抢险，利用专门设备和技术重新恢复对井口的控制。

井控工作应“确保一级井控，做好二级井控，杜绝三级井控”一般地说，在井下作业时要使一口井始终处于一级井控状态。

同时做到“早发现，早关井，早处理”，做好一切应急准备，一旦发生溢流、井涌、井喷，能迅速做出反应并加以解决，恢复正常的井下作业状态。

1.2井喷的原因及危害

尽管各油田企业在井控管理方面积累了丰富的经验，但是井喷及其失控事故还时有发生，一旦发生井喷，极易导致井喷失控，造成油气资源破坏、自然环境污染，甚至造成设备损毁、油（气）水井报废、人员伤亡。

所以，井喷失控是井下作业施工中性质严重、损失巨大的灾难性事故。

1.2.1井喷案例

1.1992年9月11日，某油田“GD8-26-121井”新井投产射孔过程中发生井喷，抢起电缆、准备切断电缆过程中，喷势增大电缆随气流窜出井口，炮弹飞出井筒落于井口正北方向500m左右。

抢关射孔大闸门时,因井口压力高关闭不严，井喷失控。

抢喷过程中套管短节被拉偏、漏气导致抢喷工作复杂化。

9月13日利用间歇停喷抢装采油树，关井压井成功。

2.1994年9月28日，某油田位于石家庄市赵县附近的一口预探井，在试油射孔作业中发生井喷，含硫化氢有毒气体扩散面积达10个乡镇80余个村庄，导致22.6万人被迫紧急疏散。

3.2005年12月26日，某油田“TZ823井”在试油换装采油树的过程中，发生强烈井喷硫化氢泄漏事故（硫化氢浓度14834ppm，22251mg/m3）。

事故历时4天5小时，共反循环压入密度1.15g/cm3的污水110m3，压稳后抢装旋塞，再正反挤1.30g/cm3的钻井液173m3，至12月30日事故解除。

4.2006年5月13日，某油田“W46-1井”起油管作业过程中发生井喷。

起出原井内88根油管时，油套环形空间溢流出水，当即安装井口做压井准备。

当悬挂井口刚装到第三条螺栓时，井口突然涌出油气水混合物，现场人员在撤离过程中井场发生爆燃。

2名现场施工人员被烧伤致死，另外2名施工人员和捡拾落地原油的4名村民及在井场附近房屋内休息的1名当地村民被不同程度烧伤。

1.2.2井喷的原因

井喷的直接原因大体可以归纳为以下方面：

（1）由于井控意识淡薄引起井喷。

1）未安装井控装置或安装不标准，未按规定程序试压；

2）井控装置未按规定进行检测；

3）井控装备损坏、老化，选配不合理；

4）空井时间过长、作业中无人观察井口，未及时发现溢流或其它井喷预兆；

5）未按设计要求进行压、洗井，起钻前未洗井，或起下钻未按规定灌注压井液；

6）起下管柱（特别是带大直径工具的管柱），未控制起下速度，产生抽汲或压力激动。

7）起大直径管具、特殊附带有管缆管柱，闸板、防喷短节不配套；

8）日常应急演练不扎实，发现溢流或其它井喷预兆后未及时关住井；

9）地质、工程设计失误，有关油层参数描述、井控设计数据不准确，施工设计方案片面强调保护油气层、不压井，井液密度偏低导致井筒液柱压力不能平衡地层压力，给施工带来盲目、风险。

（2）由于井控措施不当引起井喷。

1）对地层或井筒认识不足，设计措施不到位，导致施工的盲目性；

2）负压射孔时负压差过大；

3）受相邻注水（气、汽、聚）井影响较大时，未及时关停，或停注后未泄压；

4）施工过程中，控制措施不当。

如：

测试、射孔施工，观察时间不够等；

5）关井程序不正确；

6）关井压力过高，超过井口控制装置、套管或地层的承压值。

7）套管短节螺纹与井口套管不匹配。

8）混油过量或混油不均匀，造成液柱压力低于地层孔隙压力，从而诱发井喷。

（3）其它客观原因引起的井喷

1）地层出砂，油气流体刺损井控装置；

2）多数油气井有高压层和漏失层。

作业时井液因油气侵密度降低，以及严重漏失造成液柱压力降低，没有及时采取补救措施。

3）长期生产井、套管腐蚀损坏井，套管抗压强度降低，当有浅气层时会由腐蚀裂缝侵入井内，快速上窜在很短时间内到达井口让人措手不及。

4）由于电测解释等技术原因，造成资料分析失误，地质设计方案中未能提供准确的地层压力资料，射孔等施工中思想准备不足，防范措施不落实。

5）管柱上顶撞损井控装置；

6）井控装置老化（特别是承压密封件），试压合格，但不能长时间承压；

7）自然灾害等不可预见因素。

1.2.3井喷的危害

井喷是石油工业的灾难性事故，2003年12月23日重庆开县“罗家16H”重大井喷失控事故，造成243人死亡，2.6万人中毒住院治疗，65000名当地居民被紧急疏散，各种经济损失多达2.6亿元，在社会上造成了严重的负面影响。

井喷失控的危害性可概括以下八个方面：

（1）打乱全局性的正常工作程序，影响安全生产；

（2）极易引起火灾、爆炸或有毒有害气体泄漏等，会造成人员伤亡。

（3）影响井场周围居民的正常生活和生产，甚至危及生命安全；

（4）污染环境，影响农田、林场、水利、牧场、渔场生产以及交通、通讯、油地建设的正常运行。

（5）破坏地下油气资源；

（6）造成人力及物力上的巨大损失，严重时造成地层塌陷、油气井报废，甚至机毁和人亡；

（7）导致作业井的情况复杂化；

（8）降低企业形象，造成不良的社会影响。

1.2.4井喷的预防

井控直接关系到井下作业队伍、油气田及国家三者利益，搞好井下作业井控意义重大。

应从以下几方面开展井控工作：

1.各油气田必须认真贯彻落实集团公司井控管理规定，在思想上统一认识，提高对井下作业井控工作的重视程度，保证井控管理工作有序推进。

2.井下作业井控是一项系统工程，涉及到勘探开发、设计、施工单位、监督、安全、环保、装备、物资、培训等部门，各有关单位必须高度重视协调配合。

严格执行有关井控规章制度、管理规定和行业标准。

3.加强井控培训的针对性，强化井控培训的实效性，全面提高现场作业人员素质。

4.建立安全生产工作联席会议制度，完善设计的制定、审核与批准制度，建立健全井控管理体系和井喷事故责任追究制度，强化井控过程的管理。

5.建立井控复杂情况和事故处理的统一协调制度、工作程序和技术支持与决策的专家队伍。

在处理井下作业井控复杂情况和事故时，共享专家资源。

1.3.不同类型油气藏的压力特点

储层是指具有孔隙性和渗透性、油气能在其中流动的岩层，又叫储集层，通常简称储层。

一般将储藏有石油的储集层叫储油层，简称油层。

储藏有天然气的储集层叫储气层，简称气层。

同时储藏有石油和天然气的储集层叫储油气层，简称油气层。

同时储藏有石油、天然气和水的储集层叫储油气水层，简称油气水层。

储层按不同要素有着不同的类别划分。

1.3.1.油气藏的分类

1.3.1.1.油气藏按流体性质分类

油气藏按流体性质可分为油藏、稠油油藏、气藏、油气藏等。

每种油气藏又具有不同的压力特点。

1.3.1.2.油气藏按渗透性分类

油气藏按渗透性可分为裂隙性油气藏、渗透性油气藏。

渗透性油气藏又可分为中、高渗透油气藏、低压低渗透油气藏、特低渗透油气藏和稠油油气藏。

裂隙性油气藏又可分为古潜山油气藏、碳酸盐油气藏。

1.3.2.油气藏的压力特点

1.3.2.1.渗透性油气藏的压力特点

1.中、高渗油藏

中渗透性砂岩油藏在我国有相当比例，大庆、塔里木、吐哈、辽河、胜利、中原、华北、冀东、渤海等油田都有。

高渗透性砂岩油藏，像辽河油田（曙一区）、冀东油田（高尚堡部分层位）、塔里木（吉拉克）、江苏油田（富民庄部分层位）、渤海油田等均有分布。

这类油藏的特点是孔隙度较大、孔喉大、渗透性好。

压力分布也很不均衡，像胜利油田压力系数大多在1.0~1.82之间，个别压力系数低于1.0，最低0.65。

2.高压低渗油气藏

中原油田属复杂断块油田，油气层埋藏深，区块层间地层压力差异大，地层压力系数最高达1.8，尤其像文东断块。

这类油藏的特点是含多套盐膏层，且覆盖面积大，塑性复合盐岩层极不稳定，岩性松软，遇水溶解、膨胀、坍塌，易形成“大肚子”井眼，受上覆压力的作用，盐岩的塑性挤压力会将套管挤扁甚至报废。

地温梯度高，平均为4.6~4.8度/l00m。

由于地层压力高，往往会造成井喷、卡钻等恶性事故，给钻井、完井与井下作业施工带来很大困难。

3.低压低渗油藏

低压低渗透油藏在我国占有相当比例，我国的中西部与东部有广泛的分布，包括二连、大庆外围、华北、冀东、中原、塔里木、吐哈、吉林、江苏、百色等油田。

油藏基本特点是压力力系数低，多在0.92~0.98之间。

砂岩油藏泥岩夹层较多，油藏埋藏较浅，而且有底（边）水。

二连油田是比较典型的低压低渗透油藏，除此之外，像冀中和中原油田也有类似情况。

这两个油田的砂岩油藏共同特点是埋藏较深，储层层系多、岩性变化复杂、储层物性差异大，而且随埋深变差。

4.特低渗油气藏

特低渗透油气藏在我国长庆、吐哈、大庆、辽河、塔里木、江苏油田等均有分布。

长庆安塞油田三叠系延长组的主力油层（长6、长2），属岩性为主的特低渗透致密砂岩油藏。

油层岩石胶结好，且岩性变化比较大，油层渗透率很低，平均渗透率1.4×

10-3μm2。

有底水，油层压力也很低，压力系数多在0.7~0.8，基本无自然产能，需压裂改造才能获得工业油流和开采价值。

5.稠油油藏

稠油油藏多属砂岩油藏，在我国辽河、胜利、新疆、河南等油田蕴藏着比较丰富的稠油，稠油产量所点总产量的比例也日益增多。

稠油油藏埋藏深度较浅，一般400~1500m。

油藏物性特征是孔隙度大，渗透率高，连通性好，而且高渗透层多位于油层组的中、下部，油层厚度较大。

但胶结疏松、成岩性差，岩石强度弱且很不稳定。

像辽河高升稠油藏，由于长期开采油层压力系数已降至1.0以下，最低降到0.5。

1.3.2.2.裂缝性油气藏的压力特点

1.古潜山油藏

1）储层类型为裂缝型。

主要受古地貌所控制，元古界、太古界甚至出露前震旦系变质岩系为储集层。

裂缝不仅是油气渗流的通道，而且是油气的主要储集空间。

由于地区不同，埋藏深度为2300米-3100米。

2）裂缝发育具有不均匀性，但其发育广泛，多方向、多角度的裂缝彼此交错沟通，呈网状分布。

一条裂缝可以很宽，但开度不一定很大，一般为0.01---0.1mm，喉道半径为0.1—10μm。

3）地层的非均质性。

各套油气藏的物性及压力不一致，下部潜山段地层压力系数低，甚至小于1.0，易漏失。

上部沙四段地层压力系数为1.28，易坍塌，地层压力系数差异大。

油气藏类型属于风化构造裂缝为主，伴以破裂质孔隙及溶蚀孔隙的裂缝型储集类型。

裂缝发育，充填物主要是酸敏性矿物。

2.碳酸盐油气藏

碳酸盐岩油气藏（如四川盆地）有裂缝孔隙型和裂缝型。

裂缝发育各不相同，但裂缝起主要渗流作用。

碳酸盐岩岩块基质孔隙度和渗透率一般都很低，储集层的非均质性复杂多变，气层渗透率不一致，同一气藏不同部位也不相同。

气藏压力差异大，象川东中石炭系气层压力系数为1.2～1.44，三叠系嘉陵江统压力系数为1.8～2.0，而且在其上部地层因裂缝溶洞易漏失，漏失量可达数千立方米，井喷、岩石塌落也同时存在。

1.3.2.3凝析气藏的压力特点

凝析气是天然气的一种特殊形态，在高温高压的地层条件下，有一部分液相（凝析油）蒸发成为气相，同天然气一起赋存于凝析气藏中。

开发中随着地层压力下降低于露点压力后，一部分气相反转凝析成为液相（凝析油），其中一部分滞留在地层中，其他随同天然气一同采出。

凝析气藏按照产出气相中凝析油含量不同，可分为特高、高、中、低、微含凝析油5类，按储层压力可分为超高压、高压、中压、低压4类。

凝析气藏是介于油藏和纯气藏之间的复杂类型的特殊油气藏，其相态，流动特征复杂，易发生反凝析、液锁，开采难度大。

通常采用衰竭或循环注气的方式开发，在我国气藏开发中占有重要的地位。

1.4油气流动的特点

油气流动有两种，一是在天然能量驱动下的流动，二是在外力驱动下的流动。

1.4.1天然能量驱动

1.4.1.1水压驱动

水压驱动的驱油动力是天然的水头压力。

油藏的产量是通过天然供水区对油藏的水侵，将地层原油替换出来的。

1.形成天然水压驱动的地质条件

油层有分布较广的含水区与良好的供水露头，且供水充足，露头与油层之间的高差大，油层渗透性好且均匀，油层与供水区之间无断层或岩性遮挡。

油藏开采时，随着石油的不断被采出，边水或底水逐渐向油藏内部推进，到油藏开采后期，油水比不断提高，直到油井逐渐被水淹没而完全产水为止。

如果供水区水源丰富，能补偿采出量，则油井的压力和产量不随时间改变，基本上保持稳定。

具有水压驱动类型的油藏，地层压力始终高于饱和压力。

所以，在采油过程中，油、气比基本在较低的水平上。

随着油水边界的不断推进，含水率会持续不断地升高。

2.水压驱动类型油藏的开采特征

⑴油层压力下降非常平缓，甚至基本保持稳定。

这是由于从油藏中开采出的油气体积与侵入到含油区中水的体积在数量上基本相等所致。

⑵在油藏开采期间，油气比通常变化很小。

如果油藏不存在原始自由气顶，即原生气顶，这一点就非常重要。

因为边水或底水的侵入，油层压力将得到保持，所以溶解在油中的气体分离出来的数量相对来说比较少，而且稳定。

⑶油藏的产油量或含水率因水以均匀方式侵入所以平稳，到开采后期因水的大量侵入产油量降低，则含水率上升。

水压驱动类型油藏的驱油效率主要取决于水压头的大小、油层渗透率的高低。

1.4.1.2弹性水压驱动

弹性水压驱动类型油藏的驱油动力主要是油藏含油部分以外广大含水区的水和岩石的弹性膨胀力。

1.形成弹性水压驱动的地质条件

地面没有供水露头，或者虽有供水露头，但供水区水源不丰富，根本不能补偿采出原油而消耗的能量。

此外，当含水区的面积远远大于含油区的面积。

且地层压力远远高于原油的饱和压力时，弹性水压驱动类型才得以实现。

2.弹性水压驱动类型油藏的开采特征

⑴随着石油不断采出，压力和产量逐步下降，单位压降产量上升。

⑵在油层压力下降到饱和压力之前，油气比保持不变。

⑶随着石油不断地被采出，油水边界将逐渐向油藏方向推进。

1.4.1.3弹性驱动

弹性驱动类型油藏的驱油动力是油藏本身的弹性膨胀力。

1.形成弹性驱动的地质条件:

具有此类驱动类型的油藏多半是断层封闭或岩性封闭的油藏，且缺乏丰富的含水区。

2.弹性驱动类型油藏的开采特征：

基本上与弹性水压驱动的相似，但压力和产量下降更快，单位压降产量更低。

1.4.1.4气压驱动

气压驱动油藏的驱油动力是气顶中压缩气体的弹性膨胀力。

1.形成气压驱动的地质条件

⑴油藏应具有较大的原生或次生气顶。

⑵油藏渗透性较好且分布均匀。

⑶含油区与含气区之间无断层或岩性遮挡，这样才能使气顶压力有效地传递到油层内部。

2.气压驱动类型油藏的开采特征

油藏产量随压力下降而逐渐减少，油气比却逐渐上升，在气顶突入到生产井以后，油气比就急剧上升。

1.4.1.5溶解气驱动

溶解气驱动油藏的驱油动力是从石油中分逸出来的溶解气体的膨胀力。

溶解气驱动能量的大小主要取决于油层中原油溶解气体的数量。

1.形成溶解气驱动的地质条件

溶解气驱动多出现在岩性封闭油藏、断层遮挡的断块油藏，以及油水接触带有一个氧化封隔圈的油藏，且油层压力低于饱和压力。

溶解气驱油藏是以消耗地层压力和溶解气能量的方式进行开采的。

2.溶解气驱动类型油藏的开采特征

⑴压力急剧下降。

这是由于没有外部流体或较大的自由气顶来占据被采出原油所空出空间的结果。

⑵无论在油藏哪个部位的井，油气比都急剧增加。

当油藏压力降到饱和压力以下时，气体将从整个地层原油中分离出来，严重时会汇集成流。

气流因粘度比油小而超越油流，出现只产气不产油的断流现象。

随着大量溶解气的采出，油气比又开始急剧的下降，油藏能量逐渐趋于枯竭。

⑶生产无水原油。

因无边水或底水作用，故油藏整个开采期间，产出的水极少或不产水。

1.4.1.6重力驱动

重力驱动类型油藏的驱油动力是油层内石油本身的重力。

1.形成重力驱动的地质条件

重力驱动类型一般出现在其他驱油能量已经消耗殆尽的油藏中，或者出现在那些已被破坏了的低能量的油藏中。

根据油层倾角的陡缓，可将重力驱油分为承压式重力驱油和自由面式重力驱油两种。

2.重力驱动油藏的开采特征:

⑴构造低部位油井的油气比较低。

这是由于流体的重力分异作用使析出的气体向构造上方运移的结果，在原始未饱和油藏中，这些气体将形成次生气顶。

在构造高部位的油井，其油气比增高。

⑵产水很少或不产水。

⑶油藏压力递减的速度是变化的，主要取决于保存气体的数量。

因为重力驱油藏的压力迅速下降，从原油中释放出来的气体必然向构造上方运移。

如果这部分气体被位于高部位的井采出，这就导致地层压力更快地下降。

相反地，若油藏中的这部分气体被保存下来，那么，油藏就能保存部分能量，油藏将在气顶驱及重力驱的联合方式下开采，因此，油藏压力降低的速度就会减少。

从以上分析不难理解，为了最大限度地利用重力驱动的生产机理，油井应部署在尽可能低的构造部位，将最大限度地把沿构造上倾方向运移来的气体保存住。

石油自油层流向井底，是油层中各种驱油动力不断克服各种阻力的结果，是一个不断消耗油层内部能量的过程，一旦驱油动力不足以克服流动阻力，油藏能量就到了枯竭阶段，石油向井底的流动也便终止了。

这时便要靠外力驱动来采油了。

1.4.2.外力驱动

在长期的采油实践中，人们找到了一种补充地层能量的方法，就是人工向油层注水、注气或注其他溶剂输入外来能量，靠外力驱动采油。

1.4.2.1.人工注水

人工注水是在油田开发过程中通过高压注水泵将水注入油层，以保持或提高油层压力。

注水开发是国内外普遍采用的开发方式。

人工注水开发因油水井之间互相影响很大，因此必须有一套合理的注采系统，使油田在此系统的控制下长期生产。

目前现场上常用的注水方式或注采系统主要有边缘注水、切割注水、面积注水、点状注水四种。

1.边缘注水

边缘注水就是在油田边部钻一批注水井，注水保持油层压力。

边缘注水一般在面积不大，构造比较完整，边部与内部连通性好，压力能够有效地传播时采用。

边缘注水根据油水过渡带的地质情况，又分缘外注水、缘上注水、边内注水三种:

⑴缘外注水。

注水井按一定方式分布在油水边界外，向含油区内注水。

⑵缘上注水。

注水井按一定方式分布在油水过渡带上，向含油区内注水。

⑶边内注水。

注水井按一定方式分布在含油边界内，向含油区内注水。

2.切割注水

对于含油面积很大、储量丰富、油层性质稳定的油田，除了在油田外缘钻注水井外，还需在油田内部钻注水井，将油田分割成若干区块分别注水，每一个切割区可以看成一个独立的开发单元，保证油田中部的采油井能获得注水能量，确保一定的采油速度。

3.面积注水

面积注水是将注水井与生产井按一定几何形状或比例均匀地部署在整个开发区上，可分为四点法、五点法、七点法、九点法、歪七点法等。

如通常运用较多的正七点井网是由1口注水井周围加上6口采油井构成的。

每口注水井影响6口油井，而每口油井则受3口注水井影响，这种井网的注水井与采油井数比为1:

2。

4.点状注水

在切割注水的基础上，生产井投产一段时间后，选择个别井转为注水叫做点状注水。

当中间井排被断层遮挡或受第一排生产井的节流作用，注水效果不好时，采用点状注水可改善开发效果。

点状注水的特点是注水见效快，井网形状不固定，水淹区分散。

1.4.2.2.蒸汽吞吐与蒸汽驱

高黏度重质原油常温常压条件下是不能流动的，可用热力或化学开采。

目前世界上通常用蒸汽吞吐和蒸汽驱的方法进行稠油工业性开采。

1.蒸汽吞吐

蒸汽吞吐是在一口井中注入一定量的高温、高压湿饱和蒸汽，随后关井使蒸汽与油藏岩石进行热交换（即所谓的“焖井”），然后再开井采油的方法。

蒸汽吞吐采油的生产过程可分为注汽（吞）、焖井（焖）和回采（吐），当产量降低到经济极限时，再重复以上三个过程。

这样的循环可以重复多次，因此蒸汽吞吐也称为循环注蒸汽。

国外有些油田的井曾进行过6~8次循环，每一次循环称为一个周期（或称为一个轮次）。

通常原油峰值产量和周期累积产量都随吞吐周期的增加而递减。

2.蒸汽吞吐的增产机理：

⑴高温、高压蒸汽与油藏岩石进行热交换，使近井地带成为一个热源，此热源的热量被稠油吸收，使稠油的黏度大幅度降低，流动阻力大大减少。

⑵油层加热后，其弹性能量充分释放，增加了驱油动力。

⑶热流体具有对油层解堵的功能，从而使得井筒附近地层渗透率得到改善。

3.蒸汽驱

蒸汽驱与注水开采相类似，即以井组为基础，向注入井内连续注入蒸汽，蒸汽加热原油并将其驱向生产井中。

蒸汽驱的采收率一般为50%~60%，有的可达75%。

4.蒸汽驱油增产机理：

⑴蒸汽具有对油层原油加热降粘的作用，从而大大改善了水油流度比，提高了驱油效率。

⑵蒸汽具有使油层原油受热