发布时间 : 星期三 文章青海涩北气田钻井井控技术研究 - 图文更新完毕开始阅读
榆林学院学生毕业设计（论文）
1.2.2国外井控技术的发展现状
50年代前，由于钻探工艺技术起步晚，试油、地球物理测井、录井等技术的不成熟，无法准确判断油气层，在施工中易发生井喷事故。但从另一方面讲，井喷却成为当时发现和暴露油气层的有效途径。过去，人们对井控工作存在两种错误的理解：第一，因当时的井控设备简陋，无法有效地关井，为了不井喷，采用重钻井液，只要井不喷，就认为井控工作完成了，至于油气层的污染，则考虑较少；第二，为了利用井喷发现油气层，采用低于油气层压力的低密度钻井液，但结果却是井喷后不仅无法正常钻井，而且井喷后的压井作业导致油气层受到严重的损害[11]。这一时期，井控工作的指导思想就是“放喷防火”。
到了50年代，随着全球油气田勘探开发技术的推广，更多油气藏被发现，世界各油田公司的勘探开发活动愈加频繁。从浅地层到深地层，开采范围也进一步延伸，随之带来的是一些异常高压井的开采难题。只靠过往的开采经验并不能有效的解决高压井井控方面的问题，井喷失控后的巨大损失使国外的油气公司和研究机构清楚的认识到井控技术的重要性。
60~70年代中期。各石油公司将钻井工作从陆地发展到海上，尤其是近海石油的开发取得了巨大的收获。从1970年开始，平均每年钻井船的增长速度为9.8%。同时，为提到油气产量加大了对深部油气藏的勘探开发，并成功开发了部分深井与超深井。上述油气田的勘探开发情况对井控技术有了更高的要求。在这个阶段，许多高校将井控技术纳为石油工程的重要课题，各油田公司的井控技术培训亦趋于完善。从而促使井控技术方面的研究理论逐渐系统化，一些井控工作的文章大量涌现，如美国W．C．Goins和T．B．OBrien编写的“井控机理及其控制”。同时出版了《防喷手册》、《防喷指南》和发表了“钻井时如何监测异常高压”等文章，使得国外的井控技术更加理论化和系统化。采用井控技术理论运用于各油气藏，有了显著的效果。
70年代中期以来。随着电子技术的高速发展与井控工作的需要，研究人员将电子技术与井控工作相结合，给地层压力预测与监测提供了更有效的帮助。近年来研发的“DATA”和“ADT”等装置，能够获取一些施工中必要的地层参数，这极大的方便了钻井队对于井底压力变化的掌控。并可预测钻头以下50～80m的地层压力，实现平衡地层压力钻井，防止井漏和井喷事故的发生。同时将钻井速度提高2～3倍，减少了卡钻事故。使普遍认为的高风险油气藏得以安全开发[12]。
美国、俄罗斯、中国是当今世界上生产井控设备的主要国家。美国的井控技术一直都领先与其他国家，因此其井控设备的生产经验丰富，产品种类数量也较繁多。Cameron、Shaffer和Hydril三家公司是美国主要的防喷器生
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青海涩北气田井控技术研究
产公司，其防喷器研制的诸多方面都位于领先地位，代表了当今世界的先进水平[13-14]。随着适用深海、极地等恶劣环境的井控设备的研发，国外井控设备实现了系列化、体系化、智能化及自动化，并拥有专门的井控设计软件。同时建立由经验丰富的专家组成的压力控制队伍与井控抢险队伍，形成了从设备到技术再到应急的系统化井控软硬件管理技术[15]。
1.3论文的主要内容
（1）研究井控技术的目的意义、国内外研究现状。
（2）青海涩北气田地层岩性及压力体系研究，分析钻井过程井控的重要性。 （3）针对地层情况给出井控设备设计、合理的预防措施。
（4）结合现场试验结果，给出一套适合青海涩北气田井控预防体系。
1.4研究方案及步骤
（1）通过书籍、期刊、网页查阅资料，从而深刻的了解国内外井控技术的现状。
（2）进行实地调研，搜集资料，对青海涩北气田地层岩性及压力体系研究，分析钻井过程井控的重要性。
（3）将文献资料、数据等进行合理分析，针对地层情况给出井控设备设计、合理的预防措施。
（4）结合现场试验结果，给出一套适合青海涩北气田井控预防体系。 （5）得出自己的结论，进行论文写作。
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2地层岩性、压力分布及井控的重要性
2.1涩北气田的地质特征
青海涩北气田位于柴达术盆地的三湖区域，是第四系同沉积背斜构造气藏，含气面积小，如图2-1所示自东向西分别为涩北二号、涩北一号、台南气田。地层岩性疏松、欠压实、成岩性差、气层埋藏浅、分布井段长、气水界面复杂；地层承压能力低，易漏、易喷、易缩径[16]。随着气田的开发，近年来在钻井中发现原属正常地层压力层系的浅部，因发生异常高压，造成钻井中“上吐下泄”的复杂及事故，是青海油田一级井控风险地区。
图2-1 柴达木盆地三湖区域地质分布图
其主要地质特征如下：(1)储集层岩性复杂泥质含量高，非均质性强，欠压实、胶结差、岩性疏松；（2）气层位多；(3)气水层间互,之间的泥岩隔层厚度为0.8~9.4m；（4）地层水平均矿化度为1.57×105mg/L，密度为1.19g/cm3，pH值为5.0~7.1，水型以CaCl2型为主，少量MgCl2型；（5）高部位砂层厚度大、层数多，向低部位砂层逐步靠近气水界面，直至渐变为水层。
2.1.1储层特性
涩北气田储层岩石疏松，成岩作用差，泥质岩以微孔隙和晶间孔为主，而粉砂岩以粒间孔为主，因此不论是含泥质低的粉砂岩还是泥岩，其孔隙度都较高。
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① 涩北一号气田
涩北一号气田岩性主要为粉砂岩，约占46.26%，泥质粉砂岩约占32.03%，以及少量的细砂岩，约占3.92%，如图2-2所示。一号气田的夹层主要为粉砂质泥岩。储集层成岩性差、欠压实、胶结疏松、颗粒接触关系为漂浮式或点式接触、胶结类型为基底~孔隙及孔隙式胶结。储层属高孔中渗储集层，储层孔隙度在11.9%~42.4%之间，平均29.97%，渗透率在2.8mD~217.4mD，平均为16.74mD。
图2-2 涩北一号气田不同岩性孔隙度（Ф，%）、渗透率（K，10-3μm2）变化图
② 涩北二号气田
涩北二号气藏岩性为疏松砂岩，成岩性与胶结性差，岩性奕粉砂岩、含泥粉砂岩、泥质粉砂岩为主，含有少量的细砂岩。储层物性表现为高孔隙度，中~低渗透率的特点。岩样孔隙度在10.3%~43.3%之间，平均28.79%；渗透率在1.0mD~612mD，平均15.22mD。 ③台南气田
台南气藏岩性以粉砂岩、含泥粉砂岩、泥质粉砂岩为主，孔隙度平均在31.68%之间；渗透率在0.066mD~3787mD，平均19.41mD。
涩北一二号和台南气藏岩性以深灰色泥岩、泥质粉砂岩和粉砂岩为主，含少量的灰黑色碳质泥岩，并夹杂暗黑色泥岩和砂岩。岩性细而杂、泥质含量较高、欠压实、地层胶结疏松、成岩性较差。储层平均孔隙度为31.0%,平均渗透率为32.0×10-3μm2[17]。地层承压能力低，浅部地层易发生井漏。
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