A01井控的基本概念-第一章.docx

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1、第1章井控的基本概念油气田勘探开发井下作业，涉及试油、大修、作业、测试、酸化、压裂等工作，随着油田稳产增产的 需要，维修及措施作业的油（气、水）井也逐渐增多，行业多、知识广；井下作业过程中不确定因素很多， 无论油（气、水）井井底压力的高低，都有发生井喷或失控的可能，井控难度大，一旦发生井喷及井喷失控 事故，造成的人员伤害、环境污染、设备和油气井损坏及其损失，触目惊心，骇人听闻。为保护油气资源确保井下作业安全，集团公司先后出台了中国石化集团公司石油与天然气井井控管 理规定、油气水井井下作业井控技术规程等标准和规定，不断地规范和完善井下作业井控技术管理工 作。1.1井控相关概念井下作业是实施石油天

2、然气勘探开发的重要手段，井下作业井控是一项牵涉到施工设计、装备配套、 生产组织、现场管理、员工培训等多个环节系统工程，必须把不断提高员工的井控意识、技术素质和管理 水平作为一项重要工作来抓，才能保证安全、优质、高效的完成井下作业施工。1.1.1名词解释1.1.1.1井控（Well Control）:井控是实施油气井压力控制的简称。在井下作业过程中，只有控制地层压 力，保持井内压力平衡，才能保证作业施工的顺利进行。1.1.1.2井侵（Influx）：当地层压力大于井底压力时，地层孔隙中的流体（油、气、水）将侵入井内， 通常称为井侵。最常见的井侵为气侵、水侵和油侵等。1.1.1.3溢流（Overf

3、low）：井侵发生后，井口返出的压井液量大于泵入液量，停泵后井口压井液自动外 溢，这种现象称为溢流。1.1.1.4井涌（Well kick）:溢流进一步发展，井液涌出井口的现象称为井涌。1.1.1.5井喷（Well Blowout）:当井底压力远小于地层压力时，地层流体大量涌入井筒并喷出地面的现象 称为井喷。1.1.1.6井喷失控（Out of Control for Blowout:井喷发生后，无法用常规方法控制井口而出现井口 敞喷的现象称为井喷失控。这是井下作业过程中最恶性的作业事故。综上所述，井侵、溢流、井涌、井喷、井喷失控反映了地层压力与井底压力失去平衡以后，井下和井 口所出现的各种现

4、象以及发展变化。1.1.2井控的分级井控的三个阶段：根据井控内容和控制的难易程度不同，井控作业通常分为三个阶段或三级，即一级 井控、二级井控和三级井控。1.1.2.1 一级井控一级井控（也称初级井控）：指采用适当的井液密度，建立足够的液柱压力以平衡地层压力，没有地 层流体侵入井内、阻止溢流产生的井控技术（又称主井控）。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

5、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，

6、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

7、，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

8、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

9、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

10、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

11、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

12、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

13、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。

14、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

15、、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1.01.82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

16、， 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4.64.8度/100m。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0.920.98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

17、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1.4x10-3创2。有底水，油层压力也很低，压力系数多在0.70.8,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

18、较浅，一般4001500m。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，

19、但开度不一定很大，一般为0.01-0.1mm，喉道半径为0.110m。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

20、层压力系数为1.21.44，三叠系嘉 陵江统压力系数为1.82.0，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

21、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

22、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。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

23、的气体分离出来的数量相对来说 比较少，而且稳定。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随着

24、石油不断采出，压力和产量逐步下降，单位压降产量上升。在油层压力下降到饱和压力之前，油气比保持不变。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油藏应具有较大的原生或次生气顶。油藏渗透性较好且分布均匀。含油区与含气

25、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压力急剧下降。这是由于没有外部流

26、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。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。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

27、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：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。产水很少或不产水。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

28、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

29、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：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。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。边内注水。注水井按一定

30、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旬口注水井周围加上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

31、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

32、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 68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：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。油层加热后，其弹性能量充分释放，增加了驱油动力。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

33、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：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。蒸汽具有使油层原油受热膨胀的作用，从而产生一定的驱油作用。蒸汽具有从油层原油中蒸馏出石油气的作用，从而增加了驱油动力。1.4.2.3. 聚合物驱聚合物驱是聚合物溶液驱油的简称。是一种化学驱油法，即在注入水中加入化学剂（高聚物）来改善水 的驱油和波及性能，进而提高原油采收率的方法。矿场应用表明，聚合物驱比水驱可提高采收率5%15%。聚合物驱的驱油机理：就是利用聚合物增加注入水的粘度，降低水油流度比，提高注入水波及系数。另外，对于常见的亲水 地层

34、，聚合物容易吸附在岩石表面。当注入水从吸附层通过时，吸附层薄膜发生膨胀，从而降低了水相通 过岩石的有效渗透率。当油与吸附层接触时，则不会发生膨胀现象。因此，在含油饱和度很低的油层中改 注聚合物溶液驱油，可显著地降低水的流动度，减弱其舌进、指进的趋势，最终达到提高原油采收率目的。1.4.2.4. 碱驱碱驱也是一种改型水驱，是以碱溶液作为驱油剂的驱油方法。它是一种提出最早、试验最早、药剂最 便宜，操作最简单，但驱油机理较复杂、限制也较多的驱油法。碱驱机理复杂，至今已提出多种碱驱提高原油采收率的机理，主要的有以下五种：1. 降低界面张力机理在低碱浓度和最佳盐浓度下，碱与原油中的酸性成分（石油酸）反应

35、生成的表面活性物质，可以使油水 界面张力降低。2. 乳化携带机理在低碱浓度和合适的盐浓度下，由碱与石油酸反应生成的活性剂可使地层中的残余油乳化，并被碱水 相携带着通过地层。3. 乳化捕集机理在低碱浓度和低盐浓度下，油易于乳化在碱水相中，但油珠直径较大，易被喉道捕集，增加了水的流 动阻力和波及系数，提高了原油的采收率。4. 由油润湿反转为水润湿机理在高碱浓度和低盐浓度下，碱可通过改变吸附在岩石表面的油溶性表面活性物质在水中的溶解度而使 其解吸，恢复岩石表面原来的亲水性，使岩石表面由油润湿反转为水润湿，使油水相对渗透率发生变化， 形成更有利的浓度比，提高驱油波及系数并降低残余油饱和度。5. 由水润

36、湿反转为油润湿机理在高碱浓度和高盐浓度时，碱与石油中的酸性成分反应生成的表面活性物质及主要分布在油相并被吸 附到岩石表面上，使岩石表面从水润湿反转为油润湿。这样，非连续的残余油可在其上形成连续的油相， 为原油的流动提供了通道。1.4.2.5. 表面活性剂驱用表面活性剂体系作为驱油介质的驱油法叫表面活性剂驱。表面活性剂驱提高原油采收率的机理与碱驱大体相同，前者是通过外加表面活性剂起作用；后者则是 通过碱与原油中的酸性成分反应产生表面活性剂而起作用的。表曲活性剂驱提高原油采收率，除了降低界面张力机理外，尚有增溶与乳化机理、润湿反转机理、提 高电荷密度机理、聚并形成油带机理等。1.4.2.6. 复合

37、驱复合驱是指两种或两种以上驱油成分组合起来的驱动。这里的驱油成分是指化学驱中的主剂（聚合物、 碱、表面活性剂），它们可按不同的方式组成各种复合驱。一般来说，二元复合驱比单一驱动以及三元复合驱比二元复合驱有更好驱油效果，这主要是由于复合 驱的聚合物、表面活性剂和碱之间有协同效应，他们在协同效应中起到了各自的作用。1.4.2.7. 混相驱混相驱是指以混相注入剂作为驱动介质的采油方法。按使用的混相注入剂不同，混相驱可分为烃类混 相驱和非烃类混相驱两大类。前者可分为液化石油气驱、富气驱和高压干气驱三类，后者可再分为CO2驱及 N2驱等。混相驱是通过使驱动介质（即混相注入剂与油）之间的界面消失面产生混相

38、来提高原油采收率的。1.5.完井方法下入套管、尾管后，仅仅建成了井筒，油气通道还不完善，还需要完井。完井是为满足各种不同性质 油气层的开采需要，而选择不同的油气层与井底连通方式或井底结构。依据在井底建立的油气层与井筒之 间连通渠道、方式的不同，也就构成了不同的完井方法。1.5.1. 常用完井方法目前国内外各油气田常用的完井方法主要有裸眼完井、射孔完井、衬管完井等，每种完井方式都有其 各自的适用条件和局限性1.5.1.1. 裸眼完井裸眼完井是指油气层完全裸露，油气层通过井筒直接与地面连通。油气裸眼完井又分先期裸眼完井和 油气流入井眼的阻力小，钻井液浸泡油气层时间短。缺点是不能分层作业、分层试油气

39、和分层开采等，也 不能防止油气层出砂和井壁坍塌。后期裸眼完井两种。1.先期裸眼完井（如图1-5-1a所示）:先期裸眼完井是指套管下至油气层顶部然后注水泥固井，再采用小一级钻头钻穿水泥塞，钻开油层至设计井深的完井方法。2. 后期裸眼完井（如图2-5-1b所示）:后期裸眼完井是指钻完油气层后，如油气层具有开采价值，再将套管下至 油气层顶部注水泥固井的完井方法。后期裸眼完井一般应用较少。3. 裸眼完井的优缺点：优点是整个油气井段全部处于裸露状态下，井底结构简单，渗流面积大，1-表层套管2-油层套管3-水泥环;4-井眼5-油气层6-封隔器5-1a 1b:裸眼2适用于地层坚硬，井眼稳定的单一油气层或性质

40、相近的多套油气层，因而使用范围小。中低渗透性砂 岩油气藏因需压裂改造，不适宜裸眼完井。1.5.1.2. 射孔完井射孔完井是国内外使用最为广泛的一种完井方法，是用一种特殊的射孔枪对准油气层，射穿套管和水 泥环并进入油气层一定深度，使油气通过射开的孔眼流入井筒，实现油气层与井筒连通。在直井、定向井、 水平井中都可米用。射孔完井包括套管射孔完井和尾管射孔完井两种。图1-5-2a、2b:射孔完井1-表层套管2-油层（技术）套管;3-水泥 环；4-射孔炮井眼5-油气层6-尾管;7- 封隔器1. 套管射孔完井（如图1-5-2a所示）：套管射孔完井是指用同一尺寸的钻头钻穿油气层直至设计井深，然后下套 管至油

41、气层底部，注水泥固井后，用射孔弹射穿油层套管、水泥环，并穿透一 定深度油气层，从而建立起油气流通通道的完井方法。2. 尾管射孔完井（如图1-5-2b所示）：尾管射孔完井是指在钻至油气层顶界后，下技术套管注水泥固井。然后用 小一级钻头钻穿油气层直至设计井深，用钻具将尾管送入井内通过工具悬挂在 技术套管上，注水泥固井后，用射孔弹射穿尾管、水泥环，并穿透一定深度油 气层，从而建立起油气流通通道的完井方法。一般要求尾管与技术套管的重合 段不小于50米。3. 射孔完井的优缺点优点是只将开采层射开，其余层段完全是封隔的，各层间的油、气、水不会相互串通，有利于分层开 米、分层采取措施和分层管理。有利于防止井

42、壁坍塌，适应性强，应用广泛。缺点是钻井液浸泡油气层的 时间长，再加上注水泥固井可能降低油气层的渗透率。又因射孔的孔眼有限（孔数密了易损坏套管），油气 流入井内的阻力相对较大，也不能阻止地层出砂。射孔完井适用于多种类型油气藏的完井，可有选择性的射开油气层，实行分层开采、多层合米，可实 施井下压裂、酸化等增产作业措施。1.5.1.3. 衬管完井图1-5-3a 3b:割缝衬管完井1-表层套管2-油层套管;3-水泥环;4- 封隔器（悬挂器；5-割缝衬管6-油气层割缝衬管完井也称贯眼完井，是指钻穿油气层后，把衬管（带有孔眼的套 管）下到油气层部位，油气从通过衬管上的孔眼流入井筒。是在裸眼完井的基 础上，

43、下入割缝衬管，在直井、定向井、水平井中都可采用。与裸眼完井相 对应，割缝衬管完井方法也分先期割缝衬管完井、后期割缝衬管完井两种。1. 先期割缝衬管完井（如图1-5-3b所示）:先期割缝衬管完井是钻头钻至油气层顶界后，下入技术套管注水泥固井， 再用小一级钻头钻穿油气层至设计井深，最后在油气层部位下入预先割缝的 衬管，依靠衬管顶部的衬管悬挂器（卡瓦封隔器），将衬管悬挂在技术套管上，并封固套管和衬管之间的环形空间，使油气通过衬管的割缝流入井筒。2. 后期割缝衬管完井（如图1-5-3a所示）:后期割缝衬管完井是用同一尺寸钻头钻穿油气层后，在套管柱下端连接割缝衬管下入油气层部位，通 过管外封隔器和注水泥

44、接头固井，封隔油层顶界以上的空间。3. 衬管完井的特点：使用割缝衬管完井允许一些细砂随着油气流进入井中，较大的沙粒被阻挡在衬管外面形成“砂桥”或 “砂拱”，随后较小的砂粒被阻挡，以后更小的砂粒被阻挡。这样，在井壁形成由粗到细的滤砂层，阻止 油层大量出砂，起到防砂和防止地层垮塌的效果。1.5.1.4 .填砾完井对于胶结疏松出砂严重的地层，一般采用砾石充填完井。即将绕丝筛管下至油气层部位，然后用充填 液将预先选好的砾石（砾石可以是石英砂、玻璃珠、树脂涂层砂或陶粒泵送至绕丝筛管与井眼或绕丝筛管 与套管之间的环形空间，构成一个砾石充填层以阻挡油气层的出砂进入井筒，达到保护井壁，防砂入井的 目的。砾石充

45、填完井在直井、定向井中都可以使用，但在水平井中应慎用，因为易发生砂卡，从而使砾石 充填失败，达不到有效防砂的目的。图1-5-4a、4b:砾石填充完井1-油管;2-水泥环3-井眼4-封隔器（悬挂器;5- 割缝衬管6-砾石;7-射孔炮眼1. 裸眼砾石充填完井（如图1-5-4a所示）：裸眼砾石充填完井是在油气层顶部下套管注水泥固井，然后用扩孔 钻头将裸眼段扩大至原井眼直径2倍以上，下入筛管管柱（外管柱）及冲 洗管（内管柱）进行填砂作业。2. 套管砾石充填完井（如图1-5-4b所示）：套管砾石充填完井是当钻穿油气层至设计深度后，下入套管注水泥 固井，对准油气层选用孔径（28mm）、孔密（30孔）的参数

46、射孔。下筛管管 柱（外管柱）及冲洗管（内管柱）,用高粘度的充填液进行高密度填砂作 业。3. 填砾完井的特点裸眼砾石充填与套管砾石充填的防砂作用是相同的，砂砾层厚度一般要求50mm以上，以阻挡地层砂 粒提高防砂效果，同时沟通地层流体通道。1.5.2 .其它完井方式完井方式的种类很多，除了上述四种常见的完井方法之外，人们还根据不同的井况和工艺技术要求采 用了 一些其它完井方法。主要有贯眼套管（尾管）完井、预充填砾石绕丝筛管完井、金属纤维防砂筛管完井、 多孔冷金属粉末防砂筛管完井、多层充填井下滤砂器完井、化学固砂完井、压裂砾石充填防砂完井、欠平 衡打开产层等完井方法。应知应会知识要点通过本章的学习培训应了解井控的基本概念及其井喷造成的各种危害，了解各种类型油气藏的分布及 压力特点，了解射孔、裸眼、割缝衬管、砾石充填等完井方法的油气流动特点。熟悉井控、井侵、溢流、 井涌、井喷、井喷失控的含义，熟悉天然驱动和外力驱动油气流的流动特点。掌握导致井喷失控的基本原 因。复习与思考题1. 什么是溢流？2. 什么是井喷失控？3. 什么是一级井控？4. 什么是二级井控？5. 什么是三级井控？6. 简述井喷失控的危害？7. 常见的完井方式有几种？8. 由于措施不当引起井控失控的原因有哪些？