郝艳春 李 超 樊文忠

中国石油大庆油田有限责任公司 井下作业分公司 （黑龙江 大庆 163453）

井下作业在油田是高投入、高风险、高危害行业，服务区域点多、线长、面广，施工作业场所高度分散。区块物性差异较大，很多区块地质异常复杂，油（地）层异常高压和浅气层等发育。在复杂区块作业和修井等施工中，均发生过油、气、水浸异常情况及重特大井喷事故，造成油气资源浪费、设备和大量资产等损失，事故处理费用较大。大量出现的复杂事故井和地质隐患，时刻威胁着油田生产和作业施工安全，增加了作业施工难度和风险，导致企业井控安全费用、生产成本俱增，安全生产控制难度很大[1]。

1 “风险预警”的指导思想

树立“以安全生产为核心，以科技为动力，以降低成本”为理念，突出“生产依靠科学，安全促进生产”的管理策略。合理优化设计和施工，追求“零伤害、零损失、零事故”为目标。强化隐患治理和源头控制，不断改善安全生产条件，保证油田安全生产，实现高危区域和高危井安全生产的目的。

2 系统建立

2.1 系统模型

图1为系统模型示意图。

图1 系统模型示意图

2.2 异常井类型符号规定和确认

定义了13大类常见事故符号和7种套损类型图例（图 2）。

2.3 事故系统合成

图2 异常井类型符号

利用地理信息技术，把大庆油田井位图、异常井信息、A1、A2、油田监测井、地理信息和套损井等信息移植到系统，合理布局。将全油田60余个油气田，6 400km2内的10万余口各类井控制在系统下。以葡萄花构造线为基础，把油田不同单位、不同井网、井型和井深的井，置于同一个平台下，将勘探、开发、油藏和工程领域的成果进行了叠加。形成自地表、地层上部、中部、下部、油顶、油气层不同地层剖面的梯次架构，将地下浅气层（次生浅气层），浸水域、溶解气、注蒸汽、CO2、N2、油（地）层高压和中浅（深）等表示出来（图 3）。

图3 系统功能界面

2.4 大庆油田各类地质高危区的识别和划分

2.4.1 划分原理

利用一个井区，甚至一个较大区域内，地下地层构造、岩性砂体和地层压力等参数具有一定的稳定性和一致性。在油层非均质程度较低，井位密度大，井距小，地质事故一致的情况下，将每口井油层纵向上，易发生复杂事故的地层剖面在油层井位图上标示出来。横向上划分出易发生地质复杂的范围，将油田各类地质事故进行合理分类、划分和文字标注。很多异常井包含了多种地质复杂事故，是各种地质复杂事故的集合，有的高危区域包含了多种高危区。

2.4.2 系统功能

系统提供了区域圈定功能，对特定的高危区域，规定不同颜色的线条和填充颜色，进行区域圈定。实现油田高危区域的识别和划分，并且，划分结果保存在事故数据库内，在需要时可按要求回放该图形，使复杂区域突出地展示出来，提示设计人员注意。划分完成的高危区域以透明形式放置在井位图图层背景之下。边界线经过光滑处理，用户可以选择边界线线型、颜色和区域内充填的各种颜色组合（图4）。

2.4.3 大庆油田高危区划分

系统完成了大庆油田采油一厂～六厂 （CAD井位图）、外围油田、勘探成果图和天然气勘探开发现状图（双狐井位图）的转换，高危区域的识别、划分、施工风险等级划分。

图4 按标识事故符号圈定复杂高危区域

3 高危区域划分的作用和用途

3.1 各类施工井施工风险评价和风险提示

系统展示了油田地质灾害的区域分布特征和规律，对油田高危区域的风险等级，精确到油田每个区块和单井。对公司所有施工井进行风险识别、施工风险等级划分，对潜在施工风险进行评估和警示。从过去以单井施工为中心，上升到区域开发为背景的模式，为公司进行的高危风险井升级管理提供科学依据，降低事故井比例。

3.2 解决油田高危区划分分歧

加深油田地质高危区的认识，突破现有技术和施工标准等的限制，将大量错划为高危区域的高危井调整为非高危井，进行施工（图5）。

图5 葡南局部高危区划分对比图

3.3 异常井复原和风险评估技术

利用系统事故，恢复地下复杂情况发生时的背景，结合油田区块勘探、开发和调整的不同阶段，管理人员和设计人员动态地掌握油田开发经历和过程。在工作中识别风险、分析风险、评价风险，对风险管理过程中有关风险评估的核心内容进行深度解析。了解地下潜在施工隐患，熟悉和掌握风险评估的理论和方法，对油田出现的各类地质事故进行集中管理，不断完善风险评估体系。

3.4 熟悉油田开发过程

异常井信息来自油田勘探、开发及调整等不同阶段，是对地下复杂情况的真实反映。根据异常井号和施工年限，了解某个区块的开发阶段和历程，以及地下油（地）层压力的变迁规律。

3.5 指导各类井设计和现场施工

与现场结合，指导公司作业施工，大量减少非高危区域补打表层以及表层井免装井控工作，为油田节省大量生产和安全成本。同时，为油田采油厂、钻井公司和作业公司等多个单位，给油田从事开发、动态、套损井、钻、修井、作业和油层增产的技术人员，提供技术支撑平台，识别油田地质复杂井，套损井分布和成因等。

4 工作中的具体做法

系统以地质事故为基础，但不唯事故，不出事故的井并不代表没有事故产生的隐患。不同的施工工艺和工作制度对高危区的解释内容是不一致的，适用条件不一样。解决高危区域内不同施工工艺高危井的界定、划分，在不同类型的地质高危区域内，施工工艺技术与高危区是否相关，根据具体施工工艺的不同确定，某些技术、工具和设备是有特定适用条件的。针对井下管柱工作制度改变和无泄压通道的井，即使不在地质高危区域内，经过技术评估后确定是否进行高危井升级管理。

4.1 高危区域和施工工艺的风险识别

4.1.1 溶解气和纯气层区

影响射（补）孔完井、提捞和压裂施工工艺。

由于油层压力低于饱和压力，原油中释放出天然气，在油层积聚。主要分布于原始地层压力状态下的探井、评价井、开发井和部分扩边井，不易识别，对作业危害较大。例如，产溶解气井，钻井不出事故的井，构不成高危井，但试采射孔出气、易井喷。

4.1.2 伴生气

影响完井射（补）孔、作业、修井和钻水泥塞等施工工艺。

伴生气成零散状态分布于过渡带附近的调整井、成片钻关区块新井中、井口设备不全和井下管柱特殊的部分井中，无规律。

由于油田调整井钻井，采取钻井区域大面积注水（聚）井成片钻关，采油井生产的方式进行地层泄压。由于钻关周期长，局部地层的压力低于饱和压力，导致油层中原油的轻烃成分（天然气）散逸出来，并在局部构造高点聚集。为保护油层，清水 （密度1.00g/cm3）或压井液（密度 1.30～1.45g/cm3）压井洗井后。 多采取负压射孔（3～6MPa），抽空套管内 300～600m的液体。对1 000m的油层 （油层压力10～15 MPa左右），井底有效压力小于5～8MPa，接近饱和压力，对射孔危害较大。

4.1.3 浅气区和次生浅气区

影响侧斜、钻井、取套、封窜和管外冒治理工艺。

（1）区域内浅气和次生浅气发育，各种地质事故频发，一类高危区域。

（2）特例。在浅气区和次生浅气区的施工井，套损点在浅气区之上100m和深度大于100m，原井没有表层套管。

4.1.4 中浅层和深层天然气区

影响特种作业、修井、封窜和管外冒治理施工工艺。

（1）采气井。气井分布于安达、汪家屯、兴城等地，面积大，井数少，地层压力高，一般为18～40MPa之间，气井的产气量变化大，对作业和修井危害大。

（2）采气井周围的作业井。部分采气井与采油八厂、十厂和榆树林等油田开发葡萄花和扶余油层等的井网重叠，由于气井生产的主要成分为CH4、N2和CO2等，地层压力高。气井井身和井口采气树及附属设备易发生腐蚀、破裂和漏气复杂情况。在地下沿断层、各种裂隙和砂岩孔隙运移、积聚，形成异常高压层，对压裂、修井、钻井作业和周边生态环境危害较大。因此，在靠近气井区域的所有施工井必须进行潜在施工风险提示。

4.1.5 油（地）层高压和异常高压区

影响钻井、侧斜、取套、压裂和待压作业施工工艺。

油田高压和异常高压区块，始终处于不断产生和消亡的动态过程，因此，高危区块是动态变化的。

（1）油层高压和异常高压。利用系统，参考最新钻井资料，大面积进行钻关注水井井口压力录取、完钻井最高地层压力跟踪和监测井压力，评价侧斜井所在区域地层压力变化的规律，是否位于油层异常压力区域内。

（2）地层（油顶之上的地层）浸水域。分成400m大于浸水域深度小于800m和浸水域深度小于400m两类。

4.2 施工井风险判定标准、流程和高危井升级管理

4.2.1 施工井风险判定标准

将地下存在浅气层（次生浅气层），地层高压浸水域、溶解气、伴生气、注蒸汽、CO2、N2、中浅（深）、深层产气层、油（地）层压力系数、断层裂缝发育区和以往施工存在的异常井，作为风险判断依据和基础。将待施工井划分为一级风险井、二级风险井和正常施工井3个等级。

4.2.2 施工井风险井识别和高危井管理流程

对1口施工井，如何进行风险识别、潜在施工风险评估、是否实施高危井升级风险管理，制定了具体流程（图 6）。

（1）对高危井、重点井和特殊井，建立公司技术交底制度。

（2）建立施工过程中异常复杂情况专家评估制度。

4.3 对油田表层完井施工井的处理

（1）不在浅气区域和异常高压区内的施工井。

（2）过去在异常高压区，现在不是异常高压区。

（3）位于高危区域内，取套深度未到达高危区域的取套井。

（4）位于高危区域内，工艺深度未涉及高危区域的井。

符合以上情况，对带表层施工井，进行了高危区识别、细化和分类，对不在高危区域的施工井进行降级处理，省去井控安装、试压和演习等繁琐工作。

图6 施工井风险井识别流程

5 现场应用效果

自 2009年12月25日～2012年 10月 12日，3年来，对公司施工井进行高危区域识别、风险等级划分和施工风险警示，正常压力区内有表层井免装井控工作的界定。设计覆盖率达到100%，高危井预测准确率达到100%，实际完成705口井,其中，深、浅取套400口，侧斜305口，气井和特种作业25口。实现了规模化和常态化施工，有效控制住由各种地质复杂因素造成的工程事故，未发生任何高危区及高危井判断失误问题。

[1]王深维.现代修井工程关键技术实用手册[M].北京：石油工业出版社，2007.