第一章  油气井的基本概念

第一节  油气井的基本概念

第二节  不同类型气藏的压力特征

第三节  油气流动特点

第四节  油气的采输

第二章  采油采气井控的基本概念及特点

第一节  压力的概念及相互关系

第二节  采油采气井控

第三章  采油采气井控的基本装备

第一节  采油采气井的井控设备

第二节  采油采气井下管串

第三节  井口井控设备

第四节  采油气流程

第四章  采油采气井控

第一节  采油采气井控设计基本要求

第二节  采油井的井控

第三节  采气井井控

第四节  注入井井控

第五节  长停井、废弃井井控

第六节  含硫化氢井的井控

第五章  高压油气井操作规程及应急管理

第一节  高压油气井操作规程

第二节  油气井的压井技术

第三节  井控应急管理

第六章  附录

附录1:中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定([2006]47号)

附录2:中国石化股份有限公司采油采气井井控安全技术管理规定([2006]426号)

附录3:华北石油局、华北分公司采油采气井井控实施细则

附录4:油气井井喷着火抢险作法

第一章  油气井的基本概念

随着油气勘探开发领域的不断延伸和扩大，特别是深层、高压油气藏的开发对井控和相关人员的技术要求也越来越高。震惊中外的2003年12月23日四川开县“罗家16H”井特大恶性井喷、硫化氢泄漏事故，再次提醒人们油气井井喷就是事故，井喷失控或着火是油气勘探开发中性质最为恶劣，损失难以估计的灾难性事故。地层流体(油，气、水)一旦失去控制就会导致井喷和井喷失控，就会打乱正常的采油采气生产秩序，甚至毁坏采输设备、破坏油气资源、污染自然环境，危及生产人员和油气井的安全。也由此产生了涵盖油气井勘探开发全过程的钻井、测井、录井、测试、井下作业、油气生产、注水(气)和报废井弃置处理等各环节的大井控理念，形成了钻井井控、作业井控、采油采气井控三项配套的井控技术系列。

与钻井井控、作业井控经历的经验、理论、现代井控发展阶段及配套的装备、工艺技术相比，采油采气井控工艺技术因其特殊性正在探索和走向成熟。一些高级别的先进的井控装置，大大地增强了采油采气监测、控制和处理突发事件的能力。本章是学习采油采气井控工艺技术的基础，从基础理论入手设置了油气井的基本知识、不同类型油气藏的压力特征、油气流动特点三节内容。力求让学员从先进、实用、操作性上，掌握学习采油采气井控的必备基础知识。

第一节  油气井的基本概念

人们为了取得地下水开凿了水井。水井实际是水层与地面的通道。石油和天然气是埋藏在地下的宝贵矿产资源，为寻找开采和利用这些资源把它开采出来，也需要在地面和地下油(气)层之间建立一条油气通道，称为油井。

一般把进行油气勘探、索取油气层地质资料和开采石油、天然气所钻凿的岩石通道，统称为油气井。为使油气井在油田开发过程中充分发挥作用，取得较好的经济效益，必须了解和掌握油气井的钻凿、油气井的完井井身结构、井身质量等方面的基础知识和工艺技术，对于采油采气和充分利用油气资源有着极为重要的意义。

一、油气井的基本知识

自然界中，某些矿藏深埋在地下，要想把它们开采出来，需要在地面和目的层之间建立一条通道，这条通道称为井。井的最古老的说法如水井就是水层到地面的取水通道。一般矿山把煤层、矿层到地面的运煤、运矿石的垂直通道叫竖井或斜井。油气工业把油气层至地面的采油气通道称为油气井。典型的石油钻井如图1-1所示。

1.油气井的定义

在油气勘探和开发过程中，凡是为从地下获得石油或天然气而钻的井，统称为油气井。

2.油气井的作用

构建油气通道，开采地下的石油和天然气资源；获得油气勘探开发所需要的地质资料，发现和评价油气层；通过某些井往地层注水或注气等实施增产措施。

3.油气井的分类

油气井依据不同的划分标准，分类有所不同。一般井的类型通常依据井的作用、井的深度和井身结构等要素进行划分。

⑴依据钻井目的不同，可划分为探井和开发井

在探井中又分为探井、预探井和详探井等。在开发井中可分采油采气井、注水注气井、调整井、加密井和资料井等。

探井又称参数井，主要是了解地层的时代、岩性、厚度组合和区域地质构造以及地质剖面。

预探井是在确定了有利找油范围后，以发现和寻找油气藏为目的所钻的井。

详探井是在已发现油气的圈闭上进一步探明含油气边界和储量，以及了解油气层结构为目的所钻的井。

⑵依据井的作用不同，可划分为采油井、采气井、注入井、观察试验井等

采油井(一般简称油井)是为开采地下油气层中的油而钻的井，主要用于采油。因采油方式不同，又可分为自喷井和抽油井。

采气井(一般简称气井)是专为开采地下天然气而钻的井。

为保持油藏能量并利用注入物质来驱替地层油气以提高产量和采收率，采用人工方式注入水、气等流体而钻的井统称注入井。因注入介质不同，又可分注水井、注蒸气井、注聚合物井、注气井等。用来向地层注水的井称为注水井，用来向地层注气的井被为注气井。

观察井和试验井是在油气田开发过程中，为了解油层动态，油、气、水运动规律和变化情况而钻的井，这类井通常既是观察井、试验井又是生产井。

⑶依据钻井深度不同一般可划分为浅井、中深井、深井和超深井四类

我国目前通用的按钻井完钻井深度划分井别的原则是：钻井完钻井深小于2000米的为浅井。钻井完钻井深大于2000米，小于4500米的为中深井。钻井完钻井深大于4500米，小于6000米的为深井。钻井完钻井深超过6000米的为超深井。

⑷依据井型不同，可划分为直井、定向井、丛式井、水平井、分支井、欠平衡压力钻井等(井身剖面如图1-2所示)

定向井通常是指按既定的方向偏离井口垂线一定距离钻达目标的井。

丛式井是指在一个井场或一个钻井平台上，按设计钻出两口或两口以上的定向井。

大位移井是指完钻后井底水平位移是垂深两倍以上的定向井。

水平井是指井斜角大于或等于86度，并保持这种角度钻完一定长度水平段的定向井。

分支井是指在一个井口下面钻有两个或两个以上井底的定向井。

欠平衡压力钻井是指钻井过程中井筒的液柱压力低于地层压力，井底处于欠平衡状态下的钻井。

⑸依据钻头驱动方式不同，可划分为转盘钻井、顶部驱动装置钻井、井底动力钻井等

转盘驱动钻井是指利用安放在钻台上的转盘和带动钻柱、钻头旋转的钻井方法。

顶部驱动钻井是指利用安装在钻杆上方水龙头部位的动力装置带动钻柱、钻头旋转的钻井方法。

井底动力钻井是指利用井底动力钻具带动钻柱、钻头旋转的钻井方法，通常包括涡轮钻具钻井、螺杆钻具钻井等。同时由于钻头驱动方式的发展变化又引入了复合钻进、滑动钻进等概念。

二、井身结构

油井比水井复杂得多，主要由三部分组成，即井筒、完井结构和井口装置。井筒由多层同心钢管并经水泥固结后形成。油井中下入的第一层管子叫导管，其作用是建立最初的钻井液循环通道保护井口附近的地表层；油井中下入的第二层管子叫表层套管，一般为几十至几百米，其作用是封隔上部不稳定的松软地层和浅水层；油井中下入的第三层套管叫技术套管，是钻井中途遇到高压油、气、水层、漏失层和坍塌层等复杂地层时，为保证钻井能钻到设计深度而下的套管；油井中下入的最内层套管叫油层套管，油层套管的下入深度取决于油层深度和完井结构。其作用是封隔油、气、水层，建立一条供长期开采油、气的通道。以上各层套管都要用水泥与地层固结在一起，并与井口装置连接起来，形成永久性通道。正常采油生产时还要再下入，以便携带抽油泵、各种工具进入井内并通过将油气导出。

井身结构是指完钻井深和相应井段的钻头直径、下入的套管层数、直径和深度、各层套管外的水泥返高和人工井底等一组参数的组合。

1.井身结构的组成要素及作用

一般来说井身结构的主要参数包括：导管、表层套管、技术套管、油层套管及套管外水泥环等，井身结构如图1-3所示。

⑴导管的作用

导管的主要作用是引导钻头入井钻进和作为钻井液的循环出口。通常是在开钻前人工挖成深2m左右的圆井中，下入壁厚3-5mm的钢质导管，外面浇注水泥封固制成简易井口。

⑵表层套管的作用

表层套管是指下入井内的第一层套管。其主要目的是用于封隔地表松散不稳定的地层或水层，安装井口防喷装置及其支撑技术套管的重量。表层套管的下入深度依地区、井控等要求而不同，一般在几十米至几百米之间。

⑶技术套管(或中间套管)的作用

技术套管是指下入井内的第二层(或其以后的)套管。其主要目的是用于封隔表层套管以下至钻开油气层以前，易跨塌的松散地层、水层、漏层，或非钻探目的的中间油气层，以保证钻至目的层。一般技术套管外面的固井水泥浆要求返至需要封隔的最上部油气层以上l00米左右。对高压气井，为防止气窜一般固井水泥浆要求返至地面。

对尾管完井的最后一层技术套管则转为生产套管，承担油层套管职能。

⑷油层套管的作用

油层套管是指下入井内的最后一层套管，一般有油层套管、尾管及尾管回接三种表现形式。其主要目的是用来把油气层和其他层隔开，同时建立一条从油气层到地面的油气通道。其上安装采油、采气树以控制油气。

⑸水泥环的作用

固井水泥环主要是用来支撑和保护各层套管，封隔油、气、水，保护生产层。

2.套管的设计要求

油井套管通常是用优质钢材制成的无缝管或焊接管，两端均加工有螺纹。现场使用时，大多数套管是通过套管接箍、工具、附件等连接组成管串后入井。

套管设计主要包含但不限于以下内容：

套管柱设计主要内容包括套管层次及各层套管的下入深度的确定；套管柱设计原则以能有效地保护油气层，规避井喷、井漏、井塌、卡钻等事故，具备处理井喷压井的能力，且经济性好、成本低；套管强度要满足套管入井后所承受各种应力的极限强度。

在不同类型的井中或在一口井的不同生产时期，套管柱的受力是不同的，套管柱所受的基本载荷可分为轴向拉力、外挤压力、内压力三种。在设计套管柱时应保证套管柱“抗拉安全系数大于1.8、抗外挤安全系数大于1.125、抗内压安全系数大于1.25”三个基本要求。

在实际套管设计的时候，除应考虑满足钻井、油气层开发和产层改造的需要。还应根据套管柱在井下的工况，考虑套管强度与套管柱受力之间的平衡关系，按套管受力最危险情况来进行套管的受力分析、强度校核，确保安全第一。

三、完井方法

下入套管、尾管后，仅仅建成了井眼，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，而选择的油、气层与井底的连通方式和井底结构。依据在井底建立的油气层与油气井井筒之间连通渠道、方式的不同，也就构成了不同的完井方法。

1.常用完井方法

目前国内外各油气田常用的完井方法有裸眼完井、射孔完井、衬管完井等，但都有其各自的适用条件和局限性

⑴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，是目前油井完井中应用最多的一种方法，用一种特殊的对准油、气层，射穿套管和水泥环并进入地层一定的深度，使油气通过射开的孔眼流入井筒，实现油层与井筒连通。在直井、定向井、水平井中都可采用。射孔完井包括套管射孔完井和尾管射孔完井。

套管射孔完井是指用同一尺寸的钻头钻穿油层直至设计井深，然后下油层套管至油层底部并注水泥固井完钻后。用射孔弹射穿油层套管、水泥环并穿透一定深度地层，从而建立起油气流通道的完井方法，套管射孔完井如图1-4a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。然后用小一级的钻头钻穿油层直至设计井深，用钻具将尾管送入井内通过工具悬挂在技术套管上，注水泥固井完钻后，用射孔弹射穿尾管、水泥环并穿透一定深度地层，从而建立起油气流通道的完井方法，尾管射孔完井图1-4b所示。一般要求尾管与技术套管的重合段不小于50米。

射孔完井适合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、多层合采，可实施井下压裂、酸化等增产作业措施。优点是只将生产的油层射开，其余的层段全是封隔的，各层间的油、气、水不会相互串通，有利于分层开采、分层采取措施和便于分层管理。这种完成方法有利于防止井壁坍塌，适应性强，因此，它是目前现场上广泛应用的方法。缺点是钻井液浸泡油层的时间长，再加上注水泥固井可能降低油层的渗透率。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，也不能阻止地层砂入井。

⑵裸眼完井

裸眼完井法是指在油层部位不下入套管，整个油层完全裸露，油层与地面通过油井直接连通。农村水井常用此方法。油气裸眼完井又分先期裸眼完井和后期裸眼完井两种。

先期裸眼完井如图1-5a所示，是指套管下至油气层顶部然后注水泥固井，再采用较小钻头钻穿水泥塞，钻开油层至设计井深的完井方法。

后期裸眼完井如图1-5b所示意，是指钻完油气层后，如油气层具有开采价值，再将套管下到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的较少。

裸眼完井的优点是整个油层井段全部处于裸露状态下进行生产，井底结构简单，渗流面积大，油流人井阻力小，钻井液浸泡油层时间短。缺点是不能分层作业、分层试油和分层开采等，也不能防止油层出砂和井壁坍塌。适用于地层坚硬，井眼稳定的单一油气层或性质相近的多油气层的井，因而使用范围小。中低渗透性砂岩油气层需压裂改造，也不适宜裸眼完井。

⑶割缝衬管完井

割缝衬管完井也称贯眼完井法是指钻穿油气层后，把带有孔眼的套管下到油气层部位，油气从地层经过孔眼流入井筒，是在裸眼完井的基础上，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。

先期割缝衬管完井如图1-6b所示，是钻头钻至油层顶界后，先下入技术套管注水泥固井，再从技术套管中下入小一级的钻头钻穿油层至设计井深，最后在油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。

后期割缝衬管完井如图1-6a所示，是用同一尺寸的钻头钻穿油层后，套管柱下端连接衬管下入油层部位，通过管外封隔器和注水泥接头固井，封隔油层顶界以上的空间。

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。

⑷砾石充填完井

对于胶结疏松出砂严重的地层，一般采用砾石充填完井。将绕丝筛管下至油层部位，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。

裸眼砾石充填完井如图1-7a所示，又称管外砾石充填完井法，这种完井方法是在油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。

套管砾石充填完井如图1-7b所示。这种完井方法是当钻头钻穿油层至完井深度后，下入油层套管注水泥固井，对准油层选用28mm/孔径、孔密30孔/每米的参数射孔。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。

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。

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，人们还根据不同的工况采用了其它一些完井方法。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。

三、采油采气井口

井筒一旦和油气层连通后，就会处于高压状态，因此还必须有一套能控制和调节油气生产的设备，这套设备就叫井口装置，如图1-8所示。油气井井口装置又可分为三种：

1.自喷油井井口装置由套管闸门、总闸门、生产闸门、清蜡闸门、四通、油嘴等部件组成。

2.抽油井井口装置比自喷井口装置简单，最基本部分有套管三通，三通和光杆密封盒等部件组成。

3.气井井口装置其结构同自喷井井口装置，由于天然气井压力高，含硫化氢气体等，所以要求耐压等级高，能耐硫化氢气体腐蚀。

油气井井口装置主要由套管头、头和采油树组成，其作用是控制油气的流动。套管头位于整个采油树的最下端，把井内各层会管连接起来，使各层套管间的环形空间密封不漏。头是安装在套管头上面，其作用是悬挂井内的，并密封和油层套管之间的环形空间。目前普遍采用顶丝法兰悬挂法，即在套管四通上安装一个顶丝法兰，顶丝法兰内有一上大下小的锥形通道。悬挂器也是一个锥形体，上带密封圈，在全井筒重量的拉力下，悬挂器牢牢地坐在顶丝法兰座里。顶丝的作用是防上井内压力太高时将柱顶出。采油树，有人认为是一棵树。其实是业内对井口装置约定俗成的称谓，最早因其形似圣诞树而得名。它由闸门、四通、油嘴等组成。其作用是通过开启或关闭闸门及调节油嘴的大小，来调节油气井生产并与地面集线连接。

第二节  不同类型气藏的压力特征

油气在运移过程中会受到某些遮挡物的阻挡而停止运移并聚集起来，储层中这种遮挡物存在的地质构造称为圈闭。在这些圈闭内一旦聚集了足够数量且具有同一压力系统的油气，就形成了油气藏。油气藏是具有一定储存和流动特性的孔隙或裂缝介质系统。通常把在圈闭内只有天然气聚集的叫气藏，只有石油聚集的叫油藏。

采油采气工程是根据开发目标，通过井底、井筒、井口装置、采油设备、注水设备以及地面集输、分离和储存设备等人工建造系统所采取的工程技术措施的总称。是决定油气田产量高低、采油气速度快慢、最终采收率大小、经济效益的优劣等重要问题的关键技术。

本节主要介绍与采油采气井控有密切关系的常见油气藏的压力特征，同时简单介绍了华北分公司鄂尔多斯地区主力油气藏的压力特征，为采油采气的井控及安全管理提供一些可借鉴的基础数据和资料。

一、油气藏的常见分类

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.按地层压力分类

按地层压力的大小不同，可将油气藏分为超高压、高压、常压和低压四类油气藏。油气藏按压力分类标准如1-1表所示。

表1-1：                            按地层压力的分类标准

在气井试采期间，如果遇到出砂问题应控制或降低气井产量，以降低气流速度，降低砂粒的冲蚀能力。避免突然开井或关井，否则将导致沉砂掩埋产层，甚至堵死气层。同时还要禁止利用套管环空采气，以避免套管内壁和井口闸门的冲蚀和损坏。

2.按地层的渗透率分类

按地层渗透率高低不同，可将油气藏划分为高渗透、中渗透、低渗透和致密四类油气藏。油气藏按地层渗透率划分标准如1-2表所示。

表1-2：                          按地层渗透率的分类标准

按非烃气体含量不同，可将油气藏分为不同程度的酸性气藏。油气藏按非烃气体含量划分标准如1-3表所示。

表1-3：                         按非烃气体含量的分类标准

4.按产出气相中凝析油含量分类

按照产出气相中凝析油含量不同，可将凝析气藏划分为特高、高、中、低、微含凝析油5类。油气藏按产出气相中凝析油含量划分标准如1-4表所示。

表1-4：                        按产出气相中凝析油含量的分类标准

按储层埋藏深度不同，可将油气藏划分为浅、中深、深、超深4类。油气藏按储层埋藏深度划分标准如1-5表所示。

表1-5：                              按储层埋藏深度分类标准

油气藏驱动类型分为气驱、水驱以及气、水复合驱动三种。

气驱油气藏特性：油气藏的开采能量主要依靠气体自身的膨胀能量，压力随采出油气而不断下降，初期一般不需要实施排水采油气工艺技术。

水驱油气藏特性：对于边、底水十分活跃的油气藏，随着油气的采出，边水或底水不断补充采产出油气所留下的空隙或空间，致使压力下降缓慢或者不下降。

气、水复合驱动油气藏特性:当水体相对较小，气体自身的膨胀和边、底水的补充共同起作用压力呈十分缓慢的下降趋势。

二、鄂尔多斯油气藏特性

1.油气资源

华北分公司目前拥有勘探开发区块21个，总面积43685.149km2。主要分布在鄂尔多斯盆地所属的塔巴庙、杭锦旗、麻黄山西、镇泾、富县、定北等区块。油气资源总体呈现“南油北气”特征。

天然气资源:天然气主要分布在鄂北塔巴庙的大牛地、杭锦旗南、杭锦旗伊盟北部隆起三个区块，面积11794km2。截止2008年底，拥有天然气资源量13415×108m3。其中：探明储量3293.04×108m3，控制储量1607.55×108m3，预测储量2135.07×108m3，三级储量合计7035.66×108m3。

石油资源:石油资源主要分布在鄂南的麻黄山西、镇泾、定边等区块，面积4253km2。截止2008年底，拥有石油资源总量2.49×108t。其中：探明储量583.70×104t，控制储量834.38×104t，预测储量1807.45×104t，三级储量合计3225.53×104t。

新油气勘探开发区块：富县区块石油远景资源量为5.75×108t，资源丰度为15×104t/km2。目前有140.93×104t石油资源量转化为三级地质储量，转化率为石油资源总量的28.59%。中生界上报的石油探明储量261.9×104t，资源探明率仅为0.46%。

彬县-长武区块石油远景资源量为1.4555×108t，资源丰度为4.83×104t/km2，仅有2251.17×104t石油资源量转化为三级地质储量(探明+控制+预测)，转化率只有石油资源总量的15.47%，资源探明率为零。

旬邑-宜君区块探井少，尚无提交地质储量，属低勘探程度区。

2.开发现状

近年来随着地质理论深化和工程技术的不断进步，开发成果显著，截止2008年底，天然气年产能已达到20×108m3，原油年产能已达到10×104t。

大牛地气田：大牛地气田资源丰富，属于低孔、低渗致密砂岩岩性气藏，由7个大型岩性圈闭纵向交叉叠置、横向复合连片组成，具有“多气层、多圈闭”、“自生自储”的成藏特点；气源层主要为石炭、二叠系煤系地层；储层为二叠系山西组、下石盒子组及石炭系太原组；盖层为二叠系上石盒子组大套泥岩。组合类型为太原组-山西组的源内成藏组合和下石盒子组近源成藏组合。上古生界自下而上发育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2和盒3等七套海相、海陆过渡相、陆相含油砂体气层。气层纵向上交错叠合发育，平面上连片分布。储层非均质性较强，气藏内部差别较大。一般埋深2520-2879米。主要目的层孔隙度6.8-7.9%，渗透率0.325-0.906×10-3μm2。其中，盒3段储层物性相对最好，平均孔隙度10.27%、平均渗透率1.36×10-3μm2。其次，盒2、太2段储层，盒2平均孔隙度8.66%，平均渗透率0.73×10-3μm2；太2平均孔隙度8.58%，平均渗透率0.7×10-3μm2。而盒1、山2、山1段储层物性相对较差。地层压力系数0.85-0.99，含气饱和度平均57%。属典型的低压、低孔、低含气饱和度的致密气藏。储层物性较好的盒2、盒3已动用74.19%，主要集中在大1、大2井区块。山1、太2的动用程度分别为46.99%、27.36%，探明储量较大的盒1动用程度仅8.42%。

2001年开始规模勘探，2003年开始开发先导性试验，2004年进入开发准备，2005年进入大规模开发阶段。基本遵循“先贫后富、立体开发、勘探开发一体化”的原则，历经开发准备、开发先导试验和规模化开发三个阶段，当年建成日产气300×104m3、年产10×108m3的产能。截止2008年底已建成日产气550×104m3、年产20×108m3的产能，是北京、山东、河南等主要气源地。

镇泾油田：镇泾油田属黄土塬地区，塬、梁、茆、沟纵横交错，区块面积2515.6km2。区内构造不发育，局部发育小型低幅度鼻状隆起，油气成藏以岩性、岩性-构造圈闭为主。储层主要发育延9、长6、长8等几套油气储层。延9储层平均孔隙度13.2%，平均渗透率6.2μm2，为构造-岩性复合作用成藏，底水发育。长6储层平均孔隙度11.3%，平均渗透率1.49μm2。长8储层平均孔隙度9.48%，平均渗透率0.36μm2。几套储层均属低孔、特低渗储层。2004-2006年，在镇原曙探2井区长6油藏和曙评1井区延9油藏基础上建成镇泾油田，截止2008年底仅开发5.6km2，动用储量375×104t，累计产油8.1×104t。

目前华北分公司已开发的镇泾、宁东、定边3个油田，开发面积16.9km2，总计钻井205口，动用储量1078×104t，年原油产能10×104t。

3.鄂尔多斯“三低”油气藏的开发

油藏工程是一门认识油藏，运用现代综合性科学技术开发油气的学科。它不仅是方法学，而且是带有战略性指导意义的油气开发决策的科学。可以从整体上认识和控制油气藏，综合分析来自油藏地质、油藏物理、测井和试井等方面的成果，结合油气藏的实际生产资料，对油气藏中发生的各种变化从开发的角度进行评价、做出预测，并根据这种预测提出相应的技术措施，以提高油气藏的采收率。

鄂尔多斯属典型的“低压、低渗、低产”三低油气藏。通过华北人的探索攻关，初步形成了适合于低压致密油气藏开发的“以相控理论为指导的低压致密储层综合评价技术、三维地震储层预测技术、低压致密砂岩储层保护和压裂改造技术、低压致密气藏工程研究技术、以水合物防治为主的采气工艺技术、高压集气低温分离的集输工艺技术”等六项配套技术，形成了具有中石化特色的“大牛地速度、大牛地特色、大牛地模式”三低油气藏成功开发的典范。初步建成年产天然气20×108m3，原油10×104t的产能，随着镇泾、富县、彬长等区块的勘探开发向着更富有挑战性、更具美好的油气前景努力。

第三节  油气流动特点

油气的储集层是由固体(岩石)、液体(油和水)、气体(天然气)三态物质组成，采油气是储集层中油气受到各种天然或人工能量的驱动，从地层流向井眼并最终采集到地面的过程。因此油气流动特性是和油气藏的驱动类型紧密相关，只有了解油气藏的驱动方式，才能更好地预测油气井的生产情况，为采取相应的井控技术措施提供理论依据。不同的驱动方式可能会对应不同的井控技术措施，因此非常有必要了解各类油气藏的驱动方式。

一、油气藏的驱动方式

油气藏中油气的流动有两种，一是在天然能量驱动下的流动，二是在外力驱动下的流动，即用人工向油气储层内注水、注气或其他介质，向油层输入外来能量，保持油层的压力。

1.油藏的主要驱动方式

弹性驱动方式：弹性驱动是依靠油藏内孔隙介质中的原油、束缚水和岩石，在地层压力下降时所释放的弹性膨胀能来排驱原油的。

弹性驱动的驱油机理是随着的地层压力下降，地层岩石及孔隙中的流体弹性膨胀，岩石的弹性膨胀会使孔隙体积收缩，这两种作用力下，就把孔隙中的原油从孔隙中挤出。由于弹性能量有限，一般来说弹性驱动采收率很低。大多数情况下，弹性驱动出现在油藏开发的早期，经过一段时间后就转变为其他的驱动方式。

弹性驱动类型的油藏随着石油不断采出，压力和产量逐步下降，油藏内的单位压降产量是常数，并且在油层压力下降到饱和压力之前，油气比保持不变，如图1-9弹性驱动曲线图所示。

溶解气驱动方式：溶解气驱动是依靠原油中溶解气体析出产生的膨胀力来排驱原油，由于气的弹性膨胀能远远大于油层中原油、束缚水和岩石的弹性膨胀能，尽管弹性驱动的能量依然存在，但是溶解气的析出以及它的弹性膨胀大得多，因此，可以忽各弹性驱动作用。显然溶解气驱的能量要比弹性驱动能量充分得多，溶解气驱有可能成为一种驱动来开发油藏。

溶解气驱油藏开采时压力急剧下降，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占空空间的结果。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，因气流粘度比油小而超越油流，会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。溶解气驱油藏开采时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，如图1-10溶解气驱动曲线图所示。

水压驱动：水压驱动是依靠油藏边部或底部地层水的重力或弹性能量来排驱原油，在自然界中要形成水压驱动油藏，要求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完全产水为止。如果供水区水源丰富，能补偿采出的石油量，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，含水率会连续不断地升高。

水压驱动类型油藏开采时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，随着生产的进行，边水底水逐渐侵入，使油层压力得到保持，所以溶解在油中的气体分离出来的数量相对较少且稳定，如图1-11重力驱动曲线图所示。油藏的产油量或含水率由于水以均匀的方式侵入地层，到开采后期因水的大量侵入产油量降低，含水率上升。

气压驱动与综合驱动：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，形成这种驱动类型要求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。

气压驱动类型油藏的开采时，产量随压力下降逐渐减少，油气比逐渐上升，在气顶突入到生产井以后，油气比急剧上升。

气压驱动是一个过饱和油藏，在油气界面上的地层压力是原油的饱和压力， 一旦地层压力下降，不但有气的膨胀作用，油气前缘排驱原油，而且在含油区的原油脱气，出现溶解气。由此可见，气顶驱动的同时必须存在溶解气驱作用，所以实际上属于混合驱动。如果含油区外侧还含有边水存在，就成了相当复杂的综合驱动油藏。

二、气藏的驱动方式

气藏的驱动方式表征着天然气从地层内被排驱出来的能量来源及开采过程中的消耗特征，根据气藏的驱动方式可以预测气田的压降规律及气的产量变化、气井的水淹时间及条件等。气藏的驱动方式一般分为弹性气压驱动和水压驱动两种。

弹性气压驱动方式：当油气藏为一封闭系统，在封闭系统内无边底水存在时，气藏开采的天然能量仅仅是靠天然气自身的弹性能量膨胀而驱动气体流入井中。因此，这种驱动方式是一种靠气藏内能消耗而采气的，故采气时地层压力会下降。

在气田达到废弃压力之前，它可以一直采气。所谓废弃压力是自气井所采气量仍可支付各种操作费用的最低压力，代表废弃压力的直线与气藏能量消耗曲线的交点所反映的则是气藏最终有经济价值的采收率。一般情况下气井的平均采收率约在80-90%。

水压驱动方式：水压驱动气藏一般与一定的水域相连，即气藏存在边水或底水。在气藏开采过程中，边水或底水有效的进入气藏内部，即通常所说的“水侵”，水的侵入不同程度地保持了储集层的压力。根据边(底)水的能量性质与其移动的程度不同，可将水压驱动分为弹性水压驱动和刚性水压驱动两种。

刚性水压驱动是一种理想的水压驱动。气藏的边底水在本身的水压头的作用下侵入气藏或且进入气藏的水正好等于生产总采出气体排空体积，故在采气过程中供给边缘上的压力保持为常数并等于原始地层压力。这种理想的驱动方式在自然界中很少存在。

实际上所有天然气藏的驱动方式都是气驱与不完全的水压驱动。图1-12中显示了弱、中、强三种类型的水驱，根据图中三种水驱能量消耗曲线与废弃压力线的交点所示的采收率可以看出，水驱气藏的采收率比弹性气驱的采收率更小，且水驱越强，最终采收率越低，这与油藏有很重要的差别。在油藏中，水压驱动油田的采收率一般比弹性能量消耗式开采驱动方式采收率高得多。气藏则与此情况正好相反，这是因为侵入到气田的水不能将孔隙中的气全部驱替出来，相当数量的气被毛细管力捕集在岩石孔隙中，并且被水绕过或遗留在后面成为残余气，若用原始含气孔隙体积的百分数表示，则范围可达40-20%。

从图1-12中可以看出，对于压力保持原始压力附近的强水驱气藏来说，若残余气高达40%，则采收率低于60%，与弹性气驱的最终采收率高达80-90%成明显的对比。如果水驱强度降低，最终采收率则升高。事实上，非常弱的水驱气藏最终采收率可能会比靠内能消耗采气的采收率略高。

水驱强度强弱主要与气层的渗透率、气藏的大小及开采时间三个因素有关。

气藏渗透性越好，流体流动越容易，要求的压差也小，当渗透率很低时，即使压差很大，流体流动的流速仍很低，渗透率越低出现水驱的可能性就越小。

水驱强度的大小取决于储集层的大小。储集层越大，水驱越弱。保持压力所需要的水量取决于气田的面积，与气田半径的平方成正比，即气田面积越大，所需要水量越大，故相比较而言，面积大的气田水驱相对较弱。

采气时间对水驱强度的影响。通常水进入储集层需要一定的时间，如果气田产量保持在较高水平时，则需要在较短时间内进入气藏较多的水量以补充高速采气造成的气层亏空。因此强采时水驱动气藏水驱相对较弱，对产量低的相同气藏而言水驱则较强。

由于多数的气田有一定的边底水，而边底水气藏的地层水大小会影响气田的开发。我国四川多年气田开发经验表明，气田的开发历史就是不断同地层水斗争的历史，充分揭示了地层水在气田开发中的重要作用。因此，早期确定气田驱动类型及地层水的活动特征，对有效控制地层水的危害，提高气田开发水平极其重要。

三、油气的渗流规律

1.层流与紊流

在自然条件下水流运动时，不同的水流型态下，水流的运动方式、断面流速分布规律、水头损失各不相同。英国物理学家雷诺1883年通过大量的试验证明并解决了水流运动形态的判断方法。雷诺实验表明，实际流体运动存在着两种不同的状态，即层流和紊流。

液体沿管轴方向流动时，流束之间或流体层与层之间彼此不相混杂，质点没有径向的运动，都保持各自的流线运动，这种流动状态，称为层流运动。若管中流速稍有增加，或有其它外部干扰振动，则流线为互不平行的直线，水质点做着规律的曲线运动，这种运动状态称为紊流运动。

层流和紊流的根本区别在于层流各流层间互不掺混，只存在粘性引起的摩擦阻力。紊流则有大小不等的涡流动荡于各流层之间，除了粘性阻力，还存在着由于质点掺混、互相碰撞所造成的惯性阻力。因此，紊流阻力比层流阻力大得多。

为了判断流体流动形态，人们引用了一个有明确力学概念的无纲量雷诺数(Re)，雷诺数的力学意义是粘滞阻力和惯性阻力的比值。

Re=惯性力/粘滞力                       (1-1)

通过实验证实Re在液体运动的型态转变时，当断面型状不变时为常数，称为临界雷诺数(Rek)。

雷诺数之所以能判别流态，正是因为它反映了惯性力和粘性力的对比关系。当管中流体流动的雷诺数小于Rek时，其粘性起主导作用，层流稳定。当雷诺数大于Rek时，在流动核心部分的惯性力克服了粘性力的阻滞而产生涡流，掺混现象出现，层流向紊流转化。

油气井中油、气、水流动过程中，油、气、水的分布状态受各相介质的体积比例、介质的流速、各相的物理及化学性质(密度、粘度、界面张力等)、流道的几何形状、壁面特性、管道的安装方式等影响，根据两相介质分布的形态可划分为包括泡状流、弹状流或团状流、层状流或波状流、段塞流或冲击流、环状流、雾状流，如图1-13油气沿井筒喷出时的流型变化示意图所示。按流动的数学模型或流体的分散程度可划分为分散流、间歇流、分离流等。 

2.地层渗流

达西定律：根据雷诺实验，法国水利工程师亨利·达西在1956年通过实验对地层渗流过程进行了模拟实验，总结出了反映流体渗流基本规律的达西定律。达西得出在渗流过程中，流体流动的渗滤速度与流动途径上压力变化存在如下关系：

                                          (1-2)

式中：μ-渗流速度:

K-流体通过介质的渗透率;

-流体流动的压力梯度。

公式中的负号表示沿渗流方向是降低的，为保证渗流速度为正，人为地加上一个负号，公式(1-2)描述渗流的基本规律。

由达西定律可知，当流体的粘度、介质的渗透率一定，流动速度与压力梯度(dp/dl)的一次方成正比，在直角坐标系中，其关系曲线可为一直线。当渗流速度超过某一临界值后，渗滤的速度与压力之间不再成直线关系，如图1-14所示，定律的线性关系将被破坏，流动出现非线性渗滤。流体的非线性流动可用非达西定律的二项式表示。

井筒中的气液流动：在油气藏的在生产过程中，随着温度和压力的降低常在井筒中析出液体。因此，有必要对气井井筒中的气液流动进行讨论。

在油气井垂直管两相流动中，通常遇到的流态主要有泡状流、弹状流、段塞流、环状流和雾状流五种流态（如图1-15所示）。如果油井在生产过程中井底压力高于饱和压力时，气是溶解在油中的，在这个阶段中只有液体在流动，称为纯油(液)流，但这种状态在正常生产时通常持续时间须很短。

当液体沿着向上运动时，压力减小，油气的环境压力小于饱和压力，天然气将从油中析出来，中开始出现气体，并呈现为“泡沫状”结构，称为泡状流。

在泡状流态下，管线几乎为液体所充满，游离气相以小气泡的形状存在，管线中的气体总是和液相接触，气泡对压力梯度的影响很小，液相控制着垂直管流的压力梯度。流体沿着继续向上运动，小气泡逐渐膨胀，并且互相合并成大气泡，大气泡形成顶部凸起的炮弹形气泡，称为弹状流。

随着流体向上的继续运移，油气所受的压力减小气泡体积进一步增大，气泡逐渐增多，大的气泡扩张到几乎占据的横截面积，形成段塞形式流动，这时气泡托着油柱向上运动，气体的膨胀更能得到很好的利用，气体和液体对管线的压力梯度都有明显的影响，但液相仍是连续的，液体影响占较大优势。在中越高的部位压力越低，一方面气体从油中析出来的越多越使气柱加长，另一方面气体的膨胀将高粘度的油柱缩短并突破，气泡增多变为连续相，液体份量减少，以小液滴的形式分布在气相中，管壁上吸附一层液膜，气相的影响占优势。这时气体以很高的速度携带着油滴上升，油气之间的相对速度越来越小。在接近井口时，压力更加降低，大部分天然气从油中析出，气体体积进一步膨胀，使管壁上的液膜越来越薄，直到道最后只能以小液滴形式存在或消失，此时气液之间几乎没有相对运动，都以非常高的速度流向井口，在这个过程中，气相控制着井筒的压力梯度。

第四节  油气的采输

一、原油的采输

随着石油工业的发展，越来越多产量高、油层埋藏深的油气田被发现，自喷采油和各种人工举升采油的方法应运而生。

从油层中开采原油的方法按油层能量是否充足，可分为自喷和机械采油。当油层能量充足时，依靠油层本身的能量将原油举升到地面的方法称为自喷。当油层能量较低时，可采用机械设备给井筒流体补充能量的方法将原油举升到地面，称为机械采油也称人工举升方法。

1.自喷采油

一口油井用钻井的方法钻孔、下入套管连通到油层后，原油就会像喷泉那样，沿着油井的油套管自动向地面喷射出来。油层内的压力越大，喷出来的油就越快越多。这种靠油层自身的能量将原油举升到地面的能力，称为自喷，用这种办法采油，称为自喷采油，常发生在油井开发的初期。

自喷井的产量一般来说都是比较高的。例如：中东地区有些油井每口油井日产油量可高达1-2万吨。华北油田开发初期，很多油井日产千吨以上，大庆油田的高产井日产200-300吨。据统计，目前世界上约有50%-60%的原油是靠自喷方法开采出来的，特别是中东地区的油井，大多数油井有旺盛的自喷能力。由于这种方法不需要复杂昂贵的设备，油井管理比较方便，是一种高效益的采油方法。所以，在油田开发过程中，人们都设法尽可能地保持油井长期自喷。

2.人工举升采油

随着油田的不断开发，地层能量逐渐消耗，油井最终会停上自喷。由于地层的地质特点，有的油井一开始就不能自喷。对于上述不能自喷的油井，必须用人工举升的方法给油流补充能量，将井底的原油采出来。目前，利用人工举升将原油从井底举升到地面的力法可分为气举法和抽油法两大类。

⑴气举法

气举法是指地层尚有一定能量，能够把油气驱动到井底，但地层供给的能量不足以把原油从井底举升到地面上时，需要人为地把气体注入井底，将原油举升出地面的人工举升采油方式。它的举升原理和自喷井相似，是通过向油套环空注入高压气体，并通过上的多组气举阀在不同压力、不同井段时让一部分气体进入，用以降低井筒中液体的密度，在井底流动压力的作用下将液体排出井口。同时，注入的高压气体在井筒上升的过程中体积逐渐增大，气体的膨胀功对液体也产生携带作用。气举适用于油井供液能力较强、地层渗透率高的油井。海上采油、深井、斜井、含砂井、含气井和含有腐蚀性成分而不宜用其他人工举升采油方式开采的油井，都可采用气举采油。

气举采油的优点是井口、井下设备比较简单、管理调节比较方便。缺点是地面设备系统复杂、投资大，而且气体能量的利用率较低

⑵抽油法

抽油法主要是深井泵采油，可分为有杆泵采油和无杆泵采油两大类。

有杆泵采油是由抽油机、抽油杆和抽油泵为主要部件的采油系统，是指抽油机通过下入井中的抽油杆，带动井下抽油泵的活塞做上下往复运动，把油抽汲到地面的人工举升采油方法。这种方法用量最多，具有结构简单、适应性强和寿命长的特点，大约占世界人工举升采油总井数的80％-90％。

无杆泵采油是指不用抽油杆传递动力，而是用电动机、高压液体等驱动井下泵，即用特殊的抽油泵如电动潜油离心泵、螺杆泵、射流泵、水力活塞泵开采原油。分别叫电动潜油泵采油、螺杆泵采油、射流泵采油、水力活塞泵采油。

3.注水

大多数油藏能依靠油层原始地层压力驱动原油和天然气通过油井管柱，自己喷到地面的管道中来。油井停上自喷后，怎样使其恢复青春继续生产原油？如何尽量多地把埋藏在地下的原油开采出来？

生产到一定时期随着油气的不断喷出，地层内部的压力逐渐降低，当油层的剩余压力降低到低于油井管柱中液体给油层造成的回压时，就不能再把原油举升到地面上来了。通过在油田的边部或油层低部位、油井相间的位置打一部分注水井，通过高压注水泵把合格的水注入到与油井出油层相同的层位。一方面用水来占据原先贮存油气的位置，使原油不断被水挤推到油井井底并喷流到地面。另一方面补充油气流出后造成的地下压力损失。这种方法叫油田注水。

油田注水是国内外都在采用的一种保持油井稳定生产，并最大限度地把原油从地下驱替到地面上来的有效办法。根据油藏性质，油田注水有早期注水和后期注水之说。我国绝大多数油田都采用早期注水方式，即当油井开始生产时，同时开始注水。而在西方各国则多数是先采油，以最低的成本，迅速回收投资，获取利润。当地层压力降低了很多，原油生产量大幅度下降时，才开始注水。大庆油田采用早期注水技术使油田稳产30年，在世界上都享有较高声誉。

4.原油集输

当说到工厂时，人们头脑的第一反映就会想到长长的围墙、气派的大门、错落有致的车间以及来往如梭的车辆把原材料拉进厂内，又把加工出的成品运往各地。那么油田是什么样子呢？其实油田也是一个工厂，是一个既没有围墙也没有大门的硕大无比的人工厂。如“大庆油田”南北长138千米，东西宽73千米，拥有油水井几万口，将整个大庆市围在。大家不难想象，将这么大的区域围起来是完全不可能的。但是油田既然是一个工厂，它就具备一般工厂的一切功能，有自己的原料基地和自己的加工车间。

油田的原料基地就是油藏，通过勘探找到油气藏，再通过打井把地下含有水和其他杂质的石油和天然气开采出来，就完成了一般意义工厂的原料采购过程。石油和天然气采到了地面后，还要把各个单井产出物收集汇合，再经过复杂的处理变成合格的商品油和商品气并输送给用户。这个把单井产出物收集汇合、处理并输送给用户的过程，就是产出物的加工过程，完成这个加工过程的单元就是一般意义工厂的加工车间。这种车间在石油业内又称其为油气集输工程。

油井产出物经过计量站、接转站、联合站的集输、处理，加工成合格的原油、天然气、液化气等产品。由此可见油田本身是一个从原材料采掘到产成品加工的特大型工厂，而油田集输系统就是一个没有围墙的大加工车间。

计量站就像小溪一样，流量小但数量多、分布广。而接转站则像一条河的支流，具有了相当的流量。联合站就像大江大河一样，汇集了全部的油井产出液，这就完成了油气集输工程汇集过程。

油井产出物经过地面集输流程最终到了联合站，此时油井产出物还含有水、砂、泥、有害气体等其他成分。必须经过一系列的物理化学处理过程，将油井产出物分离、净化成合格的气、油、水。联合站是油气加工的最后一道工序，相当一般意义上工厂的成品车间，其主要功能包括油气处理、污水处理、供注水、原油储存外输、原油稳定及轻烃回收等。

二、天然气的采输

1.气藏中流体及其性质

气藏中主要流体是天然气、凝析油和水。不同组分的天然气其特征参数随压力、温度等条件的变化，其密度、粘度、体积系数等参数的变化很大。密度与压力、温度有关，在低温高压下与压缩因子Z有关。粘度是气体的内摩擦力，是气体流动的难易程度表征，是在地层、井筒和地面管道中流动时产生阻力或压力降低的原因。

油气藏中的水按活动性质分自由水和间隙水两类。在采输气中常用露点表示饱和含水量，压力相同时，温度越高，含水量越高，温度相同时，压力越高，含水量越低。

凝析油在油气藏中呈气态，在开采时因为降温降压凝结为液态而从天然气中分离出。

天然气与空气以一定比例组成的混合气体，在封闭的系统中，遇到明火就会发生爆炸。爆炸极限与混合气体的压力及温度有关，天然气与空气混合物的压力、温度越高，爆炸极限范围越大。

2.天然气的采输特性

在天然气生产过程中，一旦遇到合适的压力温度条件，天然气会在气井内或者地面管线内会形成水合物，导致天然气流量减小，压力降低，甚至堵塞设备和管道。

液态水的存在是生成水合物的必要条件，足够高的压力是生成水合物的重要条件。天然气中液态水的来源于油气层内的地层水(游离水)以及气层中饱和水蒸气的析出。采输气过程中，天然气从井底流到井口，经过节流阀、孔板等节流件时，会因为压力下降而引起温度下降，为水合物的生成创造了条件。对组分相同的气体，水合物的生成概率随着压力升高而升高，也就是压力越高，越容易生成水合物。另外高流速、压力波动、气流方向改变时结晶核存在(如杂质)引起的搅动是生成水合物的辅助条件，在阀门、弯头、异径管、节流装置等产生局部阻力的地方，易形成水合物。

如果水合物在中生成时，会降低井口压力，影响产气量，妨碍测井仪器的下入；在井口节流阀或地面管线中生成时，会使下游压力降低，严重时堵死管线，造成供气中断或引起工艺设备超压运行或爆炸，引发生产事故。

为了保证安全顺利生产，一般需要采取预防或解堵水合物的措施，如注甲醇、水套炉加热、低温分离脱水等破坏游离水、温度和压力中任何一个形成水合物的因素。

3.采气工艺流程

将埋藏于地下数百甚至数千米深的储气层中的天然气引至地面的过程就是采气，具体来讲就是指天然气从地层进入采气井筒，通过井筒到达地面采气井口，再由采气管线到达集气站的生产过程。不但涉及到天然气从地层流向井底的基本规律、流动特征等，还包括流体在井筒内的流动状态、气液分布状态，以及地面工程特点、处理工艺等，在不同程度上互相影响，是一个复杂的系统工程。同时，对于不同的气藏、不同的开发阶段、不同的生产方式，生产系统会出现不同的特征，会产生不同的技术问题，需要选择合适的采气工艺流程。

地层内的天然气等流体进入井筒后，通过井内的管柱和采气井口装置的控制调整，按照设计的压力、流量等参数进入地面流程。因此井内管柱的结构和采气井口装置对采气工艺、后期相关作业、安全环保等具有重要的作用。

4.输气工艺流程

天然气从单井集输到集气站，经调压、分离、计量后再输至净化厂脱水、脱油、脱硫输入输气干线或直接输往用户的过程就是集输气。若气井能量不足，还需建立压气站以增加天然气能量便于长距离输送。

输气工艺流程是一个联系采气井与用户间的复杂而庞大的管道及设备组成的采、输、供网络系统。一般由集输气管线、增压站及净化处理厂、集输配气场站、清管及防腐站等基本组成部分。从采出到输送要经过气井→油气田矿场集输管网→天然气增压及净化→输气干线→城镇或工业区配气用户的集输气流程。

输气站是将天然气分离、除尘、调压、计量按用户要求平稳地供气。同时承担截断输气干线，排放干线中的天然气，以备检修输气干线，以及发送和接收清管器等任务。按设备、仪器、仪表及相应的管线布置分清管工艺流程、过滤分离工艺流程、计量工艺流程、越站旁通工艺流程、增压工艺流程等，自然也是采输气井控、安全管理的重点。

思考题:

1.井身结构的基本组成及其作用?

2.常用的完井方法有哪些?

3.常见的油气藏分类方法有哪些?

5.鄂尔多斯油气藏的基本特点是什么?

6.常见油气藏的驱动方式有哪些?

7.油气在井筒中流动的基本特点是什么?下载本文