工程硕士学位论文
题名和副题名 威西长山岩盐矿区水溶开采关键技术及其应用研究
作 者 姓 名 王 建 新
指导教师姓名及职称 毛晓冬教授 易胜利高工
工程硕士领域名称 地 质 工 程
论文提交日期 2008.5 论文答辩日期 2008.5
学位授予单位和日期 成 都 理 工 大 学（ 年 月）
答辩委员会主席
评阅人
2008年05月
分类号 学校代码：10616
U D C 密级 学号：200503009
成都理工大学工程硕士学位论文
威西长山岩盐矿区水溶开采关键技术
及其应用研究
王建新
指导教师姓名及职称 毛晓冬教授 易胜利高工
工程硕士领域名称 地 质 工 程
论文提交日期 2008.5 论文答辩日期 2008.5
学位授予单位和日期 成 都 理 工 大 学（ 年 月）
答辩委员会主席
评阅人
2008年05月
独创性声明
本人声明所呈交的学位论文是本人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成果。据我所知，除了文中特别加以标注和致谢的地方外，论文中不包含其他人已经发表或撰写过的研究成果，也不包含为获得 成都理工大学 或其他教育机构的学位或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示谢意。
学位论文作者签名：
年 月 日
学位论文版权使用授权书
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学位论文作者导师签名：
年 月 日
威西长山岩盐矿区水溶开采关键技术及其应用研究
作者简介：王建新，男，1970年9月出生，师从于成都理工大学毛晓冬教授地质工程工程硕士，于2008年06月获地质工程工程硕士专业学位。
摘 要
四川自贡长山岩盐矿区由于受到区域构造应力、断层牵引力、旋扭应力等的影响，在盐层顶、底板的刚性岩层中产生了大量的羽状裂隙，岩层的整体结构遭受破坏。在采用钻井水溶开采时，围岩极易垮塌，使生产卤井产能降低，造成卤井生产安全期大大缩短。开采中后期盐矿采区出现大面积连通,废卤井增多，注水井结垢严重，卤水质量下降，岩盐回采率较低。在开辟岩盐新区时，由于对矿区水文地质条件研究不够充分，采区选择不合理，造成两大采区严重漏失，部分卤井生产能力不能恢复，生产成本大幅上升。为了提高生产能力,增加企业经济效益，解决以上问题已迫在眉捷。
本文在充分利用已有研究成果和近四十年生产资料的基础上，系统分析了影响卤井安全生产期的各种因素,并采用数学方法探讨了最优油管沉没度问题，提出了延长卤井安全生产期的方法。通过应用酸洗、水平井等新技术、新工艺解决了大面积连通采区岩盐回采率低的问题；通过系统分析严重漏失采区的漏失原因和漏失预测，提出严重漏失采区生产能力恢复方法，降低了生产成本投入大的问题，提高了矿区生产效益。
关键词：盐矿；水溶开采；生产安全期；最优油管沉没度；酸洗；水平井
Research on the key techniques and its application of solution mining in Changshan rock salt deposit of Zigong city,Sichuan Province, southwest Chnia
Introduction of the author: Wang Jian-xin, male, was born in September, 1970 whose tutor was Professor Mao Xiao-dong. He studied in Chengdu University of Technology in geological engineering field and was granted the Master Degree of Engineering in June, 2008.
Abstract
Changshan salt mine is located in Zigong, Sichuan. With the influences of regional structure, fault traction, rotary stress, diverse of feather fissures richly occured in the rigid rock strata, which broke up rock integrity. In the course of water soluble mining, wall rock is easy broken down. The productive safe period and capability decreased. During the mid-later period of mining, cave expanded to form a connected region, so many salt wells have to be discarded. Inject water wells scaled and stope rate decreased. The hydrogeological condition of the mine have been investigated insufficiently and mining site was unreasonably selected so that two of brine pits leaked severely, which caused the productive cost to increase. For the order of improving enterprise income, it’s urgent to resolve those problems.
Based on previous research results and productive data for a span of 40 years, the author discussed a variety of factors about productive safe period of salt wells, and studied optimum sinking depth of vitta, and then obtained the methods of prolonging safe period. At the same time the , extraction rate of brine at connected mining site was improved by means of acid washing and horizontal well, the leakage of brine was analyzed and the resolutions to increase the productive capability were made. These measures help economical benefit to boom.
Keywords：salt deposit; solution mining; productive safty period; optimum sinking depth; acid washing; horizontal well
目 录
摘要 I
ABSTRACT II
第1章 绪 论 1
1.1 岩盐钻井水溶开采简介 1
1.2 威西盐矿体及长山矿区概况 1
1.2.1 威西盐矿体概况 1
1.2.2 威西长山岩盐矿区（长山盐矿）概况 1
1.3 选题依据及意义 2
1.4 研究内容 4
1.5 本文的主要创新点 5
第2章 威西长山岩盐矿区矿区地质特征 6
2.1 矿区地质 6
2.1.1 地层 6
2.1.2 构造 7
2.1.3 矿产 8
2.2 矿床地质 9
2.2.1 盐体基本特征 9
2.2.2 矿石类型及共生组合 10
2.2.3 矿石质量评述 10
2.3 威西长山岩盐矿区水文地质简述 11
2.3.1 地表水体 11
2.3.2 地下水文地质特征 11
2.3.3 矿山供水条件 12
第3章 延长卤井安全生产期研究 13
3.1 开发技术条件研究 13
3.1.1 顶板稳定性研究 13
3.1.2 盐层顶板垮塌及充水情况分析 15
3.2 布井、建井、固井方式 19
3.2.1 布井方式 19
3.2.2 建井方式 21
3.2.3 固井质量 22
3.3 生产循环方式、生产参数控制、卤井生产管理 22
3.3.1 生产循环方式 22
3.3.2 生产参数控制 22
3.3.3 卤井生产管理 23
3.4 入井管串 24
3.4.1 入井管串组合 24
3.4.2 增强入井管柱稳定性 24
3.5 卤井盐结晶堵管 25
3.5.1 卤井盐结晶堵管危害及原理 25
3.5.2 淡卤静溶解石膏垢堵与高压淡水冲洗解堵工艺 26
3.5.3 管串配水降咸工艺 27
3.5.4 射孔、炸管降咸工艺 28
3.6 最优油管沉没度研究 28
3.6.1 问题提出与已做工作 28
3.6.2 利用优选法确定最优油管沉没度的步骤思考 30
3.6.3 优选法在威西长山矿区的应用实例 38
3.7 延长卤井安全生产期的工艺研究方向 42
3.7.1 井下顶板固化工艺 42
3.7.2 井下油管强化与脆弱工艺 43
3.7.3 环隙注油保护工艺 43
第4章 大面积连通井组提高采出率研究 45
4.1 大面积连通井组特点 45
4.1.1 病、废井多，卤水质量差 45
4.1.2 注水井及管线结垢严重 45
4.1.3 岩盐顶板处于相对稳定 45
4.1.4 水溶通道复杂 46
4.1.5 渗透量增大，采注比低 46
4.1.6 后期污染概率大 47
4.2 大面积连通井组补救井技术的研究应用 47
4.2.1 溶腔未溶死角及水溶波及区补救井技术 47
4.2.2 溶腔外围水平补救井技术的研究应用 50
4.3 注水井解垢工艺技术与应用研究 52
4.3.1 注水井现状及对生产的影响 52
4.3.2 老井结垢垢质分析及室内实验研究 53
4.3.3 解垢工艺选择 53
4.4.4 酸洗注水井应用实践 54
第5章 严重漏失采区生产恢复研究 57
5.1 严重漏失采区概述 57
5.2 严重漏失采区漏失成因及漏失通道分析 57
5.2.1 漏失成因分析 57
5.2.2 漏失通道分析 59
5.3 严重漏失采区地下水动力特征分析 60
5.3.1 钻井水溶开采对地下水活动的影响 60
5.3.2 严重漏失采区地下水动力特征分析 60
5.4 严重漏失采区生产恢复 61
5.4.1 生产恢复必要性、可行性分析 61
5.4.2 来牟～观山一线岩盐顶板高程与出卤高程分析 64
5.4.3 严重漏失采区生产恢复理论 65
5.4.4 严重漏失采区经济生产恢复方法 66
5.5 严重漏失采区将来漏失发展方向与生产恢复方法预测 67
结论及建议 68
致 谢 70
参考文献 71
第1章 绪 论
1.1 岩盐钻井水溶开采简介
水溶开采就是根据大部分盐类矿物易溶于水的特性，把水作溶剂注入矿床，在矿床赋存地进行物理化学作用，将矿床中的盐类矿物就地溶解，转变成流动状态的溶液——卤水，然后进行采集、输送的一种采矿方法。
盐是人类不可缺少的营养素，每个人都会定期摄入一定量，否则影响身体健康；盐也是很多化工产业的原料（有“化学工业之母”之称），在国计民生中占有相当重要的地位，比如制碱、液氯、盐酸等；盐也是很多食品行业的重要添加剂；冬天公路化雪也可用盐等。目前中国盐的年产量约5000万吨，其中井矿盐年产量1700多万吨。
1.2 威西盐矿体及长山矿区概况
1.2.1 威西盐矿体概况
四川威西盐矿体地跨荣县、井研、犍为、仁寿和乐山五县（市）境，属古代海相沉积岩盐矿床，为一大型海相沉积单一薄层状岩盐矿床，含盐层位属中三叠系雷口坡组第三段（T2l3），岩盐矿体呈层状产出，除盐体东部和南部边缘地带有断层或断层为盐体边界外，其内部构造简单，产状平缓，倾角3°～7°。盐体形似一乒乓球拍，矿体南北长40km，东西宽30km，储量189亿吨。矿层埋深800m～1700m，一般为10～20m厚。矿石矿物主要是石盐，其次为硬石膏，矿石氯化钠含量在95%以上，其次是含量小于5%的硫酸钙。现矿体上多处采用钻井水溶法进行开采。开采建井工艺有自然溶蚀连通、油垫建井连通、水力压裂连通、水平井连通等工艺。
1.2.2 威西长山岩盐矿区（长山盐矿）概况
长山岩盐矿区位于威西岩盐体东南部边缘，行政区划属长山镇、留佳镇、来牟镇、观山镇与双古镇。矿区面积约30km2，矿区盐层厚度一般在14～16m，平均厚度15.68m，矿区石盐资源储量约15亿吨。矿区内交通方便（图1-1），目前矿区有生产井75眼（图1-2），地探井9眼，生产能力200万吨/年。
图1-1 矿区交通位置图
1.3 选题依据及意义
长山盐矿在“八五”攻关前开采工艺技术水平较低，“八五”期间，长山盐矿通过承担并实施国家重点科技攻关项目“岩盐钻井水溶开采关键技术与装备的研究”，成功地开发出“岩盐水溶开采工艺参数的监测与控制的研究” 、“大面积连通井组提高采出率的开发技术研究”、“单层岩盐水力压裂新工艺” 、“单薄层岩盐油控梯段双井连通开采新工艺”。通过“八五”攻关，在岩盐开采基础研究领域有一定研究和一些成果，比如“岩盐水溶特性”“岩盐溶腔稳定性研究”、 “岩盐溶腔‘三场’理论研究”、“岩盐水溶开采生产参数优化研究”、“自动化采卤工艺技术的研究”、 “高分辨地震勘探对溶腔状态测定与推断研究”、“大面积连通井组开采状态及补救井的研究” 、“岩盐压裂机理和工程应用试验研究”等。“八五”后，2002年水平井技术在长山单薄层岩盐矿区成功应用，使威西岩盐矿床（尤其是长山矿区内）的钻井水溶开采工艺技术进入一个崭新时代。
长山盐矿的“八五”攻关是基于当时的岩盐开采技术水平与生产状况，目前仍然有很多方面需要研究与完善。主要问题分述如下：
1、由于威西岩盐矿区地质构造的特殊性，岩盐顶板极不稳定，受开采工艺、钻井工艺等因素的影响，使矿区卤井安全生产期较短，制约了矿山快速发展，使矿山生产成本大幅上升。在“八五”期间对卤井安全生产期有一些研究，也解决了一些问题，但一些关键问题未解决，如油管沉没度与井下顶板稳定性研究未涉及。
2、长期水溶开采导致地下水文地质条件复杂化，引起地下（岩石）原始应
图1-2 长山岩盐矿区井位分布图
力发生变化，加之固井工艺和质量的局限，使得大量的卤井病、废（目前长山盐矿废病井率超过50%），甚至地表溢卤造成严重污染，使大面积连通采区无法生产，面临报废的境地，制约了资源的合理开发利用，使回采率的较低。通过“八五”成果“大面积连通采区钻补救井新工艺技术”使老区回采率有一定提高，但补救井工艺技术存在较多缺点，如不能增加控盐面积、卤井安全生产期短等，因此老区在提高回采率上还要想办法。特别是矿区处于石灰岩地区，所用淡水含钙较高，加上未对淡水进行处理，注水井结垢严重，有的注水井已堵死，使老区生产能力受到极大限制，也限制了岩盐回采率的提高。
3、“八五”攻关期间对漏失的井腔生产参数进行优化，对现生产具一定指导意义，但效果不明显。随着岩盐开采的进行，由于采区选择的不合适，造成矿区内两大采区严重漏失，采注比低，使矿山生产成本大幅上升。基于当时的认识和生产资料，未对漏失成因与生产恢复进行系统研究，导致生产恢复投入较大。
我国水溶开采技术从1960年以后完成了对流法、油（气）垫法、水力压裂法、定向水平井等主要的水溶采矿技术，奠定了现代水溶开采技术的基础。但我国水溶开采技术无论从量或质方面来看，与西方先进工业国家比较，仍有很大的差距。
长山盐矿通过近四十年生产，在矿山生产过程中存在这样或那样的问题，积累的经验很多，要吸取的教训也不少，有的教训是惨痛的，因此对岩盐开采技术仍需不断的研究与完善。为了充分开发利用岩盐资源，实现岩盐矿山的可持续发展，提高矿山企业的社会、经济效益。针对目前存在的问题，在查阅大量文献资料和借鉴同类岩盐矿山成功经验的基础上，分析矿区近四十年生产资料，总结经验，吸取教训，解决矿区生产过程中存在的问题，因此选择了本课题。
通过本研究旨在科学、合理、经济地对长山单薄层岩盐矿区进行开采，科学、合理的解决岩盐开采过程中出现的各种问题，提高矿区岩盐水溶开采技术水平和矿山企业的效益，使矿山和谐、可持续发展。
1.4 研究内容
目前矿区通过近四十年的开采，生产资料丰富、经验与教训不少。但在实际生产中，对存在的问题，大多凭经验运作，缺乏规范，极大阻碍了矿山的发展和资源的充分利用。因此如何充分利用现有研究资料、近四十年生产资料与新技术、新工艺，解决现生产问题，提高企业经济效益为研究思路，确定如下三方面内容进行研究，分述如下：
1、通过矿区已有地质成果、矿山生产卤井井史资料的分析，科学、合理地提出严重漏失采区的经济生产恢复建议和今后发展方向。
2、通过矿区已有地质成果、矿山生产卤井技术资料和生产资料的分析，系统分析影响卤井安全生产期的因素，找出延长卤井安全生产期的措施。应用数学方法解决最优油管沉没度问题，延长卤井安全生产期，并提出今后延长卤井安全生产期的工艺研究方向。
3、运用并完善“八五”科技攻关成果“大面积连通井组提高采出率的开采技术研究”，利用水平井补救井技术与酸洗除垢技术解决老采区生产问题，提高岩盐回采率。
通过以上内容的研究，使矿区开采技术更加完善，最大限度地合理开发利用矿区岩盐矿石资源，提高企业经济效益。
1.5 本文的主要创新点
威西长山岩盐矿区开采近四十年，生产资料丰富、经验与教训不少，但在实际生产中，对存在的问题，大多凭经验运作，极大阻碍了矿山的发展和资源的充分利用。
本人从事岩盐钻井水溶开采技术与管理工作15年多，在这方面积累了丰富经验，针对矿山存在的问题，在充分利用现有研究资料、近四十年生产资料与钻井水溶开采新工艺的基础上进行如下创新：
1、应用数学方法，解决油管沉没度难题，并提出今后延长卤井安全生产期研究方向。
2、应用新技术（酸洗）、新工艺（水平井）完善已有研究成果，解决大面积连通采区岩盐回采率低的问题。
3、系统分析严重漏失采区的漏失成因，从中找出经济生产恢复方法，解决生产恢复投入大的问题，并预测今后漏失发展方向与生产恢复方法。
第2章 威西长山岩盐矿区矿区地质特征
2.1 矿区地质
2.1.1 地层
矿区内出露最老地层为中三叠系雷口坡组第四段，零星分布于东北角，最新地层为中侏罗系沙溪庙组上亚组。其间的上三叠系须家河组地层于矿区东部沿地形等高线由老而新地呈不规则带状展布，在南部则组成铁山背斜的轴部及两翼，或沿断层呈带状分布；中下侏罗系自流井群地层在东部零星出露，在南部则组成背斜的两翼或向斜核部（表2-1）。
表2-1长山岩盐盐矿区地层简表
地层系统 代号 一般
厚度
（m） 岩性简述
系 统 组
(群) 段
亚
组
侏罗系 中统 沙溪庙组 上亚组 J2s2 124 紫红色泥岩夹砂岩，粉砂岩。底部为砂岩。
下亚组 J2s1 100 灰绿色中粒厚块状砂岩夹紫红色泥岩。
中│下统 自流井群 五段 J1-2zl5 30-40 上部为紫红色泥岩夹砂岩；中、下部为黄褐色、灰绿色中-粗粒、厚层-块状长石石英砂岩；底部为砾岩。
四段 J1-2zl4 46-52 浅灰色、灰褐色灰岩与紫红色、灰绿色泥岩钙质泥岩呈不等厚互层。
三段 J1-2zl3 100-103 紫红色、暗紫红色泥岩夹砂岩、粉砂岩及泥质粉砂岩团块和透镜体。
二段 J1-2zl2 6-8 顶为深灰色页岩，其下为深灰色、褐灰色生物碎屑灰岩。
一段 J1-2zl1 66-75 紫红色、暗紫红色泥岩夹灰色、灰绿色细-中粒长石石英砂岩。
三三叠系 上统 须家河组 六段 T3xj6 7-11 浅灰色、灰白色细-中粒长石石英砂岩。
五段 T3xj5 35-60 深灰色、灰黑色页岩、砂质页岩夹灰白色长石石英砂岩，页岩中见煤线和煤屑。
四段 T3xj4 141-150 浅灰色、灰白色细-中粒长石石英砂岩，中下部夹深灰黑色砂质页岩。为区域黄卤产层。
三段 T3xj3 120-135 深灰色、灰黑色页岩、砂质页岩夹浅灰色、灰白色长石石英砂岩。页岩中见煤线及煤屑。
二段 T3xj2 43-55 浅灰色、灰白色细-中粒长石石英砂岩。为区域黄卤产层。
一段 T3xj1 135-155 上部：深灰色、灰黑色页岩、砂质页岩夹砂岩及煤线。中部：浅灰色、灰色长石石英砂岩。下部：深灰色、灰黑色页岩、砂质页岩夹砂岩及煤线。
本层与下伏地层呈假整合接触。
中统 雷口坡组 五段加四段 T2l4+5 60-70 顶为褐灰色角砾状灰岩（或角砾状白云岩）；上部为褐灰色-深灰色灰岩，中、下部褐灰色-深灰色白云岩、含灰质白云岩、泥质白云岩间夹同色灰岩和灰褐色硬石膏岩。
三段 T2l3 220-240 上部：褐灰色-灰色厚层块状灰岩、白云质灰岩夹同色白云岩。下部：褐灰色-深灰色泥质灰岩、灰岩夹灰褐色硬石膏岩及岩盐（未见底）。
二段加一段 T2l2-1 128（未完） 上部硬石膏与白云岩互层，下部灰褐色泥岩夹硬石膏。
2.1.2 构造
（1）褶皱构造
区内无褶皱构造发育，为地层走向近南北，向西缓倾（3°～7°）的单斜构造。区内地腹地层与地表走向基本一致，仍为近南北走向，向西缓倾的单斜构造。
（2）断裂和裂隙构造
区内的构造形态与区域构造形态完全一致。但矿区南部及东南部毗邻区域构造发育，区域的主要断层都集中在这一弧形构造复杂带上。与矿区地质息息相关的有真武山断层、沙魁寨断层和回龙场断层（图2-1）。
图2-1 威西岩盐体及周边构造格局略图
断层：（1）涂家庙断层；（2）梨儿园断层；（3）回龙场断层；（4）沙魁寨断层；（5）真武山断层；（6）铁山断层；（7）龙头窝断层；（8）老鹰岩断层。
背斜：①松峰场背斜；②双古背斜；③长山桥背斜；④双河口背斜；⑤铁山背斜；⑥盘家山背斜；⑦寿保场背斜；⑧金银坎背斜；⑨老龙坝背斜；⑩松峰-罗城陡带。
真武山断层紧邻矿区的东南边界，距最近的108—110井组约2.6km，该井组未曾钻遇，证明断层未切穿盐层及顶板以上地层。沙魁寨断层距长山矿区东界大约3km。为西盘向北扭动的压扭性逆断层。回龙场断层为区域南北向构造带的主断层之一，为西盘向北扭动的压扭性逆断层。
这三条断层对本区地层沉积的连续性未构成直接影响，但断层控制了威西盐体的东部和南部边界，矿区处于断层的上盘，受构造力和断层牵引力的影响较大，从而破坏了岩层的整体结构，导致区内地表裂隙和岩盐层顶板裂隙发育。
2.1.3 矿产
区内矿产主要有雷口坡三段的岩盐和黑卤水；须家河组的煤和黄卤水；地表的砂岩，石灰岩可做建筑材料和石灰原料；有少量的石油和天然气，但不具工业开采价值。
2.2 矿床地质
2.2.1 盐体基本特征
（1）含盐系剖面特征
三叠系雷口坡组第三段（T2l3）为本区含盐系，岩性以石灰岩为主，间夹硬石膏岩和白云岩，盐层即赋存于剖面中下部。雷三段顶部以厚层石灰岩与雷四段（T2l4）白云岩分界，底部以薄层板状含泥质灰岩与雷二段（T2l2）硬石膏岩为界。
含盐系剖面结构简单，岩类组合以石灰岩为主，由石灰岩、白云岩、硬石膏岩和石盐岩四大岩类组成，岩石比例为：石灰岩74.95%，白云岩5.27%，硬石膏岩12.18%，石盐岩2.6%。
据揭探井资料统计，含盐系厚度为253.24 m～298.70m，平均厚度272.96 m。从井研—长山、马踏—罗城、罗城—高凤三条剖面对比资料说明，威西地区T2l3含盐系各亚段厚度均较稳定，若扣除盐层厚度，各亚段厚度变化幅度全部＜30%，且各亚段有以竹园—留佳为基线，东部T2l3-3较厚，T2l3-2较薄，而西部则相反，T2l3-3较薄，T2l3-2较厚，两者呈互补关系，若以整个含盐系相对比，将显示出更加稳定的特点。
（2）盐层顶、底板地质特征
盐层直接顶板一般厚约0.80～1.50m，最厚2.79m，最薄0.43m，为灰褐色细—中晶结构中厚层硬石膏岩，硬石膏岩与盐岩的接触界面清晰，接触面凹凸不平，有2～3cm厚的盐质硬石膏岩。
其上依序为：含硬石膏斑晶灰岩；破碎灰岩；中厚层状灰岩；云朵状硬石膏岩，俗称标准层硬石膏岩，为威西地区的盐上标志层。
间接顶板为云朵状硬石膏岩以上的雷口坡组三段中、上部地层，雷口坡组四段加五段的白云岩及灰岩。
盐层的直接底板一般厚0.30 m～0.80m，最厚1.50m，最薄0.12m；为灰褐色硬石膏岩，与盐层的接触界面清晰，接触面凹凸不平。距盐层底界面7m～8m的泥质灰岩中，夹一层0.3m～0.5m厚含生物化石灰岩，为威西地区盐下标志层。
（3）盐层剖面结构
威西盐层剖面结构简单，由无色～深灰黑色相间的单一纯石盐岩组成，上部色较浅，常见透明度好的巨晶石盐岩和粗晶石盐岩；中部深色盐居多，呈半透明状，以中粒为主；下部亦以浅色盐为主，常夹泥质白云质条纹，硬石膏多以星点、斑点或团块形式产于深色盐中。根据硬石膏赋存状态及含量变化，由下至上大致可进一步细分为六个自然层：
①浅褐色、褐灰夹灰白色含硬石膏星点及泥质条纹的带状石盐层。
②灰白、浅灰色块状石盐岩夹带状石盐岩。
③灰、黑灰含硬石膏条带石盐岩（称下黑色层）
④浅灰、灰白与深灰、灰色不等厚互层的带状（雾状）石盐层。
⑤灰黑夹灰色含硬石膏团块或条带石盐岩（称上黑色层）
⑥浅灰、灰白色巨晶和粗晶质纯（块状）石盐岩夹带状石盐岩
区内多数井盐层结构六分清晰，少数井上下黑色层颜色变浅，含膏量减少，侧变为含硬石膏星点的石盐岩。
2.2.2 矿石类型及共生组合
威西盐矿层根据NaCl和CaSO4含量可分为两大类：
Ⅰ.石盐层：NaCl＞95%，CaSO4≤5%；
Ⅱ.含硬石膏石盐层：NaCl80～95%，CaSO45～20%；
由于盐矿层的主要组分含量变化甚小，亚类划分着重考虑矿石的结构和硬石膏的赋存状态，可进一步分为七种自然类型（表2—2）。
表2—2 盐矿石自然类型划分简表
组分 石盐（Ⅰ） 含硬石膏石盐（Ⅱ）
块状
石盐 雾状
石盐 带状
石盐 花斑状
石盐 含硬石膏斑点石盐 含硬石膏
团块石盐 含硬石膏条带石盐
NaCl（%） 多＞97 ＞95 ＞95 ≥95 ≤95 85—95 80—95
CaSO4（%） 多＜2 2—5 2—5 ＜5 5± ＞5 ＞5
矿石比例(%) 15± 5± ＞50 5± 5± 5± 10±
本区石盐岩，以块状和条带状石盐岩为主，约占矿石总量的60～70%，其他类型矿石约占30～40%。含硬石膏团块和条带的石盐岩主要分布在罗城矿区及其附近，东部和北部较少。石盐的共生矿物主要为硬石膏，此外有少量白云石、方解石及微量菱镁矿、泥质、有机质等，偶见自生石英和黄铁矿。
2.2.3 矿石质量评述
根据化学分析结果，区内石盐岩的主要离子组分仅有Na+、Cl-两项，次要离子组分为Ca2+、Mg2+、SO42-、和CO32-等四项，其他组分含量甚微。
长山盐矿区工程平均含量NaCl全部＞95%，矿石品级属Ⅰ级品，质量上乘，为优质化工原料。
2.3 威西长山岩盐矿区水文地质简述
2.3.1 地表水体
区内农田广布，水库，山湾水塘，井泉较多，降雨多汇集其间，地表迳流不发育。越溪河由北而南，再折向东南流经区东、南边缘。矿区内尚有较大的支流6条，分布在观山、吴家冲、踏水桥、姚家桥、石碑沟和宋家冲等地。
区内自北向南有储水量10万～120万m3的金银桥、三河口、劲松、烂沟坡、金竹沟和同心等6个水库；主要储雨水灌溉农田。井、泉颇多，民井遍布各居民点；泉水点分布在灰岩，砂岩露头区，地表潜水主要位于河谷地带。
2.3.2 地下水文地质特征
区内盐岩上覆地层除地表出露外，尚有自流井群一段的泥岩，须家河的碎屑岩煤系地层和雷口坡组有碳酸盐岩地层组成一套含、隔相间排列的含水系，自上而下划分4个含水岩组。
（1）J1-2zL4+5含水岩组
由凉高山砂岩孔隙含水和大安寨灰岩岩溶裂隙含水层组成。多裸露地表，含淡水较丰富，于来牟——观山一带，钻井中普遍漏失严重。
（2）J1-2zL1-3含水岩组
主要由郭家坳砂岩，东岳庙灰岩和珍珠冲泥岩层的砂岩透镜体组成，水量小、施工中钻遇该层未发生井漏。
（3）T3xj含水岩组
本岩组由五个含水层五个隔水层平行叠置而成，区内多埋深地腹，各含水层均由长石石英砂岩组成，须四上、下亚段和须二段为中等含水层，属区域黄卤主产层，但卤水浓度低，据铁34井水化学分析结果，须四段总矿化度仅6.16g/l，须二段76.02g/l，水质Na-cl型，不具工业开采价值。
（4）T2l含水岩组（盐岩以上）
由碳酸盐岩组成一个厚度大，封闭性较好的油、气（卤）储集层。其间夹2—3层硬石膏岩，具有一定的隔水作用。主要由灰岩、泥质灰岩、白云岩组成，构造缝隙和微裂隙发育，连通性好，具较好的储集性能，为岩溶-裂隙强含水层，并含天然气和黑卤水。据铁34井水化学分析结果，总矿化度175.21g/l，水质Na-cl型。
钻井施工表明：T3xj、T2l两个含水组，在长山采区无涌、无漏，但在踏子以西，尤其是来牟——观山一带涌或漏明显，局部井段出现大涌、大漏。涌漏均发生在T3Xj的三个含水段和T2L4下部、T2L3盐岩层以上100m左右井段。说明了区内地下水文地质条件较东部复杂，西部岩层孔隙、裂隙和岩溶裂隙较东部发育，富水性也比西部好（见表2—3）。
表2—3 来牟、碾子坪采区卤井钻进中涌（漏）显示统计表
井
号 井段（m） 层位 涌（漏）量
（m3/h） 备注
115 674.69 T3xj1 8.28↓
725.54 T3xj1 8.28↓
840～860 T2l3 微涌
119 681.81 T3xj1 18↓
137 791.06～791.36 T2l4 有进无出 放空0.2m
801.10～804.00 T2l4 有进无出 放空2.9m
138 800.58～800.73 T2l4 有进无出 放空0.15m
801.23～807.40 T2l4 22.2～6.84↓ 钻进中涌黑卤
301 300.0～324.07 T3xj4 2.10～有进无出 堵漏成功
801.5～802.15 T2l4 27↑ 涌黑卤水7°Be′
832.10 T2l3 有进无出 堵漏成功
302 409.0～414.0 T2xj4 21.15～26.36↑ 堵漏成功
303 780.0 T2l3 有进无出 分段堵漏成功
852.0 T2l3 有进无出
985.0 T2l3 有进无出
304 413.69 T3xj4 29.66↓ 分段堵漏成功
550.0 T3xj3 10.0↓
632.0 T3xj1 14.0↓
306 438.10 T3xj3 72.0↓ 分段堵漏成功
920.0 T2l3 有进无出
307 434.90 T3xj3 严重↓
916.8 T2l3 严重↓
注：↑表示涌，↓表示漏
上述各含水层，沿走向和倾向变化不大。各含水层间有泥岩，页岩相隔，独成系统，彼此之间不发生水力联系。
2.3.3 矿山供水条件
越溪河自东北向西南流经矿区东南侧，河上游有6座总库容量731万m3的水库，下游有我矿自建储水量240万m3的正江水库，满足工农业及民用之需。
第3章 延长卤井安全生产期研究
卤井生产安全生产期是指卤井投入产卤至失去生产能力的这一段时间。卤井失去生产能力的表现是顶板垮塌等因素造成油管断落而失去生产能力，另一种表现是油管穿孔，而使卤井咸量低失去生产能力，这两种表现在长山盐矿较多。本文所探讨的是在威西岩盐矿体特定的顶板岩性条件下的卤井生产安全生产期。威西岩盐矿区卤井安全生产期短，因此对延长卤井安全生产期进行系统研究迫在眉捷。
钻井水溶开采具有其复杂性，而其中延长卤井安全生产期是一个系统的、综合性课题，它需要多方面的工作相配合才能得以完成，从而提高企业经济效益。长山盐矿经过近四十年的岩盐开采实践，在延长卤井安全生产期方面积累了一套很好的方法和措施，影响卤井安全生产期的主因是岩盐的顶板力学性质，如顶板物理力学性质好，顶板不易垮塌，安全生产期相对较长，但垮塌是绝对的，不垮是相对的。当一个矿区顶板力学性质一定后，影响卤井安全生产期的因素有：1、布井、固井、建井方式；2、生产循环方式、生产参数控制、卤井生产管理；3、入井管串；4、盐结晶堵管；5、油管沉没度等，各种因素相互作用，相互影响，影响着卤井安全生产期。
3.1 开发技术条件研究
3.1.1 顶板稳定性研究
（1）顶板结构特征
辖区盐层间接顶板由雷口坡三段中上部及雷口坡组四段加五段地层组成，自上至下为：
T2l4+5：顶部为角砾岩或角砾状灰岩、白云岩，其下为灰岩、含白云质灰岩、灰质白云岩、白云岩、泥质白云岩间夹薄层硬石膏层。根据钻井资料，区内剥蚀程度不一，东南部雷口坡组五段已剥蚀殆尽，仅西北部残存，雷口坡组四段加五段地层自东向西有由薄增厚的趋势，其厚在30～91.5m间，一般厚41～65m（表3-1）。
表3-1 T2l4+5地层厚度变化表（自东向西）
井号 107 113 116 125 215 131 125 137 142
厚度（m） 30 32 42.5 77.5 77.5 54.5 54.0 70.5 63
T2l3：中上部为厚层块状灰岩夹2～3层白云岩，个别夹一层硬石膏岩；中下部为泥质灰岩夹多层薄层灰岩和2～3层硬石膏岩组成，距盐层顶界面的厚度为202.77m（302井），最薄为149.75m（127井），一般155～190m，其厚度变化不大。
从盐层顶板T2l3和T2l4+5地层厚度的变化，反映了两岩性段地层的消长关系，一般T2l3增厚时T2l4+5则减薄，反之则相反，说明整个顶板地层厚度变化不大，最厚与最薄之间仅相差40m左右。
盐层的直接顶板系指云朵状硬石膏岩与顶板硬石膏岩之间的一段地层，最厚25.8m（204井），最薄17.13m（111井），一般厚19.4～23.5m，自上而下：由灰褐色含不规则泥质灰岩团块和泥质、有机质条纹的硬石膏岩，俗称标准层硬石膏层（厚3～7m）；褐灰——深灰色泥质灰岩夹薄层中厚层状灰岩（厚7～11m）；灰——深灰色中厚层状灰岩，构造裂隙发育，破碎，称破碎灰岩（厚2～5m）；灰——深灰色中厚状灰岩，含硬石膏斑晶，称斑晶灰岩（厚1～3m）；灰褐色含泥质、有机质条纹的硬石膏岩（厚0.8～1.5m）组成直接顶板。
云朵状硬石膏岩在原始状态下地层不易垮塌，稳定性较好；泥质灰岩遇水后强度将大大降低，稳定性较“云朵状”硬石膏岩差；破碎灰岩微裂隙较发育，稳定性极差；斑晶灰岩稳定性与“破碎灰岩”相似；顶板硬石膏岩在原始状态下稳定性应属较好，但在采盐过程中易于水化，其稳定性将大大降低。总之，本区盐层顶板稳定性较差，是形成顶板垮塌的主要原因。
（2）岩溶、裂隙发育情况
据钻井取芯资料，泥质灰岩层中，层间裂隙发育，岩芯多沿层面破裂呈厚饼状，长度一般小于10cm，风化后呈页状，机械强度较差，遇水易碎解和泥化。因位其上部，初期尚较稳定，当顶板逐步垮塌后，该岩层裸露，泥质灰岩长期受水浸泡，泥化强烈，后期则出现不稳定因素。破碎灰岩溶蚀现象明显，次生垂直（构造）裂隙和缝合线较发育，并伴有斜交裂隙，所获岩芯绝大多数沿裂隙面和缝合线破裂，呈碎块状，收获率较低，是顶板垮塌的重要层位，亦是黑卤和天然气的主要储集层段。斑晶灰岩岩溶、裂隙均不发育，岩石质纯致密，应属稳定岩层，但厚度小，条纹状硬石膏岩和顶部云朵状硬石膏岩柔性较强，也因厚度小，易水化，而无法承受溶腔压力与地层压力之间压力差的作用，导致垮塌。
间接顶板指直接顶板岩层以上的雷口坡组地层，厚度一般大于200m，自上而下由白云岩、厚层块状灰岩和泥质灰岩三套岩层组成。据地探井取芯资料，白云岩由于古岩溶的存在，次生岩溶、洞隙较发育，为黑卤水和天然气的储集提供了条件。厚层块状灰岩构造裂隙相对发育，局部地段呈网状，岩溶亦发育，是黑卤水和天然气的主要储集层。泥质灰岩层间裂隙发育，机械强度相对较差，遇水易碎解和泥化，其间所夹灰岩岩溶裂隙发育，亦储集黑卤水和天然气。在钻井中的井涌和井漏，也说明岩溶、裂隙较发育，但不均匀。
顶板岩层裂隙发育的普遍性和差异性主要与构造应力有关，本区属一旋卷构造，在扭应力作用下，盐层顶底普遍发生相对位移，故裂隙发育较普遍，位移距离以回旋面附近为最大，向中部逐渐减小，裂隙发育亦以边部为最强烈，向中部逐渐减弱。裂隙在纵向上的分布主要受岩性控制，灰岩脆性较大，具块状构造，垂直裂隙发育；泥质灰岩强度中等，层理较发育，则以层间裂隙为主；硬石膏属塑性岩层，基本上无裂隙发育。实践证明岩溶、裂隙的发育对顶板稳定极为不利。
3.1.2 盐层顶板垮塌及充水情况分析
（1）盐层顶板垮塌原因
辖区毗邻区域东南断裂带，处于断层的上盘，受区域构造应力和断层牵引力的影响较大，致使盐层顶板以上地层构造裂隙发育，是盐层顶板不够稳定的重要因素。导致顶板垮塌有以下几方面的原因：
①岩层结构与裂隙发育
根据前述，顶板岩层中属稳定的岩层薄，不稳定的岩层厚。稳定岩层中，硬石膏岩具较强的柔性，裂隙不发育，但厚度小，易水化；斑晶灰岩刚性强，裂隙不发育，但厚度亦小。不稳定岩层中，破碎灰岩垂直裂隙和缝合线发育，岩层被切割成不规则的块体，属极不稳定岩层；泥质灰岩厚度大，层间裂隙发育，机械强度差，遇水易泥化，属不稳定岩层。辖区岩盐顶板以上60～80m井段中，稳定岩层累计厚度仅8～9m，其余均属不稳定岩层，这是导致垮塌的重要因素。
②受水溶开采的影响
采用钻井水溶法开采岩盐矿，势必在盐体（层）内形成采空区——溶腔，并引起顶板岩层变形而产生张性裂隙，改变地层中的应力分布与地下水的赋存和活动状况，降低了顶板岩石强度，打破了溶腔内压力与围岩应力间的平衡状态，最终导致顶板失稳而垮塌。
③地应力的影响
地应力是引起顶板岩层变形与破坏的根本作用力，它严密地控制着岩盐体的本构特征；影响岩体的承载能力和变形破坏机制以及岩体中应力传播法则。位于一定地应力环境中的岩体，相对地处于平衡状态。由于水溶开采形成岩盐溶腔，破坏了岩体原始应力平衡状态，引起应力的重新分布，重新分布后的应力状态达到或超过岩体的强度极限时，导致岩体发生变形和破坏，甚至垮塌，以形成新的应力平衡状态。
④地下水的影响
地下水是影响岩体力学性质和力学作用的主要因素之一。它在岩体力学性质形成上是一种变异因素，在岩体力学作用中又是一种动力作用因素。盐层顶板岩石中地下水的赋存与活动状况，即影响其应力状态，又影响其强度特性。岩层结构面中的空隙水压力的增大能减小外界作用于结构面上的有效正应力，降低岩体沿结构面的抗滑强度，从而导致岩体失稳，地下水使岩层中的软弱夹层软化、泥化，对一些特殊岩层产生膨胀崩塌和溶解等，降低岩体的强度，进而影响顶板岩层的稳定性。
总之，水溶采矿所采用的单井对流、油垫建槽连通、水力压裂连通等建井生产工艺，于建井期均不同程度地造成过早的顶板暴露，并且随着生产发展，采卤量增加，溶腔顶板不断裸露，受水、卤水和油的浸泡，膏岩水化和乳化，不能承受垮塌岩层的垂向应力（重力），各岩层产生形变，在不断的变形过程中，产生张裂隙并逐步发展，导致溶腔水上窜顶板，改变了顶板岩层中地下水的赋存和活动状况，降低了顶板岩石的强度和沿层面的抗滑能力，导致顶板岩层失稳而发生垮塌。
实践证明，辖（矿）区的各生产井组，均存在不同程度的垮塌现象和多次垮塌，从区内由于顶板垮塌而频繁发生的诱发地震亦可得到证明。
因此，对采用钻井水溶法开采岩盐矿床的矿区而言，顶板不垮塌是相对的，垮塌是绝对的。在生产中如何尽量延迟顶板暴露与垮塌的时间，控制垮塌程度，达到延长卤井安全生产期，增长卤井的服务年限，提高卤井生产能力与效益，正是水溶开采需要不断解决的难题。
（2）顶板垮塌的发生与发展
水溶开采形成溶腔后，溶腔中的岩盐层，因开采引起作用于岩盐层上的支承压力超过其所处应力状态的强度极限而发生塑性破坏。随着溶腔顶板悬露跨距变大，作用在岩盐溶腔侧岩层上、垂直于岩层层面的总弯矩增大，导致作用在盐层上的支承压力增大，溶腔侧壁岩盐层中的塑性破坏区范围不断向围岩深部发展。当溶腔顶板悬露跨距达到某一定值时，溶腔围岩中出现新的破坏形式，其上覆岩层离层、下沉、弯曲变形与断裂等脆性拉破坏，并随溶腔跨度增大而向围岩深部扩展。当溶腔顶板悬露跨距达到极限跨距时，上履岩层发生初次垮塌，此时，溶腔围岩的三种基本失稳形式——塑性破坏、脆性拉破坏和垮塌，已在溶腔围岩中全部显现出来。随着开采的继续，破坏形式不变，破坏范围增大。
（3）顶板垮塌高度推算
①理论计算溶腔顶板垮塌高度
前苏联学者克利门托夫研究矿山采空区，发现矿层顶板垮塌自下而上可分为三带，即不规则的塌陷带、裂隙沉降带和无裂隙沉降带。根据该理论，拟用公式
h= 计算溶腔顶板垮塌高度。
式中：h——顶板不规则塌陷带高度（即垮塌高度）；
m——矿层厚度（m）；
α——岩层倾角；
k——岩石塌陷的碎胀系数；
再根据顶板不稳定层高度是垮塌高度的2～3倍，推断溶腔顶板不稳定层高度。
②从卤井修治资料判断溶腔顶板垮塌高度
卤井发生事故的原因很多，但以由顶板垮塌导致油套管变形而引起为主。由于顶板岩层垮塌时产生的瞬时挤压力，大大超过套管的承压强度，导致套管严重变形或破裂、折断，随之油管亦发生类似事故，因而盐层顶板垮塌部位应位于油套管严重变形井段附近，大修井的开窗井深即是油管严重变形部位，亦是受力最集中部位，可视为垮塌部位之上。修井数据（表3-2）表明，卤井的垮塌一般都在50m以上，高者已达100m。由于溶腔形态与跨度变化，顶板通过垮塌不断调整应力平衡，故顶板垮塌有逐步增高的趋势。这与理论计算值有一定出入。这是由于矿区矿层开采厚度无法准确判断，岩石碎胀系数未进行试验，取值按经验数据，故仅系相对概念，最终垮塌高度无法计算，有待继续深入研讨。
盐层顶板垮塌与矿层厚度、采卤量和岩层的稳定性以及所采用的工艺技术措施关系密切。垮塌并非无止境，最终垮塌高度决定于矿层的开采厚度和岩石的碎胀系数K值。
（4）顶板充水分析
矿区在建井阶段，进行了九个井组（群）的压裂，总注水量逾80000m3，从各施压井的压力、注水量、吸收指数曲线分析，注入的淡水未能全部顺盐层推进溶解岩盐，多数上窜顶板流失（流失量无法估计）。由于压裂施工的影响，导致压裂液上窜顶板与黑卤水混合形成混合水，沿顶板岩溶裂隙渗透到地层中。
生产期间，由于顶板岩层垮塌，在垮塌段的上部，势必形成众多张裂隙或小断层，当其与成岩后期的构造裂隙交汇后，于上覆地层形成构造复合裂隙叠加带，并沿水平（层面）和垂直方向发展，进而改变了矿区的水文地质环境。随着生产发展，在溶腔压力稳定和注水压力为3.2～4.0MPa条件下，自注水井注入淡水溶解岩盐，再经出卤井返出浓卤，以达到循环生产的目的，根据矿区多年生产证明，
表3-2 长山盐矿卤井大修数据表
井号 修井起止日期 盐顶
井深
（m） 技套
下深
（m） 开窗
井深
（m） 窗位至盐顶高度(m) 大修后产卤折盐（万吨） 垮塌高度计算值（m）
206 1990.11.20～1990.12.16 1012.44
1014.59
901.55 110.89 0.2 54.67
1997.6.15～1997.7.30 896.99 115.45 5.8
1993.1.15～1993.2.25 1001.79 110.65 8.6
1994.9.21～1995.1.21 902.00 110.44 7.4
1996.6.25～1996.7.2 907.00 105.44 0.9
210 1989.4.5～1989.9.8 1019.02 1021.05 946.00 73.02 5.9 45.40
201 1989.5.19～1990.2.13 985.49 987.12 915.55 69.94 -- 53.37
134 1997.2.14～1997.5.8 963.83 965.67 873.00 90.83 -- 56.33
211 1994.3.23～1994.4.20 1015.49
1016.60
986.92 28.57 7.0 68.13
1995.9.12～1995.10.1 986.92 28.57 8.7
1997.6.4～1997.6.14 986.92 28.57 11.5
1998.7.21～1998.11.7 986.92 28.57 6.0
303 1998.12.16～1999.3.13 989.58 998.55 896.00 93.58 -- 65.40
304 1997.12.11～1998.1.7 985.40 995.04 935.00 50.40 1.3 66.83
所注入的淡水并非全部溶解岩盐而被采出，部分未采出的浓、淡卤水作为填腔水或渗透到地层中。各采区乃至各井组的采注比不尽一致，不同生产阶段采注比也不相同，全矿区平均采注比75%左右，意味着注入的水溶解岩盐后有25%未被采出。
综上所述，建井期和生产期一部分水（包括浓、淡卤水），在采区内的波及高度已达整个雷口坡组三段顶部，部分井组已达雷口坡组四段，此高度可从144井施工时钻达雷四段下部出现涌水（大于10m3/h）得到证实；再者，根据长山采区高分辨地震勘探技术资料综合解释推断的水溶波及高度，局部地段已达须家河组底部得到旁证。至于波及范围，也远远超过采区范围，个别地段甚至超出矿区范围，亦可从135-136井组压裂时，远距700m余米的138井显示明显（当135井施压注水时，138井井眼大量涌水溢于地表）予以证实。
3.2 布井、建井、固井方式
3.2.1 布井方式
（1）井间距离
岩盐溶腔的跨度与卤井井底距离有关。井底距离过大，不仅导致建井周期长，增加投入（成本），而且会导致溶腔因跨度过大（超过溶腔极限跨度）而失稳，破坏顶板稳定性，危及卤井安全，缩短安全生产期。井底距离过小，对溶腔稳定性确有好处，并且建槽周期短，但是会导致两个不利的后果：
①连通后井间岩盐很快被采完，造成淡水接触的盐表面小，使卤水浓度降低，影响卤井生产效果；
②由于淡水泵入井腔中溶解岩盐形成高咸卤水需要一定的时间和淡水运移距离，井间距离短决定了溶腔中水的运移路程短，因此出卤井返出的卤水不可能较长时间保持高浓度，影响卤井安全生产效果。
通过理论研究和实践经验总结，长山盐矿卤井直井最佳井距在80～100米之间,水平对接井最佳井距在500～600米之间。
（2）布井方向
实验与生产资料表明，溶腔中卤水遵循比重分异原理，成层分布，即溶腔底部卤水浓度高，往上呈现指数级递减，顶部浓度最低。矿区地质资料表明，盐层有一定倾角（3°～7°），所以沿着盐层的倾向布井，并且注水井位于倾向止方，出卤井位于倾斜下方，有利于卤水因重力作用而向倾斜下方运移，高浓度卤水富集于倾斜下方的出卤井，出卤井附近充满高咸水，溶盐能力减弱，这样既保护了出卤井顶板，延长卤井安全生产期，又使卤井产出卤水质量高（即出卤浓度高），增加卤井的效益。
（3）布井数量和形状
布井数量和形状也直接影响卤井安全生产期。经长山盐矿实践，在多井布置中以三角形布井为最佳（图3-1），此方式布井安全生产期较长，能获取最大经济效益。
为什么这种布井方式安全生产期长呢？我们来分析其机理。B、C两井位于岩盐走向方向上，A井位于岩盐倾斜下方。当沿盐层走向上B、C两井连通后，向岩盐的倾斜上方溶解更快，下方溶解极慢，溶腔发展方向向岩盐倾斜上方。当A井与C连通后采用连通生产，其井腔水流方向为B→C→A。根据岩盐溶解机理，从A井出卤的卤水盐源是从B、C两井上方来的，A井附近溶解很少，留有部份保安矿柱，加之A井附近被高咸水充填，对A井附近顶板影响小，致使A井附近
图3-1 三角形布井示意图
顶板不易垮塌。当溶腔不断扩大，A井附近始终保持稳定。所以在布置井位时应人为造成三角形卤井群，以延长卤井安全生产期。与直线布井相比，位于岩盐倾斜下方的井受岩盐开采的影响更小，这是因为三角形布井控盐面积更大，这一点已在长山盐矿得到很好证实（表3-3）。三角形布井在早期生产与两口井生产有着不同的特点，因两井对流时在腔不大的情况下，采盐量大，溶解快，这就必然造成出卤井附近岩盐溶解快，造成顶板的失稳。三井则不同，因是三个腔溶解，溶解速度能跟上。
表3-3 三角形布井与直线形布井生产参数对比表
井 组 布井形状 注水井井 名 出 卤 井 出卤井修治时间 产 卤 累 计 卤井安全生产期（年） 备 注
井名 所处位置 生产方式 标m3 咸量（g/l）
130井组 三角形 131、130 132 位于井组岩盐倾斜下方 对流
生产 1982.3.30 5861842 305.55 18.5 2000.10失去生产能力
二井组 三角形 204、203 205 位于井组岩盐倾斜下方 对流
生产 1986.12.24 7831741 291.04 16 2003.01油管穿孔失去生产能力
127井组 三角形 126、124 127 位于井组岩盐倾斜下方 对流
生产 1980.3.24 10132239 308.16 18.5 1998.10失去生产能力
120井组 三角形 120、121、122 123 位于井组岩盐倾斜下方 对流
生产 1978.7.14 17430259 294.19 ＞29 产量统计至2006年底，现仍生产，
五井组 直线形 212 211 与进水井位于岩盐走向方向上 对流
生产 1994.4 702223 ＞315 0.83 每次修井后，盐结晶堵管，冲井频繁
1995.10 868454 ＞315 1.08
1997.6 1151402 ＞315 1.0
1998.11 962366 ＞315 0.83
1999.10 —— ＞315 1.5
303井组 直线形 304 303 与进水井位于岩盐走向方向上 对流
生产 1996.2 1628594 302.93 1.67
1999.3 995915 ＞315 0.83 修井后，盐结晶堵管，冲井频繁
2000.7 1224001 ＞315 1.17
3.2.2 建井方式
长山盐矿经过多年实践，从单井对流连通、单井对流加压裂连通、压裂连通、油垫连通、油垫加压裂连通、油垫连通油控梯段开采、水平对接井工艺中进行优选，已总结出水平对接井工艺是目前的最佳建井工艺，这是因为水平井克服了其它建井工艺的缺点且布置时位于岩盐倾斜下方，从一建井开始水平井出卤口附近岩盐就不（很少）被溶解，从上面分析可知（类似三角形布井），岩盐顶板很稳定，加上出卤技术套管进入盐层被水泥固封，也有利于延长卤井安全生产期。油垫建井是矿区建井的辅助工艺，这是因为油首先进入顶板缝隙中，致使顶板受水的影响延后或减弱，从而增加了顶板的稳定性，油控梯段开采也有利于建造稳定的拱形溶腔，从而延长了卤井安全生产期，虽然该种建井方式投入大，但成功率高，较可靠，也不失为一种好方法。
3.2.3 固井质量
固井质量的好坏，直接影响到该井的服务年限，从而也直接影响到经济效益。长山盐矿固井不好的卤井造成淡卤污染农田不泛其例，如215井、105井、115井等，造成巨大经济损失，所以固井质量相当重要。要求固井水泥返出地面，无法返出地面的也要采取补救措施对套管进行封固。
3.3 生产循环方式、生产参数控制、卤井生产管理
3.3.1 生产循环方式
卤井循环方式即固定注水井与出卤井的单流向连通生产方式。采用固定进出水井的单流向连通生产方式，有利于延长卤井安全生产期。矿区实施成功的油垫井中，128-129、203-204、211-212井组均固定了进水井，安全生产时间均较其它卤井长，其中尤以参数选用合理的211-212井组安全生产效果最好。
对于一个井组来说，保护好了出卤井的顶板与油套管，就保证了出卤井的安全，也就可以实现井组的安全生产。实验结果和生产资料分析证明，溶腔中的岩盐溶解主要发生在注水井，溶腔水在向出卤井运移的过程中逐渐溶解、扩散和置换，至出卤井形成高浓度卤水，其溶解岩盐的能力减弱。若固定注水井和出卤井，则出卤井长期处于浓卤的包围之中，上溶一直保持一种缓慢的过程，盐层顶板岩层长期都有一定厚度的岩盐衬垫其下，暴露时间大大延后，从而大大增强了顶板与溶腔的稳定性，延长卤井生产安全生产期，提高卤井生产能力。
3.3.2 生产参数控制
(1)最佳流量控制区间
在卤井生产中，一个井组的流量不稳定，使生产不稳定，造成溶腔不稳定。流量过大，影响其稳定性；流量过小，达不到设计要求，影响单井产盐量。经多年摸索，5″油管流量50～60m3/h、4″油管流量40～50m3/h较适宜，有利于管串的稳定；流量过大，沉砂易带入，管内流速大且伴有天然气，致使油管抖动大，在动操作时，如操作不好，水锤作用大，易出卤井事故。流量过小，又达不到设计目的，也不利于盐岩开采和投资回收。
(2)最佳井腔压力控制
进出水压力保持相对稳定有利于溶腔的稳定。当生产压力变化时，溶腔压力随之改变，溶腔所处的稳定状态必将遭到破坏，顶板失稳，危及卤井安全。当管串组合一定时，井腔压力直接影响出卤流量，从而影响单井产盐量。
经过长山盐矿三十多年的开采理论总结，从出卤井带压生产到出卤井不带压生产（即低压开采）的优选论证。如果出卤井附近压力低，其淡卤向顶板上串高度就降低，顶板水化作用高度降低，从而增加了顶板稳定性。相反在腔压过高时，淡卤上窜高度大，在水化作用下，顶板强度就低于低压情况下顶板强度。过去认为腔压高有利于顶板的稳定性，可以产生一个向上的支撑力，但同时水也充填入顶板裂隙、孔隙，而实际上通过人为的调控井腔压力与顶板自身的失稳产生的力相比是微不足道的，这是因为顶板在水化作用下改变了自身的力学性质，从而改变了顶板的强度，这是最重要的。在低压采卤情况下，有利于设备效率的发挥，也利于经济采卤，这一点已被证实。在低压情况下，要达到一定的出卤量，我们可以通过调节进水量来控制。通过摸索实验和生产资料表明，矿区最佳出卤压力为0.1±0.05MPa。
(3) 安全浓度控制
从矿区实际生产资料表明，矿区出卤浓度安全值为300～310g/l，300g/l以下为低咸区，咸量太低影响效益生产与成本；310g/l以上就是危险区，易引起盐结晶堵管发生卤井故障。在实验井303井出卤管（Φ127mm）内下入Φ38.1mm配水管，进行井底配水，保证浓度在300～310g/l，避免管道盐结晶堵管，从而大大有利卤井安全运行。此外还有对油管进行射孔与炸管等措施进行降浓度，使浓度在300～310g/l，避免管道盐结晶堵管。如卤井生产浓度过高，造成结晶堵管冲井，无其它降浓度措施的情况下可适当加大出卤流量，加大采盐速度，从而降低出卤浓度，使其在300～310g/l，也是一种好方法
3.3.3 卤井生产管理
生产管理措施在现代采卤中显得越来越重要，它是影响卤井安全生产期的重要因素之一。根据卤井生产状态，对卤井实行精细化管理，即：
（1）每月、每周、每日对卤井运行参数进行动态分析，分析可能发生的状况，即时调整；卤井在保证一定流量状况下，保证溶腔压力的相对稳定，对易出事故卤井在设备的增减上尽量减小井腔压力的波动。
（2）坚持对卤井“定流量、定咸量、定生产条件”进行管理；定期对卤井咸量、流量、天然气及各主观测压力参数准确性进行核实。
（3）每年3～5月由于受星球引力影响，地震频繁，该段时期内卤井更应强管理，更应减小腔压的波动；
（4）关井前的操作注意事项
①对咸量较高的卤井（咸量超过305g/l），容易造成盐结晶的卤井，在停产前，要往井下注适量白水，使井下油管内充满白水，避免发生卤井故障。上述操作，生产管理员和横班长必须到现场。
②卤井遇突然停电时，按操作先关进水阀后关出水阀，减小水锤破坏作用，应尽量做到慢、稳、缓操作，提高卤井运行寿命。
3.4 入井管串
3.4.1 入井管串组合
（1）我矿实验成功的八对油垫井均采用Φ177.8mm技术套管、Φ127mm生产油管和Φ60.6mm（或Φ73mm）中心管。从生产来看，这种组合在满足设计流量和压力的情况下，生产极稳定，有利于卤井安全生产。
（2）在修治卤井下油管时，对油管进行特殊处理，如防腐等有利延长油管的使用寿命；在结晶堵管情况下，内表光滑可延长卤井冲井后生产时间，从而延长卤井安全生产期。
（3）岩盐开采进入中后期，腔较大，岩盐顶板处于相对稳定，有些生产多年的卤井，油管在卤水及硫碎作用下穿孔，使卤咸降低，直至失去生产能力，这些卤井顶板跨塌高度高、修井难度大，可下入比油管小的管串入穿孔下，采用0.618法进行调节，也能达到很好的生产效果，如长山盐矿的210井、215井。
（4）在岩盐开采的中后期，岩盐顶板处于相对稳定状态，在下管时，下部应考虑加固。在大面积连通井组，特别是该井在以后不再具修复能力时，油管必须采用各种形式加固，如在油管下部下入支撑式管串或油管下部以钻杆代油管，增加管柱稳定性，增大管柱的抗拉、抗压强度、小的变形能抗之，从而达到延长安全生产期的目的。更可在油套管之间用水泥封固，在油管支撑与水泥封固条件下，将大大延长卤井安全生产期。如长山盐矿103井的修治。
3.4.2 增强入井管柱稳定性
（1）中和点扶正
通过对出卤井303井现场试验，在出卤油管管鞋上端80m范围内安装五只扶正器，进行出卤管柱中和点扶正，增强生产管柱稳定性，保证卤井的安全生产。
（2）管柱强度组合
根据长山地区裂隙沉降带高度是150米，为了增强油管强度，顶板以上200米就采用钻杆，增强挤压强度，确保油管安全。
3.5 卤井盐结晶堵管
3.5.1 卤井盐结晶堵管危害及原理
从采卤实践中我们可以对高咸规定一区域，即咸量大于300g/l，而出现盐结晶堵管的是310 g/l以上的高咸卤井，310g/l以下为安全生产浓度。一旦出现盐结晶堵管，在生产正常条件下，表现为出水压力降低，流量下降，当盐结晶到一定程度后再不采取措施解堵，就会出现盐结晶堵死生产油管，而使该井失去生产能力。对于盐结晶堵管的卤井，若经常用高压淡水冲井，又会降低卤井安全生产期，因此盐结晶堵管会给卤井安全生产带来严重的危害。如206井因盐结晶冲井布及时而被堵死，用压裂车也未压穿，最后只有用钻机钻穿。
下面我们就来探讨一下油管盐结晶的原理。晶体结晶原理如下 ：
（1）晶体是具有格子构造的固体，它的发生和成长实质上是在一定条件下组成物质的质点按照格子构造规律排列的过程。
（2）一般认为晶体从溶相中的生长有三个阶段。①介质达到过饱和阶段；②成核阶段；、③生长阶段。管壁结晶属非均匀成核，管壁上的凹凸不平等，它们都有效地降低了表面能及成核时的位垒，优先在这些具不均匀性的地点形成晶核。
（3）成核速度：过饱和度和过冷却度的成核速度大。但成核速度又与介质的粘度有关，当介质的过冷却度增大时，介质的粘度增大，阻碍物质的扩散，影响成核速度。
（4）层生长理论：从图3-2可知，最佳位置是三面凹入角位置（K），结合键时成键数目最多，释放出最大能量位置，其次是S阶梯面，具二面凹入角，最不利是A位置。晶体在理想情况下，先长一条行列，然后长相邻行列，长满一层面网后再开始长第二层面网，晶面是平行向外推移生长的，然而晶体生长的实际情况要比简单层生长理论复杂得多，往往一次沉淀在一个晶体面上的物质层厚度可以达到几万或几十万个分子层，同时又不一定是一层一层顺序堆积，而是一层尚未长完，又有新层开始生长，这样继续生长的结果是表面不平坦，成为阶梯状或其它形状。
（5）影响晶体生长的外部因素：结晶温度、速度、介质酸碱度和杂志的存在、介质流动方向和形成晶体的空间部位都会影响晶体生长。
（6）晶体生长后还会出现溶解，在冲刷作用下更为明显。石盐属等轴晶系，晶体结构为典型离子键，Cl-呈立方最大紧密堆积，Na+填充其八面体空隙，受晶体习性的影响，石盐属成分简单，对称程度高的矿物，一般成粒状，单体为正方形。
图3-2 晶体生长位置示意图
根据晶体结晶的原理，油管结晶形成的机理如下：油管并不是完全光滑的，有高低不平（特别是接头处），在高咸卤水通过油管时，受地热的影响，越向上地热逐渐降低，而出现过饱和，过冷却，首先在这些不平处形成结晶，然后在这些基础上逐步延伸，根据地热的特点，首先油管的中上部开始生长，随时间推移，逐渐使油管的有效通径减小而使出卤压力下降，流量下降。
另由于威西盐矿体顶板有石膏岩，易于水化，溶解于卤水中，致使卤水中含CaSO4较高，当高浓度卤水从井腔运移到地面的过程中，温度降低，CaSO4在卤水中互溶度降低（表3-3），在油管内不平之处首先结晶析出，石盐在此基础上又结晶，加快了结晶速度，使生产油管很快被堵。
表3-3 NaCl和CaSO4在水溶液中互溶度（g/l，25。C）
NaCl 320.5 264.2 228.8 176.5 148.3 144.0 91.2 0
CaSO4 5.72 6.50 6.79 7.12 7.16 7.18 6.66 2.12
SO42- 4.04 4.59 4.79 5.02 5.05 5.07 4.70 1.50
资料来源：自贡轻工业研究院。
3.5.2 淡卤静溶解石膏垢堵与高压淡水冲洗解堵工艺
（1）淡卤静溶解石膏垢
从表3-3、表3-4我们可以看出，石膏在不同浓度卤水中的溶解量是不一样的，石膏在140～180 g/l的卤水中溶解度最大。因此我们可以利用这一特性对石膏结垢堵管进行解堵。该办法在我矿130井、128井、211井进行试验，效果较好，但该方法时间太长，且除垢不彻底，不能用于石盐结晶，现在已少用。
（2）高压淡水冲洗解堵
高压淡水冲洗解堵是利用高压水的能量剥蚀结垢物，最终使油管通畅的一种解堵工艺。该种办法除垢较彻底，除垢时间短，能用于石膏与石盐结晶堵管处理，目前用的较多。
表3-4 石膏在不同浓度卤水中的溶解量
内容
序号 卤水 石膏 溶解石膏所占比例
波美度（Be） NaCl（g/l） 原始重量（g） 残存重量（g）
1 22 260.64 1 0.1052 89.48
2 23 282.91 1 0.5756 42.44
3 24 301.11 1 0.8134 18.66
不同浓度等体积卤水，分别投入等量石膏，静置浸泡67天
资料来源：自贡轻工业研究院。
我们通过把结垢石膏管线接入高压注水井进行试验，七天后该管线石膏垢被清除干净。该办法在我矿307井、147井等卤井石膏结垢处理中效果较好。
根据管串结晶的特点，最初管内结晶多，有效通径小，若进水流量大，以冲刷为主，使管壁结晶垮落而堵塞油管，造成高压水突然不能进入油管，造成油管管串剧烈振动，这种状况最易使油管断落，若是单泵冲井有可能造成设备损坏。因此：
①在冲井初期应以小流量冲井（一般以进水压力控制为准），使白水缓慢通过油管空间，以溶解部分结晶，使有效通径更大且更规则，进水时间控制一般为30分钟；
②在①的基础上加大进水流量，进水时间一般控制为60分钟，进水量为油管体积的4～5倍以上，以冲刷作用为主，洗刷油管结晶，使油管的有效通径更大；
③在②的基础上加大流量，使进水流量在60m3/h以上（进水闸门全开），进水时间视结垢物而定，一般大于24小时。
3.5.3 管串配水降咸工艺
如一口井油管深度过深，造成结晶堵管，冲井将大大缩短卤井安全生产期，如何补救才能延长安全生产期呢？我矿已试探了如下措施：
（1）下φ20×20m配水管一根，把咸量降到310g/l以下。这种做法是使地面管不结晶，但井下仍然结晶，井下结晶后同样要冲井解堵，对卤井危害大。且配水管在油管中造成瓶颈作用，使该段流速加大。
（2）把φ11/2″配水管下入开窗附近降咸。在油管出事后11/2″管串易被卡住。且11/2″管串流动的是冷的高压水，任何一种因素引起压力骤变，该管串将在油管内振动，影响卤井安全生产期，油管中卤水上行，中夹天然气同样也影响11/2″管的稳定性。实践证明11/2″管串易白水结垢堵管，这一点已在303井、206井得到证实。当采用11/2″管串配水时，5″油管的实际有效通径减少约14%，卤水从环隙管流出，卤水接触的管道面积是油管内表面积与配水管外表面积之和，克服摩擦阻力做功更多，这就需要提供更高的井腔压力，不宜经济采卤，另外有效通径减小，在同等腔压下出卤流量小，如要达到相同出卤流量，不但要腔压高，且管内流速高，造成管串摆动大，将影响卤井安全生产期。
上面是解决结晶堵管的一些方法，但存在一些问题，同样影响卤井的安全生产，现已少采用。
3.5.4 射孔、炸管降咸工艺
如一口井油管深度过深，造成结晶堵管，可用射孔、炸管降咸工艺进行补救。
如果一口井射孔、炸管位置较好，将大大延长卤井安全生产期，这是因为不再冲井，油管有效通径大，在一定流量下可实现低压经济采卤，减小管串摆动，最大限度保护卤井。
3.6 最优油管沉没度研究
3.6.1 问题提出与已做工作
（1）问题提出
卤井油管沉没度不仅影响生产时的卤水浓度、卤井安全生产期，也影响卤水产量，尽而影响矿山企业、制盐企业的生产效益。因此对影响卤井生产浓度、产量的因素进行系统分析，找出最优油管沉没度，是降低矿山企业、制盐企业生产成本的重要途径之一。
影响安全生产期因素很多，其中结晶堵管是由于油管沉没度（油管沉没度是指卤井下入生产油管时，进入岩盐层的深度）不合适造成的，同时又制约着该井的产量。
岩盐矿山与制盐企业效益的好坏与卤水浓度和产量有关。因此企业追求卤水高浓度，以降低生产成本，因此在下入生产油管时沉没度较大，造成卤水浓度高，结晶堵管。结晶堵管后用高压淡水冲洗解堵，使出卤井顶板的水动力系统不稳定，造成出卤井顶板不稳定，加速了其垮塌，从而缩短了卤井安全生产期。而对影响卤水浓度的重要参数—油管沉没度，目前未作系统研究。
就目前卤水浓度高，造成结晶堵管处理的方式主要有如下四种方法，即射孔、炸管、冲井、加大出卤井流量。这些措施是一些补救措施，都会对卤井的安全生产造成影响。
长山盐矿建矿于1971年，至今已近四十年，大小修卤井次数在200次以上，在修治井上而投资极大，现在一般大修一眼井在50～60万元左右。由于缺乏对油管沉没度的系统研究，下管深度盲目，造成多数井修治出来浓度极高，造成结晶堵管严重，冲井频繁，进而使卤井安全生产期短。我矿因盐结晶多次经历过冲井的生产卤井有303井、305井、134井、136井、139井、211井、210井、206井等。而有的井修出来，生产时浓度又不高，采卤量达不到生产设计要求。在生产上一般采取静溶升高卤水浓度或压小生产流量，从而达不到设计要求，也造成卤水生产成本上升。卤水浓度不高，也对下游制盐企业成本有影响，据统计卤水浓度每下降1g/l，制盐成本增加2元/吨。为防止卤水浓度过高或达不到要求，使采卤量达到一定的设计要求，很多人都想试图找出一种方法来确定最优油管沉没度。因此大修卤井后，使卤井流量、浓度达到理想的要求（即寻找最优油管沉没度）是矿山企业追求的目标。
（2）已做工作
前人在确定最优油管沉没度时，主要做了如下三方面工作，简述如下：
①函数法
由于卤水具有比重分异的特性，随深度增加，卤水浓度增加，呈指数曲线变化。如果能计算出卤水在什么深度的卤水浓度有多少就好办了，因此试图建立一个指数函数（浓度与深度的函数）。但是卤井井腔的卤水浓度是变化的，每个井腔卤水浓度线都不一样，我们所掌握的每个井腔卤水浓度与深度的数据较少，又由于影响井腔卤水浓度的因素较多，而无法拟合该函数，再加上通过计算出的函数值无法模拟真实生产环境而未成功。
②岩盐中下部法
经过前人的分析认为只要把油管下入岩盐中下部即可，这种一概而论的作法导致有的井卤水浓度极高，有的浓度又低，无法满足生产要求。油管一旦入井，在短时间后就上提困难，更不能加深了，因为在短时间内，油管入井通道发生了变化，垮塌物等把入井油管掩埋了。即使能够上提、下放，也不知道该上提、下放多少，这种方法效果也不好。
③经验数据法
采用经验数据法确定油管沉没度，即利用上次卤井所下油管沉没度时的生产浓度、流量进行加、减油管沉没度，由于无卤水浓度随深度变化的规律，造成加减油管沉没度盲目，效果不好。如206井油管沉没度的确定，就说明了这个问题。206井历次大修时间和油管沉没度统计见表3-5。
从表3-5可以看出油管沉没度在7.46～10.70m之间，幅度变化2.24m。从1～4次大修来看油管沉没度为9.9m，但每次大修后，恢复生产，盐结晶堵管严重，冲井频繁，卤井安全生产期短。第五次大修后，油管沉没度只有7.46m，但真实咸量为317～319g/l，仍然结晶堵管频繁，中途因冲井不及时，造成盐结晶把油管堵死，用压裂车也未压通，最后采用钻杆钻穿，钻穿后，在开窗位置以上下入11/2″配水管，下入配水管后，使有效空间下降14%，且增大流阻，造成流量只有35～40m3/h。第6次大修后同样下入配水管生产，卤井真实咸317～319g/l，流量仍然只有35～40m3/h，中途配水管被结垢堵死，不能配水到位。从206井的实例可以得出采用经验数据法也不可行。
表3-5 206井历次大修时间和油管沉没度统计表
井名 盐层
厚度 大修时间 大修
次数 油管沉没度（m） 备注
206井 16.4m 1990.11.07～1990.12.16 1 9.46
1991.06.07～1991.07.30 2 10.46
1993.01.15～1993.02.25 3 10.70
1994.06.14～1995.01.21 4 8.98
1996.06.05～1996.07.12 5 7.46
2000.02.11～2000.04.30 6 8.78
3.6.2 利用优选法确定最优油管沉没度的步骤思考
优选法是尽可能少做实验，尽快地找到生产与科研的最优方案的方法。优选法也叫最优化方法，优选法最早开始于二次世界大战，用于军事上，随后逐渐发展并不断完善。
我国优选法的应用始于20世纪70年代初，首先由我国数学家华罗庚等推广并大量应用，现在实际生产中应用范围越来越广泛，特别是在工程设计方面应用较多，取得了很好的效果。
在确定油管最优沉没度时，各影响因素相互联系、相互补充、相互影响，构成一个系统的组合，各因素之间具有不同的重要性，同时也具有不能相互代替的特点。由于影响油管沉没度的因素多，因此对油管最优沉没度进行优选时困难较大。笔者通过经验摸索与总结，认为采取如下优选步骤较为合理。
第一步：设定目标值：卤水浓度，小时采盐量。
第二步：对影响油管沉没度的多因素进行分析。
第三步：利用综合效用值把多因素问题化为单因素问题。
第四步：利用类似卤井和本井的实验值进行对比分析，确定油管沉没度修正值。
第五步：建立本次最优油管沉没度表达式，确定最优油管沉没度。
（1）设定的目标值分析
设定的目标值有两个，优选时难度大。而实际上小时采盐量由小时流量与卤水浓度确定，而卤水浓度由油管沉没度决定，流量在地表可以人为进行控制，很容易就能达到我们的要求，所以目标值中固定小时流量后，实际上就卤水浓度这一个目标值。
（2）影响油管沉没度的因素分析
影响油管沉没度的因素很多，主要有如下几方面：
岩盐厚度、注水井与出卤井闭合距、两井连通方式、卤井生产时期、水溶通道状况、小时采盐量、溶腔卤水静溶时间、出卤井位置、卤井生产方式、溶腔中液流的速度场论、溶腔中卤水浓度场论等。
各因素对油管沉没度的影响具体分析如下：
①岩盐厚度。如果井腔岩盐厚度大，在同样水平面积的情况下，岩盐的溶解面积就比薄岩盐更大，单位时间内溶解的盐量就更多，为形成一定量的高浓度卤水提供了更好的条件。同样根据岩盐溶解机理，由于卤水具有比重分异特性，因此在溶解岩盐时向上溶解速度最快，侧溶次之，底溶最慢，所以厚岩盐为快速溶盐提供了更好的条件。
②两井闭合距。如果两井在岩盐中连通，在同样条件下，两井闭合距大的就比闭合距小的溶解面积更大，单位时间内溶解的盐量就更多，所以更容易形成一定量的高浓度的卤水。纵观威西长山矿区两井闭合距约在70～100m之间，除双筒井外，在80～100m之间。
③两井连通方式。两井连通有在岩盐顶板中连通与岩盐上部、中下部连通三种方式。如果两井在岩盐中下部连通，则在生产时，溶解面积就大，单位时间内溶解的盐量就更多，为形成一定量的高浓度卤水提供了更好的条件。如两井在顶板连通，注水通过注水井井腔顶板到达出卤井井腔，根据溶腔速度场与浓度场理论，注水井井腔到达出卤井井腔的水是淡水，注水井井腔的溶盐对出卤井所起作用甚微，因此在顶板中连通，实际上就是单井生产，岩盐溶解面积较小，在单位时间内溶解的盐量就少，形成一定量的高浓度卤水条件就不利。
④卤井的生产时期。根据卤井的生产时期，一般分为建井、扩腔期、生产期、衰退期。建井、扩腔期一般时间相对较短，岩盐回采率约5%。生产期相对较长，一般为20～30年，回采率为25%～30%，此阶段一般为井组对流生产。衰退期一般为10～20年，回采率约30%～40%。一般在建井时期腔较小，岩盐的有效溶解面积小，形成一定量的高浓度卤水较难，因此此阶段油管沉没度应大一些。当两井连通后，进入生产期，此时溶腔相对较大，岩盐与淡水（卤）的接触面积相对较大，单位时间内溶出的盐量相对较大，能形成一定量的高浓度卤水，因此在此阶段油管沉没度应在适中位置。当卤井生产进入衰退期后，此时溶腔面积很大，岩盐与淡水（卤）的接触面积大，容易形成高浓度卤水，但此时溶腔半径大，卤井已对较大半径外的岩盐溶解的高浓度卤水失去控制，亦即出卤井所出的卤水受进水井进水的影响远远大于高浓度卤水对出卤井的影响，因此，此阶段油管沉没度应大一些。当下入较大油管沉没度时也不能满足生产时，就需重新打补救井，以提高岩盐回采率。
⑤水溶通道状况。如果水溶通道状况好，岩盐未被垮塌物覆盖，水流能充分与岩盐接触，则溶解面积相对较大，单位时间内溶解的盐量就相对多，为形成一定量的高浓度卤水提供了更好的条件。反之，则形成一定量的高浓度卤水条件就不利。
⑥小时采盐量。如果单位时间内采出的盐量多则就需要淡水（卤）有更大的溶解面积才能满足要求。又由于卤水具比重分异特性，因此在小时采盐量较大时，就要求油管沉没度相对较大，同时油管沉没度较大，也使溶解面积相对增大。因此小时采盐量越大，油管沉没度也越大，反之亦然。
⑦溶腔卤水的静溶时间
溶腔卤水的静溶时间也是影响油管沉没度的一个重要的参数。如静溶时间长，则溶腔中饱和卤水线向上推移，此时油管沉没度如果下致饱和区，则就会造成结晶堵管，因此在考虑较长时间静溶的溶腔下入油管时，油管沉没度就要适当小一些，反之亦然。
⑧出卤井位置。根据岩盐溶解理论研究，卤水具有比重分异的特性，因此深度越深，卤水浓度越高。把位于岩盐倾斜下方的井作为出卤井，出一定量的高浓度卤水的条件就更好。如果出卤井位置位于岩盐走向上或倾斜上方，则出一定量的高浓度卤水条件相对差一些，生产时可能会出现卤水浓度下降快。
⑨卤井生产方式。卤井生产方式有单井对流、井组对流生产两种。不同的生产方式对卤井的生产能力与卤水浓度影响极大。如果是单井生产，淡水（卤）与岩盐的接触面积相对较小，单位时间内溶出的盐量就相对较少，因此要达到一定量的高浓度卤水，相对较难，因此在考虑油管沉没度时要加深。如是井组对流生产，因淡水（卤）与岩盐接触面积大，单位时间内溶出的盐量就相对较多，要达到一定量的高浓度卤水相对较易，故在考虑油管沉没度时要相对减小。
⑩溶腔速度场理论。溶腔内速度场分为三个区域，即注水井管串周围的强制对流区，盐壁附近的栓塞流区和溶腔底部的停滞区。在注水管口位置，由于注入淡水与溶腔内卤水间的浓度差大，淡水从管口喷出后受浮力作用，迅速改变速度方向，以较高速度沿注水井管串向上浮起，形成羽浮流。到达溶腔顶面时，沿径向以较大速度流动。至盐壁附近，再极缓慢地自上而下流动，形成栓塞流（网状流）。在注水井和出卤井管串之间因压差作用形成了溶腔中的主体回流，流动方向大体是从注水口流向出卤口。在注水和出卤管串两侧与盐壁之间因重力和浮力作用产生了回流。从溶腔中各点的速度值大小来看，除了注水口附近和以注水管串轴线为中心的卤水顶层区域速度值较大外，其余部份的速度值，尤其是底部的停滞区内，相对较小。正是由于溶腔中速度场的存在，影响着出卤井生产一定量的高浓度卤水，进而影响油管沉没度。
○11溶腔中的浓度场。由于卤水具比重分异特性，溶腔中浓度场分布有明显的“成层”现象，即同一水平面上各点的浓度值大致相等，仅随高度不同而变化。从溶腔顶部至底部，卤水浓度渐增，越靠近底部，浓度值越大，卤水近饱和。溶腔内卤水浓度垂向变化梯度取决于淡水注入流量和管串位置。正是由于溶腔中的浓度场，它影响着油管沉没度。
以上多因素对油管沉没度起着重要影响，其中岩盐厚度、两井闭合距是随设计及完井后就确定的，在开采过程中是不会发生变化的，对今后盐井的生产起着决定性作用，从这里可以看出，一流的产品是设计出来的，而不是制造出来的。下面我们讨论利用综合效用值把多因素问题化为单因素问题。
（3）把多因素问题化为单因素问题
由于对油管沉没度影响的因素较多，在确定油管沉没度时，不好优选。因此必须利用一种方法把多因素问题化为单因素问题，以便于进行优选。考虑因素较多，利用因素效用值进行量化处理，得出综合效用值。在确定油管沉没度时，应对不同的层次进行具体分析（见图3-3），并应强调各因素有不同的重要性，为使综合分析合理、可靠，可根据各子因素的特点，以恰当的权系数表示。各因素表述的方式不同，有的用数字表示，有的则用语言描述，这种定性、定量的不同量纲表述方式，给确定油管沉没度带来了一定的困难，因此我们试用综合效用值，使各因素有共同表达式。其方法如下：
第一步按效用理论的原理分别把每个因素的结果值或每个要求的满意程度折算为无量纲的效用值。
第二步是设计一种合理的计算方法，把各因素的综合效用值合并为一个综合效用值。
第三步根据综合效用值，确定其对油管沉没度的影响程度，从而确定修正值的大小。
图3-3 影响油管沉没度因素图
①各因素效用值的确定
效用值是指各因素的结果值对决策者的价值或作用，也是指各标准的满意程度。
1）定性因素效用值的估测：对定性因素，由经验丰富的人进行主观估测。
2）定量因素可考虑用下面三个公式进行计算。
μi= （3-1）
这个公式适用于因素的结果值与效用值成正比，其结果值低于最高级；因素的结果值与效用值成反比，结果值高于最低级。
式中：μi——第i个因素效用值[0，1]；
X上——各级上限值；
X下——各级下限值；
X0——实测因素结果值；
h——实测因素结果值所在级数，h=1，2，3；
Z——分级数
μi= （3-2）
这个公式适用于因素结果值与效用值成反比，结果值在最高级。
式中：X下——为最高级下限值；其余同上。
μi= （3-3）
这个公式适用于因素结果值与效用值成反比，结果值在最低级。
式中：X上——最低级时上限值；其余同上。
②各影响因素综合效用值的确定
综合效用值的确定用混合法。
1）第二层的效用值用加权和法确定，即μn=
式中：μn——第一层五大因素效用值[0，1]，n=1，2，3，4，5；
ai——第i个因素权系数[0，1]。
μi——第i个因素效用值[0，1]。
2）第一层影响因素用连乘法综合，即μ=
式中：μ——影响油管沉没度的综合效用值[0，1]；
n=5。
μn同上
影响油管沉没度的子因素效用值和权系数分别列于表3-6中。
表3-6影响油管沉没度的子因素效用值和权系数表
因素级数划分
因素论述
和效用值
影响因素及权重 三级划分
一 二 三
卤井矿石
控制量 岩盐厚度（0.50） ＜10m 10～15m ＞15m
两井闭合距（0.50） ＜80m 80～100m ＞100m
溶腔状况 两井连通方（0.4） 顶板连通（0.17） 岩盐上部连通（0.50） 岩盐中下部连通（0.88）
生产时期（0.4） 建井期（0.17） 衰退期（0.50） 生产期（0.88）
溶道状况（0.2） 差 (0.17) 一般（0.50） 良好（0.83）
生产控制 生产流量（0.7） ＞50m3/h
（0.20） 30～50m3/h
（0.50） ＜30m3/h
（0.83）
静溶时间（0.3） ＜30d（0.20） 30～90d（0.50） ＞90d（0.83）
出卤井位置 位于岩盐倾斜上方（0.20） 在岩盐走向方向上（0.50） 位于岩盐倾斜下方（0.83）
估测值 区间值 0.00～0.33 0.33～0.66 0.66～1.00
中 值 0.17 0.50 0.83
因素级数划分
因素论述
和效用值
影响因素及权重 二级划分
一 二
卤井生产方式 单井对流（0.25） 连通井组对流（0.75）
估测值 区间值 0.00～0.50 0.50～1.00
中值 0.25 0.75
通过以上方法与步骤，利用综合效用值把多因素问题化为单因素问题，为油管沉没度的优选奠定了坚实基础。
（4）综合效用值利用分析
计算出的综合效用值μ∈（0，1），中值为0.5。从长山盐矿卤井油管沉没度统计表（表3-7）我们可以得出，不论何种因素影响，其油管沉没度在8～12m之间。
表3-7长山盐矿卤井油管沉没度统计表
井
名 岩盐厚
（m） 与连通井
闭合距（m） 大修
次数 油管沉
没度（m） 备 注
136 19.7 —— 1 13.69 结晶堵管严重，冲井频繁。
2 13.63 结晶堵管严重，冲井频繁。
3 13.07 结晶堵管严重，冲井频繁。
4 11.21 咸量315g/l,流量20～25m3/h,不冲井。
5 11.18 咸量315g/l,流量20～25m3/h,不冲井。
6 10.84 造斜器开窗，实际沉没度小于10.84m，生产咸量低，产量小，效果不好。
206 16.4 100.28 1 9.46 结晶堵管严重，冲井频繁。
2 10.46 结晶堵管严重，冲井频繁。
3 10.70 结晶堵管严重，冲井频繁。
4 8.98 结晶堵管严重，冲井频繁。
5 7.46 油管中下配水管，真实咸量317～319 g/l,流量35～40 m3/h，不冲井。
6 8.78 油管中下配水管，真实咸量317～319 g/l,流量35～40 m3/h，不冲井。
7 9.17 咸量310～312g/l,流量50～60m3/h,不冲井，生产效果好。
8 9.56 咸量310～312g/l,流量50～60m3/h,不冲井，生产效果好。
211 20.44 100.28 1 11.61 结晶堵管严重，冲井频繁。
2 9.87 结晶堵管严重，冲井频繁。
3 8.16 结晶堵管严重，冲井频繁。
4 7.66 结晶堵管严重，冲井频繁。
5 8.05 ——
6 8.28 ——
7 8.84 流量50～60m3/h,，咸量310～312g/l,不冲井，生产效果好。
8 9.38 流量50～60m3/h,咸量310～312g/l,不冲井，生产效果好。
210 13.62 —— 1 8.87 流量60m3/h左右,咸量310～315g/l,不冲井，生产效果好。
续表3-7
井
名 岩盐厚
（m） 与连通井
闭合距（m） 大修
次数 油管沉
没度（m） 备 注
139 16.0 79.0 1 11.39 结晶堵管严重，冲井频繁。
2 11.49 结晶堵管严重，冲井频繁。
3 9.88 结晶堵管严重，冲井频繁。
4 8.64 流量25～55 m3/h,咸量310～315g/l，不冲井，生产效果好。
5 9.34 流量25～55m3/h,咸量310～315g/l，不冲井，生产效果好。
142 12.44 87.6 1 10.24 岩盐层连通，咸量低，产量小。
2 10.18 岩盐层连通，咸量低，产量小。
205 14.8 —— 1 11.65 流量50～60m3/h,咸量310～312g/l,生产效果好。
2 11.80 流量50～60m3/h,咸量312～315g/l,生产效果好。
303 19.62 79.0 1 10.57 结晶堵管严重，冲井频繁。
2 10.49 结晶堵管严重，冲井频繁。
3 10.01 结晶堵管严重，冲井频繁。
305 18.26 92.80 1 10.87 结晶堵管严重，冲井频繁。
134 16.90 —— 1 12.00 结晶堵管严重，冲井频繁。
2 9.19 生产油管沉没度下如不到位，咸量低，产量小。
两井闭合距采用井位坐标计算而得。——表示未查实资料。以上咸量为生产初期咸量。
表3-7所统计的是长山矿区常修治的主要出卤井，共计10眼，40次大修，平均每眼4次。40次大修油管沉没度在7.46～13.69m之间，平均油管沉没度为9.96m。在所下油管沉没度中有3次13m以上，2次8m以下，我们统计时予以去除，其余35次均在8.05～12.00之间，变化幅度为3.95m。因此我们取平均油管沉没度为10m，变化幅度取为4m。把平均值10m定为油管沉没度的基准值（H基），变化幅度4m定为油管沉没度的优选范围。我们视综合效用值在0.5时，油管沉没度在基准值的基础不加不减，而在（0，0.5）区间油管沉没度应加深，在（0.5，1.0）区间油管沉没度应减小。因油管沉没度在8.00～12.00m之间，变化幅度取为4m，而此时综合效用值在（0，1）之间，则油管沉没度的综合效用值修正公式为：
H综效=4（0.5—μ） （3-4）
（5）建立最优油管沉没度数学表达式
通过分析，我们可以把油管沉没度数学表达式分为两个方面，即有实验值的数学表达式与无实验值的数学表达式。
HZW=H基+H综效+H类 （3-5）
HZY=H基+H实+H综效+H类 （3-6）
式中HZW——无实验值的最优油管沉没度。
HZY——有实验值的最优油管沉没度。
H基——威西长山矿区油管沉没度基准值。
H综效——多个因素形成的综合效用修正值。
H类——类似卤井油管沉没度对本井产生的修正值。
H实——上次本井下深对本次油管沉没度所产生的修正值。
①H基是威西长山矿区确定油管深度的基准值，它受多个因素的影响。威西长山矿区如按流量30～60m3/h，卤水浓度290～310g/l设计，我们取10m为其基准值。
②H综效是各大因素对油管沉没度影响形成的综合效用修正值，根据值的大小，在基准值的基础上进行加减，特别是在无类比值与实验值的基础上，起着关键作用。其修正公式为H综效=4（0.5—μ）。
③H类是指类似卤井油管沉没度所得的目标值是否接近理想值，若未达理想值，而在本井本次油管沉没度上加以修正的数值。
④H实是指本井上一次或上几次所下油管沉没度所得目标值是否接近理想值，若未达理想值，而在本井本次油管沉没度上加以修正的数值。
3.6.3 优选法在威西长山矿区的应用实例
优选法自2003年以后，在我矿多井次卤井修治确定油管沉没度时进行应用，都取得了良好效果，该方法的应用也越趋成熟。
（1）优选法在确定206井油管沉没度时的应用
① 206井基本概况
1）206井是1980年7月完钻的一口井，207井是1980年6月完钻的一眼生产井，经三管油垫建井于1984年7月与207井连通，进行对流生产。
2）两井岩盐厚分别为16.4m、16m。
3）两井闭合距为100.28m（视两井为直井，两井闭合距由井位坐标计算而得）。
4）206井位于岩盐倾斜下方（相对于注水井207井）。
5）两井通过油垫是在岩盐中下部连通。
6）连通后采用井组对流方式。
7）206井为出卤井，207井为注水井。至2005年元月止，两井产卤折盐约90万吨左右，而两井实际控盐为350万吨左右，按井眼外推半径150m计算，回采率为25.7%左右，因此该井属生产期，但临近衰退期。
8）该井组水溶通道状况良好。
9）206井自2004年5月15日停产至2005年元月20日试产，共计静溶了240多天。
② 206井历次修井概况
206井到2005年元月止已经过6次大修，历次大修时间和油管沉没度统计见表3-5。
③ 206井主要效用值计算
206井第7次修井后流量按50m3/h，咸量300～315g/l设计。其它特征统计见表3-8。
表3-8 206井第七次修井主要特征表
卤井矿石控制量 岩盐厚度（m） 16.4 m
两井闭合距（m） 100.28 m
溶腔状况 两井连通方式 油垫岩盐中下部连通
生产时期 生产期，临近衰退期
溶道状况 一 般
生产控制 生产流量 50m3/h
静溶时间 ＞90d
出卤井位置 位于岩盐倾斜下方
卤井生产方式 连通井组对流生产
根据206井各因素特点，对岩盐厚和两井闭合距这两大主要因素采用公式计算，其它因素效用值采用经验进行定量评估。
1）岩盐厚度
μ ′= = ≈0.698
2）两井闭合距
μ2′= = ≈0.75
④ 206井各因素效用值统计见表3-9。
表3-9 206井各因素效用值统计表
影响因素及权重 效用值
卤井矿石控制量 岩盐厚度（0.5） 0.698
两井闭合距（0.5） 0.75
溶腔状况 两井连通方式（0.4） 0.88
生产时期（0.4） 0.69
溶道状况（0.2） 0.50
生产控制 生产流量（0.7） 0.2
静溶时间（0.3） 0.83
出卤井位置 0.88
卤井生产方式 0.75
⑤ 求综合效用值
第二层效用值用加权法计算，第一层用连乘法计算。
1）卤井矿石控制量：μ1=0.5×0.698+0.5×0.75=0.724
2）溶腔状况：μ2=0.4×0.88+0.4×0.69+0.2×0.5=0.826
3）生产控制：μ3=0.7×0.2+0.3×0.83=0.389
4）出卤井位置：μ4=0.88
5）卤井生产方式：μ5=0.75
则综合效用值：
= = = =0.687
⑥ 最优油管沉没度确定
HZY=H基+H效+H实+H类=10+4×（0.5—0.687）=9.252+ H实+H类
H实在本井中由于第5～6次修治进中下11/2″配水管，流量只有35～40m3/h，真实咸量为317～319g/l，所以实验值不具参考价格，不进行修正。
H类参考211井情况，两井有很多相似之处，在2002年12月4日修治完成时下管深度为8.847m，从211井2003、2004年生产情况看，流量50～60m3/h，比设计偏大，卤水浓度300g/l左右，比理想值偏低。因此在此深度上应加深一些，也验证了206井在第7次大修时油管沉没度为9.25m的可靠性，这里不再作修正。
因此HZY =9.25m。由于系统误差，206井第七次修井后实际油管沉没度为9.17m。
⑦ 206井采用优选法确定最优油管沉没度生产效果评价
1）从05年元月～06年5月生产情况来看，咸量310～315g/l，不结晶堵管，达到了预期效果，由于生产流量比设计流量偏大10m3/h，咸量在3个月后降至307g/l，后限制流量在50m3/h，直06年5月卤井事故时206井出卤浓度稳定在310～315g/l之间，生产效果极佳。
2）2006年9月大修完成时，也按此方法设计最优油管沉没度，考虑到回采率已近28%，井组开采临近衰退期，油管沉没度最终下深为9.58m，初期效果较好，咸量315g/l，流量55m3/h。由于生产流量在55～60m3/h，大于设计值，且长时间开采，卤井静溶时间少，生产咸量逐渐降低（至2007年7月止， 207～206井组卤折盐约112万吨），到2007年10月时，206井咸量已降至292g/l，也与设计目标值较相符，也验证了此方法的可行。
3）如按此进行优选，下一次206井设计流量50m3/h，最优油管沉没度应在10～10.5m之间。
（2）其它井修治应用优选法的效果评价
① 210井是与209井连通的生产井组。210井于2005年3月修井后，利用该方法确定油管沉没度，HZY =8.87m，生产时卤水咸量315～317g/l，结晶堵管，冲井两次，后采用加大流量方法（约65m3/h），不再结晶堵管，以后流量控制在60m3/h生产，由于流量比设计值大，且长时间开采，卤井静溶时间少，至2007年10时，卤水咸量降至303g/l，生产效果较好。
② 136井是与135井连通的生产井组。该井前三次大修，油管沉没度在13m以上，造成盐结晶堵管严重，冲井频繁，卤井安全生产期短。第四、五次大修时采用优选法，油管沉没度HZY =11.21m，生产咸量315g/l，不冲井，流量25～30m3/h,生产效果极佳。第六次大修时由于井筒变形严重，采用造斜器开窗，且下管不到位，实际油管沉没度小于10.84m，生产效果不好。
③ 211井是与211井连通的生产井组。该井至2005年元月已历经7次大修，油管沉没度在7.66m～11.61m（详见表3-7），但生产效果都不好。2005年元月第八次大修时利用优选法，油管沉没度HZY =9.38m，比第七次加深0.53m。生产时咸量312g/l，不结晶堵管，流量约60m3/h，由于流量比设计值大，且长时间开采，卤井静溶时间少，至2007年10时，卤水咸量降至292g/l，生产效果较好。
④ 139井是与140井连通的生产井组。该井至2003年11月已历经3次大修，油管沉没度在9.88m～11.49m（详见表3-7），但生产效果都不好。特别是2002年6月修治后油管沉没度为9.88m，但冲井频繁，后采用射孔降咸的方式进行处理。2003年11月第四次大修后，采用优选法确定油管沉没度，HZY =8.64m，比第三次减少1.16m。生产咸量310～315g/l，不冲井，流量40～50 m3/h，05年六月井腔发生漏失，流量25 m3/h左右，生产咸量310～315g/l，生产效果极佳。2006年12月第五次大修后，采用优选法确定油管沉没度，HZY =9.34m，比第四次加深0.7m。生产咸量310～315g/l，不冲井，采用泵抽时流量55m3/h，自流时30m3/h左右，生产效果极佳。
综上所述自2003年以来，我矿在210井、211井、304井、205井、136井、139井、142井、荣2井等卤井大修时应用优选法确是油管沉没度，使大修出来的卤井在流量、浓度上达到了我们的预期效果。而2003年以前我矿最多时一天之内冲三井次，2003年以后基本上不冲井。由于卤水浓度、流量较理想，卤井未冲井，也延长了卤井的安全生产周期，矿山卤井事故率大幅度降低，为矿山的高速发展奠定了坚实基础，也为矿山取得了良好的经济效益。该方法与矿山开采技术相结合，是矿山开采技术的进步，不失为一种好方法，该方法也仍需在实践中不断的完善。优选法是一门应用数字，优选法在威西长山矿区确定最优油管沉没度时取得了极好的效果与效益，也是岩盐矿山开采技术的进步，所以在类似矿山中可以得到推广应用，必将取得更好的效益。
3.7 延长卤井安全生产期的工艺研究方向
3.7.1 井下顶板固化工艺
由于威西长山矿区顶板特殊性和岩盐水溶开采的特点，顶板垮塌是绝对的，不垮是相对的。在地面人为采取的一些措施，对顶板是否垮塌影响不大，顶板该垮时仍然会垮塌，一旦垮塌，极易造成生产油管折断失去生产能力，因此延长卤井安全生产期也就是延长盐层顶板的大面积不垮塌期（对生产油管造成影响的），从而从根本上延长卤井的安全生产期。
目前很多采煤矿山针对采煤巷道的顶板垮塌，特别是破碎顶板，采用支撑方式后仍然垮落，在顶板打孔后，往顶板缝隙里注入水泥固化，效果很好。
威西长山矿区卤井事故后，在修治卤井下入生产油管后，开窗口以下的岩盐顶板已破裂变形，只要一些小的因素影响，破裂变形顶板就会发生垮塌，危及卤井安全。我们借鉴采煤矿山顶板固化的的成功经验，可以对开窗口以下破碎顶板进行固化，使其在卤井生产过程中相对稳定，从而延长卤井安全生产期。卤井的套管与采煤矿山的打孔类似，效果比它还好，利用顶板垮塌物形成的屏障，使注入的固化水泥进入顶板破碎裂隙，此固化可以重复进行多次。顶板固化完成后钻孔至下管深度，下如生产油管，完成修井。顶板固化后对加快卤井的修治很有帮助，因顶板破碎物不会反复落入钻孔。如该工艺在威西岩盐矿区应用成功，将从根本上解决卤井安全生产期短的问题，是推动威西盐体采矿技术的重大进步，使采卤成本大大降低。
3.7.2 井下油管强化与脆弱工艺
通过若干次修井资料分析，当顶板发生垮塌时，多数油管断落在开窗口附近，即套管变形最严重部位，少数在开窗口以上。油管在套管内，套管先行变形、折断，继而对油管进行作用，使油管变形、折断。为什么会这样呢？这是因为钻井井眼是弯曲的，因此油套管入井时也是弯曲的。当发生卤井事故后，修治井时在套管变形最严重部位开窗，有的井在修治时为了开窗，还加造斜器，因此开窗口以下的裸眼井段倾斜角度相对较大，而顶板在垮塌时受重力作用，垮落物向下，此时裸眼井段的油管将产生一个向下的拉力与油管法线方向的折断力，向下的拉力与油管法线方向的折断力在开窗口附近是最大的。油管在地面井口装置处用刚性法兰连接，不具伸缩性，因此在油管断落时开窗口以上抗拉力远远大于开窗口附近。顶板垮塌时产生的力远远大于油管抗拉力与折断力，在折断力的影响下，油管抗拉力减弱，因此油管在抗拉力与折断力的双重影响下，首先在开窗口附近（薄弱处）折断。
我们通过对油管断落时的受力分析可知，在折断力的影响下，油管抗拉力减弱，油管在薄弱环节处断落，针对这一特点，我们采取相应的应对措施，使油管不在开窗口附近断落，从而延长卤井安全生产期。
在下如生产管串时在开窗口附近采用强度大的管串组合来延长卤井安全生产期，如钻杆（钢级好、材质好、柔性好、壁厚大）。
根据威西岩盐矿区修井特点，下如的管串支撑在垮塌物上，有的井还用旋转钻入，油管在地面井口装置处用刚性法兰连接，不具伸缩性，油管断落在薄弱环节。油管断落在开窗口附近，修井难度大，为了卤井的安全和好修治，我们可以人为的创造薄弱点，让油管在此处伸长或断落，从而保护开窗口附近油管不被折断，延长卤井安全生产期。如在地面油管法兰连接处我们采用能伸长的软管或抗拉力小的脆性管可以达到这个效果，即使软管、脆性管在此处断落，揭开井口也非常容易修复，修治简单。
如该工艺在威西岩盐矿区应用成功，是推动威西盐体采矿技术的重大进步，使采卤成本大大降低。
3.7.3 环隙注油保护工艺
威西岩盐矿区的特殊性，一旦岩盐井腔与顶板接触，顶板中的黑卤与H2S进入溶腔，使卤水呈弱酸性。一些出卤井油管未断落，只是在卤水中H2S及卤水冲刷作用下，造成了油管穿孔，而使卤井失去生产能力。为了有效延长卤井安全生产期，严防因油管穿孔造成卤井事故，我们可已考虑在油套管之间注入原油来防止油管外表及套管内壁的腐蚀，有效保护油管，延缓穿孔。每口井套管注入油量（以套管1000m计算）约为6.90m3。这些注入套管中的油在卤井事故后可放出一部分，所以在顶板相对稳定的套管中注入原油是可行的，能延长卤井安全生产期。
总之，延长卤井安全生产期是一个综合性的课题，有时需要多管齐下，能收到更好的效果。
第4章 大面积连通井组提高采出率研究
4.1 大面积连通井组特点
长山盐矿自建矿以来，采用钻井水溶开采。在连通方式上有单井对流法、油垫法、压裂法、油垫法加压裂法、水平井对接工艺，每种方法都各有其优缺点。无论用上述哪种方法进行建井生产，在开采的中后期势必出现井组间大面积连通，从而导致卤水浓度下降，废、病井难于修治，以致采区报废。若在采区外围新建井组即要多留矿柱，即影响采出率，又浪费资金，且多占土地。为了实现升咸增产、提高采出率，因此我们必须掌握大面积连通井组特点，以较小的投入获得较大的经济效益。
长山盐矿自70年代初投产至今形成的来牟大腔共有卤井15眼，长山大腔共有卤井24眼。
4.1.1 病、废井多，卤水质量差
大面积连通井组顾名思义腔大连通井多。大面积多井组连通后，溶腔内注水井离岩盐远，接近井的控盐距离，由溶腔三场理论知，淡水冲刷岩盐侧溶面的效率大幅度下降，卤水浓度由280～300g/l，下降为150～260g/l，导致大面积连通井组内废、病井难于修治。更由于溶腔内呈现相互关联、互相制约的压力和流体传递，区间内任何一处释压，整个深腔内就会失去压力平衡，造成顶板地层垮塌。
4.1.2 注水井及管线结垢严重
大面积连通井组的卤井由于其开采年限久，地面注水管、注水井结垢严重，井口装置腐蚀严重，管损加大，注水能力减弱。所以，在大面积连通井组注水难是摆在当前的问题，对于地面管线可抽换、割管除垢重新安装或清洗注水管。注水井可采用机械钻进修治或用酸化洗井达到增加注水能力的目的。
4.1.3 岩盐顶板处于相对稳定
随着钻井水溶开采井腔的形成，溶腔在不断加大，溶腔顶板跨距加大，当超过顶板承受的极限时盐层顶板必然要垮塌，当一次垮塌完后，岩盐顶板处于相对平衡状态；又随着开采的继续，岩盐溶解，岩盐顶板跨距增大，又会产生新的不平衡，产生新的垮塌，这样一次一次重复使垮塌在水平方向产生移动，直至达到卤井的控盐距离。在纵向垮塌至极限高度，最终形成相对稳定的拱形结构。
4.1.4 水溶通道复杂
作为钻井水溶开采，每一次垮塌，主水流通道将发生一次改变（或转移），岩盐顶板的不断垮塌，主水流通道将不断变化。特别是大面积多井组连通井组，主水流通道将逐渐不明显，井腔下水流通道极其复杂；众所周知，主水流通道对岩盐开采的咸量、产量影响很大。故对于大面积连通井组不断改变注水工艺（也就是改变主水流流向），分析井情、腔情，优化采卤运行参数，有利于提高采卤能力。
4.1.5 渗透量增大 ，采注比低
塌陷带和裂隙沉降带会引起连通性的导水，弯曲沉降带，不产生连通性的导水裂隙，但应力将产生变化。据现代岩石力学理论，岩体渗透性、岩体变形性和破坏性一起组成了岩体质量分级的三个基本内容。主要表现为：首先水作为一种力，存在于岩体的节里、裂隙中，影响岩体内节理单元之间的平衡，不断地与岩体发生力学方面的相互作用，从而改善着作用双方的力学状态和特性；其次，水作为一种介质，在长期的水岩作用下，产生物理的转化及化学的交替吸附作用，引起岩体结构的变化；另一方面由于透水介质并非刚性，在水力体积力和其它内部、外部力的作用下会产生变形，改变空隙的体积和形状，从而影响岩体的渗透性能。据水文地质的基本观点，含水介质为一弹性体，由于水头的改变引起弹性体的变化，反映在参数上的变化是贮水率的改变。从现代岩石力学的观点出发，岩体是由岩石和结构面组成。岩体的力学性质是受组成岩体的岩石本身和其间的结构面控制，后者的影响更为显著。经过裂隙沉降带之后，我们可以视裂隙沉降带之上的水流为层流，所以，弯曲沉降带适用于“立方定律”和“达西定律”。
许多实验证明，宽度为zb的一个裂隙的渗透系数为：
Kf=(zb)2ρg/12•μ （Louis，1969） （4-1）
把上式代入达西公式中而得出：Q/△h =C(zb)3。这就是著名的立方定律，
其中C为一常数（与裂隙的起伏、径流形态等因素有关）；△h为水头差值，可由井腔内水压力值进行换算；Q为渗透流量。
由此可见裂隙岩体渗透率主要与裂隙宽度与裂隙起伏度等因素有关；渗透性则主要受裂隙张开闭合程度的影响（即裂隙宽度的影响）。
渗透性并不是固定不变的，而是围压的函数，从Louis等提出的经验公式K=K0e-2δ中可以看出，渗透性与应力为指数关系。
从上分析可知弯曲沉降带在应力发生变化后，渗透率增大，造成渗透加大，因此井腔压力越高，在不遇隔水层情况下，水力波及越高。
采注比是指一定时期内采出卤水（原方）与注入水量的比值，它是采卤运行中很重要的一个控制参数，直接与经济效益有关。采注比在整个钻井水溶开采过程中是变化的，在腔小不存在漏失的情况下，一般是90%～95%，随着开采延续，顶板逐步垮塌，水力渗透波及高度加大，故采注比将不断降低，到了大面积多井组连通开采后期，采注比相当低，如井腔存在漏失，采注比更低，如井腔压力高则采注比将更低。因此大面积连通井组在注采工艺上可随时调整，采注比变化幅度大，有时可达100%以上，有时又很低，这是因为含水介质为一弹性体，由于水头的改变引起弹性体的变化，反映在参数上的变化是贮水量的改变，有利于调峰运行。
采注比与注入水运移的距离有关。如运移距离越远，采注比越低，因为运距离远移要克服阻力做功，要求进水压力高，故渗透率高。故可视井情调节注、采卤井及压力参数来提高采注比。
4.1.6 后期污染概率大
在开采后期，由于水力波及高度高，加上固井质量不好，套管使用年限长，在硫碎作用下更容易穿孔。更由于地下水动力系统改变，井腔水波及至膨胀岩系，膨胀岩系发生膨胀、错裂套管等多种因素作用，造成卤水溢出地表，污染农田。这是在今后开采中应注意的问题。据现代采卤理论，在满足一定流量前提下，一般以进水控制出水，即低压开采。在低压开采情况下，采卤设备能高效发挥，降低井腔渗透率，以此来提高采注比，降低单耗，提高经济效益，也对防止污染起了积极作用。
4.2 大面积连通井组补救井技术的研究应用
4.2.1 溶腔未溶死角及水溶波及区补救井技术
岩盐水溶开采必将导致井组与井组之间大面积连通，井组连通引起卤咸下降和采区濒临报废。应用高分辨率的物探技术在正负60米误差范围内圈定大面积连通采区的溶腔范围，正确推断溶腔顶板的垮塌范围和高度，推断水溶波及区的范围和高度，查明研究区构造形态；依据大面积连通采区开采资料的综合分析、总结，在溶蚀量、采注比参数计算基础上，计算溶腔体积和溶蚀面积，以此推断大面积连通采区的溶腔边界；利用克利门托关于矿山采空区顶板移动规律的理论计算公式，计算顶板垮塌高度和裂隙变形带高度；综合以上研究成果选定补救井井位，采用特殊条件下钻井、固井和下油管技术，在溶腔边缘以内浓卤富集区和溶腔边缘以外岩盐水溶死角钻补救井，通过建立合理开采状态的研究，进行了合理调整与优化生产参数，通过实验使老区重焕青春。
（1）确定溶腔范围及“三带”高度
单一薄层岩盐矿床钻井水溶采卤的地腹溶腔，尤其是大面积连通开采状态下的溶腔，其几何形态复杂多变，能否正确圈定，关系到补救井的成败。溶腔范围、“三带”高度中的裂隙沉降带（渗流带）高度，具有重要和直接的意义。
① 将“物探高分辨地震勘探技术”和“岩性勘探方法技术”，应用于岩盐矿区水溶采卤的后期开采中。研究工作通过前后6条测线野外原始资料采集，经计算机按高分辨处理流程进行室内资料处理，突出0.3～0.75之间的反射波，与此作了岩性分析。通过处理获得可供连片综合解释的7种地震剖面，并根据毗邻采区139井已知钻井分层测井速度资料，求取研究区测线附近各卤井的地层分层速度，建立了具代表性的5个反射波组，见图4-1长山大面积连通采区高分辨地震勘探综合成果图。
② 依据长山大面积连通采区生产发展的三个不同生产时期，即：单井生产期、井组生产期和大腔生产期。并以三个不同时期注入淡水溶解岩盐的溶蚀量与出卤量，含盐量与采注比的关系，分别计算单井、井组、大腔的溶蚀量和采注比，通过溶蚀量与岩盐体重的关系又计算了单井、井组和大腔的体积，再以球台体积计算公式A= πh[3(R2+r2)+h2]计算出单井溶腔的上溶半径和下溶半径，以上溶半径圈定了溶腔的溶蚀面积。
图4-1 长山大面积连通采区高分辨地震勘探综合成果图
③ 根据压裂建井和单井对流生产尔后形成井组对流生产，最后发展为井组之间的大面积连通生产，结合岩盐水溶机理以及溶腔（卤）水的流向、流道动态分析，注入淡水对溶腔、流道等的侧蚀作用，得出水流冲刷岩盐沿下倾方向的侧蚀冲刷加剧，溶腔及流道不规则，流道呈弯曲延伸的结论，并以溶蚀面积为基础，结合高分辨地震勘探技术对溶腔边界圈定，推断出溶腔边界；
④ 利用前苏联克利门托夫推导的计算公式h= ，计算大面积连通采区卤井岩盐层顶板垮塌高度，再根据顶板不稳定层高度是垮塌高度的2～3倍，推断溶腔顶板不稳定层高度。
通过以上研究，为补救井布井和技术套管鞋下深提供了可靠的依据，145井与146井的选择见图4-1长山大面积连通采区高分辨地震勘探综合成果图。
（2）补救井钻井关键工艺技术
① 井控技术
当钻至水溶波及区和揭穿盐层后必然出现大量涌水（涌水量最高可达400m3/h）。所以，为防止卤水外溢污染，就要有在涌水条件下的防喷装置，确保钻井的正常起下钻、固井和第三次钻进直至下入生产油管，安装井口投入生产运行。因而，钻井时需要一套井涌条件下的工艺技术措施。为此采用石油行业的井控装置，即雷佛尔-79旋转防喷器及自封头，KRY35-210双闸板防喷器和配套的特殊四通装置，以防止大量涌水外溢污染环境。
该井控装置的配套使用，解决了在溶腔内钻井的工艺技术难题。在144井、146井应用的实践证明该套技术是成功的，实用效果是理想的。
② 井涌条件下的固井工艺
就常规固井而言，其工艺比较简单；而在井涌的条件下完成固井作业难度则相当大。如缺少特殊装备，根本无法完成，更说不上保证固井质量。
固井工艺是溶腔内钻井的技术关键之一，因为固井质量的优劣直接关系到在溶腔中钻井的成败。为此在“八五”期间长山盐矿开发了套管外裸眼封隔器坐封技术，以此隔断涌水层的涌水，从而在涌水层以上进行安全、优质的常规固井作业。
③ 涌水条件下的下油管技术
依据采卤工艺要求，采用先期完钻的完井方式，即钻入盐层上部下技术套管固井，然后用Φ152mm钻头钻至盐层底板2～3m处完钻。下油管时在头两根油管接头处装上玻璃蒙板，防止卤水从油管中涌出，下完油管，装上油管总闸后，投掷重物击碎玻璃蒙板，装上所有井口装置即成。
（3）生产实践
① 未溶死角补救井（145井）
未溶死角补救井145井基本情况见表4-1。
表4-1 145井基本情况表
完钻
时间 盐层
顶板(m) 盐层
厚度(m) 表管规格
×长(m) 水泥
返高 技管规格
×长(m) 水泥
返高 技管进
盐层 投产
时间
95.12.31 901.8 5.7 φ244.5
×187.98 地面 φ177.8
×901.16 地面 未进 96.1.1
从上表可以看出，145井完钻后即投入生产，由于其盐层薄，仅5.7m，是整个矿区最薄的，投产后生产咸量不高，因此限制流量进行生产。至2007年10月止145井产卤705万标m3，平均咸量291.55g/l。从补救井的角度看，是成功的，提高了长山大腔的岩盐回采率。
② 溶腔水溶液及区补救井（146井）
溶腔水溶液及区补救井146井基本情况见表4-2。
表4-2 146井基本情况表
完钻
时间 盐层顶板(m) 盐层厚
度(m) 表管规格
×长(m) 水泥
返高 技管规格
×长(m) 水泥返高 技管进
盐层(m) 投产
时间
2002.3.29 897.04 15.6 φ273.05
×179.42 地面 φ177.8
×909.95 技管脱扣，2次反注 13.81 2002.4.13
从上表可以看出，146井完钻后即投入生产，最大流量达140 m3/h,至2007年10月产卤约为1000万标m3，平均咸量287.65g/l，从补救井的角度看，是很成功的，挽救了快报废采区，提高了长山大腔的岩盐回采率。
4.2.2 溶腔外围水平补救井技术的研究应用
（1）水平井技术的发展及应用状况
随着钻井技术的进步，特别是井下动力钻具的发明，使定向钻井技术迅速发展。定向井连通法由最初的定向斜井连通法已发展到中短半径水平井连通法，径向水平井连通法亦在研究试验中。定向水平井是最大井斜角大于86°，并在目的层位中维持一定长度的水平井段的特殊井。
水平井技术率先在石油钻井中应用成功，钻井水溶开采岩盐借鉴石油钻井水平井技术，得以成功。1992年12月首次在湖南湘衡盐矿钻成两口水平井，使我国的定向井连通法水溶开采技术步入世界先进行列。该技术现已在我国四川、江苏、湖南、陕西等省广泛推广运用。
（2）水平补救井井位确定原则
在威西岩盐矿长山矿区水平补救井井位确定主要按如下原则进行：
①首选资源可靠，地质构造条件简单，水文地质条件简单的地段。
②水平井井位选在岩盐倾斜下方，注水井位于岩盐倾斜上方。
③确保水平段足够长。
④对接溶腔的生产状况，基本确定溶腔范围。
⑤所选对接靶点尽量避免对原生产井造成影响。
⑥井眼交通方便，尽量占用荒地。
（3）井身结构优选
根据钻井水平、地层状况、同类矿山井身结构状况，优选出威西长山岩盐矿区水平补救井井身结构（表4-3），这种井身结构能减少一槽管串，减少投资，同时出卤有效通径大，能增大出卤流量，降低管损，降低采卤成本。
表4-3威西长山岩盐矿区水平补救井井身结构表
一开 二开 三开
钻头 套管 钻头 套管 钻深
××井 φ311mm
×Am φ244.5mm
×Bm φ215.9mm
×Cm φ177.8mm
×Dm φ152mm
×Em
（4）水平补救井井眼轨迹设计
水平补救井井眼轨迹设计主要参数有井深、眼曲率半径、倾斜角、垂深、水平位移、方位角、造斜点等。
（5）水平补救井应用实践（147井）
水平补救井147井于2006年4月10日连通投入生产，最大流量120 m3/h以上，生产咸量在300～315 g/l之间，至2007年10月产卤达440万标m3，平均咸量308g/l，生产效果极好。147井主要技术参数如下：
①表层套管：Φ273.10×161.82m；
②技术套管：Φ177.8×954.40m，斜深954.95m，垂深889.86m，进入盐层2.65m；
③造斜点井深：721.17m；
④见盐点顶板垂深：887.22m，斜深：947.50m；
⑤盐岩底板垂深：896.58m；
⑥完钻井深：斜深1329m，垂深874.02m；
⑦闭合方位：79.66°；
⑧闭合距：516.29m；
⑨最大井斜：101.0°；
⑩套管段平均造斜率：0.30°/m；
○11盐层内平均造斜率：0.721°/m；
○12盐层裸眼段长：373.15m；
图4-2为水平补救井147井的钻井轨道示意图。
图4-2 147井钻井轨道示意图
4.3 注水井解垢工艺技术与应用研究
4.3.1 注水井现状及对生产的影响
长山盐矿拥有卤井75眼，其中注水井50多眼。长山盐矿生产用水取自自建水库，库区地处石灰岩地区，含钙高。由于注水井长期注水，地面注水管线及注水井结垢非常严重，这一点已从地面注水管割管检查得到证实。经单泵单井注水测试，多数注水井注水能力减弱50%以上，见表4-4。注水井作为注水系统的井下延伸部分，无法实施抽换。注水井注水能力减弱造成泵效下降，调峰能力减弱，增加了电费支出，注水能力不足，造成部分出卤井生产能力不能正常发挥，所以必须对注水井采取措施进行处理。
表4-4 长山盐矿部分注水井注水能力统计表
井名 技管组合 现注水能力（m3/h） 注水能力减弱程度（%）
101 φ127×1009m 25 ＞50
102 φ127×989m 25 ＞50
110 φ139.7×889m 10 83
111 φ127×892m 48 50
127 φ139.7×1024m 25 60
4.3.2 老井结垢垢质分析及室内实验研究
我们对地面注水管垢进行垢质分析，得出其垢主要成分为CaCO3、MgCO3、Fe2O3，与盐酸反应剧烈。
经多次在卤水和清水中加入不同浓度的HCl液进行酸洗结垢注水管线样品，得出如下结论：
1、用卤水作溶剂比用清水作溶剂清洗效果差。原因如下：因垢主要成分为CaCO3、MgCO3、Fe2O3，与HCl反应主生成CaCl2、MgCl2、FeCl3，与卤水（NaCl）具有相同的阴离子（Cl-），使CaCl2、MgCl2、FeCl3溶解度降低。用清水作溶剂能使HCl充分反应完，从而使清洗达到最佳效果。
2、由于是清洗注水井，通过优选HCl液的浓度在2%～5%较合适。
4.3.3 解垢工艺选择
在2003年6月底以前，由于注水井注水能力减弱危及生产时，采取机械钻进修治注水井，如长山盐矿121#、126#等。由于科技进步，缓蚀剂、去泡剂、表面活性剂、钝化剂的发明，利用酸洗注水井（即保证酸不对技管进行破坏，又能很快把井壁上的垢清洗掉，使注水井注水能力增强）已成为可能。传统机械钻进修治注水井与酸洗注水井的优缺点对比见下表4-5。
表4-5传统机械钻进修治注水井与酸洗注水井对比表
机械钻进修治注水井 酸洗注水井
1 场地要求 受场地限制大，要能摆下修井设施。 不受场地限制。
2 工期 修治井工期长，约2～3月。 工期短（约2～3天）。
3 腔压要求及对生产影响 修治注水井时须降低腔压，影响井腔稳定性；修治前放喷污水处理和修复后补充腔压耗大量电能；影响腔内其他卤井生产大。 井腔不降低腔压，对井腔顶板无影响；不影响腔内其他卤井生产。
4 对注水井破坏程度 对注水井破坏大，由于注水井部分井段变形，机械钻进必须强行洗磨通过，对井造成一定损害。 对卤井损害极小。
5 投资 修井投资大，投资包括：钻前工程投资、污水回收处理电费、污水回收造成泵效下降增加费用、泵大修增加费用、修井时供高压水费用、管理费用、协调费用以及修井工程费用，各项费用之和约为50万元/井。 投资少，包括：购酸、缓蚀剂、表面活性剂、去泡剂、钝化剂费用；设备安装费用；施工费用。以上合计约2～3万元/井。
6 效果 效果好，基本能恢复新井注水能力的70～80%。 效果较好，提高注水能力50%以上。
通过以上分析，在恢复大面积连通井组注水能力的解垢工艺上优先选择酸洗清洗工艺。
4.4.4 酸洗注水井应用实践
（1）酸洗注水井所需设备、材料及工艺设计
①所需设备与材料：1）耐酸高压注射泵（或高压泵）；2）31%工业盐酸；3）10m3容器一个；4）缓蚀剂、表面活性剂、去泡剂、钝化剂按规定配置；5）淡水溶剂。
②酸洗工艺流程(图4-3)
图4-3 酸洗工艺流程示意图
（2）酸洗注水井作业步骤
对111井测试注水背景参数，2003年9月长山盐矿对111井进行了酸洗实验，步骤如下：
①根据计算出的技管容积，把淡水、缓蚀剂、去泡剂、表面活性剂、钝化剂、31%工业盐酸按规定比例装入10m3容器罐中，均匀混合；
②把配置好的酸液泵入井下，然后用清水清洗注射泵、容器罐及地面管线，静置浸泡4小时以上；
③用生产高压泵注水测试流量变化情况；
④对以上1、2、3步重复进行1～2次。
（3）酸洗效果评价
①酸洗前后对111井进行了单泵（100D45×9）测试，参数统计见表4-6。
表4-6 111井酸洗前后注水参数统计表
设备 酸洗前 第一次
酸洗后 第二次
酸洗后 备注
电 流（A） 168 195 213 酸洗前全汇通注水量（七台泵）530m3/h，酸洗后全汇通注水量（七台泵）564m3/h，增加注水量34m3/h；大腔压力2.16Mpa。
泵 压（Mpa） 4.70 4.50 4.35
注水量（m3/h） 48 62 72
注水量增加（m3/h） ----- 14 10
从表中数据可计算出注水流量提高了50%，达到了预期目的，为生产降低成本创造了条件。
②同传统机械钻进修井相比，酸洗优点更多（工期短、投资少、不受场地限制、对卤井损害小、井腔不放喷、对井腔顶板影响小），清洗一眼注水井比修治一眼注水井要少投入50万元左右。
③至2007年10月，酸洗注水井工艺在我矿近20井次应用，效果非常好，解决了大面积连通采区注水难的问题，使老区生产焕发青春，延长了卤井服务年限和提高了大面积连通采区回采率，从而也提高了经济效益。该方法具有很多优点，因此在类似情况的岩盐矿山具有广泛的应用前景。
第5章 严重漏失采区生产恢复研究
5.1 严重漏失采区概述
钻井水溶开采是二十世纪六、七十年代发展起来的新兴采矿工艺，矿床勘查时对矿区区域地质构造、矿区水文地质特征、矿床地质特征等研究不够，对开采中后期出现的问题无法预料。随着岩盐水溶开采时间的延续，有的采区出现严重的漏失，给矿区生产组织带来困难，使采卤成本大幅增高。
来牟、碾子坪采区现有卤井25眼。沿来牟～观山一线有卤井20眼，共形成6个井腔，卤井分布情况见图5-1。这六个井腔自1990年开始相继发生漏失，有的井腔有进无出，目前仍未恢复生产，有的通过大量注水已恢复生产，但采注比极低，采卤成本高。
图5-1 来牟～观山一线卤井分布示意图
5.2 严重漏失采区漏失成因及漏失通道分析
5.2.1 漏失成因分析
钻井水溶开采生产漏失受矿区地质构造、水文地质条件、地探井封孔质量、生产井固井质量、开采工艺、重力作用等因素的影响，具体分析如下:
（1）矿区地质构造因素
受矿区地质构造应力影响，顶板破碎、裂隙发育，致使溶腔顶板很不稳定。进行水溶开采时，当溶腔直径超过极限跨度时，导致顶板严重垮塌，造成溶腔卤水上窜，沿薄弱环节流失，造成漏失。
（2）水文地质条件因素
①由表2-3可以看出，来牟～观山一线各层段地层均有不同程度的井漏现象。以自流井四段灰岩层，须家河砂岩层段及煤线发育处，雷口坡组碳酸盐岩段为主要漏失段。
②该区段地下水文地质条件复杂，溶隙极发育。岩盐顶板以上破碎灰岩稳定性差，容易垮塌使生产溶腔与溶隙及含水层相连，是造成该地区岩盐开采严重漏失的根本原因。在建井初期由于注水和采卤在同一井内完成，注入水以井眼为园心，自下而上逐步溶解岩盐，因此溶腔的主体形态为上大下小的倒锥体，而此阶段注入的水均在岩盐溶腔内，未与岩盐顶板接触，几乎无漏失，采注比在95%左右。随着开采的进行，溶腔扩大，岩盐顶板不断暴露、垮塌，使溶腔水沿溶隙及含水层窜行，发生漏失，溶腔压力下降，造成采注比下降，严重的甚至失去生产能力。当形成大面积连通井组后，使整个溶腔顶板水动力系统复杂化，各漏失井组相互影响，岩盐顶板基本被溶腔水充填，溶腔水漏失相对减少，使采注比及溶腔压力趋于相对稳定。
（3）地探井封孔、生产井固井质量因素
当地探井封孔质量、生产井固井质量不能满足岩盐钻井水溶开采技术要求时，随着生产溶腔扩大，顶板垮塌和裂隙变形带高度逐渐增高，致使高压的溶腔水沿垮塌带和裂隙带的裂隙渗透，一旦与地探井眼或生产井固井质量差的生产井连通，就会沿井眼通道与地下漏失水动力系统发生联系，从而使生产井腔严重漏失，甚至溢出地表造成严重污染。
（4）开采工艺因素
有的钻井水溶开采区采用压裂建井工艺，致使岩盐顶板裂隙更加发育，当采至一定的时候，与漏失水动力系统发生联系，从而使生产井腔严重漏失。本区的来牟大腔与135～136井组多井次采用压裂建井工艺。
（5）重力作用因素
由于重力作用，地下水也遵寻高处往低处流。由于地层、岩盐层的倾斜，形成的生产溶腔海拔高度是不一样的，当这些溶腔通过地下漏失水动力系统发生联系后，地势高的溶腔水就会向地势低的溶腔流动，从而使地势高的溶腔受双重漏失影响，漏失更加严重，生产恢复更加困难。
5.2.2 漏失通道分析
根据水溶开采溶腔水漏失通道类型，可把通道分成孔隙、裂隙、溶洞和人工通道等四种。
（1）岩石的孔隙
这种通道常存在于有孔隙的岩石中，其透水性能取决于孔隙大小和形态。
（2）岩石的裂隙
岩石的风化裂隙、成岩裂隙、构造裂隙等都能构成漏失通道。对水溶开采具有严重威胁的是构造裂隙（断裂），它包括各种裂隙、断层和巨大的断裂破碎带等，是漏失的主要通道。裂隙（尤其张裂隙）是漏失最有利的通道。在一般情况下，脆性岩石较柔性岩石的裂隙发育，且有更多的张性裂隙，裂隙的宽度也较大；柔性岩石中的裂隙大多是闭合的，且细小，其透水性较差，当多组裂隙互相沟通时可以形成漏失的良好通道。来牟～观山一线受构造应力的影响，岩石裂隙极其发育，是钻井水溶开采时发生严重漏失的根本原因。
（3）岩石的溶隙
岩石的溶隙是指可溶性的碳酸盐类岩石被溶蚀而形成。它可以是细小的溶孔直到巨大的溶洞，彼此可以连通，也可以形成单独的通道，其内可储存大量的水或沟通其它水源，当溶腔接近和连通它们时，易造成溶腔大漏失。
①溶隙主要分布在质纯的可溶岩地段。可溶性岩石的性质是溶隙发育的内在因素，因此岩溶发育的强弱，岩性起着控制作用。一般情况下，质纯的厚层灰岩中，岩溶发育强烈；含杂质多的薄层可溶岩，则相对减弱。
②岩溶溶洞主要分布在构造裂隙发育的部位。岩溶溶洞是在可溶性岩石原有的构造裂隙基础上发育起来的。因此，可溶岩中各类裂隙发育的部位，就是岩溶溶洞发育的部位。在断裂集中或交叉的地段，岩溶溶洞特别发育。
来牟～观山一线的地层具备了这样的特征，造成岩石的溶隙极其发育。
（4）人工通道
水溶开采是近三、四十年发展起来的新兴工艺，开始对其认识不足，打地探井、生产井时封孔、固井不好，造成在生产时成为漏失的联系通道。特别是20世纪70年代缺乏岩盐钻井封孔规范，地探井只封隔了盐层以上20m左右的顶板岩石和井口，根本不能满足钻井水溶开采的要求。很多生产井固井水泥未返出地面。来牟～观山一线卤井因多数存在井涌与井漏，造成固井质量不好，为漏失创造了条件。
综上所述，来牟～观山一线卤井漏失的通道上面四种方式都有，本区漏失以岩石的溶隙漏失为主。
5.3 严重漏失采区地下水动力特征分析
5.3.1 钻井水溶开采对地下水活动的影响
对深埋地腹的岩盐开采，采用钻井水溶开采是可行的，亦是目前国内外开采岩盐使用的较为经济合理的方法。从发展趋势看，也是今后相当长时期内仍需要使用的方法。据矿区内生产资料显示，该工艺在建井至生产初期对地下水动力系统影响不大，而随着生产发展，各井组间采卤形成的溶腔逐步扩大，甚至形成井组间的大连通，并在连通区形成大溶腔，导致盐层顶板垮塌严重，使溶腔水上窜，地下水活动复杂化，表现在以下两方面：
（1）建井工艺对地下水活动的影响
当进行水力压裂建井工艺时，由于施压井管鞋附近水泥环的固结程度，承受不了高压水的作用，多数被压破，压裂液沿破裂形成的通道，渗透到顶板地层中，并沿溶隙、构造裂隙发育地段及含水层漏失扩散。如135井组压裂时，远离该井组700余米的137井有明显显示，说明压裂液沿顶板窜槽，渗透于顶板岩层中。另从压裂施工期间的压力（P）、排量（Q）等分析，注入的水未全部顺盐层推进，多上窜顶板流失于岩层中。
（2）生产对地下水活动的影响
生产期间，采区内各生产井组形成的溶腔，压力基本达到平衡。由于注水井注水压力的作用，使溶腔内的淡卤部分沿顶板垮塌地层渗透，并上窜至因顶板垮塌而形成的变形薄弱带地层中。据矿区生产证实：该影响带的垂直高度已达100～200m，甚至波及到雷口坡组顶部，如在来牟的大溶腔钻补救井（144井），当钻至雷四段下部时，井内严重涌水，固井后继续钻进涌水量则更加强烈，说明水溶波及高度已达此井段。
5.3.2 严重漏失采区地下水动力特征分析
301～302井组发生漏失后，基于来牟大腔、135～136井组、303～304井组的漏失采取大量注水后能恢复正常生产的认识，实施了对301～302井组的大量注水，使注水量达10余万m3，超过其它任何漏失井组的注水量，仍未能使该井组恢复生产，其原因何在呢？通过分析，我们得出如下认识：
（1）在实施301井、302井注水后，来牟、碾子坪采区在基本相同的生产组织方式及设备投运状况下，来牟大腔观察井压力（119井）从2.2Mpa上升至最高2.4Mpa。说明301井、302井注水部分沿顶板流向了来牟大腔。
（2）来牟大腔内各出卤井的流量均有不同程度的上升。其中136井的流量由注水前的30 m3/h上升至最高40m3/h，103井流量由注水前的48m3/h上升至最高62m3/h，124井的流量由注水前的26m3/h上升至最高34m3/h。也说明301井、302井注水部分沿顶板流向了来牟大腔。
（3）来牟大腔的采注比变化。302井大量注水前来牟大腔采注比60～65%，大量注水后来牟大腔采注比75%左右，上升10%～15%。也说明301井、302井注水部分沿顶板流向了来牟大腔。
（4）实施301井、302井大量注水后，137～138井组恢复了产能，137井流量10～15 m3/h。说明301井、302井注水部分沿顶板流向137～138井组，然后流向了来牟大腔。
通过以上分析可知，301～302井组的大量注水，虽然还无盘活该井组的显示，但301～302井组的注水对盘活137～138井组、提升135～136井组及提高来牟大腔的产能水平、提高来牟大腔的综合采注比是明显的，说明301～302井组注水的绝大部分流入了137～138井组、135～136井组及来牟大腔，301～302、137～138、135～136井组已与来牟大腔通过顶板实现了大连通。
从2007年7月303～304井组与305～306～307井组的漏失分析可知，303～304井组注水漏向305～306～307井组（据生产压力可知，305～306～307井组相对高程低一些），303～304井组与301～302井组目前无明显水力联系。
5.4 严重漏失采区生产恢复
5.4.1 生产恢复必要性、可行性分析
（1）严重漏失采区生产恢复必要性
从来牟～观山一线漏失生产井组的固定资产来看，约有5000万元；如果对其不进行生产恢复，则产能水平不能满足制盐与化工的需求，就会丢失市场；如开辟岩盐新区则存在周期长，投资大；基于以上原因，对漏失采区进行系统研究，找出生产恢复的最佳方法，最大限度降低采卤成本，是十分必要的。
（2）严重漏失采区生产恢复可行性分析
来牟～观山一线生产漏失井组有来牟大腔、135～136井组、137～138井组、301～302井组、303～304井组、305～306～307井组，各井组漏失及生产恢复情况见表5-1，简述如下：
①来牟大腔
来牟大腔卤井采用单井对流与压裂建井工艺。大腔卤井生产至1994年12月发生井下溶腔严重漏失，采注比由85%下降至30%，生产能力由日产7500标m3下降至3000标m3，通过近1年的大量注水，采注比逐渐恢复至55～65%，生产较稳定。
表5-1各漏失井组建井方式、漏失时间及生产恢复情况统计表
井组 井名 建井
方式 生产漏
失时间 生产恢复
情况
来牟
大腔 101、102、103、144、119、115、124、126、127 单井+压裂 1994.12 生产恢复，采注比55%～65%
135～136
井组 135、136 压 裂 1993.03 生产恢复，采注比55%～65%，流量20～30 m3/h
137～138
井组 137、138 单井对流 1990.04 生产能恢复，采注比30%～40%，流量10～15 m3/h
301～302
井组 301、302 油 垫 2003.01 生产未恢复
303～304
井组 303、304 油 垫 2001.01
2007.07 生产恢复，采注比25～30%，流量30～40 m3/h
305～306
～307井组 305、306、307 油垫+水平井 2005.11 生产恢复，采注比55%，流量80～90 m3/h（通过305井场转卤）
②135～136井组
该井组采用压裂、单井对流建井，对流生产，生产至93年3月发生井下溶腔严重漏失，有进无出；94年元月对135井注水，136井短时间（几分钟）出水后断流；94年9月在控制来牟大腔采注比的情况下，提高腔压后，136井放喷生产，能出水；95年来牟大腔压力进一步提高，136井流量由10m3/h上升至25m3/h，咸量约270g/l；96年因来牟大腔注水量不足，腔压降低，该井组曾断流。通过加大注水量，提高来牟大腔腔压，该井组能恢复正常生产，说明井组注水流向了来牟大腔。
③137～138井组
该井组于1989年开始试生产，在135～136井组实施压裂施工时，138井的表套与7"技管之间涌出咸淡水。经过半年的单井对流建井生产即在顶板实现两井连通，不久出现漏失，有进无出，失去生产能力。之后采用多种方式试产均不成功。2004年上半年，对301～302井组实施大量注水，来牟大腔的腔压从2.2MPa提升到2.4MPa，于2004年6月恢复正常生产，出卤流量15m3/h左右，咸量280～290g/l，生产正常。
④301～302井组
301～302井组于2000年12月开始油垫建井，2002年5月3日正式连通对流生产，生产至2003年1月25日该井组发生漏失事故，采注比由90%以上逐渐下降到75%、50%、40%，最终于2003年2月断流，大量注水有进无出，失去生产能力。之后采用多种方式试产均不成功。
⑤303～304井组
303～304井组于1994年5月开始油垫建井，1996年2月正式连通对流生产。生产至2001年1月该井组发生漏失事故，采注比由80%以上逐渐下降到60～70%， 2001年2月3日，采注比突降至30%，出卤流量由45m3/h降至25m3/h。2001年2月至9月采用大量注水方式，漏失趋于稳定，流量上升至45m3/h，采注比上升至70～75%。2007年7月28日，304井出卤流量在46m3/h正常生产情况下突降至断流。304井套压由2.23MPa降至1.8 MPa，307井出卤压力由0.6MPa升至1.08 MPa，305井套压由0.85MPa升至1.25 MPa，304井进水量达到90m3/h。结合 303～304井组、305～306～307井组生产参数的变化，初步判断为303～304井组与305～306～307井组发生了水力联系，产生了漏失，由303～304井腔漏向305～306～307井腔，因此时305～306～307井腔采注比只有40%左右，且该井组停产，腔压较低。此次漏失后，采用大流量注水10天，至8月6日，304井套压上升到2.15 MPa，试产成功，出水流量24 m3/h，咸量315.63g/l，基本恢复正常生产，但该井组采注比只有25%～30%。
⑥305～306～307井组
305井、306井于2001年7月开始油垫建井，2002年3月正式连通对流生产。307井是2003年5月完钻的一眼对接305～306井组的水平井，对接成功后，使305井、306井、307井成为一个井组。该井组生产时，2003年度采注比93％左右，2004年度为94.8％，从2005年11月开始采注比开始下降，至06年5月采注比降至40％左右。由于该井组井腔漏失严重，至303～304井组第二次漏失时该井组，处于半停产状态，利用低谷补充腔压，或产量短缺时生产短时间。
由于从漏失上分析，303～304井腔漏向305～306～307井腔，且305～306～307井组半停产，腔压较低，致使303～304井组生产时，要提高其腔压，采注比只有25%左右。
从地势上分析，304井从顶板到出卤口高差约1000m，307井从顶板到出卤口高差约990m，307井从顶板到305井出卤口高差约960m。漏失严重的井腔如果井腔压力高，则漏失更加严重，出于这方面的考虑，如果把307井的出卤口改在305井，则出卤压力（腔压）降低约0.5mpa，出卤流量、采注比将上升。2007年9月实施该工艺，实施后，307井出卤流量同等情况下增加约50m3/h，采注比由25%上升至55%。该工艺实施成功，303～304井腔压力下降，也验证了注水由303～304井腔漏向305～306～307井腔。降低腔压，漏失减少，采注比能上升，从139～140井组也得到了证实。
从地下水文地质特征可知，来牟与碾子坪采区在来牟～观山一线多数卤井在钻井时均存在不同程度的涌漏，而这些井在生产到一定时候均存在严重漏失，这说明钻井漏失与生产到一定时候发生漏失存在必然得联系，而最终采注比只能回升到70%以内，这一点也从139～140井组得到了证实。
综上所述，从1990年～2007年，在长达17年的生产恢复探索中，总结出一条规律，就是不计成本，大量注水，使井腔漏失处于相对平衡，恢复生产。通过这条规律也使多数井组恢复了产能，如来牟大腔、135～136井组、303～304井组、305～306～307井组等，从这些实例也证明了严重漏失采区生产恢复是可行的。
5.4.2 来牟～观山一线岩盐顶板高程与出卤高程分析
（1）来牟～观山一线岩盐顶板高程分析
通过对来牟～观山一线井史资料的收集、整理、分析，从图5-2我们发现来牟～观山一线卤井岩盐顶板海拔高程存在较大差异。从表5-2数据可以看出，从来牟大腔→135～136井组→137～138井组→301～302井组→303～304井组→305～306～307井组，岩盐顶板高程逐渐增加。如果将135～136井组、137～138井组、301～302井组视为连通井组，则来牟大腔位于连通井组低端，135～136井组、137～138井组处于连通井组中部，而301～302井组处于连通井组上部。注水由于重力作用，由高端（301～302井组）向低端（来牟大腔）流动，造成压力由301～302井组向来牟大腔逐步升高。301～302井组注水水流流向见图5-3。1993年135～136井组与来牟大腔的水力联系也说明135～136井组注水流向来牟大腔（即高处往低处流）。
（2）来牟～观山一线出卤井出卤高程分析
从表5-2可以看出，当在一定的出卤流量、卤水浓度情况下，提供的井腔压力由高到低的排列顺序为：来牟大腔＞301～302井组＞135～136井组＞137～138井组＞303～304井组＞305～306～307井组。以上分析数据为生产恢复的难易提供了依据，这一点也从生产实践中得以证实。
图5-2 来牟～观山一线卤井岩盐顶板海拔高程示意图
表5-2 来牟～观山一线卤井岩盐顶板高程与到卤池出卤口高差统计表
井 组 岩盐顶板高程（m） 岩盐顶板到卤池出卤口高差（m）
来牟大腔 -543.45(103井) 1037（103）、1043（124）
135～136井组 -513.70(136井) 1020(136井)
137～138井组 -483.24(137井) 1010(137井)
301～302井组 -472.55(301井) 1030(301井)
303～304井组 -442.49(304井) 1000(304井)
305～306～307井组 -441.05(305井) 996(305井)
（如在305井场只有961）
5.4.3 严重漏失采区生产恢复理论
通过以上分析可知，严重漏失井组生产得以恢复的理论依据是：漏失相对平衡论与井腔低压生产论。当漏失相对平衡时，漏失井组腔压稳定在一定范围时，生产得以恢复；当漏失井组采用低压生产时，漏失相对减少，提高采注比，使生产得以恢复。
图5-3 301～302井组注水水流流向示意图
5.4.4 严重漏失采区经济生产恢复方法
（1）到目前为止，只有301～302井组未恢复生产。通过对来牟大腔、135～136井组、137～138井组、303～304井组、305～306～307井组生产恢复类比和分析，301～302井组恢复生产能力是可行的，其方法之一是必须对其实施大量注水，充填其周围的溶隙、含水漏失层，使其处于相对平衡；之二是逐步提高来牟大腔、135～136井组、137～138井组压力，使其因重力作用少窜水，从而提高301～302井组腔压；之三是降低301～302井组腔压，减少漏失，提高采注比，使301～302井组恢复生产。
（2）对不能出卤水的井或出卤量小的井，可用潜卤泵降低出卤压力，减少漏失，提高采注比，使其生产恢复生产。如137～138井组、301～302井组。
（3）漏失严重的采区，对能出卤水的井，因出卤压力较高，采用地面泵转卤的方式降低井腔压力，提高采注比，使其产能提高。如139～140井组、305～306～307井组。
（4）对严重漏失采区，在有条件的地方，实施生产调峰运行法则，在生产得以恢复的同时，使采卤成本降至最低。如305～306～307井组采卤成本（约0.4元/标m3）比石碑沟采区（约0.42元/标m3）还低。
5.5 严重漏失采区将来漏失发展方向与生产恢复方法预测
从来牟～观山一线的漏失情况来看，303～304井组与301～302井组发生水力联系是必然的，发生水力联系后，303～304井组、305～306～307井组将再次发生漏失。从岩盐顶板到出卤口的高差情况分析可知，301～302井组生产恢复是最难的，303～304井组与305～306～307井组生产的恢复较301～302井组容易。我们对301～302井组同时采用上述三个方法，特别是降低井腔压力（即用潜卤泵），恢复生产是可行的，303～304井组与305～306～307井组生产的恢复也可采用这个方法。
结论及建议
威西长山岩盐矿区延长卤井安全生产期是一个系统的、综合性课题，它需要多方面的工作相配合才能得以完成，从而提高企业经济效益。对影响卤井安全生产期的因素进行系统分析，提出延长卤井安全生产期的措施是：
1.采用在岩盐倾斜方向上布井，井间距离80～100米，布井形状为三角形；水平对接井工艺是目前的最佳建井工艺，油垫建井是矿区建井的辅助工艺；固井时要求固井水泥返出地面，无法返出地面的也要采取补救措施对套管进行封固等有利于卤井安全生产。
2.固定注水井与出卤井的单流向连通生产方式,5″油管流量50～60m3/h，4″油管流量40～50m3/h较适宜，出卤浓度安全值为300～310g/l，对卤井实行精细化管理，有利于卤井安全生产。
3.采用Φ177.8mm技术套管、Φ127mm生产油管和Φ60.6mm（或Φ73mm）中心管管串组合，进行出卤管柱中和点扶正，增强生产管柱稳定性，岩盐顶板以上200米采用钻杆，增强挤压强度，在特殊情况下采用特殊工艺，如油管串防腐、尾管工艺等有利于卤井安全生产。
4.对盐结晶堵管，首先采取高压淡水进行冲洗解堵，然后采取射孔或炸管降咸，使其不再堵管，有利于卤井安全生产。
5.用多因素分析法确定最优油管沉没度，使卤井生产效果更佳。
6.今后延长卤井安全生产期的工艺研究方向是井下顶板固化工艺、井下油管强化与脆弱工艺、环隙注油保护工艺等。
在开采的中后期势必出现井组间大面积连通，卤水质量下降。长期水溶开采导致地下水文地质条件复杂化，引起地下（岩石）原始应力发生变化，加之固井工艺和质量的局限，使得大量的卤井病、废（目前长山盐矿废病井率超过50%），甚至地表溢卤造成严重污染，使大面积连通采区无法生产，面临报废的境地，制约了资源的合理开发利用，使回采率的较低。矿区处于石灰岩地区，所用淡水含钙较高，加上未对淡水进行处理，注水井结垢严重，有的注水井已堵死，使老区生产能力受到极大限制，也限制了岩盐回采率的提高。通过大面积连通采区水溶波及区、岩盐未溶死角钻补救井（直井），溶腔外围钻水平补救井技术使大面积连通采区回采率有很大提高。应用酸洗除垢技术对结垢注水井进行清洗，解决注水难的问题。通过钻补救井技术与酸洗除垢技术使大面积连通采区恢复青春。
钻井水溶开采是二十世纪六、七十年代发展起来的新兴采矿工艺，矿床勘查时对矿区区域地质构造、矿区水文地质特征、矿床地质特征等研究不够，对开采中后期出现的问题无法预料。随着岩盐水溶开采时间的延续，有的采区出现严重的漏失，给矿区生产组织带来困难，使采卤成本大幅增高。通过系统分析，得出严重漏失采区经济生产恢复方法和漏失今后发展方向。
1、来牟、碾子坪采区受构造影响，裂隙、溶隙及含水漏失层极发育，而钻井水溶开采又使地下水活动复杂化等是造成来牟～观山一线生产溶腔漏失的根本原因。
2、从地下水文地质特征可知，来牟与碾子坪采区在来牟～观山一线多数卤井在钻井时均存在不同程度的涌漏，而这些井在生产到一定时候均存在严重漏失，这说明钻井漏失与生产到一定时候发生漏失存在必然得联系。
3、溶腔漏失后通过大量注水，使漏失处于相对平衡，（寻找井腔压力平衡点）能恢复卤井产能。由于重力作用，顶板坡高端注水向低端流动，顶板坡高端向低端压力逐步升高。要恢复高端卤井生产必须提高低端腔压或降低高端出卤压力或大量注水，最好恢复方式是三种方法相结合。严重漏失采区通过降低腔压，减少漏失，提高采注比，实施生产调峰运行，可实现经济采卤。
4、来牟～观山一线各井组顶板将来会大连通，303～304井组、305～306～307井组将再次发生漏失，漏失发生后，可采用上述三种方法相结合的方式恢复生产。
5、以后在开辟岩盐新区时，一定要重点考虑地下水文地质特征因素。在岩盐顶板以上地层有大涌、大漏严重地区，不宜建岩盐开采新区，否则会给矿山生产带来很大的影响，也不利于经济采卤。
致 谢
本文是在导师毛晓冬教授悉心指导下完成的，文字中浸透着导师智慧和汗水，在此表示由衷的谢意。在学习生涯即将结束之际，心中对导师抱有深深的感激，溢美之辞在这儿也不累述，我仅列举二个小的点滴来说明师恩。
1.导师平时很忙，自己在学习中积累的疑问都会预约导师答疑，导师总会抽空耐心.仔细地为我解答。特别是导师在自己父亲生病住院的情况下，仍抽空为我解答疑难。
2．导师治学严谨，对我要求也很严格，通过导师的言传身教，使我更懂得做事的态度与方法。
在学习过程中，得到了久大集团各级领导的大力支持，特别是搞人力资源的刘莉莹、邓小梨、刘庚，在此表示感谢。论文在写作过程中得到了久大集团副总经理万天霞高工、长山盐矿副矿长易胜利高工的耐心指教，对此表示感激。在资料收集过程中，长山盐矿潘科峰、王聪典等人提供了很大的帮助，对此表示感谢。同时论文在完成过程中也得到了杨鸿忠、许家兵等同学的支持，在此一并表示谢意。
最后再次对我的导师道声：谢谢！对所有支持过我.帮助过我的人道一声：谢谢！
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