埋藏古河道对海洋石油平台安全性的影响范文

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摘要：埋藏古河道作为一种灾害性地质特征，可能对钻井平台就位、海上桩基的打入及桩基安全造成不利影响。渤海某油田开发项目在工程物探调查中发现在预定平台位置处有埋藏古河道。为保证油田顺利开发，开展了埋藏古河道对海洋石油平台安全性的影响研究。通过埋藏古河道对钻井平台就位的影响分析，对桩的可打入性的影响分析和对桩基承载力的影响分析，成功探索出了油田开发项目中遇到埋藏古河道的解决思路。该灾害性地质特征的成功论证，既保证了该项目的顺利进行，又探索出了油田开发项目中遇到该问题的解决思路，对我国海洋石油的开发有借鉴意义。

关键词：埋藏古河道；油田开发；灾害性地质特征

渤海海峡是黄渤海物质交换的通道，地质条件复杂，存在多种灾害性地质特征［1］，具体包括潮流沙脊、浅层气、埋藏古河道、活动断层、不规则基岩等，这些灾害性地质特征都可能对海洋资源开发和海上工程设施建设带来严重威胁［1－2］。伴随着渤海油气资源的不断开发，尤其在边际油田数目不断增多的情况下，更加安全、高效、经济地完成海洋工程建设显得尤为重要［3］。埋藏古河道作为一种灾害性地质特征，其沉积物多具有复杂性、多变性，其物理和力学性质在水平方向存在较大差异、持力不均，对工程危害较大，埋藏古河道可能对钻井平台就位、海上桩基的打入及桩基安全造成不利影响［4－6］。

1研究内容概况

某渤海油田开发项目作为渤海边际油田开发过程中具探索意义的项目，拟在平台预定位置处新建一座独腿三桩的简易井口平台。勘查过程中，在预定平台位置发现了埋藏古河道，针对该灾害性地质条件，分析讨论出了2种解决方案：第1方案是分析该埋藏古河道可能造成的影响，并进行详细的论证；第2方案是协调油藏和钻完井等进行海洋平台移位。第1方案是优先方案，它需要全面地分析该灾害性地质特征可能造成的各种不利影响，若该影响可以接受或有避免措施则可以继续推进油田开发，若该影响不可接受则需要采用第2方案。第2方案需要重新进行选址及勘察等工作，不仅会增加油田开发投资的投资成本，而且可能会对油藏产量造成不利影响。本研究优先选择了第1方案，根据工程物探资料对该场址内埋藏古河道的分布及埋藏深度进行了详细的解释，分析评价了本场址埋藏古河道对钻井平台就位、钢桩打入及桩基安全的影响，并提出了合理的建议。本文对埋藏古河道的研究结果对今后我国海洋石油的开发具有参考意义，特别是对渤海边际油田的开发具有探索价值。

2埋藏古河道现象根据工程物探调查资

料对该场址内埋藏古河道的分布及埋藏深度进行了解释，在该项目平台场址调查区域解释深度范围内（海底至海底以下约100m）的地层中发现2处埋藏古河道C1和C2。埋藏古河道C1位于调查区域中部，顶部埋深约2m，底部埋深在2～10m变化，预定平台中心位置位于埋藏古河道内部，距离埋藏古河道C1边缘最近约85m。埋藏古河道C2位于调查区域西南部，顶部埋深约2m，底部埋深在2～10m变化，预定平台中心位置位于埋藏古河道外部，距离埋藏古河道C2边缘最近约141m。

3．1对钻井平台就位的影响分析根据物探解释资料，该项目平台中心位置位于埋藏古河道内部，距离埋藏古河道C1边缘最近约85m，埋藏古河道顶部埋深约2m，底部埋深在2～10m变化，钻井平台就位时各桩腿为主处的土质特征可能存在不均匀性，导致各桩腿入泥深度变化。该项目的钻井平台初步锁定海洋石油921号。海洋石油921号钻井平台为三腿自升式移动钻井平台，其桩靴式基础的最宽部分面积为156．3m2，等效直径为14．1m。预压载时，每只桩靴的最大预压载为42．2MN（4306t）。本研究使用Skempton、TerzaghiandPeck等方法进行了插桩分析计算，排水粒状土（硅质土）的承载力系数（Nq和Nr）的典型值使用的是APIRP2A中关于浅基础的推荐值。通过对工程地质土质资料进行分析，结果表明在42．2MN的最大预压载下，海洋石油921号钻井平台桩靴尖部入泥深度为1．9m（图3），在该深度处无刺穿的危险。预定钻井平台在有埋藏古河道的地质情况下，钻井平台桩靴尖在最大预压载下的入泥深度为1．9m，满足要求。针对该场址特殊的地质条件，我们对就位作业的钻井平台提出了针对性的建议：1）钻井平台在该场址就位时桩靴尖部入泥深度相对较浅，存在侧滑的可能，建议对钻井平台横向稳定性进行校核，请钻井平台操作者做好相关的预防措施；2）由于有埋藏古河道的存在，钻井平台就位时各桩腿位置处土质特性可能存在不均匀性，导致各桩腿入泥深度变化。3）钻井平台在就位时应随时保持接近水面，尽量缓慢加载，在压载结束后，平台应保持低气隙观察一段时间，待稳定后，再继续作业。

3．2对桩的可打入性的影响分析本研究打桩分析是通过GRLWEAP2010程序软件来进行的，运用GRLWEAP2010程序软件需要输入土、锤和桩的参数。土壤参数来自工程地质勘查资料（表2），单位表面摩擦力和单位状端承载力是按APIRP2A方法计算得出的。根据桩身尺寸，液压锤选定为IHCS－280型锤，锤的参数包括锤效和恢复系数等。在分析中，假设液压锤IHCS－280型锤的锤效为90％，并以此来评价锤的适用性。恢复系数根据以往对监测桩的资料进行分析选择。土的阻尼及弹性变形参数选用Roussel［7］推荐的数值。波动方程分析结果见表3。波动方程分析结果以可克服的打入阻力与锤击数关系曲线形式为图4。桩的可打入性分析结果表明：在正常作业连续打桩情况下，在该项目平台场址，对于1067mm（42in．）直径钢管桩，用IHCS－280型打桩锤进行打桩时，可将其打入45．0m的设计入泥深度。满足要求，在预定深度内未拒锤。为了减少安装问题，建议在打桩期间对桩的安装进行监测，以便获得锤的性能参数，以及评价桩的可接受性或在万一出现未预见的打桩情况时为确定补救办法提供参考。

3．3对桩基承载力分析的影响分析导管架海洋平台桩基础是结构的重要组成部分，该项目拟在预定平台位置处新建一座独腿三桩的简易井口平台。上部结构有一层主甲板和一层操作甲板（图5）。桩的尺寸为外径1067mm，壁厚38（或50）mm，导管架设计入泥深度为45m。通过桩基承载力曲线可知，40～50m范围内为良好的持力层。设计桩结构在45m处的极限桩基承载力为17660kN，本研究需要通过结构设计验证在包括埋藏古河道的土壤中桩基的承载力安全系数是否满足要求［8－10］。根据平台场址轴向桩承载力设计参数表（表2）和桩基承协力安全系数评估结果（表4），可知极端工况和操作工况最大桩头力均出现在冰工况下的3号桩腿。在操作工况下最大桩头力为OIH7（是270°冰工况环境组合）工况下的2851．9kN，在设计入泥深度45m处安全系数为5．14，满足API规范要求；在极端工况下最大桩头力为EIH7（是270°冰工况环境组合）工况下的4574．3kN，在设计入泥深度45m处安全系数为3．43，满足API规范要求。

4结论

项目在发现预定平台位置处有埋藏古河道（灾害性地质特征）后，结合该埋藏古河道位置处的详细地质和物探资料，进一步展开了钻井平台就位分析、桩的可打入性分析和桩基承载力分析。结果表明：1）由于埋藏古河道存在的，钻井平台各桩腿入泥深度可能存在差异，钻井平台就位作业时，操作者需要随时密切关注各桩腿入泥深度，在海洋石油921钻井平台最大预压载下，其桩靴尖最终入泥深度满足要求，且该深度处无刺穿风险；2）由于埋藏古河道埋藏深度相对较浅，其对钢桩的可打入性没有影响，且选定的打桩锤不存在拒锤风险；3）由于埋藏古河道埋藏深度相对较浅，且桩基设计入泥深度处为良好的持力层，本项目桩基承载力满足规范要求。本项目中对埋藏古河道问题的成功解决，对今后渤海油田开发过程中类似的问题提供了工程借鉴实例。

作者：薄昭1；佘稳2；周新刚1；李翔云1；吴景健1 单位：1．中海石油（中国）有限公司，2．中海油田服务股份有限公司