高溫高壓含硫氣井完整性關(guān)鍵技術(shù)
——以安岳特大型氣田為例

樂 宏 范 宇 李玉飛

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院

0 引言

在油氣田開發(fā)過程中，由于井完整性問題引發(fā)的事故時有發(fā)生，造成了嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失。為此，挪威國家石油公司于1977年率先提出井完整性概念，并在1986年出臺了世界上第一個井完整性標(biāo)準(zhǔn)《NORSOK D-010》，此后加拿大、美國、英國等國家的石油公司及機構(gòu)也相繼開展了井完整性評價與管理等方面的研究，并發(fā)布了井完整性相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范，如API RP 90《海上油田環(huán)空壓力管理推薦做法》[1]、API 65-2《建井中的潛在地層流入封隔》[2]等，主要適用于海上油氣田開發(fā)。Bourgoyne等[3]對油氣井環(huán)空帶壓的原因、危害、診斷方法及預(yù)防措施等進(jìn)行了探討；Andrew等[4]通過大量統(tǒng)計數(shù)據(jù)分析了環(huán)空帶壓的典型模式及特征。

國內(nèi)井完整性研究工作起步相對較晚，從2003年重慶開縣LJ 16H井發(fā)生井噴失控事故后，以中國石油西南油氣田公司、塔里木油田公司等以高溫高壓氣藏開發(fā)為主的油氣田公司逐步引入油氣井完整性的理念，開展了大量的基礎(chǔ)性研究工作，并在四川盆地龍崗氣田飛仙關(guān)組和長興組氣藏、塔里木庫盆地車前陸盆地等開展了現(xiàn)場試驗，鄭有成等[5]闡述了國內(nèi)外井完整性發(fā)展概況及相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，提出了油氣井完整性管理的關(guān)鍵環(huán)節(jié)、內(nèi)容及要求；張智等[6]基于國內(nèi)外相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，提出了含硫井完整性設(shè)計理念、內(nèi)容及設(shè)計要求；馬發(fā)明等[7]針對四川盆地龍崗氣田超深高溫含硫氣井，從環(huán)空帶壓、井筒安全評估及風(fēng)險管控等方面開展了探索性研究，初步形成了完整性管理對策；劉洪濤等[8]針對塔里木庫車前陸盆地“三超”氣井，開展了套管柱及固井設(shè)計優(yōu)化、試油前井完整性評價等技術(shù)研究。此外，中石油在2015年成功研發(fā)了國內(nèi)首套井完整性管理系統(tǒng)，并相繼發(fā)布了《高溫高壓及高含硫井完整性指南》等三套文件體系[9-11]。

四川盆地安岳氣田寒武系龍王廟組、震旦系燈影組氣藏具有埋藏深、高溫、高壓、大產(chǎn)量、含H2S和CO2等特點，地層縱向多壓力系統(tǒng)，同一裸眼井段高低壓共存，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計難度大，固井質(zhì)量保障困難；酸化改造施工排量大、泵壓高，完井管柱和井下工具受力工況復(fù)雜，并長期處于H2S、CO2和地層水等腐蝕性環(huán)境中，對完井油套管及固井水泥環(huán)的強度、密封性、抗腐蝕性能等都提出了非常高的要求，加之井周人口稠密，一旦發(fā)生井噴等重大井控事故將會造成人員傷害和巨大的經(jīng)濟(jì)損失，對井筒完整性設(shè)計和管理都提出了更高的要求[12-17]。鑒于安岳氣田井完整性面臨的諸多挑戰(zhàn)，國內(nèi)外尚未形成系統(tǒng)的井完整性設(shè)計、評價和管理等技術(shù)，部分標(biāo)準(zhǔn)和做法可借鑒性差，不能滿足安岳氣田安全開發(fā)的需要。

為此，本文針對安岳氣田龍王廟組和燈影組氣藏井完整性面臨的主要技術(shù)難點，建立了基于三維屈曲的管柱力學(xué)分析和氣井安全風(fēng)險量化評價等數(shù)學(xué)模型，全面總結(jié)了高溫高壓含硫氣井完整性在設(shè)計、評價和管理等方面的關(guān)鍵技術(shù)和特色做法，為安岳氣田龍王廟組和燈影組氣藏安全開發(fā)提供了有力支撐。

1 地質(zhì)特征及井完整性面臨的難點

地質(zhì)及壓力特征是鉆完井工程設(shè)計的基礎(chǔ)，準(zhǔn)確識別鉆井過程中遇到的各種復(fù)雜情況，是井筒完整性設(shè)計的前提。

1.1 地質(zhì)與地層壓力特征

1.1.1 地質(zhì)特征

安岳氣田主力產(chǎn)層為寒武系龍王廟組和震旦系燈影組，氣藏平均埋深4 600～5 700 m，鉆遇地層自上而下為侏羅系、三疊系、二疊系、志留系、奧陶系、寒武系和震旦系。上部地層以砂巖、泥巖為主，且富含水敏泥巖、頁巖。龍王廟組儲集巖主要為砂屑白云巖，儲層類型為裂縫—孔隙型；燈影組儲集巖主要為藻白云巖，儲層類型主要為裂縫—孔洞型[17-18]。

1.1.2 壓力特征

安岳氣田縱向上存在多套壓力系統(tǒng)，沙二段壓力系數(shù)為1.0，沙一段—涼高山組壓力系數(shù)為1.1，大安寨段—嘉二3亞段壓力系數(shù)介于1.27～1.40，嘉二3亞段—筇竹寺組為相對高壓地層，其中嘉二3亞段—高臺組壓力系數(shù)介于1.97～2.01，龍王廟組壓力系數(shù)介于1.45～1.65，滄浪鋪—筇竹寺壓力系數(shù)為2.0，燈四段為常壓地層，壓力系數(shù)介于1.09～1.17[17-20]。

1.2 井完整性面臨的主要難點

1.2.1 儲層埋藏深、縱向上壓力系統(tǒng)復(fù)雜，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計難度大

產(chǎn)層埋藏深，上部侏羅系井壁穩(wěn)定性差，泥巖、頁巖交互頻繁，井壁易垮塌。地層縱向上多壓力系統(tǒng)，中下部地層（嘉二段—龍王廟組）存在高低壓互層，同一個裸眼井段內(nèi)同時存在兩個或多個高低壓層，有限的套管程序難以將各個復(fù)雜層段完全分隔，常出現(xiàn)井噴、井漏、垮塌、卡鉆等復(fù)雜情況同時發(fā)生，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計難度大。

1.2.2 固井段長、溫差大，固井質(zhì)量保障困難

井底溫度高（130～150 ℃），油層套管封固段長（2 000 m 左右），上下溫差大（50 ～ 70 ℃），對水泥漿性能要求高，固井質(zhì)量保障困難，并且易發(fā)生井漏導(dǎo)致水泥漿漏封。

1.2.3 儲層壓力高、產(chǎn)量大、酸性介質(zhì)含量高，氣井安全管控難度大

龍王廟組、燈影組氣藏地層壓力最高達(dá)76.08 MPa，H2S含量介于5.70～17.9 g/m3，CO2含量介于28.87～160.29 g/m3。井下管柱、工具等井屏障部件所處工況非常惡劣，一旦設(shè)計和管控不當(dāng)，會造成較大安全風(fēng)險。

2 基于完整性的鉆完井設(shè)計關(guān)鍵技術(shù)

根據(jù)《高溫高壓及高含硫井完整性設(shè)計準(zhǔn)則》[11]，井完整性設(shè)計的關(guān)鍵是建立有效的井屏障，主要分為一級井屏障和二級井屏障。一級井屏障可以是液柱（如鉆井液、壓井液等），某些情況下也可以是關(guān)井的機械屏障（如完井管柱、封隔器和井下安全閥等）；二級井屏障主要包括套管柱、固井水泥環(huán)、井口裝置等。

2.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

開發(fā)前期，主要采用“五開五完”的井身結(jié)構(gòu)，存在二開和三開大尺寸井眼鉆速慢、鉆進(jìn)過程中部分井段漏失量大、雷口坡組和嘉陵江組地層套管擠毀、環(huán)空異常帶壓比例高等問題。結(jié)合前期存在的問題，根據(jù)地層三壓力剖面和井完整性的相關(guān)要求，優(yōu)化形成了“四開四完”的井身結(jié)構(gòu)，如圖1所示。

圖1 安岳氣田主體井身結(jié)構(gòu)示意圖

第一必封點封沙溪廟組以上易漏易坍塌地層，沙一段以下地層油氣顯示頻繁，表套下入沙二段穩(wěn)定地層，為二開鉆井做井控準(zhǔn)備，井深約500 m；第二必封點封嘉一段上部低壓、漏失、易垮塌地層，技術(shù)套管下至嘉二3亞段中部白云巖地層，為下部高密度鉆進(jìn)創(chuàng)造條件，井深約3 200 m；第三必封點封儲層上部高壓層，生產(chǎn)套管需下至儲層頂部，實現(xiàn)儲層專打，減少高密度鉆井液對龍王廟組和燈影組裂縫、孔洞儲層的污染，井深介于4 700～5 000 m；四開鉆至完鉆井深，下入尾管、襯管或裸眼完井，生產(chǎn)套管設(shè)計采用先懸掛、鉆完目的層后再回接至井口的方式。技術(shù)套管、油層套管全部使用氣密封扣，提高套管密封性能。為滿足抗硫與后期試油完井、開發(fā)生產(chǎn)井筒全掏空要求，?177.8 mm油層尾管局部采用了?184.15 mm外加厚套管。另外，為防止雷口坡組、嘉陵江組地層膏鹽巖擠毀套管，影響井筒完整性，采用?247.7 mm高抗擠套管。

2.2 固井設(shè)計

安岳氣田高溫高壓含硫氣井固井過程中存在表層套管混漿嚴(yán)重、技術(shù)套管下入困難、油層套管封固段長，溫差大等難點。結(jié)合安岳氣田地質(zhì)力學(xué)特征及固井施工參數(shù)，建立了固井水泥石彈性力學(xué)性能及體積穩(wěn)定性評價方法，開展了水泥石彈性力學(xué)性能及體積穩(wěn)定性評價實驗，優(yōu)化了水泥漿漿體性能，有效提高了固井水泥石防氣竄能力，并從固井工作液體系、固井工藝等方面設(shè)計了技術(shù)方案和措施。

針對?339.7 mm套表層管固井存在環(huán)空間隙大、混漿嚴(yán)重、水泥漿強度發(fā)展慢的問題，采用早強防竄水泥漿體系，大排量進(jìn)行注替，并采用內(nèi)插法等固井工藝；針對?244.5 mm技術(shù)套管下入困難，固井過程中井漏、垮塌等復(fù)雜情況頻繁問題，強化井筒準(zhǔn)備工作，配合精細(xì)控壓壓力平衡法等固井工藝，并對固井尾漿體系韌性改造；針對?177.8 mm套管封固段長、上下溫差大、水泥漿易發(fā)生超緩凝等問題，采用大溫差韌性防竄水泥漿體系和懸掛回接固井工藝，有效提高了各層次套管的固井質(zhì)量[15-16]。

2.3 完井管柱材質(zhì)評價與優(yōu)選

安岳氣田龍王廟組和燈影組氣藏井下腐蝕環(huán)境惡劣，完井管柱材質(zhì)一旦選擇不當(dāng)，就會造成嚴(yán)重腐蝕，影響氣井完整性。綜合考慮防腐效果和經(jīng)濟(jì)成本，確定管柱材質(zhì)優(yōu)選流程為：根據(jù)H2S、CO2分壓和圖版對管柱材質(zhì)進(jìn)行初選→室內(nèi)實驗評價→結(jié)合氣井產(chǎn)量和服役年限開展經(jīng)濟(jì)性評價→推薦完井管柱材質(zhì)。

以安岳氣田高溫高壓氣井地層水為腐蝕介質(zhì)，模擬井下腐蝕環(huán)境，對不同管材進(jìn)行室內(nèi)腐蝕評價實驗，根據(jù)實驗評價結(jié)果（表1），結(jié)合生產(chǎn)周期和經(jīng)濟(jì)效益分析，推薦安岳氣田高產(chǎn)量井采用4c類鎳基合金油管，完井管柱結(jié)構(gòu)見圖2-a；中低產(chǎn)量井采用高抗硫碳鋼油管，同時配合加注緩蝕劑進(jìn)行防腐，完井管柱結(jié)構(gòu)見圖2-b所示。通過前期實踐，上述兩套管柱結(jié)構(gòu)和防腐方案可滿足安岳氣田高溫高壓含硫氣井安全生產(chǎn)和防腐需求[21]。

表1 氣液兩相環(huán)境下不同材質(zhì)腐蝕實驗評價結(jié)果表

圖2 高、中低產(chǎn)量井完井管柱結(jié)構(gòu)示意圖

2.4 完井管柱力學(xué)分析

受井深、高溫和其他工況條件的影響，傳統(tǒng)的管柱力學(xué)分析方法未全面考慮高溫環(huán)境管柱強度衰減、復(fù)雜井筒管柱三維屈曲等因素的影響，誤差較大，難以滿足龍王廟組和燈影組高溫高壓含硫氣井管柱力學(xué)精確分析的要求。為解決上述難題，在傳統(tǒng)管柱力學(xué)分析方法的基礎(chǔ)上，開展了溫度對管柱材質(zhì)強度的影響規(guī)律研究（如圖3），可以看出，隨溫度升高管柱的屈服強度呈非線性降低，150 ℃時部分材質(zhì)的強度降低到常溫下的85%。同時，建立了復(fù)雜井筒條件下管柱三維屈曲臨界載荷計算模型，并進(jìn)行了耦合分析，計算精度提高了18%。現(xiàn)場應(yīng)用120余井次，均未出現(xiàn)因力學(xué)分析不準(zhǔn)導(dǎo)致的管柱斷裂等復(fù)雜問題[22-27]。

圖3 不同溫度下不同材質(zhì)管柱屈服強度變化率圖

井下管柱三維正弦屈曲臨界載荷：

井下管柱三維螺旋屈曲臨界載荷：

式中Fcrls、Fcrlh分別表示管柱三維正弦屈曲臨界載荷、管柱三維螺旋屈曲臨界載荷，N；E表示管柱材料的彈性模量，Pa；I表示管柱的慣性矩，m4；α、β分別表示井斜角、工具面角，（°）；q表示單位管柱長度的重量，N/m；rc表示管柱與井壁（或套管）間的徑向間隙，m；kc表示井眼軸線的曲率，rad/m。

2.5 完井施工質(zhì)量控制

完井現(xiàn)場施工質(zhì)量管控包括管柱入井、上扣、氣密封檢測等，同時還包括替換液排量和環(huán)空平衡壓控制等，每個關(guān)鍵環(huán)節(jié)的質(zhì)量把控對井筒各部件長期安全生產(chǎn)至關(guān)重要。根據(jù)高溫高壓氣井完井施工的特點，完井作業(yè)中的施工質(zhì)量控制關(guān)鍵措施包括以下幾個方面[21]。

1）管柱入井質(zhì)量控制：制定《試油工程現(xiàn)場質(zhì)量控制規(guī)范》、《下氣密封扣油管作業(yè)要求》等標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，嚴(yán)格控制管柱入井作業(yè)，提高施工質(zhì)量。

2）管柱上扣質(zhì)量控制：采用扭矩標(biāo)定儀對液壓鉗進(jìn)行現(xiàn)場標(biāo)定，確保氣密封螺紋上扣扭矩達(dá)到最佳。

3）氣密封檢測質(zhì)量控制：采用氦氣氣密封檢測技術(shù)對入井管柱絲扣進(jìn)行檢測，檢測合格方可入井。

4）嚴(yán)格控制封隔器坐封時替液速度以及酸化、放噴測試時油壓和環(huán)空壓力，確保完井封隔器膠筒及完井管柱密封性能和強度安全。

3 井完整性評價關(guān)鍵技術(shù)

通過研究井屏障失效機理，形成了以氣井風(fēng)險量化評價、環(huán)空壓力診斷評價和井口抬升評價為核心的井完整性評價技術(shù)，為井完整性分級管控提供科學(xué)依據(jù)。

3.1 氣井風(fēng)險量化評價

為確保井完整性評價的準(zhǔn)確性和科學(xué)性，在已投產(chǎn)井生產(chǎn)動態(tài)資料分析的基礎(chǔ)上，確立了采氣樹、油管、套管、封隔器、安全閥等11種關(guān)鍵井屏障部件，并基于600余口井的大數(shù)據(jù)分析，總結(jié)形成了31種失效模式（表2），為氣井風(fēng)險量化評價奠定了基礎(chǔ)。

表2 典型井屏障部件及失效模式表

針對不同泄漏類型，綜合考慮燃燒、爆炸沖擊、硫化氫中毒和環(huán)境影響等因素，建立了多因素耦合井屏障系統(tǒng)失效概率和氣井泄漏后果定量評價模型，實現(xiàn)氣井安全風(fēng)險定量評價，評價流程見圖4所示，在安岳氣田現(xiàn)場應(yīng)用51井次，為氣井安全風(fēng)險等級劃分提供井屏障系統(tǒng)失效概率[28]：

圖4 氣井風(fēng)險量化評價流程圖

某一泄漏尺寸下的最大泄漏量：

氣井總的泄漏量：

式中Pf(T)表示某一子系統(tǒng)的失效概率；Ptol表示氣井井屏障系統(tǒng)總的失效概率；j表示氣井井屏障中子系統(tǒng)數(shù)量；FM表示井屏障系統(tǒng)的功能失效系數(shù)；表示某一泄漏尺寸下的最大泄漏量，m3/d；QAOF2表示當(dāng)前地層條件下的無阻流量，m3/d；p2表示當(dāng)前地層壓力，MPa；pwf(x)表示不同泄漏面積下達(dá)到當(dāng)前無阻流量時的井底流壓，MPa；Qs表示氣井總的泄漏量，m3/d；P表示氣井總的泄漏概率；P1、P2、P3、P4分別表示4種典型泄漏面積下的泄漏概率；Qs1、Qs2、Qs3、Qs4分別表示4種典型泄漏面積下的泄漏量，m3/d。

3.2 環(huán)空壓力診斷與評價

準(zhǔn)確判斷環(huán)空帶壓原因是合理制定環(huán)空壓力管控措施的先決條件。針對氣井環(huán)空異常帶壓問題，建立了環(huán)空壓力診斷方法與分析流程（圖5），研發(fā)了移動式遠(yuǎn)程環(huán)空壓力診斷測試裝置，實現(xiàn)了現(xiàn)場測試數(shù)據(jù)自動采集、氣質(zhì)實時分析、帶壓原因?qū)崟r診斷一體化作業(yè)[29-30]。在龍王廟組、燈影組氣藏開展環(huán)空壓力現(xiàn)場診斷測試83井次，主要用于氣井環(huán)空異常帶壓原因的初步診斷和分析。

圖5 環(huán)空壓力診斷分析流程圖

借鑒 ISO 16530-2、API RP 90 等國外相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范，考慮各環(huán)空對應(yīng)井屏障部件的強度，建立了氣井環(huán)空壓力控制值計算方法（表3）[11]，并制訂了環(huán)空壓力診斷和控制圖版，現(xiàn)場應(yīng)用151井次，有效指導(dǎo)氣井環(huán)空壓力的現(xiàn)場安全管控。

表3 高溫高壓氣井環(huán)空壓力控制值計算方法表

3.3 井口抬升評價與預(yù)測

安岳氣田開發(fā)初期，部分氣井出現(xiàn)了井口裝置抬升現(xiàn)象，最大抬升高度達(dá)51 mm，對氣井安全生產(chǎn)造成較大影響。為此，建立了多層管柱耦合力學(xué)模型，并引入井口、管柱自重和端部效應(yīng)的影響，形成大產(chǎn)量氣井井口抬升高度預(yù)測方法[31-34]，并制定了井口抬升高度預(yù)測分析流程（圖6）。通過井口抬升敏感性分析表明，井口溫度和自由段套管長度是井口抬升的關(guān)鍵影響因素，據(jù)此提出了優(yōu)化氣井配產(chǎn)制度等措施。如MX8井在投產(chǎn)初期產(chǎn)氣量100×104m3/d，井口抬升高度達(dá)48 mm，通過對該井不同產(chǎn)氣量下井口抬升高度進(jìn)行預(yù)測及管柱強度分析，同時結(jié)合氣藏整體開發(fā)方案，逐步調(diào)整氣井配產(chǎn)，在產(chǎn)氣量控制到20×104m3/d后，井口抬升高度下降至24 mm，有效降低了井口抬升帶來的安全風(fēng)險。

圖6 井口抬升預(yù)測分析流程圖

考慮油套管耦合后的多管柱系統(tǒng)剛度為：

當(dāng)井筒溫度變化時，多管柱系統(tǒng)受到的熱載荷為：

多管柱系統(tǒng)因溫度變化而引起的井口抬升高度為：

管柱、井口裝置重量及油套壓力端部效應(yīng)的影響：

井口裝置總的抬升高度為：

式中Ksys表示多管柱系統(tǒng)剛度，N/m；Ei表示第i層套管的彈性模量，Pa；Ai表示第i層套管壁橫截面面積，m2；Li表示第i層套管自由段長度，m；Fi表示多管柱系統(tǒng)受到的熱致載荷，N；αi表示第i層管柱的線性熱膨脹系數(shù)，1/℃；ΔTi,j表示第i層管柱第j段溫度變化值，℃；Li,j表示第i段管柱第j段的長度，m；Δz1表示多管柱系統(tǒng)熱致井口抬升高度，m；Δz2表示管柱和井口裝置重量引起的井口抬升高度，m；W表示管柱及井口裝置重量，N；Fend1、Fend2分別表示油壓和套壓的端部效應(yīng)對井口裝置產(chǎn)生的力，N；Δz表示井口裝置總體抬升高度，m。

4 生產(chǎn)階段井完整性管理技術(shù)

為實現(xiàn)安岳氣田高溫高壓含硫氣井全生命周期完整性科學(xué)和信息化管理，研發(fā)了井完整性信息化管理平臺，建立了“四位一體”井完整性管理模式，制訂了井完整性現(xiàn)場管控實施細(xì)則，實現(xiàn)了氣井分級管控。

4.1 井完整性管理模式

在前期不斷實踐的基礎(chǔ)上，逐步建立了以“公司業(yè)務(wù)處室—油氣礦—施工單位—工程技術(shù)研究院”為主體的“四位一體”管理模式。公司業(yè)務(wù)處室負(fù)責(zé)井完整性的設(shè)計審核、整體運行及決策管理，油氣礦負(fù)責(zé)生產(chǎn)階段井完整性的日常管理，施工單位負(fù)責(zé)井屏障的建立、維護(hù)、測試及建井資料的移交，工程技術(shù)研究院負(fù)責(zé)井完整性評價、井屏障檢測和相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范的制定，為業(yè)務(wù)處室和生產(chǎn)單位提供技術(shù)參謀。為確保井完整性管理的標(biāo)準(zhǔn)化和制度化，編寫井完整性評價與管理相關(guān)規(guī)范，并繪制完整性管理單井卡片，實現(xiàn)了“一井一卡”完整性管理，有效提升了井完整性現(xiàn)場管理水平。

4.2 井完整性分級原則及管控措施

綜合考慮井屏障狀況、環(huán)空帶壓情況和地層流體泄漏風(fēng)險評價結(jié)果，對氣井進(jìn)行完整性分級（表4），制定不同的維護(hù)和管理控制措施，實現(xiàn)環(huán)空帶壓井分級管控。安岳氣田93%的生產(chǎn)井處于“綠、黃”等級，少部分井處于“橙色”等級，無“紅色”等級井，氣井總體安全可控。

4.3 井完整性信息化管理

為實現(xiàn)井完整性信息化管理，2015年中石油西南油氣田公司開展了井完整性評價與管理系統(tǒng)研發(fā)，2018年全面建成并上線運行。該系統(tǒng)是國內(nèi)首套集數(shù)據(jù)采集、評價、預(yù)警、決策、業(yè)務(wù)流程管理一體化的井完整性信息化管理平臺，主要功能模塊包括油田公司井完整性概況、數(shù)據(jù)管理、評價、預(yù)警、維護(hù)措施跟蹤等功能。依托井完整性評價與管理系統(tǒng)，將鉆井、完井試油、井下作業(yè)、生產(chǎn)等各階段的零散數(shù)據(jù)進(jìn)行整合，實現(xiàn)了安岳氣田高溫高壓含硫氣井單井?dāng)?shù)據(jù)集成化和井完整性信息化管理全覆蓋，管理流程見圖7所示。

5 現(xiàn)場應(yīng)用及效果

以“建好井、完好井、管好井”為目標(biāo)，通過對鉆完井設(shè)計、施工質(zhì)量控制、環(huán)空壓力診斷與風(fēng)險評價、分級管控等關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)與現(xiàn)場應(yīng)用，井筒質(zhì)量穩(wěn)步提高，環(huán)空異常帶壓及橙色等級井所占比例顯著下降（圖8、9），有效支撐了國內(nèi)最大的整裝數(shù)字化氣田建設(shè)，并保障了安岳氣田年產(chǎn)量150×108m3的平穩(wěn)投運，技術(shù)整體應(yīng)用效果良好。

圖8 環(huán)空異常帶壓占比變化圖

圖9 安岳氣田橙色等級井占比圖

6 結(jié)論

1）通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、固井工藝與水泥體系、完井管柱等關(guān)鍵環(huán)節(jié)設(shè)計，細(xì)化現(xiàn)場施工質(zhì)量控制措施，安岳氣田龍王廟組和燈影組氣藏井完整性狀況得到明顯改善和提升，與前期相比，氣井環(huán)空異常帶壓和橙色井所占比例大幅下降。

2）對于環(huán)空異常帶壓氣井，應(yīng)及時開展空異常帶壓原因診斷分析，定量評價安全風(fēng)險，并根據(jù)分析和評價結(jié)果，制訂分級管控措施。

3）建議積極開展氣井環(huán)空異常帶壓治理技術(shù)的持續(xù)研究和攻關(guān)，進(jìn)一步建立健全井完整性技術(shù)體系，不斷提升井完整性總體技術(shù)能力。