2024年4月27日发(作者：姚秋白)
３６ 西部探矿工程 ２０１１年第８期
川西中浅层气藏排水采气技术界限研究
黄万书 ，姚广聚，赵哲军
（中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四 ＩＩ德阳６１８Ｏ０Ｏ）
摘要：针对川西中浅层气藏开发中后期产水量日益增多，泡排效果却逐渐变差的问题，结合排水采
气工艺的技术特点和川西地区的实际生产特征，深入开展了排水采气技术界限的定量研究，确定了川
西地区优选管柱、泡沫排水、连续气举、柱塞气举、机抽、电潜泵等排水采气工艺的技术界限。现场验
证结果表明，该技术界限具有很好的合理性、针对性和适应性，为后期气田的合理高效开发提供了理
论支持和技术保障。
关键词：排水采气；技术界限；现场验证
中图分类号：ＴＥ３４文献标识码：Ａ文章编号：ｌＯＯ４—５７１６（２０ｌ１）Ｏ８一ｏ０３６—０４
目前，排水采气工艺适应性分析都是基于基本原理
与技术特点，当应用于川西中浅层主力气藏时，应用定
性的技术界限缺乏针对性，使得在工艺选择 后期工艺
调整方面依据不够充分，整体措施效果难以得到有效提
高。因此定量地确定出各种工艺在川西各主力气藏的
适用技术界限，对工艺优选、提高工艺效率具有重要的
意义。
１排水采气技术界限计算方法
１．１优选管柱技术界限
为确定合理的管柱尺寸，首先应计算不同管柱尺寸
下的油管临界携液流量。但是研究中发现，按照常规的
井底作为临界携液点进行计算发现，计算结果与实际不
符合。井筒ｆ｝缶界携液剖面研究得出，气井临界携液点的
确定，不应仅以井底为解节点，而应根据气井压力、温
度、井深等进行计算和判断。川西中浅层低产气井，宜
度，ｍ／ｓ；
Ｐ ——油管鞋处的井底绝对压力，ＭＰａ；
Ｔ、Ｚ－＿～油管鞋处的井底状态下的气体的绝对温
度（Ｋ）和气体的偏差系数；
天然气的相对密度。
根据气藏平均油压，选择油管内径最小为
——
４１．９ｍｍ，可对油管临界携液流量进行了计算。
１．２泡排技术界限
根据携液修正模型，要想确定泡沫的临界携液速
度，需先确定泡沫表面张力及其密度：
一
２．５［ （３）
式中： ——气井携液最小流速，ｍ／ｓ；
ｌＤ一液体的密度，下标ｚ、ｇ分别代表液体和气体，
ｋｇ／ｍｓ；
采用井口为临界携液点进行计算。
Ｈｉｎｚｅ、李闽等公式为：
Ｑ印一
＾，ｎ
气液表面张力，Ｎ／ｍ。 ．
通过室内实验，对不同矿化度下的泡沫剂进行了表
面张力及泡沫密度性能评价，带人各类参数进行计算，
一
０．５２２５８（７ｇＺＴ） ／ （１０５５３—３４１５８／
－ｇ７￣－
』
）１／ ｐ１／ｚ．ｚ
（１）
可以得出不同矿化度、不同泡排剂下的临界携液产量。
１．３气举技术界限
为准确判断各种工艺的适应性，分析气井实际所需
气源条件及气井所需启动压力成为研究基础。
ｕｋ／，：
０．０２６７１７（１０５５３—３４１５８
厶』
） （
厶』
）一／ （２）
式中：Ｑ幼——气井连续排液，在标准状态下必须建立的
临界流量，１０。ｒｎ３／ｄ；
——
最小启动压力：假定动液面高度为从 ，油管内液
面高度为△＾。，举升时，当油套环空液体进入油管内，但
液体仍未充满油管时，启动压力与油管内液柱压力平
衡，此压力即为最小启动压力：
气井连续排液，在油管鞋处的临界气流速
修回日期：２０１０－０９－３０ ＊收稿日期：２０１０－０９－２５
第一作者简介：黄万书（１９８４－），女（汉族），湖北襄樊人，助理工程师，现从事采油、采气工艺方面的科研设计工作。
２０１１年第８期 西部探矿工程 ３７
Ｐ ＝Ｐ・ｇ・Ａｈ１ 亏 ＋』０・ｇ・Ａｈ２
“
（４）
式中：Ｐ ——最小启动压力，Ｐａ；
Ａｈ１——动液面高度，ｍ；
Ａｈｚ——油管液面高度，ｍ；
ｒ重力加速度常数，一般取９．８Ｎ／ｋｇ；
套管内径，ｍｍ；
—
液面变化，使泵保持足够的沉没压力，维持正常生产。
因此参数设计的关键是泵挂深度的优选、确定最佳沉没
度，以及冲程、冲次的合理匹配。
（２）电潜泵排水采气。采用电潜泵排水采气时，由
于地层的供液量是变化的，为了保证电潜泵的正常运
行，必须使泵保持足够的沉没度。
可用伏格尔公式来预测电潜泵排水采气井的地层
油管外径，ｍｍ。
供液量：
最大启动压力：当油套环空内液体举升人油管，油
Ｑ 一Ｑ／［１—０．２（Ｐ ／ＰＲ）一０．８（ ／ＰＲ）。］
管内刚好完全充满液体，此时启动压力与整个油管内液
（６）
柱压力平衡，此值便为最大启动压力：
式中：ＱｒｒＩａ ——产层最大供液量，ｍ３／ｄ；
只一＝』Ｄ・ｇ・Ｌ （５）
Ｐ ——井底流压，ＭＰａ；
式中：Ｐ～——最大启动压力，Ｐａ；
——
地层压力，ＭＰａ；
Ｌ——油管长度，ｍ。
（卜当井底流压为 ，地层压力为ＰＲ时的产液
根据计算得出的启动压力梯度的范围，在考虑
量，ｍ。／ｄ。
技术和经济可行的情况下，可以计算出不同气举方
通过上面的公式，可根据实测的井底流压，井底压
式下的气井的需气量和临界产水量，从而可以优选
力及产水量预测井的最大供液量。
气举方式。 ２川西中浅层排水采气技术界限
１．４其他技术界限
以新场沙溪庙组为例，结合川西地区的实际生产特
（１）机抽排水采气。机抽工艺进行排水采气时，要
征，计算各项排水采气工艺的技术界限。新场沙溪庙组
充分考虑井的出水特点，即井的供液波动情况而造成的
气藏相关参数见表１所示。
表１新场沙溪庙组气藏相关参数表
泡沫平均密度取１８０ｋｇ／ｍ３，ＵＴ一１、ＵＴ一４浅层
＾＿
用药按井口压力１ＭＰａ，ＵＴ—ｌｌＣ、ＸＨ一２、ＸＨ－４按
考 。
０ ０．６
＿。
井口压力２ＭＰａ进行计算，可以得出不同矿化度、不同
¨
泡排剂下的临界携液产量。
．｝Ｌ ０・２
０
３技术界限现场验证
２
目前，川西中浅层气井普遍采用的泡排工艺技术维
１．５
持气井的正常生产，因此，开展泡排工艺技术的时机和
三 ｌ
泡排适应性需要进行调整的时机就显得特别的重要了，
耋 。
为了验证得到的技术界限的适用性，进行了ＣＸｌ９１井
。
的泡排工艺技术现场验证。
２００８— ２００８－ ２００８— ２００８． ２００８— ２００８－ ２００８・
ＣＸ１９１井生产中需用泡排工艺才能间歇生产，该
ｏｌ－０１ ０ｌ一２１ ０２－１０ ０３—０１ ０３－２ｌ ０４—１０ ０４—３Ｏ
井临界携泡流量为０．２３５８×１０ ｍ３／ｄ。而实际生产过
生产日期（ｄ）
程中当日产气量０．１２９１×１０ ｍ３时进行泡沫排水，油套
图１ ｃＸｌｇｌ井生产曲线
压差不变，积液没有被排出；当日产气量为０．３５２８×
１０ ｍ３时，油套压差明显减少，井内积液被带出。这点
同时，对于现场应用的柱塞气举工艺，进行了现场
明显验证了得出的川西中浅层气藏排水采气技术界限
实际生产情况的对比和分析。通过理论计算，ＣＸ４５５
的合理性和适用性。
井所需最低气液比为２８０ｍ３／ｍ３，气井单次排液在７～
～一一
一
一
一
压
３８ 西部探矿工程 ２０１１年第８期
１２ ｍ３／ｄ，最小单次气量为１９６０～３３６０ｍ３／ａ。２００４～ ４０００ｍ３／ａ，导致所需关井周期延长，不能正常开展柱塞
２００６年５月，该井的日产气量 ＞４０００ｍ。／ａ，气井能
够维持正常生产。２００６年５月后，日产气量 ＜
气举。这和得出的排水采气技术界限也是相符合的。
现场实际较好地验证了理论计算的结果。
表２川西各项排水采气工艺技术界限
表３ ＣＸｌ９１井两种产量下进行泡排结果对比
Ｉ ‘
ｉ
７ｌｆＩ
ｌＩＩ
＿ｌ
＿ ’ １ ，｛ 曩！ｉ 髓—■唧■■■■—■■＿ｌ＿■
２００４——２００５—。２００５—‘２００６——２００７——２００７— ２００７——２００８－２００９’。
１ １—０９ ０５－２８ ｌ ２—１４ ０７—０２ ０ｌ一１８ ０８—０６ ０２—２２ ０９—０９ ０３—２８
图３ ＣＸ４５５井采气曲线图
应性，可提高排水采气工艺的效率，对川西地区气藏的
合理高效开发有重要的意义。
参考文献：
； ； ００８－。 ００９。－
［１］金忠臣，杨川东．采气工程［Ｍ＝］．石油工业出版社，２００４．
［２］廖锐全，张志全．采气工程［Ｍ］．石油工业出版社，２００３．
图２ ＣＸ４５５井生产气液比曲线圈
Ｅ３］詹姆斯・利．气田排水采气［Ｍ］．何顺利，译．石油工业出
４结论
版社，２００９．
（１）通过定量计算，得出了适合川西地区的排水采
气工艺技术界限；
（２）现场验证结果表明，该技术界限具有很好的适
［４］杨川东．四川气田排水采气的配套工艺技术及应用［Ｊ］．天
然气工业，１９９５，１５（３）：３７—４１．
［５］张书平，白晓弘，等．低压低产气井排水采气工艺技术ＥＪ］．
天然气工业，２００５，２５（４）：１０６—１０９． （下转第４０页）
４０ 西部探矿工程 ２０１１年第８期
速低。同时斜井段由于重力作用，钻屑在造斜段向下井
壁沉积，处理不及时易造成砂桥卡钻；由于在造斜段环
空中钻具与井壁的接触面较大，造成旋转钻具和起下钻
时摩阻大，要求钻井液必须具有良好的悬浮携带性和良
好的润滑性，以防粘卡。
２．２钻遇地层复杂、稳定性差。承压堵漏后的施工风险
大
时间不能超过２ｍｉｎ。其次在调整泥浆的润滑性和失水
以及固相含量上做了大量的工作，并且优选润滑材料石
墨，从而保证了良好的润滑性，尽最大可能降低钻井液
的摩阻系数。
（４）优化钻井液性能，根据钻进和起下钻的摩阻情
况加入原油和乳化剂，改善泥浆润滑性，使得原油的含
量不得低于８９／６，并加入部分高温降失水剂和防塌剂，
改善泥饼质量，此外，针对井下复杂情况，制定泥浆应急
预案，以保障井下安全。
４经验、体会及教训
（１）首先可将设计中的 ３１１．２ｍｍ的二开完钻井
深定在井深３３００ｍ处，这样就可将造斜点提高５００ｍ，
这样就可将造斜率降下来，给下部施工尽量规避了定向
风险或者在钻穿二叠系承压堵漏后开始定向至Ｂ点。
（２）下套管前应准备好以下几项工作：①下套管前
要选择最优的模拟钻具组合通井（前小后大的双扶正器
原则）；②因本井斜度大、水平位移高，有近ｌｌＯＯｍ的钻
具在斜井段，这就要求钻井液性能必须满足安全施工的
要求；③选择合适的套管附件（主要是指扶正器）；④套
管进入裸眼段严格控制好下放速度，及时观察井口返浆
情况，到底后小排量顶通水眼建立循环一周，保证固井
施工的顺利进行；⑤提前有针对性做好下套管中途中有
可能出现的各种复杂情况下的应急预案，并提前将材料
准备到位。
（３）建议使用倒装钻具，就是把加重钻杆放置在垂
直井段施加钻压，在定向井段施工钻杆和加重钻杆来传
递钻压，同时在起下钻过程中，通过认真仔细检查钻具，
发现坏钻具及时更换，要做到每趟钻就要倒换井下钻具
顺序一次，钻具探伤时间要缩短规定时间的一半以上等
措施，避免了在大斜度井段钻进过程中发生钻具事故。
（４）针对在存在狗腿度严重的井眼中，由测井数据
读出的井径附加量尽量要大，可在原有附加量的基础上
再附加２ ～３９／６，因测井数据上有狗腿的井段显示的
井径有可能误导我们计算出错误的附加量，从而不能保
证水泥浆的返高。
参考文献：
二叠系地层应力大，井壁稳定性差，极易造成井下
复杂，本井在二叠系共发生４次漏失并进行承压堵漏，
每次堵漏浆承压堵漏后大量的堵漏材料粘附在井壁上，
增加了钻具在井内的粘卡风险。
２．３由于井身结构的原因，造成特殊作业时间长
由于三开施工时间较长，在增斜段和降斜段出现了
较大的狗腿，最大狗腿是井深４０４５ｍ，狗腿度为
３５．５６。／ｌＯＯｍ，三开中完后测井作业，由于造斜率大，不
能直接电测，必须采用钻具输送。通过双井径测井曲线
可知，在降斜段４７００～５０２５ｍ，井径扩大率都大于
３Ｏ ，而在狗腿度较大处却出现井径小于 ２１５．９ｒａｍ，
说明测井无法反映真实的井径数据。 ．
２．４下套管前用双扶正器通井极大增加作业风险
为了顺利的下入７”套管，通井时使用双扶正器模
拟套管的刚性进行通井，在这之前想下９根光钻铤通井
都在４０６０ｍ井深时遇阻无法继续下钻通过，无疑带双
扶正器通井的风险极大，加之环空间隙小，造斜段摩阻
大，同样给通井和下套管作业带来很大的风险。
３施工时采取的措施
（１）通井准备工作要做充分，应采取模拟套管刚
性，用欠尺寸双扶下钻通井，并对重点井段进行划眼修
整。
（２）选择合适的套管扶正器。该井采用刚性漩流
树脂扶正器，这种扶正器和别的刚性扶正器相比具有以
下特点：①这种扶正器的外径为２０９ｍｍ，刚好与通井使
用的扶正器的外径相同；②该扶正器与其他扶正器相比
本体要短，扶正块的高度较低，形状为半圆型与井壁呈
点接触状态，大大降低了摩阻；③与套管接箍过渡圆滑；
④轻质高强，抗压能力高达３５￣４０ｔ。
（３）每次承压堵漏后下钻时一定分井段循环调整
钻井液一周以上，并进行短程起下钻，验证摩阻 达到要
求后方可继续进行下钻作业，保证钻具在斜井段的静止
（上接第‘３８页）
Ｅ６］黄艳，余朝毅，等．四川盆地气田排水采气工艺技术研究与
应用［Ｊ］．钻采工艺，２００８，３１（５）：６１～６９．
［７］曲林，曲俊耀．排水采气工艺选型的探讨［Ｊ］．钻采工艺，
２００５（２）：６５－７０．
Ｅｌｉ王正湖，孔建成．胜利油田短半径水平井钻井技术ＥＪ］．石
油钻探技术，２００１，２９（３）：３９—４１．
２００４，９（３）：２５５－２６１．
［８］春兰，魏文兴．国内外排水采气工艺现状口］．吐哈油气，
［９］唐贵林，段方华．加强排水采气工艺前期论证提高工艺措
施效果［Ｊ］．钻采工艺，２００３，（２６）：１６－２０．
［１Ｏ］黄艳，谢南星，谈锦峰．产水气井有效开采的工艺技术
口］．钻采工艺，２００２，２５（２）：２４－２７．
2024年4月27日发(作者：姚秋白)
３６ 西部探矿工程 ２０１１年第８期
川西中浅层气藏排水采气技术界限研究
黄万书 ，姚广聚，赵哲军
（中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四 ＩＩ德阳６１８Ｏ０Ｏ）
摘要：针对川西中浅层气藏开发中后期产水量日益增多，泡排效果却逐渐变差的问题，结合排水采
气工艺的技术特点和川西地区的实际生产特征，深入开展了排水采气技术界限的定量研究，确定了川
西地区优选管柱、泡沫排水、连续气举、柱塞气举、机抽、电潜泵等排水采气工艺的技术界限。现场验
证结果表明，该技术界限具有很好的合理性、针对性和适应性，为后期气田的合理高效开发提供了理
论支持和技术保障。
关键词：排水采气；技术界限；现场验证
中图分类号：ＴＥ３４文献标识码：Ａ文章编号：ｌＯＯ４—５７１６（２０ｌ１）Ｏ８一ｏ０３６—０４
目前，排水采气工艺适应性分析都是基于基本原理
与技术特点，当应用于川西中浅层主力气藏时，应用定
性的技术界限缺乏针对性，使得在工艺选择 后期工艺
调整方面依据不够充分，整体措施效果难以得到有效提
高。因此定量地确定出各种工艺在川西各主力气藏的
适用技术界限，对工艺优选、提高工艺效率具有重要的
意义。
１排水采气技术界限计算方法
１．１优选管柱技术界限
为确定合理的管柱尺寸，首先应计算不同管柱尺寸
下的油管临界携液流量。但是研究中发现，按照常规的
井底作为临界携液点进行计算发现，计算结果与实际不
符合。井筒ｆ｝缶界携液剖面研究得出，气井临界携液点的
确定，不应仅以井底为解节点，而应根据气井压力、温
度、井深等进行计算和判断。川西中浅层低产气井，宜
度，ｍ／ｓ；
Ｐ ——油管鞋处的井底绝对压力，ＭＰａ；
Ｔ、Ｚ－＿～油管鞋处的井底状态下的气体的绝对温
度（Ｋ）和气体的偏差系数；
天然气的相对密度。
根据气藏平均油压，选择油管内径最小为
——
４１．９ｍｍ，可对油管临界携液流量进行了计算。
１．２泡排技术界限
根据携液修正模型，要想确定泡沫的临界携液速
度，需先确定泡沫表面张力及其密度：
一
２．５［ （３）
式中： ——气井携液最小流速，ｍ／ｓ；
ｌＤ一液体的密度，下标ｚ、ｇ分别代表液体和气体，
ｋｇ／ｍｓ；
采用井口为临界携液点进行计算。
Ｈｉｎｚｅ、李闽等公式为：
Ｑ印一
＾，ｎ
气液表面张力，Ｎ／ｍ。 ．
通过室内实验，对不同矿化度下的泡沫剂进行了表
面张力及泡沫密度性能评价，带人各类参数进行计算，
一
０．５２２５８（７ｇＺＴ） ／ （１０５５３—３４１５８／
－ｇ７￣－
』
）１／ ｐ１／ｚ．ｚ
（１）
可以得出不同矿化度、不同泡排剂下的临界携液产量。
１．３气举技术界限
为准确判断各种工艺的适应性，分析气井实际所需
气源条件及气井所需启动压力成为研究基础。
ｕｋ／，：
０．０２６７１７（１０５５３—３４１５８
厶』
） （
厶』
）一／ （２）
式中：Ｑ幼——气井连续排液，在标准状态下必须建立的
临界流量，１０。ｒｎ３／ｄ；
——
最小启动压力：假定动液面高度为从 ，油管内液
面高度为△＾。，举升时，当油套环空液体进入油管内，但
液体仍未充满油管时，启动压力与油管内液柱压力平
衡，此压力即为最小启动压力：
气井连续排液，在油管鞋处的临界气流速
修回日期：２０１０－０９－３０ ＊收稿日期：２０１０－０９－２５
第一作者简介：黄万书（１９８４－），女（汉族），湖北襄樊人，助理工程师，现从事采油、采气工艺方面的科研设计工作。
２０１１年第８期 西部探矿工程 ３７
Ｐ ＝Ｐ・ｇ・Ａｈ１ 亏 ＋』０・ｇ・Ａｈ２
“
（４）
式中：Ｐ ——最小启动压力，Ｐａ；
Ａｈ１——动液面高度，ｍ；
Ａｈｚ——油管液面高度，ｍ；
ｒ重力加速度常数，一般取９．８Ｎ／ｋｇ；
套管内径，ｍｍ；
—
液面变化，使泵保持足够的沉没压力，维持正常生产。
因此参数设计的关键是泵挂深度的优选、确定最佳沉没
度，以及冲程、冲次的合理匹配。
（２）电潜泵排水采气。采用电潜泵排水采气时，由
于地层的供液量是变化的，为了保证电潜泵的正常运
行，必须使泵保持足够的沉没度。
可用伏格尔公式来预测电潜泵排水采气井的地层
油管外径，ｍｍ。
供液量：
最大启动压力：当油套环空内液体举升人油管，油
Ｑ 一Ｑ／［１—０．２（Ｐ ／ＰＲ）一０．８（ ／ＰＲ）。］
管内刚好完全充满液体，此时启动压力与整个油管内液
（６）
柱压力平衡，此值便为最大启动压力：
式中：ＱｒｒＩａ ——产层最大供液量，ｍ３／ｄ；
只一＝』Ｄ・ｇ・Ｌ （５）
Ｐ ——井底流压，ＭＰａ；
式中：Ｐ～——最大启动压力，Ｐａ；
——
地层压力，ＭＰａ；
Ｌ——油管长度，ｍ。
（卜当井底流压为 ，地层压力为ＰＲ时的产液
根据计算得出的启动压力梯度的范围，在考虑
量，ｍ。／ｄ。
技术和经济可行的情况下，可以计算出不同气举方
通过上面的公式，可根据实测的井底流压，井底压
式下的气井的需气量和临界产水量，从而可以优选
力及产水量预测井的最大供液量。
气举方式。 ２川西中浅层排水采气技术界限
１．４其他技术界限
以新场沙溪庙组为例，结合川西地区的实际生产特
（１）机抽排水采气。机抽工艺进行排水采气时，要
征，计算各项排水采气工艺的技术界限。新场沙溪庙组
充分考虑井的出水特点，即井的供液波动情况而造成的
气藏相关参数见表１所示。
表１新场沙溪庙组气藏相关参数表
泡沫平均密度取１８０ｋｇ／ｍ３，ＵＴ一１、ＵＴ一４浅层
＾＿
用药按井口压力１ＭＰａ，ＵＴ—ｌｌＣ、ＸＨ一２、ＸＨ－４按
考 。
０ ０．６
＿。
井口压力２ＭＰａ进行计算，可以得出不同矿化度、不同
¨
泡排剂下的临界携液产量。
．｝Ｌ ０・２
０
３技术界限现场验证
２
目前，川西中浅层气井普遍采用的泡排工艺技术维
１．５
持气井的正常生产，因此，开展泡排工艺技术的时机和
三 ｌ
泡排适应性需要进行调整的时机就显得特别的重要了，
耋 。
为了验证得到的技术界限的适用性，进行了ＣＸｌ９１井
。
的泡排工艺技术现场验证。
２００８— ２００８－ ２００８— ２００８． ２００８— ２００８－ ２００８・
ＣＸ１９１井生产中需用泡排工艺才能间歇生产，该
ｏｌ－０１ ０ｌ一２１ ０２－１０ ０３—０１ ０３－２ｌ ０４—１０ ０４—３Ｏ
井临界携泡流量为０．２３５８×１０ ｍ３／ｄ。而实际生产过
生产日期（ｄ）
程中当日产气量０．１２９１×１０ ｍ３时进行泡沫排水，油套
图１ ｃＸｌｇｌ井生产曲线
压差不变，积液没有被排出；当日产气量为０．３５２８×
１０ ｍ３时，油套压差明显减少，井内积液被带出。这点
同时，对于现场应用的柱塞气举工艺，进行了现场
明显验证了得出的川西中浅层气藏排水采气技术界限
实际生产情况的对比和分析。通过理论计算，ＣＸ４５５
的合理性和适用性。
井所需最低气液比为２８０ｍ３／ｍ３，气井单次排液在７～
～一一
一
一
一
压
３８ 西部探矿工程 ２０１１年第８期
１２ ｍ３／ｄ，最小单次气量为１９６０～３３６０ｍ３／ａ。２００４～ ４０００ｍ３／ａ，导致所需关井周期延长，不能正常开展柱塞
２００６年５月，该井的日产气量 ＞４０００ｍ。／ａ，气井能
够维持正常生产。２００６年５月后，日产气量 ＜
气举。这和得出的排水采气技术界限也是相符合的。
现场实际较好地验证了理论计算的结果。
表２川西各项排水采气工艺技术界限
表３ ＣＸｌ９１井两种产量下进行泡排结果对比
Ｉ ‘
ｉ
７ｌｆＩ
ｌＩＩ
＿ｌ
＿ ’ １ ，｛ 曩！ｉ 髓—■唧■■■■—■■＿ｌ＿■
２００４——２００５—。２００５—‘２００６——２００７——２００７— ２００７——２００８－２００９’。
１ １—０９ ０５－２８ ｌ ２—１４ ０７—０２ ０ｌ一１８ ０８—０６ ０２—２２ ０９—０９ ０３—２８
图３ ＣＸ４５５井采气曲线图
应性，可提高排水采气工艺的效率，对川西地区气藏的
合理高效开发有重要的意义。
参考文献：
； ； ００８－。 ００９。－
［１］金忠臣，杨川东．采气工程［Ｍ＝］．石油工业出版社，２００４．
［２］廖锐全，张志全．采气工程［Ｍ］．石油工业出版社，２００３．
图２ ＣＸ４５５井生产气液比曲线圈
Ｅ３］詹姆斯・利．气田排水采气［Ｍ］．何顺利，译．石油工业出
４结论
版社，２００９．
（１）通过定量计算，得出了适合川西地区的排水采
气工艺技术界限；
（２）现场验证结果表明，该技术界限具有很好的适
［４］杨川东．四川气田排水采气的配套工艺技术及应用［Ｊ］．天
然气工业，１９９５，１５（３）：３７—４１．
［５］张书平，白晓弘，等．低压低产气井排水采气工艺技术ＥＪ］．
天然气工业，２００５，２５（４）：１０６—１０９． （下转第４０页）
４０ 西部探矿工程 ２０１１年第８期
速低。同时斜井段由于重力作用，钻屑在造斜段向下井
壁沉积，处理不及时易造成砂桥卡钻；由于在造斜段环
空中钻具与井壁的接触面较大，造成旋转钻具和起下钻
时摩阻大，要求钻井液必须具有良好的悬浮携带性和良
好的润滑性，以防粘卡。
２．２钻遇地层复杂、稳定性差。承压堵漏后的施工风险
大
时间不能超过２ｍｉｎ。其次在调整泥浆的润滑性和失水
以及固相含量上做了大量的工作，并且优选润滑材料石
墨，从而保证了良好的润滑性，尽最大可能降低钻井液
的摩阻系数。
（４）优化钻井液性能，根据钻进和起下钻的摩阻情
况加入原油和乳化剂，改善泥浆润滑性，使得原油的含
量不得低于８９／６，并加入部分高温降失水剂和防塌剂，
改善泥饼质量，此外，针对井下复杂情况，制定泥浆应急
预案，以保障井下安全。
４经验、体会及教训
（１）首先可将设计中的 ３１１．２ｍｍ的二开完钻井
深定在井深３３００ｍ处，这样就可将造斜点提高５００ｍ，
这样就可将造斜率降下来，给下部施工尽量规避了定向
风险或者在钻穿二叠系承压堵漏后开始定向至Ｂ点。
（２）下套管前应准备好以下几项工作：①下套管前
要选择最优的模拟钻具组合通井（前小后大的双扶正器
原则）；②因本井斜度大、水平位移高，有近ｌｌＯＯｍ的钻
具在斜井段，这就要求钻井液性能必须满足安全施工的
要求；③选择合适的套管附件（主要是指扶正器）；④套
管进入裸眼段严格控制好下放速度，及时观察井口返浆
情况，到底后小排量顶通水眼建立循环一周，保证固井
施工的顺利进行；⑤提前有针对性做好下套管中途中有
可能出现的各种复杂情况下的应急预案，并提前将材料
准备到位。
（３）建议使用倒装钻具，就是把加重钻杆放置在垂
直井段施加钻压，在定向井段施工钻杆和加重钻杆来传
递钻压，同时在起下钻过程中，通过认真仔细检查钻具，
发现坏钻具及时更换，要做到每趟钻就要倒换井下钻具
顺序一次，钻具探伤时间要缩短规定时间的一半以上等
措施，避免了在大斜度井段钻进过程中发生钻具事故。
（４）针对在存在狗腿度严重的井眼中，由测井数据
读出的井径附加量尽量要大，可在原有附加量的基础上
再附加２ ～３９／６，因测井数据上有狗腿的井段显示的
井径有可能误导我们计算出错误的附加量，从而不能保
证水泥浆的返高。
参考文献：
二叠系地层应力大，井壁稳定性差，极易造成井下
复杂，本井在二叠系共发生４次漏失并进行承压堵漏，
每次堵漏浆承压堵漏后大量的堵漏材料粘附在井壁上，
增加了钻具在井内的粘卡风险。
２．３由于井身结构的原因，造成特殊作业时间长
由于三开施工时间较长，在增斜段和降斜段出现了
较大的狗腿，最大狗腿是井深４０４５ｍ，狗腿度为
３５．５６。／ｌＯＯｍ，三开中完后测井作业，由于造斜率大，不
能直接电测，必须采用钻具输送。通过双井径测井曲线
可知，在降斜段４７００～５０２５ｍ，井径扩大率都大于
３Ｏ ，而在狗腿度较大处却出现井径小于 ２１５．９ｒａｍ，
说明测井无法反映真实的井径数据。 ．
２．４下套管前用双扶正器通井极大增加作业风险
为了顺利的下入７”套管，通井时使用双扶正器模
拟套管的刚性进行通井，在这之前想下９根光钻铤通井
都在４０６０ｍ井深时遇阻无法继续下钻通过，无疑带双
扶正器通井的风险极大，加之环空间隙小，造斜段摩阻
大，同样给通井和下套管作业带来很大的风险。
３施工时采取的措施
（１）通井准备工作要做充分，应采取模拟套管刚
性，用欠尺寸双扶下钻通井，并对重点井段进行划眼修
整。
（２）选择合适的套管扶正器。该井采用刚性漩流
树脂扶正器，这种扶正器和别的刚性扶正器相比具有以
下特点：①这种扶正器的外径为２０９ｍｍ，刚好与通井使
用的扶正器的外径相同；②该扶正器与其他扶正器相比
本体要短，扶正块的高度较低，形状为半圆型与井壁呈
点接触状态，大大降低了摩阻；③与套管接箍过渡圆滑；
④轻质高强，抗压能力高达３５￣４０ｔ。
（３）每次承压堵漏后下钻时一定分井段循环调整
钻井液一周以上，并进行短程起下钻，验证摩阻 达到要
求后方可继续进行下钻作业，保证钻具在斜井段的静止
（上接第‘３８页）
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