摘要：针对四川盆地东部地区高含硫气井在前期开发过程中因气井本身结构的不完整性和复杂的地质构造、人居环境，导致部分气井存在一定安全隐患的问题，为实现其安全隐患的科学治理、彻底根治，结合四川东部地区含硫气井的特点和完井现状，通过对完井管柱、完井套管、固井、复杂地质结构及气井本身完整性等的综合分析，形成了高含硫气井安全隐患分析及综合评估方法，对油层套管固井质量未达标、油层套管固井质量合格、产量低无经济开采价值的高含硫气井进行分类，形成各具特色的治理技术思路，并制订了产层封闭、井筒薄弱段及关键泄漏部位封堵等的永久封闭配套技术方案。通过现场实践，达到了科学治理、不留隐患的隐患治理要求，所形成的高含硫气井安全隐患治理的隐患分析方法、治理技术思路和永久封闭配套技术，对类似气井的安全隐患综合治理工作具有指导意义。
关键词：四川盆地；东；气井；硫化氢；安全；隐患；技术；实践：
川渝气区高含硫气田主要分布在川东地区，由于气井普遍具有井深、高酸性、高压、高产等特点，气井纵向上地质结构复杂，存在多裂缝系统、浅表层漏失严重的问题。地理位置属于山区，交通极不方便，人居密度较大。高酸性气体腐蚀性强，易导致井下管柱腐蚀。如遇气井本身存在缺陷，含硫天然气经油、套管丝扣、工具等处渗漏，并沿上部裂缝系统窜漏至地表，将直接影响气井安全生产和威胁到地面人居环境安全。
为确保高含硫气田安全开发，实现“安全环保、科学发展、效益开发”。按照“科学治理、不留隐患”的原则，达到对存在隐患的高含硫气井彻底封堵的目的，通过组织国内、外的钻井、完井、测井及安全风险评估等相关技术专家对现有高含硫气井逐井核查、评估和重新审视，制订了一系列治理方案，经现场实践和总结，形成了一套适宜于高含硫气井安全隐患评估和治理的技术思路[1～2]。
1 高含硫气井存在的主要安全隐患
四川东部地区高含硫气井，硫化氢含量高(H2S含量大于等于5%)、压力高(井口关井压力大于等于30MPa)、井深(大于4000m)、单井气产量高(大于100×104m3/d)；气井纵向上地质结构复杂，上部地层断层、裂缝发育，浅表层井漏严重，影响固井质量；丛式井井口间距太近，易造成井间互窜；井斜较大(超过45°)；套管存在磨损，强度降低；高含硫气井地处山区，地面交通不便，人居密集，其危害性较大。
1.1 高压、高含硫气引起完井管柱渗漏、套管环空窜气
一是早期在高含硫气井中油、套管未使用气密封扣，高压气容易经油、套管丝扣、井下工具泄漏(如井下安全阀、滑套、伸缩接头和封隔器等)，引起各层套管带压甚至经地表断层、裂缝窜漏到地面形成安全风险；二是完井油、套大部分是采用碳素钢类抗硫材质，如果防腐措施不到位，因综合腐蚀导致油、套管穿孔，高含硫天然气渗漏到上部地层形成安全隐患。
1.2 套管附件存在薄弱点，固井质量差导致套管间窜气
川东地区大部分采用“三开三完”的井身结构。由于气井较深，一方面在固井工艺上常采用悬挂与回接的方式，因受温差大的影响和套管间隙小的限制，上部套管和尾管的固井质量较差；另一方面由于裸眼井段长，压力系数相差大，如采用分级箍固井，这些固井附件成为油层套管的薄弱点。一旦完井管柱发生泄漏，便会引起套管间和上部地层窜气。如C-1丛式井组，生产井C-11油层套管分节箍发生泄漏，天然气通过上部漏层进入相邻的回注井C注1井，因回注井固井质量不合格，天然气沿上部断层和裂缝上窜到地表发生环境风险，经治理达到安全状态(图1)。
1.3 气井的不完整性也会带来安全隐患和风险
① 井口装置存在缺陷；②油层套管固井质量较差；③油层套管丝扣渗漏；④完井管柱存在缺陷(未下入永久式封隔器，油管丝扣和工具存在泄漏)；⑤防腐工艺措施不到位，油、套管和井口装置存在腐蚀和渗漏；⑥高含硫气井存在缺陷，又处于人口密集和环境敏感区域，存在高含硫气泄漏导致环境污染。如位于人口聚集区的W14井，H2S含量65.8g/m3，存在井口、井下油套管腐蚀泄漏及硫化氢中毒的严重安全隐患(图2)。
1.4 钻井中上部套管磨损，降低了油层套管的强度，存在套管损坏泄漏风险
随着深井和大斜度井的广泛应用，由于钻井周期较长，起下钻次数多，如果防磨措施不到位，上部套管容易被磨损，大大降低油层套管的强度甚至损坏。如生产管柱出现窜漏，套压上升出现套管超压和泄漏的安全隐患。
2 高含硫气井安全隐患评估
尽管一口井可能存在上述的某种安全风险，但它不是封闭的唯一条件，不是所有高含硫气井均存在安全隐患和开发风险。本着“安全环保、科学发展、效益开发”的原则，为了科学开发好高含硫气田，消除高含硫气井已存在的安全隐患，结合高含硫气井隐患特征，通过对高含硫气井地质、钻井、固井、完井、材质、防腐、地面人居环境等方面开展综合评估，对存在风险的气井针对性地制订治理方案，才能真正实现高含硫气田的安全开发[3～4]。
2.1 组织成立评估专家组
聘请国内钻井、完井、测井、材料、防腐和安全等相关专业专家组成评估专家组。综合应用相关技术和标准对高含硫气井进行评估并形成评估报告。
2.2 确立高含硫气井安全风险分类标准
根据安全风险程度分为A、B、C3级。其中：A级属于存在严重安全隐患，急需实施永久性封闭治理；B级属于存在一定安全隐患，但通过治理后恢复生产；C级是气井虽然存在一定缺陷，没有大的安全风险可监控使用，需制定详细的监控措施。
2.3 确定高含硫气井评估和治理原则
1) 严格执行气田开发纲要。
2) 锁定不完整的高含硫开发井和“三高”探井。
3) 重点敏感区域必须把安全、环保放在首位。
4) 综合考虑高含硫气田安全开发和效益开发。
5) 气井封闭原则还要充分考虑上部地层的勘探开发潜力和综合利用。
6) 对存在严重安全隐患风险的高含硫气井和“三高”探井应彻底治理。
2.4 通过对高含硫气井逐井排查，建立高含硫气井单井评价档案
(1)单井井史卡片；(2)井身结构图；(3)各层套管数据表；(4)固井数据及质量评价；(5)完井管柱结构及相关数据；(6)井口装置及相关压力资料；(7)气井产量、流体性质；(8)气井钻井、完井及生产过程中有关历史事件记载；(9)防腐措施；(10)气井周围500m范围内人居环境调查情况；(11)井安系统；(12)评估结论及建议。
3 高含硫气井永久封闭技术方案
根据评估结果，针对存在严重安全隐患的高含硫气井(属于A级)，按照“科学治理、不留隐患”的原则，达到对高含硫气井彻底治理的目的。认真编制高含硫气井永久封闭技术方案和单井设计(包括地质设计、工程设计、施工设计和安全、环保预案)[5～6]。
3.1 治理技术思路
1) 对于油层套固井质量未达标，存在天然气上窜泄漏危险的井需对气层进行挤水泥封堵，并对套管外窜槽井段采用射孔、挤水泥封堵；套管内采用桥塞+水泥塞段封闭，原则上应该分2～3段进行封堵；在有效封闭井段的套管外应有100m左右的优质水泥塞段，防止天然气经管外窜到地表，每段水泥塞长度不低于200m，最后一个水泥塞位置应在表层套管鞋以上。井筒注入重钻井液，安装简易井口及压力表，井口周围需进行必要的保护。
2) 对于油层套管固井质量合格，产层部位以上管外水泥有100m连续井段固井质量优的井，这类井含硫天然气沿套管外上窜的风险极小。因此，可采用先对产气层挤水泥封堵，然后用桥塞+水泥塞封闭，最后一段水泥塞应封在套管薄弱段以上，每段水泥塞长度不低于200m；井筒内注入钻井液，井筒内应下入光油管，安装与区域地层压力相符的采气井口，井口周围需进行必要的保护，可作为上部潜力层回采井观察利用。
3) 对于产量低无经济开采价值的高含硫气层，因套管固井质量合格不会发生含硫天然气上窜泄漏的风险，上部地层又具有勘探开发潜力，可采用桥塞+水泥塞封闭，封闭产层的水泥塞厚度应大于200m。井筒注入钻井液或清水压到井口，井筒内应下入光油管，安装与区域地层压力相符的采气井口，井口周围需进行必要的保护同时可利用该井实施回采工作，充分利用现有资源。
4) 所有封闭井应对井口进行保护，安装一条放喷管线，加强压力观察，按生产井管理模式建立资料台账。
3.2 封闭方案
3.2.1产层封闭方案
3.2.1.1 压井
油管内采用挤注法压井，将油管内的气体挤入地层，实现压井液液柱压力与地层压力平衡，同时向气层挤入一定量的压井液，防止气窜。当油管内压井成功后，采用打开CMPA滑套，建立油、套循环通道。如果 CMPA滑套打不开或无滑套，则进行油管穿孔，采用油套循环压井，最终达到压井平稳。
3.2.1.2 解除封隔器锚定或切割油管
压井平稳后，将采气井口换装成防喷器。上提、正转管柱实施解除锚定。如果解除锚定不成功，则实施油管倒扣或切割作业，起出封隔器以上管柱。
3.2.1.3 封堵产层
下入钻具，通过钻具向产层试挤入压井液，根据流量决定是否能向产层挤入水泥浆。如果有条件则最好先产层挤入水泥浆，以达到产层有效封堵。在原封隔器以上座封桥塞，在其上注入水泥塞并试压合格。
3.2.2井筒薄弱段及关键部位封闭方案
1) 尾管悬挂器、分级箍、套管回接处和套管偏磨处是套管受损和密封的薄弱点，为确保井筒尾管悬挂器、分级箍、套管回接等薄弱点的安全，封堵产层后，在薄弱点上下应注水泥塞封闭。
2) 固井质量差，高含硫气层上部无连续50m以上优质固井质量段，特别是单层套管固井段，是安全隐患的薄弱段，存在高含硫天然气管外上窜泄漏风险。采用分段套管穿孔，用封隔器分隔挤注水泥固井，在薄弱段及上下形成连续注水泥塞封闭。
3.2.3井口保护
1) 永久封闭井，安装简易井口和压力表。
2) 安装一条引流放喷管线到点火池。
3) 井口周围安装防护栏杆。
4 实例分析与永久封闭实践
四川油气田组织专家组对可能存在风险的高含硫气井进行了重新审视和评估，并确定了一批高含硫气井必须实施永久性封闭。下面介绍LJ-XX井治理典型实例。
4.1 治理前气井基本情况
该井为1口水平井，最大井斜90.5°，造斜点井深1950m，入靶点A点3636m，出靶点B点4248m，水平段长612m。完井测试产气250×104m3/d，关井井口压力32MPa，天然气中H2S含量为130g/m3、C02含量为95g/m3。该井主产层以上、井深1017m以下具多个气测异常、断层和裂缝发育，井漏显示强烈。
1) 井口装置：法国Malbranque103-70型FF级采气井口。
2)井下情况：①井内为SAB-3完井封隔器管柱，封隔器下深3409.18m；②环空为清水+10%CT2-4缓蚀剂；③试油结束后，油管内用清水+缓蚀剂压井，井下安全阀关闭；④井口套压升至27.9MPa，油压31.0MPa；⑤取油套环空气样同位素分析结果表明油套管环形空间内的气为产层的气源。
4.2 存在的主要隐患
1) 套管存在隐患，Φ244.5mm套管固井质量差，Φ177.8mm套管未回接到井口，Φ244.5mm套管上部段作为油层套管使用。Φ244.5mm套管经过一次抢险、两次造斜钻进，套管磨损情况不详。套管丝扣为长圆扣，气密封差，套管存在多处泄漏风险。
2) 该井采用普通碳素钢抗硫油管组合，管柱上未能安装加注缓蚀剂装置，Φ114.3mmVM80SS油管存在着一定的电化学腐蚀，油管存在腐蚀穿孔泄漏风险。
3) 该井地处敏感地区，人口居住密度大，距井口100m以内有居民51人，500m以内有655人。
4) 上部地层断层和裂缝发育，地质风险大，存在高含硫气沿上部地层泄漏到地表的重大风险。
5) 该井与邻井井口相距近，不足3m。根据外国公司专家评估，井与井相距太近存在安全风险。
鉴于以上因素及该井存在的安全隐患，经审视评估，对该井作永久性封闭处理。
4.3 治理情况
治理方案：打开井下安全阀→试井车测井底压力→从油管挤入压井液并向地层试挤获取参数(排量和压力) →向地层挤水泥封堵产层(油管内保留一定水泥塞)→切割油管→循环压井→注水泥塞→试压→下电缆桥塞→注水泥塞→试压→完善井口，完成治理作业。
1) 油管内压井：油管内挤注密度1.46g/cm3钻井液40m3，挤入地层25m3，同时求取注人参数；挤注水泥浆60m3，密度1.93～1.95g/cm3，候凝后探得油管内水泥塞面井深2970.20m。
2) 油管穿孔、循环压井液：采用SCWCK-43Y-2型低碎屑穿孔弹对油管2970.20m以上油管段2963.40～2967.50m穿孔，用钻井液替出环空保护液并循环压井。
3) 切割油管：采用SCQG-89Z型切割弹于2961.88m切割Φ114.3mm油管。
4) 套管内分两段注水泥塞2960～2338.27m和2328～1773.93m。
5) 试压35MPa经30min不降，合格。
6) 坐电缆桥塞于井段为1773.12～1773.62m。
7) 套管内分两段注水泥塞为1772.62～1255.27m和1255～960.25m。
8) 试压35MPa经30min不降，合格。
9) 采用密度1.46g/cm3钻井液压井至井口。
10) 安装简易井口和防护围栏。
4.4 治理结果及评价
1)治理前后井身结构如图3、4所示。
2)治理后综合评价。通过对该井隐患的综合治理作业，套管内第1个水泥塞井段2961.88～2338.27m，套管内第2个水泥塞井段为2338.27～1773.93m，在井深1773.62～1773.12m坐Φ145mm电缆桥塞，套管内第3个水泥塞井段为1773.12～1255.27m，套管内第4个水泥塞井段为1255～960.25m，共计塞长2001.13m，每个水泥塞探塞后都试压合格。通过电测解释Φ177.8mm和Φ244.5mm套管固井质量较好，Φ177.8mm在产层以上有连续厚度达200m优质水泥环堵隔，能有效封隔高含硫天然气沿套管外上窜。上部井段960m以上Φ177.8mm和Φ244.5mm套管固井质量较好，能有效封隔上部浅层气上窜地表。因此，本井治理工作达到了永久根治、彻底消除隐患的目的。
5 高含硫气井安全隐患治理及认识
通过川东地区高含硫安全隐患气井封堵配套技术的探索和实践，为高含硫气井安全治理积累了经验，并形成了高含硫气井安全隐患评估、封堵工艺设计和施工较为系统的配套技术。通过对安全隐患井技术分析，进一步认识到在高含硫气田勘探开发中存在较大的安全风险，要实现高含硫气井安全生产，必须严格执行天然气开发纲要、天然气安全开发技术标准和技术规程，加强各环节工程质量控制和管理，进一步提高高含硫气井的完整性，确保高含硫气井长期处于安全工作状态，最终实现高含硫气田安全、效益开发。
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(本文作者：李长忠1 李川东1 雷英全2 1.中国石油西南油气田公司；2.中国石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司)
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