随着大庆油田"稳油增气"可持续发展战略实施，2025年天然气将上产70亿方，为黑龙江省地方经济发展提供了重要的清洁能源支持。大庆油田天然气主力产层为深层火山岩，具有埋藏深(深度多在3500m以上)、高温（最高温度169℃）、高含CO2气体以及需规模压裂改造才能投产的特点，深层气井面临的完井及生产工况非常苛刻。在气田开发初期，由于气井完整性设计不到位，隐患气井占总井数的30.9%，出现了气井管柱断脱、环空带压和井口漏气等问题，甚至造成气井报废的严重后果，给安全生产带来了极大隐患。由于高温高压高含酸性气体的气井完整性设计及评价是一个世界性难题，作为世界上第一座规模开发的火山岩气藏，国内外尚未有同类开发技术可以借鉴，随着我国"新安全法"的实施以及我省"气化龙江"战略的启动，从油田发展和国家安全的角度出发，对该类高难度复杂气井进行完整性设计及安全评价就显得尤为重要。 大庆油田通过多年攻关，建立了适合火山岩高难度复杂气井应用的完整性设计及安全评价关键技术，形成以下创新点： 1、针对气井在投产前需开展大规模压裂改造，为防止完井管柱失效导致压裂无法实施、给后期生产造成安全隐患，开展了高难度复杂气井管柱力学分析、管柱冲蚀及振动评价研究，建立了火山岩气藏压裂完井管柱安全运行评价模型，可实现动态及静态工况条件下管柱安全评估，为完井工具设计及管柱安全投产提供了理论支撑，指导完成9种新型压裂封隔器工具设计。 2、针对气井投产后面临的高温、高压、高含CO2腐蚀气体的复杂工况，探索出火山岩气藏CO2局部腐蚀规律，建立了CO2局部腐蚀敏感区间图版和局部腐蚀速率三维发展模型，预测符合率为81%，在国内处于领先水平。在此基础上研发了耐CO2腐蚀的高效缓蚀剂，形成了低成本组配防腐工艺技术，完井成本大幅降低40%以上。 3、针对已投产气井面临的气井环空持续带压，为避免发生气体泄漏、井口失控的发生，通过环空泄压恢复测试、井筒检漏新技术应用，形成气井环空带压途径分析技术，并建立适合火山岩气藏应用的气井环空压力安全控制图版，指导了环空带压气井现场治理，确保徐深气田环空带压井安全可控率达100%。 4、形成气井完整性评价指标体系，建立基于风险矩阵的风险量化分级技术，形成"红绿灯"完整性管理模式，实现了管柱在全生命周期内历经完井、压裂、试气、生产等过程的安全评价分析，同时对气井使用寿命进行预测及预警，预测精度在6个月之内，在国内处于领先水平。 通过上述关键技术研究与应用，消除并避免了气井安全隐患，确保了高难度复杂气井在全生命周期的安全运行。现场共应用227口井，技术覆盖率100%，合计创造经济效益5.16亿元，实现了天然气的安全高效开采，具有很好的推广前景和显著经济效益。 该项目研发过程中共申报专利13项，获授权专利技术10件，软件著作权2件，编制技术标准5项，发表论文21篇，促进了我国高温高压深井及火山岩储层压裂完井技术的进步。

大庆油田有限责任公司采油工程研究院

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