華北地區(qū)含硫化氫地下儲氣庫運行風(fēng)險及技術(shù)對策*

中國石油華北石油管理局有限公司河北儲氣庫分公司

進入21 世紀以來，我國天然氣工業(yè)發(fā)展駛?cè)肟燔嚨溃殡S而來的是國內(nèi)天然氣消費市場急劇擴大，季節(jié)儲氣與調(diào)峰需求趨勢凸顯。素有“地下糧倉”的地下儲氣庫（后文簡稱儲氣庫）作為天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中不可或缺的行之有效、最可靠的調(diào)峰和儲備手段[1]，已成為繼國家長輸管道業(yè)務(wù)之后解決上游天然氣資源區(qū)和下游天然氣消費區(qū)分離的新的有效途徑之一。

據(jù)相關(guān)機構(gòu)的統(tǒng)計，全世界共有各類儲氣庫約635座，總庫容5 733×108m3，總工作氣量約3 524×108m3，調(diào)峰氣量占世界天然氣消費量的15%[1-2]，其中，法國、奧地利等發(fā)達國家這一比例高達30%。相比而言，我國儲氣庫建設(shè)起步晚，且整體運行尚處于初級階段[1-7]，遠低于國際平均水平。目前，華北地區(qū)大港油田大張坨、華北油田蘇橋、京58 儲氣庫群等的運行，多為非含硫型，其可操作性相對簡單安全。而含硫化氫型儲氣庫，除受制于儲層非均質(zhì)性、儲層流體活躍（氣液界面周期性往復(fù)進退、水體錐進引發(fā)氣水運動規(guī)律復(fù)雜化）外，更有儲層富含硫化氫，自地層滲流產(chǎn)出—井筒流動—地面外輸全過程硫化氫釋放，以及硫化氫處理安全環(huán)保等復(fù)雜因素共同影響，正常運行難度相對較大。為此，開展針對該類型儲氣庫運行關(guān)鍵技術(shù)研究顯得極為迫切。本文將以X 儲氣庫為例，從庫運行風(fēng)險分析入手，提出有針對性的技術(shù)對策，以期促進此類儲氣庫安全高效運行。

1 地質(zhì)背景

X 儲氣庫為華北地區(qū)含硫氣藏（為一帶油環(huán)、底水、含硫化氫的潛山凝析氣藏）改建而成[1-4]，是我國第一座由碳酸鹽巖底水氣藏改建的儲氣庫。其主要生產(chǎn)層位為奧陶系峰峰組與上馬家溝組，巖性由白云巖和灰?guī)r構(gòu)成，儲層埋深2 860 m。儲集空間有構(gòu)造縫、縫合線、溶洞、晶間孔等，以微細裂縫和孔隙為主，其中構(gòu)造縫最為發(fā)育；基質(zhì)平均孔隙度為2.88%，滲透率為1.15 mD。原始油氣界面為3 190 m，油水界面為3 240 m[3]。地層壓力系數(shù)為1.01～1.04，溫度梯度為3.07～3.12 ℃/100 m，具有正常的壓力、溫度系統(tǒng)。天然氣相對密度平均在0.68 左右，甲烷含量大于80%，含硫化氫，氣藏原始硫化氫含量為570～1 300 mg/m3，原油性質(zhì)參數(shù)介于凝析油與輕質(zhì)黑油之間，地層水總礦化度33 804.82 mg/L，為CaCl2水型。

2 運行中存在的風(fēng)險

關(guān)于儲氣庫井運行，不同于油田油氣水井，多周期高壓往復(fù)注采氣運行是其主要特點，井筒中發(fā)生雙向流，不僅有源于地層方面（諸如地層硫化氫的釋放、底水錐進等）的風(fēng)險，也有自井筒（如環(huán)空帶壓）發(fā)生漏氣的挑戰(zhàn)，以下將以X 儲氣庫為例展開相關(guān)論述。

2.1 地層含硫特征及運行風(fēng)險

據(jù)X 氣藏老井及新鉆井流體取樣監(jiān)測數(shù)據(jù)反映，氣藏內(nèi)部天然氣中硫化氫質(zhì)量濃度為570～1 300 mg/m3，凝析油樣品中硫化氫質(zhì)量濃度為25～367 mg/m3。主要分布于氣藏構(gòu)造高部位，且西部較東部含量低（表1），總體反映為富含硫化氫型氣藏特征。據(jù)多周期采氣加密取樣監(jiān)測結(jié)果證實，地層中仍富存硫化氫氣體[5]。受周期注入未含硫化氫干氣混相地層原始濕氣影響，在每個采氣周期初期采出氣多為混合氣，硫化氫含量相對較低，而采氣中、末期干氣逐漸減少，受地層原始濕氣相對含量比例增高影響，采出氣體硫化氫含量呈現(xiàn)上升趨勢（圖1）。

表1 X 儲氣庫注采井取樣情況Tab.1 Sample condition of injection-production wells in X Gas Storage

根據(jù)國標GB 17820—2012 規(guī)范，對于氣田、油田采出經(jīng)預(yù)處理后通過管道輸送的商品天然氣，若作為民用燃料的天然氣，則硫化氫濃度應(yīng)滿足要求≤6 mg/m3。由于X 儲氣庫地處華北人口密集區(qū)，其運行核心職能是服務(wù)京津冀協(xié)同發(fā)展的重大民生工程，保障區(qū)域季節(jié)供氣調(diào)峰。與國標要求對照，X 氣藏中天然氣硫化氫含量已遠超民用氣使用標準，使得外輸供氣安全風(fēng)險加大，儲氣庫運行技術(shù)亟待優(yōu)化。

2.2 井漏氣風(fēng)險

2.2.1 儲層裂縫發(fā)育

據(jù)鉆錄測井資料分析，X 氣藏儲集巖為白云巖和灰?guī)r。鉆井資料揭示出多口老井鉆遇裂縫儲層，發(fā)生不同程度放空和泥漿漏失現(xiàn)象，累計放空長度5.03 m，累計漏失泥漿540.8 m3（表2），反映出比較大的縫洞不發(fā)育。經(jīng)Y16、Y22 等井巖芯及薄片資料分析表明，其儲集空間有構(gòu)造縫、縫合線、溶洞、晶間孔等，其中以構(gòu)造縫最為發(fā)育[6]，裂縫寬度以小于0.1 mm 的微細裂縫為主。

圖1 X 儲氣庫多周期運行硫化氫平均含量變化趨勢Fig.1 Change trend of average hydrogen sulfide content in X Gas Storage during multi-period operation

表2 X 氣藏老井鉆井放空、漏失情況統(tǒng)計Tab.2 statistics of drilling blowdown and leakage in old wells of X Gas Reservoir

大量巖芯觀察裂縫傾角統(tǒng)計結(jié)果表明，X 儲氣庫儲層裂縫以高角度構(gòu)造縫為主，60°以上的高角度裂縫約占裂縫總量的90%，縫面傾角大于45°的裂縫約占98%，其中80°～90°的高角度裂縫占61.6%（表3）。儲層裂縫發(fā)育可能造成X 儲氣庫在高壓往復(fù)操作運行中高角度裂縫擴張延伸并竄通，漏氣風(fēng)險加大，并且原始儲層中又富含硫化氫氣體，共同加劇采氣期綜合安全生產(chǎn)運行風(fēng)險。

表3 Y22 井巖芯裂縫統(tǒng)計Tab.3 Statistics of core fractures in well Y22

2.2.2 井筒環(huán)空帶壓

據(jù)X 儲氣庫注采井壓力監(jiān)測結(jié)果，反映出隨著儲氣庫井運行壓力周期性變化，井筒管柱和套管固井水泥環(huán)將長期承受交變應(yīng)力的影響[5-8]，會出現(xiàn)環(huán)空帶壓。據(jù)井筒資料分析，主要誘因包括：井下工具（如封隔器膠皮）密封失效、油管/套管絲扣滲漏、油管/套管受酸性硫化氫腐蝕穿孔、水泥環(huán)與套管膠結(jié)差并存在裂縫等。這一系列因素均可造成注采井不同程度的環(huán)空帶壓現(xiàn)象（表4），各井環(huán)空帶壓強度存在一定差異性。高環(huán)空帶壓會造成氣體帶壓外漏、井組停產(chǎn)，并危及周邊人畜生命安全，井控安全風(fēng)險極大。

表4 X 儲氣庫環(huán)空帶壓統(tǒng)計Tab.4 Statistics of annular pressure of X Gas Storage

2.3 注采井水淹

由于X 氣藏碳酸鹽巖儲層裂縫發(fā)育，具有非均質(zhì)性強及底水塊狀氣藏（油水界面為3 240 m）特點，采氣期單井存在底水錐進水淹風(fēng)險[3-4]。如X儲氣庫注采井X1 井水淹后出現(xiàn)“能注氣不能采氣”水淹停采問題[3]。

X1 井為一口水平井，該井自2010 年投產(chǎn)，2010—2015 年采氣期產(chǎn)凝析水，整體運行狀況較好。但2015—2016 年度采氣末期產(chǎn)地層水，產(chǎn)水量由初期的平均5.6 m3/d 上升到后期的56 m3/d。于2016 年3 月調(diào)峰結(jié)束實測井底壓力時井筒未積液，井筒狀態(tài)反映良好。

2016 年4 月X1 井開井注氣，全年階段注氣5 837×l04m3，地層壓力由注氣前的22.89 MPa 上升至31.02 MPa，測壓仍未發(fā)現(xiàn)井筒積液。同年12 月27 日，在X 儲氣庫階段采氣4 381×l04m3、地層壓力下降1.9 MPa 情況下，該井開井后未自噴連續(xù)生產(chǎn)，測試井筒液面為819 m，嘗試多次開井無效，井筒取樣化驗證實井筒積液為地層水[3]（礦化度達27 260 mg/L），地層水錐進造成該井采氣期未生產(chǎn)。

3 關(guān)鍵技術(shù)對策

針對X 儲氣庫運行中存在上述風(fēng)險問題，將從硫化氫處理技術(shù)、井筒優(yōu)化及水淹井激活技術(shù)等方面進行優(yōu)化，促進其安全運行。

3.1 硫化氫處理技術(shù)

3.1.1 脫硫思路

含硫化氫油氣田常用的脫硫方式主要有濕法和干法脫硫。濕法脫硫機理為氣液化學(xué)反應(yīng)，其脫硫過程具有速度快、效率高、脫硫劑利用率高等特點。但是，濕法脫硫存在廢水處理問題，初期投資大，運行費用也較高。而干法脫硫，國內(nèi)外對其相關(guān)理論研究較少，國外曾在20 世紀50 年代初期將常溫氧化鐵法加以改進，成功地應(yīng)用于天然氣脫硫，70 年代后廣泛應(yīng)用于我國四川及長慶氣田。它的優(yōu)點是工藝過程簡單，無污水、污酸處理問題，能耗低，尤其是凈化后氣體溫度較高，利于排氣擴散，且凈化后的氣體無需二次加熱，腐蝕性小。鑒于X 儲氣庫采氣量較大（多周期中日采氣量最高達236×104m3/d）且硫化氫濃度周期性差異變化性大等特點，為充分滿足儲氣庫調(diào)峰氣量與天然氣外輸要求及環(huán)保安全指標，采取干法脫硫。主要是在地面配套了2 套干法脫硫塔裝置，實施地面脫硫。同時，配備地下井筒抗硫管柱及放空氣點火技術(shù)，以實現(xiàn)全面處理硫化氫的目的。

3.1.2 地面脫硫裝置及運行

X 儲氣庫共有2 套脫硫塔裝置，單套塔處理能力為250×104m3/d，設(shè)計壓力為7.7 MPa，操作壓力為5.6～7.7 MPa，每套塔分為2 組，共計8 塔，組與組之間只能并聯(lián)運行，每組內(nèi)2 塔可串可并。當每套塔出口硫化氫質(zhì)量濃度達到20 mg/m3時，停止運行，更換脫硫劑，并切換至另一套塔運行。脫硫塔主要參數(shù)見表5，內(nèi)徑為2 134 mm，筒體長11 012 mm，筒體厚度75 mm，脫硫劑的填裝高度為9 780 mm。X 儲氣庫脫硫工藝為干法脫硫，選用固體氧化鐵脫硫劑，在常溫下與天然氣中的硫化氫反應(yīng)，從而使采出天然氣脫硫合格后外輸。

X 儲氣庫為含油凝析氣藏，自凝析氣藏中采出的天然氣首先經(jīng)過三相分離器分離出氣體中游離的凝析油及水[9-12]，但分離后仍會殘留一部分的水與凝析油，這部分油水混合物進入后續(xù)脫硫工藝流程勢必會對脫硫劑產(chǎn)生污染，易造成脫硫劑的板結(jié)，使得脫硫劑的使用周期嚴重縮短。為此，采用“活性炭+脫硫劑”分層裝填方式來完成脫硫工藝。

活性炭因具有高豐度的孔隙結(jié)構(gòu)和優(yōu)良的吸附性能，能進行有效吸油，不與脫硫劑發(fā)生反應(yīng)，選取與脫硫劑粒徑（直徑為4～6 mm）相當?shù)幕钚蕴?，在塔?nèi)采用分層鋪墊的形式，可達到脫除天然氣中液相油水的目的，并有效解決油水對脫硫劑作用產(chǎn)生板結(jié)的問題，實現(xiàn)脫硫劑充分脫硫。實際平均硫容由不足10%（未用活性炭）上升到20%（用活性炭）以上。

脫硫劑廢劑主要含有單質(zhì)硫、無機硫〔（FeS、FeSO4、Fe2S3、Fe2(SO4)3〕等，須與具備危廢處理資質(zhì)公司合作，對廢劑進行合規(guī)無害化處理，以滿足國家環(huán)保要求。

3.1.3 地下抗硫裝置

井筒主要采用國產(chǎn)寶鋼D114.3 mm BGT1 氣密封型防硫化氫螺紋油管，絲扣為梯形螺紋狀，對內(nèi)、外螺紋進行了磷化處理，實現(xiàn)了錐形金屬與金屬的密封，內(nèi)平連接，避免流體在接頭部位產(chǎn)生紊流而造成能量損失，還防止了侵蝕和縫隙腐蝕作用[9-15]，氣密封性能良好。在儲氣庫多周期運行中，將延長地下管柱使用壽命。

3.1.4 含硫井井口失控遠程點火技術(shù)

因X 儲氣庫注采井運行中不同程度產(chǎn)出硫化氫，在生產(chǎn)及修井作業(yè)過程中，或發(fā)生自然災(zāi)害(如地震)，井口采氣樹處有可能會發(fā)生泄漏，導(dǎo)致硫化氫氣體隨天然氣泄漏到空氣中。硫化氫和天然氣為易燃危化品，一旦與空氣混合易形成爆炸性混合物，遇明火、高熱能引起燃燒爆炸。同時，硫化氫氣體為劇毒氣體，對井場周邊人員生命安全造成威脅。根據(jù)中石油集團公司AQ2016—2008《含硫化氫天然氣井失控井口點火時間規(guī)定》“含硫化氫天然氣井出現(xiàn)井噴事故符合一定條件時應(yīng)在15 min 內(nèi)實施井口點火”規(guī)定，在X 儲氣庫井場安裝井口固定應(yīng)急點火系統(tǒng)，可遠程實現(xiàn)井噴事故等應(yīng)急情況下含硫化氫天然氣應(yīng)急點火。在每口注采井設(shè)置3 個點火點，高度分別為9、10、11 m，點火器設(shè)置在距離采氣樹中心水平方向2 m 的位置，可燃氣體濃度檢測儀設(shè)置在距離采氣樹中心水平方向1.5 m 的位置，從而保障周邊居民生命財產(chǎn)安全及點火人員的人身安全。

表5 脫硫塔主要參數(shù)Tab.5 Main parameters of desulfurization tower

3.2 井筒優(yōu)化

3.2.1 老井封堵

X 氣藏老井自20 世紀80 年代投產(chǎn)以來，經(jīng)過近30 年動態(tài)開發(fā)，井筒結(jié)構(gòu)多已產(chǎn)生不同程度套損套變、地層受裂縫發(fā)育竄漏等諸多問題，井筒完整性和完好程度一直是儲氣庫安全運行潛在風(fēng)險。為此，采用超細水泥進行井筒封堵固井（表6），灰面位置600 m 附近，試壓均合格。并對環(huán)空注入保護液緩蝕劑，降低腐蝕及套變程度，確保老井密封性與儲氣庫往復(fù)式注采運行過程不發(fā)生漏氣事故。

3.2.2 新鉆井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)選

據(jù)老井鉆井及試油數(shù)據(jù)證實，X 氣藏奧陶系有效儲層厚度較大（26.2～74.4 m）（表7），試油時單井產(chǎn)能較高（如Y15 井于3 081.92～3 189.43 m 井段試油，日產(chǎn)氣30.9×104m3，日產(chǎn)凝析油38.8 t）。考慮X 氣藏儲層裂縫發(fā)育，具有非均質(zhì)性強及底水塊狀氣藏[15]（油水界面為3 240 m）特點，優(yōu)選水平井井型為新鉆注采井井身結(jié)構(gòu)方案。與直井相比，水平井主要具有鉆遇較多層段實現(xiàn)單井產(chǎn)能大的優(yōu)勢，且有泄油面積大、生產(chǎn)壓差小的特點，能減緩底水錐進[16]，延長井的穩(wěn)產(chǎn)期。X 儲氣庫注采井四開井身結(jié)構(gòu)：采用表套φ508.0 mm+技套φ339.7 mm+技套φ244.5 mm+油套φ177.8 mm+篩管139.7 mm 的井身結(jié)構(gòu)。

3.2.3 完井管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)選

根據(jù)鉆井完井工藝研究結(jié)果，X 儲氣庫采用篩管完井工藝，無射孔，直接利用注采完井管柱進行測試。從井口自上到下主要管柱配套工具有：油管取回式井下安全閥（耐壓強度34.5 MPa，在戰(zhàn)爭或不可抗自然外力作用下采油樹被毀壞時或地面出現(xiàn)火災(zāi)等異常情況時可實現(xiàn)自動關(guān)閉，保護井下井筒設(shè)備安全，避免井口天然氣爆燃等風(fēng)險）、伸縮管、滑套、封隔器、坐落接頭等。這與國內(nèi)油田大多數(shù)氣井完井管柱不盡相同（井下安全閥更多僅用在4 500 m 及以上深度氣井中，而淺層井用得較少），并實現(xiàn)全部抗硫功能。一般采用41/2in 油管完井，以實現(xiàn)整座儲氣庫季節(jié)供氣與調(diào)峰期高壓往復(fù)大氣量運行。

3.2.4 環(huán)空帶壓處理技術(shù)

針對X 儲氣庫套管帶壓現(xiàn)象，在對注采史產(chǎn)生環(huán)空帶壓因素綜合分析基礎(chǔ)上，形成了適用于套管帶壓漏失點分析比照標準曲線，將壓力恢復(fù)曲線分為4 種類型。通過各層套管環(huán)空壓力恢復(fù)曲線比對，可判斷其漏點位置（圖2）：

表6 X 氣藏部分老井封堵情況統(tǒng)計Tab.6 Statistics of plugging for part of old wells in X Gas Reservoir

表7 X 氣藏單井奧陶系儲層發(fā)育狀況Tab.7 Ordovician reservoir development status of single well in X Gas Reservoir

圖2 壓力恢復(fù)曲線類型Fig.2 Pressure recovery curve

（1）若套管頭不密封，相鄰的套管間環(huán)空和油套環(huán)空的壓力值相近，在壓力恢復(fù)時間Tr（約幾個小時）內(nèi)壓力恢復(fù)值急劇增大至初始壓力（圖2a）。

（2）若生產(chǎn)套管螺紋連接處不密封（當氣體沿著螺紋連接處水泥石和套管柱之間的環(huán)形空間沒有被水泥固井的套管間環(huán)空運移時），壓力恢復(fù)曲線的形狀與第1 種情況下的曲線類似（圖2a）；不過，壓力恢復(fù)更加平穩(wěn)且壓力恢復(fù)時間Tr較長，約為幾天（圖2b）。

（3）若水泥石的致密性受損，來自地層內(nèi)沿水泥環(huán)縫隙流動的氣體可能會攜帶液體，從而加劇了通道的非均質(zhì)性，并破壞其通過能力；最終，壓力恢復(fù)曲線以隨時間任意變化的規(guī)律來增長（圖2c）。

（4）若中間管柱不密封，壓力恢復(fù)曲線的特點是套管間壓力在壓力恢復(fù)值達到初始壓力基準上產(chǎn)生無規(guī)則波動，直到氣體開始排放為止（圖2d）。

此外，進行堵漏體系研究。針對X4 井環(huán)空帶壓現(xiàn)象（使用前A、B、C 環(huán)空套壓分別為10、6.7、0.8 MPa），結(jié)合圖版，判斷為套管頭不密封或近井段生產(chǎn)套管處滲漏點。研究液體堵漏劑，此漿液自身具有極強的滲透能力，可滲入0.001 mm 的孔隙，耐壓強度達60 MPa，具有穿透性強、耐高壓、封閉效果好等特點。X4 井應(yīng)用后帶壓解除，效果較好。同時，結(jié)合X 儲氣庫注采井井身結(jié)構(gòu)，配備套壓泄放流程，并制定出套壓泄放管理標準（表8）。在日常運行中加密環(huán)空動態(tài)壓力監(jiān)測，一旦有風(fēng)險，及時采取泄壓、修井作業(yè)等措施，保持井口壓力處于受控且安全狀態(tài)。

3.3 水淹井激活運行

3.3.1 出水特征及水體活躍性

通過對X 氣藏整體生產(chǎn)中的動態(tài)資料剖析，獲知X 氣藏底水整體活動性小，但局部水體較活躍[3]。據(jù)生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)分析，X 氣藏試采期間地層壓力由31.35 MPa 下降至26.70 MPa，在壓降達4.65 MPa 的情況下，氣藏整體并未發(fā)生底水沿高角度裂縫系統(tǒng)上竄，表明底水整體活動性小。而X 氣藏改建儲氣庫后，兩口試采井生產(chǎn)井段（分別為3 081～3 187 m、3 019～3 173 m）均接近氣藏原始氣液界面（3 190 m），試采中產(chǎn)水量一直較小，且隨地層壓力降產(chǎn)水量未有明顯增加趨勢。僅X1 井于2016 年冬季采氣期開井就水淹停產(chǎn)，反映出局部區(qū)域底水較活躍。

表8 套壓泄放及管理標準Tab.8 Set pressure relief and management standard

3.3.2 零背壓放噴排液

為滿足冬季X 儲氣庫保供調(diào)峰需求，采取零背壓放噴排液的方式實現(xiàn)水淹井正常開井生產(chǎn)?，F(xiàn)場通過在采氣初期利用較高地層壓力，對X1 井采用地面系統(tǒng)零背壓放噴排液的方式，促進井底積液排出[3]。2017 年11 月采氣運行中井口油壓由開井初期的24.4 MPa 快速下降至1.3 MPa 后，緩慢上升至19.1 MPa，8 天內(nèi)累積產(chǎn)液1 091 m3，產(chǎn)氣能力恢復(fù)到22.6×104m3/d，采氣能力被激活。2017—2018年度采氣期該井共采氣3 198×104m3，成功恢復(fù)工作氣量。

故零背壓放噴排液方案可適用于底水錐進型碳酸鹽巖儲氣庫運行。

4 結(jié)束語

通過上述一系列針對性的技術(shù)對策的實施，X儲氣庫已歷經(jīng)8 個注采周期，除了圓滿完成油氣調(diào)控中心指標外，完全自主實現(xiàn)安全運行零事故，注采井帶壓及水淹現(xiàn)象得到有效遏制，適應(yīng)于該類型儲氣庫的綜合運行風(fēng)險辨識及相關(guān)對策得以歸納完善，為含硫化氫型儲氣庫運行50 年乃至更久，奠定了堅實技術(shù)基礎(chǔ)。

以華北地區(qū)含硫化氫型X 地下儲氣庫為例進行運行風(fēng)險及相關(guān)技術(shù)對策研究，主要取得了以下幾點認識：

（1）含硫化氫地下儲氣庫運行中存在著含硫化氫、井漏氣、注采井底水水淹等運行風(fēng)險。

（2）針對周期運行中產(chǎn)出硫化氫風(fēng)險，主要采用干法脫硫思路，地面采用“活性炭+脫硫劑”分層裝填脫硫塔方式實現(xiàn)脫硫，地下選用國產(chǎn)寶鋼D114.3 mm BGT1 氣密封型防硫化氫螺紋油管及井下安全閥抗硫生產(chǎn)，并在井口采取含硫井井口失控遠程點火技術(shù)，以實現(xiàn)硫化氫完全處理。

（3）關(guān)于注采井漏氣風(fēng)險，則主要采取老井封堵、新井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、完井管柱優(yōu)化等井筒技術(shù)，并劃分環(huán)空帶壓4 種類型壓力恢復(fù)曲線判斷其漏點位置、進行液體堵漏劑堵漏，以及制定出套壓泄放管理標準。

（4）就底水水淹井風(fēng)險，則在注采井出水特征及水體活躍性分析基礎(chǔ)上，采取零背壓放噴排液激活水淹井技術(shù)，以恢復(fù)井正常生產(chǎn)。