董宗豪 刘永良 刘 均 张泽伟 唐 力 张 琦 赵小森 黄小亮

(1. 中国石油西南油气田分公司川东北气矿， 四川 达州 635000； 2. 中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院， 成都 610041； 3. 重庆科技学院石油与天然气工程学院， 重庆 401331)

川东地区石炭系、长兴组、飞仙关组气藏，存在一批孔隙度为4% ～ 25%、渗透率为5×10-3～20×10-3μm2、天然气日产量大于10×104m3的高产无水气井。这批井是气田稳产的核心，所产天然气均含有H2S和CO2等腐蚀介质，连续开采时间已达10～30 a。井下管柱遭到不同程度的腐蚀，破坏了气井井筒的完整性[1]，直接影响气井正常生产和气田的效益开发，及时有效地开展维护作业对保障气井正常生产显得尤为重要。此外，这批井基本上已进入开采中后期，压力系数大多低于0.5(甚至更低)[2-3]。在对低压高渗无水气井实施压井时，采用常规气井压井技术的清水吊灌法压井，有可能导致恶性井漏，甚至导致严重的产层伤害[4-6]，即使压井成功，后期排液、复产的难度也会加大[7]。

近年来，在川东地区的龙会场、铁山及其他地区先后对这类低压高渗无水气井进行了修井维护。采用暂堵剂堵漏压井[8-12]、解堵酸化和压缩机向地层注气复产技术，修井和复产的成功率均达到100%，而且施工周期短，气井产量均得以不同程度提高。

1 选井条件分析

综合考虑气井的地质特征、开发特征以及井筒条件、地面集输条件等因素，拟定维护目标井的基本选井条件：

(1) 地质条件。储层物性好，渗透率大于5×10-3μm2，孔隙度介于5%～10%。

(2) 压力条件。地层压力系数小于0.5。……