聚胺复合盐润滑防塌钻井液在樊斜166大位移井的应用

樊斜166井位于济阳拗陷东营凹陷博兴洼陷高青断层下降盘樊斜166块,为中国石化胜利石油工程有限公司油气勘探管理中心重点评价井。区块地层岩性复杂,该井设计井深5664.07 m,井底井斜近60°,水平位移近3000 m,井底温度近190℃,钻井施工中钻井液维护井壁稳定、井眼净化及润滑防卡技术难度大。为此,针对该区块地层岩性特点及施工技术难点,制订了樊斜166井钻井液技术对策,并通过钻井液处理剂优选,构建了聚胺复合盐润滑防塌钻井液体系,进行了评价实验与现场应用,均获良好结果。评价实验结果表明,该钻井液体系不仅抑制性能好、封堵能力强,而且具有良好的润滑性和抗温性,在190℃仍保持良好的流变性。现场应用结果表明:①在相应的钻井液现场维护处理工艺辅助下,聚胺复合盐润滑防塌钻井液实现了优快钻井;全井钻井时效高,实钻周期仅54.5 d,比设计钻井周期提前了39.4%;平均机械钻速12.89 m/h,创区块同类型井机械钻速新纪录。②聚胺复合盐润滑防塌钻井液体系解决了该区块大位移井钻井过程中易出现的井壁失稳、井眼净化及润滑防卡的难题;钻进过程中井壁稳定,三开井段井径平均扩大率仅为3.16%;井眼净化良好,钻井液高温下悬浮携带能力强;润滑防卡性好,定向过程中摩阻和扭矩低,起下钻畅通无阻,完井作业顺利。该钻井液体系的成功应用,为区块的后续钻探开发提供了技术支撑,对其他区块相似大位移井的钻井液构建亦有参考意义。

基于实验的碳酸盐岩气藏储量计算——以X气藏为例

四川盆地X气藏为碳酸盐岩储层,储层层间及层内都具有较强的非均质性,是气藏储量计算面临的困难之一。针对此问题,本文采用实验方法支撑储量计算,首先通过实验测量得到气藏各小层岩心的孔隙度、渗透率等基础物性参数,将小层渗透率校正为克氏渗透率,并根据物性差异将储层分类为孔隙型储层、孔隙-孔洞型储层,再通过产能模拟实验计算得到气藏工业产能对应的有效储层孔隙度和渗透率等储层物性下限。继而通过液膜厚度实验测得各目标储层的液膜厚度,并结合压汞实验测得的孔径分布曲线,得到有效储层中含烃孔隙体积比例,最后通过地质储量计算公式得到气藏储量。研究结果表明:①利用基础物性测试实验、产能模拟实验、水膜厚度实验等实验方法,确定储层物性下限以及有效孔隙体积比例,为气藏储量计算奠定基础,X气藏有效储层孔隙度下限为1.21%~1.56%;②气藏有效储层中含烃孔隙体积比例范围在42.62%~67.73%,通过地质储量计算公式可得到该气藏的有效储量;③该方法对于非均质性较强的碳酸盐岩储层气藏的储量确定具有理论意义和现场指导意义。

高含水致密凝析气藏稳产技术应用——以四川盆地安岳气田须家河组气藏为例

四川盆地安岳气田上三叠统须家河组二段气藏为低孔、低渗、有水、中含凝析油、弹性气驱、高压岩性圈闭的砂岩气藏,气藏底水能量充足。针对气井生产过程中受地层水水侵和反凝析污染影响造成稳产难度较大的情况,结合储层及气井产液特征,开展有水凝析气井稳产技术应用实践,分析并总结应用实践经验和成果,选取了应用效果较好的注气吞吐、电潜泵排水、车载压缩机气举、柱塞气举排液和自动化开关井5种稳产技术。结果表明:①针对储层反凝析液伤害,形成单井注气吞吐技术应用选井原则;②针对气藏水体赋存特征和水侵模式特征,调整气藏排水采气对策思路,采用电潜泵排水技术和车载压缩机气举技术;③针对地层压力低、举升能量不足,优化油、气、水三相流动条件下的柱塞气举排液技术;④针对低压间歇生产井采用自动化开关井技术,增加生产效率,降低人工成本。对5种主要稳产技术的应用情况进行了分析评价,认为一系列稳产技术的应用有助于安岳气田须二段气藏稳定生产,为类似高含水致密凝析气藏的稳产提供了借鉴和参考。

非传统油气资源:现实且潜力巨大的油气勘探开发新领域

依据是否编入目前的石油地质学,将圈闭(油气藏)类型分为传统圈闭(油气藏)和非传统圈闭(油气藏)。与传统圈闭(油气藏)相比,非传统圈闭(油气藏)具有形态特殊、内部结构复杂、储层非均质性强且生储盖组合多变、成藏机理奇特、分布位置更加隐蔽等特征,甚至有的非传统油气藏位于传统石油地质理论认为的禁区。目前发现和开发的非传统油气藏有露头油气藏、断溶体油气藏、断缝体油气藏和断壳体油气藏等,非传统油气藏正逐渐成为油气勘探开发的热点和亮点。我国地质条件和成藏环境极为复杂,仍然有相当数量的圈闭(油气藏)没有收入经典的石油地质学,非传统油气资源潜力巨大,它们多分布在(超)深层、(超)深水、高原、极地、特殊气候地区,甚至盆地外,是现实的油气勘探开发新目标和新领域。

新疆塔北隆起牙哈-英买力地区寒武系沉积相特征及演化

新疆塔北隆起牙哈-英买力地区海相碳酸盐岩是塔北隆起下古生界重要的油气储集层,厘清该区寒武系沉积演化过程和相带分布可为进一步勘探开发提供更加可靠的地质依据。在对岩心、薄片观察描述的基础上,结合测井资料和野外剖面特征分析,对牙哈-英买力地区寒武系沉积相特征及沉积模式进行研究,研究结果表明:①塔北隆起牙哈-英买力地区寒武纪处于塔北大型碳酸盐岩台地内部,主要发育局限台地、半局限台地2种台地相。②局限台地主要发育于上、中寒武统,包含潮坪、潟湖、障壁滩坝3种亚相,其中可见有冲刷面、层状层理等构造,剖面中GR曲线跳跃剧烈,呈锯齿状,视电阻率整体偏高。③半局限台地在上、中、下寒武统均有分布,主要包括台内滩、滩间海2种亚相,宏观上可见水平层理、韵律层理,剖面中GR曲线总体较平直,呈箱型,视电阻率整体偏低。④沉积演化特点上,从早寒武世-晚寒武世,其沉积环境在纵向上呈现为:局限台地-半局限台地,随着海平面升降的变化,出现开阔-闭塞-开阔-闭塞的环境变化。

中间主应力系数对页岩气渗流特性及气体滑脱效应的影响

页岩气的渗流特性极大地影响着采收率,但对页岩气渗流特性的研究大多是在不同围压条件下开展的,其结果尚不能揭示中间主应力对渗透率的影响。因此,选用涪陵页岩气区块志留系龙马溪组页岩露头立方体岩石试件,采用自主研发的“多功能真三轴流固耦合试验系统”开展了页岩真三轴流固耦合试验,利用Klinkenberg方程拟合试验数据分析不同中间主应力系数对页岩气渗流特性和气体滑脱效应的影响。试验结果表明:①当偏应力较小时,中间主应力对页岩渗透率演化的影响较小,而当偏应力增加时,其影响越大且越不可忽略;②滑脱系数—固有渗透率的关系式与试验数据的拟合结果显示二者具有良好的相关性,可用于对同区块页岩滑脱系数的预测;③当偏应力小于或等于35 MPa时,滑脱效应贡献率保持在65%以上,表明此时滑脱效应主导着页岩中气体的渗流。

四川盆地及周缘震旦系陡山沱组烃源岩生烃潜力

震旦系陡山沱组作为四川盆地一套重要的烃源岩,目前研究程度还较低。虽然已知对震旦系灯影组成藏具有一定的贡献,但暂未针对性地开展生烃潜力评价研究。为此,结合多位学者的研究成果,在系统分析四川盆地及周缘地区陡山沱组烃源岩发育特征及分布的基础上,开展了陡山沱组烃源岩干酪根历史时期生油量、排油量、生气量等评价计算,并初步分析了四川盆地范围内陡山沱组烃源岩来源的天然气资源量。研究结果表明:①四川盆地内陡山沱组烃源岩总体不发育,但存在盆地西北缘、东北缘和南缘等3个烃源岩发育区;②计算四川盆地及周缘地区陡山沱组烃源岩干酪根历史时期的生油量、排油量、生气量分别为5021×10^(8)t、4519×10^(8)t、161×10^(12)m^(3),盆地外围的干酪根生油气量是盆地内的3倍;其中盆内以川西地区生油气量最大,盆缘以东南部地区生油气量最大;③四川盆地范围内上震旦统陡山沱组烃源岩来源的天然气资源量1.09×10^(12)m^(3),以原油裂解气为主,其中川西地区天然气资源量最大,其次为川东和川南地区。

基于智能算法的气藏水体参数计算

气藏水体参数的合理确定是准确计算水侵量的重要因素,为水侵气藏动态分析、开发方案的调整提供有力支撑。为此,以水驱气藏物质平衡方程为基础,建立水体参数模型以形成目标函数,在拟合地层压力与实测地层压力误差最小的前提下计算水体参数,探讨基于智能算法的气藏水体参数计算方法。以某气藏A井区为例,分别采用鲸鱼优化算法和粒子群优化算法对目标函数进行优化,计算水体参数,并作对比分析,研究结果表明:①用鲸鱼优化算法得到最佳的水体参数组合是水体内边界半径(r_(w))1101 m,无因次外边界半径(r_(eD))5.10,水侵角度(θ)25.07°,储容比(ω)0.13,窜流系数(λ)0.00035;用粒子群优化算法得到最佳的水体参数组合是水体内边界半径(r_(w))1030 m,无因次外边界半径(r_(eD))4.83,水侵角度(θ)15.68°,储容比(ω)0.21,窜流系数(λ)0.00016。②两种算法得到拟合地层压力值与实测地层压力值的相对误差均较小,整体不超过5%;同时,鲸鱼优化算法的平均相对误差1.36%,较之粒子群算法平均相对误差2.01%,鲸鱼优化算法的误差相对更小。③鲸鱼优化算法具有收敛速度快、全局搜索能力强和操作简便等优势;粒子群算法作为一种进化算法,具有计算目标函数收敛值更小的特点。两种算法均可行。水体参数计算结果为该气藏水侵规律分析确定了基础参数,算法对比研究结果则增添了新的技术手段,为我国同类气藏的水体参数计算及基于计算结果的气藏高效开发提供技术参考。

基于水体重力影响的底水气藏见水时间预测

底水气藏产水情况复杂,气井见水时间对底水气藏开发具有重大意义,以往对底水气藏见水时间的预测均未考虑水体重力的影响,导致对见水时间的预测不够准确。为进一步提高底水气藏见水时间预测的精度,基于渗流力学理论及流体在多孔介质中的流动规律,建立了考虑水体重力影响的底水气藏见水时间预测公式,运用单因素分析法研究了水体流度、水体密度、储层孔隙度、井底距底水距离及生产压差对见水时间的影响。研究表明:底水气藏见水时间与储层孔隙度、井底距底水距离呈正相关关系,与水体流度、水体密度及生产压差呈负相关关系。由于该方法引入水体密度来分析水体重力对气藏见水时间的影响,与忽略了水体重力影响的气藏见水时间预测方法相比,预测时间更符合气藏实际情况,对现场生产管理具有重要的指导意义。

鄂尔多斯盆地北部下二叠统山西组2段储层特征及影响因素——以东胜气田A井区为例

为了进一步明确鄂尔多斯盆地北部东胜气田A井区二叠系下统山西组2段储层特征及影响因素,采用粒度分析、薄片鉴定、压汞试验、物性测试等技术手段及方法,对储层的岩石学及物性特征、储集空间类型与孔隙结构特征进行定性和定量分析,并从沉积作用和成岩作用两个方面探讨影响储层物性的主要因素。研究结果表明:①A井区山西组2段为辫状河三角洲平原沉积,储集层岩性为中—粗粒岩屑石英砂岩和石英砂岩,填隙物为泥质杂基和胶结物,主要发育碳酸盐胶结、黏土矿物胶结和硅质胶结。②储层属于特低孔隙、特低渗透率型,孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔为主,伴有少量剩余粒间孔和微裂缝;孔隙以细孔为主,喉道主要为中—小喉,孔喉组合关系为细孔-中小喉。③储层物性受沉积作用和成岩作用双重控制,储层物性与岩石粒度呈显著正相关,位于分流河道上的心滩为最有利沉积微相。④破坏性成岩作用(机械压实和胶结作用)是降低储层孔隙度的主要因素,建设性成岩作用(溶蚀作用和裂缝作用)则可显著改善砂岩的孔渗性能。

底水气藏开发对策研究现状

底水气藏在我国天然气勘探开发中占有重要地位,但底水气藏之间构造及储层物性差异大,气水关系复杂,水侵方式难以预测,导致常规开发对策适应性差,严重影响底水气藏开发效果。为此,广泛调研国内外底水气藏开发实例,对比不同底水气藏的地质构造特征差异,分析水侵方式与开发效果,总结不同储渗类型的底水气藏在不同开发阶段适宜的开发对策。研究结果表明:①碳酸盐岩底水气藏常见裂缝发育,储层以裂缝-孔隙型与缝洞型为主,碎屑岩底水气藏常见局部微裂缝发育,储层以孔隙型居多。②不同储渗类型的底水气藏在水侵方式上具有较大的差异性,针对目标气藏应采取适合于该气藏特征的开发对策。③底水气藏在不同的开发阶段都有特定治水目标,早期阶段通过优化开发技术政策参数与优选完井方式延长无水采气期,中期阶段通过单井排水、堵水以及阻水等措施缓解局部气井出水,晚期阶段以恢复动用地质储量与水淹井复产为目标选择开发对策。该研究成果为底水气藏的开发提供借鉴与参考。

适用于深层页岩气偏差因子计算方法的对比优选

偏差因子是天然气研究中不可缺少的一项基础数据,是理想气体状态方程用于实际气体时必须考虑的一个校正因子。在气藏储量计算、气田开发方案编制、气藏动态评价、油气储运等多个方面有着广泛应用。为此,以四川盆地川南地区泸州页岩气田2口井志留系龙马溪组气藏为例,通过在不同温度和不同压力条件下,对气藏偏差因子实测值与状态方程、经验公式、维里方程等高压气藏常用偏差因子计算方法进行对比,优选出最适用于深层页岩气藏的偏差因子计算方法。结果表明:扩展的维里方程计算结果与实测值相对误差始终小于3.51%,是所选方法中误差最低的,能降低勘探开发工作中因方法选取不当造成的气体体积偏差误差,具有较强的适用性,能满足深层页岩气藏在勘探开发各阶段的研究评价需要。

致密砂岩压裂后的储层敏感性特征实验——以四川盆地JQ地区沙溪庙组8号砂体为例

随着油气勘探开发向非常规领域深入,压裂等储层改造措施的应用越来越广泛。为了深入认识储层特性,了解储层潜力,预测储层改造后敏感性特征变化,从而进行合理的储层保护措施,有必要开展储层岩心模拟改造后的敏感性实验,明确储层改造措施对储层敏感性特征的影响。基于钻井获取岩心,在薄片鉴定、X射线衍射、扫描电镜分析以及压汞测试实验等手段的基础上,开展不同压力、温度、流体化学性质等条件下的流动实验,以评估储层的敏感性特征。通过对比改造前后岩心敏感性实验结果的差异,分析储层改造措施对储层敏感性特征的影响。结果表明:①模拟储层改造后中侏罗统沙溪庙组8号砂体岩心出现网状裂缝,渗透率相比改造前平均提升167%。②改造之前的JQ地区沙溪庙组岩心具有中等偏弱速敏、强水敏、弱盐敏、弱碱敏、弱酸敏的特征;改造后,速敏、盐敏等敏感性特征没有改变,而水敏由强转弱,强水敏的样品比例由93%下降到17%。③综合分析改造后敏感性特征,改造后岩心的水敏程度较改造前下降,出现弱水敏和无水敏的结果,因此需要增加储层改造措施的影响范围,以此提升储层流体流动能力。

潜伏背斜精细建模及其应用效果分析——以川东石炭系气田为例

四川盆地川东高陡构造带油气勘探对象主要以背斜圈闭为主,因大多数地面背斜出露石灰岩,保存条件差,天然气勘探价值不高,而潜伏背斜保存条件良好,成为天然气聚集的有利场所。川东地区石炭系气藏是构造圈闭型,落实圈闭形态十分重要,直接关系钻探获气成功率。目前,石炭系潜伏背斜天然气勘探开发已进行到深入挖潜阶段,但仍有一些潜伏背斜地震成果不落实,井—震深度误差大,值得人们深入研究。依据地震剖面、地面地质、钻测井资料,建立精细潜伏背斜模式,划分为4大类、7亚类及30个小型,并对4大类潜伏背斜勘探开发效果进行总体评价。基于新建潜伏背斜模式,在3方面得到应用:①基于潜伏背斜模式,进行模型正演和反演,有利于分析复杂波长、时间域构造畸变现象及高点偏移规律;②有利于建立合理的时深转换及叠前深偏速度模型,提高深度域构造形态的可靠性;③基于潜伏背斜模式的水平叠加时间剖面(简称叠加剖面)基本反射特征,从而判定陡潜背斜的基本类型和形态,避免深度域里造成“假潜伏背斜”。川东地区新的潜伏背斜精细建模,将在石炭系气藏深入挖潜中进一步发挥积极作用。

吉林油田页岩油水平井二开钻井关键技术及应用

吉林油田页岩油主要位于松辽盆地南部长岭凹陷,已经完钻5口纯页岩水平井。由于目的层层理和裂缝发育,造成井壁稳定性差,在施工过程中,存在返砂效率低、井壁易坍塌、水平段延伸困难、摩阻扭矩大等技术难题。针对这些问题,通过井身结构优化、强封堵钻井液应用、高效PDC钻头及提速工具优选、井筒清洁参数优化及压力精确控制等技术攻关,形成页岩油二开长水平段水平井钻井关键技术。应用结果表明:①采用强抑制强封堵高性能油基钻井液能有效封堵裂缝,大幅降低钻井液侵入量,并有效防止页岩膨胀,提高井壁的化学稳定性;②钻井液排量大于38 L/s、顶驱转速大于80 r/min能够保持水平井井筒清洁,节约短起下钻及下套管前通井的时间3 d以上;③个性化PDC钻头配合旋导施工能大幅度提高机械钻速,使井壁浸泡时间缩短30%以上。优化起钻速度使井底压力波动降低52%,进一步提高井壁稳定性;④吉林油田页岩油水平井由三开井身结构简化为二开井身结构,水平段长度提高82.75%,机械钻速提高53.73%,钻井成本降低33%。

白云岩成因模式及其对碳酸盐岩优质储层发育的影响

白云岩储层在全球油气勘探与开发中占有重要地位。白云岩作为一种钙镁碳酸盐矿物,无论在海相、陆相等沉积环境,还是同生、成岩、浅埋藏和深埋藏等成岩过程中均有出现,但在现代海洋沉积中却很少发育。因此,白云岩的成因一直是国内外碳酸盐岩储层研究的难点和热点。研究结果表明:①白云岩的成因可以分为原生和次生两种,巨厚的白云岩地层多由含Mg2+的成岩流体在特定的流体动力学条件下渗透并改造前期石灰岩地层而形成;②依据白云岩形成的环境、流体动力学条件和成岩流体中离子的浓度,将白云岩的成因归纳为7种模式:蒸发泵模式、渗透回流模式、混合水模式、海水模式、埋藏模式、热液成因模式和生物成因模式;③白云石化过程对储集空间的发育产生影响,理论模式下,Mg2+的离子半径小于Ca2+,石灰岩转变为白云岩孔隙度通常会增加,但在成岩环境、新生成白云石含量和晶体结构等复杂因素的影响下,白云岩的储集空间并不一定优于石灰岩,通常白云石化过程会提升储层颗粒的抗压能力及渗透率;④优质白云岩储层成因机理表明,原始沉积环境是基础,白云石化是必要条件,白云石化之外的成岩改造是关键因素。

邻井气举辅助泡沫排水采气工艺起效时间探究

为了提升常规泡沫排水采气的效果,在对积液气井环空加注泡排剂的同时,使用邻井天然气对积液气井环空进行注气,即邻井气举辅助泡排新工艺。新工艺泡排剂起效时间决定关井时间和采气时率,对气井生产有重要的影响,目前行业内对此研究处于空白状态。在已有致密气井间歇泡排注剂后关井时间探究的基础上,依据注入泡排剂之后井口压力、气量和温度变化趋势来判定泡排剂下行时间和扩散时间,从而确定泡排剂的起效时间,并与常规泡排剂加注方式进行对比,分析了新工艺的优点及其原因。研究结果表明:①常规环空泡排注剂和邻井气举辅助泡沫排水采气工艺注剂后泡排剂的流动形态不一样,前者泡排剂呈“线状”,沿“静态”环空的油套管壁下行;后者泡排剂会以“液滴状”,在进入积液气井“动态”环空之后,随着邻井天然气迅速下行;②新工艺可以显著缩短泡排剂的起效时间,从8.2 h缩短至1.1 h,效率提高了86.6%,因借助注入的天然气对积液气井进行气举,排液效果更好,常规注剂不能复产的低产、低压气井借助新工艺可以正常恢复生产。为低产低压气井的排水采气提供了一种新思路,值得进一步推广应用。

苏75区块小井眼钻完井技术

随着新环保法的实施,苏里格地区钻井全面实施“泥浆不落地”技术,而小井眼钻井技术是减少钻井液的用量、减少废弃物、降低入井钢材费用和减少固井成本的有效途径。针对苏里格气田小井眼水平井钻进过程中的岩石可钻性差、造斜点选择难度大、水平段轨迹复杂、地质复杂造成的井下安全等问题,开展了井身结构优化、小井眼轨迹优化与控制、钻头优选及水力参数优化、钻井液体系优选及性能参数优化研究。结论认为:①在加强安全钻井配套措施的基础上,优化后的井身结构更具经济性及合理性;②低固相钻井液体系抗温稳定性强,具有良好的抑制岩心分散的能力,能够有效防止黏附卡钻的发生,且成本低、封堵效果较好;③针对各个地层岩性特征优选的高效PDC钻头,优化水力参数性能,能够有效提高机械钻速,确保砂体钻遇率达到95%以上。

基于多层次灰色关联分析法的致密气田集输工艺评价

致密气田地面集输工程具有建设投资高、工期长、影响因素多等特点,对气田集输工艺进行客观评价关系着气田开发建设全局。以致密气藏延气2-延128井区为例,针对高、中、低压等3套集输工艺进行优缺点分析,建立层次分析法评价指标体系,选取安全生产、工艺技术及经济效益共3项一级评价指标,细化形成井下节流器失效、管线积液、管网压损、集气半径、运行压力、征地面积、计量误差、内部收益率、投资、运行成本共10项二级评价指标,通过层次分析法确定各指标权重,运用灰色关联分析法对高、中、低压等3套集输方案进行评价优选。研究结果表明:①各评价指标权重从高到低依次为:内部收益率、投资、井下节流器失效、管网压损、运行成本、集气半径、管线积液、运行压力、征地面积、计量误差;②将层次分析法计算的指标权重引入灰色关联度分析,计算各方案的灰色关联度,最终确定中压集输工艺的关联度最高,是最优方案。研究结果可为今后国内外致密气田集输工艺的客观比选和决策提供评价手段和参考依据。

川西地区超高压气井井下节流设计及投产技术

随着天然气勘探开发进程的深入,出现越来越多的超高压气藏。四川盆地西部地区(简称“川西地区”)部分超高压气井的原始地层压力已高达130 MPa、关井井口压力达110 MPa,传统的天然气水合物防治技术措施不足以满足超高压气井的安全生产需要。而井下节流技术作为一种高效的天然气水合物防治技术,可在提高采气集输系统安全性的同时降低地面建设成本,已在国内西南油气田、长庆油田、塔里木油田等得到广泛应用。川西地区超高压气井亟须开展井下节流工艺的现场应用。为此,从关键参数的计算方法入手,结合现场参数,对超高压气井的井下节流工艺设计方法及投产技术进行研究,为现场应用奠定基础。研究结果表明:①通过DAK法、LXF法、修正LXF法计算偏差系数与实测偏差系数的对比分析,推荐修正LXF法作为超高压气藏天然气偏差系数的计算方法。②井下节流工艺设计主要针对两个参数,即节流器下入深度、节流嘴直径;通过对应公式代入相关参数后的反复试算,可确定节流器下入深度,以满足节流后温度高于对应深度处的水合物生成温度;同时,结合压力、温度、预计产量等参数,优选节流嘴直径。③超高压气井从开井到井下节流器稳定发挥作用期间,井口面临高压节流,因此,在开井瞬间避免井口针阀冰堵,是下入井下节流器的超高压气井安全投产的关键。④针对不同区块的超高压气井,可通过瞬态软件模拟不同开井制度下井口压力、温度、产气量和水合物过冷度随时间的变化趋势,从而优选开井制度,保证超高压气井顺利投产。研究结果为川西地区超高压气井井下节流工艺的现场应用奠定了基础,提供了技术方法。