近日，西南油气田天然气研究院自主研发的液体胶塞暂堵压井技术在青海油田主力产气区涩北气田应用取得成功，标志着西南油气田液体胶塞技术已成为复杂气井安全修井的保障利器。

西南油气田液体胶塞技术最初是针对高压含硫气井带压换阀面临安全风险高、含硫天然气气窜而研发出来的一种暂堵压井技术，主要是为了降低井口压力、隔绝含硫天然气，以满足带压作业的安全需要，后通过不断的迭代升级，现已拓展应用到各类复杂气井安全压井作业，不仅在西南油气田进行了广泛成功应用，而且推广应用到青海油田地层出砂的亏空易漏失井，解决压井液大漏失问题。

一是实现了高压含硫气井带压换阀作业安全双保险。高压含硫气井带压换阀作业风险高，带压作业封堵件一旦出问题，将导致严重的人员安全事故。将液体胶塞注入井筒，利用泵注过程中的剪切作业和井筒的升温作用，使得液体胶塞在井筒中快速成胶，形成高弹性、高强度的粘弹体，从而暂闭井筒高压、隔绝含硫天然气，与带压作业封堵件一起形成了安全双屏障，在磨溪区块的高压含硫气井带压换阀作业中得到了广泛应用，现场最高降低压力30MPa（磨溪47井）。

二是助力了超低地层压力系数储气库气井、回注井、易漏失井安全修井。许多储气库气井、回注井采用老井改建，地层压力系数超低，压井过程中普遍存在大漏失问题，特别是部分井含硫，后续修井作业安全风险高。采用液体胶塞进行暂堵压井，利用液体胶塞成胶后的超高粘度（大于30000毫帕·秒）在井底建立暂堵屏障，平衡常规压井液自身液柱压力高与井底压力超低之间的矛盾，在铜锣峡储气库、自流井区块、青海油田进行了成功应用，现场实施井最低地层压力系数仅为0.068（铜12井），暂堵有效期超过15天。

三是保障了高含硫上喷下漏气井更换井口作业安全。部分气井多层系，存在多个压力系统，对压井作业提出了新的挑战，特别是含硫的上喷下漏气井，压井极其困难。利用液体胶塞平衡压力范围宽的特点，将其注入井筒的多层系井段，在射孔段和井筒中均形成粘弹体，既避免了下部低压系统漏失，又避免了上部高压系统气窜，成功解决了这类气井更换井口作业安全风险高等难题，在中坝气田进行了应用，最高硫化氢含量为每方73.59克（中7井）。

四是支撑人口稠密区、环境敏感区等特殊环境下安全压井作业。一些老井周围人口稠密或本身处于环境敏感区域，修井过程中安全风险更高，如何安全压井就成为这类气井修井的关键。功勋气井自2井位于自贡市，因井筒管柱腐蚀断裂落井，需进行修井作业。先多次采用常规压井方式均未获得成功，后采用液体胶塞技术对井筒进行暂闭，压井后井口无气液显示，确保了后续修井作业安全。云安6井位于三峡库区，原井口因三峡工程蓄水被淹没，采用高压管线引流至模拟井口生产，井口装置及高压管线处于腐蚀环境，且警示船只通航的警示浮标受水流影响易发生移位、损坏等，因此需要对该井压井并开展永久性封闭作业。该井可能存在多压力系统，且天然气含硫化氢（每方含硫化氢1.374～1.772克），存在压井液密度设计难、含硫天然气可能气窜风险。为此，设计了采用液体胶塞从油套环空反注+油管返出的全井筒暂堵压井方案，确保环境敏感区域修井安全，现场实施后油压、套压降至零，开井无气无液，有效期达20天，为后续安全修井作业奠定坚实基础。

目前，该技术不仅形成了适合各种复杂井况的液体胶塞配方，而且建立了液体胶塞承压能力模拟测试装置和评价方法，实现了液体胶塞暂堵压井状况模拟，解决了现场方案设计无模拟承压能力数据支撑的难题。下一步，西南油气田将持续完善液体胶塞技术，在提高耐温能力、成胶强度以及精准控制成胶时间等方面持续攻关，并积极探索液体胶塞技术在钻井堵漏、暂堵球/暂堵纤维与液体胶塞复合应用等领域的适应性，扩大适应范围，为安全钻井、修井提供技术支撑。