劉廷富 吳先忠 李萬軍 胡超 程旭 周海秋 賀明敏

1.中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司 2.中國石油天然氣集團(tuán)公司鉆井工程技術(shù)研究院3.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院 4.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院

淺層“次生高壓氣藏”安全鉆井技術(shù)探討

劉廷富1吳先忠1李萬軍2胡超3程旭1周海秋2賀明敏4

1.中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司 2.中國石油天然氣集團(tuán)公司鉆井工程技術(shù)研究院3.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院 4.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院

通常意義上的次生氣藏是由于構(gòu)造演化過程中,古氣藏遭到破壞,引起天然氣的再次轉(zhuǎn)移和再分配而形成的氣藏。而本文所指的“次生高壓氣藏”是指原本儲集于深部地層中的天然氣經(jīng)人為建立的通道運(yùn)移到淺部地層,在淺部具有儲藏條件的地層里大量重新聚集所形成的氣藏。土庫曼斯坦阿姆河右岸探區(qū)皮爾古伊構(gòu)造淺層高壓氣藏就是這種典型的“次生高壓氣藏”,與地質(zhì)意義上的次生氣藏相比,存在著運(yùn)移通道、與氣源溝通狀態(tài)、儲層穩(wěn)定性等方面的區(qū)別。該“次生高壓氣藏”的埋深淺、壓力高,鉆井液安全密度窗口窄,氣體中含硫化氫,固井易漏、易竄,給鉆井和固井施工都帶來了困難和風(fēng)險。為此,探討并提出了以下有針對性的安全措施:對著火井井口安裝引流罩可控放噴點(diǎn)火、在著火井邊緣鉆生產(chǎn)井強(qiáng)采泄壓、鉆定向救援井?dāng)D注水泥封堵老井井筒原生氣體運(yùn)移通道,由此集成了一套“次生高壓氣藏”安全鉆井與治理的技術(shù)思路和實(shí)施方案。采用該套技術(shù)方案有可能排除皮爾古伊構(gòu)造淺層“次生高壓氣藏”給鉆井作業(yè)帶來的風(fēng)險,并減輕著火井放噴燃燒對氣田產(chǎn)能的破壞。

土庫曼斯坦阿姆河右岸 皮爾古伊構(gòu)造 淺層次生高壓氣藏 安全鉆井技術(shù) 井噴 硫化氫 滅火 救援

1 本文“次生高壓氣藏”的定義及其與常規(guī)次生氣藏的區(qū)別

通常意義上的次生氣藏是由于構(gòu)造演化過程中,古氣藏遭到破壞,引起天然氣的再次轉(zhuǎn)移和再分配而形成的氣藏。而本文所指的“次生高壓氣藏”是指原本儲集于深部地層的天然氣經(jīng)人為建立的通道運(yùn)移到淺部地層,在淺部具有儲藏條件的地層里大量重新聚集所形成的氣藏。前者運(yùn)移的主要途徑是構(gòu)造演化中形成的垂直裂縫[1],而后者與前者的區(qū)別主要有以下幾點(diǎn):

1)運(yùn)移通道不同:通常意義上的次生氣藏的形成主要是因?yàn)樽匀坏臉?gòu)造演化形成的天然裂縫將古氣藏與次生氣藏連通,形成天然氣的運(yùn)移通道;而“次生高壓氣藏”則是將人為鉆成的井筒作為通道。

2)與氣源溝通狀態(tài)不同:自然形成的次生氣藏經(jīng)過長時間的運(yùn)移、聚集及構(gòu)造演化,已經(jīng)成為一個獨(dú)立的氣藏,其壓力系統(tǒng)、物質(zhì)組分等油氣藏工程特征處于相對穩(wěn)定狀態(tài),不再受古氣藏影響;而本文所描述的土庫曼斯坦皮爾古伊構(gòu)造“次生高壓氣藏”由于形成時間較短,還與原生氣藏通過井筒連通,其物質(zhì)組分、壓力等直接受原生氣藏影響,該“次生高壓氣藏”與深部原生氣藏處于同一壓力系統(tǒng)中,其物質(zhì)和能量直接受原生氣藏控制,這也是“次生高壓氣藏”具有高壓、含硫等特征的原因。

3)儲層穩(wěn)定性不同:次生氣藏經(jīng)長期的地質(zhì)作用后,儲層深度、巖石力學(xué)性質(zhì)已經(jīng)發(fā)育成熟,圈閉組合穩(wěn)定;而“次生高壓氣藏”儲層的形成時間較短,儲層巖石力學(xué)性質(zhì)不穩(wěn)定,流體運(yùn)移還未完全結(jié)束,儲層位置、圈閉結(jié)構(gòu)等還可能有很大的變化。這也大大增加了對“次生高壓氣藏”地質(zhì)情況進(jìn)行預(yù)測的難度。

皮爾古伊構(gòu)造深部氣藏的天然氣,沿井噴報廢的老井井筒或固井質(zhì)量極差的套管環(huán)空間隙,向上運(yùn)移到上部淺部地層,形成了壓力系數(shù)高達(dá)1.70～1.80的“次生高壓氣藏”,直接引發(fā)了位于該構(gòu)造上的已完鉆老井——Pir-5井噴出氣和水,遭雷擊著火至今未滅(圖1)。同時給該構(gòu)造未來鉆井作業(yè)帶來了一系列井下復(fù)雜情況和安全風(fēng)險,嚴(yán)重制約了該區(qū)塊的下一步天然氣勘探開發(fā)進(jìn)程。

圖1 Pir-5井遭雷擊起火后井口圖

2002年P(guān)ir-7井鉆進(jìn)至產(chǎn)層頂部發(fā)生井噴,井架、井口燃燒后,因井眼地層垮塌埋陷堵住所噴的天然氣(圖2)。比Pir-7井先完鉆的Pir-5井,出事時間僅間隔3 a,在相距4.9 km處封井7 a后,套管內(nèi)外開始出氣和水;同年,在相距 Pir-7井1 km處的Div-1井,在鉆進(jìn)至596 m淺部地層時發(fā)生井噴,噴出氣、水致使井架著火燃燒傾倒。從井距、地質(zhì)構(gòu)造、鉆井順序、鉆井時間看,Pir-5井井口竄氣和Div-1井淺層井噴,都與Pir-7井發(fā)生井噴造成的隱患有著直接聯(lián)系。

圖2 Pir-7井井噴后井口圖

圖3 皮爾古伊井區(qū)地質(zhì)分層及已鉆井鉆井液密度圖

2 地質(zhì)概況

如圖3所示,皮爾古伊地區(qū)最上部地層為第四系雜色黏土層,新近系主要是砂巖與泥巖層,古近系上部始新統(tǒng)為海相泥灰?guī)r、石灰?guī)r、砂巖,均為正常壓力系統(tǒng);古新統(tǒng)下部為淺海相和潟湖相灰?guī)r,局部夾硬石膏,其中布哈爾層為區(qū)域性水層,橫向連通性好,壓力系數(shù)介于1.30～1.34,有可能含有“次生高壓氣藏”;白堊系超覆在侏羅系之上,由3套截然不同的地層組成:其下部為巴特雷姆階、戈捷里夫階與凡蘭吟階陸相泥巖、粉砂巖和砂巖,壓力系數(shù)介于1.30～1.40;中部為阿普特—土倫階灰色碎屑巖,壓力系數(shù)介于1.30～1.40;上部為謝農(nóng)階灰色泥巖和碎屑巖,淺層“次生高壓氣藏”就主要位于新近系謝農(nóng)階的砂巖夾層中,壓力系數(shù)介于1.70～1.80;上侏羅統(tǒng)巖性比較復(fù)雜,包括海相碳酸鹽巖、潟湖相膏鹽巖和陸相碎屑巖等,與下伏中下侏羅統(tǒng)呈不整合接觸。中下侏羅統(tǒng)為陸相、海相交互和潟湖相含煤碎屑巖,厚度變化大,其中基末利階鹽巖厚度大,上石膏層局部含壓力系數(shù)達(dá)1.70的高壓鹽水層,是極易垮塌和塑性流動變形巖層,下石膏層中的薄層氣層,分布范圍相對小,可能形成異常高壓,壓力系數(shù)最高達(dá)1.80;卡洛夫—牛津階是構(gòu)造主要儲層,巖性主要以灰色、淺綠灰色生物碎屑巖為主,局部見白云巖、石膏巖、泥質(zhì)灰?guī)r等,為異常高壓地層,壓力系數(shù)高達(dá)1.90。

3 “次生高壓氣藏”的形成機(jī)理及鉆井難點(diǎn)

“次生高壓氣藏”的形成必須具備原生氣藏、運(yùn)移通道、地層儲集圈閉等3大要素。

布哈爾層上覆厚度30 m左右的松扎克泥巖層,地層巖石破裂壓力系數(shù)在1.46左右,滲透率極低,抗壓強(qiáng)度高,是良好的蓋層。中部地層巖石物性好,為區(qū)域性水層。

新近系謝農(nóng)階巖性以泥巖為主,中間夾有一段區(qū)域性薄砂巖層,為油氣滲流和聚集提供了必要的通道和儲集空間。謝農(nóng)階中部現(xiàn)場氣體采樣分析化驗(yàn)結(jié)果顯示,謝農(nóng)階“次生高壓氣藏”的硫化氫含量介于0.1%～0.4%,與深部產(chǎn)層氣藏含硫量接近;且反映出“次生高壓氣藏”的壓力與深部產(chǎn)層壓力相當(dāng)。

廢棄的 Pir-7井垮塌物所填埋井筒或已完井的Pir-5井套管環(huán)間縫隙,將深部卡洛夫—牛津階地層的天然氣,先經(jīng)原井筒的間隙上竄至淺部地層,再橫向運(yùn)移,最后聚集在謝農(nóng)階砂巖地層中,并區(qū)域性聯(lián)通在一起成藏。即卡洛夫—牛津階氣藏通過老井井筒或套管環(huán)間縫隙,向淺部儲集地層提供并不斷補(bǔ)充天然氣氣量,形成具有一定的“次生高壓氣藏”。皮爾古伊構(gòu)造以卡洛夫—牛津階異常高壓氣藏天然氣為原生氣源,Pir-7井、Pir-5井老井筒或環(huán)間縫隙為運(yùn)移通道,謝農(nóng)階滲透性砂巖夾層為儲集層,是典型的“次生高壓氣藏”。

皮爾古伊構(gòu)造“次生高壓氣藏”具有深部高壓氣藏的特點(diǎn),又因其埋藏淺、形成時間短、儲蓋地層巖性差異大等特點(diǎn),對鉆井工程帶來如下風(fēng)險:

1)埋深淺、壓力高。“次生高壓氣藏”埋藏深度介于600～700 m,氣藏壓力系數(shù)高達(dá)1.70～1.80,鉆開淺氣層后,極易發(fā)生氣侵,并在極短時間內(nèi)上竄到地面,施工人員幾乎沒有發(fā)現(xiàn)和處理溢流的時間;即使順利關(guān)井,也容易憋漏上部地層,造成惡性井噴事故。

2)儲層對井筒壓力敏感?！按紊邏簹獠亍眱訛槟鄮r層中的砂巖夾層,為一段多層薄層分布,發(fā)生井下復(fù)雜頻率高;地層破裂壓力低,而地層氣藏壓力高,使鉆井液安全密度窗口過窄,鉆進(jìn)時易引發(fā)壓差卡鉆或“又噴又漏”的惡性復(fù)雜事故。

3)天然氣中含硫化氫。天然氣中含有0.1%～0.4%的 H2S,要求下井工具、材料必須具有抗硫性能,預(yù)防酸性氣體腐蝕,泥漿性能變差引起的井下事故;同時要防止因淺層高壓氣體溢流或井涌發(fā)生快,井控不及時而導(dǎo)致的含硫天然氣泄漏所引起的更大不安全局面。

4)固井難度大?！按紊邏簹獠亍甭裆顪\,井眼大,地層壓力高,氣侵和井漏存在于同一裸眼井段中,漏失和氣竄將嚴(yán)重影響注水泥施工和水泥漿的候凝強(qiáng)度,從而降低固井質(zhì)量;“次生高壓氣藏”的天然氣因含有硫化氫和二氧化碳等酸性氣體,對上部的套管也有一定的腐蝕作用。

4 安全鉆井的技術(shù)對策及其應(yīng)用

基于以上分析,2009年4月20日在阿姆河右岸“次生高壓氣藏”鉆井高風(fēng)險區(qū)域所布的第一口探井——Pir-23井正式施工,該井位于兩口井噴報廢井——Pir-5井和Div-1井之間,預(yù)測地下淺層“次生高壓氣藏”將異常活躍,施工難度大、風(fēng)險高。技術(shù)方案確定:第一次開鉆作業(yè)后先安裝、完善井控裝置(35 M Pa)和井口導(dǎo)流管匯,并對井控裝備進(jìn)行仔細(xì)檢查和試壓,確保遭遇突發(fā)溢流、井涌后能通過導(dǎo)流管匯分流降壓,有效控制井口,降低井噴失控發(fā)生的概率;第二次開鉆鉆進(jìn)先期采用小鉆頭進(jìn)行領(lǐng)眼試鉆,便于在遭遇復(fù)雜情況后降低壓井處理難度,待摸清井下情況后,再采用大尺寸鉆頭擴(kuò)眼鉆進(jìn)。

在Pir-23井實(shí)際鉆井作業(yè)中,`215.9 mm鉆頭先后在井深635.31 m、669.84 m和682.00 m分別鉆遇3層不同壓力的淺部“次生高壓氣藏”,考慮到繼續(xù)實(shí)施鉆進(jìn)相當(dāng)困難且井控風(fēng)險高,故決定采用快干水泥堵漏技術(shù)先封堵漏層和高壓層,待井眼井控安全風(fēng)險降低后,再采用`444.5 mm鉆頭擴(kuò)眼鉆完復(fù)雜井段,并更改設(shè)計`339.7 mm技術(shù)套管下入深度,提前下入`339.7 mm套管實(shí)施固井,有效封隔淺部“次生高壓氣藏”的高壓氣藏段,安裝更高壓力等級(70 M Pa)的井控裝置后,為進(jìn)一步處理下部可能出現(xiàn)的異常高壓提供更多的處理手段。Pir-23井中經(jīng)歷5次壓井、堵漏、卡鉆等復(fù)雜情況,耗費(fèi)了大量的人力、物力、財力,復(fù)雜處理時間長達(dá)384 h,累計漏失密度介于1.31～1.96 g/cm3的各種密度鉆井液3 243.9 m3后,最終成功鉆過該井段。

Pir-23井井下的復(fù)雜險情,充分證實(shí)了淺層“次生高壓氣藏”的風(fēng)險在該區(qū)域內(nèi)的確存在,并驗(yàn)證了所處層位和埋藏深度。此類險情的成功處置,也為該區(qū)域進(jìn)一步實(shí)施治理提供了寶貴的施工經(jīng)驗(yàn)和范例。

5 著火井治理方案

盡早對井噴失控井進(jìn)行徹底治理,根治“次生高壓氣藏”給該區(qū)塊鉆井帶來的嚴(yán)重困難和高度危險,實(shí)現(xiàn)標(biāo)本兼治,保證該區(qū)塊能進(jìn)一步安全順利開發(fā)。通過大量調(diào)研究論證后,探討并制定了治理皮爾古伊氣田淺層“次生高壓氣藏”的技術(shù)思路和實(shí)施方案。

5.1 安裝引流罩,可控導(dǎo)火

先以 Pir-5井井口為中心,修建平整施工場地和進(jìn)出道路后,一旦發(fā)現(xiàn)火勢減小至穩(wěn)定后,立即帶火作業(yè)去掉井口,安裝引流罩,實(shí)現(xiàn)可控的引導(dǎo)或燃燒[2-3]。待Pir-5井井口可控后,將所噴天然氣就地引出燃燒或熄滅、增壓外輸。

引流罩設(shè)計為空心圓柱狀,使用抗硫抗高溫抗壓材料制作,具有氣水分離和引流作用。將引流罩罩住井口,罩基座埋入地下并用水泥封固。安裝成功后, Pir-5井井中噴出物經(jīng)初步氣液分離后,液體可以通過下部的導(dǎo)液閥門流出,氣體則從上部的導(dǎo)氣孔井放噴管線進(jìn)入燃燒器。燃燒器前端為四通接頭,可通過管匯與外輸管線連接;末端為油嘴和點(diǎn)火裝置,可實(shí)現(xiàn)流量調(diào)節(jié)和可控點(diǎn)火。

5.2 鉆淺層井,強(qiáng)采降壓

在Pir-5井或Pir-7井周圍鉆2～4口淺層氣井,淺層井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計需按深井結(jié)構(gòu)參數(shù)設(shè)計,以備日后加深為深部開發(fā)井或救援井[4]。淺層井施工的同時需考慮建設(shè)地面設(shè)施,為盡早實(shí)施強(qiáng)采降壓創(chuàng)造條件。

若淺層強(qiáng)采“次生高壓氣藏”的降壓效果不明顯,則將淺層井加深或鉆新井至卡洛夫—牛津階,再實(shí)施對產(chǎn)層強(qiáng)采降壓。

由于皮爾古伊構(gòu)造地質(zhì)情況復(fù)雜,其中的地層壓力和地層巖石破裂壓力資料匱乏,除目的層卡洛夫—牛津階外,其他地層目前只能依靠鄰井鉆井液密度推算,設(shè)計存在很多不確定性。為此要求新鉆井在各層套管固井后,進(jìn)行地層破裂壓力或承壓測試,對地層流體進(jìn)行取樣、化驗(yàn)、分析,逐步獲得該構(gòu)造的各種數(shù)據(jù),為進(jìn)一步摸清從卡洛夫—牛津階到淺層“次生高壓氣藏”的天然氣運(yùn)移通道、儲集層特點(diǎn)提供依據(jù),為下一批井優(yōu)化鉆井設(shè)計提供基礎(chǔ)資料。

強(qiáng)采井鉆進(jìn)的同時,還應(yīng)盡快開展生產(chǎn)測試等油藏工程試驗(yàn)工作,為淺層氣藏儲量計算、開發(fā)方案制訂提供依據(jù),以便進(jìn)一步對該區(qū)塊實(shí)施滾動勘探開發(fā)。

5.3 鉆救援井,封堵運(yùn)移通道

若實(shí)施強(qiáng)采降壓效果不明顯,則優(yōu)選淺層井并對其加深定向鉆進(jìn)或新鉆定向井,通過定向鉆井施工,溝通Pir-5井或Pir-7井井筒,并向其中擠注水泥以封堵事故井。

通過鉆救援井與Pir-5井和Pir-7井井筒溝通,并擠水泥封堵老井筒,切斷卡洛夫—牛津階產(chǎn)層氣源向淺部地層運(yùn)移的“次生高壓氣藏”通道,可以從根本上消除“次生高壓氣藏”給區(qū)域鉆井帶來的高風(fēng)險問題。

先鉆Pir-7井救援井,使其與 Pir-7井連通,擠水泥封堵氣源運(yùn)移通道;若Pir-7井救援井成功封堵Pir-7井井筒,但Pir-5井井噴燃燒趨勢無明顯變化,則再鉆Pir-5井救援井,使救援井與 Pir-5井井筒連通,擠水泥封堵氣源運(yùn)移通道,從而封堵天然氣上竄的“路徑”。

救援井若未能成功與目標(biāo)井筒實(shí)現(xiàn)溝通,阻隔氣源運(yùn)移通道,則繼續(xù)定向造斜鉆進(jìn),直至卡洛夫—牛津階的產(chǎn)層完鉆,也可以對產(chǎn)層進(jìn)行強(qiáng)行采氣,生產(chǎn)開發(fā)。

6 結(jié)論

1)皮爾古伊氣田的謝農(nóng)階高壓氣藏具有完整的原生氣源、運(yùn)移通道和淺層儲集圈閉組合,是典型的“次生高壓氣藏”,鉆進(jìn)該氣藏的安全風(fēng)險相當(dāng)高。

2)導(dǎo)流可控點(diǎn)火方案可以有效控制Pir-5井的火勢,減小因長期噴出和燃燒天然氣后對該地區(qū)環(huán)境造成的破壞,但無法徹底消除“次生高壓氣藏”給鉆井帶來的安全風(fēng)險。

3)強(qiáng)采泄壓可以有效降低“次生高壓氣藏”的地層壓力,減小氣藏地層壓力,降低鉆井風(fēng)險,通過強(qiáng)采和外輸還能有效利用天然氣資源,增加經(jīng)濟(jì)效益,但實(shí)施見效時間相對較長。

4)鉆救援井封堵氣源運(yùn)移通道,可以從根本上消除“次生高壓氣藏”的危害,但因老井井身結(jié)構(gòu)等數(shù)據(jù)不全,“穿針”和溝通技術(shù)也尚不完全成熟,故實(shí)施該方案具有較大的不確定性。

5)推薦采取強(qiáng)采泄壓使淺層氣藏壓力降低后對Pir-5井加裝導(dǎo)流罩可控點(diǎn)火,待技術(shù)成熟后再對老井筒進(jìn)行“穿針”或壓裂溝通,以期實(shí)現(xiàn)對皮爾古伊構(gòu)造“次生高壓氣藏”進(jìn)行綜合治理的目標(biāo)。

[1]李祥臣.有效烴源巖及其與天然氣藏關(guān)系探討[J].天然氣地球科學(xué),2003,14(1):53-56.

[2]馬宗金,楊令瑞.油氣井井噴著火滅火方法和作業(yè)程序[J].鉆采工藝,2002,25(4):1-3.

[3]馬宗金,楊令瑞,肖潤德,等.油氣井滅火全過程帶火作業(yè)技術(shù)應(yīng)用研究[J].鉆采工藝,2001,24(1):1-3.

[4]王洪光,肖利民,趙海艷.連通水平井工程設(shè)計與井眼軌跡控制技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù),2007,35(2):76-78.

Safe drilling technology used in shallow secondary high-pressure gas reservoirsat the Right Bank of the Amu Darya River

Liu Tingfu1,Wu Xianzhong1,Li Wanjun2,Hu Chao3,Cheng Xu1,Zhou Haiqiu2,He M ingmin4
(1.Turkmenistani Am u Darya N atural Gas Com pany,CN PC,Beijing 100097,China;2.D rilling Engineering Technology Research Institute,CN PC,Beijing 100021,China,3.D rilling&Production Technology Research Institute,Chuanqing D rilling Engineering Co.,L td.,CN PC,Guanghan,Sichuan 618300,China,4. School of Petroleum Engineering,Southw est Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 31,ISSUE 2,pp.70-73,2/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

A secondary gas reservoir is normally formed due to secondary natural gasmigration and distribution after the ancient gas reservoir being damaged during the evolution of geological structures.While the secondary high-p ressure gas reservoir so called in this paper isa shallow gas reservoir fo rmed by natural gasmigrating from the deeper fo rmations through the artificial channels up into the shallow reservoir formations.The Pirgyi gas pools at the Right Bank of the Amu Darya River in Turkmenistan are just such typical secondary high-p ressure gas reservoirs.Compared with those in the geological meaning,there exists difference in migration channels,communication w ith gas source,and the reservoir stability.The secondary high-p ressure gas pools in Turkmenistan have shallow burial dep th,high p ressure,narrow drilling fluid window,H2S content,and frequent occurrence of lost circulation and gas channeling,all of w hich w ill pose threats to drilling and cementing.The follow ing co rresponding technical measures are p roposed herein for those challenges:a gas stream-guiding barrel p laced over the burning wellhead to put both blow ing out and gas ignition under control;a p ressure relief well drilled near a firing well,a directional relief well drilled to squeeze cement to plug the migration channel of the o riginal natural gas in the wellbore of amature well,etc..Thus,a set of safe drilling and rehabilitation p rogram and technology is formed fo r the secondary high-p ressure gas pools.The drilling threats at the Pirgyi structure can hereby be eliminated and the damage can also be reduced to the p roduction potential of the gas field caused by the gas burning at the accident well.

Right Bank of the Amu Darya River,Turkemenistan,Pirgyi structure,shallow secondary high-p ressure gas pool,safe drilling technology,blow out,H2S,firefighting,rescue

國家科技示范工程(編號:2011ZX-05059-002)。

劉廷富,教授級高級工程師;1985年畢業(yè)于原西南石油學(xué)院,現(xiàn)任中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司副總經(jīng)理。地址:(100097)北京市海淀區(qū)北塢村路甲25號中石油鉆井院海外所李萬軍轉(zhuǎn)。電話:(010)52181857。

劉廷富等.淺層“次生高壓氣藏”安全鉆井技術(shù)探討.天然氣工業(yè),2011,31(2):70-73.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.02.017

(修改回稿日期 2010-12-06 編輯 居維清)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.02.017

L iu Tingfu,p rofessor of senio r engineer,graduated from Southwest Petroleum Institute in 1985,and is now vice generalmanager of CNPC Turkmenistani Amu Darya Natural Gas Company.

Add:No.Jia 25,Beiw ucun Rd.,Haidian District,Beijing 100097,P.R.China

Tel:+86-10-5218 1857