2018, Vol. 30
2. 中国石油西南油气田分公司 勘探事业部, 成都 610041
2. Exploration Division, PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu 610041, China
元坝气田是迄今为止国内发现埋藏最深的海相气田，具有高温、高压、高含硫、地质条件复杂、含水、位于人口稠密地区的特点，属于典型的“三高”气田[1-8]。该气田目前投产37口井，开井生产27口井，从生产情况来看，全部井油套环空均出现不同程度的环空带压现象。根据环空压力产生的原因，可将其分为温度效应引起的环空压力和泄漏效应引起的环空压力，其中温度效应引起的环空压力被称为正常起压[9-11]，而泄漏效应引起的环空压力则被称为异常起压[12-14]。虽然异常起压是安全生产最大的一类威胁，但是对于元坝这种高含硫并于近期大幅度提产的气井来讲，温度效应引起的环空压力也是一类不容忽视的井筒安全威胁。
因此，首先根据元坝气井产水并且产气中含硫化氢、二氧化碳和氮气等非烃成分的实际生产情况，建立考虑非烃校正的气液两相流井筒温度、压力计算模型；然后根据环空流体热膨胀理论和油套管弹塑性力学建立温度效应引起环空压力的预测模型[15-16]，通过实例计算和参数敏感性分析获得油套环空正常起压规律，并提出相应的环空压力控制措施[17-22]；最后通过不同产气量和产水量情形的模拟计算，并结合实际泄压情况，建立油套环空起压类型判断图版，并将该图版与元坝3口重点井的实际环空压力进行对比，实现这3口井的起压类型判断，以期为元坝高含硫气井的环空带压管理与井筒风险控制提供参考依据。
1 模型建立 1.1 井筒温度、压力计算模型目前元坝开井生产的27口井全部产水，日产水量从几立方米到几十立方米不等，并且产气中H2S，CO2和N2的平均体积分数分别为5.32%，6.56%和1.04%，因此，在建立井筒温度、压力计算模型时考虑了气液两相流和非烃成分对计算结果的影响。
1.1.1 井筒气液两相漂移模型在气液两相管流中，由于两相密度不一样，存在气相超越液相的流动现象，即两相存在滑脱。通过建立考虑气液滑脱的漂移模型，计算得到井筒任意深度的截面含气率和流体物性参数。
在气液两相管流中，气体的截面平均流速可表示为
| $ {v_{\rm{g}}} = {C_{\rm{o}}}{v_{\rm{m}}} + {v_{\rm{d}}} $ | (1) |
式中：vg为气相的截面平均速度，m/s；Co为分布系数，描述两相的分布特征，无因次；vm为两相混合物的截面平均速度，m/s；vd为气相的漂移速度，m/s。
两相混合物的截面平均速度是气相和液相表观速度之和，即
| $ {v_{\rm{m}}} = {v_{{\rm{sg}}}} + {v_{{\rm{sl}}}} = {H_{\rm{g}}}{v_{\rm{g}}} + \left( {1 - {H_{\rm{g}}}} \right){v_{\rm{l}}} $ | (2) |
式中：vsg和vsl分别为气相和液相的表观速度，m/s；Hg为截面含气率，无因次；vl为液相的截面平均速度，m/s。
对于分布系数Co，其表达式为
| $ {C_{\rm{o}}} = \frac{A}{{1 + \left( {A - 1} \right){\gamma ^2}}} $ | (3) |
其中
| $ \gamma =~ \frac{{\beta - B}}{{1 - B}}~,~0 \le \gamma \le 1 $ | (4) |
对于漂移速度vd，其表达式为
| $ {v_{\rm{d}}} = \frac{{\left( {1 - {H_{\rm{g}}}{C_{\rm{o}}}} \right){C_{\rm{o}}}{K_{\rm{u}}}{v_{\rm{c}}}}}{{{H_{\rm{g}}}{C_{\rm{o}}}\sqrt {\frac{{{\rho _{\rm{g}}}}}{{{\rho _{\rm{l}}}}}} + 1 - {H_{\rm{g}}}{C_{\rm{o}}}}} $ | (5) |
其中
| $ {v_c} = {\left[ {\frac{{\sigma g\left( {{\rho _{\rm{l}}} - {\rho _{\rm{g}}}} \right)}}{{\rho _1^2}}} \right]^{\frac{1}{4}}} $ | (6) |
式中：A取1.2，B取0.3；β为与截面含气率和淹没速度相关的参数，无因次；Ku为临界Kutateladze数；ρl，ρg分别为液相和气相的密度，kg/m3；σ为气液相的表面张力，N/m；g为重力加速度，m/s2。
确定了漂移模型中的分布系数和漂移速度之后，就可以得到井筒截面含气率，进而可以确定出混合流体的物性参数，即
| $ {\rho _{\rm{m}}} = {\rho _{\rm{g}}}\left( {1 - {H_{\rm{g}}}} \right) + {\rho _{\rm{g}}}{H_{\rm{g}}} $ | (7) |
| $ {\mu _{\rm{m}}} = \mu _{\rm{l}}^{\left( {1 - {H_{\rm{g}}}} \right)}\mu _{\rm{g}}^{{H_{\rm{g}}}} $ | (8) |
式中：ρm为气液混合物的密度，kg/m3；μm为气液混合物的黏度，mPa·s；μl和μg分别为液相和气相的黏度，mPa·s。
1.1.2 非烃校正H2S，CO2和N2等非烃成分对气相物性参数的影响主要通过校正气相偏差系数和气相黏度来体现。
对于偏差系数的校正，采用GXQ校正模型[23]：
| $ {T_{\rm{c}}} = {T_{\rm{m}}} - {C_{{\rm{wa}}}} $ | (9) |
| $ {p_{\rm{c}}} = \frac{{{T_{\rm{c}}}\sum\limits_{i = 1}^n {\left( {{x_i}{p_{{\rm{c}}i}}} \right)} }}{{{T_{\rm{c}}} + {x_{{{\rm{H}}_2}{\rm{S}}}}\left( {1 - {x_{{{\rm{H}}_2}{\rm{S}}}}} \right){C_{{\rm{wa}}}}}} $ | (10) |
其中
| $ {T_{\rm{m}}} = \sum\limits_{i = 1}^n {\left( {{x_i}{T_{{\rm{c}}i}}} \right)} $ | (11) |
| $ \begin{array}{l} {C_{{\rm{wa}}}} = \frac{1}{{14.5038}}\left\{ {120\left[ {{{\left( {{x_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_2}}} + {x_{{{\rm{H}}_2}{\rm{S}}}}} \right)}^{0.9}} - {{\left( {{x_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_2}}} + {x_{{{\rm{H}}_2}{\rm{S}}}}} \right)}^{1.6}}} \right] + } \right.\\ \;\;\;\;\;\;\;\;\;\left. {15\left( {x_{{{\rm{H}}_2}{\rm{S}}}^{0.5} - x_{{{\rm{H}}_2}{\rm{S}}}^4} \right)} \right\} \end{array} $ | (12) |
式中：Tc为天然气的临界温度，℃；pc为天然气的临界压力，MPa；pci为天然气组分i的临界压力，MPa；Tci为天然气组分i的临界温度，℃；xi为天然气组分i的摩尔分数；xH2S和xCO2分别为天然气中H2S和CO2的摩尔分数。
采用Standing校正模型来校正气体黏度[24]：
| $ {\mu _g} = \mu _{\rm{g}}^{{\rm{un}}} + {\mu _{{{\rm{H}}_2}{\rm{S}}}} + {\mu _{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}} + {\mu _{{{\rm{N}}_{\rm{2}}}}} $ | (13) |
| $ {\mu _{{{\rm{H}}_2}{\rm{S}}}} = {x_{{{\rm{H}}_2}{\rm{S}}}}\left( {0.00849\lg {\gamma _{\rm{g}}} + 0.00373} \right) $ | (14) |
| $ {\mu _{{\rm{C}}{{\rm{O}}_2}}} = {x_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_2}}}\left( {0.00908\lg {\gamma _{\rm{g}}} + 0.00624} \right) $ | (15) |
| $ {\mu _{{{\rm{N}}_{\rm{2}}}}} = {x_{{{\rm{N}}_{\rm{2}}}}}\left( {0.00848\lg {\gamma _{\rm{g}}} + 0.00959} \right) $ | (16) |
式中：μgun为在大气压和任意温度下未校正的气体黏度，mPa·s；μH2S，μCO2和μN2分别为H2S，CO2和N2的黏度校正值，mPa·s；xN2为天然气中N2的摩尔分数；γg为天然气的相对密度。
1.1.3 井筒压力计算模型由质量守恒和动量守恒定律可得气液两相流的压力梯度方程：
| $ \frac{{{\rm{d}}p}}{{{\rm{d}}z}} = - {\rho _{\rm{m}}}g\sin \theta - {f_{\rm{m}}}\frac{{{\rho _{\rm{m}}}v_{\rm{m}}^2}}{{2D}} - {\rho _{\rm{m}}}{v_{\rm{m}}}\frac{{{\rm{d}}{v_{\rm{m}}}}}{{{\rm{d}}z}} $ | (17) |
其中摩阻系数fm采用Jain方法进行计算：
| $ \frac{1}{{\sqrt {{f_{\rm{m}}}} }} = 1.14 - 2\lg \left( {\frac{e}{D} + \frac{{21.25}}{{\mathit{Re}_{\rm{m}}^{0.9}}}} \right),\mathit{R}{\mathit{e}_{\rm{m}}} = \frac{{{\rho _{\rm{m}}}{v_{\rm{m}}}D}}{{{\mu _{\rm{m}}}}} $ | (18) |
式中：e为管壁的绝对粗糙度，m；D为井筒的直径，m；Rem为雷诺数，无因次。
1.1.4 井筒温度计算模型由能量守恒和热力学第一定律可得井筒温度梯度方程：
| $ \frac{{{\rm{d}}{T_{\rm{f}}}}}{{{\rm{d}}z}} = \frac{{{\rm{d}}q}}{{{c_{{\rm{pm}}}}{\rm{d}}z}} - \frac{{g\sin \theta }}{{{c_{{\rm{pm}}}}}} - \frac{v}{{{c_{{\rm{pm}}}}}}\frac{{{\rm{d}}v}}{{{\rm{d}}z}} + {\alpha _{\rm{H}}}\frac{{{\rm{d}}p}}{{{\rm{d}}z}} $ | (19) |
其中，单位井段流体从油管至地层的热损失为
| $ \frac{{{\rm{d}}p}}{{{\rm{d}}z}} = - \frac{{2{\rm{ \mathsf{ π} }}{r_{{\rm{to}}}}{U_{{\rm{to}}}}{k_{\rm{e}}}}}{{{G_{\rm{t}}}\left[ {{r_{{\rm{to}}}}{U_{{\rm{to}}}}f\left( {{t_{\rm{D}}}} \right) + {k_{\rm{e}}}} \right]}}\left( {{T_{\rm{f}}} - {T_{\rm{e}}}} \right) $ | (20) |
式中：Tf为油管内的流体温度，℃；q为流体的径向热损失，J/s；cpm为流体的定压比热容，J/(kg·℃)；αH为焦耳-汤姆逊系数，℃/Pa；rto为油管外半径，m；Uto为井眼总传热系数，W/(m·℃)；ke为地层传热系数，W/(m·℃)；Gt为气液混合物的质量流量，kg/s；f(tD)为无因次时间函数，可用Hasan-Kabir于1994年提出的公式计算；Te为地层温度，℃。
结合式(19)和(20)，得到井筒温度梯度方程：
| $ \frac{{{\rm{d}}{T_{\rm{f}}}}}{{{\rm{d}}z}} = - \frac{{\left( {{T_{\rm{f}}} - {T_{\rm{e}}}} \right)}}{A} - \frac{{g\sin \theta }}{{{c_{{\rm{pm}}}}}} - \frac{v}{{{c_{{\rm{pm}}}}}}\frac{{{\rm{d}}v}}{{{\rm{d}}z}} + {\alpha _H}\frac{{{\rm{d}}p}}{{{\rm{d}}z}} $ | (21) |
其中：
| $ A = \frac{{{c_{{\rm{pm}}}}{G_{\rm{t}}}}}{{2{\rm{ \mathsf{ π} }}}}\frac{{{r_{{\rm{to}}}}{U_{{\rm{to}}}}f\left( {{t_{\rm{D}}}} \right) + {k_{\rm{e}}}}}{{{r_{{\rm{to}}}}{U_{{\rm{to}}}}{k_{\rm{e}}}}} $ | (22) |
当油管内温度确定之后，可以求出固井水泥环外边缘的温度：
| $ {T_{\rm{h}}} = \frac{{{T_{\rm{f}}}f\left( {{t_{\rm{D}}}} \right) + \frac{{{k_{\rm{e}}}{T_{\rm{e}}}}}{{{r_{{\rm{to}}}}{U_{{\rm{to}}}}}}}}{{f\left( {{t_{\rm{D}}}} \right) + \frac{{{k_{\rm{e}}}}}{{{r_{{\rm{to}}}}{U_{{\rm{to}}}}}}}} $ | (23) |
再根据串联热阻传热原理(图 1)，可以求出油套环空对应的温度：
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下载eps/tif图 图 1 井筒径向传热示意图 Fig. 1 Schematic diagram of radial heat-tranfer in wellbore |
| $ {T_{\rm{a}}} = {T_{\rm{f}}} - \frac{{{U_{{\rm{to}}}}}}{{{U_{{\rm{ta}}}}}}\left( {{T_{\rm{f}}} - {T_{\rm{h}}}} \right) $ | (24) |
| $ {U_{{\rm{to}}}} = {\left( {\frac{1}{{{h_{\rm{r}}} + {h_{\rm{c}}}}} + \frac{{{r_{{\rm{to}}}}\ln \frac{{{r_{\rm{h}}}}}{{{r_{{\rm{co}}}}}}}}{{{K_{{\rm{cem}}}}}}} \right)^{ - 1}},{U_{{\rm{ta}}}} = {\left( {\frac{1}{{{h_{\rm{r}}} + {h_{\rm{c}}}}}} \right)^{ - 1}} $ | (25) |
式中：Ta为油套环空内的温度，℃；Th为固井水泥环外边缘的温度，℃；Uta为环空传热系数，W/(m·℃)；rh为井眼半径，m；rco为套管外半径，m；hr为环空流体的辐射系数，W/(m·℃)；hc为环空流体的对流换热系数，W/(m2·℃)；Kcem为水泥环的传热系数，W/(m·℃)。
1.2 温度效应引起的环空压力预测模型 1.2.1 充满环空流体情形对于油套密闭环空充满流体，当环空温度增加时，环空流体发生热膨胀，由于不能自由膨胀，会导致环空压力增加。当环空压力增加，油套管将会被压缩，使环空体积增大，进而又使环空压力降低，这2种因素相互作用，最终使环空压力达到一个稳定值。因此，对于环空充满流体的情形，环空压力变化的求取表达式为
| $ \Delta {p_{\rm{a}}} = \frac{{{\alpha _1}}}{{{k_{\rm{T}}}}}\Delta {T_{\rm{a}}} - \frac{1}{{{k_{\rm{T}}}{V_{\rm{a}}}}}\Delta {V_{\rm{a}}} $ | (26) |
其中：
| $ \frac{{\Delta {V_{\rm{a}}}}}{{{V_{\rm{a}}}}} = {C_{{\rm{tot}}}}\Delta {p_{\rm{a}}} + {\alpha _{\rm{s}}}\Delta {T_{\rm{a}}} $ | (27) |
将式(27)代入式(26)可得
| $ \Delta {p_{\rm{a}}} = {\left( {1 + \frac{{{C_{{\rm{tot}}}}}}{{{k_{\rm{T}}}}}} \right)^{ - 1}}\frac{{\left( {{\alpha _{\rm{l}}} - {\alpha _{\rm{s}}}} \right)}}{{{k_{\rm{T}}}}}\Delta {T_{\rm{a}}} $ | (28) |
式中：Δpa为环空压力变化值，MPa；αl为环空流体的热膨胀系数，℃-1；kT为环空流体的等温压缩系数，MPa-1；ΔTa为环空平均温度的变化量，℃；ΔVa为环空体积的变化量，m3；Va为环空体积，m3；Ctot为油套管的总变形系数，MPa-1；αs为油套管的总热膨胀系数，℃-1。
1.2.2 未充满环空流体情形对于油套密闭环空未充满流体，当环空温度增加时，环空流体发生热膨胀，上部气腔体积将减小，环空压力将随着环空温度的增加和上部气腔体积的减小而增加，由气体状态方程可得
| $ \Delta {p_{\rm{a}}} = {p_2} - {p_1} = \left( {\frac{{{z_2}{T_{{\rm{a2}}}}}}{{{z_1}{T_{{\rm{al}}}}}}\frac{{{V_{{\rm{g2}}}}}}{{{V_{{\rm{g1}}}}}} - 1} \right){p_1} $ | (29) |
其中，减小后的上部气腔体积为
| $ {V_{{\rm{g2}}}} = {V_{{\rm{g1}}}} - \left( {{V_{\rm{a}}} - {V_{{\rm{g1}}}}} \right){\alpha _1} $ | (30) |
式中：p1和p2分别为环空压力变化前、后对应的压力值，MPa；z1和z2分别为环空压力变化前、后对应的气体偏差系数；Ta1和Ta2分别为环空压力变化前、后对应的环空温度，℃；Vg1和Vg2分别为环空压力变化前、后对应的上部气腔体积，m3。
对于油套密闭环空未充满流体，还存在一种特殊情形，就是当环空流体发生热膨胀致使环空由未充满状态变成充满状态再继续热膨胀时，对于这种情形，需要结合未充满和充满环空流体情形时环空压力变化的求取方法进行综合确定。
2 油套环空正常起压规律 2.1 实例计算以元坝101-1 H井为例，该井的相关基础参数如表 1所列，利用前面建立的模型计算该井以46万m3/d的产量生产后对应的环空温度变化和环空压力变化。
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下载CSV 表 1 元坝101-1 H井相关基础参数 Table 1 Basic parameters of well Yuanba 101-1 H |
从元坝101-1H井环空压力变化(表 2)和生产前后的井筒温度分布(图 2)可以看出，随着生产的进行，温度较高的产出流体由于与地层之间存在温差，将发生径向传热，使环空温度大幅上升，进而引起环空压力大幅上升，达到了32.2 MPa，此时封隔器处承受的压差等于环空压力加上环空保护液柱压力再减去封隔器处的流压，承压达到60 MPa，同时随着生产的进行，油压逐渐降低，封隔器承受的压差将越来越大，致使井筒存在较大的安全隐患。
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下载CSV 表 2 元坝101-1 H井生产前后对应的环空压力变化 Table 2 Annular pressure change before and after production of well Yuanba 101-1 H |
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下载eps/tif图 图 2 元坝101-1 H井生产前后对应的井筒温度分布 Fig. 2 Wellbore temperature distribution before and after production of well Yuanba 101-1 H |
从不同环空流体热膨胀系数对应的环空压力(图 3)可以看出，随着环空流体热膨胀系数的增加，环空压力逐渐升高，这主要是由于热膨胀系数越大，相同温差条件下，流体膨胀的体积越大，进而导致作用于管壁上的压力越高。因此，降低环空流体热膨胀系数是控制环空压力的有效方法。
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下载eps/tif图 图 3 环空流体热膨胀系数对环空压力的影响 Fig. 3 Impact of thermal expansion coefficient of annular fluid on annular pressure |
从不同环空流体等温压缩系数对应的环空压力(图 4)可以看出，随着环空流体等温压缩系数的增加，环空压力逐渐降低，但降低幅度越来越小，这主要是由于压缩系数越大，膨胀流体在压力作用下体积压缩越大，导致作用于管壁上的压力越低。因此，提高环空流体等温压缩系数也是控制环空压力的有效方法，在环空中加入空心玻璃球或注入高可压缩液体都是该方法的具体现场应用。
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下载eps/tif图 图 4 环空流体等温压缩系数对环空压力的影响 Fig. 4 Impact of isothermal compression coefficient of annular fluid on annular pressure |
从不同油套管变形系数对应的环空压力(图 5)可以看出，随着油套管变形系数的增加，环空压力逐渐降低，这主要是由于油套管变形系数越大，压力作用下环空体积越大，导致作用于管壁上的压力越低。因此，提高油套管变形系数也是控制环空压力的有效方法，在套管内壁安装可压缩泡沫材料就是该方法的具体现场应用。
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下载eps/tif图 图 5 油套管变形系数对环空压力的影响 Fig. 5 Impact of deformation coefficient of casing on annular pressure |
从不同环空气腔高度对应的环空压力(图 6)可以看出，随着环空气腔高度的增加，环空压力逐渐降低，当增加到一定值后，环空压力降低的幅度变得很小。这主要是由于随着环空气腔高度的增加，为流体膨胀预留的环空体积就越大，导致膨胀流体作用于管壁上的压力就越小，当预留的环空体积大于该产量下环空流体的膨胀量后，环空压力随环空气腔高度增加而进一步降低的幅度将变得很小，不同的产量情况下对应着不同的最优环空气腔高度。因此，在生产井初期投产时，环空不必充满流体，即预留部分环形空间，这样可以达到降低环空压力的目的。根据元坝大部分生产气井的配产量46万m3/d，对应的最优环空气腔高度为100 m。
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下载eps/tif图 图 6 环空气腔高度对环空压力的影响 Fig. 6 Impact of height of annular gas chamber on annular pressure |
利用前面建立的模型，通过对不同产气量和产水量下环空压力的模拟计算，建立了油套环空起压类型判断图版(图 7)。具体的判断方法为：
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下载eps/tif图 图 7 油套环空起压类型判断图版 Fig. 7 Judgment chart of annular pressure types |
(1) 油套环空未泄压
将环空压力实际值与对应产气量和产水量下的环空压力预测值进行对比，如果实际值低于预测值，说明油套环空属于正常起压；如果实际值高于预测值，说明油套环空还存在泄漏效应，属于异常起压。
(2) 油套环空泄过压
将环空压力实际值加上前期的泄压总和得到环空压力总值，再与对应产气量和产水量下的环空压力预测值进行对比，如果压力总值低于预测值，说明油套环空属于正常起压；如果压力总值高于预测值，说明油套环空还存在泄漏效应，属于异常起压。
4 现场应用利用建立的油套环空起压类型判断图版对元坝几口重点生产井的起压类型进行了判断，元坝29-2井和元坝1-1 H井采用的是泄压前的生产数据来判断，而元坝101-1 H井采用的泄压后的生产数据来判断。
4.1 元坝重点井起压类型判断根据元坝29-2井和元坝1-1 H井前期的生产数据，元坝29-2井泄压前最高环空压力为23.4 MPa (此时该井对应的产气量为45.3万m3/d，产水量为9 m3/d)，而元坝1-1 H井泄压前最高环空压力为37.7 MPa (此时该井对应的产气量为54.4万m3/d，产水量为8 m3/d)。对这2口井油套环空起压类型进行判断[图 8(a)、图 8(b)]，再根据油套环空未泄压的判断方法，可确定元坝29-2井属于正常起压，而元坝1-1 H井属于异常起压。
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下载eps/tif图 图 8 元坝3口井油套环空起压类型判断 Fig. 8 Judgment of annular pressure types of the three wells |
根据元坝101-1 H井前期的生产数据以及生产过程中的泄压记录，该井2015年5月5日对应的环空压力为20.1 MPa(此时该井对应的产气量为48.9万m3/d，产水量为10 m3/d)，前期泄压总和为17.2 MPa。对该井油套环空起压类型进行判断[图 8(c)]，再根据油套环空泄过压的判断方法，可以确定元坝101-1 H井属于异常起压。
4.2 起压类型判断结果验证根据这3口井的套管气样分析结果(表 3)，可以确定元坝29-2井油套环空气样不含硫化氢，即油套环空不存在泄漏，可以判断该井属于正常起压；元坝1-1 H井和元坝101-1 H井油套环空气样含硫化氢，即油套环空存在泄漏，可以判断这2口井属于异常起压，进而验证了前面这3口井的油套环空起压类型判断结果。
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下载CSV 表 3 各井套管气样分析结果 Table 3 Casing gas sample analysis of the three wells |
(1) 掌握了油套环空正常起压规律，建立了油套环空起压类型判断图版，并将该图版进行了现场应用，实现了元坝3口重点井的起压类型判断。
(2) 降低环空流体热膨胀系数、提高环空流体等温压缩系数和油套管变形系数都是控制温度效应环空压力的有效方法。
(3) 在生产井初期投产时，环空不必充满流体，即预留部分环形空间，这样可以达到降低由温度效应引起环空压力的目的。根据元坝大部分生产气井的配产量46万m3/d，对应的最优环空气腔高度为100 m。
(4) 元坝3口井的套管气样分析结果验证了利用该判断图版进行油套环空起压类型判断的准确性。
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