井下关井之诱喷解堵

唐梅 宁忠宏

摘 要：常规压裂、酸化解堵措施对地层堵塞的油水井具有普遍性，但措施费用较高，同时压裂、酸化过程对地层伤害大。常规的隔采工艺主要是用来治理套损井，使其恢复产能，井下关井测压是利用常规的隔采工艺附加预制工作筒（带盲板）能更准确的测得地层的压力（封隔器座封封堵油套环空，预制工作筒封堵油管）。文章主要利用井下关井测压工艺对近井地带堵塞的油井进行诱喷解堵，关井测压时间由常规的7天延长至15-20天不等（因井的不同情况而定），封隔器解封时聚集的油层高压瞬间释放，对油层进行诱喷解堵，即测得了地层的压力，又起到措施解堵的作用，可谓一举两得，与常规的压裂、酸化解堵措施相比，其优点是投入少，对地层无污染，效益显著；其缺点是适用范围较小，局限性大，起钻诱喷时井喷风险高。

关键词：诱喷解堵；井下关井；封隔器；屏蔽暂堵；负压；地层堵塞

1 常规解堵工艺概况

1.1 压裂解堵工艺

压裂工艺主要是利用液压传压的原理，在地面高压大排量泵组，以大大超过地层吸收能力的排量将具有一定粘度的液体向油层注入，使井筒内压力逐渐升高，当此压力超过井壁附近地应力的作用及岩石的抗张强度后，在井底附近地层中产生水平或垂直裂缝。为了使裂缝在停泵后保持张开状态，随压裂液注入的同时将具有一定比例的具有较高强度的固体颗粒作为支撑剂注入裂缝以支撑裂缝，形成足够长的、有一定强度及高度的填砂裂缝，使油气畅流入井。

压裂可对井底受到污染井起到解除堵塞作用，但压裂作业需提前研究油层内部结构、岩性、渗透率、孔隙度和油水饱和度，还需划分油层类型等多种因素，与措施效果直接相关，同时在压裂液选择方面要求较高，否则对地层会造成一定伤害，同时作业费用较高。

1.2 酸化解堵工艺

酸化工艺主要是依靠酸液与地层岩石反应，将地层岩石中部分或全部矿物、粘土颗粒等溶解，从而增大流体在井底附近地层的流动能力，达到解堵增产目的。酸化措施具有一定适应性，主要适用于近井地带无机堵塞为主的井，针对性较强，适用于泥质含量高，无机堵塞较严重、中高含水油井的解堵。但存在着酸液用量大，费用高，反排困难，对因初期压裂规模小、裂缝失效、注水长期不见效井适用性差。

1.3 常规解堵工艺的特点

常规压裂、酸化措施具有普遍适用性，同时应用效果较为明显，但作业周期长，同时费用大，同时压裂酸化液对地层有一定伤害。

2 井下关井诱喷解堵工艺的工艺原理及管串结构

2.1 工艺原理

井下关井诱喷解堵工艺是利用井下关井测压工艺对近井地带堵塞的油井进行诱喷解堵，关井测压时间由常规的7天延长至15-20天之间，封隔器解封时聚集的油层高压瞬间释放，对油层进行诱喷解堵。

2.2 选井条件

该工艺要求油井具有高气油比、地层压力高、注采比大，同时近井地带受到严重污染堵塞，日产液量较小的油井，主要适用于钻井过程中屏蔽暂堵或用加重液压井处理井喷时压死油层导致地层堵塞油井。

2.3 管串结构

母堵+工作筒+盲板（下接工作筒）+油管+Y211-114封隔器+油管+花管+油管+花管+油管+接泵短节+抽油泵+油管至井口（如图1）。

2.4 措施步骤

（1）按上述管串结构实施下压力计作业；（2）开抽至液面到泵深位置时座封；（3）井下关井蹩压15天左右，期间连续监测油套环空静液面；（4）起压力计实施诱喷解堵，封隔器解封后快速上提油管柱3-4根，進行诱喷，同时关闭井口单闸板防喷器，关闭油管旋塞，打开套管放喷管线控制闸门进行放喷作业，观察套管放喷管线放喷情况同时录取放喷压力。

2.5 井下关井诱喷解堵工艺的特点

与常规解堵措施相比，井下关井诱喷解堵具有作业周期短，见效快，同时措施费用较小，依靠天然能量解堵不伤害地层，但适用范围较小，作业过程中井控风险高。

3 井下关井诱喷解堵工艺的实例分析及效果评价

井下关井诱喷解堵工艺在华庆油田白455区应用了三口井，其中陈305-294效果较差，陈308-293效果尚佳，陈307-294井的效果较好，增油效果显著。

3.1 白455区块基本概况

白455区于2008年6月全面投入开发，构造单元属鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部，总体为一平缓的西倾单斜。预测含油面积13.0km2，地质储量612.2×104t。平均孔隙度10.3%，平均渗透率为1.7×10-3μm2，原始地层压力19.21MPa。

白455区主力含油层系为三叠系长8，长8油藏砂体稳定，呈近北东-南西向展布，砂体宽度平均8km左右，最宽9km，地层厚在45～50m之间，累计砂厚为11～25m左右，最厚可达25m左右，砂地比30%～54%，砂体发育规模较大，圈闭成因与砂岩的侧向尖灭及岩性致密遮挡有关，形成受岩性与构造双重控制的岩性油藏，原始驱动类型为弹性溶解气驱。储层物性较好，整体发育长813、长811两套油层，南部两套油层叠合发育，北部主要发育长811，非均质性强，高渗层吸水相对较好。

白455区目前处于开发早期高速开发阶段，采用500m×150m菱形反九点井网，进行超前注水开发，主要特点为：区块油藏物性好（平均砂层厚度18.8m，平均油层厚度13.4m），能量充足处低含水采油期（11.2%），采油速度高（可采储量采油速度9.18%）。

3.2 井下关井诱喷解堵措施实例分析

井下关井诱喷解堵工艺在华庆油田白455区应用了三口井，其中陈305-294效果较差，陈308-293效果尚佳，产量从措施前的日产液1.66m3、日产油1.32t、含水5.3%提高到6.40m3、日产油5.07t、含水5.7%，日增油3.75t；陈307-294井的效果较好，诱喷解堵成功，增油效果显著。

陈307-294生产概况：陈307-294为华池作业区白455区块一口采油井，2008年10月该井试油时因旋塞失效井喷200m3纯油，为了处理井喷事故，措施队现场配置KCL压井液300m3进行压井，造成近井地带污染堵塞（屏蔽暂堵），该井地层压缩系数13.2*10-4，地层孔隙度13.48，原油粘度1.05×10-3Pa.s，体积系数1.341，气油比 106m3/t。因地层堵塞，2008年2月投产后产量低，日产液0.48m3，日产油0.36t，含水7.2%。井下关井诱喷解堵后产量较高，日产液 11.96m3，日产油9.56t，含水6.0%，累计增油3450t，效果显著。该井基础数据如表1。

3.3 措施评价

3.3.1 措施效果评价

陈307-294油井实施措施前日产液0.48m3，日产油0.36t，含水7.8%；井下关井诱喷解堵后日产液11.96m3，日产油9.56t，含水6%。累计增油量3450t，措施效果顯著，创新了一种措施解堵新工艺新技术。

3.3.2 措施效益评价

措施效益主要从以下两个方面评价：一是措施增油量方面，截至2011年12月底累计增油量3450t，单价按照4000元/t计算，折合总价值3450*0.4=1380万元；二是措施费用方面，井下关井诱喷解堵共计发生费用3.5万元左右，常规压裂、酸化解堵作业需作业费用15万元左右，节约费用11.5万元。共计创造经济价值1391.5万元，经济效益显著。

3.4 推广应用效果评价

鉴于陈307-294诱喷解堵效果较好，经过分析在白455区块推广应用了两口井。

陈305-294试油完成以后装油咀控制放喷生产，因频繁蜡堵影响产量，起试油管柱下泵时，为了安全起见，替油压井后下泵生产，产能递减较快，分析认为地层污染，应用井下关井诱喷解堵工艺关井15天，解封生产抽至动液面正常后起压力计，没有达到增产的目的，措施失败。究其原因，选井时地质认识存在偏差，该井存在高产史，但是该井因地层能量下降等原因造成该井低产，高产潜能已经发挥。

陈308-293井位于高产区域，没有高产史，分析认为钻井或试油时污染油层，导致该井高产潜能没有发挥，应用井下关井诱喷解堵工艺座封关井16天，措施效果尚佳，产量从措施前的日产液1.66m3、日产油1.32t、含水6.2%提高到6.40m3、日产油5.07t、含水6.8%，日增油3.75t。

4 井下关井诱喷解堵作业井控安全措施分析

陈307-294井在实施井下关井诱喷解堵过程中发生井喷事故，虽及时得到有效控制，但从中得到一些经验和教训。

4.1 测压过程中实施液面监控

在座封停井后，安排技术人员每天录取静液面，尤其是起压力计前必须测静液面了解井下压力状况，及时掌握封隔器座封情况。如果液面不断上升，表明封隔器解封，可以先开井生产，把动液面抽至正常位置后再起压力计，同时根据产量评价措施效果。

4.2 诱喷解堵作业过程监控

措施过程中做好井控安全措施，在井口安装SFZ14-21单闸板防喷器封闭油套环形空间，YGXS-114-21油管旋塞阀关闭油管内通道，套管出口连接放喷管线至排污池，并按要求安装好地锚，所有丝扣必须上紧。起管串时准确录取油管外的液面位置，若小于500m，采取替油压井措施，确保井控安全。

5 结论和建议

（1）井下关井诱喷解堵工艺主要适用于高气油比油藏、地层压力高、注采比大、近井地带受到严重污染的油井，尤其适用于钻井过程中屏蔽暂堵或用加重液压井处理井喷时压死油层导致堵塞严重的油井，措施选井时从是否有高产史向是否具有高产潜能延伸，综合考虑钻井、试油及所有措施的真实情况。（2）井下关井诱喷解堵作为一种新工艺，与常规解堵措施相比，作业周期短，见效快，措施费用小，对油层不造成二次伤害，措施效果和经济效益显著，建议选择性应用。（3）井下关井诱喷解堵工艺自身具有一定的局限性，关井周期15-20天不等，具体关井时间因井而异，适用范围较小，作业过程中井控风险较大，诱喷过程必须严格做好井控安全措施。