废油井改地热井中的一些关键问题的探讨

胡德群

摘 要：废油井的改造要进行对废油井的分类，古潜山废油井易于改造，勘探井由于244.5mm的技术套管，只要拔出其内的51/2″油层套管也可以改造，开发井由于是51/2″套管，经改造后防砂管只能下入4″套管串，改后水量小，不易于供暖目的。除射孔技术外，侧钻已是成熟技术，可以用于废油井改造。

关键词：废油井；地热井；探讨

1 前言

近几年来，在开发地热资源时，由于石油部门的参与，相关废油井改地热井（以下简称废改）的问题不断被提出，一些油田或所处油区的用热单位在废改时也做了一些尝试，有成功的经验，他们把成功的改造经验进行总结并发表，供大家参考，这是十分有益的事，但始终未见到失败的教训的总结。其实，废改是一个系统工程，牵涉到的相关专业知识较多，哪个环节出现问题，都会导致失败。由于笔者长期在油田从事水文地质及地热地质工作，且早在1998年就进行了废改工作，在计划经济时期油田出资进行了废改的尝试，在废改中遇到一些技术上的难题，而导致废改工作无法进行或是改好了的井无法利用。现将改造废油井存在的一些问题提出，供相关专家参考，也提醒正在进行废油井改造的单位，在实施改造过程中注意各个环节，使工程少走弯路。

2 废油井的类型及井身结构

2.1 废油井的类型

在油气田中，按报废类别，报废的油井分为工程报废和地质报废两大类。地质报废是油井勘探与开发时未达到地质目的的井或开发井的出油量极小，申请报废的井；工程报废是由于工程原因导致油井不能采油或不可抗拒的原因使油井不能使用等。每类报废井均由采油厂提出，报油田初审，再由油田报总公司审批，批准的报废井由总公司下达文件报销，进入油田沉淀资产的账内。

2.2 废油井的结构

油田报废井分勘探报废井、开发报废井及古潜山井三种，其三种井的井身结构及与地热井的井身结构对比如图1所示。

2.2.1勘探井井身结构：

勘探井由三层套管组成，表层套管一般均为13 1/3″油井套管，下入深度均在200m以上，下管后水泥返至地表，其上可以安装油井防喷器。技术套管一般均在主力勘探的油气层之上，下入244.5mm（9 5/8″）技术套管（东营地区在2000m以上）后固井，固井水泥返高在1000米左右，确保第三次开钻后顺利钻入油气层。第三次开钻后，钻入主力油气层后再下入油层套管，油层套管均为139.7mm（5″1/2）下入后固井，水泥返高不少于技术套管的水泥返高。三层套管下入后进行固井质量的测井，对固井质量不好的井段要补孔挤入水泥，重新固井，否则无法射孔。

2.2.2开发井的井身结构：

开发井在下入表层套管后立即固井，表层套管下深小于100m，水泥返高至井口。第二次开钻后，钻穿目的油层，下入139.7mm（5″1/2）油层套管后固井，水泥返高至主力油层顶200米以上（或更高），测井检查固井质量后对主力油层进行射孔。

2.2.3古潜山井井身结构：

古潜山油气井是在油气区古潜山，钻探的地热井。其井身结构与上述两种井的结构基本相同，只是技术套管坐落在古潜山顶面上，后固井。水泥返高大于区域油气层后，再第三次开钻用裸眼钻探古潜山至一定深度后，裸眼完井。

2.2.4地热井井身结构：

表层套管下入后水泥返高至井口，钻穿主力热水层后，下入套管串，其中泵室套管（244.5mm～273.1mm）不少于300m，它与水层套（筛）管（139.7mm～177.8mm）用大小头联接（也可用悬挂器），筛管对准热水层后，用橡皮伞止水，之后进行洗井及抽水试验。

3 废油井的改造

由上述四种井身结构可见，地熱井要有泵室套管，否则大排量的泵无法下入抽水，随着地下水位的逐年下降，泵室管的深度越来越大。废油井的改造除在国土资源部门办理探矿权采矿权外，尚需对废油井的持有单位（油田）办理相应沉淀资产转移手续。

3.1 射孔与侧钻

目前射孔与侧钻技术均是油田的成熟技术，若用射孔技术，笔者推荐用聚能弹，它可有效地防砂。若用侧钻技术，建议在取水段中用小角度（<15°）的斜向器开窗在水层部位，侧钻200米，凿足沉砂管长度后，对准水层下入筛管成井。

3.2 勘探井的改造

由图可见，勘探井的改造主要是将244.5mm技术套管内的5 1/2″油层套管拔出。由于油层套管外有水泥环，需在相应的位置用铣刀（水力割刀）将5 1/2″套管割断，再用偏心锤在5″1/2套管内将管外水泥敲碎才有可能拔出，视5″1/2外水泥环的高度，高度小的易于拔出，否则很难拔出。拔出后立即造人工井底，再用177.8mm钻头在244.5mm套管内进行射孔或侧钻，在水层部位以10～15°造斜打斜井，大约侧钻200m即可，下入套（筛）管的套管串，全以5″1/2套（筛）管完井。也可直接在5″1/2的油层套管内射孔或打侧钻井，但只能用四寸钻头，要钻穿两层套管，难度大，成井孔径小，出水量小。

3.3 开发井的改造

油田报废井绝大多数是开发井，开发井改造较为复杂。先找到该井的井史资料，视其在成井后的开采历程，决定采取何种措施。套管变形的井只能采取射孔的办法，套管未变形的井可以采取侧钻的措施。不论射孔成井还是侧钻成井，都要先造一个泵室管，即在300m左右下入桥塞，把5″1/2套管堵住，防止作业时的废物掉入井中，再将5″1/2套管割断，提出，用444mm钻头钻入300m后，下入377mm套管，固井，候凝，形成泵室管之后，再在5″1/2套管内灌入泥浆，若用射孔的方式完井就用120枪，每米不少于32孔（这时计算孔隙度为2%），至少要射开100m砂层。然后在5″1/2套管内下入4″筛管（不锈钢绕丝型，孔隙度13-17%），替泥浆后洗井，进行抽水试验。也可以在5″1/2套管内进行侧钻，用4″钻头，然后下入3″筛管后成井。

3.4 古潜山废油井的改造

只需在古潜山部分进行通井或再加深钻探即可成井。若加钻探仍见不到岩溶溶洞，可以对其进行改造（试试压裂或井下爆炸技术）

4 废油井改地热井的利与弊的分析

表面上分析变废为宝是一项利国利民之事，但仔细推敲，废油井改地热井在技术上存在一定风险，成井后的水量小，在经济上所需费用较大。在各项条件均具备的勘探井及古潜山井是可行的，但在砂泥层岩剖面为主的开发井，且地质条件复杂的地区要慎重进行。在分析其利与弊时主要有以下几项工作。

4.1 选井

并非所有废油井都能改造地热井，只有那些靠近居民区的、靠近有用地热的地方的废油井才能改，改后立即可用。在有上述条件的报废井，方可调出井史资料，确定是什么类型的井，井的使用情况，确定采取何种措施进行废改设计。

4.2 手续

从持有井的单位将总公司已批准的报废井文件调出，进行沉淀资产的转移，再去国土资源部门办理相关的探矿权和采矿权，方可进行单井设计。

4.3 选择作业队伍

拿到单井设计后，与作业队讨论每个作业的细节，拔管、造泵室管、射孔、侧钻等细节，均须确定费用。特别是拔管风险大，造泵室管也存在风险。

4.4 单井产水量

勘探井改地热井是比较理想的井，以往华北油田改井多是勘探井，井身结构合理，上为244.5mm的泵室管，可以下入8″（200型）深井泵，出水量至少80m3/h，与地热井相当。但开发井改地热井其井身结构不合理，泵室管若改成244.5mm（或273.1mm），而水层套管却是3″筛管（76.2mm），下入8″泵，若满足泵的铭牌抽水，由3″出水管，其流速过大，长期抽水必然造成3″出水管的井出砂或井损，使用年限不会超过2年即坏，其改造费用大于实用费用。

4.5 费用

由于只有油田有井下作业队伍，井下作业队伍所需费用均按油气勘察标准收取，因此，据测算，不论用射孔完井还是侧钻完成的地热井，其费用均为钻探一口地热井费用的80%以上，而出水量不及钻探1口地热井的50%。

5 胜利油区各种废改井的典型事例

5.1 古潜山废改井

草2井：位于广饶县井内的草2井是1口钻遇古潜山地层的井。1975年建成，井深1020.9m，966m进入奥陶系，未抽水，养罗非鱼用。

陈7井：位于垦利县境内，井深1412.04m，馆陶组（Ng）直接覆盖寒武--奥陶系（O2）之上，在1334.5m时钻遇古潜山地层。

这些井只要下钻将古潜山部分通井后，即可利用古潜山的水。这些井易于改造，但由于奥陶系石灰岩岩溶发育的不规律性，并非钻入古潜山地层所有的井均能到达出水要求。对未钻入溶洞的井，可采用对其古潜山的上伏地层进行侧钻，取上伏松散地层的热水。

5.2 勘探井的改造

营64井处于东营市西城区最繁华路段—青岛路中段，周围多处洗浴中心。该井为1974年1月5日完井，完井井深3152.5m，馆陶组1331m，东营组1741.8m，沙一段1957.8m，完钻层位为沙三下段。技术套管下至2400m，水泥返高1600m，油层套管（5″1/2）下深3138.39m，水泥返高1813.5m。1998年4月的施工设计确定：倒出5″1/2套管1800m，注水泥塞灰面1750m，再在244.5mm技术套管内对东营组三段的1644-1686m5层23米用127枪127弹，32孔 /米射孔，但由于5″1/2油层套管未倒出，该井无法进行再改造。

牛85井：该井位于油田老年公寓内，改造该井目的为老年公寓洗浴供水。该井1990年2月10日完井，完井井深3503m，完井层位沙三段，表层339.73mm，下深165.28m，技术套管为244.48mm，下入2750.04m，固井水泥返高1330m，油层套管（5″1/2）下深为3145.06m，水泥返高1817.5m。施工要求桥塞封在1950m，在1800m出将5″1/2油层套管割断，拔出，在技术套管内射孔，射孔井段为东营组三段1753-1800m，共4层22.5m，89型枪89弹，每米36孔，总孔数1044m。但是由于各种原因，没有将油层套管在1800米割断拔出，在5″1/2油层套管内射孔，先挤入水泥固井，使其与外部的技术套管之间有水泥封堵后，才能在5″1/2油管内射孔、防砂、试水，其工艺流程比较难，但该井仍如期完成。最初经抽水试验，该井静水位-42.5m（井口用回声仪测得，以下同），动液面-100m，井口产水量300m3/d（折合12m3/h），水温69℃。使用一段时间后，由于出砂，提出泵（90型潜油泵下深1500m）进行防砂，下入2″1/2 绕丝筛管于射孔部位防砂后，出水量不足100m3/d（合4m3/h），只够满足热水洗浴。

王65井：改造过程同上，仍是油层套管拔不出来，在两层套管内挤入水泥重新固井后进行射孔。

5.3 开发井的改造

5.3.1河57-斜6井：

1999年对河57-斜6井进行废改的施工，全部在5″1/2套管内进行，该井井深3098.97m，东营组埋深1454m-1820m，对沙一段上部和东三段、东一段分别自下而上进行分层射孔和做抽水试验，因出砂未再利用。

5.3.2孤热侧3井：该井钻至古潜山300米以上未见含水层，用桥塞将下部堵死，打一定高度的水泥塞，在7″技術套管内开窗，侧钻馆陶组水层200米，下入5″1/2筛管成井，其他工序与前述一致。该井寿命仍不足两年。

6 结论

1、针对废油井所在地区是否有利开发利用进行选井，依据井的类型，井身结构采用不同的方法进行废改。

2、古潜山废改只要将潜山部分通井，打通岩溶水层即可成功；而勘探井的难点在于拔出水泥返高以上的油层套管；开发井的难点在于射孔后防砂（即使使用侧钻的方法也需防砂），防砂后井眼太小，影响出水量，出水量太小的井只能用于洗浴。

3、废改井只能由油田专业队伍去做（测井、射孔、井下作业、侧钻），因此费用较高，其费用相当于钻探1口地热井费用的80%，且出水量（出水套管限制）不及钻探地热井的50%。

4、废改井防砂后，出水套管过小，筛管部位流速过快，井的使用寿命短。

参考文献

（1）阚长宾等.利用废弃油井开发地热能供暖.地热能2008（4）19-21

（2）朱家玲等.废弃石油井改造为地热井的发展现状.地热能2013（6）3-6