油气老井修井作业中井下成像检测技术应用研究

摘要

国内大量油气开发老井进入中后期生产阶段，套管腐蚀穿孔、套管变形、落鱼、射孔段损坏、井筒结垢结蜡故障频发，修井作业任务繁重。传统修井依靠测井曲线间接推断井下故障，存在多解性，故障位置、损伤形态不能直观获取，容易造成修井工具选型错误，增加作业风险与成本。本文研究井下成像系统在油气老井修井作业中的应用，论述成像检测在修井前诊断、修井过程辅助、修井后效果验证三个阶段工作内容，对比传统测井与可视化成像的优缺点，分析油气井高含油、高浊度工况下成像设备使用难点与解决办法。工程实践证明，井下成像能够直观看清套管破损、落物形态、射孔孔眼状态，为打捞、套管补贴、挤堵补井提供直接依据，有效提升油气老井修井成功率。

关键词：油气老井；修井作业；井下成像；套管损伤；落鱼打捞；可视化检测

引言

油气田开发到中后期，老井井筒完整性问题突出。套管长期受地层应力、流体腐蚀作用，出现裂缝、穿孔、变形、错断；作业过程钻具、工具掉落井内形成落鱼；结蜡、结垢堵塞射孔层段，造成油气井产能下降，需要开展大量修井作业。传统修井主要依靠磁测井、超声测井获取井筒数据，属于间接解析，同样测井曲线可能对应多种井下故障，技术人员只能依靠经验推断井下情况，经常出现对故障形态判断不准，修井工具选型错误，打捞失败，反复起下管柱，作业周期拉长，成本上升。

井下成像检测技术可以直接获取井筒内壁实景视频图像，将井下状况直观呈现在地面监控屏幕，近些年来逐步应用于油气修井工程。但油气井井液含原油、悬浮物，水体浑浊，对成像透光条件提出更高要求，设备需要耐油气腐蚀。本文围绕油气老井修井全流程，开展井下成像配套应用研究。

1 油气老井常见修井故障类型

油气老井典型故障包含：①套管腐蚀穿孔，地层水窜入井筒；②套管挤压变形、错断，井筒通径缩小；③井下工具、钻杆碎片掉落形成落鱼；④射孔孔眼被结垢、蜡质堵塞；⑤套管外窜槽，层间流体互窜。部分井筒同时存在多种复合损伤，间接测井手段很难区分主次问题。

2 井下成像在修井各阶段的应用

2.1 修井前期故障诊断

正式修井作业开工之前，下入井下成像仪器，完成全井段扫描。直观识别套管腐蚀孔洞大小、变形位置与变形程度；看清井下落鱼外形、顶部位置；观察射孔段孔眼堵塞情况。根据真实影像，确定是需要打捞落物、套管补贴，还是挤堵封窜，合理选择打捞工具、补贴工具型号，避免工具选型失误。

2.2 修井作业过程辅助判断

打捞作业完成之后，先成像观察落鱼是否打捞干净；套管补贴施工后，查看补贴工具坐封位置是否到位；挤堵作业之后，观察封堵位置状态。遇到复杂事故井，可以分段成像，实时掌握井下变化，及时调整修井工艺。

2.3 修井完工效果验收

修井全部工序结束，开展全井成像检测，核验套管修复、封堵、打捞作业实际效果，留存视频图像资料，作为修井工程验收依据，改变过去依靠压力、流量间接判断修复效果的模式。

3 油气井工况对成像作业的制约及对策

油气井筒内部流体含有原油、固相颗粒，井液浊度很高，光线穿透能力差，直接下入成像探头画面模糊，无法识别细节。现场解决手段：作业前进行替液洗井，用清水或者专用工作液置换井筒内高浊度原油污水，降低井筒浊度，满足成像透光条件。同时油气环境对探头外壳、光学窗口有腐蚀，设备需要选用耐油耐腐蚀外壳材质。油气井作业要严格做好防爆安全措施，地面主机、绞车配套防爆配置，满足油田井场安全规范。

4 工程实例

某油田一口生产老井，产出含水量持续上升，测井资料推测套管存在穿孔，但是无法确定穿孔数量、具体形态。下入井下成像系统检测，明确井深1742‑1746m套管存在三处腐蚀孔洞，同时局部套管轻微变形。依据成像影像，确定套管补贴方案，选择对应规格补贴工具。修井完成再次成像，补贴管坐封位置准确，孔洞覆盖封堵。修井之后该井含水率明显下降，修井达到预期目标。对比同区块同类没有成像先导检测的修井井，作业起下管柱次数减少，工期缩短。

5 结论

井下可视化成像检测，弥补传统间接测井多解性缺陷，直观展现油气井井筒损伤真实形态，为修井方案编制、工具选型、施工验收提供直接证据。但是油气井高浊度原油流体限制成像质量，作业前必须替液降浊，设备满足油田防爆、耐油气腐蚀要求。在老油田中后期修井工程中，推广井下成像先导检测，可以减少修井盲目作业，降低修井综合成本，提升修井一次成功率。

参考文献

[1]闫绅.面向智能修井的超声相控阵打捞成像系统设计与评价[J].石油和化工设备,2026.

[2]杨义兴.井下可视化成像检测技术在水平井的应用[J].油气井测试,2025.