朱明喜，王国昌，张房，王文楷

（1.中原油田普光分公司采气厂，四川达州 636150；2.中原油田天然气产销厂，河南濮阳 457000；3.渤海钻探工程公司井下作业分公司，河北任丘 062552）①

普光气田是国内开发的首个大型整装型海相气田，其H2S平均含量达到15%。在该气田的主体投产初期，有3口开发井出现油压、油温持续下降，不能维持正常生产的问题。经过对井下安全阀进行开关试验、利用火炬放空系统进行排液解堵试验，判断为井筒发生堵塞。为解决高酸性气田气井井筒堵塞问题，在P106－2H 井开展了连续油管作业试验，取得了一定的经验［1－2］，并在P203－1井和P102－3井进行了推广应用。P203－1井采用高温热洗井筒工艺，P102－3井采用连续油管、高温热洗等工艺，均成功地解决了井筒堵塞问题。该工艺对普光气田其他高酸区块的开发具有一定的指导意义。

1 井筒堵塞情况

1.1 暂堵剂

暂堵剂主要由有机树脂、贝壳类、云母片等组成，具有抗H2S、抗温达130℃、暂堵强度达到15 MPa、酸溶率大于90%（15%盐酸）等特点。暂堵剂基本参数如表1，挤注半径一般为0.5～1.0m。由于普光气田储层厚度大，笼统酸压（化）很难实现储层的均匀酸化，甚至有可能出现下部储层根本无法接触到酸液的情况，从而导致下部储层的暂堵剂无法被酸液溶解，气井投产之后随着气流进入井筒，由于井底温度高，停留时间长，导致未被酸溶的暂堵剂老化，黏度变大，流动性变差，易造成堵塞［3］。

对普光气田3口井测井显示，射孔井段井筒都不清洁，存在大量异物，且密度大于1，并有很大一部分被埋，这对于气井来说比较罕见。……