注水井壓裂及套損井大修工藝技術(shù)

注水井壓裂及套損井大修工藝技術(shù)主講人:蘭乘宇大慶油田井下作業(yè)分公司二○○九年四月

第一節(jié)大慶油田壓裂工藝概況

大慶油田的水力壓裂工藝技術(shù)，是從1966年第一口油層水力壓裂試驗(yàn)井開(kāi)始的，l970年底開(kāi)展單井壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)共18口井29個(gè)層段。1971年-1972開(kāi)展了壓裂工業(yè)試驗(yàn)，1973年起開(kāi)始在全油田大面積推廣應(yīng)用，當(dāng)時(shí)年壓裂500井次。目前每年油井壓裂4000井次左右，至今己累計(jì)壓裂油(水、氣)井40000余井次，累計(jì)增產(chǎn)原油5000余萬(wàn)噸，累計(jì)增加注水2500余萬(wàn)立方米。

第一章注水井壓裂增注工藝技術(shù)

水力壓裂技術(shù)可以提高低滲透層的吸水能力和產(chǎn)能，充分挖掘油層潛力。經(jīng)過(guò)40多年的發(fā)展，油田在壓裂技術(shù)方面，機(jī)理研究逐步深入，工藝不斷創(chuàng)新，設(shè)備工具不斷完善，下井原材料性能不斷改進(jìn)，應(yīng)用效果不斷提高。油田在酸化技術(shù)方面，酸化設(shè)計(jì)、酸液體系及施工工藝不斷完善。近年來(lái)在復(fù)雜巖性油層和注聚井的解堵上取得重要突破。目前大慶油田壓裂酸化技術(shù)已系列化、成套化，可滿(mǎn)足不同地質(zhì)條件、不同驅(qū)替方式、不同井況油層改造要求。大慶油田在注水井增注工藝上以酸化和壓裂為主，年措施工作量分別為2000口、700口左右。

因此，為進(jìn)一步延長(zhǎng)注入井壓裂有效期，改善聚驅(qū)、水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，開(kāi)展了該項(xiàng)技術(shù)的研究。

化學(xué)解堵壓裂大批井超破裂壓力、接近破裂壓力注入完不成配注JB1解堵技術(shù)和注聚井RFD復(fù)合解堵等技術(shù)只對(duì)30%左右因聚合物堵塞的井有效采用加大支撐劑用量，在前置液、替擠液中加入化學(xué)解堵劑等措施，但有效期平均不超過(guò)3個(gè)月(注水井不超過(guò)6個(gè)月)第二節(jié)注入井防壓裂裂縫口閉合技術(shù)解決的關(guān)鍵技術(shù)：一、注入井壓裂失效原因研究

1、針對(duì)不同裂縫形態(tài)、不同裂縫寬度、不同介質(zhì)（聚、水驅(qū)）、有無(wú)圍壓條件下進(jìn)行了室內(nèi)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)條件：模型為長(zhǎng)30cm、寬4cm、厚2cm、滲透率1200×10-3μm2的均質(zhì)巖心；粘度分別為30、40和60mPa·s、分子量為1200×104的水解聚丙稀酰胺溶液；在不同排量下，用清水或聚合物溶液分別驅(qū)替5min，記錄壓力降和流出的砂量。水平縫縫寬3mm流量（m3/h）流量（m3/h）0MPa3MPa累積流出砂量與流量關(guān)系曲線(xiàn)圖0MPa3MPa流量（m3/h）流量（m3/h）水平縫不同寬度裂縫模型累積流出砂量與流量關(guān)系曲線(xiàn)圖

結(jié)論：無(wú)論在有無(wú)圍壓、不同裂縫寬度、聚驅(qū)還是水驅(qū)的情況下，都存在石英砂運(yùn)移現(xiàn)象：寬度、粘度、流量增加，出砂量增加；圍壓減小，出砂量增加

2、注入井壓裂措施效果差、有效期短的原因，主要是由于井底的注入壓力瞬間接近或超過(guò)油層閉合壓力，使壓裂裂縫口處的支撐劑處于弱束縛或無(wú)束縛狀態(tài)，此時(shí)具有攜砂能力的注入溶液將把縫口處的支撐劑向地層深處推動(dòng)，使井筒附近的壓裂裂縫閉合，壓裂措施失效。Pin<PoPinPoPin≥PoPoPinPin---注入壓力Po---地層破裂壓力壓裂裂縫閉合是造成注聚井壓裂有效期短的主要原因

時(shí)間：該井破裂壓力為14.5MPa，井底注入壓力呈波動(dòng)狀態(tài)，60%的壓力點(diǎn)超過(guò)井口壓力計(jì)的讀數(shù)，達(dá)到或超過(guò)閉合壓力的點(diǎn)占35%以上。0MPa下，3mm水平縫不同支撐劑模型出口累積流出的砂量與流量關(guān)系二、樹(shù)脂砂驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流量(m3/h)流量(m3/h)聚驅(qū)(粘度30mPa·s)水驅(qū)井筒樹(shù)脂砂石英砂油層井筒石英砂樹(shù)脂砂支撐剖面俯視示意圖支撐剖面?zhèn)纫暿疽鈭D注入井防壓裂裂縫口閉合技術(shù)原理：主要是利用樹(shù)脂砂固化后不易流動(dòng)的特點(diǎn)，壓裂施工中，在每條裂縫尾部追加一定量樹(shù)脂砂，以防止壓裂后注聚井生產(chǎn)過(guò)程中縫口閉合造成的裂縫失效，可有效地提高注聚井壓裂效果，延長(zhǎng)壓裂有效期。

防砂半徑11.5m、加砂量1.3m3圍壓0MPa，聚合物粘度60mPa.s，縫寬3mm條件下：樹(shù)脂砂加砂用量：根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，計(jì)算樹(shù)脂砂的加砂半徑應(yīng)為11.5m，砂量1.3m3。樹(shù)脂砂固化時(shí)間：在45℃環(huán)境溫度下，樹(shù)脂砂初始固化時(shí)間為30min，最終固化時(shí)間為96h，擴(kuò)散時(shí)間2h，關(guān)井96h。替擠量：控制替擠液量，保證裂縫口附近樹(shù)脂砂均勻充填。三、施工工藝要求

注入井尾追樹(shù)脂砂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)共計(jì)完成110口井，初期平均單井視吸水指數(shù)增加140.4%，平均措施有效期達(dá)11.7個(gè)月。四、應(yīng)用情況及效果油壓MPa日注量m357.813.2102.410.278.813.1壓前壓后初期目前平均單井有效期12.3個(gè)月，最長(zhǎng)的2口井有效期達(dá)到25個(gè)月。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)97口井-3.0+44.6-0.1+23.6壓前壓后初期目前1、注聚井應(yīng)用情況樹(shù)脂砂、石英砂壓裂Q/Q0對(duì)比曲線(xiàn)

樹(shù)脂砂壓裂井無(wú)論從增注量，還是有效期來(lái)看，均好于常規(guī)石英砂壓裂井。

壓前壓后初期目前壓前壓后初期目前平均單井有效期8.4個(gè)月，最長(zhǎng)有效期14個(gè)月36.312.985.69.684.111.2油壓MPa日注量m3現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)13口井-3.3+49.3-1.7+47.82、注水井應(yīng)用情況注水井樹(shù)脂砂壓裂、石英砂壓裂對(duì)比曲線(xiàn)

樹(shù)脂砂壓裂井有效期可達(dá)到15個(gè)月左右，石英砂壓裂井有效期7個(gè)月，樹(shù)脂砂增注量是普通石英砂的2倍以上。

2002-2008年，應(yīng)用防縫口閉合工藝技術(shù)，壓裂的1265口井，增注有效率達(dá)到了91.3%，平均單井注入壓力降低了2.1MPa，壓后初期視吸水指數(shù)增加了109.1%，取得了較好的措施效果。注入井防壓裂裂縫口閉合技術(shù)，通過(guò)在注水井中合理應(yīng)用樹(shù)脂砂進(jìn)行壓裂，可有效解決支撐劑的運(yùn)移問(wèn)題，顯著提高了注入井的增注效果、延長(zhǎng)壓裂有效期。第三節(jié)多薄儲(chǔ)層細(xì)分控制壓裂技術(shù)指標(biāo)2.1t實(shí)際1.4t29口井平均單井初期日產(chǎn)油平均單井壓裂小層數(shù)平均單井出液小層數(shù)22.5個(gè)5.7個(gè)15口井338個(gè)小層環(huán)空測(cè)試結(jié)果平均單井只有25.1%的小層出液！杏南油田

三次加密井具有改造小層多、縱向上分布零散、油層厚度小(90.8%≤1.0m、67.5%≤0.6m)、隔層薄(71.2%≤1.5m)、井段長(zhǎng)(200m)、水淹程度復(fù)雜等特點(diǎn)

丟掉部分儲(chǔ)量成本投入高后續(xù)改造余地小大慶油田公司井下作業(yè)分公司縫間干擾規(guī)律認(rèn)識(shí)不清未意識(shí)到難壓層的存在層間干擾的影響

目前的壓裂工藝暴露出嚴(yán)重的不適應(yīng)性，主要表現(xiàn)在：導(dǎo)致儲(chǔ)層動(dòng)用程度提高52.1%一、認(rèn)清了縫間干擾規(guī)律，有效降低和避免了縫間干擾影響

一個(gè)卡距內(nèi)多條水平縫同時(shí)延伸時(shí)，由于應(yīng)力場(chǎng)的疊加作用，導(dǎo)致裂縫擴(kuò)展、延伸時(shí)會(huì)產(chǎn)生相互干擾，使部分儲(chǔ)層形成的裂縫寬度和裂縫半徑減小，從而達(dá)不到預(yù)期的改造效果。間距過(guò)小時(shí)，裂縫干擾裂縫條數(shù)（條）干擾界限（m）符合率（%）3≥1.393.34≥1.592.05≥1.692.06≥1.894.4合計(jì)（83層）

92.8縫間干擾界限現(xiàn)場(chǎng)驗(yàn)證結(jié)果同卡距內(nèi)裂縫條數(shù)相同時(shí)，縫間距越小干擾越嚴(yán)重。縫間距相同時(shí)，裂縫條數(shù)越多干擾越嚴(yán)重。

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證，界定了目前施工規(guī)模條件下的縫間干擾界限。水平縫縫間干擾規(guī)律：控制技術(shù)：卡段劃分控制干擾程度比以往降低35.1%！每個(gè)沉積單元布1個(gè)孔調(diào)整布孔位置，增加縫間距。X11-2-SB4221X11-2-B4021按照界定的縫間距界限，合理劃分卡段，降低干擾程度射孔控制二、配套難壓層預(yù)測(cè)及改造技術(shù)，增加三次加密井動(dòng)用儲(chǔ)量占23.5%儲(chǔ)層破裂壓力高，籠統(tǒng)限流無(wú)法壓開(kāi)難壓層具有一定的厚度比例平面上能夠形成一定的注采關(guān)系壓開(kāi)后具有一定的出液能力（全井產(chǎn)液量的23.1%）大慶油田公司井下作業(yè)分公司23.5%22.4%139.5483.6

小層數(shù)

砂巖厚度3251056難點(diǎn)：如何識(shí)別？

建立密度、難壓指數(shù)及附加微電極曲線(xiàn)峰型相結(jié)的難壓層預(yù)測(cè)方法：局部高含鈣質(zhì)膠結(jié)物的細(xì)粉砂巖引入“難壓指數(shù)”：DEN/HAC×106判別標(biāo)準(zhǔn)：密度>2.25、聲波＜300、難壓指數(shù)≥7500，如果≤7500，微電極測(cè)井曲線(xiàn)呈單峰狀

現(xiàn)場(chǎng)驗(yàn)證199個(gè)難壓層，符合率為90％！局部含鈣的低滲層，壓裂時(shí)液體不能進(jìn)入地層，在孔眼中破裂要克服孔、壁兩次應(yīng)力集中難壓層與非難壓層破裂壓力差值相差40MPa難壓層的破裂機(jī)理：60MPa65MPa降低到85%降低到74%控制技術(shù)：含難壓層的卡段，采用擠酸處理措施破裂差值大的卡段，通過(guò)破裂壓力差值預(yù)測(cè)，合理設(shè)計(jì)單孔排量解放小層數(shù)23.5%！難壓層破裂壓力非難壓層破裂壓力破裂壓力差值預(yù)測(cè)系統(tǒng)三、通過(guò)選層試驗(yàn)，確定了舍層集中壓裂部分儲(chǔ)層投產(chǎn)方式各類(lèi)儲(chǔ)層均有較好出液潛力單壓難壓層2口井，單井采液指數(shù)達(dá)到0.232t/MPa.m儲(chǔ)層縱向分布跨距近200m，層間干擾嚴(yán)重杏十二區(qū)分層方式井?dāng)?shù)(口)層數(shù)(個(gè))段內(nèi)層數(shù)(個(gè))砂巖厚度m有效厚度m日產(chǎn)液t日產(chǎn)油t含水%流壓MPa采液指數(shù)t/MPa·m細(xì)分(全壓)8220.03.611.31.108.672.1375.83.430.138細(xì)分(壓下部)69.52.55.00.854.251.1074.14.390.183杏十一區(qū)分層方式井?dāng)?shù)(口)層數(shù)(個(gè))段內(nèi)層數(shù)(個(gè))砂巖厚度m有效厚度m日產(chǎn)液t日產(chǎn)油t含水%t/MPa·m采液指數(shù)采油指數(shù)SⅡ3313.33.38.191.089.492.2975.80.2480.0601SⅡ、Ⅲ3117.04.2310.31.109.002.0577.20.1810.0412SⅡ-Ⅲ-PⅠ4817.94.110.01.199.852.8071.60.1860.0528SⅢ難壓試驗(yàn)28.52.13.2505.501.9065.50.2320.0803↑32.6%舍層集中壓裂部分儲(chǔ)層，減小生產(chǎn)過(guò)程的層間矛盾按照砂體類(lèi)型、油層組、注采關(guān)系進(jìn)行選層保留部分儲(chǔ)量后續(xù)開(kāi)發(fā)28個(gè)

14.6個(gè)平均單井層數(shù)單井砂巖厚度

保留層數(shù)16.1m7.48m保留厚度1.9m0.88m保留厚度單井有效厚度類(lèi)別井?dāng)?shù)(口)層數(shù)(個(gè))段內(nèi)小層數(shù)(個(gè))砂巖厚度(m)有效厚度(m)初期日產(chǎn)液(t)日產(chǎn)油(t)含水(%)流壓MPa采液指數(shù)t/MPa·m采油指數(shù)t/MPa·m細(xì)分11416.24.09.451.119.442.4474.24.450.1990.0513常規(guī)1219.65.110.81.087.001.5178.54.140.1210.0261如杏十一區(qū)：控制技術(shù)：四、建立了新的三次加密井細(xì)分控制壓裂設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)和選層標(biāo)準(zhǔn)壓裂層段細(xì)分原則:單卡段內(nèi)壓裂縫數(shù)超過(guò)2條時(shí)，縫間距參照界定的不同裂縫條數(shù)所需的最小縫間距劃分卡段。難壓儲(chǔ)層盡可能卡在一個(gè)卡段內(nèi)。含難壓層的卡段壓前擠酸處理。單卡段內(nèi)劃分的最多沉積單元數(shù),考慮單逢最低排量和設(shè)備能力綜合確定。布孔方案確定原則:

按沉積單元布孔，每個(gè)沉積單元布1個(gè)孔。厚度>1.5m的小層，如果層內(nèi)上、下部的滲透率差異5倍以上，則按2個(gè)沉積單元布孔；布孔位置的確定要考慮避免同卡距內(nèi)縫間干擾問(wèn)題。目前井網(wǎng)條件下，滲透率差異不大的小層組合在一起，可以不考慮小層厚度和規(guī)?？刂?，布孔數(shù)必須相同；差異較大需要不同改造規(guī)模時(shí)，可通過(guò)改變孔徑控制。單孔排量確定原則:施工排量設(shè)計(jì)要綜合考慮壓開(kāi)卡距內(nèi)全部小層所需的最小單縫排量確定。單孔炮眼摩阻按同卡距內(nèi)層間最大破裂壓裂差值增加3-4MPa計(jì)算。采用73彈射孔,在目前的施工條件下，最小單縫排量按不小于0.5m3/min設(shè)計(jì)。細(xì)分控制壓裂設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)：選層控制標(biāo)準(zhǔn)：①控制外前緣相Ⅰ、Ⅱ類(lèi)砂體中主體薄層砂的射孔厚度。②葡Ⅰ組河間砂是三次井射孔的首選對(duì)象，選擇遠(yuǎn)離河道的河間砂。③單層厚度大于等于1.0m的一類(lèi)表外儲(chǔ)層不選。④主體薄層砂總體動(dòng)用較好，剩余油集中的斷層邊部可作為選層對(duì)象。①薩Ⅲ組油層和葡Ⅰ組油層含水低，薩Ⅱ組油層含水高。②垂向上薩二組油層含水高，尤其是薩Ⅱ7-11層整體動(dòng)用好，要盡量控制這一段內(nèi)的射孔厚度。①一次加密轉(zhuǎn)注井與基礎(chǔ)井主流線(xiàn)不選層。②二次加密注水井與一次油井主流線(xiàn)不選層。③同井場(chǎng)注水井與基礎(chǔ)油井主流線(xiàn)不選層。按砂體類(lèi)型選層按油層組選層按注采關(guān)系選層五、現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果：杏11區(qū)114口井平均采油指數(shù)0.026196.5%0.05130.12164.5%0.199杏11區(qū)114口井平均采液指數(shù)44.2%52.1%96.3%

小層壓開(kāi)率老工藝單井小層壓開(kāi)率細(xì)分控制技術(shù)單井小層壓開(kāi)率長(zhǎng)期生產(chǎn)動(dòng)態(tài)——新技術(shù)體現(xiàn)“二高一低”：產(chǎn)液量高產(chǎn)油量高含水量低減緩了區(qū)塊產(chǎn)量遞減在預(yù)留47.7%儲(chǔ)量情況下，各區(qū)塊均達(dá)到開(kāi)發(fā)指標(biāo)！杏11區(qū)114口井杏10區(qū)70口井杏9區(qū)46口井指標(biāo)1.9t/d實(shí)際2.44t/d0.54t指標(biāo)2.1t/d實(shí)際2.55t/d0.45t指標(biāo)2.3t/d0.35t指標(biāo)2.65t/d指標(biāo)2.1t/d0.03t指標(biāo)2.13t/d杏12區(qū)82口井大慶油田公司井下作業(yè)分公司總儲(chǔ)量1836.8萬(wàn)噸；預(yù)留儲(chǔ)量:876.15萬(wàn)噸應(yīng)用細(xì)分控制壓裂技術(shù)提高薄互儲(chǔ)層可采儲(chǔ)量:224.1萬(wàn)噸

細(xì)分控制壓裂設(shè)計(jì)和選層標(biāo)準(zhǔn)的建立，使壓裂縫間干擾程度比老工藝降低35.1%，解放23.5%難壓小層儲(chǔ)量，壓后含水控制在75%，為保證開(kāi)發(fā)效果奠定了基礎(chǔ)；細(xì)分控制壓裂技術(shù)的研究應(yīng)用，在保證產(chǎn)能到位率、節(jié)約操作成本的前提下，既提高儲(chǔ)層的動(dòng)用程度，又為二次完井留有余地，減緩了區(qū)塊產(chǎn)量遞減。對(duì)長(zhǎng)垣內(nèi)部薄差儲(chǔ)層壓裂改造具有重要的指導(dǎo)意義。

原有壓裂工藝對(duì)隔層厚度小于1.8m以下的層位，無(wú)法實(shí)施單層分卡壓裂改造，只能棄壓或合壓，影響了單井改造效果和儲(chǔ)量動(dòng)用程度。為提高薄差層的動(dòng)用程度，解決油田三次加密井開(kāi)發(fā)和老區(qū)細(xì)分改造的難題，研究應(yīng)用了保護(hù)隔層壓裂工藝技術(shù)。該工藝主要是根據(jù)壓力平衡原理，利用平衡管柱在壓裂施工過(guò)程中減小薄隔層上下的壓差，保護(hù)隔層不被擊穿，從而達(dá)到改造薄差層的目的。該項(xiàng)目2002年被評(píng)為中國(guó)石油集團(tuán)公司十大科技成果。第四節(jié)保護(hù)隔層壓裂工藝技術(shù)一、工藝原理二、隔層竄通機(jī)理

以井筒和圍巖為研究對(duì)象，建立了水平縫壓裂過(guò)程中隔層和膠結(jié)面受力狀態(tài)的計(jì)算模型，通過(guò)對(duì)隔層阻滲及受力情況的研究分析，確定在壓裂施工中導(dǎo)致隔層竄通的破壞地點(diǎn)在隔層的第二膠結(jié)面上，第二膠結(jié)面是在隔層上下壓差的作用下被剪切破壞的。隔層在膠結(jié)面附近局部位置應(yīng)力曲線(xiàn)

三、隔層厚度下限的確定

通過(guò)對(duì)第二膠結(jié)面抗剪切強(qiáng)度及平均剪切應(yīng)力的計(jì)算分析，在無(wú)保護(hù)措施條件下剪切破壞的理論極限厚度為0.8m；隔層在有平衡保護(hù)措施下，隔層不竄通的理論下限厚度為0.3m。

051015202530354000.511.52隔層厚度（mm）膠結(jié)面平均剪切應(yīng)力(MPa)抗剪切強(qiáng)度無(wú)保護(hù)平均剪切應(yīng)力平衡保護(hù)平均剪切應(yīng)力第二膠結(jié)面抗剪切強(qiáng)度及平均剪切應(yīng)力圖0.8m0.3m四、根據(jù)壓力平衡原理研究了薄隔層保護(hù)工藝，針對(duì)隔層位置的不同，研制了七種壓裂組合管柱

“十五”以來(lái)，該工藝技術(shù)共應(yīng)用862口井，工藝成功率100%，平均隔層厚度1.13m，最小隔層厚度0.3m，總解放油層厚度1911.5m，壓后平均單井日增油7.13t，累計(jì)增油51.28×104t。保護(hù)隔層壓裂工藝技術(shù)將壓裂隔層厚度由原來(lái)1.8m降到目前的0.4m（最低0.3m），單井可多壓裂2-4個(gè)薄差層，使壓裂對(duì)象的范圍進(jìn)一步拓寬，可解放大批因隔層厚度限制無(wú)法動(dòng)用的儲(chǔ)層。通過(guò)對(duì)喇薩杏油田采油潛力分析，二、三次加密井儲(chǔ)量約22.8億噸，隔層厚度從2.0m降低到1.0m時(shí)，可調(diào)厚度將增加50%～55%。該技術(shù)已成為油田目前和后續(xù)開(kāi)發(fā)改造挖潛的主要替代技術(shù)。

五、應(yīng)用情況通過(guò)在注入井應(yīng)用多裂縫壓裂、限流法壓裂、選擇性壓裂以及防壓裂裂縫口閉合和多薄儲(chǔ)層細(xì)分控制壓裂等工藝技術(shù)，有效提高了增注效果，改善了注入剖面，調(diào)整了層間矛盾，提高中、低滲透油層的動(dòng)用程度。2005-2008年，全油田注水（聚）井壓裂2620口6921層，當(dāng)年累計(jì)增注達(dá)到1138.7×104m3。一是注入井新井壓裂改造，有效解決了中、低滲透儲(chǔ)層以及薄差儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)注不進(jìn)水的難題。2005-2008年，新井壓裂894口，平均單井日注水（聚）51m3，全部達(dá)到了配注要求，年累計(jì)增注735.58×104m3。二是注水井老井壓裂改造為油田開(kāi)發(fā)降低注水壓力、提高注水效果保持油田注采關(guān)系平衡、減緩油田套損發(fā)揮了重要作用。2005-2008年，注水井老井壓裂1726口井，壓后平均單井注入壓力由12.74MPa下降到11.56MPa，降低了1.18MPa，平均單井日增注46.5m3，單年累計(jì)增注達(dá)到了703.1×104m3。

第二章套損井大修工藝技術(shù)

大慶油田80年左右開(kāi)始出現(xiàn)套損井，年套損井?dāng)?shù)在100口井左右，在其后的20多年開(kāi)發(fā)過(guò)程中，出現(xiàn)了兩次套損高峰期，第一次是1986年左右，年套損井?dāng)?shù)500多口；第二次是1998年，年套損井?dāng)?shù)近700口，套損井?dāng)?shù)上升勢(shì)頭未得到有效遏止。在套損井?dāng)?shù)增加的同時(shí),套損形式也在不斷的變化。1986年以前：在平面上，套損井呈零星分布狀態(tài)；在縱向上，沒(méi)有規(guī)律；在形式上，以變形為主。

第一節(jié)大慶油田修井工藝概況

第一次套損高峰：在平面上，套損井分布呈軸部多翼部少、斷層附近多一般地區(qū)少、水井多油井少的特點(diǎn)；在縱向上，以標(biāo)準(zhǔn)層及其附近居多，在形式上，以嚴(yán)重變形、錯(cuò)斷、腐蝕穿孔為主要特征，出現(xiàn)杏4、南8等四個(gè)成片套損區(qū)。第二次套損高峰：在平面上，套損區(qū)域擴(kuò)大，出現(xiàn)中區(qū)西部、北一斷東等8個(gè)成片套損區(qū)；在縱向上，標(biāo)準(zhǔn)層及其附近套損速度加快的同時(shí)，油層部位也出現(xiàn)大量套損井；在形式上，以嚴(yán)重錯(cuò)斷、活動(dòng)型錯(cuò)斷、吐巖塊型錯(cuò)斷及大段彎曲變形為主要特征。

大慶油田根據(jù)不同時(shí)期各種類(lèi)型套損井修復(fù)的需要，有針對(duì)性的開(kāi)發(fā)應(yīng)用了小通徑錯(cuò)斷井打通道、大通徑密封加固、套損井中深部取換套、側(cè)斜修井、微膨水泥封固報(bào)廢、解卡打撈、電泵井解卡打撈、膨脹管加固、吐巖塊套損井修復(fù)、氣井解卡打撈及漏失修復(fù)、水平井修井等多項(xiàng)修井工藝技術(shù)，大致可以分為三個(gè)階段：

一是1980-1986年，以解卡打撈工藝為代表的維護(hù)型修井時(shí)期；二是1986-1994年，以淺部取套、沖脹整形和不密封加固工藝為代表的治理型修井時(shí)期；三是1994年以后，以深部取套、密封加固、小通徑套損井打通道、側(cè)鉆及側(cè)斜工藝為代表的綜合型修井時(shí)期。經(jīng)過(guò)這三個(gè)階段的發(fā)展，修井已形成十一項(xiàng)工藝技術(shù)，修井水平和修井能力得到了大幅度的提高，年修水井650口左右，修復(fù)率80％以上，年恢復(fù)注水560萬(wàn)立方米，對(duì)完善井組注采關(guān)系，改善開(kāi)發(fā)效果發(fā)揮了重要作用。為大慶油田的可持續(xù)發(fā)展做出了積極貢獻(xiàn)。

小通徑套損井是指套管發(fā)生套損后最小通徑≤φ70mm的井，針對(duì)小通徑套損井修井，主要有以下幾種打通道技術(shù)：第二節(jié)小通徑套損井打通道工藝技術(shù)

將鉆桿加工成適當(dāng)長(zhǎng)度適當(dāng)彎度的筆尖，在井口360°找通道，根據(jù)鉆具的下放深度、夾持力及轉(zhuǎn)動(dòng)方向判斷筆尖是否進(jìn)入下斷口。筆尖前部進(jìn)入下斷口后，加全部鉆壓，使筆尖本體全部進(jìn)入下斷口以下套管，在斷口處多次大力沖擊直至接箍通過(guò)斷口。管柱結(jié)構(gòu)：筆尖+鉆鋌+φ73鉆桿。筆尖結(jié)構(gòu)及工作原理圖

一、筆尖沖脹法打通道技術(shù)

筆尖接箍部位鋪焊硬質(zhì)合金，本體插入斷口后，夾持力很小，可采用筆尖銑錐磨銑整形。筆尖銑錐首先對(duì)斷口上部套管的一側(cè)進(jìn)行磨銑，之后磨銑斷口下部套管的對(duì)立一側(cè)直至銑錐通過(guò)變點(diǎn)。管柱結(jié)構(gòu)：筆尖銑錐+扶正器+鉆鋌+扶正器+φ73鉆桿。筆尖銑錐工作原理圖

二、筆尖銑錐磨銑打通道技術(shù)凹底磨鞋底面有一定角度，可將下斷口套管撕開(kāi)，擴(kuò)大通道。現(xiàn)場(chǎng)一般磨銑0.3m后，使通道擴(kuò)大，再下筆尖找通道，該方法適用于通徑比較小的套損井。管柱結(jié)構(gòu)：凹底磨鞋+扶正器+鉆鋌+扶正器+φ73鉆桿。凹底磨鞋結(jié)構(gòu)及工作原理圖

三、凹底磨鞋磨銑打通道技術(shù)

對(duì)于斷口位移量大，斷口上部套管限制找通道空間時(shí)，可用鍛銑法把上部套管銑掉一部分再下筆尖銑錐處理變點(diǎn)。鍛銑管柱投送到位后，通過(guò)循環(huán)，刀片外伸，從下向上鍛銑。起鉆時(shí)投球打壓收回刀片，即可起出鉆具管柱結(jié)構(gòu)：鍛銑刀+扶正器+鉆鋌+扶正器