注水井压裂及套损井大修工艺技术

1、注水井压裂及套损井大修工艺技术注水井压裂及套损井大修工艺技术 主讲人主讲人: :兰乘宇兰乘宇 大庆油田井下作业分公司大庆油田井下作业分公司 二二九年四月九年四月 第一节第一节 大庆油田压裂工艺概况大庆油田压裂工艺概况 大庆油田的水力压裂工艺技术，是从1966年第 一口油层水力压裂试验井开始的， l970年底开展单 井压裂现场试验共18口井29个层段。1971年-1972 开展了压裂工业试验，1973年起开始在全油田大面 积推广应用，当时年压裂500井次。目前每年油井 压裂4000井次左右，至今己累计压裂油(水、气)井 40000余井次，累计增产原油5000余万吨，累计增 加注水2500余万立方

2、米。 第一章第一章 注水井压裂增注工艺技术注水井压裂增注工艺技术 水力压裂技术可以提高低渗透层的吸水能力和产能， 充分挖掘油层潜力。经过40多年的发展，油田在压裂技术 方面，机理研究逐步深入，工艺不断创新，设备工具不断 完善，下井原材料性能不断改进，应用效果不断提高。油 田在酸化技术方面，酸化设计、酸液体系及施工工艺不断 完善。近年来在复杂岩性油层和注聚井的解堵上取得重要 突破。目前大庆油田压裂酸化技术已系列化、成套化，可 满足不同地质条件、不同驱替方式、不同井况油层改造要 求。大庆油田在注水井增注工艺上以酸化和压裂为主，年 措施工作量分别为2000口、700口左右。 因此，为进一步延长注入井

3、压裂有效期，改善 聚驱、水驱开发效果，开展了该项技术的研究。 大批井超破裂压力、接近破裂压力注入大批井超破裂压力、接近破裂压力注入 完不成配注完不成配注 JB1解堵技术和注聚井解堵技术和注聚井RFD复合解堵等技术复合解堵等技术 只对只对30%左右因聚合物堵塞的井有效左右因聚合物堵塞的井有效 采用加大支撑剂用量，在前置液、替挤液中加采用加大支撑剂用量，在前置液、替挤液中加 入化学解堵剂等措施，但有效期平均不超过入化学解堵剂等措施，但有效期平均不超过3 个月个月(注水井不超过注水井不超过6个月个月) 第二节第二节 注入井防压裂裂缝口闭合技术注入井防压裂裂缝口闭合技术 解决的关键技术：解决的关键技术

4、： 0 10 20 30 40 50 60 70 80 00.10.20.30.40.50.60.7 累积出砂量(g) 石英砂聚60 石英砂聚40 石英砂聚30 石英砂水驱 流量流量（m m3 3/h/h）流量流量（m m3 3/h/h） 累积流出砂量与流量关系曲线图累积流出砂量与流量关系曲线图 0 20 40 60 80 100 120 00.10.20.30.40.50.60.7 累积出砂量（g） 5mm 4mm 3mm 2.5mm 流量流量（m m3 3/h/h）流量流量（m m3 3/h/h） 累积流出砂量与流量关系曲线图累积流出砂量与流量关系曲线图 结论： 无论在有无围压、不同裂缝

5、宽度、聚驱还是水驱的情况下，都存在石 英砂运移现象 ： 宽度、粘度、流量增加，出砂量增加； 围压减小，出砂量增加 Pin2.25、声波300、难压指数7500， 如果7500，微电极测井曲线呈单峰状 现场验证现场验证199199个难压层，符合率为个难压层，符合率为9090 ！ 局部含钙的低渗层，压裂时液体不能进入地层，在孔 眼中破裂要克服孔、壁两次应力集中 难压层与非难压层破裂压力差值相差40MPa 难压层的破裂机理：难压层的破裂机理： 60MPa 65MPa 降低到85% 降低到74% 控制技术：控制技术： 含难压层的卡段，采用挤酸处理措施含难压层的卡段，采用挤酸处理措施 破裂差值大的卡段，

6、通过破裂压力差值预测，合破裂差值大的卡段，通过破裂压力差值预测，合 理设计单孔排量理设计单孔排量 解放小层数23.5%！ x11-1-b3121井测井解释成果图 补偿声波（微秒/米） 0 600 高分辨率声波（微秒/米） 0 500 密度（克/立方厘米） 2 3 井径（厘米） 0 100 深度 (m) 微电位（欧姆.米） 0 25 微梯度（欧姆.米） 0 25 自然伽马（API） 0 180 自然电位（毫伏） 0 160 2.5米（欧姆.米） 0 60 临界难压指数 4000 10000 难压指数 4000 10000 难压层破裂压力(MPa) 15 80 非难压层破裂压力(MPa) 15 8

7、0 T 0 10 难压层 960970980990 1孔1孔1孔1孔 破裂压力差值预测系统 三、三、通过选层试验，确定了舍层集中压裂部分储层投产方式通过选层试验，确定了舍层集中压裂部分储层投产方式 各类储层均有较好出液潜力 单压难压层2口井，单井采液指数达到0.232t/MPa.m 储层纵向分布跨距近200m，层间干扰严重 杏杏 十十 二二 区区 分层方式分层方式 井数井数 ( (口口) ) 层数层数 ( (个个) ) 段内层段内层 数数( (个个) ) 砂岩厚砂岩厚 度度 m m 有效厚有效厚 度度 m m 日日 产产 液液 t t 日产日产 油油 t t 含水含水 % % 流压流压 MPa

8、MPa 采液指数采液指数 t/MPat/MPam m 细分细分( (全压全压) )828220.020.03.63.611.311.31.101.10 8.68.6 7 7 2.132.1375.875.83.433.430.1380.138 细分细分( (压下部压下部) )6 69.59.52.52.55.05.00.850.85 4.24.2 5 5 1.101.1074.174.14.394.390.1830.183 杏杏 十十 一一 区区 分层方式分层方式 井数井数 ( (口口) ) 层数层数 ( (个个) ) 段内层段内层 数数( (个个) ) 砂岩厚砂岩厚 度度 m m 有效厚有效

9、厚 度度 m m 日日 产产 液液 t t 日日 产产 油油 t t 含水含水 % % t/MPat/MPam m 采液指采液指 数数 采油指采油指 数数 SS333313.313.33.33.38.198.191.081.08 9.49.4 9 9 2.22.2 9 9 75.875.80.2480.2480.06010.0601 SS、313117.017.04.234.2310.310.31.101.10 9.09.0 0 0 2.02.0 5 5 77.277.20.1810.1810.04120.0412 SS- -P-P484817.917.94.14.110.010.01.191

10、.19 9.89.8 5 5 2.82.8 0 0 71.671.60.1860.1860.05280.0528 32.6% 32.6% 舍层集中压裂部分储层，减小生产过程的层间矛盾 按照砂体类型、油层组、注采关系进行选层 保留部分储量后续开发 2828个个 14.6 14.6个个 平平 均均 单单 井井 层层 数数 单单 井井 砂砂 岩岩 厚厚 度度 保留层数保留层数 16.1m16.1m 7.48m7.48m 保留厚度保留厚度 1.9m1.9m 0.88m0.88m 保留厚度保留厚度 单单 井井 有有 效效 厚厚 度度 类别类别 井数井数 ( (口口) ) 层数层数 ( (个个) ) 段内

11、段内 小层小层 数数 ( (个个) ) 砂岩砂岩 厚度厚度 (m)(m) 有效有效 厚度厚度 (m)(m) 初初 期期 日产日产 液液(t)(t) 日产日产 油油(t)(t) 含水含水 (%)(%) 流压流压 MPaMPa 采液指数采液指数 t/MPat/MPam m 采油指数采油指数 t/MPat/MPam m 细分细分11411416.216.24.04.09.459.451.111.119.449.442.442.4474.274.24.454.450.1990.1990.05130.0513 常规常规121219.619.65.15.110.810.81.081.087.007.001

12、.511.5178.578.54.144.140.1210.1210.02610.0261 如杏十一区：如杏十一区： 控制技术：控制技术： 四、四、建立了新的三次加密井细分控制压裂设计标准和选层标准建立了新的三次加密井细分控制压裂设计标准和选层标准 压裂层段细分原则压裂层段细分原则: : 单卡段内压裂缝数超过2条时，缝间 距参照界定的不同裂缝条数所需的最 小缝间距划分卡段。 难压储层尽可能卡在一个卡段内。 含难压层的卡段压前挤酸处理。 单卡段内划分的最多沉积单元数,考 虑单逢最低排量和设备能力综合确定。 布孔方案确定原则布孔方案确定原则: : 按沉积单元布孔，每个沉积单元布1个孔。 厚度1.5

13、m的小层，如果层内上、下部的渗 透率差异5倍以上，则按2个沉积单元布孔； 布孔位置的确定要考虑避免同卡距内缝间 干扰问题。 目前井网条件下，渗透率差异不大的小 层组合在一起，可以不考虑小层厚度和规 模控制，布孔数必须相同；差异较大需要 不同改造规模时，可通过改变孔径控制。 单孔排量确定原则单孔排量确定原则: : 施工排量设计要综合考虑压开卡距内 全部小层所需的最小单缝排量确定。 单孔炮眼摩阻按同卡距内层间最大破 裂压裂差值增加3-4 MPa计算。采用73 弹射孔,在目前的施工条件下，最小单 缝排量按不小于0.5m3/min设计。 细分控制压裂设计标准：细分控制压裂设计标准： 选层控制标准：选层

14、控制标准： 控制外前缘相控制外前缘相、类砂体类砂体 中主体薄层砂的射孔厚度。中主体薄层砂的射孔厚度。 葡葡组河间砂是三次井射孔组河间砂是三次井射孔 的首选对象，选择远离河道的的首选对象，选择远离河道的 河间砂。河间砂。 单层厚度大于等于单层厚度大于等于1.0m1.0m的一的一 类表外储层不选。类表外储层不选。 主体薄层砂总体动用较好，主体薄层砂总体动用较好， 剩余油集中的断层边部可作为剩余油集中的断层边部可作为 选层对象。选层对象。 萨萨组油层和葡组油层和葡组油组油 层含水低，萨层含水低，萨组油层含组油层含 水高。水高。 垂向上萨二组油层含水垂向上萨二组油层含水 高，尤其是萨高，尤其是萨7-1

15、17-11层整层整 体动用好，要尽量控制这体动用好，要尽量控制这 一段内的射孔厚度。一段内的射孔厚度。 一次加密转注井与基一次加密转注井与基 础井主流线不选层。础井主流线不选层。 二次加密注水井与一二次加密注水井与一 次油井主流线不选层。次油井主流线不选层。 同井场注水井与基础同井场注水井与基础 油井主流线不选层。油井主流线不选层。 按砂体类型选层按砂体类型选层 按油层组选层按油层组选层 按注采关系选层按注采关系选层 五、五、现场试验效果：现场试验效果： 杏杏1111区区114114口井平均采油指数口井平均采油指数 0.02610.0261 96.5%96.5% 0.05130.0513 0.

16、1210.121 64.5%64.5% 0.1990.199 杏杏1111区区114114口井平均采液指数口井平均采液指数 44.2%44.2% 52.1%52.1% 96.3%96.3% 小层压开率小层压开率 老工艺单井老工艺单井 小层压开率小层压开率 细分控制技术单细分控制技术单 井小层压开率井小层压开率 长期生产动态新技术体现“二高一低”： 产液量高产液量高 产油量高产油量高 含水量低含水量低 减缓了区块产量递减减缓了区块产量递减 在预留在预留47.7%储量情况下，各区块均达到开发指标！储量情况下，各区块均达到开发指标！ 杏杏1111区区114114口井口井杏杏1010区区7070口井口

17、井杏杏9 9区区4646口井口井 指标指标 1.9t/d1.9t/d 实际实际 2.44t/d2.44t/d 0.54t0.54t 指标指标 2.1t/d2.1t/d 实际实际 2.55t/d2.55t/d 0.45t0.45t 指标指标 2.3t/d2.3t/d 0.35t0.35t 指标指标 2.65t/d2.65t/d 指标指标 2.1t/d2.1t/d 0.03t0.03t 指标指标 2.13t/d2.13t/d 杏杏1212区区8282口井口井 大庆油田公司井下作业分公司 总储量总储量 1836.81836.8万吨万吨；预留储量；预留储量 : :876.15876.15万吨万吨 应用

18、细分控制压裂技术提高薄互储层可采储量应用细分控制压裂技术提高薄互储层可采储量: :224.1224.1万吨万吨 细分控制压裂设计和选层标准的建立，使压裂缝间干 扰程度比老工艺降低35.1%，解放23.5%难压小层储量， 压后含水控制在75%，为保证开发效果奠定了基础； 细分控制压裂技术的研究应用，在保证产能到位率、 节约操作成本的前提下，既提高储层的动用程度，又为 二次完井留有余地，减缓了区块产量递减。对长垣内部 薄差储层压裂改造具有重要的指导意义。 原有压裂工艺对隔层厚度小于1.8m 以下的层位，无法实施单层分卡压 裂改造，只能弃压或合压，影响了 单井改造效果和储量动用程度。为 提高薄差层的

19、动用程度，解决油田 三次加密井开发和老区细分改造的 难题，研究应用了保护隔层压裂工 艺技术。该工艺主要是根据压力平 衡原理，利用平衡管柱在压裂施工 过程中减小薄隔层上下的压差，保 护隔层不被击穿，从而达到改造薄 差层的目的。该项目2002年被评为 中国石油集团公司十大科技成果。 第四节第四节 保护隔层压裂工艺技术保护隔层压裂工艺技术 一、工艺原理一、工艺原理 隔层在胶结面附近局部位置应力曲线隔层在胶结面附近局部位置应力曲线 0 5 10 15 20 25 30 35 40 00.511.52 隔层厚度（mm） 胶结面平均剪切应力(MPa) 抗剪切强度 无保护平均剪切应力 平衡保护平均剪切应力

20、“十五”以来，该工艺技术共应用862口井，工艺成功 率100%，平均隔层厚度1.13m，最小隔层厚度0.3m，总解放 油层厚度1911.5m，压后平均单井日增油7.13t，累计增油 51.28104t。保护隔层压裂工艺技术将压裂隔层厚度由原 来1.8m降到目前的0.4m（最低0.3m），单井可多压裂2-4个 薄差层，使压裂对象的范围进一步拓宽，可解放大批因隔 层厚度限制无法动用的储层。通过对喇萨杏油田采油潜力 分析，二、三次加密井储量约22.8亿吨，隔层厚度从2.0m 降低到1.0m时，可调厚度将增加50%55%。该技术已成为 油田目前和后续开发改造挖潜的主要替代技术。 通过在注入井应用多裂缝

21、压裂、限流法压裂、选择性压裂以及防压 裂裂缝口闭合和多薄储层细分控制压裂等工艺技术，有效提高了增注效 果，改善了注入剖面，调整了层间矛盾，提高中、低渗透油层的动用程 度。2005-2008年，全油田注水（聚）井压裂2620口6921层，当年累计 增注达到1138.7104m3。 一是注入井新井压裂改造，有效解决了中、低渗透储层以及薄差储 层开发注不进水的难题。2005-2008年，新井压裂894口，平均单井日注 水（聚）51m3，全部达到了配注要求，年累计增注735.58104m3。 二是注水井老井压裂改造为油田开发降低注水压力、提高注水效果 保持油田注采关系平衡、减缓油田套损发挥了重要作用。

22、2005-2008年 ，注水井老井压裂1726口井，压后平均单井注入压力由12.74MPa下降到 11.56MPa，降低了1.18MPa，平均单井日增注46.5m3，单年累计增注达 到了703.1104m3。 第二章 套损井大修工艺技术 大庆油田大庆油田80年左右开始出现套损井，年套损井数年左右开始出现套损井，年套损井数 在在100口井左右，在其后的口井左右，在其后的20多年开发过程中，出现了多年开发过程中，出现了 两次套损高峰期，第一次是两次套损高峰期，第一次是1986年左右，年套损井数年左右，年套损井数 500多口；第二次是多口；第二次是1998年，年套损井数近年，年套损井数近700口，套

23、口，套 损井数上升势头未得到有效遏止。在套损井数增加的损井数上升势头未得到有效遏止。在套损井数增加的 同时同时,套损形式也在不断的变化。套损形式也在不断的变化。1986年以前：在平面年以前：在平面 上，套损井呈零星分布状态；在纵向上，没有规律；上，套损井呈零星分布状态；在纵向上，没有规律； 在形式上，以变形为主。在形式上，以变形为主。 第一节 大庆油田修井工艺概况 第一次套损高峰：在平面上，套损井分布呈轴部第一次套损高峰：在平面上，套损井分布呈轴部 多翼部少、断层附近多一般地区少、水井多油井少的多翼部少、断层附近多一般地区少、水井多油井少的 特点；在纵向上，以标准层及其附近居多，在形式上，特点

24、；在纵向上，以标准层及其附近居多，在形式上， 以严重变形、错断、腐蚀穿孔为主要特征，出现杏以严重变形、错断、腐蚀穿孔为主要特征，出现杏4、 南南8等四个成片套损区。第二次套损高峰：在平面上，等四个成片套损区。第二次套损高峰：在平面上， 套损区域扩大，出现中区西部、北一断东等套损区域扩大，出现中区西部、北一断东等8个成片套个成片套 损区；在纵向上，标准层及其附近套损速度加快的同损区；在纵向上，标准层及其附近套损速度加快的同 时，油层部位也出现大量套损井；在形式上，以严重时，油层部位也出现大量套损井；在形式上，以严重 错断、活动型错断、吐岩块型错断及大段弯曲变形为错断、活动型错断、吐岩块型错断及大

25、段弯曲变形为 主要特征。主要特征。 大庆油田根据不同时期各种类型套损井修复的需 大庆油田根据不同时期各种类型套损井修复的需 要，有针对性的开发应用了小通径错断井打通道、大要，有针对性的开发应用了小通径错断井打通道、大 通径密封加固、套损井中深部取换套、侧斜修井、微通径密封加固、套损井中深部取换套、侧斜修井、微 膨水泥封固报废、解卡打捞、电泵井解卡打捞、膨胀膨水泥封固报废、解卡打捞、电泵井解卡打捞、膨胀 管加固、吐岩块套损井修复、气井解卡打捞及漏失修管加固、吐岩块套损井修复、气井解卡打捞及漏失修 复、水平井修井等多项修井工艺技术，大致可以分为复、水平井修井等多项修井工艺技术，大致可以分为 三个阶

26、段：三个阶段： 一是一是1980-19861980-1986年，以解卡打捞工艺为代表的维护年，以解卡打捞工艺为代表的维护 型修井时期；二是型修井时期；二是1986-19941986-1994年，以浅部取套、冲胀整形年，以浅部取套、冲胀整形 和不密封加固工艺为代表的治理型修井时期；三是和不密封加固工艺为代表的治理型修井时期；三是19941994 年以后，以深部取套、密封加固、小通径套损井打通道、年以后，以深部取套、密封加固、小通径套损井打通道、 侧钻及侧斜工艺为代表的综合型修井时期。经过这三个侧钻及侧斜工艺为代表的综合型修井时期。经过这三个 阶段的发展，修井已形成十一项工艺技术，修井水平和阶段的

27、发展，修井已形成十一项工艺技术，修井水平和 修井能力得到了大幅度的提高，年修水井修井能力得到了大幅度的提高，年修水井650650口左右，修口左右，修 复率复率8080以上，年恢复注水以上，年恢复注水560560万立方米，对完善井组注万立方米，对完善井组注 采关系，改善开发效果发挥了重要作用。为大庆油田的采关系，改善开发效果发挥了重要作用。为大庆油田的 可持续发展做出了积极贡献。可持续发展做出了积极贡献。 小通径套损井是指套管发生套损后最小通小通径套损井是指套管发生套损后最小通 径径70mm70mm的井，针对小通径套损井修井，主的井，针对小通径套损井修井，主 要有以下几种打通道技术：要有以下几种

28、打通道技术： 第二节第二节 小通径套损井打通道工艺技术小通径套损井打通道工艺技术 将钻杆加工成适当长度适将钻杆加工成适当长度适 当弯度的笔尖，在井口当弯度的笔尖，在井口360360找找 通道，根据钻具的下放深度、通道，根据钻具的下放深度、 夹持力及转动方向判断笔尖是夹持力及转动方向判断笔尖是 否进入下断口。笔尖前部进入否进入下断口。笔尖前部进入 下断口后，加全部钻压，使笔下断口后，加全部钻压，使笔 尖本体全部进入下断口以下套尖本体全部进入下断口以下套 管，在断口处多次大力冲击直管，在断口处多次大力冲击直 至接箍通过断口。管柱结构：至接箍通过断口。管柱结构： 笔尖笔尖+ +钻铤钻铤+73+73钻

29、杆。钻杆。 笔尖结构及工作原理图 一、一、 笔尖冲胀法打通道技术笔尖冲胀法打通道技术 笔尖接箍部位铺焊硬质笔尖接箍部位铺焊硬质 合金，本体插入断口后，夹持合金，本体插入断口后，夹持 力很小，可采用笔尖铣锥磨铣力很小，可采用笔尖铣锥磨铣 整形。笔尖铣锥首先对断口上整形。笔尖铣锥首先对断口上 部套管的一侧进行磨铣，之后部套管的一侧进行磨铣，之后 磨铣断口下部套管的对立一侧磨铣断口下部套管的对立一侧 直至铣锥通过变点。直至铣锥通过变点。 管柱结构：笔尖铣锥管柱结构：笔尖铣锥+ +扶正扶正 器器+ +钻铤钻铤+ +扶正器扶正器+73+73钻杆。钻杆。 笔尖铣锥工作原理图 二、笔尖铣锥磨铣打通道技术二、

30、笔尖铣锥磨铣打通道技术 凹底磨鞋底面有一定角凹底磨鞋底面有一定角 度，可将下断口套管撕开，度，可将下断口套管撕开， 扩大通道。现场一般磨铣扩大通道。现场一般磨铣 0.3m0.3m后，使通道扩大，再下后，使通道扩大，再下 笔尖找通道，该方法适用于笔尖找通道，该方法适用于 通径比较小的套损井。通径比较小的套损井。 管柱结构：凹底磨鞋管柱结构：凹底磨鞋+ +扶正扶正 器器+ +钻铤钻铤+ +扶正器扶正器+73+73钻杆。钻杆。 凹底磨鞋结构及工作 原理图 三、凹底磨鞋磨铣打通道技术三、凹底磨鞋磨铣打通道技术 对于断口位移量大，断口上部对于断口位移量大，断口上部 套管限制找通道空间时，可用锻套管限制找

31、通道空间时，可用锻 铣法把上部套管铣掉一部分再下铣法把上部套管铣掉一部分再下 笔尖铣锥处理变点。锻铣管柱投笔尖铣锥处理变点。锻铣管柱投 送到位后，通过循环，刀片外伸，送到位后，通过循环，刀片外伸， 从下向上锻铣。起钻时投球打压从下向上锻铣。起钻时投球打压 收回刀片，即可起出钻具收回刀片，即可起出钻具 管柱结构：锻铣刀管柱结构：锻铣刀+ +扶正器扶正器+ +钻钻 铤铤+ +扶正器扶正器+73+73钻杆。钻杆。 锻铣刀结构图 四、锻铣法打通道技术四、锻铣法打通道技术 五、应用情况五、应用情况 小通径套损井打通道工艺技术每年施工小通径套损井打通道工艺技术每年施工3030多口多口 井，井，50-70m

32、m50-70mm小通径井打通道成功率达到小通径井打通道成功率达到80%80%左右。左右。 为油田套损井的修复做出了卓越贡献。为油田套损井的修复做出了卓越贡献。 膨胀管密封加固是利用金属塑性变形的特性，通过膨胀管密封加固是利用金属塑性变形的特性，通过 施加外力，使材料在强化阶段产生塑性变形。膨胀过程施加外力，使材料在强化阶段产生塑性变形。膨胀过程 中管体与套管间通过过盈接触产生的结合力，实现悬挂中管体与套管间通过过盈接触产生的结合力，实现悬挂 和密封。和密封。 一、工艺原理一、工艺原理 现场施工时，先用油管将膨胀管下至套损井段，在地现场施工时，先用油管将膨胀管下至套损井段，在地 面用高压泵向油管内泵入清水，在胀头与底堵之间建立起面用高压泵向油管内泵入清水，在胀头与底堵之间建立起 高压作用力，推动胀头向上移动。胀头锥面向上移动时撑高压作用力，推动胀头向上移动。胀头锥面向上移动时撑 大补贴管，使其贴在