低滲透油田套損井壓裂技術應用與效果分析

于海山 劉洪俊 王慶太

（大慶油田有限責任公司第八采油廠）

大慶長垣外圍某低滲透油田儲層砂體薄互層多、連續性差、非均質性強，油藏分布零散。經過30 余年的開發，油田已處于高含水開采階段，油井產量遞減快、措施覆蓋率高，重復壓裂增油少、受效短，剩余油挖潛難度越來越大[1-3]。

面對壓裂選井、選層困難，措施增油效果變差的難題，一些未進行過壓裂的套損井成為了剩余油挖潛的目標。據統計，某低滲透油田現有套損修復井580 余口，其中未進行過壓裂的有317 口井，具有壓裂措施潛力。但是，這些套損修復井的套變修復處套管內徑減小，利用常規壓裂工具很難實施壓裂[4-5]。由于低滲透油田儲層砂體特征為射孔層位多、距離小，需要壓裂的層位多，措施改造規模又要求單層加砂量大。因此，探索低滲透油田套損井壓裂技術與應用效果，對指導低滲透油田剩余油挖潛具有重要意義。

1 套損井壓裂技術現狀

套損井壓裂要解決的核心技術是保證壓裂工具順利通過套損修復點，就必須使封隔器和噴砂器的直徑變小并且能正常發揮作用。各油田對小直徑的封隔器和噴砂器進行了研究。

大慶油田在2004 年就開始了小直徑封隔器和噴砂器方面的研究，研制的?105 mm 小直徑封隔器承壓差35 MPa、承溫小于50 ℃，?105 mm 小直徑噴砂器最大加砂量為12 m3，通過雙封單卡工藝管柱進行壓裂。2006 年在大慶長垣油田進行了套變修復井壓裂試驗，采用技術可對套管修復處內徑大于?108 mm 的井進行壓裂，可不動管柱坐壓2層，單井加砂量為24 m3，無法對?105~108 mm 的套管修復井進行壓裂，工藝管柱無法進行3 層及以上的多層壓裂。新疆吐哈油田在2008 年進行了套損井壓裂試驗，技術應用?100 mm 小直徑封隔器和噴砂器可對套管修復點內徑大于?105 mm 的套損修復井進行壓裂。小直徑噴砂器最大加砂量為37 m3，不足之處是管柱未增加錨定機構，只能坐壓施工1 層。

近年來，各油田的套損修復井壓裂工藝技術都在不斷的完善[6-8]。2018 年大慶油田小直徑壓裂工藝就實現了對套管內徑大于?104 mm、承溫小于100 ℃的井適用，其封隔器承壓差50 MPa，單支噴砂器最大加砂量為40 m3，不動管柱坐壓4 層。但是，現有技術并沒有對套損修復點保護的研究，當套損修復點距離壓裂層位較近時，容易對套損修復點產生二次變形，若無有效措施，將無法進行壓裂。所以，還需要對套損修復點距離壓裂層位較近時的壓裂管柱結構進行優化設計，保護套變修復點不會發生二次變形[9-10]。

2 套損井壓裂技術

2.1 套損修復井壓裂管柱結構

針對套損修復井壓裂需求，應用了?95 型小直徑封隔器和噴砂器，?95 型小直徑封隔器抗內壓強度50 MPa、耐溫120 ℃；?95 型小直徑噴砂器最大施工排量為4.5 m3/min，單層最大加砂量為40 m3，利用滑套式噴砂器A、B、C 和噴砂器D 四種型號的噴砂器（A、B、C 表示可根據單層加砂量采用不同型號的滑套式噴砂器，不是單指某種型號的滑套式噴砂器；D 為常規噴砂器），?95 型水力錨形套損修復井大砂量多層壓裂管柱配置見圖1，可對套管修復后內徑大于?100 mm 的套損修復井進行不動管柱4 層壓裂，滿足大慶長垣外圍低滲透油田的小直徑、大砂量、多層位壓裂措施需求[11-12]。

圖1 ? 95 型水力錨形套損修復井大砂量多層壓裂管柱配置Fig.1 Configuration of large sand volume multi-layer fracturing string for casing loss repair well with ? 95 hydraulic anchor

2.2 套損點壓裂管柱結構優化

套損井壓裂的重點是對套損修復點的保護，不僅要使壓裂管柱順利通過套損修復點，還要避免傷害。為降低對套損修復點的二次傷害，對套損修復井大砂量多層壓裂管柱結構進行了優化?；谔讚p點保護的壓裂管柱結構優化配置見表1。若套變修復點與壓裂層之間的距離為d，根據套損點與壓裂層之間的位置關系采用不同的結構坐封，形成四種保護套損修復點的優化管柱結構。

表1 基于套損點保護的壓裂管柱結構優化配置Tab.1 Configuration of fracturing string structure optimization based on casing loss point protection

3 技術應用效果

3.1 技術應用情況

套損修復井大砂量多層壓裂技術現場試驗應用6 口井，小直徑封隔器和噴砂器順利通過套變修復點，順利實施套損修復井壓裂，最多坐壓4層，平均坐壓3.3 層、砂巖厚度為2.6 m、有效厚度為1.1 m、液量為108.5 m3、砂量為15.4 m3、加砂強度為6.1 m3/m， 套變修復井最小直徑為100.9 mm，實現套變修復井內徑大于?100 mm 的多層大砂量壓裂。套損修復井大砂量多層壓裂井基本情況見表2。

3.2 應用效果

6 口套損修復井壓裂后，初期平均單井增液為2.8 t/d，增油為3.1 t/d，增油強度為1.2 t/d·m，含水率下降33.8%；目前，平均單井增液為0.3 t/d，增油為0.5 t/d，含水率下降8.2%，平均單井措施有效期236 d，累積增油1 737.6 t。套損修復井大砂量多層壓裂效果對比見表3。

表3 套損修復井大砂量多層壓裂效果對比Tab.3 Comparison of large sand volume and multi-layer fracturing effects of casing loss repair wells

6 口井的成功壓裂和持續穩定生產效果說明，基于套損修復點保護而優化設計的四種管柱結構起到了套損修復點保護的效果，不動管柱多層壓裂過程并沒有對套損修復點產生二次傷害，技術達到了設計目標，滿足了套損井壓裂對套損修復點保護的技術需求。

3.3 技術效果對比與評價

在相同地域且壓裂規模相近的情況下，將套損修復井壓裂效果與重復壓裂、轉向壓裂效果進行對比：正常井重復壓裂初期增油為1.9 t/d，增油強度為0.6 t/d·m，投入產出比為1∶2.8；正常井轉向壓裂初期增油為2.5 t/d，增油強度為0.9 t/d·m，投入產出比為1∶3.2；套損修復井壓裂初期增油為3.1 t/d，增油強度1.2 t/d·m，投入產出比達到1∶3.7。小直徑大砂量多層壓裂與重復壓裂效果對比見表4。

表4 小直徑大砂量多層壓裂與重復壓裂效果對比Tab.4 Comparison of the effects of multi-layer fracturing and refracturing with small diameter and large sand volume

套損修復井壓裂較重復壓裂與轉向壓裂的增油強度大、衰減慢、有效期長，通過投入產出比的對比，套損修復井壓裂的經濟效益最佳，可見套損修復井具有較大的措施挖潛潛力，也進一步擴大了措施選井選層空間[13-15]。

4 結論

1）套損點是套損井再次壓裂必須重點關注的部位，不僅壓裂管柱要順利通過套損點，在壓裂時還不能承受較大的壓力?；谔讚p點保護的四種壓裂管柱配置，有效預防了壓裂過程對套損修復點造成的二次變形傷害。

2）不動管柱多次壓裂在套損井壓裂中優勢比較明顯，盡量減少移動管柱，避免套損修復點二次形變。該工藝能夠實現不動管柱一次坐壓4 層，避免了壓裂過程中多次移動管柱對套損修復點的傷害，并且平均增油3.1 t/d，技術效果與經濟效益均優于重復壓裂、轉向壓裂。

3）該工藝技術為對套損修復井的剩余油挖潛提供了技術支撐，擴大了大慶長垣外圍低滲透油田措施選井、選層空間，具有廣闊的應用前景。