低渗透油田套损井压裂技术应用与效果分析

于海山 刘洪俊 王庆太

（大庆油田有限责任公司第八采油厂）

大庆长垣外围某低渗透油田储层砂体薄互层多、连续性差、非均质性强，油藏分布零散。经过30 余年的开发，油田已处于高含水开采阶段，油井产量递减快、措施覆盖率高，重复压裂增油少、受效短，剩余油挖潜难度越来越大[1-3]。

面对压裂选井、选层困难，措施增油效果变差的难题，一些未进行过压裂的套损井成为了剩余油挖潜的目标。据统计，某低渗透油田现有套损修复井580 余口，其中未进行过压裂的有317 口井，具有压裂措施潜力。但是，这些套损修复井的套变修复处套管内径减小，利用常规压裂工具很难实施压裂[4-5]。由于低渗透油田储层砂体特征为射孔层位多、距离小，需要压裂的层位多，措施改造规模又要求单层加砂量大。因此，探索低渗透油田套损井压裂技术与应用效果，对指导低渗透油田剩余油挖潜具有重要意义。

1 套损井压裂技术现状

套损井压裂要解决的核心技术是保证压裂工具顺利通过套损修复点，就必须使封隔器和喷砂器的直径变小并且能正常发挥作用。各油田对小直径的封隔器和喷砂器进行了研究。

大庆油田在2004 年就开始了小直径封隔器和喷砂器方面的研究，研制的ϕ105 mm 小直径封隔器承压差35 MPa、承温小于50 ℃，ϕ105 mm 小直径喷砂器最大加砂量为12 m3，通过双封单卡工艺管柱进行压裂。2006 年在大庆长垣油田进行了套变修复井压裂试验，采用技术可对套管修复处内径大于ϕ108 mm 的井进行压裂，可不动管柱坐压2层，单井加砂量为24 m3，无法对ϕ105~108 mm 的套管修复井进行压裂，工艺管柱无法进行3 层及以上的多层压裂。新疆吐哈油田在2008 年进行了套损井压裂试验，技术应用ϕ100 mm 小直径封隔器和喷砂器可对套管修复点内径大于ϕ105 mm 的套损修复井进行压裂。小直径喷砂器最大加砂量为37 m3，不足之处是管柱未增加锚定机构，只能坐压施工1 层。

近年来，各油田的套损修复井压裂工艺技术都在不断的完善[6-8]。2018 年大庆油田小直径压裂工艺就实现了对套管内径大于ϕ104 mm、承温小于100 ℃的井适用，其封隔器承压差50 MPa，单支喷砂器最大加砂量为40 m3，不动管柱坐压4 层。但是，现有技术并没有对套损修复点保护的研究，当套损修复点距离压裂层位较近时，容易对套损修复点产生二次变形，若无有效措施，将无法进行压裂。所以，还需要对套损修复点距离压裂层位较近时的压裂管柱结构进行优化设计，保护套变修复点不会发生二次变形[9-10]。

2 套损井压裂技术

2.1 套损修复井压裂管柱结构

针对套损修复井压裂需求，应用了ϕ95 型小直径封隔器和喷砂器，ϕ95 型小直径封隔器抗内压强度50 MPa、耐温120 ℃；ϕ95 型小直径喷砂器最大施工排量为4.5 m3/min，单层最大加砂量为40 m3，利用滑套式喷砂器A、B、C 和喷砂器D 四种型号的喷砂器（A、B、C 表示可根据单层加砂量采用不同型号的滑套式喷砂器，不是单指某种型号的滑套式喷砂器；D 为常规喷砂器），ϕ95 型水力锚形套损修复井大砂量多层压裂管柱配置见图1，可对套管修复后内径大于ϕ100 mm 的套损修复井进行不动管柱4 层压裂，满足大庆长垣外围低渗透油田的小直径、大砂量、多层位压裂措施需求[11-12]。

图1 ϕ 95 型水力锚形套损修复井大砂量多层压裂管柱配置Fig.1 Configuration of large sand volume multi-layer fracturing string for casing loss repair well with ϕ 95 hydraulic anchor

2.2 套损点压裂管柱结构优化

套损井压裂的重点是对套损修复点的保护，不仅要使压裂管柱顺利通过套损修复点，还要避免伤害。为降低对套损修复点的二次伤害，对套损修复井大砂量多层压裂管柱结构进行了优化。基于套损点保护的压裂管柱结构优化配置见表1。若套变修复点与压裂层之间的距离为d，根据套损点与压裂层之间的位置关系采用不同的结构坐封，形成四种保护套损修复点的优化管柱结构。

表1 基于套损点保护的压裂管柱结构优化配置Tab.1 Configuration of fracturing string structure optimization based on casing loss point protection

3 技术应用效果

3.1 技术应用情况

套损修复井大砂量多层压裂技术现场试验应用6 口井，小直径封隔器和喷砂器顺利通过套变修复点，顺利实施套损修复井压裂，最多坐压4层，平均坐压3.3 层、砂岩厚度为2.6 m、有效厚度为1.1 m、液量为108.5 m3、砂量为15.4 m3、加砂强度为6.1 m3/m， 套变修复井最小直径为100.9 mm，实现套变修复井内径大于ϕ100 mm 的多层大砂量压裂。套损修复井大砂量多层压裂井基本情况见表2。

3.2 应用效果

6 口套损修复井压裂后，初期平均单井增液为2.8 t/d，增油为3.1 t/d，增油强度为1.2 t/d·m，含水率下降33.8%；目前，平均单井增液为0.3 t/d，增油为0.5 t/d，含水率下降8.2%，平均单井措施有效期236 d，累积增油1 737.6 t。套损修复井大砂量多层压裂效果对比见表3。

表3 套损修复井大砂量多层压裂效果对比Tab.3 Comparison of large sand volume and multi-layer fracturing effects of casing loss repair wells

6 口井的成功压裂和持续稳定生产效果说明，基于套损修复点保护而优化设计的四种管柱结构起到了套损修复点保护的效果，不动管柱多层压裂过程并没有对套损修复点产生二次伤害，技术达到了设计目标，满足了套损井压裂对套损修复点保护的技术需求。

3.3 技术效果对比与评价

在相同地域且压裂规模相近的情况下，将套损修复井压裂效果与重复压裂、转向压裂效果进行对比：正常井重复压裂初期增油为1.9 t/d，增油强度为0.6 t/d·m，投入产出比为1∶2.8；正常井转向压裂初期增油为2.5 t/d，增油强度为0.9 t/d·m，投入产出比为1∶3.2；套损修复井压裂初期增油为3.1 t/d，增油强度1.2 t/d·m，投入产出比达到1∶3.7。小直径大砂量多层压裂与重复压裂效果对比见表4。

表4 小直径大砂量多层压裂与重复压裂效果对比Tab.4 Comparison of the effects of multi-layer fracturing and refracturing with small diameter and large sand volume

套损修复井压裂较重复压裂与转向压裂的增油强度大、衰减慢、有效期长，通过投入产出比的对比，套损修复井压裂的经济效益最佳，可见套损修复井具有较大的措施挖潜潜力，也进一步扩大了措施选井选层空间[13-15]。

4 结论

1）套损点是套损井再次压裂必须重点关注的部位，不仅压裂管柱要顺利通过套损点，在压裂时还不能承受较大的压力。基于套损点保护的四种压裂管柱配置，有效预防了压裂过程对套损修复点造成的二次变形伤害。

2）不动管柱多次压裂在套损井压裂中优势比较明显，尽量减少移动管柱，避免套损修复点二次形变。该工艺能够实现不动管柱一次坐压4 层，避免了压裂过程中多次移动管柱对套损修复点的伤害，并且平均增油3.1 t/d，技术效果与经济效益均优于重复压裂、转向压裂。

3）该工艺技术为对套损修复井的剩余油挖潜提供了技术支撑，扩大了大庆长垣外围低渗透油田措施选井、选层空间，具有广阔的应用前景。