（大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院）

0 引言

大慶油田在開(kāi)發(fā)20年后的1980年，油田故障井僅上百口，在其后的30多年開(kāi)發(fā)過(guò)程中，出現(xiàn)了三次套損高峰期：第一次是1986年左右，年套損井?dāng)?shù)為600多口；第二次是1999年前后，年套損井?dāng)?shù)700口左右；第三次是2013年左右，年套損井?dāng)?shù)1 200口左右。截至2017年底，已累計(jì)發(fā)現(xiàn)套管問(wèn)題井27 561口，占已投產(chǎn)油水井總數(shù)的21.96%。平面上，套損區(qū)域逐步擴(kuò)大，喇嘛甸、薩爾圖、杏樹(shù)崗油田出現(xiàn)集中套損區(qū)；縱向上，由嫩二段非油層部位套損向油層部位轉(zhuǎn)移。套損井主要特征由變形、錯(cuò)斷、穿孔直井轉(zhuǎn)變?yōu)閲?yán)重錯(cuò)斷（通徑小于50 mm或無(wú)通徑）、大段彎曲變形、吐砂直井、工藝管柱卡阻和斷脫的水平井及套管腐蝕穿孔漏氣和卡阻的氣井。

為了維護(hù)油水井正常生產(chǎn)，大慶油田堅(jiān)持“以防為主、防修結(jié)合、綜合治理”的原則，應(yīng)用套損機(jī)理研究成果防治套損。通過(guò)廣泛開(kāi)展儲(chǔ)層異常壓力調(diào)查，有針對(duì)性地進(jìn)行“調(diào)控、控制、泄壓”治理，加大生產(chǎn)異常井的治理力度，從源頭上防止套管損壞［1-6］。推廣應(yīng)用了以解卡打撈工藝為代表的維護(hù)性修井技術(shù)；以淺部取換套管、整形加固工藝為代表的治理型修井技術(shù)；以深部取換套管、密封加固、側(cè)斜工藝為代表的綜合修井技術(shù)；以無(wú)通道套損井修復(fù)、水平井修井為代表的特殊疑難井修井技術(shù)。從而提高了套損井修復(fù)率，縮短了修井周期。通過(guò)對(duì)套損油水井及成片套損區(qū)進(jìn)行綜合治理，及時(shí)恢復(fù)各類套損井的正常生產(chǎn)，完善注采關(guān)系，對(duì)提高油田有效動(dòng)用程度發(fā)揮了重要作用。

但是，由于難修井?dāng)?shù)量逐年增多，修復(fù)難度逐年加大。為了提高修井技術(shù)對(duì)套損井況的適應(yīng)性，繼續(xù)提高套損井的修復(fù)率、時(shí)效、質(zhì)量，提升安全環(huán)保施工水平及特殊井型修井能力，修井技術(shù)還需不斷改進(jìn)提高。

1 大慶油田修井工藝技術(shù)發(fā)展歷程

1.1 維護(hù)性修井階段

1965年至 1978年，大慶油田年均出現(xiàn)故障井21.4口。1979年至1985年，油田故障井套損加劇，年出現(xiàn)套損井百口以上。平面上，套損井呈零星分布，縱向上無(wú)規(guī)律，形式上以變形為主。針對(duì)該階段的套損情況，采用了以解卡打撈工藝為代表的維護(hù)性修井工藝技術(shù)。

解卡打撈工藝技術(shù)解決了有桿泵、電潛泵和注水井由于生產(chǎn)管柱及工具脫落，卡阻在井內(nèi)而不能正常生產(chǎn)的問(wèn)題，是大修施工的一項(xiàng)基本手段，包括解卡、打撈兩方面技術(shù)，滿足通徑90 mm以上套變井修井需要。解卡方法有活動(dòng)解卡法、切割解卡法、機(jī)械倒扣法、震擊解卡法等。打撈時(shí)，針對(duì)管類、桿類、繩類和小件類等不同的井下落物情況，采用相應(yīng)的打撈工具和工藝措施將落物撈出。

解卡和打撈的工具成系列化，解卡工具有活動(dòng)類、震擊類、鉆磨銑套解卡類、切割類、倒扣類5大類型，打撈工具有錐類、矛類、筒類、籃類、鉤類及其組合等6大類，基本上能滿足工藝要求。

1.2 治理型修井階段

1986年左右，出現(xiàn)第一次套損高峰，年套損井?dāng)?shù)為600多口。平面上，套損井分布呈軸部多翼部少、東翼多西翼少、斷層附近多一般地區(qū)少、水井多油井少的特點(diǎn)；縱向上，以嫩二段底部標(biāo)準(zhǔn)層及其附近居多；形式上，以嚴(yán)重變形、錯(cuò)斷、穿孔為主要特征。并且出現(xiàn)了幾個(gè)成片套損區(qū)。

1986年至 1994年，針對(duì)當(dāng)時(shí)套損狀況，發(fā)展了淺部取換套管、整形加固工藝為代表的治理型修井技術(shù)。

1.2.1 淺層取換套管工藝技術(shù)

利用專用的套銑工具鉆銑掉部分原井眼井壁和固結(jié)在套管壁上的水泥環(huán)，利用專用割刀將套損點(diǎn)以上及以下適當(dāng)部位的套管割掉并撈出，然后下入新套管，利用補(bǔ)接專用工具進(jìn)行新舊套管的對(duì)接。該技術(shù)可完全恢復(fù)套管通徑，完井指標(biāo)和新井相同，能夠滿足各種分采、分注措施的要求，是最徹底的一種套管修復(fù)方法。整個(gè)取套工藝由套銑管柱、倒扣及切割管柱、打撈管柱、對(duì)扣及補(bǔ)接管柱組成。用于直徑139.7 mm、直徑146.05 mm套管漏點(diǎn)深度在300 m以內(nèi)的外漏油水井的修復(fù)。

1.2.2 工程報(bào)廢工藝技術(shù)

對(duì)無(wú)法修復(fù)的套損井射孔層段徹底報(bào)廢，分為水泥封固永久報(bào)廢和重泥漿壓井暫時(shí)報(bào)廢兩種工藝。水泥封固永久報(bào)廢是利用固井水泥對(duì)竄漏層段間進(jìn)行水泥封堵后，再對(duì)錯(cuò)斷、破裂部位的套管井眼循環(huán)擠注水泥漿，使錯(cuò)斷、破裂部位以上50～100 m至人工井底充滿水泥漿，固化后即永遠(yuǎn)封固所有油層井段，達(dá)到永久封固報(bào)廢的目的。重泥漿壓井暫時(shí)報(bào)廢是利用井內(nèi)泥漿柱，使其壓力始終大于或等于地層壓力，以達(dá)到壓住油層和錯(cuò)斷口的目的。實(shí)現(xiàn)了井口無(wú)溢流、層間無(wú)竄流的報(bào)廢目的。

1.2.3 爆炸打通道工藝技術(shù)

用電纜攜帶炸藥柱，將其下到套管錯(cuò)斷預(yù)定處后引爆炸藥柱，爆炸產(chǎn)生的壓力波通過(guò)油水介質(zhì)傳遞至套管的錯(cuò)斷部位，克服套管和巖石的變形應(yīng)力和擠壓應(yīng)力，使套管向外擴(kuò)脹，達(dá)到爆炸整形打通道的目的。通過(guò)爆炸整形后，可使變形或錯(cuò)斷部位套管通徑達(dá)到120～150 mm，爆炸打通道的成功率83%以上。該工藝適用于錯(cuò)斷口通徑大于 70 mm，并且錯(cuò)斷口以下3 m內(nèi)無(wú)落物的非坍塌錯(cuò)斷井打通道［7-8］。

1.2.4 加固補(bǔ)貼工藝技術(shù)

對(duì)具有一定延展率材料制成的鋼管施加合適的力，迫使其產(chǎn)生徑向塑性變形，貼補(bǔ)在需加固的套管內(nèi)壁上。對(duì)整形復(fù)位后的套損部位實(shí)施加固，既可以保證下井通道暢通、維持正常生產(chǎn)，又能防止損壞狀況的繼續(xù)惡化。加固工具主要由懸掛裝置、丟手裝置和加固管三部分組成。

該工藝是用油管柱攜帶加固器及加固管下到井內(nèi)預(yù)定深度。從油管內(nèi)進(jìn)行憋壓，在壓力作用下，大活塞向下運(yùn)動(dòng)，推動(dòng)錐套下行，錐套將圓卡瓦張開(kāi)，迫使卡瓦撐大并卡于套管內(nèi)壁上。當(dāng)壓力達(dá)到17 MPa時(shí)，剪斷銷釘，丟手活塞行至下死點(diǎn)，油管內(nèi)高壓通過(guò)匯壓槽匯壓，油套連通，完成加固和丟手。加固后的井眼最小通徑為99 mm，可下入95 mm小直徑封隔器實(shí)現(xiàn)分層注水，或下入直徑56 mm以下抽油泵進(jìn)行正常生產(chǎn)。

1.2.5 多層段竄槽井水泥封竄工藝技術(shù)

選擇超細(xì)水泥和改性普通水泥，對(duì)多層段竄槽進(jìn)行封竄處理。超細(xì)水泥具有直角稠化特性和微膨性，固化時(shí)間可調(diào)，對(duì)巖心的傷害程度低；改性普通水泥是在普通水泥中加入一定比例多種類的外加劑后，同樣具有直角稠化性和微膨性，稠化時(shí)間與超細(xì)水泥相同，能夠保證現(xiàn)場(chǎng)施工安全，提高了普通水泥石的強(qiáng)度和抗?jié)B能力，降低了水泥封竄施工成本。依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)驗(yàn)竄資料來(lái)選擇水泥類型。當(dāng)竄槽裂縫寬度小于0.2 mm時(shí)，應(yīng)選擇超細(xì)水泥；當(dāng)竄槽裂縫寬度大于0.2 mm時(shí)，應(yīng)選擇改性普通水泥。

利用上覆液柱壓力和井口補(bǔ)壓相結(jié)合的方法，使水泥在終凝前始終保持一個(gè)壓力值，將高壓層的流體壓住，防止返吐，使之沒(méi)有竄流機(jī)會(huì)，實(shí)現(xiàn)壓穩(wěn)，保證封竄效果。另外，對(duì)于封堵某些漏失量大的封竄井段，為了防止水泥漿的漏失，需要在水泥漿中加入橋塞劑，更好地實(shí)現(xiàn)“帶壓候凝”，以有效封堵30 m以上多層段的竄槽井。

1.3 綜合修井階段

1995年至 2010年，平面上，套損區(qū)域擴(kuò)大，出現(xiàn)了第二個(gè)套損高峰，有8個(gè)成片套損區(qū)，其中，采油一廠6個(gè)、采油四廠1個(gè)、采油六廠1個(gè)。縱向上，由嫩二段非油層部位套損快速向油層部位轉(zhuǎn)移。形式上，以通徑小于70 mm嚴(yán)重錯(cuò)斷、落物與斷口平齊、嚴(yán)重坍塌出砂、大段彎曲變形、多點(diǎn)嚴(yán)重?fù)p壞為主要特征。

針對(duì)上述幾種高難套損井型的修復(fù)問(wèn)題，發(fā)展了以50～70 mm小通徑套損井打通道、深部取換套管、密封加固、側(cè)斜工藝為代表的綜合修井技術(shù)。

1.3.1 50～70 mm小通徑套損井打通道工藝技術(shù)

針對(duì)50～70 mm小通徑套損井，推出了環(huán)形聚能?chē)娚淦骱痛箦F角自鍛彈丸噴射器打通道方法，并配套了相應(yīng)的多級(jí)銑柱縱向頓銼、凹底磨鞋平銑、平底裝藥隔爆打擴(kuò)通道工藝。聚能?chē)娚淦鞔蛲ǖ朗怯霉苤端蛧娚淦髦撂讚p部位，施加鉆壓使其與下斷口接觸或?qū)⑵洳迦氲较聰嗫趦?nèi)，撞擊引爆后，利用炸藥的聚能效應(yīng)產(chǎn)生的金屬射流在軸向上侵徹套管，在炸藥爆炸沖擊波作用下穿出一個(gè)直徑80 mm以上的圓形通道，實(shí)現(xiàn)打通道的目的。

環(huán)形聚能?chē)娚淦鬟m用于50 mm以下通徑井切割打通道，大錐角自鍛彈丸噴射器用于50～70 mm通徑井穿深。兩種結(jié)構(gòu)噴射器相互配合，并輔有打、擴(kuò)通道工藝，使通徑70 mm以下套損井打出80 mm以上的通道，打通道成功率由原來(lái)的 39.5%提高到78%［9］。

對(duì)于準(zhǔn)公益性坑塘或農(nóng)村未開(kāi)發(fā)坑塘，單戶、聯(lián)戶、農(nóng)民、民營(yíng)企業(yè)、家庭農(nóng)場(chǎng)通過(guò)建設(shè)、承包、租賃、股份合作等方式取得坑塘建設(shè)的經(jīng)營(yíng)權(quán)、使用權(quán)和收益權(quán)，通過(guò)獨(dú)資、合資、合作、捐贈(zèng)等方式籌措資金和投入勞力建設(shè)和管理坑塘工程，實(shí)施自我運(yùn)行、自我受益、自負(fù)盈虧，是值得大力提倡的一種管理模式。

1.3.2 中深部取換套管技術(shù)

2000年，在淺層取換套管技術(shù)的基礎(chǔ)上，配套完善了鉆具結(jié)構(gòu)，解決了魚(yú)頭示蹤及引導(dǎo)技術(shù)，完善了套管對(duì)接技術(shù)，完善了報(bào)廢泥漿配方，保證了封固效果，取套深度達(dá)到700 m。

2004年，研制了高強(qiáng)度套銑鉆具，完善泥漿體系，采取倒扣、切割、打撈、套損部位示蹤或套銑引入修魚(yú)等工藝措施，取出套損部位以上舊套管，下入新套管與井下套管對(duì)接密封，試壓合格即完成修復(fù)施工。該技術(shù)適用于井深1 200 m以內(nèi)，且通徑大于 60 mm并帶有管外封隔器及扶正器的套損井，能夠滿足各種分采、分注措施的要求。取套深度最深達(dá)到1 138 m，修復(fù)率大于90%［10］。

1.3.3 大通徑密封加固技術(shù)

2003年，采用了大通徑密封加固技術(shù)。補(bǔ)貼工具由動(dòng)力坐封器、補(bǔ)貼器及丟手機(jī)構(gòu)組成。動(dòng)力坐封器動(dòng)力可由火藥氣動(dòng)及液動(dòng)產(chǎn)生，推動(dòng)活塞運(yùn)動(dòng)，拉桿和缸套的軸向力轉(zhuǎn)化為錨體的徑向力，在極短時(shí)間內(nèi)，使錨體由彈性變形向永久性塑性變形轉(zhuǎn)變，達(dá)到錨體和套管過(guò)盈配合，實(shí)現(xiàn)懸掛和密封。加固后通徑達(dá)到108 mm，最大加固長(zhǎng)度22 m，密封承壓達(dá)到21～30 MPa，加固成功率92%，滿足100 mm和105 mm直徑生產(chǎn)管柱分采、分注的要求。

1.3.4 實(shí)體膨脹管密封加固技術(shù)

2007年，發(fā)展了實(shí)體膨脹管密封加固技術(shù)。補(bǔ)貼工具由膨脹管、發(fā)射腔、脹頭和底堵組成。利用金屬材料具有塑性變形的特性，施加外力，使材料在強(qiáng)化階段產(chǎn)生塑性變形。

現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施補(bǔ)貼加固時(shí)，先用油管將膨脹管下至套損井段，在地面用高壓泵向油管內(nèi)泵入清水，清水通過(guò)脹頭進(jìn)入底堵、發(fā)射腔和脹頭圍成的密封腔室，液體壓力推動(dòng)脹頭向上運(yùn)動(dòng)，高壓液體推動(dòng)脹頭上行，使膨脹管管體膨脹，與套管內(nèi)壁產(chǎn)生過(guò)盈配合，緊貼于套管內(nèi)壁，實(shí)現(xiàn)錨定與密封。該技術(shù)可以實(shí)現(xiàn)加固管和套管全程緊密貼合，密封性好，膨脹管膨脹后通徑范圍為108～112 mm，承壓20 MPa。目前，最大加固長(zhǎng)度達(dá)到150.7 m，成功率達(dá)到98%以上［11］。

1.3.5 吐砂吐巖石塊套損井綜合治理技術(shù)

1.3.6 微膨脹水泥封固報(bào)廢技術(shù)

在普通A級(jí)水泥漿中加入膨脹劑及與其配伍的分散劑、促凝劑、失水劑和消泡劑，使水泥漿具有凝固速度快、早期強(qiáng)度高、體積微膨脹等特點(diǎn)。微膨水泥在凝固38 h后，膨脹率可達(dá)0.071%以上，既能有效封堵，又可抗水、抗氣浸，封固強(qiáng)度較原水泥漿提高3 MPa以上，滿足封堵和報(bào)廢工藝要求，解決了普通水泥漿凝固后收縮失重而使封堵、固井質(zhì)量達(dá)不到預(yù)期技術(shù)指標(biāo)的問(wèn)題。該技術(shù)適用于嚴(yán)重套損需補(bǔ)鉆更新井，或者應(yīng)用其他大修工藝無(wú)法修復(fù)需作報(bào)廢處理的套損井。

1.3.7 套損井側(cè)斜修井技術(shù)

利用定向工具及鉆具，在原井眼裸眼段的一定深度內(nèi)按照預(yù)定的方位進(jìn)行側(cè)鉆，避開(kāi)下部井眼和套管，重新開(kāi)辟出新井眼，根據(jù)設(shè)計(jì)的軌跡鉆進(jìn)，控制井眼軌跡中靶，下入新套管固井。該技術(shù)在原井眼地面位置不變，對(duì)下部實(shí)施側(cè)鉆，井斜控制在3°以內(nèi)，相當(dāng)于直井，形成了取套深度和側(cè)斜點(diǎn)優(yōu)選、井眼防碰、井眼軌跡控制、固井工藝、修井液體系的研究應(yīng)用等一系列側(cè)斜井修井工藝配套技術(shù)，為深部套損井的徹底修復(fù)提供了一個(gè)新的途徑。該技術(shù)主要應(yīng)用于套損部位在900 m以下，且徹底報(bào)廢原井射孔層位的套損井，可以修復(fù)采用整形、加固、取換套等常規(guī)技術(shù)無(wú)法修復(fù)的套損井。

隨著該項(xiàng)技術(shù)的不斷完善，側(cè)斜修井速度明顯提高，修井周期顯著縮短。應(yīng)用1 320口井，成功率達(dá)到 99.6%。與鉆新井相比，不僅可以節(jié)約二次搬家、征地和地面配套設(shè)施建設(shè)費(fèi)用，而且不影響原井網(wǎng)布置和開(kāi)發(fā)方案［12］。

1.3.8 套損防治技術(shù)

針對(duì)套損嚴(yán)重的成片套損區(qū)，總結(jié)實(shí)施了套損預(yù)防措施，預(yù)防套管損壞主要從防止套管外擠力超過(guò)套管屈服強(qiáng)度和提高套管強(qiáng)度來(lái)增加抗擠能力兩方面切入。同時(shí)，開(kāi)展了套損防治技術(shù)的綜合研究，形成了配套防治技術(shù)。

一是，抓好鉆井全過(guò)程的套損防治工作，搞好開(kāi)發(fā)調(diào)整地區(qū)井組間、井排間、區(qū)塊間的壓力平衡，控制標(biāo)準(zhǔn)層浸水，防止成片套損區(qū)的擴(kuò)大。

如，杏四區(qū)西部在鉆井前先普查小層異常壓力分布情況，按照地層系數(shù)與降壓時(shí)間的關(guān)系圖版，確定不同地層條件注水井的關(guān)井降壓時(shí)間（關(guān)井時(shí)間區(qū)間7～21 d）。固井時(shí)，嫩二段底部不封固，防止地層滑移對(duì)套管產(chǎn)生直接作用力，防止嫩二段非油層部位套損。同時(shí)，使用水泥添加劑等技術(shù)措施保證疑難井的固井質(zhì)量，使新井固井質(zhì)量明顯改善，合格率提高到90%以上。

二是，根據(jù)射孔頂界附近油層的沉積特征及構(gòu)造特征確定不同的注水壓力，將注水壓力控制在合理范圍內(nèi)。加強(qiáng)異常高壓層的研究與治理，維持合理注采比，緩解層間壓力不平衡，堅(jiān)決杜絕超破裂壓力注水，減緩套損速度，防治油層部位套損。

如，1999年至2002年，杏北地區(qū)對(duì)173口超壓注水井的注水壓力進(jìn)行調(diào)整，平均降低注水壓力0.5 MPa。降壓后，日減少注水量2 733 m3，相鄰注水井采取措施后，初期日增加注水量3 384 m3，保證了區(qū)塊注采平衡。2002年，采取“控泄結(jié)合”的原則進(jìn)行治理，采用防套損方案調(diào)整注水井108口，其中測(cè)調(diào)30口，細(xì)分78口，日減少注水量2 898 m3，對(duì)異常高壓層采油井壓裂9口，補(bǔ)孔12口進(jìn)行泄壓。2002年，油層部位套損井?dāng)?shù)較1999年減少了72口，保護(hù)了杏北地區(qū)油水井的套管［13］。

三是，采用高強(qiáng)度套管，減少套管損壞。對(duì)于新鉆油水井，油層段分別下入承壓強(qiáng)度達(dá)到60.88 MPa、100.25 MPa的N80型和P110型加厚套管，提高套管的承壓能力和抗腐蝕性，為預(yù)防套損提供了保障。全油田控制套損速度取得了較好效果。

1.4 特殊疑難復(fù)雜井修井階段

2011年至今，隨著油田開(kāi)發(fā)的不斷深入，油田套損井?dāng)?shù)不斷增多，套損形勢(shì)日趨復(fù)雜。2013年，出現(xiàn)了第三次套損高峰期，發(fā)現(xiàn)套損井1 234口，問(wèn)題井1 849口，且出現(xiàn)了南一區(qū)西部、南二區(qū)西部、北一區(qū)斷西等多個(gè)套損集中區(qū)。平面上主要分布在采油一、二、四、五廠，縱向上集中在嫩二段非油層部位和油層部位?；钚藻e(cuò)斷、大段彎曲、通徑小于50 mm或無(wú)通道套損直井，以及工藝管柱卡阻和斷脫的水平井、套管腐蝕穿孔漏氣和卡阻的氣井，修復(fù)難度越來(lái)越大，施工周期長(zhǎng)、投入大，投入產(chǎn)出比低，需要不斷完善高難度套損井修復(fù)配套技術(shù)，進(jìn)一步提高作業(yè)時(shí)效。這一階段，發(fā)展了以無(wú)通道、活性錯(cuò)斷套損井修復(fù)，水平井解卡打撈為代表的特殊疑難復(fù)雜井修井工藝技術(shù)。

1.4.1 30～50 mm小通徑井打通道技術(shù)

針對(duì)30～50 mm小通徑井打通道難點(diǎn)，研究了磁測(cè)與陀螺定位相結(jié)合的丟失套管探測(cè)技術(shù)，探測(cè)半徑達(dá)到 2 m，為定向找魚(yú)提供了依據(jù)。研究了強(qiáng)制扶正磨銑、反向鍛銑、局部擴(kuò)孔技術(shù)，為找到下部通道擴(kuò)大了空間。研究了液壓丟手膨脹式斷口穩(wěn)定技術(shù)，研制配套了找、打、穩(wěn)一體化施工管柱，斷口穩(wěn)定后通徑可達(dá)到 118 mm。研制了反向鍛銑刀，擴(kuò)孔磨鞋、銑磨式凹芯磨鞋，斷口穩(wěn)定器，拉拔器等19種工具。將以上技術(shù)應(yīng)用于840口通徑為30～50 mm的套損井，打通道成功率由10.5%提高到67.8%，平均單井施工周期縮短5.5 d，使南一區(qū)西部套損區(qū)得到了有效治理。

針對(duì)喇7-30區(qū)16口無(wú)通道套損井，研究應(yīng)用逆向鍛銑、多級(jí)液壓擴(kuò)徑磨鞋和支撐擴(kuò)徑磨鞋修整下斷口、系列大角度引領(lǐng)工具、彎曲鉆具等無(wú)通徑套損井打通道技術(shù)，使喇7-30區(qū)剩余的16口無(wú)通道套損井均打開(kāi)通道撈凈落物，14口井實(shí)施了無(wú)落物報(bào)廢處理，2口井實(shí)施了深部取套。

1.4.2 大位移活性錯(cuò)斷井修復(fù)技術(shù)

該技術(shù)是在對(duì)斷口進(jìn)行穩(wěn)固的基礎(chǔ)上，采用彎筆尖等定向找通道、側(cè)出齒擴(kuò)徑磨銑等打通道、特制加長(zhǎng)筆尖銑錐等修整斷口方法，使斷口找得準(zhǔn)、通道打得開(kāi)，較好地解決了斷口橫向位移量在140 mm以上且斷口不穩(wěn)定的大位移活性錯(cuò)斷井找打通道技術(shù)難題，以及復(fù)雜落物伴有砂埋、套變等復(fù)雜條件下的打撈難題，提高了施工時(shí)效。

1.4.3 深層氣井套管外漏治理技術(shù)

針對(duì)氣井施工危險(xiǎn)性大，壓井液易漏失，對(duì)壓井液性能、壓井方式和施工操作要求嚴(yán)格，氣層保護(hù)難，氣井套管漏失，腐蝕斷脫的油管強(qiáng)度低、難打撈等修井難點(diǎn)，推出了深層氣井套管外漏治理技術(shù)，這項(xiàng)技術(shù)包括氣井解卡打撈技術(shù)、電纜橋塞磨撈技術(shù)、外漏井修復(fù)技術(shù)、氣層保護(hù)技術(shù)、凝膠暫堵技術(shù)、安全防噴技術(shù)，解決了氣井外漏修復(fù)和解卡打撈的修井技術(shù)難題，能對(duì)井下工藝管柱斷脫、卡阻，套管腐蝕穿孔漏氣、斷脫，以及套管外竄氣等故障氣井進(jìn)行有效修復(fù)，使其恢復(fù)生產(chǎn)和正常作業(yè)［14-15］。

1.4.4 水平井解卡打撈技術(shù)

針對(duì)水平井魚(yú)頭不居中、引入和修整難，鉆磨易傷害及沖砂不易返出等問(wèn)題，采用水平井解卡打撈技術(shù)，結(jié)合水平井連續(xù)沖砂裝置與配套工藝，為解決水平井改造砂埋井筒問(wèn)題提供了技術(shù)手段。主要配套機(jī)具有水平增力解卡、震擊解卡、鉆磨銑套解卡3種卡打撈工具及配套工藝，其中，水平增力解卡利用打撈增力器把大鉤的垂直拉力轉(zhuǎn)變成水平拉力，二力共同作用實(shí)現(xiàn)解卡，液壓打撈增力器（3級(jí)）在30 MPa下增力35 t，實(shí)現(xiàn)對(duì)水平井復(fù)雜條件下卡管柱解卡打撈修復(fù)、鉆磨銑修復(fù)、700 m以上長(zhǎng)井段水平井沖砂作業(yè)修復(fù)等，恢復(fù)故障水平井產(chǎn)能。

1.4.5 配套頂驅(qū)設(shè)備的大修井工藝技術(shù)

利用頂驅(qū)設(shè)備體積小的優(yōu)勢(shì)，配套常規(guī)修井機(jī)進(jìn)行大修井作業(yè)。根據(jù)常規(guī)修井工藝對(duì)提升負(fù)荷及旋轉(zhuǎn)動(dòng)力需求，推出與之相適應(yīng)的修井工藝和工具。利用ZBDQ50噸及ZBDQ70噸修井頂驅(qū)，完成整形、磨銑、解卡、復(fù)雜落物打撈等大修各項(xiàng)工序，使修井施工能力得到了提升。使用頂驅(qū)修井技術(shù)解決了敏感區(qū)施工井井場(chǎng)面積受限的問(wèn)題，使居民住宅樓前、主干公路旁、湖泊中央、耕地附近等井場(chǎng)局勢(shì)受限地區(qū)出現(xiàn)的故障井得到了有效修復(fù)，減少了待大修井的躺井時(shí)間，達(dá)到減小修井占地面積、降低一次性投資、提高機(jī)動(dòng)靈活性和節(jié)能環(huán)保的目的［16］。

2 修井工藝應(yīng)用效果

一是，修井工藝技術(shù)水平不斷提高，修復(fù)率保持較高水平。

大慶油田不斷完善大修工藝技術(shù)，經(jīng)過(guò)了四個(gè)階段的發(fā)展，主要形成了油水井直井139.7 mm套管解卡打撈技術(shù)、套損井打通道技術(shù)、密封加固技術(shù)、報(bào)廢技術(shù)、取換套技術(shù)、側(cè)斜修井技術(shù)、水平井解卡打撈技術(shù)和深層氣井套管外漏治理技術(shù)八大類修井工藝技術(shù)，修井技術(shù)水平和修井能力得到了大幅提高。修復(fù)率從1996年的57.07%提高至2008年的91.70%?！笆濉币詠?lái)，平均修井周期保持在9 d左右，年修井能力達(dá)到2 000口以上，累計(jì)共完成油水井大修15 131口，年修復(fù)率平均為84.05%，保持在較高水平，有效控制了套損不斷增加的勢(shì)頭。

二是，套損區(qū)塊得到了有效治理，提高了儲(chǔ)量動(dòng)用程度。

針對(duì)中區(qū)西部、北一斷東、薩中西區(qū)、南一區(qū)乙塊、喇7-30、杏4-6行列甲塊及乙塊、杏6-7區(qū)甲塊等多個(gè)集中套損區(qū)及部分套損情況較嚴(yán)重的井區(qū)，開(kāi)展了套損井大修工作。完善應(yīng)用了油水井直井 139.7 mm套管解卡打撈技術(shù)、套損井打通道技術(shù)、密封加固技術(shù)、報(bào)廢技術(shù)、取換套技術(shù)、側(cè)斜修井技術(shù)，綜合治理套損區(qū)的套損井，套損速度得到遏制，使因套損關(guān)停的注、采井得到恢復(fù)，保持了注采平衡，區(qū)塊的整體開(kāi)發(fā)效果得到改善。

如，南一區(qū)乙塊套損區(qū)通過(guò)綜合治理試驗(yàn)，治理套損井87口，修復(fù)75口，修復(fù)率達(dá)到86.2%。區(qū)塊油水井利用率由 42.8%提高到 92.9%，自然遞減率從21.7%下降到11.3%，注采比由0提高到0.86，地層壓力由10.92 MPa下降至8.98 MPa，套損區(qū)內(nèi)外壓差由1.36 MPa下降至0.20 MPa，區(qū)塊套損速度得到了控制，套損區(qū)塊整體開(kāi)發(fā)效果得到明顯改善。

再如，喇 7-30井區(qū)有 176口井套損，通過(guò)2003年至2006年的修井治理，完成修井施工161口。受當(dāng)時(shí)打通道技術(shù)制約，遺留15口疑難井，嚴(yán)重影響到喇 7-30套損區(qū)的投產(chǎn)工作。2011年，采用無(wú)通道套損井打通道技術(shù)將遺留的 15口井進(jìn)行了大修，打通道后撈出井內(nèi)落物，實(shí)施水泥漿報(bào)廢13口，深部取套兩口［17］。最終完成176口井綜合治理，達(dá)到治理要求，其中，油井報(bào)廢62口，無(wú)落物報(bào)廢50口，無(wú)落物報(bào)廢率80.6%；水井報(bào)廢36口，全部撈凈落物，無(wú)落物報(bào)廢率100%。喇7-30套損區(qū)的成功治理，恢復(fù)了注采關(guān)系，每年可恢復(fù)原油產(chǎn)量10.44×104t，恢復(fù)注水量 196.21×104t。

三是，提高了油水井利用率，完善了注采關(guān)系。

大慶油田緊緊圍繞疑難復(fù)雜套損井、水平井、環(huán)境敏感區(qū)井及氣井等的修復(fù)和治理需求，不斷增強(qiáng)大修工藝技術(shù)的適應(yīng)性，大修井?dāng)?shù)量呈逐年上升的趨勢(shì)，恢復(fù)了油水井的正常生產(chǎn)，為完善注采井網(wǎng)、保持注采平衡和控制成片套損區(qū)創(chuàng)造了有利條件，對(duì)提高油田采收率發(fā)揮了重要作用?！笆濉币詠?lái)至2017年底，累計(jì)恢復(fù)產(chǎn)油量170.49×104t，恢復(fù)注水量4 951.14×104m3。

3 修井工藝發(fā)展方向

2017年底，遺留的待修井井?dāng)?shù)3 967口。隨著油田的深入開(kāi)發(fā)，通徑小于50 mm套損井、活動(dòng)性錯(cuò)斷井、水平井等難修井比例逐年增多，修復(fù)難度逐年加大，給油田生產(chǎn)和安全環(huán)保帶來(lái)嚴(yán)重影響，因此，需要不斷發(fā)展完善修井技術(shù)。今后，將在以下方面發(fā)展和完善修井工藝技術(shù)。

一是，進(jìn)一步深入研究套損機(jī)理，完善套損預(yù)防技術(shù)，研發(fā)套損預(yù)警系統(tǒng)及管理工作平臺(tái)，制定風(fēng)險(xiǎn)區(qū)塊調(diào)控對(duì)策，變被動(dòng)治理為主動(dòng)防控，避免套損程度加劇。

二是，進(jìn)一步研究斷口夾有落物無(wú)通道套損井打通道等疑難復(fù)雜套損井修井技術(shù)，提高通徑小于50 mm的小通徑套損井、吐砂吐巖塊、大位移活性錯(cuò)斷井等高難度井的打通道成功率及修復(fù)率，擬將疑難復(fù)雜套損井修復(fù)率提高至70%以上。

三是，針對(duì)嚴(yán)重錯(cuò)斷井，研究套管與水泥環(huán)精細(xì)成像測(cè)井檢測(cè)技術(shù)，優(yōu)質(zhì)、高效地評(píng)價(jià)套損井狀況，實(shí)現(xiàn)對(duì)無(wú)通道套損井下斷口狀況的檢測(cè)，提高修井檢測(cè)技術(shù)水平，提高措施針對(duì)性，擬將修井時(shí)效提高10%以上。

四是，進(jìn)一步研究水平井水平段套管密封加固技術(shù)，實(shí)現(xiàn)定向（水平）井修復(fù)，進(jìn)一步提高套損井修復(fù)率，工藝成功率擬達(dá)到80%以上。

五是，針對(duì)修井過(guò)程中深部取套時(shí)效低的問(wèn)題，擬開(kāi)展深部取套提質(zhì)提效現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。在現(xiàn)有基礎(chǔ)上，擬提高施工效率50%以上，裸眼段套銑速度日進(jìn)尺擬達(dá)到100 m以上，封固段套銑速度日進(jìn)尺擬達(dá)到40 m以上。

六是，由于常規(guī)修井施工需要壓井放溢，對(duì)油氣層造成一定程度的傷害，而且，施工中的廢液無(wú)控制排放，對(duì)周?chē)h(huán)境造成一定程度的污染。為保護(hù)環(huán)境和油氣層，將進(jìn)一步研究帶壓修井技術(shù)，井口壓力低于14 MPa條件下，實(shí)現(xiàn)不放噴、不壓井修井，實(shí)現(xiàn)帶壓起下、打撈、套管整形及鉆磨銑功能，工藝成功率擬達(dá)到80%以上［18］。

七是，發(fā)展智能可視化修井技術(shù)。擬研制一種套管檢測(cè)與修復(fù)集成的智能修井技術(shù)，修井設(shè)備裝有自動(dòng)套管檢測(cè)儀器及自動(dòng)控制修井設(shè)備，檢測(cè)儀器和計(jì)算機(jī)相連。修井時(shí)，井下檢測(cè)儀器可將獲得的信息傳輸給計(jì)算機(jī)，計(jì)算機(jī)顯示套管三維圖像，使套損井段直觀可視，然后，根據(jù)檢測(cè)結(jié)果采取適合的修井措施進(jìn)行修復(fù)。井下智能修井系統(tǒng)的最終發(fā)展目標(biāo)是“地下修理機(jī)器人”。

4 結(jié)論

針對(duì)不同套損階段的特點(diǎn)推出了相應(yīng)的修井工藝技術(shù)，滿足了各套損階段套損特點(diǎn)的修井需要，恢復(fù)了區(qū)塊注采平衡，提高了儲(chǔ)量動(dòng)用程度，控制了集中套損區(qū)的擴(kuò)展，為大慶油田的可持續(xù)發(fā)展做出了積極貢獻(xiàn)。

今后，修井工藝技術(shù)應(yīng)向提高油水直井、水平井、氣井的綜合修復(fù)率，提高修井效果，提高對(duì)套損對(duì)象的適應(yīng)性，降低修井成本，實(shí)現(xiàn)自動(dòng)化修井等方向發(fā)展。重點(diǎn)需要發(fā)展疑難復(fù)雜套損井、水平井套管補(bǔ)貼加固修井技術(shù)，環(huán)保修井技術(shù)，智能可視化修井技術(shù)等修井工藝技術(shù)。