CN111255428B - 一种套管水平井井筒重建重复压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种套管水平井井筒重建重复压裂方法。该方法包括：在套管水平井的套管内下入带通井规的油管或钻杆管柱，通至人工井底；在套管水平井的套管内下入带刮削器的油管或钻杆管柱，在射孔簇位置反复通过多次，并采用水基压裂液基液循环出碎屑；在套管水平井的套管内下入带上下Y341封隔器和安全接头、水力锚、导流扶正器、死堵、导压喷砂器的油管或钻杆管柱，导压喷砂器放置于两个Y341封隔器中间；将导压喷砂器位置对准射孔簇位置，坐封封隔器，向射孔簇挤注封固浆液；在封固浆液固化后，开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业。本发明能够实现定点改造，且具有施工效率高的特点。

Description

一种套管水平井井筒重建重复压裂方法

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，特别是涉及一种套管水平井井筒重建重复压裂方法。

背景技术

水平井分段压裂是提高油气藏单井产量的有效途径。然而，随着开发逐步深入，受初次压裂低改造程度、裂缝系统导流能力降低等因素影响，出现部分低产水平井，需采用重复压裂来恢复单井产量，改善开发效果。受初次压裂多段射孔、段间采出程度不均、水平段固井质量差异较大等因素影响，水平井重复压裂技术难度大，其针对性的工艺技术尚处于探索试验阶段。目前国内外水平井重复压裂工艺主要包括两种：第一种是机械封隔重复压裂工艺，其优点是采用管柱和封隔器卡封目的井段，通过油管注入实现定点改造，缺点是下入管串拖动作业，对井筒条件要求较高，且受管柱内径影响，大规模压裂施工效率低(单趟管柱仅施工1段)。第二种是动态多级暂堵重复压裂工艺，其优点是光套管作业，对井筒要求较低，通过井口泵注暂堵剂实现段间转向压裂，施工效率高，缺点是不能定点改造，且多级暂堵升压可控性较差(第1级升压幅度＞5MPa，之后升压幅度较小)，导致储层改造存在不确定性。

发明内容

本发明的目的是提供一种套管水平井井筒重建重复压裂方法，能够实现定点改造，且具有施工效率高的特点。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种套管水平井井筒重建重复压裂方法，包括：

在套管水平井的套管内下入带通井规的油管或钻杆管柱，通至人工井底；

在所述套管水平井的套管内下入带刮削器的油管或钻杆管柱，在射孔簇位置反复通过多次，并采用水基压裂液基液循环出碎屑；此处在射孔簇位置反复通过的次数可以根据需要人为设置；

在所述套管水平井的套管内下入带上下Y341封隔器和安全接头、水力锚、导流扶正器、死堵、导压喷砂器的油管或钻杆管柱，所述导压喷砂器放置于两个Y341封隔器中间；

将导压喷砂器位置对准射孔簇位置，坐封封隔器，注入滑溜水，并测试射孔簇的吸水情况，如果吸水良好，则直接挤注封固浆液，如果吸水较差或者不吸水，则启动压裂泵车，压开所述射孔簇，再挤注封固浆液；顶替封固浆液至人工裂缝内部设定深度处；此处的设定深度可以根据需要人为设置；

在所述封固浆液固化后，开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业。

可选的，在所述封固浆液固化后，在开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业之前，还包括：

在所述套管水平井套管内下入带刮削器的油管或钻杆管柱，在整个井筒自下而上反复通过多次，并采用水基压裂液基液循环出碎屑。

可选的，在所述封固浆液固化后，在开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业之前，还包括：

在所述套管水平井套管内下入带通井规的油管或钻杆管柱，通至人工井底。

可选的，在所述封固浆液固化后，在开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业之前，还包括：

使用水基压裂液基液，采用压裂车组对所述套管水平井全井段套管进行整体试压，确定所述套管水平井是否合格。

可选的，在所述开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业之后，还包括：

使用连续油管携带电动马达和钻头，钻磨通井到井底，并采用水基压裂液基液循环出桥塞碎屑；

使用连续油管拖动泵注专用降解剂，使所述套管水平井中固化的浆液水化，以实现新、旧压裂裂缝共同生产。

可选的，所述封固浆液包括封固剂和水，所述封固剂包括硫铝酸钙水化物、石膏、氧化钙和氧化镁。

可选的，所述封固剂的粒度分布为8～2500目，密度为3.15～3.20g/cm³。

可选的，所述封固浆液的表观粘度为25～85mPa·s，流动度为17～27cm。

可选的，所述降解剂包括高锰酸钾或过硫酸钠。

可选的，在所述在套管水平井的套管内下入带通井规的油管或钻杆管柱之前，还包括：

以区域构造地质特征、储层特征和单井控制储量、以往采出程度为分析参数，对所述套管水平井进行重复压裂潜力分析；其中，所述储层特征包括测录井特征和构造沉积特征、储层纵横向分布、三维应力状态、天然裂缝发育情况以及甜点夹层分布，所述甜点夹层分布包括储层甜点分布特征和隔层分布特征；所述单井控制储量包括含油气面积、油气层厚度、有效孔隙度、原油天然气密度、含油气饱和度和体积系数。

根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：本发明提供的套管水平井井筒重建重复压裂方法，在所述套管水平井的套管内下入带上下Y341封隔器和安全接头、水力锚、导流扶正器、死堵、导压喷砂器的油管或钻杆管柱，其中，导压喷砂器放置于两个Y341封隔器中间；将导压喷砂器位置对准射孔簇位置，坐封封隔器，注入滑溜水，并测试射孔簇的吸水情况，如果吸水良好，则直接挤注封固浆液，如果吸水较差或者不吸水，则启动压裂泵车，压开所述射孔簇，再挤注封固浆液；并顶替封固浆液至人工裂缝内部设定深度处；在封固浆液固化后，再开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业。相较于现有技术，本发明可以在单趟管柱完成所有井段射孔簇的浆液注入，提高了施工效率，而且，本发明采用导压喷砂器直接对准射孔簇进行浆液挤注，实现了定点改造。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例中套管水平井井筒重建重复压裂方法流程示意图；

图2为本发明实施例中的完井管柱结构图；

图3为本发明实施例中完井所处的构造位置图；

图4为本发明实施例中在套管水平井内下入挤注管柱的实物图；

图5为本发明实施例中封固浆液泵注到套管水平井内的实物图；

图6为本发明实施例中封固浆液形成的互穿网络结构示意图；

图7为本发明实施例中部分无定形的水化产物被溶蚀后的示意图；

图8为本发明实施例中纤维状CSH凝胶的示意图；

图9为本发明实施例中自愈合作用原理图；

图10为本发明实施例中封固浆液的抗温性测试结果图；

图11为本发明实施例中封固浆液的膨胀性测试结果图；

图12为本发明实施例中封固浆液的抗盐性测试结果图；

图13为本发明实施例中某油田工况下封固剂的强度图；

图14为本发明实施例中封固浆液均匀地铺到每簇射孔所产生的裂缝里的实物图；

图15为本发明实施例中的压裂作业实物图；

图16为本发明实施例中泵注降解剂的实物图；

图17为本发明实施例中封固浆液液化，提出所述入尾管柱，进行新、旧压裂层位共同生产的实物图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

如图1所示，本发明提供的套管水平井井筒重建重复压裂方法具有包括以下步骤：

步骤101：在套管水平井的套管内下入带通井规的油管或钻杆管柱，通至人工井底，探明套管内通径有无变形点；

步骤102：在所述套管水平井的套管内下入带刮削器的油管或钻杆管柱，在射孔簇位置反复通过多次，采用水基压裂液基液循环出碎屑，直到进出口液性一致为止，确保套管内通径无变形；

步骤103：在所述套管水平井的套管内下入带上下Y341封隔器和安全接头、水力锚、导流扶正器、死堵、导压喷砂器的油管或钻杆管柱，所述导压喷砂器放置于两个Y341封隔器中间；

步骤104：将导压喷砂器位置对准射孔簇位置，坐封封隔器，小排量注入滑溜水，并测试射孔簇的吸水情况，如果吸水良好(即吸水率大于设定阈值)，则直接挤注封固浆液，如果吸水较差(即吸水率小于设定阈值，设定阈值根据实际情况设定)或者不吸水，表明该射孔簇一次压裂未压开，则启动压裂泵车，压开该射孔簇，再强制挤注封固浆液，微过量顶替封固浆液到原人工裂缝内部3米处(从套管内壁处计算距离)，停泵30分钟，利用封固浆液特有驻留特性，浆液充满所述水平井段射孔簇炮眼和井筒周围3米一次压裂裂缝内，顶替以套管内不残留浆液为原则；上提解封管柱，每个射孔簇重复上述封固步骤，完成套管水平井段所有射孔簇封固浆液挤注，然后关井等候所述浆液完全固化；

其中，优选地，所述封固浆液包括封固剂和水，所述封固剂包括硫铝酸钙水化物、石膏、氧化钙和氧化镁。优选地，封固剂的粒度分布为8～2500目，密度为3.15～3.20g/cm³。优选地，封固浆液的表观粘度为25～85mPa·s，流动度为17～27cm。本发明中的油管可以选取2⁷/₈″油管。

步骤105：在所述封固浆液固化后，开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业。

在上述实施例中，步骤105在所述封固浆液固化后，以及开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业之前，还可以包括：

在所述套管水平井套管内下入带刮削器的油管或钻杆管柱，整个井筒自下而上反复通过多次，同时采用水基压裂液基液循环出碎屑，直到进出口液性一致为止，确保套管内封固浆液固化体无残留。

在上述实施例中，步骤105在所述封固浆液固化后，以及开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业之前，还可以包括：

在所述套管水平井套管内下入带通井规的油管或钻杆管柱，通至人工井底，落实套管内通径有无异物存留。

在上述实施例中，步骤105在所述封固浆液固化后，以及开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业之前，还可以包括：

使用水基压裂液基液，采用压裂车组对所述套管水平井全井段套管进行整体试压，确定所述套管水平井是否合格：100MPa下，稳压120分钟，压降不超过0.5MPa为合格。

在上述实施例中，步骤105在所述开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业之后，还包括：

对所得已压裂完水平井筒，关井15天后，使用连续油管携带电动马达和钻头，钻磨通井到井底，同时采用水基压裂液基液循环出桥塞碎屑；

使用连续油管拖动泵注专用降解剂，使所述套管水平井中固化的浆液水化，以实现新、旧压裂裂缝共同生产。优选地，按照每100方封固浆液泵注0.2吨降解剂。

其中，优选地，所述降解剂包括高锰酸钾或过硫酸钠。

在上述实施例中，在步骤101之前，还可以包括：

以区域构造地质特征、储层特征和单井控制储量、以往采出程度为分析参数，对所述套管水平井进行重复压裂潜力分析；其中，所述储层特征包括测录井特征和构造沉积特征、储层纵横向分布、三维应力状态、天然裂缝发育情况以及甜点夹层分布，所述甜点夹层分布包括储层甜点分布特征和隔层分布特征；所述单井控制储量包括含油气面积、油气层厚度、有效孔隙度、原油天然气密度、含油气饱和度和体积系数。

优选地，所述重复压裂潜力分析时根据Arps产量递减法计算水平井可采储量。

优选地，所述重复压裂潜力分析时采用油藏工程产量劈分法分析水平井剩余油气分布规律。

优选地，所述常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂的多级压裂作业时，井口地面压力不高于95MPa。

下面以示例的方式对本发明进行解释说明：

井号：JY4HF井别：评价井

完井方法及数据如表1所示：

表1完井方法及数据

实钻井眼轨迹：

于2013年10月19日钻达A靶点，实钻A靶井深2781.00m，井斜81.63°，方位216.71°，垂深2607.00m，闭合距387.03m；2013年10月24日钻达靶点B井深3981.00m，井斜84.2°，方位216.71°，垂深2691.11m，闭合位移1583.47m；2013年10月25日钻至井深4006.00m完钻，井底井斜84.5°，方位：216.71°，垂深2693.56m，闭合位移：1608.35m。

完井管柱结构如图2所示，完井所处的构造位置图如图3所示，套管程序如表2所示，测井综合解释如表3所示，矿物含量如表4所示，岩石力学参数如表5所示，岩石地应力如表6所示。

表2套管程序

表3测井综合解释

表4矿物含量

表5岩石力学参数

表6岩石地应力

天然裂缝特征：

邻井JY1HF井五峰组-龙马溪组页岩段裂缝不发育，富有机质泥页岩段，水平层理非常发育，常见页岩微层理面、层间缝发育，层间缝、微层理面可以理解为层内的沉积间断面，其本身有相对较好的渗透性，在JY1HF井五峰组-龙马溪组岩心浸水试验过程中，常见小米粒-针尖状气泡从岩心层理面持续溢出，呈水幕状，表明泥页岩水平层理缝为页岩气提供良好的储集空间。

一次压裂情况：

2013年12月15日-12月22日完成该井15段压裂：

分段工具为球笼式可钻式复合压裂桥塞；

该井改造段2781-3981m，长度1200m，分15段，单段段长51-91m，平均80m；

射孔每段2-3簇(前两段2簇)，1.0-1.5m/簇，60°相位角，20孔/m，总孔数60孔，孔径9.5mm；

簇间距20-33.5m，平均26.9m；其中段间簇间距19-36m，平均25.9m；段内簇间距25-33.5m，平均30.0m。

JY4HF井于2013年12月31日投产，截止复压前，套压2.67MPa，日产气2.2542×10⁴m³。累计产气6917.3038×10⁴m³，产水6843.8178m³，返排率14.3％。

分析认识：

水平段平均孔隙度为5.1％，TOC为3.1％，I类储层钻遇率90.8％，说明储层物性基础较好。

初次压裂簇间距20-33.5m，平均26.9m，簇间距过大；主体排量12.2-14.0m³/min，排量偏低；平均单段液量1572.7m³，单段砂量45m³，砂液规模偏小；水平层理缝发育地层低粘滑溜水突破缝高能力弱，储层纵向改造效果受限；这几方面共同导致初次压裂的缝网改造波及体积有限，储层改造不充分。

初次压裂第1/2/3/6/8/10/14段共7段施工加砂困难(单段砂量平均仅16.5m³)，这几段储层改造尤其不充分。

产气剖面显示段间、簇间产气差异十分明显，甚至41.9％的射孔簇不产气，反映前期改造很不不均匀，较大比例储层没有得到充分改造。

初次压后产气效果不甚理想，根据前面的分析，该井具备重复压裂改造潜力。重复压裂潜力分析如表7所示：

表7重复压裂潜力

选定套管水平井井底温度范围90～100℃。

老井现有水平段套管型号为5¹/₂“。

在选定套管水平井的现有套管内下入带上下Y341封隔器和安全接头、水力锚、导流扶正器、死堵、导压喷砂器的2⁷/₈″油管或钻杆管柱，所述导压喷砂器放置于两个Y341封隔器中间，实物图如图4所示。

将导压喷砂器位置对准原第一射孔簇位置，坐封封隔器，小排量注入滑溜水，测试射孔簇吸水情况，如吸水良好，则直接挤注封固浆液，如吸水较差或者不吸水，表明该射孔簇一次压裂未压开，则启动压裂泵车，压开该射孔簇，再强制挤注封固浆液，微过量顶替封固浆液到原人工裂缝内部3米处(从套管炮眼处计算距离)，停泵30分钟，利用封固浆液特有驻留特性，浆液充满所述水平井段射孔簇炮眼和井筒周围3米一次压裂裂缝内，顶替量以套管内不残留浆液为原则；上提解封管柱，每个射孔簇重复上述封固步骤，完成套管水平井段所有射孔簇封固浆液挤注，然后关井等候所述浆液完全固化，所述浆液包括封固剂和水，所述封固剂包括硫铝酸钙水化物、石膏、氧化钙和氧化镁；在所述选定封固射孔簇后的套管水平井套管内下入带刮削器的2⁷/₈″油管或钻杆管柱，整个井筒自下而上反复通过三次，同时用水基压裂液基液循环出碎屑，直到进出口液性一致为止，确保套管内封固浆液固化体无残留；在所述选定封固射孔簇后的套管水平井套管内下入带通井规的2⁷/₈″油管或钻杆管柱，通至人工井底，落实套管内通径有无异物存留；使用水基压裂液基液，用压裂车组对所述选定套管水平井全井段套管进行整体试压，100MPa下，稳压120分钟，压降不超过0.5MPa为合格；得到待压裂完整水平井井筒，实物图如图5所示。

封固剂是多种多功能材料精细加工、颗粒级配复配而成的产品。

外观：灰褐色粉末

粒度分布：8-2500目

密度：3.15-3.20g/cm³

配制流体：与水泥浆类似；

配制密度：1.45-2.60g/cm³

表观粘度：25-85mPa·s；

流动度：17-27cm

稠化时间：任意可调

可钻性：固结物可钻性很好

封固剂固化机理：

1)形成互穿网络结构

封固剂和水配制成一定浓度的浆液，在浆液进入一次压裂裂缝内，在压差作用下(大于0.7MPa)，浆液中组分协同增效，发生化学反应，这时，浆液很快就能形成互穿网络结构，形成特殊的流态，浆液中的其他组分，就能充填密实网络结构中的空隙之中，浆液就具有耐冲刷能力，就具备了驻留性能。

互穿网络结构主要是浆液中的各种柔性纤维、刚性纤维、浆液中水化产物CSH凝胶、以及许多化学反应生产的晶体等物质互相缠绕、耦合成一个整体结构。浆液在固化段(层)不返吐，浆液不产生混浆带。

图6为浆液形成的互穿网络结构示意图。

2)膨胀作用

硫铝酸钙水化物与石膏发生反应生成钙矾石，产物晶格比原化合物的晶格占据更大的空间，产生明显的膨胀效应，可引起体积的增加。

氧化钙和氧化镁的膨胀作用是：氧化钙和氧化镁生成氢氧化钙和氢氧化镁，晶形发生变化，体积增大，发生微膨胀。

封固剂开放膨胀率为1.8～4.5％。

API固化体膨胀率为0.3-0.8％。

3)自愈合作用

封固剂在动态养护条件下，表面上结晶是完好的棒状的钙矾石晶体，在钙矾石晶体下方，可见部分无定形的水化产物已被溶蚀(图7)，露出新鲜表面，在这新鲜表面上，生成了大量纤维状CSH凝胶，属于Diamond定义的CSH(II)型(图8)，是水化初期的产物。图9为自愈合作用原理图，这些封固剂固化体胶结界面能够持续生成许多耐冲蚀的水化产物，消除了界面的有害过渡带，使界面具有很强的抗高压流体冲蚀的能力，这就是封固剂界面自愈合作用，这种作用从根本上提高了固化质量，提高了界面胶结强度，延长了界面强度的持续性。

4)驻留性

封固剂进入射孔炮眼及一次压裂裂缝内，能够通过特殊的机制，快速形成互穿网络结构，有效地滞留在固化层内，不返吐。现场应用时，可以根据现场具体情况来调整封固浆液的稠化时间，以满足现场安全施工的要求。

5)三轴应力性能

循环温度140℃基础水泥石，封固剂固化体三轴应力测试结果如表8所示。

表8三轴应力分析结果

封固浆液具有较高的泊松比和较低的弹性模量值，即浆液固化体具有很好的抗三维应力的作用，也就是，能够满足现代固井技术的要求。中石油固井水泥浆标准要求弹性模量小于5500，为合格水泥浆体系。

抗温性测试结果如图10所示，图11为膨胀性结果，图12为抗盐性测试结果，表9为流变性测试结果。

表9流变性测试结果

XX油田工况下封固剂的强度如图13所示，从图中可以得到：在95℃时，在封固剂内的水化反应在120天内持续进行；在150℃时，在封固剂内的水化反应在60天内持续进行，150℃养护的封固剂固化体强度高于95℃养护的固化强度。而普通水泥浆则在100小时左右达到稳定状态。

图14为堵浆均匀的铺到每簇射孔所产生的裂缝里的实物图，本发明的封固剂固井具有以下优势：

1)封固剂有颗粒级配

封固剂有8-2500目各种化学颗粒级配，这样使封固剂能够在很多不同物性的地层中进行固化使用；水泥石只有一种硅酸盐粒度，没有颗粒级配；本发明使用的封固剂使用范围更广。

2)封固剂有驻留性

封固剂配制的浆液中含有多种不同颗粒的化学成分，能够协同增效，在地层孔隙中呈平板型流型，有很好的驻留性，能够在地层孔隙中驻留，不易被地层流体冲蚀掉；水泥浆在地层孔隙中呈尖峰型流型(指进现象)，没有驻留性，易被地层流体冲蚀；封固剂进入地层后不返吐，水泥浆有返吐现象。

3)封固剂能够形成互穿网络结构

封固浆液在地层中，只要有0.7MPa的作用力，就能够快速(68s以内)形成互穿网络结构，此时，就有一定的承压(6-8MPa)能力，这样就提高了封固剂的固化效果；水泥浆只有在稠化(一般240min以后)时才能形成互穿网络结构，在形成结构以前容易被地层流体稀释、冲蚀，固化效果就差；封固剂固化的成功就比水泥浆的高很多。

4)封固浆液固化体有微膨胀性能

封固剂中化学组分的相互作用，特别是一些无机颗粒成分，能够形成体积较大的晶格，所以封固浆液固化体具有很好的微膨胀功能，这样能够与地层或钢体介质形成非常致密的固化体，达到能够承受更高压力的作用；水泥浆的固化体是微收缩的，在周围介质之间形成微裂缝，容易被地层压力破坏，出现微渗漏，即使是水泥浆中掺加膨胀性的组分，但是，会降低水泥浆固化体的整体强度；封固剂固化后的有效期更长。

5)封固剂的固化强度高

封固剂固化体强度非常高，目前现场应用可以承受80MPa的压差；而水泥浆固化体API抗压强度只要大于14MPa即为合格，固化强度相对小于封固剂；封固剂固化后可以满足套管大规模压裂的需要。

6)封固剂抗三轴应力能力高

封固剂固化后，三轴应力实验变现非常好，封固剂泊松比(0.203)远远高于固井水泥(0.105)，而弹性模量(4993.4)远远小于固井水泥(6180.2)；封固剂完全达到或超过中石油固井水泥标准中优质水泥浆的弹性模量小于5500的指标；封固剂完全可以用于固井的需要。

7)封固剂的施工安全性高

封固剂中的耐温、抗盐组分的相互作用，现场使用时非常“温和”，稠化时间任意控制，与地层中矿化度的地层水有很好的配伍作用，具有很好的抗盐抗温能力，不会出现“闪凝”、“聚凝”现象，从施工的50余口水平井井中还没有出现任何井下事故；水泥浆在现场使用时，容易受到地层矿化度地层水的污染，容易出现“闪凝”、“聚凝”现象，导致“插旗杆”、“灌香肠”复杂的井下事故；封固剂施工安全性很高。

对所述待压裂水平井开展多级压裂作业，实物图如图15所示；

泵注降解剂，实物图如图16所示，使所述待压裂水平井中已经固化的堵浆完全水化，实现新、旧压裂裂缝共同生产，实物图如图17所示。

本发明提供的套管水平井井筒重建重复压裂方法能够实现定点改造，且具有施工效率高的优势。而且，本发明封固剂有颗粒级配，能够在很多不同物性的地层中进行固化使用；封固剂有驻留性，封固剂配制的浆液中含有多种不同颗粒的化学成分，能够协同增效，在地层孔隙中呈平板型流型，有很好的驻留性，能够在地层孔隙中驻留，不易被地层流体冲蚀掉；封固剂能够形成互穿网络结构，只要有0.7MPa的作用力，就能够快速(68s以内)形成互穿网络结构；封固浆液固化体有微膨胀性能，封固剂中化学组分的相互作用，特别是一些无机颗粒成分，能够形成体积较大的晶格，所以封固浆液固化体具有很好的微膨胀功能，这样能够与地层或钢体介质形成非常致密的固化体，能够承受更高压力；封固剂的固化强度高，可以承受90MPa的压差作业；封固剂抗三轴应力能力高，封固剂固化后，三轴应力实验变现非常好，封固剂泊松比(0.203)远远高于固井水泥(0.105)，而弹性模量(4993.4)远远小于固井水泥(6180.2)；封固剂完全达到或超过中石油固井水泥标准中优质水泥浆的弹性模量小于5500的指标；封固剂的施工安全性高。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。

本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (10)

1.一种套管水平井井筒重建重复压裂方法，其特征在于，包括：

在套管水平井的套管内下入带通井规的油管或钻杆管柱，通至人工井底；

在所述套管水平井的套管内下入带刮削器的油管或钻杆管柱，在射孔簇位置反复通过多次，并采用水基压裂液基液循环出碎屑；

在所述套管水平井的套管内下入带上下Y341封隔器和安全接头、水力锚、导流扶正器、死堵、导压喷砂器的油管或钻杆管柱，所述导压喷砂器放置于两个Y341封隔器中间；

将导压喷砂器位置对准射孔簇位置，坐封封隔器，注入滑溜水，并测试射孔簇的吸水情况，如果吸水良好，则直接挤注封固浆液，如果吸水较差或者不吸水，则启动压裂泵车，压开所述射孔簇，再挤注封固浆液；顶替封固浆液至人工裂缝内部设定深度处；

在所述封固浆液固化后，开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业。

2.根据权利要求1所述的套管水平井井筒重建重复压裂方法，其特征在于，在所述封固浆液固化后，在开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业之前，还包括：

在所述套管水平井套管内下入带刮削器的油管或钻杆管柱，在整个井筒自下而上反复通过多次，并采用水基压裂液基液循环出碎屑。

3.根据权利要求1所述的套管水平井井筒重建重复压裂方法，其特征在于，在所述封固浆液固化后，在开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业之前，还包括：

在所述套管水平井套管内下入带通井规的油管或钻杆管柱，通至人工井底。

4.根据权利要求1所述的套管水平井井筒重建重复压裂方法，其特征在于，在所述封固浆液固化后，在开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业之前，还包括：

使用水基压裂液基液，采用压裂车组对所述套管水平井全井段套管进行整体试压，确定所述套管水平井是否合格。

5.根据权利要求1所述的套管水平井井筒重建重复压裂方法，其特征在于，在所述开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂多级压裂作业之后，还包括：

使用连续油管携带电动马达和钻头，钻磨通井到井底，并采用水基压裂液基液循环出桥塞碎屑；

使用连续油管拖动泵注专用降解剂，使所述套管水平井中固化的浆液水化，以实现新、旧压裂裂缝共同生产。

6.根据权利要求1所述的套管水平井井筒重建重复压裂方法，其特征在于，所述封固浆液包括封固剂和水，所述封固剂包括硫铝酸钙水化物、石膏、氧化钙和氧化镁。

7.根据权利要求6所述的套管水平井井筒重建重复压裂方法，其特征在于，所述封固剂的粒度分布为8～2500目，密度为3.15～3.20g/cm³。

8.根据权利要求6所述的套管水平井井筒重建重复压裂方法，其特征在于，所述封固浆液的表观粘度为25～85mPa·s，流动度为17～27cm。

9.根据权利要求5所述的套管水平井井筒重建重复压裂方法，其特征在于，所述降解剂包括高锰酸钾或过硫酸钠。

10.根据权利要求1所述的套管水平井井筒重建重复压裂方法，其特征在于，在所述在套管水平井的套管内下入带通井规的油管或钻杆管柱之前，还包括：

以区域构造地质特征、储层特征和单井控制储量、以往采出程度为分析参数，对所述套管水平井进行重复压裂潜力分析；其中，所述储层特征包括测录井特征和构造沉积特征、储层纵横向分布、三维应力状态、天然裂缝发育情况以及甜点夹层分布，所述甜点夹层分布包括储层甜点分布特征和隔层分布特征；所述单井控制储量包括含油气面积、油气层厚度、有效孔隙度、原油天然气密度、含油气饱和度和体积系数。

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