大慶油田修井工藝技術回顧及展望

（大慶油田有限責任公司采油工程研究院）

0 引言

大慶油田在開發20年后的1980年，油田故障井僅上百口，在其后的30多年開發過程中，出現了三次套損高峰期：第一次是1986年左右，年套損井數為600多口；第二次是1999年前后，年套損井數700口左右；第三次是2013年左右，年套損井數1 200口左右。截至2017年底，已累計發現套管問題井27 561口，占已投產油水井總數的21.96%。平面上，套損區域逐步擴大，喇嘛甸、薩爾圖、杏樹崗油田出現集中套損區；縱向上，由嫩二段非油層部位套損向油層部位轉移。套損井主要特征由變形、錯斷、穿孔直井轉變為嚴重錯斷（通徑小于50 mm或無通徑）、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。

為了維護油水井正常生產，大慶油田堅持“以防為主、防修結合、綜合治理”的原則，應用套損機理研究成果防治套損。通過廣泛開展儲層異常壓力調查，有針對性地進行“調控、控制、泄壓”治理，加大生產異常井的治理力度，從源頭上防止套管損壞［1-6］。推廣應用了以解卡打撈工藝為代表的維護性修井技術；以淺部取換套管、整形加固工藝為代表的治理型修井技術；以深部取換套管、密封加固、側斜工藝為代表的綜合修井技術；以無通道套損井修復、水平井修井為代表的特殊疑難井修井技術。從而提高了套損井修復率，縮短了修井周期。通過對套損油水井及成片套損區進行綜合治理，及時恢復各類套損井的正常生產，完善注采關系，對提高油田有效動用程度發揮了重要作用。

但是，由于難修井數量逐年增多，修復難度逐年加大。為了提高修井技術對套損井況的適應性，繼續提高套損井的修復率、時效、質量，提升安全環保施工水平及特殊井型修井能力，修井技術還需不斷改進提高。

1 大慶油田修井工藝技術發展歷程

1.1 維護性修井階段

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

解卡打撈工藝技術解決了有桿泵、電潛泵和注水井由于生產管柱及工具脫落，卡阻在井內而不能正常生產的問題，是大修施工的一項基本手段，包括解卡、打撈兩方面技術，滿足通徑90 mm以上套變井修井需要。解卡方法有活動解卡法、切割解卡法、機械倒扣法、震擊解卡法等。打撈時，針對管類、桿類、繩類和小件類等不同的井下落物情況，采用相應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，出現第一次套損高峰，年套損井數為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少、水井多油井少的特點；縱向上，以嫩二段底部標準層及其附近居多；形式上，以嚴重變形、錯斷、穿孔為主要特征。并且出現了幾個成片套損區。

1986年至 1994年，針對當時套損狀況，發展了淺部取換套管、整形加固工藝為代表的治理型修井技術。

1.2.1 淺層取換套管工藝技術

利用專用的套銑工具鉆銑掉部分原井眼井壁和固結在套管壁上的水泥環，利用專用割刀將套損點以上及以下適當部位的套管割掉并撈出，然后下入新套管，利用補接專用工具進行新舊套管的對接。該技術可完全恢復套管通徑，完井指標和新井相同，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方法。整個取套工藝由套銑管柱、倒扣及切割管柱、打撈管柱、對扣及補接管柱組成。用于直徑139.7 mm、直徑146.05 mm套管漏點深度在300 m以內的外漏油水井的修復。

1.2.2 工程報廢工藝技術

對無法修復的套損井射孔層段徹底報廢，分為水泥封固永久報廢和重泥漿壓井暫時報廢兩種工藝。水泥封固永久報廢是利用固井水泥對竄漏層段間進行水泥封堵后，再對錯斷、破裂部位的套管井眼循環擠注水泥漿，使錯斷、破裂部位以上50～100 m至人工井底充滿水泥漿，固化后即永遠封固所有油層井段，達到永久封固報廢的目的。重泥漿壓井暫時報廢是利用井內泥漿柱，使其壓力始終大于或等于地層壓力，以達到壓住油層和錯斷口的目的。實現了井口無溢流、層間無竄流的報廢目的。

1.2.3 爆炸打通道工藝技術

用電纜攜帶炸藥柱，將其下到套管錯斷預定處后引爆炸藥柱，爆炸產生的壓力波通過油水介質傳遞至套管的錯斷部位，克服套管和巖石的變形應力和擠壓應力，使套管向外擴脹，達到爆炸整形打通道的目的。通過爆炸整形后，可使變形或錯斷部位套管通徑達到120～150 mm，爆炸打通道的成功率83%以上。該工藝適用于錯斷口通徑大于 70 mm，并且錯斷口以下3 m內無落物的非坍塌錯斷井打通道［7-8］。

1.2.4 加固補貼工藝技術

對具有一定延展率材料制成的鋼管施加合適的力，迫使其產生徑向塑性變形，貼補在需加固的套管內壁上。對整形復位后的套損部位實施加固，既可以保證下井通道暢通、維持正常生產，又能防止損壞狀況的繼續惡化。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預定深度。從油管內進行憋壓，在壓力作用下，大活塞向下運動，推動錐套下行，錐套將圓卡瓦張開，迫使卡瓦撐大并卡于套管內壁上。當壓力達到17 MPa時，剪斷銷釘，丟手活塞行至下死點，油管內高壓通過匯壓槽匯壓，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小直徑封隔器實現分層注水，或下入直徑56 mm以下抽油泵進行正常生產。

1.2.5 多層段竄槽井水泥封竄工藝技術

選擇超細水泥和改性普通水泥，對多層段竄槽進行封竄處理。超細水泥具有直角稠化特性和微膨性，固化時間可調，對巖心的傷害程度低；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，稠化時間與超細水泥相同，能夠保證現場施工安全，提高了普通水泥石的強度和抗滲能力，降低了水泥封竄施工成本。依據現場驗竄資料來選擇水泥類型。當竄槽裂縫寬度小于0.2 mm時，應選擇超細水泥；當竄槽裂縫寬度大于0.2 mm時，應選擇改性普通水泥。

利用上覆液柱壓力和井口補壓相結合的方法，使水泥在終凝前始終保持一個壓力值，將高壓層的流體壓住，防止返吐，使之沒有竄流機會，實現壓穩，保證封竄效果。另外，對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，更好地實現“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，套損區域擴大，出現了第二個套損高峰，有8個成片套損區，其中，采油一廠6個、采油四廠1個、采油六廠1個。縱向上，由嫩二段非油層部位套損快速向油層部位轉移。形式上，以通徑小于70 mm嚴重錯斷、落物與斷口平齊、嚴重坍塌出砂、大段彎曲變形、多點嚴重損壞為主要特征。

針對上述幾種高難套損井型的修復問題，發展了以50～70 mm小通徑套損井打通道、深部取換套管、密封加固、側斜工藝為代表的綜合修井技術。

1.3.1 50～70 mm小通徑套損井打通道工藝技術

針對50～70 mm小通徑套損井，推出了環形聚能噴射器和大錐角自鍛彈丸噴射器打通道方法，并配套了相應的多級銑柱縱向頓銼、凹底磨鞋平銑、平底裝藥隔爆打擴通道工藝。聚能噴射器打通道是用管柱投送噴射器至套損部位，施加鉆壓使其與下斷口接觸或將其插入到下斷口內，撞擊引爆后，利用炸藥的聚能效應產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直徑80 mm以上的圓形通道，實現打通道的目的。

環形聚能噴射器適用于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。兩種結構噴射器相互配合，并輔有打、擴通道工藝，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的 39.5%提高到78%［9］。

對于準公益性坑塘或農村未開發坑塘，單戶、聯戶、農民、民營企業、家庭農場通過建設、承包、租賃、股份合作等方式取得坑塘建設的經營權、使用權和收益權，通過獨資、合資、合作、捐贈等方式籌措資金和投入勞力建設和管理坑塘工程，實施自我運行、自我受益、自負盈虧，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

2000年，在淺層取換套管技術的基礎上，配套完善了鉆具結構，解決了魚頭示蹤及引導技術，完善了套管對接技術，完善了報廢泥漿配方，保證了封固效果，取套深度達到700 m。

2004年，研制了高強度套銑鉆具，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接密封，試壓合格即完成修復施工。該技術適用于井深1 200 m以內，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。取套深度最深達到1 138 m，修復率大于90%［10］。

1.3.3 大通徑密封加固技術

2003年，采用了大通徑密封加固技術。補貼工具由動力坐封器、補貼器及丟手機構組成。動力坐封器動力可由火藥氣動及液動產生，推動活塞運動，拉桿和缸套的軸向力轉化為錨體的徑向力，在極短時間內，使錨體由彈性變形向永久性塑性變形轉變，達到錨體和套管過盈配合，實現懸掛和密封。加固后通徑達到108 mm，最大加固長度22 m，密封承壓達到21～30 MPa，加固成功率92%，滿足100 mm和105 mm直徑生產管柱分采、分注的要求。

1.3.4 實體膨脹管密封加固技術

2007年，發展了實體膨脹管密封加固技術。補貼工具由膨脹管、發射腔、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，使材料在強化階段產生塑性變形。

現場實施補貼加固時，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泵入清水，清水通過脹頭進入底堵、發射腔和脹頭圍成的密封腔室，液體壓力推動脹頭向上運動，高壓液體推動脹頭上行，使膨脹管管體膨脹，與套管內壁產生過盈配合，緊貼于套管內壁，實現錨定與密封。該技術可以實現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，最大加固長度達到150.7 m，成功率達到98%以上［11］。

1.3.5 吐砂吐巖石塊套損井綜合治理技術

1.3.6 微膨脹水泥封固報廢技術

在普通A級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、早期強度高、體積微膨脹等特點。微膨水泥在凝固38 h后，膨脹率可達0.071%以上，既能有效封堵，又可抗水、抗氣浸，封固強度較原水泥漿提高3 MPa以上，滿足封堵和報廢工藝要求，解決了普通水泥漿凝固后收縮失重而使封堵、固井質量達不到預期技術指標的問題。該技術適用于嚴重套損需補鉆更新井，或者應用其他大修工藝無法修復需作報廢處理的套損井。

1.3.7 套損井側斜修井技術

利用定向工具及鉆具，在原井眼裸眼段的一定深度內按照預定的方位進行側鉆，避開下部井眼和套管，重新開辟出新井眼，根據設計的軌跡鉆進，控制井眼軌跡中靶，下入新套管固井。該技術在原井眼地面位置不變，對下部實施側鉆，井斜控制在3°以內，相當于直井，形成了取套深度和側斜點優選、井眼防碰、井眼軌跡控制、固井工藝、修井液體系的研究應用等一系列側斜井修井工藝配套技術，為深部套損井的徹底修復提供了一個新的途徑。該技術主要應用于套損部位在900 m以下，且徹底報廢原井射孔層位的套損井，可以修復采用整形、加固、取換套等常規技術無法修復的套損井。

隨著該項技術的不斷完善，側斜修井速度明顯提高，修井周期顯著縮短。應用1 320口井，成功率達到 99.6%。與鉆新井相比，不僅可以節約二次搬家、征地和地面配套設施建設費用，而且不影響原井網布置和開發方案［12］。

1.3.8 套損防治技術

針對套損嚴重的成片套損區，總結實施了套損預防措施，預防套管損壞主要從防止套管外擠力超過套管屈服強度和提高套管強度來增加抗擠能力兩方面切入。同時，開展了套損防治技術的綜合研究，形成了配套防治技術。

一是，抓好鉆井全過程的套損防治工作，搞好開發調整地區井組間、井排間、區塊間的壓力平衡，控制標準層浸水，防止成片套損區的擴大。

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

二是，根據射孔頂界附近油層的沉積特征及構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。加強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，杏北地區對173口超壓注水井的注水壓力進行調整，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，保證了區塊注采平衡。2002年，采取“控泄結合”的原則進行治理，采用防套損方案調整注水井108口，其中測調30口，細分78口，日減少注水量2 898 m3，對異常高壓層采油井壓裂9口，補孔12口進行泄壓。2002年，油層部位套損井數較1999年減少了72口，保護了杏北地區油水井的套管［13］。

三是，采用高強度套管，減少套管損壞。對于新鉆油水井，油層段分別下入承壓強度達到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 特殊疑難復雜井修井階段

2011年至今，隨著油田開發的不斷深入，油田套損井數不斷增多，套損形勢日趨復雜。2013年，出現了第三次套損高峰期，發現套損井1 234口，問題井1 849口，且出現了南一區西部、南二區西部、北一區斷西等多個套損集中區。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斷、大段彎曲、通徑小于50 mm或無通道套損直井，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，修復難度越來越大，施工周期長、投入大，投入產出比低，需要不斷完善高難度套損井修復配套技術，進一步提高作業時效。這一階段，發展了以無通道、活性錯斷套損井修復，水平井解卡打撈為代表的特殊疑難復雜井修井工藝技術。

1.4.1 30～50 mm小通徑井打通道技術

針對30～50 mm小通徑井打通道難點，研究了磁測與陀螺定位相結合的丟失套管探測技術，探測半徑達到 2 m，為定向找魚提供了依據。研究了強制扶正磨銑、反向鍛銑、局部擴孔技術，為找到下部通道擴大了空間。研究了液壓丟手膨脹式斷口穩定技術，研制配套了找、打、穩一體化施工管柱，斷口穩定后通徑可達到 118 mm。研制了反向鍛銑刀，擴孔磨鞋、銑磨式凹芯磨鞋，斷口穩定器，拉拔器等19種工具。將以上技術應用于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，使南一區西部套損區得到了有效治理。

針對喇7-30區16口無通道套損井，研究應用逆向鍛銑、多級液壓擴徑磨鞋和支撐擴徑磨鞋修整下斷口、系列大角度引領工具、彎曲鉆具等無通徑套損井打通道技術，使喇7-30區剩余的16口無通道套損井均打開通道撈凈落物，14口井實施了無落物報廢處理，2口井實施了深部取套。

1.4.2 大位移活性錯斷井修復技術

該技術是在對斷口進行穩固的基礎上，采用彎筆尖等定向找通道、側出齒擴徑磨銑等打通道、特制加長筆尖銑錐等修整斷口方法，使斷口找得準、通道打得開，較好地解決了斷口橫向位移量在140 mm以上且斷口不穩定的大位移活性錯斷井找打通道技術難題，以及復雜落物伴有砂埋、套變等復雜條件下的打撈難題，提高了施工時效。

1.4.3 深層氣井套管外漏治理技術

針對氣井施工危險性大，壓井液易漏失，對壓井液性能、壓井方式和施工操作要求嚴格，氣層保護難，氣井套管漏失，腐蝕斷脫的油管強度低、難打撈等修井難點，推出了深層氣井套管外漏治理技術，這項技術包括氣井解卡打撈技術、電纜橋塞磨撈技術、外漏井修復技術、氣層保護技術、凝膠暫堵技術、安全防噴技術，解決了氣井外漏修復和解卡打撈的修井技術難題，能對井下工藝管柱斷脫、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行有效修復，使其恢復生產和正常作業［14-15］。

1.4.4 水平井解卡打撈技術

針對水平井魚頭不居中、引入和修整難，鉆磨易傷害及沖砂不易返出等問題，采用水平井解卡打撈技術，結合水平井連續沖砂裝置與配套工藝，為解決水平井改造砂埋井筒問題提供了技術手段。主要配套機具有水平增力解卡、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變成水平拉力，二力共同作用實現解卡，液壓打撈增力器（3級）在30 MPa下增力35 t，實現對水平井復雜條件下卡管柱解卡打撈修復、鉆磨銑修復、700 m以上長井段水平井沖砂作業修復等，恢復故障水平井產能。

1.4.5 配套頂驅設備的大修井工藝技術

利用頂驅設備體積小的優勢，配套常規修井機進行大修井作業。根據常規修井工藝對提升負荷及旋轉動力需求，推出與之相適應的修井工藝和工具。利用ZBDQ50噸及ZBDQ70噸修井頂驅，完成整形、磨銑、解卡、復雜落物打撈等大修各項工序，使修井施工能力得到了提升。使用頂驅修井技術解決了敏感區施工井井場面積受限的問題，使居民住宅樓前、主干公路旁、湖泊中央、耕地附近等井場局勢受限地區出現的故障井得到了有效修復，減少了待大修井的躺井時間，達到減小修井占地面積、降低一次性投資、提高機動靈活性和節能環保的目的［16］。

2 修井工藝應用效果

一是，修井工藝技術水平不斷提高，修復率保持較高水平。

大慶油田不斷完善大修工藝技術，經過了四個階段的發展，主要形成了油水井直井139.7 mm套管解卡打撈技術、套損井打通道技術、密封加固技術、報廢技術、取換套技術、側斜修井技術、水平井解卡打撈技術和深層氣井套管外漏治理技術八大類修井工藝技術，修井技術水平和修井能力得到了大幅提高。修復率從1996年的57.07%提高至2008年的91.70%?！笆濉币詠?，平均修井周期保持在9 d左右，年修井能力達到2 000口以上，累計共完成油水井大修15 131口，年修復率平均為84.05%，保持在較高水平，有效控制了套損不斷增加的勢頭。

二是，套損區塊得到了有效治理，提高了儲量動用程度。

針對中區西部、北一斷東、薩中西區、南一區乙塊、喇7-30、杏4-6行列甲塊及乙塊、杏6-7區甲塊等多個集中套損區及部分套損情況較嚴重的井區，開展了套損井大修工作。完善應用了油水井直井 139.7 mm套管解卡打撈技術、套損井打通道技術、密封加固技術、報廢技術、取換套技術、側斜修井技術，綜合治理套損區的套損井，套損速度得到遏制，使因套損關停的注、采井得到恢復，保持了注采平衡，區塊的整體開發效果得到改善。

如，南一區乙塊套損區通過綜合治理試驗，治理套損井87口，修復75口，修復率達到86.2%。區塊油水井利用率由 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，套損區內外壓差由1.36 MPa下降至0.20 MPa，區塊套損速度得到了控制，套損區塊整體開發效果得到明顯改善。

再如，喇 7-30井區有 176口井套損，通過2003年至2006年的修井治理，完成修井施工161口。受當時打通道技術制約，遺留15口疑難井，嚴重影響到喇 7-30套損區的投產工作。2011年，采用無通道套損井打通道技術將遺留的 15口井進行了大修，打通道后撈出井內落物，實施水泥漿報廢13口，深部取套兩口［17］。最終完成176口井綜合治理，達到治理要求，其中，油井報廢62口，無落物報廢50口，無落物報廢率80.6%；水井報廢36口，全部撈凈落物，無落物報廢率100%。喇7-30套損區的成功治理，恢復了注采關系，每年可恢復原油產量10.44×104t，恢復注水量 196.21×104t。

三是，提高了油水井利用率，完善了注采關系。

大慶油田緊緊圍繞疑難復雜套損井、水平井、環境敏感區井及氣井等的修復和治理需求，不斷增強大修工藝技術的適應性，大修井數量呈逐年上升的趨勢，恢復了油水井的正常生產，為完善注采井網、保持注采平衡和控制成片套損區創造了有利條件，對提高油田采收率發揮了重要作用。“十二五”以來至2017年底，累計恢復產油量170.49×104t，恢復注水量4 951.14×104m3。

3 修井工藝發展方向

2017年底，遺留的待修井井數3 967口。隨著油田的深入開發，通徑小于50 mm套損井、活動性錯斷井、水平井等難修井比例逐年增多，修復難度逐年加大，給油田生產和安全環保帶來嚴重影響，因此，需要不斷發展完善修井技術。今后，將在以下方面發展和完善修井工藝技術。

一是，進一步深入研究套損機理，完善套損預防技術，研發套損預警系統及管理工作平臺，制定風險區塊調控對策，變被動治理為主動防控，避免套損程度加劇。

二是，進一步研究斷口夾有落物無通道套損井打通道等疑難復雜套損井修井技術，提高通徑小于50 mm的小通徑套損井、吐砂吐巖塊、大位移活性錯斷井等高難度井的打通道成功率及修復率，擬將疑難復雜套損井修復率提高至70%以上。

三是，針對嚴重錯斷井，研究套管與水泥環精細成像測井檢測技術，優質、高效地評價套損井狀況，實現對無通道套損井下斷口狀況的檢測，提高修井檢測技術水平，提高措施針對性，擬將修井時效提高10%以上。

四是，進一步研究水平井水平段套管密封加固技術，實現定向（水平）井修復，進一步提高套損井修復率，工藝成功率擬達到80%以上。

五是，針對修井過程中深部取套時效低的問題，擬開展深部取套提質提效現場試驗。在現有基礎上，擬提高施工效率50%以上，裸眼段套銑速度日進尺擬達到100 m以上，封固段套銑速度日進尺擬達到40 m以上。

六是，由于常規修井施工需要壓井放溢，對油氣層造成一定程度的傷害，而且，施工中的廢液無控制排放，對周圍環境造成一定程度的污染。為保護環境和油氣層，將進一步研究帶壓修井技術，井口壓力低于14 MPa條件下，實現不放噴、不壓井修井，實現帶壓起下、打撈、套管整形及鉆磨銑功能，工藝成功率擬達到80%以上［18］。

七是，發展智能可視化修井技術。擬研制一種套管檢測與修復集成的智能修井技術，修井設備裝有自動套管檢測儀器及自動控制修井設備，檢測儀器和計算機相連。修井時，井下檢測儀器可將獲得的信息傳輸給計算機，計算機顯示套管三維圖像，使套損井段直觀可視，然后，根據檢測結果采取適合的修井措施進行修復。井下智能修井系統的最終發展目標是“地下修理機器人”。

4 結論

針對不同套損階段的特點推出了相應的修井工藝技術，滿足了各套損階段套損特點的修井需要，恢復了區塊注采平衡，提高了儲量動用程度，控制了集中套損區的擴展，為大慶油田的可持續發展做出了積極貢獻。

今后，修井工藝技術應向提高油水直井、水平井、氣井的綜合修復率，提高修井效果，提高對套損對象的適應性，降低修井成本，實現自動化修井等方向發展。重點需要發展疑難復雜套損井、水平井套管補貼加固修井技術，環保修井技術，智能可視化修井技術等修井工藝技術。