针对非常规油气藏老井受初次改造规模有限、地层能量持续衰减等因素影响，大量水平井在投产数年后出现严重低产低效的问题，研究团队系统研发了老井非常规油气藏“压-增-渗”+“全封再射”一体化重复压裂改造技术体系。该技术体系总体思路是采用大规模水力压裂形成复杂裂缝网络，为油气提供高渗通道；利用注入大量压裂液（及前置液态二氧化碳）增加地层压力补充地层能量；采用复合暂堵工艺，有效封堵老缝，开启新缝；通过润湿改善剂促进油水渗吸置换，形成了覆盖工艺、材料、理论的全链条技术方案。最大化实现区块整体提产增效。在工艺方面，采用水平井孔眼全封再射重复压裂工艺，该项技术能够通过高强度化学堵剂挤入老射孔段，构建一个全新的井筒（井筒不留塞），然后重新射孔二次压裂。该技术实现了对老井储层的全新改造，储层动用率更高、提产效果更好。

【核心技术突破】

工艺突破：水平井孔眼全封再射重复压裂技术

水平井孔眼全封再射重复压裂技术的核心在于“全封老孔、重构井筒、精准再射、高效压裂”四位一体。其基本原理是：通过高强度化学堵剂对老井全部射孔孔眼进行彻底封堵，消除原有裂缝通道对压裂液流向的控制作用，构建一个“全新”的井筒环境；在此基础上，优选新层位重新射孔；最后采用暂堵转向与密切割多段分簇压裂工艺，实现对新层位的高效改造，形成复杂裂缝网络。

a. 老射孔孔眼全封堵作业

采用高强度化学堵剂体系，通过挤注工艺将堵剂准确注入老射孔段。堵剂进入射孔孔眼及近井裂缝后，经固化反应形成高强度封堵层，实现对老射孔孔眼的全部封堵。优化后的复合暂堵剂封堵层承压可达100 MPa以上，确保后续压裂施工中压裂液不会沿老孔眼窜流。整个封堵作业完成后，井筒内不留塞，保持全通径状态，为后续作业提供良好的通过性。

b. 井筒重构重新射孔及二次压裂

老孔眼全封堵完成后，原有射孔段被有效隔离，井筒相当于“重置”为未射孔状态。在此基础上，根据储层精细评价结果和剩余油分布特征，在优选的新层位进行精准射孔。重新射孔后，采用压-增-渗+暂堵转向相结合的重复压裂工艺进行二次改造。暂堵转向技术通过在已形成的裂缝中注入暂堵剂，临时封堵已压开裂缝，迫使后续压裂液转向，压开新的裂缝，扩大储层改造体积。

材料突破：超高强度化学堵剂体系

孔眼全封再射技术的实现依赖于高性能化学堵剂材料的突破。研发了适用于老井孔眼封堵的高强度化学堵剂体系，采用“智能凝胶体系+超高强度压差聚合颗粒”的动态封堵理念，形成了0.1~10 mm不同粒径组合的化学高强度堵剂组合。

该堵剂体系具有以下关键性能：

高强度承压能力：压差10MPa下聚合承压大于100MPa以上，能够有效抵御二次压裂时的高压冲击；

精准封堵性能：可实现对射孔孔眼和近井裂缝的精准封堵；

高耐温：耐温超过240℃；

井筒不留塞：不留塞封堵后，对出水段、压裂段、射孔段井口试压大于100MPa；

良好的相容性：与其他工作液体系相容性好，不影响后续作业；

长期稳定性：成胶后可长久工作，长达10年以上不失效。

【成果支撑】

技术成果已在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地及四川盆地等重要油气富集区成功应用。在长庆油田及四川页岩气，相关重复压裂技术累计应用超过30口井。在四川页岩气水平井误射孔眼的案例中，成功应用高强度化学堵剂技术对该井进行全封再射，封堵后打压121MPa，停泵30min，压降仅0.5MPa，后续成功开展重复压裂措施作业；在鄂尔多斯盆地某区块现场试验中，采用化学暂堵全通径井筒重构技术成功实现了对老井已改造储层的有效封堵，封堵层承压大于100 MPa，未出现漏点进液分流情况。套中固套井筒重构技术在页岩油现场试验中，成功下入1500 m Ø114.3 mm套管并完成环空封固，采用桥射联作压裂工艺完成26段压裂，日产油提高40%。

【应用前景】

本系列技术全面适配非常规页岩油、页岩气以及低渗-特低渗透砂岩等难动用储层老井改造措施作业，可针对前期直井、水平井压裂后，产量递减快、初次压裂改造体积有限及剩余油分布零散等开发瓶颈，提供一种颠覆性解决方案；覆盖老井复活、井间剩余油动用及层系接替等多元开发场景，应用前景广阔。

在经济性方面，该技术通过全封老孔重构井筒，免除侧钻新井高昂费用，单井作业成本较侧钻新井或套中固套等常规重复压裂工艺降低20%–30%；配套多段分簇与暂堵转向工艺，可显著提升储层改造体积（SRV）和单井EUR，投入产出比优于传统单一主缝重复压裂方案，为老油田经济稳产提供有力支撑。

从社会效益看，该技术可有效盘活大量低产低效老井资源，延长油气井经济寿命，提高油气资源整体采收率。

本技术体系已在鄂尔多斯盆地、四川盆地等多个重要油气富集区成功应用，具备了向全国非常规油气老区规模化推广的条件。随着我国非常规油气资源开发持续深入，老井重复压裂改造技术的市场需求将持续增长，本技术体系具备重大产业化推广价值。