中国石化四川盆地及盆地周缘二叠系吴家坪组及其以下超深/特深层（超深/特深层与超深/特深井相对应；在中国石化四川工区，特深井一般指垂深≥8 000 m的井；超深井指深度小于特深井且名义钻深大于7 000 m钻机施工的井，一般垂深为7 200～8 000 m；下同）的勘探开发已见到了较好的苗头，有利区带主要分布在川北、川西、川东等地区^[1–2]，储层主要有吴家坪组、茅口组、灯影组、观雾山组和栖霞组等^[3–6]，总体特性类似，可以以茅口组、灯影组为代表细分为2类。

超深/特深层酸压时，除了要面对传统的高产、高含H₂S问题外，还必须应对远超普通深井的井深、超高压、超高温、超高地应力和超高破裂压力工作环境^[7–14]，工具能力不足、工艺适应性差是最大的技术瓶颈，施工过程中井下故障和复杂情况多、改造效果差，频繁发生高井控风险事件，致使勘探开发进展较为缓慢。国内外在深层储层改造领域进行过很多攻关探索，但由于存在明显的地质环境差异，目前尚无能够直接借鉴的成功模式。

基于此，笔者从分析四川盆地及周缘超深/特深层碳酸盐储层面临的挑战入手，应用国内外类似领域最新研究成果，结合勘探开发实际和近些年的探索，以改进传统工具、工艺不足为主要目的，从地质工程一体化角度考虑问题，在酸压施工中提升硬件能力、提升储层改造排量和水力能量、增大酸液规模，以期在储层中建立更好的油气通道，提出了一套在四川盆地和盆地周缘超深/特深层碳酸盐岩储层改造过程中能够增加改造深度、提高网缝复杂程度且较为安全可靠的工艺技术方案。该方案在现场应用中初见成效，证明研究工作总体方向正确，有较好的发展前景。

1.   超深/特深储层改造的主要挑战

四川盆地及盆地周缘超深/特深探井储层酸压改造时，面临的主要挑战是过程控制难度加大、工作环境更为恶劣、传统油管能力不足、井下工具可靠性差和酸压施工难度大。

1.1   过程控制难度加大

超深/特深探井储层酸压过程复杂，作业工序多（从井筒试压到最后起管柱至少需要10个工序），持续时间长，工况变化多，环境和负荷多变，易出问题的点多，控制措施事先难以做到面面俱到^[15–18]。

1.2   工作环境更为恶劣

1）井深增大，影响作业安全。井深增大导致负荷较大幅度增加，超深/特深井储层埋藏深度分别≥7 300 m和≥8 800 m。与井深7 000 m左右探井相比，相同工况条件下（油管、工作液等），8 800 m井深的拉伸负荷、液柱压力增加25.71%，影响管柱、井筒安全。

2）压力增大，影响作业安全。前期普通深井（元坝气田、普光气田的主体井）储层压力在70 MPa左右，近期超深/特深层储层压力有2种类型：茅口组类储层为特高压储层（最高达150 MPa以上），灯影组类储层为超高压储层（100 MPa左右）。

3）流体性质复杂影响作业安全。茅口组类储层流体含硫（一般≥100 mg/L），灯影组类储层流体可能高含硫（YS-1井58 600 mg/L），地层水矿化度60 000～80 000 mg/L，且成份复杂。强腐蚀性有毒有害气体和高矿化度地层水影响管柱、井筒和地面安全。

4）井筒温差大，影响作业安全。与普通井相比，井筒沿程温度变化范围由原来的20～160 ℃变为20～220 ℃，引起管柱、工具的伸缩位移增大，导致负荷、密封状况变化剧烈，更容易引发管柱失效。

5）井筒下部和储层温度高，影响作业安全。温度与腐蚀速度呈正相关关系，温度由原来的160 ℃左右变为最高220 ℃左右，入井管串、工具腐蚀速度加快。

6）储层岩石可压性差，影响作业安全。与普通井相比，超深/特深层岩性致密储层的占比大，岩石强度高，压裂需要更大压力，大部分井需要反复振荡，管柱、井筒、井口需要承受更高交变负荷。

川东北地区主要气田长兴组探井的主体储层埋藏深度6 700 m左右，平均破裂压力141.00 MPa。同区域灯影组储层埋藏深度8 800 m左右，平均破裂压力181.50 MPa，考虑井深影响，要达到同样的施工效果，工作液密度相同条件下，井口压力需要增加18.89 MPa。

1.3   传统油管能力不足

1）拉力余量不足。矛盾最突出的为灯影组类储层酸压，井深8 800 m、清水环境中，按传统的ϕ88.9 mm油管（壁厚9.52 mm，钢级110SS）×8 000 m+ ϕ73.0 mm油管（壁厚7.01 mm，钢级110SS）×800 m计算，入井油管柱净重160.43 kN、浮重139.99 kN，拉力余量仅有40.11 kN，不足以顺利完成解封作业，更难以应对井下故障与复杂情况。

2）抗挤强度不够。矛盾最突出的是茅口组类储层，典型的如YB-7井区，井深7 300 m，按压稳茅口组产层钻井液密度为2.30 kg/L计算（两联作时需要），完成酸压后管柱放喷期间，如果油管内液体喷空，油管需要承受的压差为164.52 MPa，传统的ϕ73.0 mm×7.01 mm油管抗外挤强度只有125.60 MPa，敞放油管肯定要被挤扁。

1.4   井下工具可靠性差

原来的RTTS封隔器承压能力不足，额定压力一般只有70 MPa，难以满足压力100～150 MPa储层酸压的需要；胶筒、密封件耐温能力也不足，高温经常引起橡胶制部件碳化^[18–20]。井下阀件（OMNI、RDS与RD阀等）在超深/特深井不稳定或高固相环空工作液环境中的可靠性差。长时间超高压作业、酸液浸泡和反复振荡，会加大入井管柱构件密封失效的风险^[21–26]。

近5年来，超深/特深井酸压作业时有7口井封隔器失效、1口井阀件失效^[18，22]。具体情况为替浆过程中封隔器损坏（YB-7井RTTS封隔器）、酸压过程中封隔器失效（CS-1井酸压施工期间RTTS封隔器窜漏）、管柱下井过程中封隔器胶筒提前胀开（YB7-C1井）、密封胶筒高温环境中碳化（MS-1井）、封隔器密封圈在油基工作液中失效（KS-134井601序列氟橡胶）、胶筒提前鼓胀（SBA、SBB井HLR完井封隔器）和OMNI阀失效（MS-1井卡死不能换位）。

1.5   酸压施工难度大

1）超深/特深井放大了传统酸压工艺的不足，井下故障和复杂情况增多，风险（特别是井控风险）加剧，顺利完成施工难度大。

目前，酸压主要有两联作和三联作2种工艺。传统的两联作在压稳钻井液中用油管射孔后，一般选用“RDS阀+RD阀+RTTS封隔器”的管柱（即“两阀一封”），需要替浆时在RDS阀上部再加一个OMNI阀。传统的三联作一般用“RDS阀+RD阀+RTTS封隔器+射孔枪”的管柱（亦为“两阀一封”），在清水中坐封、射孔、酸压、测试^[27–31]。

超深/特深井酸压时，高温、高压、高负荷和更不稳定的工作液，致使两联作阀件卡死、封隔器胶筒碳化失封、射孔枪失效^[32]、入井管柱泄漏或损毁、卡钻等的概率增大。传统压裂工艺封隔器只在下部定位，上部管柱移动会引起封隔器胶筒移动，超深/特深井酸压期间管柱的伸缩位移更大，致使RTTS封隔器（仅下部定位）密封胶筒的位置发生更大的变化，也会引起更多密封件失封。

2）受井筒尺寸限制只能使用小尺寸油管，致使施工压力高、排量小、规模小，影响酸压效果。超深/特深井一般选用ϕ139.7 mm尾管完井，只能选择管径不大于73.0 mm的油管与尾管相配合。而ϕ88.9 mm+ϕ73.0 mm的油管柱长、内径小、沿程阻力大。施工时要控制入井排量，以避免过高的井口压力，并将施工时间控制在酸液对管柱的腐蚀在允许的范围内。同常规深井相比，超深/特深层酸压排量小、可工作时间短，影响酸压效果。

3）储层岩石可压性差，同样引起施工压力高、排量小、规模小，影响酸压效果。

4）元坝特深层（灯影组）比普通深层（长兴组）产层温度高30 ℃以上，引起酸液对管柱的腐蚀加剧，安全施工时间缩短，影响入井液量规模，影响酸压效果。

5）酸液失效快，改造距离短。高温碳酸盐岩储层酸压改造中，随着储层温度升高，酸岩反应速率增大。传统酸液配方（20.0%盐酸+2.0%缓蚀剂+0.6%酸液胶凝剂+1.0%助排剂+1.0%铁离子稳定剂+0.5%高效防膨剂）条件下，胶凝酸与YS-1井储层岩石反应，在温度120，130，140，150，160和170 ℃条件下，80%酸液完成反应（接近残酸）的时间分别为30，27，22，15，8和5 min。室内试验得出的不同温度条件下的酸岩反应速率如图1所示。目前，国内试验温度很难高于170 ℃，但大的趋势不会有变化，随着温度升高，反应速率呈指数级增长，超深/特深井酸压酸液与高温地层匹配难度高。

图  1  不同温度下的酸岩反应速率

Figure  1.  Acid-rock reaction rate at different temperatures

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6）保持管柱安全和准确评价储层需求差异大，难以兼顾。为保证入井管柱安全，必须控制油管柱内外压差；要准确认识、评价储层产能，作用在储层上液柱的压力应尽量低。对于茅口组类储层，井深7300m、2.30 kg/L钻井液环境中，ϕ73.0 mm×7.01 mm油管的抗外挤强度只有125.6 MPa，外挤力控制在强度的80%以内，只允许125.6×0.8=100.48 MPa，产层温度按160 ℃取值，根据p_w=（p₁−p₂）/[ 273e^1.251×10⁻⁴ρ₂H₂/(273+t) ] ^[33]计算（p_w为井口压力（即油压），MPa；p₁为环空液柱压力，MPa；p₂为允许内外压差，MPa；e为自然常数；ρ₂为天然气密度，kg/m³；H₂为气柱长度，m；t为气柱中点温度，℃），需控制井口不高于44.52 MPa，才能保证极端情况下油管柱的安全。需求和实际能力之间差距太大，照此控压储层内流体出不来，不照此控压油管又会被挤扁。只有油管内有积液时才能正常工作，实际施工时只能靠经验进行判断，风险极高。

2.   超深/特深层酸压改造能力提升方案

降低环空工作液密度，提升两联作工艺的可行性。去除不可靠的阀件（或增加备份）、用减振器削减爆轰力的影响，提高三联作工艺的成功率。特别注重产层保护或钻井液密度高时宜首选三联作，钻井液密度低或射孔枪耐温性能不足时宜首选两联作。采用材料科学和制造业最新成果以提高入井管柱的可靠性，保持封隔器胶筒在整个作业期间不移动以提高密封能力。选用大通径油管降阻以提高改造排量和规模，配合超高温缓速酸、滑溜水降温、交替注入施工，以增大酸压深度。

2.1   超深/特深井复杂环境酸压改造工艺

2.1.1   环空预换液APR两联作工艺

在井筒充满压稳工作液的状态下先射孔，再下管柱进行改造测试，采用两联作工艺完成施工。

传统的两联作工艺是先旋转加压坐封封隔器，再坐封井口。工作液密度不能调整，茅口组类储层矛盾较为突出：垂深7 300 m、工作液密度2.30 kg/L条件下，负荷比清水三联作工艺增加了93.00 MPa，管柱、阀件工作环境恶劣，密封失效概率高。

改封隔器机械坐封为水力坐封，取消钻井液条件下极不稳定的OMNI阀，采用逆序坐封工序（先坐封井口，后憋压坐封井下封隔器），中间在井下封隔器坐封前先在环空替入轻浆，通过调节环空平衡压力的方式控制油管柱的内外压差，大幅度降低放喷期间环空液柱压力。茅口组类储层酸压两联作，井深7 300 m左右，将环空工作液密度降至1.50 kg/L，放喷期间环空液柱压力可降低57.23 MPa，降低了34.78%，改善了入井管柱承压状况，同时提高了工作液的沉降稳定性，降低了入井工具卡钻概率。

2.1.2   “四阀一封”加强型APR三联作工艺

三联作时在清水中下入管柱，自下而上胀封隔器坐井口芯轴，一趟管柱完成射孔、改造、测试^[24–25]。

传统的三联作管柱容易失效，井下阀件正常工作的概率低。去掉OMNI阀这个复杂情况多发的阀件，2个RDS阀、2个RD阀串联使用（分别采用一种规格的破裂盘），只要分别有一个阀能正常工作就能保证管柱相应的功能正常发挥。为应对爆轰力引起管柱振动、封隔器密封失效，采用在封隔器下部串联纵横向减振器的办法，极端情况下甚至可以串联多个减振器。通过上述改进，能够大幅提高施工作业的一次成功率。

2.1.3   工艺优选

业内流行的两联作优于三联作的观点不够全面、准确。三联作工艺利于产层保护，入井管柱工作环境更加友好（环空工作液密度低、承受负荷小），生产时效高（一趟钻），卡封隔器概率较小、胶筒与套管内壁更易密封，但射孔枪耐温要求高（超深/特深井下钻时间长、工作环境温度高、先坐封封隔器和井口，验封合格后再射孔），射孔枪爆炸、套管变形、地层出砂等情况下容易卡钻，坐封后还要经受爆轰力的考验。两联作管柱降低了安全射孔难度（高温环境中停留时间短），封隔器坐封不受爆轰力影响，解决了放喷后解封期间卡枪的问题，但工作效率低（两趟钻），环空介质差导致封隔器更难密封（抗高温高密度无固相工作液腐蚀性强且无法投入实用，封隔器胶筒与套管内壁间可能有杂物），环空钻井液环境中致使酸压期间更容易卡封隔器、阀件操作可靠性变差、管柱工作条件更恶劣（承受的压差翻倍）。

两联作与三联作各有优劣，需要根据实际情况和需要解决的主要矛盾进行选择。储层第一次进行改造时，若特别注重储层保护或钻井液密度较低，宜首选三联作（失败后再选用两联作）；若钻井液密度高、井特别深或温度特别高，宜选用两联作。第一次储层改造失败，再次改造只能选用两联作。

2.2   超深/特深井高强度酸压管柱

常规管柱组合用于超深/特深井时负荷能力不足。下组合海相碳酸盐岩气藏应用常规ϕ88.9 mm+ϕ73.0 mm油管柱存在较多问题^[13]：抗拉余量小，不利于处理管柱卡阻；酸压期间排量、规模提升受限；温度场变化大，管柱安全系数小；下深受限，高温差变化引起管柱性能不稳定。

改BGT2扣为BGT3扣，应用国内外冶金工艺的最新成果，选用110SS钢级，ϕ114.3 mm×14.22 mm+ϕ88.9 mm×12.09 mm +ϕ73.0 mm×7.82 mm超深/特深井酸压油管柱。与传统的储层管柱相比，密封能力、提升能力都发生了显著变化（见表1）。

表  1  超深/特深井储层改造油管改进情况

Table  1.  Improvement of pipe string for reservoir stimulation of ultra/extra-deep wells

外径/mm	钢级	壁厚/mm	抗拉强度/kN	抗挤强度/MPa	抗内压强度/MPa	备注
114.3	110SS	8.56	2 157	98.9	99.4	改进前
114.3	110SS	14.22	3 392	165.2	165.2	改进后
88.9	110SS	9.52	1 802	145.1	142.2	改进前
88.9	110SS	12.09	2 213	178.3	180.5	改进后
73.0	110SS	7.01	1 052	125.6	121.6	改进前
73.0	110SS	7.82	1 215	145.2	142.2	改进后

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使用具有自主知识产权的超高温高压井储层改造管柱力学软件，进行了排量4.00 m³/min下RT-1井储层改造管柱三轴应力安全系数校核。上述新型管柱在空气中的抗拉安全系数≥1.70，通过加入伸缩节，酸压工况下三轴应力安全系数≥1.60（见表2），能够满足石油天然气行业标准《高压油气井测试工艺技术规程》（SY/T 6581—2012）的要求。

表  2  4.00 m³/min排量下RT-1井储层改造管柱三轴应力安全系数校核

Table  2.  Triaxial stress safety factor check of pipe string for reservoir stimulation of Well RT-1 at a flow rate of 4.00 m³/min

井深/m	温度/℃	油压/MPa	套压/MPa	轴向力/kN	三轴应力校核安全系数
0	16.00	110.0	26.3	2 070.80	1.60
2 400	20.35	115.4	56.8	1 078.20	1.80
6 700	46.45	125.0	111.6	136.92	2.79
8 122	58.69	128.1	129.0	−60.76	3.62

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2.3   超高温、超高压酸压井下工具

封隔器承受额定压力由70 MPa 变为105 MPa，耐温240 ℃。用HRM（关键构件，自研，胶筒上下双向定位）半永久式封隔器代替传统的RTTS封隔器、CHAMP封隔器（胶筒下部单向定位），改“管柱转动+移动压缩胶筒”密封为管柱不动胀封，降低储层改造过程中温度、排量变化所引起的管柱伸缩移动的影响。

RD/RDS阀破裂盘工作压力由传统的172.38 MPa升至199.96 MPa，适应的环空液柱压力由120.00 MPa左右提高至160.00 MPa左右。

2.4   超深/特深井酸压改造井控工艺

2.4.1   井控装置

传统的井口装置、地面流程的抗腐蚀、承压、抗冲蚀能力不能满足超深/特深井酸压改造的需求。为此，将液压防硫防喷器由四闸板改为五闸板，用140 MPaדFF-NL”井口装置代替105 MPaדFF-NL”井口装置^[29]，确保在任何H₂S浓度、分压条件下都能安全工作。套管头、油管头、采气树采用双斜面半C型+H型金属密封结构代替单一H型金属密封结构，油管头悬挂器单一方向1道金属密封改为2道，巧妙解决了单一方向2道金属密封不能同时有效激发的难题。传统密封结构的橡胶件承压低、验证水平低，橡胶件老化后不能继续验证，改进后的2道金属密封间密封能力任何时候都可按额定工作压力验证，不仅满足了井口压力110 MPa下长时间施工的需求，还降低了橡胶密封件老化对密封能力的影响。

2.4.2   流程管汇

部分超深/特深井酸压放喷井口压力超过105 MPa，传统的105 MPa–70 MPa–35 MPa地面管汇已经不能满足生产需要。将地面流程改为超高压三级（140 MPa–105 MPa–105 MPa）控制管汇，增加密闭除硫装置（见图2），初步具备了特高压含硫气井不间断放喷、在线除硫、分离计量、保温和正反循环压井等功能^[14，28]。

图  2  RT-1井地面流程管汇安装示意

Figure  2.  Installation of ground process manifold of Well RT-1

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2.4.3   环空工作液

超深/特深井超高温条件下环空工作液长时间静置后稳定性差，固液易分离沉淀、老化板结，导致井筒堵塞、井下工具操作不成功和卡埋管柱^[23]。采用抗高温聚合物降滤失剂、高密度钻完井液润滑剂配制抗特高温完井液，在230 ℃条件下进行了滚动老化沉降试验，静置96 h无沉淀（见图3）。

图  3  抗特高温完井液在230 ℃条件下的滚动老化试验

Figure  3.  Rolling aging experiments of extra-high-temperature resistant completion fluid at 230 ℃

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2.4.4   射孔技术

针对高温条件下火工品弹药失效、射孔枪密封失效、完井液性能不稳定易沉淀堵塞起爆传压通道等难题^[26，32]，建立射孔效能实验室，研制高温高压试验装置，优化改进器材结构，采用双向冗余式压力起爆（2套起爆系统）、夹层枪模拟弹固定导爆索、3道密封圈+支撑环新技术，模拟试验证实射孔器材在221 ℃、160 MPa环境中性能稳定时间达到48 h（原来的射孔枪下到井底即失效）。

2.4.5   堵漏技术

超深/特深探井大都为碳酸盐岩气藏，储层缝洞发育，酸压会导致裂缝漏失、孔隙漏失和溶洞漏失等变得更加严重^{[7，29，31]}。按照堵漏浆能进入地层、进地层之后快速形成滞流、具有足够的充填能力和能承受较高压力的需求，为克服高温堵漏材料碳化技术难题，选用可酸化无机刚性材料作为主剂，改堵井筒附近为堵远端酸压未波及区域（降低堵漏难度），建立三级堵漏浆技术体系，以满足 “三高”气井储层改造期间的酸溶性堵漏压井需要。

2.5   超深/特深井酸压提效技术

2.5.1   新型超高温缓蚀酸配制及验证方法改进

选用抗高温缓蚀剂，加大用量，研制腐蚀速率低、耐温≥210 ℃的酸液体系，酸液对管柱的动态腐蚀速率见表3，研发的酸液比原来长兴组改造所用酸液耐温能力提高了20℃以上。针对地面无法真实模拟井下实际腐蚀情况的难题，采用先在储层以下井段注入酸液封井、再下入试验构件试验、及时循环替出酸液、必要时封隔下部口袋的办法，较好地解决了超深/特深井酸液无法试验验证的问题。

表  3  超高温缓蚀剂酸腐蚀试验情况

Table  3.  Acid corrosion experiments of ultra-high temperature corrosion inhibitor

酸液/温度	酸浓度	腐蚀速率标准/ （g·m−2·h−1）	钢片编号	实际腐蚀速率/ （g·m−2·h−1）
降破酸 （200 ℃）	15%HCl	≤90	005	57.24
			057	59.35
			059	56.31
			平均值	57.63
胶凝酸 （180 ℃）	20%HCl	≤80	076	32.28
			078	30.76
			平均值	31.52
注：试验条件为压力16 MPa、搅拌速度60 r/min、110SS钢片（油管相同材质），反应时间4 h。

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2.5.2   前置滑溜水降温

注酸液前预注不小于1.5倍井筒容积的滑溜水，将超深/特深井酸压入井管柱内温度降低20 ℃以上，降低酸液入井期间流道内温度，降低腐蚀速率，提升酸压施工作业安全性。

2.5.3   交替注入酸压

针对超深/特深层酸压改造泵压高、施工压力窗口窄、施工排量低和施工时间长等问题^[29–30]，超深/特深井储层改造施工中交替注入胶凝酸、滑溜水，即使使用相同体积的酸液也可增大用液规模，将酸液推得更远，增大刻蚀缝长。

2.5.4   大通径油管降摩阻

超深/特深井储层改造实践中，受限于油管内摩阻大、井口施工压力高的影响，即使物性相同的储层，施工排量也比中深井、浅井低，在受酸液腐蚀影响能够允许的安全工作时间内，注入的酸液也相对较少。尽量用ϕ114.3 mm油管替代传统的ϕ88.9 mm油管，以大幅度降低沿程阻力（在3.00 m³/min排量、同等长度情况下清水摩阻只有原来的37.14%）。

3.   现场应用

四川盆地及盆地周缘勘探过程中，中国石化在超深/特深探井（特别是垂深超8 000 m的特深探井）储层酸压改造施工方面的探索一直没有停止，但在2022年及以前酸压很难一次成功，绝大部分井都经过多次酸压。本文技术方案先后在3口井应用，施工作业均1次成功，1口井高产（无阻流量每天上百万方），另外2口井有新发现（主要因为地层出水等原因引起低产）。其中，YS-1井难度最高、最为典型（垂深最深、温度最高），与改进前的类似井MS-1井相比（2口井储层均为灰色、浅灰色白云岩，以Ⅲ类以下储层为主，除2.00 m左右Ⅱ类储层外均为低渗储层）效果最为明显。YS-1井与MS-1井酸压测试效果对比情况见表4。

表  4  YS-1井与MS-1井酸压测试效果对比

Table  4.  Comparison of acid fracturing effects of Well YS-1 and Well MS-1

井号	储层中深/ m	储层温度/ ℃	地压压力 系数	入井液量/ m3	入井酸量/ m3	动态缝长/ m	酸蚀缝长/ m	平均缝宽/ cm	平均裂缝导流能力/ (mD·m)	日产气量/ 104m3
MS-1	8081.00	178.84	1.10	183.50	142.00	56.00	37.40	0.27	9.40	1.04
YS-1	8774.50	210.00	1.10	450.00	350.00	72.60	41.20	0.44	11.20	3.28

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与改进前相比，在储层埋深增加693.50 m、地层温度增加31.16 ℃情况下，改进后减少了1次管柱失效返工，改造液量规模增大了249.70 m³，缝长增加了29.64%，类似储层产量增加了221.78%，在一定范围内建立了油气渗流通道，基本达到储层评价的目的，创造了在四川盆地及其周缘获得油气流储层埋深最深纪录。

4.   结论与认识

1）与普通探井相比，超深/特深探井储层改造工作环境恶劣，酸压工具、工艺均应系统调整，以适应变化后的环境。四川盆地及盆地周缘超深/特深探井需要重点考虑温度、压力、储层特性变化对酸压改造的不利影响。

2）酸液缓速、缓蚀、降阻性能指标是衡量四川盆地及盆地周缘超深/特深探井储层改造工作液质量的重要指标。

3）选用大管径油管是提高水力能量传输能力的有效方法，能大幅度提高排量、降低井口施工压力，为增大规模创造有利条件。将下端单边定位管柱转动加压坐封的封隔器改为上、下双边定位水力坐封的封隔器，可以降低作业过程中排量、温度、产量变化引起管柱伸缩移动对封隔器密封的不利影响。

4）超深/特深探井储层改造施工时，注酸前采用滑溜水降温非常必要且十分重要。逆序坐封（先井口，后封隔器），封隔器坐封前环空替入轻浆，可以改善储层酸压测试期间井下管柱的工作环境。

5）三联作、两联作工艺各有优劣，创新改进后都可以在川渝地区超深/特深探井酸压改造中使用，要根据实际情况和需求选用。

6）超深/特深层储层改造虽然在关键技术上有所突破，但远未达到尽善尽美，下步攻关方向依然应重点聚焦在管柱安全、工具完善和液体配套等方面，如深化研究超深/特深层储层改造管柱动力学，研制耐高温可取式储层改造封隔器，研究低成本、超高温、高密度无固相压井液和超高温酸液体系。