完井(即油氣井完成)是鉆井工程的最后一個重要環節,主要包括鉆開生產層、確定井底完成方法、安裝井底和井口裝置以及試油投產。完井質量直接影響油井投產后的生產能力和油井壽命，因此必須千方百計地把完井工作做好，為油氣井的順利投產、長期穩產創造條件。
一、打開生產層完井就是溝通油氣層和井筒，為確保油氣從地層流入井底提供油流通道。任何限制油氣從井眼周圍流向井筒的現象稱為對地層損害的“污染”。實踐證明：鉆開生產層的過程或多或少都會對油氣層產生損害。因此，保護油氣層是完井所面臨的首要問題。過去，世界范圍內油價較低、油源充裕，在很大程度上忽視了對油氣層的保護。自20世紀70年代中期，西方一些國家出現能源危機以來，防止傷害油氣層，最大限度地提高油氣井產能才上升到重要地位，成為目前鉆井技術中最主要的熱門課題之一。
1.油氣層傷害的原因油氣層傷害機理的研究工作開展以來，有各式各樣的說法。最近比較精辟的理論認為：地層損害通常與鉆井液固體微粒運移和堵塞有關，還與化學反應和熱動力因素有關。在復雜條件下，要充分掌握油層損害機理是比較困難的。因此，目前的研究結果大多只能定性地指導生產實踐，離定量評價還有一定的差距。
鉆生產井常用的鉆井液為水基泥漿。由于鉆進過程中鉆井液柱壓力一般大于地層壓力，在壓差作用下，鉆井液中的水、粘土等會侵入油氣層，對油氣層造成各種不同性質的傷害。
1)使產層中的粘土膨脹研究得知，油砂顆粒周圍一般都有極薄的粘土膜。砂粒之間的微孔道非常多，油氣層內部還有許多很薄的粘土夾層。在鉆井液自由水的侵入作用下，砂粒周圍的粘土質成分將發生體積膨脹，使油氣流動通道縮小，降低產出油氣的能力。
2)破壞油氣流的連續性油氣層含油氣飽和度較高時，油氣在孔隙內部呈連續流動狀態。少量的共生水貼在孔隙壁面，把極微小的松散微粒固定下來，在相當大的油氣流動速度下也不會被沖走。當鉆井液濾液侵入較多時，會破壞油氣流的連續性，原油或天然氣的單相流動變成油、水兩相或氣、水兩相流動，增加了油氣流動阻力。一旦水成為連續的流動相，只要流速稍大，就會把原來穩定在顆粒表面的松散微粒沖走，并在狹窄部位發生堆積，堵塞流動通道，嚴重降低滲透率。
3)產生水鎖效應，增加油氣流動阻力滲入油氣層中的鉆井液濾液是不連續的，而是呈一段小水栓一段油氣的分離狀態。在有些地方還會形成油、水乳化液。由于彎曲表面收縮壓的關系，會大大增加油氣流入井的阻力。
4)在地層孔隙內生成沉淀物
2鉆開生產層的鉆井液類型鉆井液類型對生產層的損壞成 本清水適用于裂縫性油氣層最低低固相(無固相)鉆井液較小中水包油乳化液較小中油包水乳化液小較高油基鉆井液小高原油小中空氣(天然氣)最小中二、井底完成方法井底完成方法是指一口井完鉆后生產層與井底所采用的連通方式和井底結構。從采油氣的觀點來看，對各種完成方法的共同要求有如下幾點：
(1)油氣層和井筒之間的連通條件最佳，油氣層受到的傷害最小；(2)油氣層和井筒之間的滲流面積盡可能大，油氣流入的阻力最小；(3)有效封隔油層、氣層和水層，防止各層之間互相竄擾；(4)有效控制油層出砂，防止井壁坍塌，保證油氣井長期穩定生產；(5)能滿足分層注水、注氣、壓裂、酸化、人工舉升以及井下作業等要求；(6)稠油開采能達到注蒸汽熱采的要求；(7)油田開發后期具備側鉆的條件；(8)工藝簡便，成本低廉。
油氣井完成之后，其井底結構不易改變。所以應根據油氣層的具體情況，參照各地的實踐經驗慎重選定合理而有效的井底完成方法。目前國內外常用的井底完成方法有裸眼完井、射孔完井、割縫襯管完井及礫石充填完井等。
1.裸眼完井法不用套管封固而直接裸露油氣層的井底完成方法稱為裸眼完井法。油氣層以上井筒固井完畢后，再換小鉆頭打開油氣層稱作先期裸眼完井。圖5-11為直井先期裸眼完井示意圖。后期裸眼完井則是不更換鉆頭直接鉆穿油氣層后，才對油氣層以上的井段進行固井作業。圖5-12為直井后期裸眼完井示意圖。裸眼完井法的最大優點是油氣層直接與井底相通，流通面積大、流動阻力小、施工簡單、成本低、產量高。
圖5-11先期裸眼完井
圖5-12后期裸眼完井
用裸眼完井方法完成的井，產層容易坍塌，不能控制油氣層出砂，一般只適用于巖層堅硬致密且無油、氣、水夾層的單一油氣層。油氣層性質相近的多油氣層的井也可采用，但無法進行分層開采。裸眼完井法是一種早期的完井方法，隨著高效能、大威力油氣井射孔技術的出現，裸眼完井法油氣層全裸露的優點也不如過去那么突出。裸眼完井可用于直井、定向井以及水平井中。裸眼完井法有多種變形以提高其適應性。
2.射孔完井法射孔完井方法是目前國內外使用最廣泛的完井方法。在直井、定向井以及水平井中都可采用。射孔完井包括套管射孔完井和尾管射孔完井。
套管射孔完井是用同一尺寸的鉆頭鉆穿油氣層直至設計井深，下油層套管至油氣層底部并注水泥固井，然后再用射孔器射穿套管和水泥環，并射入生產層內一定深度。油氣就可通過射孔所形成的孔道流入井內。圖5-13為直井套管射孔完井示意圖。
圖5-13套管射孔完井
尾管射孔完井是在鉆達油氣層頂部時，下技術套管注水泥固井，然后換小鉆頭鉆穿油氣層直至設計井深，用鉆具將尾管送下一并懸掛在技術套管上(尾管和技術套管的重合段一般不小于50m)。再對尾管注水泥固井，然后射孔。油氣層部位的結構與射孔完井方法完全相同。圖5-14為直井尾管射孔完井示意圖。
圖5-14尾管射孔完井
射孔完井法的優點是：
(1)能有效支撐疏松易塌的生產層；(2)能有效封隔油層、氣層和水層，防止氣竄、水竄；(3)可以進行分層測試、分層開采和分層酸化等各種分層工藝措施；(4)可進行無油管完井、多油管完井等。
(5)除裸眼完井方法外，比其他完井方法都經濟。
射孔完井法的主要缺點是：在鉆井和固井過程中，油氣層受鉆井液和水泥漿的侵害較為嚴重；由于射孔孔眼的數目和深度有限，油氣層與井底連通面積小，油氣流入井內的阻力較大。
3.割縫襯管完井法割縫襯管完井法是在裸眼完成的井中下入割縫襯管的完井方法。與裸眼完井相對應，割縫襯管完井也分先期和后期兩種工序。先期割縫襯管完井是在鉆達油氣層頂部時下套管固井，然后換小鉆頭打開油氣層，最后在油氣層的裸露部分下入一根預先在地面打好孔眼或割好縫的襯管，并用卡瓦封隔器將襯管懸掛固定在上部套管上。圖5-15為直井先期割縫襯管完井示意圖。后期割縫襯管完井是直接鉆穿油氣層后，才對油氣層以上的井段注水泥固井。圖5-16為直井后期割縫襯管完井示意圖。油氣只能經過襯管的孔眼或割縫才能流入井中。割縫襯管完井法可以防砂和保護井壁，但無法進行分層開采。它工藝簡單、操作方便、成本低，多用于出砂不嚴重的中粗砂巖油氣層，可在直井、定向井以及水平井中采用。
圖5-15先期割縫襯管完井
圖5-16后期割縫襯管完井
4.礫石充填完井法對于膠結疏松、出砂嚴重的地層一般采用礫石充填完井方法。該方法能夠有效保護井壁、解決防砂問題，但施工工序復雜。礫石充填完井法分為裸眼礫石充填完井和套管礫石充填完井兩種方法。
裸眼礫石充填完井是在套管下到油氣層頂部固井后，再鉆開生產層，并用井下擴孔器對油氣層部位進行擴孔，然后下入繞絲篩管，采用循環的方法用液體把預先選好的礫石帶至井內，充填于井底。裸眼礫石充填完井的優點是流動面積大、流動阻力小，缺點是無法進行分層開采。圖5-17為裸眼礫石充填完井示意圖。
套管礫石充填完井是在鉆開油氣層后，下套管固井、射孔。清洗射孔炮眼后，下入繞絲篩管，充填礫石。用該方法完井可以進行分層開采。套管礫石充填完井現在多采用高密度充填，其效率高、防砂效果好、有效期長。圖5-18為套管礫石充填完井示意圖。
圖5-17裸眼礫石充填完井
圖5-18套管礫石充填完井
礫石充填完井方法在直井、定向井中都可采用。但在水平井中應慎用，因為在水平井中易發生砂卡，礫石充填失敗則不能達到防砂目的。
三、完井井口裝置在油氣井測試和生產過程中，都必須有一套絕對可靠的井口裝置，以便能有控制、有計劃地進行井內作業和油氣生產。完井井口裝置是裝在地面用以懸吊和安放各種井內管柱，控制和引導井內油氣流出或地面流體注入的井口設備。完井井口裝置通常包括套管頭、油管頭和采油樹三大主要部件。
完井井口裝置的類型應根據油氣層的特點來確定。低壓油氣井的井口裝置比較簡單，只要密封環形空間，裝上油管頭和采油樹即可。對于高壓油氣井，則要求具有足夠的強度和可靠的密封性。同時還必須滿足安全測試、酸化壓裂和采油、采氣等工藝的要求。對于含硫化氫的油氣井應該采用防硫井口裝置，以保證安全生產。
1.套管頭如果油氣層壓力較低，且各層套管的固井水泥均返至井口，可以不裝套管頭，只需用環形鐵板將環形空間封焊住，采油樹直接裝在油管頭的法蘭盤上。
對于要求較高的油氣井，固井后一般要裝上套管頭，以密封兩層套管間的環形空間、懸掛第二層套管柱并承受部分重力。套管頭鉆井時可用于安裝井口防噴器。
套管頭下端的絲扣與技術套管連接，油層套管通過卡瓦坐在套管頭的斜坡內。卡瓦上有用鋼墊圈壓緊的抗油密封，密封其環形空間。套管頭上端法蘭用于連接油管頭。
如果水泥未返至井口，水泥固結點以上為自由套管柱。當井內溫度、壓力等變化時，套管長度會隨之伸長或縮短，從而引起套管柱自身及套管頭的受力情況發生變化。影響井內自由套管柱受力的因素有套管自身重力、溫度變化、井內鉆井液、油氣或注入流體的密度變化、套管柱內液面高度變化等。安裝套管頭時應對這些影響進行分析和計算，確定合理的套管柱初拉力值。保證自由套管柱的下部不至于受壓彎曲、失去穩定而破壞；上部套管柱要能承受最大拉力負荷，不發生絲扣滑脫或套管斷裂。目前已有比較成熟的計算方法，保證在油井開采過程中，自由套管柱處于有利的受力狀態而不至于發生破壞。
2.油管頭油管頭用于密封油管和生產套管的環形空間，懸掛油管柱和安裝采油樹。高壓油氣井目前多采用由特殊四通和錐形油管掛組成的油管頭。
在油層套管固井后，將油管頭的四通裝在套管頭的法蘭上。下完油管后將錐形油管掛連接在油管柱的上端，再用提升短節送至特殊四通的錐面座上，并用頂絲將錐形油管掛頂緊。油管和油層套管之間的環形空間通過油管掛及其上的密封環和O形密封圈密封。
應注意坐入錐形油管掛時不能猛提猛頓，不要碰傷其密封部位。
3.采油樹采油樹是由各類閘閥、四通或三通以及節流閥等配件組成的總成。采油樹安裝在油管頭上面，用以控制油氣流動，進行有計劃的安全生產以及完成測試、注液、酸化壓裂等作業。
四、完井工藝完井工藝因油氣井完成方法不同而異。經常進行的工作有射孔，下油管，安裝井口裝置，誘導油氣流，完井測試，酸化投產等。
1.射孔目前國內外大多數井都采用射孔完井方法完成。廣泛使用聚能射孔器(即射孔槍)完成射孔作業。射孔槍裝好射孔彈后，被輸送到井內的預定位置。引爆聚能射孔彈就可產生高溫、高壓、高速的噴射流直奔目標位。
射孔彈炸藥的爆炸是迅速的物理化學熱反應，溫度高達3000～5000℃。由于溫度極高，產生了極熱的氣態物質，體積迅速膨脹到原來的200～900倍，將處于強烈壓縮狀態的勢能瞬間變成動能。該動能沖擊波的速度可達200～800m/s，使爆炸點周圍壓力急劇升高，可達幾千至幾萬兆帕。利用爆炸時具有方向性的特點，將炸藥做成錐形凹槽狀。其聚焦作用導致在焦點上的聚能射流具有最大的密度和最大的穿透能力，很容易穿透套管壁、水泥環，并在地層中形成一定深度的孔眼。
射孔時井底壓力大于油氣層壓力叫做正壓射孔。正壓射孔后的殘渣和碎屑難以從地層中排出，會造成射孔通道的堵塞，極大地傷害油氣層。射孔時井底壓力小于地層壓力叫負壓射孔。負壓射孔后在壓差作用下地層流體馬上可以流向井底，從而能帶出殘渣，不污染產層。負壓射孔是近年發展起來的新型射孔技術，已廣泛地用于生產。
現代射孔工藝有電纜輸送套管槍射孔、電纜輸送過油管射孔、油管輸送射孔、油管輸送射孔聯作、高壓噴射和噴砂射孔、定方位射孔、超高壓正壓射孔、連續油管輸送射孔等工藝技術。
過油管射孔的工藝過程如下：將油管下到井內，在采油樹上安裝封井器、防落器、防噴管、防噴盒。將射孔槍、電纜接頭和井下儀器裝入防噴管內，并與電纜相連。安裝就緒后，打開防落器和封井器，借助于電纜把射孔槍下出油管鞋。放射性測井校對井深后對準層位引爆射孔。然后起出電纜，當射孔槍和井下儀器進入防噴管后，立即關閉采油樹總閘門。放掉防噴管內的壓力，再卸掉采油樹以上的裝置。
過油管射孔具有負壓射孔的優點，特別適合不停產補孔和打開新層，避免關井和起、下油管。但由于受油管直徑的限制，無法實現高孔密和深穿透，一次射開的產層厚度受限。目前多用于海上油氣井和不停產井。
油管輸送射孔工藝是把射孔槍接在油管柱上，借助于油管把射孔槍送到射孔位置。射孔前用射孔液造成負壓環境。坐好油管串，安上封井器，放射性測井校深后，對準層位引爆射孔彈，丟槍后試油。引爆方式有投棒引爆、油管加壓引爆、環空加壓引爆、電引爆等多種，從油管內投入鐵棒撞擊引爆最簡單、也最常用。
油管輸送射孔工藝的特點是能實現高孔密、深穿透，負壓清潔孔眼效果好、安全性高，特別適用于斜井、水平井以及稠油井，高壓地層和氣井必須采用。
2.下油管油管是地下油氣流向地面的通道，也是用來實現洗井、壓井、酸化、壓裂等措施的工具。油管是用優質鋼材制成的無縫鋼管，用接箍連接成油管柱。油管柱最下端的油管鞋是一個小內徑的油管短節，用于防止井下壓力計及其他入井工具掉落井底。
下在油層部位的篩管即為割縫或帶眼油管。長度一般在6～8m，孔眼直徑為12mm。所開孔眼的總面積要大于油管內截面積，目的是增大油氣流動通路，防止較大巖屑進入油管內，彌補由于油管鞋截面積過小而影響產量。
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由于油管柱與套管間的環空由油管掛密封，由地層流入井內的油氣只能進入篩管并沿著油管上升到地面。采油樹與地面采油管線相連,有控制地將油氣從井內輸出。
3.誘導油氣流下完油管、安裝好井口裝置后，下一步的工作一般是誘導油氣流。對于因井內液柱壓力過高而不能自噴的油氣井，應設法降低井內液柱高度或流體密度，從而降低液柱壓力，誘導油氣流進入井內。常用的方法有替噴法、提撈誘噴法、抽汲誘噴法和氣舉法等。
1)替噴法用原油或清水等低密度液體將井內的鉆井液循環替出，降低液柱壓力以誘使油氣流入井內的辦法稱為替噴法。替噴時清水從油管注入井內，逐步替出井內鉆井液。對于高壓井或深井，為了不致造成井內壓力變化過猛，可以先用輕鉆井液替出重鉆井液，再用清水替出輕質鉆井液的辦法進行替噴，確保井身安全。
2)提撈法提撈誘噴法是用特制的提撈筒，將井筒中的液體逐筒地撈出來，以降低液柱高度、誘導油氣流進入井內。這種方法一般是在替噴后仍然無效的情況下采用。
提撈誘噴法的一種變化稱為鉆具排液法。可以把裝有回壓閥的下部鉆具視為一個長的提撈筒，速度較快地將井內液面降低1000～1500m。
3)抽汲法抽汲法實際上是在油管柱內下入一個特制的抽子，利用抽子在油管內上下移動形成的部分真空，將井內部分清水逐步抽出去，從而降低井內液柱高度，達到誘噴的目的。
抽汲法可將井內液柱高度降到很低。抽子下行時閥打開，水從抽子中心管水眼流入油管內；上提抽子時閥關閉，油管內的水柱壓力使膠皮脹開緊貼油管內壁而起密封作用。抽子之上的水柱隨抽子上移而被排出井口。替噴后仍不能自噴的井，可采用抽汲法誘噴。
4)氣舉法氣舉法與替噴法的原理類似，只是替入井內的不是清水而是壓縮空氣。氣體是從環空注入而不是經油管注入。由于氣體密度小，只要油氣層傷害不是很嚴重，一般氣舉后可達到誘噴的目的。在某些有條件的地區，還可以用鄰井的高壓天然氣代替壓縮機進行氣舉。對替噴無效的井，也可采用氣舉法誘噴。
4.完井測試完井測試的主要任務是測定油氣的產量、地層壓力、井底流動壓力、井口壓力以及取全取準油、氣、水的資料，為油氣開采提供可靠的依據。
1)油氣產量的測定從油氣井中產出的油、氣、水進入分離器后，氣體經分離傘從上部排出，油和水沉降下來。玻璃連通管中的液面高度能反映分離器內油水液面的變化。記錄玻璃管中液面上升一定高度所需的時間，就能算出每口井的產液量，經采樣分析可得到油水含量。
通常用節流式流量計測定天然氣的產量。流量計的孔板直徑要適應天然氣的產量范圍。
2)地層壓力和井底流動壓力關井待井內壓力恢復到穩定后，用井下壓力計測得的井底壓力即為地層壓力。也可用關井井口壓力和液柱壓力計算得出地層壓力。對于滲透性差的地層，關井使井內壓力恢復需要很長時間。為了節省時間，可根據一段時間內的壓力恢復規律推斷地層壓力。
井底流動壓力是指穩定生產時測得的井底壓力。如果是油管生產，由套壓和環空液柱壓力可算得井底流動壓力。
3)井口壓力油氣井井口壓力包括油壓和套壓。油壓反映井口處油管內壓力，套壓反映井口處油管與套管環形空間的壓力。生產時油壓和套壓不同，關井壓力穩定后油壓和套壓應相等。可以在地面上通過壓力表讀得這兩個壓力值。
4)油、氣、水取樣取樣是為了對產層流體進行分析和評價。因此，要求取出的樣品具有代表性和不失真。一般情況在井口取樣。有時為了保持油氣在地下的原始狀態，需要下井下取樣器到井底取樣并封閉，然后取到地面用于測試和分析。
思考題
1.鉆井的作用是什么?2.現代旋轉鉆井的工藝過程特點是什么?3.井身結構包括什么內容?4.鉆井工藝發展經歷了幾個階段?有些什么特點?5.石油鉆機由哪些系統組成?各個系統的作用是什么?6.防噴器有哪些類型？各有什么用途？
7.鉆柱主要由哪幾種部件組成？
8.方鉆桿為什么要做成正方形?9.扶正器、減振器、震擊器等輔助鉆井工具各有什么用途?10.普通三牙輪鉆頭主要由哪幾部分組成?11.石油鉆井使用的金剛石鉆頭有哪些類型?各在什么條件下使用?12．鉆井液的功用是什么?13．水基鉆井液由哪些部分組成？屬于什么樣的體系？
14．鉆井液性能的基本要素有哪些？
15．鉆井液密度與鉆井工作的關系如何?16．怎樣優選鉆頭？
17．井斜控制標準是什么?18．壓井循環的特點是什么？
19．常規井身軌跡有哪幾種類型？
20．井內套管柱主要受哪些外力作用？設計套管柱的基本原則是什么?21．套管柱由哪些基本部件組成？
22．描述注水泥的基本過程。
23.鉆開油氣層時常采取哪些保護措施?24．目前常用哪幾種完井方法?25.誘導油氣流的主要方法有哪些?26.完井井口裝置有哪些部件?各起什么主要作用?
連續油管起初作為經濟有效的井筒清理工具，在市場上贏得了立足之地。修井和完井作業的經濟收入占連續油管作業總收入的75%以上，連續油管在世界各油氣田的應用范圍持續擴大。事實上連續油管所具有的帶壓欠平衡作業、作業的快速高效、對地層的低傷害、低成本（來源于工序的簡化）等等優點和應用價值，是在連續油管誕生30年后的上世紀90年代才真正被人們所認識。其后連續油管廣范應用于油氣田修井、鉆井、完井、測井等作業，在油氣田勘探與開發中發揮著越來越重要的作用。90年代后，連續油管壓裂技術和連續油管鉆井技術，在工藝技術上和實際的應用中得到了較快的發展。 我國引進和利用連續油管作業技術始于70年代，1977年，我國引進了第一臺波溫公司生產的連續油管作業機，在四川油田開始利用連續油管進行氣井小型酸化、注氮排殘酸、氣舉降液、沖砂、清蠟、鉆磨等一些簡單作業，累計進行數百口井的應用試驗，取得了明顯效果，積累了初步的經驗，隨后在全國各油田推廣應用。目前，據不完全統計，國內共有引進的連續油管作業機30臺左右，主要分布在四川、大慶、長慶、勝利、華北、中原、吉林、新疆、遼河、吐哈、大港、河南和克拉瑪依等油田。四川、遼河、華北自引進連續油管以來累計作業井次均己超過1000井次。大慶油田自1985年引進連續油管作業裝置以來，共在百余口井中進行了修井等多種井下作業，主要用于氣舉、清蠟、洗井、沖砂、擠水泥封堵和鉆水泥塞等。吐哈油田自1993年引進連續油管作業機以來，作業井次達40～60井次，用連續油管進行測井的最大井深已達到4300m。總的來講，國內連續油管作業機主要應用于以下幾個方面:沖砂洗井、鉆橋塞、氣舉、注液氮、清蠟、排液、擠酸和配合測試。用得比較多的是沖砂堵、氣舉排液和清蠟，占95%以上。連續油管作業在我國油田受到普遍歡迎 。
【考試大綱要求】：
1、了解輸油氣站場、儲油（氣）庫、輸油氣管道的防腐絕緣與陰極保護，管道安全監控技術；
2、熟悉管道檢測、管道維修與搶修等安全技術。
【教材內容】：
第三節石油天然氣開采過程的主要危險及其控制
一、硫化氫防護
在含硫化氫的油氣田進行施工作業和油氣生產時，所有生產作業人員都應該接受硫化氫防護的培訓；來訪者和其他非定期派遣人員在進入硫化氫危險區之前，應接受臨時安全教育，并在受過培訓的人員隨同下，才允許進入危險區。
硫化氫作業現場應安裝硫化氫報警系統，該系統應能聲、光報警，并能確保整個作業區域的人員都能看見和聽到。第一級報警值應設置在閾限值[硫化氫含量15 mg／m3 (10ppm、)]，達到此濃度時啟動報警，提示現場作業人員硫化氫的濃度超過閾限值，應采取相應措施；第二級報警值應設置在安全臨界濃度[硫化氫含量30mg／m3(20ppm)]，達到此濃度時，現場作業人員應佩戴正壓式空氣呼吸器，并采取相應措施；第三級報警值應設置在危險臨界濃度[硫化氫含量150mg／m3 (100ppm)]，報警信號應與二級報警信號有明顯區別，應立即組織現場人員撤離作業現場。
應在作業現場有可能出現硫化氫氣體的部位安裝固定式硫化氫探測儀，此外還應配備便攜式硫化氫探測器；在作業人員易于看到的地方應安裝風向標、風速儀等標志信號。
鉆入油氣層時，應依據現場情況加密對鉆井液中硫化氫的測定；在新構造上鉆預探井時，應采取相應的硫化氫監測和預防措施；鉆進中發現硫化氫時，濃度達到30 mg／m3 (20ppm)，應暫時停止鉆進，循環泥漿，采取相關的措施；在鉆探含硫化氫地層時應使用適合于含硫化氫地層的鉆井液，鉆井液的PH值保持在9．5以上；鉆到含硫化氧地層后，起鉆時應使用鉆桿刮泥漿器；鉆穿含硫化氫地層后，應增加對工作區的監測；在鉆井工程設計中，各層套管固井應盡量提高水泥上返高度或采取其他措施，防止套管腐蝕損壞；從巖心筒取出巖心時，操作人員要戴好正壓式空氣呼吸器。運送含硫化氫巖心時應密封好，并寫明巖心含硫化氫字樣；在預計古硫化氫的地層進行中途測試時，應落實防硫化氫措施，并將測試工作安排在白天進行，測試器具附近盡量減少操作人員；嚴格限制在含硫化氫地層中用常規的中途測試工具進行測試；在含硫化氫地層試油時應制定專門的防硫化氫措施，落實人員防護器具、人員急救等應急措施；在試油設備附近，人員減少到最低限，保證人員安全；含硫化氫井作業，應嚴格按照井控要求控制井噴。防噴器組及其管線閘門和附件應能適于硫化氫條件下使用，并能滿足預期的井口壓力。
在作業現場，應根據現場作業人員情況配備相應數量的正壓式空氣呼吸器和空氣補充裝置。正壓式空氣呼吸器應存放在人員能迅速取用的安全位置，并應配備備用的正壓式空氣呼吸器。危險區通風設備的動力應符合防爆要求。在有可能形成硫化氫和二氧化硫聚集的地方應有良好的通風。
二、石油地震勘探安全要求
營地是地震隊臨時性的生產、生活基地。營地應選擇在地勢平坦、干燥、道路暢通、取水便利、水源無污染和背風的地方，并應避開易燃、易爆或有毒、有害物品的工廠或場所及易受自然災害侵襲的地方，同時應避開傳染病、地方病的高發區。
在荒漠、沼澤等無人煙地區施工時．施工人員應至少2人以上同行，并確保通訊聯絡暢通；若遇險情，應采取求生措施，發出求救信號，及時組織營救；穿越陡坡、江河、急流、湖泊、沼澤、險溝、陡崖等地段，應提前實地察看，并采取防止淹溺、摔跌等安全監護措施。
沙漠地區測量時，應在已確定的營地中心至測線工區道路兩旁設置明顯、牢靠的路標，路標間隔一般為300～500 m，高差起伏大的地段應加密路標。
進行爆炸作業時，在接近危險區的邊界處應設警戒崗哨和安全標志，禁止人、畜、車(船)進入危險區域內；對盲炮應采取引爆方式處理，不應采用捅、挖的辦法。
三、鉆井
(一)井場
井隊生活區距井口300 m以上；井口距高壓線及其他永久性設施不少于75 m；距民宅不少于100m；距鐵路、高速公路不少于200 m ；距學校、醫院和大型油庫等人口密集性、高危性場所不少于500 m。
(二)井控及復雜情況處理
鉆井施工中應設專人坐崗觀察，及時發現、控制溢流。起鉆前應充分循環，排除鉆井液中的油氣，每起3～5柱鉆具至少應向環空和鉆具內灌滿一次鉆井液。起下鉆應控制速度，防止激動壓力過大造成漏失或抽吸導致井下復雜，同時記錄鉆井液增量，警惕溢流發生。在溢流突然發生搶接回壓閥無法實現井噴失控的情況下，可扔掉或剪斷井內鉆具、工具、電纜等，以達到迅速關井控制井口的目的。
高壓天然氣井、新區預探井、含硫化氫天然氣井應安裝剪切閘板防噴器；防噴器組合應根據壓力及地層特點進行選擇，節流管匯及壓井管匯的壓力等級和組合形式要與全井防噴器相匹配；應制定和落實井口裝置、井控管匯、鉆具內防噴工具、監測儀器、凈化設備井控裝置的安裝、試壓、使用和管理的規定。高壓天然氣井的放噴管線應不少于兩條。出口距井口大于75 m；含硫天然氣井放噴管線出口應接至距井口100 m以上的安全地帶．固定牢靠，排放口處應安裝自動點火裝置。
(三)固井
天然氣井各層套管水泥漿應返至地面，未返至地面時應采取補救措施；針對低壓漏失層、深井高溫高壓氣層或長封固段固井應采取尾管懸掛、懸掛回接、雙級注水泥、管外封隔器以及多凝水泥漿和井口蹩回壓等措施，確保周井質量。對天然氣井優選防氣竄水泥添加劑，防止氣竄；對漏失井，應在下套管前認真堵漏，直至合格。
四、錄井作業安全要求
當發生井噴時，應按鉆井施工單位的統一指揮，及時關閉所有錄井用電，滅絕火種，并妥善保管資料；遇中途測試、泡油解卡、爆炸切割、打撈套銑等特殊作業，應嚴格遵守鉆井施工單位的有關安全規定和應急措施；在新探區、新層系及已知含硫化氫地區錄井時，應進行硫化氫監測，并配備相應的正壓式空氣呼吸器；吊套管上鉆臺作業時，核對入井套管編號的錄井人員，應遠離鉆臺大門坡道15 m以外；固井時，錄井人員不應進入高壓警戒區；帶電檢修儀器應有可靠的安全措施，操作時應至少有2人在現場實施監護。
五、測井作業安全要求
測井車接地良好，地面儀器、儀表應完好無損，電器系統不應有短路和漏電現象，電纜絕緣、電阻應達到規定要求。地滑輪應及時保養，做到靈活好用，牢固可靠。井口馬達齒輪嚙合良好，銷子及齒輪軸不松不曠；深度系統、張力傳感器的連線絕緣、導通良好，定期按標準校準。固定地滑輪尾鏈應完好無損，承受拉力不低于120 kN并定期檢查。檢查絞車鏈條固定處，應無開焊、脫焊；深度、張力傳感器和馬籠頭應定期檢查保養。馬籠頭拉力棒應每10口井更換一次，遇硫化氫應隨即更換，電纜應定期做拉斷試驗并存檔。
在測井作業中，若有井涌跡象，應按井控要求處理。遇有硫化氫氣體等特殊測井作業，應制定測井方案，待批準后方可進行測井作業。
六、射孔作業安全要求
1．在射孔前應按設計要求壓井；在鉆井平臺上(現場)存放爆炸物品時，應放在專用釋放架上或指定區域；射孔時平臺上(現場)不應使用電、氣焊。平臺上或停靠在平臺(作業現場)周圍的船舶(車輛、人員)不應使用無線電通訊設備。
2．裝炮時應選擇離開井口3 m以外的工作區，圈閉相應的作業區域。聯炮前，操作工程師應拔掉點火開關鑰匙和接線排上的短路插頭，并安裝好控制閘門或井口裝置和防噴裝置。
3射孔時應有專人觀察井口，有外溢現象時應立即采取措施。下深未超過200m時，不應檢測井內的槍身或爆炸筒。
七、試油(氣)和井下作業安全要求
1．起下管柱應連續向井筒內灌入壓井液，并控制起下鉆速度；對井漏地層，在起下管柱前，應向射開井段替入暫堵劑暫堵地層。
2．起出井內管柱后，在等待時，應下入部分管柱，并裝好采油(氣)樹，嚴防空井井噴事故發生。
3．壓井作業中，當井下循環閥打不開時，可采用連續油管壓井或采用向地層擠入法壓井，然后對油管射孔或切割，實現循環壓井。
4．進行油氣層改造時，施工的壓力不能超過油管、工具、井口等設施中允許的最小許可壓力范圍；若油管注入泵壓高于套管承壓，應下入封隔器，并在采油(氣)樹上安裝安全閥限定套管壓力。
5．井口操作應避免金屬撞擊產生火花。修井機排氣管道應安裝火花捕捉器。對特殊井應裝置地滑車，將通井機安放在距井口18 m以外的位置，進入井場車輛的排氣管應安裝阻火器。
6．發現封隔器失效，應立即終止測試，采用反循環壓井。
7出現環空壓力升高，應通過節流管匯及時泄壓，若泄壓仍不能消除環空壓力上升，立即終止測試。
8．發現地面油氣泄漏，視泄漏位置及時關閉油嘴管匯，緊急切斷閥或采油樹生產閥門，對泄漏設備進行整改。
9．測試過程中若發現管柱自動上行，應及時關閉防噴器，環空蹩壓平衡管柱上行力。環空憋壓不應達到井下壓控測試閥操作壓力。
10．壓裂、酸化、化堵
地面與井口連接管線和高壓管匯，應按設計要求試壓合格，各部閥門應靈活好用。井場內應設高壓平衡管匯，各分支應有高壓閥門控制。壓裂、酸化、化堵施工所用高壓泵安全銷子的切斷壓力不應超過額定工作壓力。設備和管線泄漏時，應停泵、泄壓后檢修。高壓泵車所配帶的高壓管線、彎頭要按規定進行探傷、測厚檢查。施工井口或高壓管匯如發生故障，應立即采取措施，進行處理。壓裂作業中，不應超壓。壓裂施工時，井口裝置應用鋼絲繩繃緊固定。
八、采油、采氣
(一)油氣井、站設計的安全原則
高溫、高壓、高含硫及二氧化碳的油氣井應有自動關井裝置。井場、計量站、集輸站、集氣站及其工藝管道設計應由有資質的單位編制完成，場站設計應符合相關技術要求并按程序審批。工藝流程應安全、先進、合理，工藝管道的設計應有防腐、防凍、防堵、防爆裂內容。天然氣集輸站宜設非實體圍墻，若設實體圍墻，集輸設施周圍30 m內應按爆炸危險區布置，井場、計量站、集輸站的平面布置與周圍建(構)筑物、設施的防火間距及內部埋地集輸管道與周圍建(構)筑物、站與外部區域的防火間距應符合GB 50183和GB 50350的規定。計量站、集輸站避雷設施、電氣裝置及設備的接地，執行GB 50169的規定；進出集輸站(包括天然氣凈化廠)兩端管道防爆區外的安全位置，應設置緊急關斷閥和水封井。
(二)油氣井站
油氣井井場、計量站、集氣站應有醒目的安全警示標志，建立嚴格的防火防爆制度；場站區消防器材應按照GB 50140的規定配備齊全，不同類型的滅火器應分別存放，專人管理，定期檢查。運行的壓力設備、管道等設施設置的安全閥、壓力表、液位計等安全附件齊全、靈敏、準確，按時校驗。
井口裝置及其他設備應完好不漏，油氣井口閥門應開關靈活，油、氣井進行熱洗清蠟、解堵等作業用的熱洗清蠟車的施工管線應安裝單流閥。施工作業的熱洗清蠟車應距井口20 m以上。污油(水)罐離井口不應小于20 m。
(三)油氣井生產作業安全
采油(氣)樹應符合工作壓力等級等于或大于生產和施工壓力的要求，高壓油氣井井下宜安裝井下安全閥。自噴井開關井、更換油嘴、清蠟等操作時，操作人員應避開油氣出口方向。
用天然氣氣舉采油、注氣和注蒸汽開采時，要做到：
1．氣舉井、注氣井、壓氣站、配氣站之間的管線及注蒸汽井口管線應安裝單流閥，并無滲漏；
2．壓氣站向配氣站輸送含水天然氣時，應進行降低露點的預處理，在配氣站內管線上應安裝冷凝液分離器；
3．壓氣站到配氣站的輸氣管線上要安裝緊急放空管，放空管上應裝阻火器；
4．壓氣站如向多個配氣站分輸時，則每個分支管線上應安裝截止閥。
九、油氣集輸與處理安全要求
(一)原油集輸站、集輸管道防火、防爆基本要求
集輸站、集輸管道的工程建設設計及竣工驗收按GB 50183、GBJ 16的規定。電氣設備應按GB 50058規定執行；輸油站的生產區與辦公區、生活區應有明顯的分界標志，并設有“嚴禁煙火”等醒目的防火標志，機動車輛進入生產區，其排氣管應裝有阻火器；在生產區從事生產、檢修、施工和搶修的職工，應穿戴防靜電防護服、安全鞋和使用防爆工具，禁止使用手機等非防爆通信工具；生產區內不應使用汽油、輕質油、苯類溶劑等擦地板、設備和衣物；生產區域內應做到無油污、無雜草、無其他易燃易爆物。站內的設備、管網做到完好無滲漏；集輸泵房、閥組間、計量間、集輸罐區應裝有可燃氣體濃度報警器，并符合GB 50183和GB 50350的要求。
(二)天然氣集輸站場、管網的擴建、改建壓檢修與搶修
天然氣集輸管線放空時，應先點火后放空，當采取多處放空管對輸氣管線的天然氣進行放空時，處于低洼位置的放空管將先于高處放空管放完，放空管口火焰高度降到1 m以下時，應立即關閉放空閻，以避免負壓吸入空氣。天然氣放空應有統一指揮，放空點應有專人監護。
集輸氣管線動火修理，管線直徑在250mm以上的，應在更換管段兩側3～5 m處開孔放置隔離球，以隔絕管線余氣。切割隔離孔時，宜采用機械開孔。隔離球充氣應用惰性氣體(氮氣或二氧化碳氣)，不應用氧氣及其他可燃氣體。在坑內或閥室內進行割焊作業時，應先用天然氣檢漏或測爆儀器對操作環境中的氣體進行檢測。如有天然氣散發現象時，應采取強制通風措施，排除集聚余氣，達到動火條件后，再進行動火作業。
管線組焊、修口或封焊隔離球孔前，應先作可燃氣體濃度檢測試驗，當可燃氣體的濃度達到爆炸下限的25％以下時，方可進行動火作業。
(三)天然氣的儲存與計量
氣柜應裝有容量上、下限標志，上限高度為氣柜設計容積高度的85％．下限高度為設計容積高度的15％；經常檢查氣柜導輪系統，避免導輪卡死，防止氣柜超壓，氣柜應有應急放空裝置，并將氣體引入火炬系統；天然氣壓力儲罐(球罐、臥式罐)應裝有緊急放空、安全泄壓設施及壓力液位顯示儀表；天然氣儲罐、氣柜應有良好的防雷、防靜電接地裝置，接地電阻不大于10Ω；天然氣儲罐(柜)檢修動火時，應經放空、蒸汽吹掃、清洗、強制通風、取樣分析，經檢驗氣體中可燃介質濃度應低于其爆炸下限的25％為合格；凡與外界可燃氣體連通的進、出口法蘭應加鋼制盲板隔離，厚度不小于6 mm；加強氣柜的使用與安全管理，水槽內要保持正常水位，冬季要有保溫防凍措施。固定式儲罐，夏季應有噴淋水或遮陽設施。
十、石油工程建設施工安全要求
施工現場及其周圍的山崗、懸崖、陡坡處應設置安全護攔。影響安全施工的坑、洼、溝等均應填平或鋪設與地面平齊的蓋板，其他障礙應予以清除。坑槽施工時，應經常檢查土質穩固情況，采取加固措施，防止裂縫、疏松或支撐偏移造成坍塌事故。開挖管溝時，應根據土質情況決定邊坡坡度，防止塌方。施工現場的排水設施應做全面規劃，合理布局，上部需承受負荷的溝渠應設有蓋板或修筑涵洞、敷設涵管。
施工用水、水蒸氣、壓縮空氣、乙炔氣、氧氣、氮氣等管網應布設適宜、固定牢靠，并按介質要求對管網進行沖洗、吹掃、除油、脫脂等處理，合格后方可使用。施工現場的供、用電線路及設施應按總平面圖布置，并應符合有關要求。大型設備吊裝、射線作業、電氣耐壓試驗、設備、容器及管道脫脂、試壓和爆破作業等施工區域應設置明顯的警告標志，并制定相應的安全應急措施。
應對地溝、閥門井、排污井和低層設備、管道、閥門和儀表等采取隔離或封閉措施；進入容器、地溝等有限空間內進行施工或其他作業前，應對易燃、易爆、有毒、有害氣體進行分析，并辦理作業許可證。與容器相連的管道應采取隔離措施。
在易燃、易爆施工現場內進行易產生火花的作業時應辦理用火證，制定詳細的作業方案和應急預案。在有易燃、易爆危險的場所內用火，應經氣體取樣分析合格后方可用火。高處用火應采取遮擋措施，防止火花飛濺。
未來壓裂技術發展方向將主要體現在以下3個方面：一是現有壓裂技術不斷發展與融合，如連續油管壓裂、小井眼壓裂、井下混配壓裂等技術不斷發展與完善，同時要發展針對不同巖石特性的壓裂液體系及配套技術；二是壓裂裝備將向大功率化、模塊化、小型化、便攜化等方向發展，不僅能夠減少設備使用數量，從而大幅減少土地占用量，也便于在復雜地表條件下進行壓裂施工；三是隨著儲層改造理念的創新發展，高效、低成本、環境友好的壓裂技術將是未來重要的發展方向，如近期已開始試驗使用的體積改造、高速通道壓裂等技術。
(1)體積改造技術
體積改造技術(Stimulated Reservoir Volume，SRV)，是M.J.Mayerhofer等于2006年在研究Bamett頁巖微地震與壓裂裂縫變化時首次提出的，通過壓裂的方式，對儲層實施改造，在形成一條或者多條主裂縫的同時，通過分段多簇射孔，高排量、大液量、低黏液體以及轉向材料與技術等的應用，實現對天然裂縫、巖石層理的溝通，以及在主裂縫的側向強制形成次生裂縫，并在次生裂縫上繼續分支形成二級次生裂縫，以此類推。讓主裂縫與多級次生裂縫交織形成裂縫網絡系統，將可以進行滲流的有效儲集體“打碎”，使裂縫壁面與儲層基質的接觸面積最大，使得油氣從任意方向的基質向裂縫滲流距離最短，極大地提高了儲層整體滲透率，實現對儲層在長、寬、高三維方向的全面改造(圖10.3)(吳奇等，2011)。
圖10.3 體積改造的復雜網絡裂縫示意圖
體積改造效果取決于3個前提條件：①富含脆性礦物的儲層，是實現體積改造的物質基礎。富含石英或者碳酸鹽巖等脆性礦物的儲層，有利于產生復雜縫網，黏土礦物含量高的塑性地層不易形成復雜縫網；②發育良好的天然裂縫和層理，是實現體積改造的前提，天然裂縫存在與否，裂縫發育的方位、產狀、數量以及是否含有充填物，直接影響到體積改造裂縫網絡的形成；③“分段多簇”射孔技術是實現體積改造的技術關鍵。常規水平井分段壓裂進行段間距優化時，采用單段射孔，單段壓裂模式，避免縫間干擾；體積改造優化段間距時，采用“分段多簇”射孔，多段一起壓裂模式利用縫間干擾促使裂縫轉向，產生更為復雜的裂縫網絡系統。體積改造技術不僅能夠大幅度提高單井產量，還能降低儲層有效動用下限，最大限度提高儲層動用率和采收率，是實現泥頁巖氣、致密巖油氣經濟開發的重要技術。
(2)高速通道壓裂技術
高速通道壓裂技術(HiWAY Channel Fracturing)是通過對現有壓裂工藝的革新，脈沖式注入支撐劑(圖10.4)，通過纖維改變支撐劑段塞的流變性，延緩支撐劑的分散和沉降，建立起以支撐劑墩柱支撐的非連續鋪置的大通道，流體不在流經支撐劑充填層，而是流經由支撐柱形成的通道，消除了支撐劑充填層中存在的多相流、支撐劑破碎、高分子濾餅、凝膠及其他因素影響，大大提升了油氣導流能力。該技術主要是通過提高支撐劑的韌性和圓度、降低支撐劑的破碎和凝膠滯留、改善破膠劑來產生裂縫通道，革新了常規水力壓裂技術，是一場壓裂設計理念的革命。目前已作業試驗近3000口井，對比增產20%左右。
圖10.4 HiWAY壓裂與常規壓裂比較
“工廠化”作業模式主要是基于井間接替策略，采用叢式水平井鉆井、同步壓裂或者交叉壓裂的作業方式，為實現泥頁巖氣等非常規油氣資源經濟開發提供了高效運行模式。使用叢式井鉆井技術在一個平臺鉆多口水平井，是實現“工廠化”作業的前提。一個占地4～5英畝的平臺，可以鉆6口水平井，大約能夠代替24口直井(圖10.5)，這相當于用1個井場、1個壓裂液水池和l條公路代替24個井場、24個水池和24條公路，大大減少了土地占用和環境影響，降低了鉆井與壓裂過程中的污染風險，也大幅降低了鉆探成本。目前，美國賓夕法尼亞州Marcellus頁巖氣開發已開始廣泛利用多井平臺鉆探生產井，2011年使用多井平臺鉆探的頁巖氣井比例達83%，而2008年只有18%。
圖10.5 平臺式鉆井軌跡示意圖
平臺式鉆井+同步壓裂或交叉壓裂的“工廠化”作業模式，大幅減少了土地占用量、設備動遷次數和作業時間，在含油氣層多口井控制范圍內，整體產生更為復雜的裂縫網絡體系，大幅度增加油氣藏改造體積，提高了初始產量和最終采收率；同時減少了地面管線與集輸設備，降低了生產作業成本，增大了非常規油氣資源經濟有效開發的可能性。
中國非常規油氣資源賦存環境比較復雜，資源富集地區的地表條件往往以山地、黃土塬、沙漠等為主，不僅實施大規模壓裂施工的地面條件受限，作業施工難度大，而且環境比較脆弱，這決定了中國非常規油氣的規模開發，更需要采用平臺式鉆井+同步壓裂或交叉壓裂的“工廠化”作業模式。
面對中國油氣供需缺口不斷加大的嚴峻形勢，中國應充分發揮后發優勢，通過加強國際合作與交流，在引進、消化、吸收的基礎上，不斷創新發展出適合中國地質與地面條件、環境友好、低成本的勘探開發技術體系，推動中國非常規油氣資源加快開發利用，為國民經濟發展提供重要保障。
3.6.4.1 自轉向酸酸壓工藝技術
在進行酸化或酸壓的時候為了準確地將處理液注入到所選擇的層段內。可以通過套管或油管注入到井下，或用連續油管注入。但是在井筒注入作業中，酸液優先進入高滲透率層，使得低滲層段得不到處理。有時高滲產水層吸入過量酸液，增加產水量和水處理成本。早前普遍采用機械轉向和常規的化學轉向方法，前者在大距離水平井和大位移井中有時失效，后者就是用橋堵劑和交聯聚合物凝膠臨時封堵高滲地層，以便將處理液轉向低滲地層內。但是聚合物基酸液體系具有一些缺陷。研究表明，常規聚合物基酸液體系會堵塞酸蝕孔洞并造成地層損害。同時聚合物體系的穩定性會隨著井底溫度的增加而下降，并會影響轉向，在最壞的情況下會阻止地層中的流體流動，造成永久性地層損害。當存在硫化氫時，金屬交聯添加劑與沉淀的硫化物反應，會造成地層損害和結垢等問題。
為解決聚合物潛在的損害，斯倫貝謝研究出了黏彈性表面活性劑（VES），1997年推出了無聚合物壓裂液。2001年推出了實際作業溫度達135℃的VES分子壓裂液，并于2004年利用VES化學原理生產出無聚合物酸液，稱為VDA黏彈性轉向酸液體系。VDA體系中使用的這種黏彈性表面活性分子由陽性季銨基親水頭和陰性羧基長疏水尾形成的碳氫鏈組成。在沿油管或套管注入井下時，VDA液體系（是HCl、黏彈性表面活性劑和酸處理中的添加劑混合物）能夠保持較低的黏度。在酸液與巖石反應而被消耗的過程中，表面活性劑形成凝膠。有兩個因素控制著這種凝膠形成過程，隨著酸液的消耗，pH值增加，使表面活性分子聚集，并形成叫做膠束的長形結構，其中親水頭方向朝外，疏水尾方向朝內。碳酸鈣在鹽酸中溶解產生氯化鈣鹽水，進一步使螺旋狀膠束穩定。膠束繼續加長，并在表面活性劑臨界濃度之上纏結，形成網狀結構，并產生高黏度彈性凝膠。凝膠黏度加大進一步減小向處理層內已有酸蝕孔洞和縫隙的流動，從而使酸蝕流動轉向未增產處理的低滲地層和受損害的地層。反應后的VDA液的黏度與包括溫度在內的幾種因素以及酸液與表面活性劑的初始百分比有關。在處理之后，表面活性劑凝膠在與產出的原油接觸時或在返排期間被產出的地層鹽水稀釋時破裂，凝析液和互溶劑前置液返排。在破裂期間，長條形膠束結構分解為球形結構，而且由于球形膠束沒有纏結，酸液體系的黏度較低。互溶前置或后置溶液可以加快稠化表面活性劑的破裂和促進快速清潔。斯倫貝謝公司認為，這種新的酸液體系可以用來對井底靜態溫度達149℃的井進行增產處理。
在投入應用之前，斯倫貝謝和Stim-Lab比較了純鹽酸、一種聚合物酸、一種泡沫酸和VDA酸液體系的分流效果和保留滲透率特性。試驗表明，鹽酸原酸只能穿透滲透率最好的巖心，而VDA體系則能夠增加所有巖心的滲透率，因為它能夠成功地使酸液轉向流到低滲巖心中。利用計算機層析成像（CT）研究表明，由于酸化作用導致孔隙結構變化，與聚合物酸的黏度相比，VDA酸液的黏度在反應后仍然保持較高的水平。對巖心注入表面的分析顯示，用VDA酸液注入的巖心保持清潔，沒有殘余痕跡。用聚合物酸體系處理巖心注入表面和酸蝕孔洞內側明顯具有損害的殘余痕跡。這種新型VDA液體可以作為一級液體注入，或在不同級中與其他增產液體混合注入。測試結果已表明，當互溶劑連續注入測試巖心時，低流動初始壓力說明VDA殘液具有良好的清潔效果。這種VDA體系良好的特性對于低壓油藏特別有利。
墨西哥酸液轉向體系實例：PEMEX自1995年一直在Veracruz盆地使用酸化壓裂方法，該區使用封堵球處理液轉向及凝膠油基前置液防止濾失常常失敗。1997年引入含聚合物的自轉向酸液改善了轉向效果，考慮到聚合物損害的影響，1999年開始使用VES技術。首先用一種黏性無酸的ClearFRAC壓裂液前置液啟動水力壓裂，形成一定幾何形態的裂縫。之后注入酸液（15%HCl濃度下含20%甲醇或異丙醇以及80%酸液），以刻蝕裂縫并產生酸蝕孔洞，最終造成流體濾失。最后注入VDA體系充填酸蝕孔洞。VDA體系能夠更有效地延伸已經形成的孔洞，因為先期增產處理的地層吸入的液體較少而后續的羥基酸將被轉向到新的地層，對Edwards灰巖測試表明，該液體能夠對裂縫表面進行不均勻刻蝕。使用多種液體有助于黏性指進，能改變酸液的路徑，并在裂縫面上產生不同的刻蝕形態。重復這一造縫過程，利用溶劑沖洗液進行沖洗或使地層油氣返排，可降低凝膠酸液的黏度，并有助于快速清潔。由于裂縫面得到不同程度的刻蝕，因此裂縫在閉合后仍能保持其導流能力。
第一口井（Matepionche2181井）于2002年11月完鉆，隨后在2815～2870m之間的3個碳酸鹽巖層段進行射孔并實施基巖酸化增產處理。地層的孔隙度為7%～11%，平均溫度為82℃，處理前該井無產量。處理后用1/2英寸油嘴2.89MPa下產量達3.1504×104m3/d，試井分析得平均滲透率為0.069×10-3μm2，油藏壓力為22.8MPa，表皮因子為+1，表明地層僅受到輕微損害。
3.6.4.2 多級注入酸壓工藝技術
為了有效地控制酸液濾失，Coulter和Crowe等人于1976年提出交替注入前置液和酸液的方法，發展了交替注入酸壓施工工藝技術。20世紀80年代中后期，多級注入酸壓技術得到了廣泛的應用并取得了較好的效果。20世紀90年代，該技術成為碳酸鹽巖儲層深度酸壓的主流技術（丁云宏，2005）。
根據地層特征，該技術可將非反應性高黏液體與各種不同特性的酸液組合，構成不同類型、不同規模的多級注入酸壓技術。主要應用于低滲、特低滲的碳酸鹽巖儲層，更適合于重復酸壓井。
1998年，Schlumberger Dowell公司在墨西哥的維拉克魯斯州碳酸鹽巖天然裂縫性油氣藏進行了多級注入深度酸壓，該氣田采用前置液+醇酸+轉向酸進行多級注入酸壓施工，注入的級數最高達15級，施工后取得了明顯的增產效果。
3.6.4.3 特殊酸壓工藝技術
在酸壓技術的實踐過程中，針對不同地層滲流能力、巖石的軟硬程度、不同的巖性與物性等，提出和發展了一些特殊的酸壓工藝技術（丁云宏，2005）。
（1）閉合裂縫酸化工藝技術
該工藝是針對較軟的儲層及非均質程度高的儲層，適合已進行壓裂酸化施工并形成了一定長度的裂縫、或進行加砂壓裂并形成了裂縫或有天然裂縫的碳酸鹽巖油氣藏。原理是：在裂縫閉合狀態下，用低排量注入酸液，讓酸液在低于儲層破裂壓力條件下流過儲層內“閉合”的裂縫面發生溶蝕，產生不均勻溶蝕形成溝槽，施工結束和裂縫閉合以后，酸蝕的通道仍有較高的導流能力。通常和多級交替注入酸壓工藝聯合使用，多級交替注入酸壓多次溶蝕，形成的裂縫壁面比較均勻，裂縫閉合后導流能力較低，閉合裂縫酸化可以大幅度提高裂縫的導流能力。實驗證明，閉合酸化比裂縫張開下的酸蝕導流能力高幾倍甚至上百倍。
（2）平衡酸壓工藝技術
該工藝是針對低溫白云巖和需控制縫高的地層。利用裂縫擴展壓力（延伸壓力）和最小就地應力（裂縫張開和閉合的壓力）之間的區別。壓開動態裂縫后控制施工排量，使注液速度與酸在裂縫壁面的濾失速度相當，當二者平衡時，裂縫中的壓力將低于裂縫延伸壓力，這時裂縫將繼續保持張開狀態，但卻不發生明顯的擴展。通過延長酸液在裂縫面上的反應時間獲得高導流能力的酸蝕裂縫，通過控制動態裂縫的幾何尺寸和延長酸液和裂縫面溶蝕時間，達到了既不壓開非儲層和水層、控制動態裂縫幾何尺寸，又能夠獲得最大增產效果，但現場施工可操作性差，很少單獨采用。
3.6.4.4 交聯酸攜砂酸壓工藝技術
20世紀90年代后期及進入21世紀以來，交聯酸技術的應用越來越受到重視，而且多采用新型液體組合技術進行應用。由于早前的交聯型稠化酸不同于許多的高效酸，該酸液交聯后的黏度并不高，一般只在20mPa·s左右，并且采用多價金屬離子或乙醛等作為交聯劑，但由于這種最初研制的膠凝酸對剪切很敏感，高溫穩定性差，殘酸中破膠也是問題，過去一直沒有得到推廣應用。
成都理工大學能源學院及“油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室”研究人員通過近五年的努力，解決了在鹽酸可溶解稠化劑合成、交聯劑合成及破膠劑篩選等一系列研究，并對稠化劑、交聯劑合理用量進行交叉篩選，使配制的交聯酸主要性能——黏度可調，黏度從100mPa·s至600mPa·s，還對交聯酸體系主要指標進行測定。成品情況見圖3-178～圖3-182。
主要測試項目包括：不同溫度下的黏溫性能測定；不同濃度的黏度測定；各種添加劑配伍性測定；酸巖靜態反應速度測定；緩蝕性能測定；鐵離子穩定性能測定；助排劑性能耐溫性能評價測定；剪切性能評價測定；破膠性能評價測定；摩阻系數測定；攜砂性能測定；酸巖流動反應動力學評價；酸蝕裂縫導流能力評價實驗。
目前，該交聯酸體系在中國石油長慶油田進行現場應用，自2005年開始，用交聯酸攜砂酸壓已經成功實施11口井，井深3300～3700m不等，地層溫度在95～113℃之間，一次作業用酸量在100～280m3不等，加砂量8～26m3不等。施工效果較好，增產措施效果明顯。
圖3-178 稠化劑（CZY-2）照片
圖3-179 1%稠化劑水溶液照片
圖3-180 交聯劑（JZY-1）照片
圖3-181 交聯酸交聯后照片
圖3-182 交聯酸現場施工配液效果圖
舉升工藝包括：(游梁式抽油機、柱塞舉升、氣舉、螺桿泵和電潛泵)
1.游梁式抽油機
游梁式抽油機仍然是應用最普遍的人工舉升方式，它由一套電機驅動的地面系統舉升油管中的抽油桿，以實現井下泵的循環往復工作。改善抽油機系統的新技術和新產品包括：新型抽油桿接箍；減少氣鎖的游動閥；光桿磨損滑套密封及安全設備；一種新穎的、使用連續油管的雙作用泵；快速便攜式動力儀；井下流體加熱器；一種獨特的雙級桿式泵。
2.柱塞舉升
在柱塞舉升中，自由移動的柱塞下落通過油管或套管中的流體，然后在高壓機構或注入氣作用下攜帶流體段塞返回到地面。3種柱塞技術革新包括：單井柱塞舉升控制器；釋放過載流體的固定閥；全封裝地面/井下柱塞舉升系統。
3.氣舉
氣舉系統從油套環空注入高壓氣體，通過氣舉閥進入油管，降低油管內液體密度并將其舉升至地面。在氣舉方面有2項設備及電子新技術，纏繞可取式井下光纖溫度剖面測試系統和一種獨特的用于優化氣舉操作的、結合現場及辦公操作的智能系統。
4.螺桿泵
螺桿泵系統是靠地面的驅動頭轉動抽油桿，從而驅動井下的轉子在彈性定子中工作。螺桿泵系統的改進包括：用于中等載荷的新型驅動裝置和應用范圍更廣的新型油管旋轉器。
5.電潛泵
電潛泵是井下工作的多級離心泵，其電能通過潛油電纜由地面電網傳送。電潛泵方面的技術改進包括：適合含游離氣較高液體的多葉輪泵；專門用于生產高粘流體的高粘性流體電潛泵；有利于生產較輕流體的新式、高效的寬葉輪開口泵；高可靠性的、實時對電潛泵和井下條件進行監控的帶地面接口的井下傳感器；適合不同作業的撓性油管電潛泵，及為此研制出的新傳感技術。