水平井分段压裂工艺调研.docx

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水平井分段压裂工艺调研

水平井分段压裂工艺调研

石油工程技术研究院储层改造研究所

2O16年12月

第一章前言

近年来，由于高效益油气田的不断开发和高品位油藏日益减少，世界各国对石油的需求量迅猛增加，同时勘探开发和钻井技术水平不断提高，大量实践证明对于稠油油藏、致密油气藏、页岩气藏等，水平井开发技术具有很大的开发优势，得以大量应用。

其中产量达不到要求的水平井，必须进行增产措施改造，在此基础上提出了水平井分段压裂工艺技术。

水平井分段压裂增产技术对于改善低渗透、低孔隙度油气藏开发效果、提高单井产量和最终采收率，具有重要作用，是油田增产、增注的有效手段。

水平井开发技术具有很大的开发优势，得以大量应用。

其中产量达不到要求的水平井，必须进行增产措施改造，在此基础上提出了水平井分段压裂工艺技术。

水平井分段压裂增产技术对于改善低渗透、低孔隙度油气藏开发效果、提高单井产量和最终采收率，具有重要作用，是油田增产、增注的有效手段。

如今，水平井钻井技术已日趋完善，由单个水平井向整体井组开发转变，并以此为基础发展了水平井各项配套技术，与欠平衡等钻井技术、多分支等完井技术相结合，形成了多样化的水平井技术。

国内外于20世纪80年代开始研究水平井的压裂增产改造技术，在水力裂缝的起裂、延伸，水平井压后产量预测，水力裂缝条数和裂缝几何尺寸的优化，分段压裂施工工艺技术与井下分隔工具等方面取得了一定进展，但总体来讲不配套、不完善，特别是水平井分段压裂改造工艺技术和井下分隔工具方面与实际生产需求还存在较大的差距，有待进一步攻关研究。

第二章国内网水平井分段压裂技术现状

水平井酸化酸压改造的关键之一是如何实现酸液在水平段的合理分布，即将酸液注入低渗透带或者是伤害严重的井段，实现均匀改善近井地带的污染状况或者是形成酸蚀裂缝穿透近井污染带并沟通地层中的天然裂缝，达到改造储层的目的。

随着水平井技术的发展，目前所钻水平井的水平段长度和井眼轨迹的复杂性不断增加，使得常规的笼统酸化技术在实际运用中出现了酸液用量大、易消耗在非目的段以及井壁坍塌和井径扩大等一系列问题。

因此，分段改造技术是目前进行水平井酸化酸压改造的首选措施。

2.1国内外水平井分段压裂技术现状及难点

2.1.1国内外水平井分段压裂技术现状

水平井分段压裂是在比较长的水平井井段中以较短的时间、安全地压裂形成优化的多条水力裂缝，且压后快速地排液，实现低伤害，其压裂工艺技术难点在于分段压裂工艺方式选择和井下封堵工具，目前国内外水平井分段压裂的工艺技术方法，主要分为以下四类。

1、化学隔离技术

国内外在20世纪90年代初采用该技术，主要用于套管井。

其基本做法是：

①射开第一段，油管压裂；②用液体胶塞和砂子隔离已压裂井段；③射开第二段，通过油管压裂该段，再用液体胶塞和砂子隔离；④采用这种办法，依次压开所需改造的井段；⑤施工结束后冲砂冲胶塞合层排液求产[1]。

液体胶塞和填砂分隔分段压裂方法施工安全性高，但所使用的液体胶塞浓度高，对所隔离的层段伤害大，同时压后排液之前要冲开胶塞和砂子，冲砂过程中对上下储层均会造成伤害，而且施工工序繁杂，作业周期长，使得综合成本高，因此，该技术方法20世纪90年代初发展起来后没有得到进一步发展与推广应用。

2、机械封隔分段压裂技术

机械封隔技术用于套管井，主要有机械桥塞与封隔器结合或双封隔器单卡分压或环空封隔器分段压裂等技术，基本分为以下3种。

1）机械桥塞+封隔器分段压裂。

射开第一段，油管压裂，机械桥塞座封封堵；再射开第二段，油管压裂，机械桥塞座封封堵；按照该方法依次压开所需改造的井段，打捞桥塞，合层排液求产[2]。

2）环空封隔器分段压裂。

首先把封隔器下到设计位置，从油管内加一定压力坐封环空压裂封隔器，从油套环空完成压裂施工，解封时从油管加压至一定压力剪断解封销钉，同时打开洗井通道，洗井正常后起出压裂管柱，重复作业过程，实现分射分压。

3）双封隔器单卡分压。

可以一次性射开所有待改造层段，压裂时利用导压喷砂封隔器的节流压差压裂管柱，采用上提的方式，一趟管柱完成各层的压裂[3]。

现场试验结果表明，环空封隔器分段压裂技术已成功地应用于浅层油藏，相对成熟，在深井应用中还需改进与完善。

双封隔器单卡分段压裂技术容易砂卡封隔器[4]，造成井下事故，正进一步攻关。

3、限流压裂技术

限流压裂技术是在压裂过程中，当压裂液高速通过射孔孔眼进入储层时会产生孔眼摩阻且随泵注排量的增加而增大，带动井底压力的上升，当井底压力一旦超过多个压裂层段的破裂压力，即在每一个层段上压开裂缝，它要求各个段破裂压力基本接近，可用孔眼摩阻来调节。

该技术多用于形成纵向裂缝的水平井，分段的针对性相对较差。

4、水力喷砂压裂技术

水力喷射分段改造技术是90年代末发展起来的目前国外应用比较广泛的技术，其技术原理是根据伯努利方程，将压力能转换为速度，油管流体加压后经喷嘴喷射而出的高速射流（喷嘴喷射速度大于126m/s）在地层中射流成缝，通过环空注入液体使井底压力刚好控制在裂缝延伸压力以下，射流出口周围流体速度最高，其压力最低，环空泵注的液体在压差作用下进入射流区，与喷嘴喷射出的液体一起被吸入地层，驱使裂缝向前延伸，因井底压力刚好控制在裂缝延伸压力以下，压裂下一层段时，已压开层段不再延伸，因此，不用封隔器与桥塞等隔离工具，实现自动封隔[5]。

通过拖动管柱，将喷嘴放到下一个需要改造的层段，可依次压开所需改造井段。

水力喷射压裂技术可以在裸眼、筛管完井的水平井中进行加砂压裂，也可以在套管井上进行，施工安全性高，可以用一趟管柱在水平井中快速、准确地压开多条裂缝，水力喷射工具可以与常规油管相连接入井，也可以与大直径连续油管（60.3mm）相结合，使施工更快捷，国内外已有数百口井用此技术进行过酸压或加砂压裂处理[6]。

2.1.2水平井分段压裂技术难点

与直井压裂相比，水平井压裂更为复杂，主要表现在以下方面：

裂缝与井筒的夹角关系、裂缝条数和位置等因素都直接影响水平井的增产效果，产量预测难度大；多条裂缝同时延伸，裂缝间的干扰强烈、近井摩阻高、压裂模拟难度大；一口水平井压裂相当于多口直井压裂，施工规模大，所需设备多，成本高，水平井分段压裂中水平井井眼轨迹复杂，曲率大，压裂管柱起下困难，砂卡几率大，施工风险高，遇卡后难以处理；水平段长、层段多，非均质性较严重，裂缝启裂、延伸复杂，压裂设计及现场控制难度大[7]。

2.2暂堵剂分段压裂工艺

2.2.1暂堵分段压裂工艺概述

世界多数油田都采用注水开采的办法，现在经过多年的积累，油田含水量过高已经是当今世界油田领域面临的普遍问题了。

随着油田的不断注水，导致了油藏含水量过高，油井出水严重，横纵向的均质性较差，采油效率低等一系列问题。

为了解决油田堵水问题，研究者们不断的开发各种暂堵剂，来达到选择性封堵高渗透层段的目的，从而改变油藏内部的非均质性，封堵高渗层来保证采油量[8]。

在增产改造过程中，暂堵剂的作用是在酸压施工的初期阶段通过堵塞效应，降低高渗层的吸液能力，使酸液发生转向进入低渗层，提高储层纵向生产剖面的改造程度和工艺效果。

2.2.2暂堵剂分类

1酸溶性暂堵剂

酸溶性暂堵剂主要是指碳酸钙类产品，在20世纪中后期发展迅速，特别是酸溶性超细粒CaCO3的应用最为普遍，它通过用聚合物和交联剂来形成一定粘度的溶液，并添加破胶剂，在地层温度下破胶[11]。

这种超细粒CaCO3被广泛的用到碳酸盐岩储层钻井过程储层保护中，更适用于高含H2S及CO2的碳酸盐岩储层钻完井作业。

这种暂堵剂能够对井壁进行快速封堵，减少钻井液中的固相和滤液侵入储层完井和修井液中，来降低液体滤失，保护储层。

由于其具有酸溶性，可在接下来的酸化作业中解除暂堵。

Verret等认为细粒CaCO3颗粒的缺点是脆性高，在长时间循环施工中易被碾磨破碎或磨细而侵入到深部储层中，并且只有在钻井液有较高固相含量时才能起到暂堵作用。

而且由于细粒CaCO3颗粒质脆，几乎不可压缩，坚硬不变形，因而在正压差作用下，其颗粒在孔喉或裂缝处仅能起一种架桥作用，而难以通过变形起到有效的封堵作用；采用酸溶性暂堵剂要利用酸来进行二次解堵，在工艺上复杂，同时可能会带来腐蚀问题。

这种类型针对高温油井应用较多[12]（盛骏杰，2015）。

2碱溶性暂堵剂

20世纪80年代早期，外提出用低浓度碱溶性微米级的超细纤维素取代酸溶性超细粒CaCO3暂堵剂来控制钻井液的滤失（Cowanetal，1984）。

微米级超细纤维素是由一种具有强伸缩性、强压缩性和轻微膨胀性的纤维状颗粒组成，Newhouse等人将微米级纤维素加入到钻井液中并成功地实施了暂堵控滤，保护了储层。

从那以后，微米级超细纤维素被广泛应用于储层的暂堵密封中[13]。

微米级的超细纤维素和性溶剂的配合相比于传统碳酸钙和酸性溶液的配合提供了一个新的选择，其优点是比传统超细粒CaCO3暂堵剂在地层中密封暂堵更快，更有效控制滤失，且有弹性，压缩比高，可膨胀，能降低产层污染程度，并且它在钻井液中的加量比传统的酸溶性暂堵剂CaCO3少得多（Newhouseetal，1991）。

超细纤维素暂堵剂的缺点在于一般只适用于钻井储层保护过程而不用于增产改造过程中，因为其酸溶性极低，且碱溶性下降程度与时间和温度关系密切，高温易导致碱溶性快速下降，而低温又需要较长时间溶解[14]。

碱溶性暂堵剂有其适应性，如对于H2S和CO2较高的碳酸盐岩储层不应采用碱溶性暂堵剂（刘大伟等，2008），因为在钻完井过程中为了防止H2S和CO2腐蚀设备，保证人员安全，一般要采用pH值较高的钻完井液，这时碱溶性暂堵剂无法形成屏蔽环。

3油溶性暂堵剂

油溶性暂堵剂主要是具有较高熔点的石油树脂类产品，使用最为广泛。

油溶性暂堵剂包括石油树脂、油溶性酚醛树脂、烃类树脂和重质芳烃树脂等，其利用树脂的油溶性来达到对油气层暂堵降滤、保护储层的目的。

在地层压力和温度作用下，被挤入井筒附近和近井地带的油溶性暂堵剂会变软，然后堵塞岩石孔隙，形成屏蔽带，有效地阻止液体或有害固相颗粒进入油层。

施工完成后，可溶入原油并随其排出，使地层渗透率得到恢复，有效地保护储层。

当然油基材料成本高，且会带来一定的环境污染，这在一定程度上限制了该类暂堵剂的使用[15]。

2015年王盛鹏、唐邦忠等为降低高闭合应力储层暂堵压裂施工压力高、砂堵风险大等难题研究出一种新型暂堵剂ZD-150，该暂堵剂抗温性能可达到120℃，48h油溶率大于95%，24h酸溶率小于5%，0.2%瓜胶携带15%的暂堵剂悬浮稳定时间可达12h，且具有抗压性高和暂堵效果好的特点。

现场10多井次应用表明：

ZD-150通过与粉陶结合，可将施工的转向效果提高1.5倍，改造后效果提高2.1倍，为非常规储层体积压裂模型下提高裂缝复杂程度提供了新型材料（王盛鹏等，2015）。

该暂堵剂经过6次现场试验，成功率为100%，暂堵率为84%，较好的解决了油井洗井后排水时间长、油层损害和产能下降等问题[16]。

油溶性暂堵剂还可以与暂堵酸化技术配合使用，将堵水与酸化增产结合起来，通过将酸液和油溶性暂堵剂一起笼统注入储层，对储层中高渗层进行暂时性封堵，使酸液进入到低渗层，达到增产的目的，投产后，暂堵剂性能逐渐下降，油流通道逐渐增大，高渗层仍保持一定的产能。

暂堵剂在油气藏壁上应尽可能生成渗透率小于或等于最致密层或伤害严重层的滤饼，这样可以使酸液进入低渗透酸化地层，同时阻止高渗层过多进酸[17]。

4水溶性暂堵剂

近30年来，水溶性类聚合物暂堵剂广泛应有于油田开采中封堵，也有应用在修井作业中（葛红江等，2007）。

水溶性暂堵剂主要以聚合物为原料配合其它辅助剂形成凝胶，或采用有机酸类（如苯甲酸）和无机盐类，加入适量的表面活性剂、悬浮稳定剂等制成颗粒形成桥堵来达到暂堵目的。

其依靠地层水的冲刷溶解来解堵，故主要针对出水严重的水层。

聚丙烯酰胺是众多聚合物中使用率最高，且应用最为广泛的一类堵剂，溶于水而不溶于油，遇水膨胀舒张，封堵水层，遇油蜷缩，减小流动阻力，故能选择性堵水，这成为油井成功进行堵水调剖作业的关键，也是保护油层不受污染的有效办法[18]。

在压裂过程中一般采用水基压裂液，因此在压裂施工中一般使用水溶性压裂暂堵剂来封堵老裂缝，造新缝。

李祥在2015年通过室内研究压裂暂堵剂的水溶性、分散性、稳定性和配伍性得出该暂堵剂性能良好，在120摄氏度经2.5小时便可完全溶于水中。

在压裂液中可分散并稳定，不同粒径组合比单一粒径暂堵压力高，封堵强度大（李祥，2014）[19]。

2015年，成梅华针对老油条开发后期高含水特征，研制了纤维状系列水溶性暂堵剂（成梅华，2015）。

水溶率、暂堵率均大于95%，封堵压力大于10MPa，解堵后渗透率恢复率可达95%以上。

在孤岛油田施工30余口高含水油井，暂堵后泵压平均上升3MPa～4MPa，平均单井日增液19.6m3，单井日增油5.18t。

5复合暂堵剂

复合暂堵剂可以克服以上单种暂堵剂的不足，通常以酸溶性颗粒、水溶性颗粒为内层，以油溶性树脂为外层包裹组成，兼具三种暂堵剂的优良性能。

1998年郭才轩针对钻井过程出现地层漏失研制了一种多功能暂堵剂PB-1（郭才轩，1998），它除具有随钻堵漏材料的防漏堵漏特点外，还具有减少储层损害、降低钻井液的滤失量、提高钻井液的润滑性等作用，且不影响钻井液的流变性[20]。

2012年王国强在大庆油田气井压井中应用了固化水暂堵剂（王国强，2012），该暂堵剂由刚性颗粒、纤维材料和软化粒子组成，该体系进行压井效果极好，返排容易。

2012年李国峰、刘洪升等人针对普光气田深井碳酸盐岩气藏改造提出ZD-10酸压复合暂堵剂，该暂堵剂是一种物理形状类似于微胶囊类型的微细固体颗粒（李国锋等，2012）[21]。

2014年于丽宏针对非均质油藏注入液沿高渗透层舌进问题研制了一种复合交联聚合物暂堵剂。

其主要成分为HPAM、酚醛和脲醛交联聚合物。

2015年中石化西北石油局工程技术研究院储层改造研究所针对塔河油田裸眼水平井“封隔器＋滑套”分段酸压费用高、作业周期长、分段工艺复杂、分段工具可靠性低、工具留井后处理难度大等问题，通过“纤维＋颗粒”复合暂堵代替“封隔器＋滑套”分段，完成单段酸压后注入“纤维＋颗粒”复合段塞，在裂缝端口架桥形成具有一定封堵强度的暂堵层，迫使裂缝从下一段起裂，实现无工具分段酸压。

通过室内试验优选出耐温120℃的暂堵纤维，120℃下其在清水及盐酸中2h的溶解率小于40%，可保证持续暂堵效果，最终溶解率100%，不伤害储层；优化了纤维和颗粒的尺寸及质量分数，质量分数为1.0~2.0%、长度为6~8mm的纤维＋质量分数为0.5%、直径为1.0mm的颗粒其暂堵压力大于9MPa。

该技术在塔河油田应用8井次，施工暂堵压力6.6~9.0MPa，单井改造后产能大幅度提高，施工费用降低，累计增油5.6×104t。

研究结果表明，水平井暂堵分段酸压技术无需分段工具，解决了塔河油田碳酸盐岩水平井酸压工具下入和后期处理困难等问题[22]。

2015年薛世杰、张志勇等研制出一种由可降解纤维和颗粒物质组成的暂堵剂，可用于重复压裂中暂堵转向（ShiJieXueetal，2015）。

2015年潘宝风、兰林、冯乐蒙等针对元坝长兴组碳酸盐岩储层酸化，优选出暂堵用纤维及颗粒材料，酸溶解性好，对储层伤害性低（潘宝风等，2015）[23]。

2016年Abdullah提出一种聚合物类暂堵剂能成功地取代薄片碳酸钙对储层进行封隔，减小储层伤害风险。

这种聚合物是一种凝胶暂堵剂，能在高温井中形成固体不透水密封环，然后在密封上段将沉淀清洗。

因为聚合物相比薄片碳酸钙更容易清洗，避免了储层污染。

该聚合物暂堵剂也可用于在隔离区修井作业和密封循环漏失区。

此暂堵剂主要有以下优点：

（1）粘度低（2-30厘泊），流动性好；[24]

（2）耐温性好，可达177℃，从液体到三维凝胶结构的相变之前有足够的泵送时间，然后形成稳定的密封胶；（3）有效地降低水的通透性，可承受较高压降，防止水和气体流出。

该系统提供足以承受4000psi的压差的强度。

2.3水力喷射分段压裂技术

对于水平段较长，采用裸眼完井、筛管完井以及割缝衬管完井等完井方式的水平井而言，酸液容易消耗在非目的段。

1988年Love和Surjaatmadja［9］等人提出了水力喷射酸化酸压技术，并在国外得到了较为广泛的应用。

水力喷射分段压裂技术原理为油管内流体加压后经喷嘴喷射而出的高速射流在地层中射流成缝，并通过环空注液使得井底压力控制在裂缝延伸压力以下，而射流出口周围流体流速最高，压力最低，环空泵注的液体在压差下进入射流区，并与喷嘴喷射出的液体一起吸入地层，同时由于射流的影响，使得缝内压力大于裂缝延伸压力，驱使裂缝向前延伸，而环空压力低于裂缝的延伸压力，从而实现不用封隔器与桥塞等隔离工具，自动封隔[25]。

水力喷射分段压裂技术优点在于可以用一趟管柱在水平井中快速、准确地压开多条裂缝，起裂位置及方向可控，并能根据需要进行多层压裂，且不需要采用封隔器，同一井可采用完全不同的液体对不同的层段进行处理；水力喷射工具可以与常规油管相连接入井，也可以与大直径连续油管相结合，使施工更快捷，并取得较好的施工效果。

其核心技术为水力喷射工具，最初的设计在连续油管或管柱拖动时需要不压井的起下作业装置或进行压井，由于井口的这一要求，在气井中的应用受到了一定的限制。

适用于套管、筛管和裸眼完井[26]。

二、水力喷射分段压裂技术分类

根据长裸眼水平井改造的不同需要，水力喷射分段压裂技术可以分为常规管柱拖动式水力喷砂技术、连续油管拖动水力喷砂技术和不动管柱式水力喷砂技术。

不动管柱式水力喷砂技术工具外径小，有反洗通道，适用于油井，其缺点在于井口施工压力高，在深井受限，且压裂规模小，一般压15段，单喷嘴最大加砂量40m3左右。

中国石油通过在理论与实验的基础上自主研发形成了油田水力喷砂与小直径封隔器联作拖动压裂工艺，实现了井控条件下多段压裂改造，一趟管柱拖动可分压8段。

气井不动管柱多级滑动水力喷砂分段压裂工艺，一趟管柱不动可分压15段，缩短了施工周期，提高了施工效率。

管柱结构示意图见图[27]。

图2-2不动管柱多级滑套水力喷砂压裂管柱结构示意图

三、水力喷射分段压裂技术优点

水力喷射压裂分段压裂技术的优点很多，可集定点射孔、压裂和隔离于一体；适应性强，不受储层类型、完井方式和改造方式的限制，还可有效降低地层破裂压力；一次管柱可进行多段压裂、施工可靠、安全、周期短、效率高（刘永亮等，2008），可用于酸压改造或加砂体积改造，是长裸眼水平的主要体积改造方式[28]。

四、水力喷射分段压裂技术局限性

不能把水力喷射分段压裂技术作为一种解决各种情况的通用方法。

这项技术也有其局限性：

（1）施工过程中油管柱被下到井眼中在期望的深度定位工具。

有接缝的油管或钻杆将需要某种装置才能到达指定位置。

连续油管的应用使操作变得方便易行。

但是，大部分连续油管对于喷射压裂的应用都有流量或压力限制。

（2）流动过流面积问题。

当需要高注入量的时候，为了泵送流体传统水力压裂技术经常利用套管的整个内部空间。

这种新技术需下入一根油管，油管体积占据一部分流动空间。

所以，工程师的工作就是调整油管尺寸优化排量。

根据成功压裂应用所需要的最小排量，一些井的结构将不允许合适的排量从而不能应用水力喷射压裂技术[29]。

五、现场应用实例

针对油田和气田分别形成了拖动管柱水力喷砂分段压裂技术和不动管柱水力喷砂压裂技术，截至2011年12月，该技术已拓展到大庆油田、吉林油田、玉门油田、青海油田和新疆油田等低渗透油气藏开展试验，压后较直井增产3倍以上，取得了较好的增产改造效果，满足了长庆等油气田低渗透储层增产改造的需要。

目前已在国内多数油田广泛应用。

西南油气田新沙21-1H井为常规钻井、套管完井，JS21难动用储量。

完成不动管柱水力喷射分3段压裂，规模分别为40m3、30m3、50m3。

完井仅2千方气，压裂后测试在油压17.5MPa、套压18.7MP下配产3.2×104m3/d，获天然气无阻流量4.3×104m3/d，增产倍比达到22倍以上，是邻井直井单层压裂效果的2.0倍。

图2-3新沙21-1H水平井水力喷射分段酸压施工曲线

长庆姬原油田LP1×井属于低孔隙度、特低渗透率储层，平均油层中部深度2685m，平均砂层厚度为13.7m，平均油层厚度10.5m，应力剖面解释．该区储隔层应力差3-5MPa，有利于控制裂缝在储层内延伸。

LP1×井完钻水平段长度695m，设计压裂9段，喷点位置依次为3464m、3404m，3335m，3235m，3173m，3048m，2983m，2886m和2824m（表2-1）。

采用水力喷射分段射孔加砂压裂与封隔器联作工艺，4次施工完成（吴奇，2013）。

该井9段压裂施工于2010年5月全部完成，累计加砂240m3，4趟管柱完成压裂施工。

表2-1LP1×井分段压裂参数设计表

阶段

砂量

m3

砂比

%

油管排量

m3/min

油管注入液量m3

套管排量

m3/min

套管注入液量m3

第1段

35

35

1.6

187.6

0.6~0.8

71.3

第2段

30

35

1.6

169.8

0.6~0.8

61.5

第3段

15

30

1.6

130.2

0.6~0.8

33.4

第4段

15

30

1.6

124.3

0.6~0.8

36.8

第5段

25

35

1.6

134.0

0.6~0.8

45.0

第6段

35

35

1.6

183.0

0.6~0.8

70.5

第7段

35

35

1.8

188.1

0.6~0.8

62.4

第8段

30

35

1.6

164.4

0.6~0.8

60.8

第9段

20

30

1.8

146.3

0.6~0.8

41.0

该井压后试排日产纯油63m3。

压后生产动态表明，水平井生产稳定，平均单井日产油14t左右，是周围对比直井的4.6倍，取得了较好的改造效果。

2.3.1油管喷射酸压工艺

近些年来，在水力喷射分段压裂技术的基础上衍生出的多种定点喷射酸化技术在北美及全世界得到了广泛应用。

该技术利用工作管柱（主要是连续油管）将专门井下射流装置下到目的层段，通过工作管柱泵注的酸液直接在预定井段产生高速酸液射流，进行酸化作业。

连续油管拖动水力喷砂射孔压裂有油管+环空、环空2种压裂方式。

前者适应于裸眼/套管/筛管各种完井方式压裂；后者只适应于套管完井方式压裂。

油管+环空压裂方式是连续油管携带含有喷射器的水力喷射井下工具人井，下到最下面的待压裂层段，将混有一定浓度磨料液体加压，通过油管泵送至井下，液体经喷射工具的喷嘴，高压势能转换成动能，产生高速射流射孔，孔眼形成后，从油套环空泵人压裂液加砂压裂，油管推进压力和环空压[30]。

除了常规的水力喷射酸化酸压技术外，还产生了一些列针对不同井况的特殊定点喷射酸化技术。

1．钻井管柱注酸技术

在中东地区，对于一些延伸水平井最常用的一种酸化改造技术就是使用钻井管柱进行喷射酸化改造[31]。

通过酸液的射流作用解除钻井液形成的滤饼，并且使酸液深穿透地层形成蚓洞以达到增产改造的目的。

钻井管柱注酸技术通过在原有的钻井管柱底部安装一个利用钻柱改装的专用喷射工具（见图），使通过钻井管柱泵注的酸液流经这个喷射工具时产生酸液射流，在井眼周围产生射流冲击作用。

其工作原理是:

在沿水平井段拖动回收钻井管柱的同时，通过钻井管柱注入酸液，在井下喷射工具产生的射流冲击作用下解除钻井液滤饼。

当滤饼被解除掉以后，部分酸液将会被挤进地层，疏通近井地带形成蚓洞增强地层的导流能力。

对于水平井段较长的井，通常将水平段分成若干小段，每一小段的处理过程作为一个工作周期。

当处理完每一小段后，喷射工具相应就移动