水平井采油工艺技术的研究与应用

水平井采油工艺技术的研究与应用
摘要：80 年代后期进行的水平井科研攻关, 促进了水平井开采技术的发展, 取得可喜的成果。

初步形成了不同类型油气藏水平井适应性筛选方法、深层特稠油油藏水平井开采技术、砂砾岩稠油油藏水平井开采技术、浅层超稠油水平井开采技术、低渗透油藏水平井开采技术、火山岩裂缝性油藏水平井开采技术和水平井物理模拟与数值模拟技术等7 套技术, 包括油藏地质研究、完井、射孔、测井、举升、防砂增产等主要技术。

同时, 在侧钻水平井中进行分段酸化,调剖堵水、冲砂技术也在现场试验成功。

对水平井成功地进行了限流法压裂和暂堵法分段压裂, 取得了施工技术的成功, 也取得了油田应用的好效果。

关键词：水平井；采油；工艺
目录
1前言 (3)
2国内外水平井应用概况 (1)
2.1国外 (1)
2.2国内 (1)
3水平井采油工艺技术 (4)
3.1人工举升方式 (4)
3.2水平井采油技术 (4)
3.3水平井采油相关配套技术 (5)
3.3.1 高含水油田控水稳油工艺技术 (5)
3.3.2 低渗透油田高效开采工艺技术 (5)
3.3.3压裂技术 (6)
3.3.4酸化技术 (7)
3.3.5防砂技术 (7)
3.3.6找水与堵水 (7)
4．水平井采油工艺研究与应用 (8)
4.1水平井流入动态及合理生产压差确定 (8)
4.2水平井生产参数的优化 (8)
4.2.1水平井举升方式优选 (8)
4.2.2举升工艺参数的确定 (8)
4.3水平井储层解堵与改造探索研究 (10)
4.3.1措施优选 (10)
4.3.2酸洗方案选择 (10)
4.4水平井采油工艺的应用 (11)
结论 (12)
参考文献 (13)
致谢 (14)
1前言
二十世纪八十年代后期，由于水平井具有穿透油层长，泄油面积大、生产压差低、产量高、投资回收期短、经济效益显著等优点，受到国内各大油田重视，各油田相继开始了水平井技术研究。

JS油田利用水平井技术开发始于1996年，成功完钻了G6P1井，但由于水平井开发初期经验和对油藏的认识不足，导致G6P1井投产后效果不理想。

进入二十一世纪以来，随着国内外水平井技术的发展，JS油田加大了水平井的研究力度，2002年实施了油田自行设计施工的第一口水平井—AP1井，并且开发获得成功。

到2007年，全油田水平井数已增至29口，原油产量达全油田生产水平的10%以上。

水平井技术得到了迅速发展，水平井开发的油藏类型也在不断拓展，被用来开发低渗透薄层油藏、边底水油藏等等。

水平井为油田的持续稳产发挥着越来越重要的作用。

但由于水平井井身结构复杂，使采油工艺面临许多技术难题，水平井采油工艺及配套技术滞后于生产需要，主要表现在以下几个方面：
（1）水平井完井试油受井身结构影响，其工艺技术较常规直井复杂；
（2）水平井射孔工艺研究起步晚、起点低；
（3）水平井采油技术滞后于生产，采油管柱组合等配套工艺还不完善，常规管柱、管材、井下工具无法满足相应的技术要求；
（4）水平井措施改造、工艺技术实施难度大，如分层段开采工艺、增产增注工艺措施等；
（5）水平井修井工艺方面滞后于生产，修井、作业施工复杂，如冲砂、打捞等。

而国内外一些油田的相关技术已达到了一定的水平并取得了一定的成果和经济效益，因此有必要在本油田范围内开展水平井相关技术的研究，同时借鉴国内外油田的成功经验，形成适合于JS油田的水平井采油工艺及配套技术。

2 国内外水平井应用概况
2.1 国外
国外的水平井技术主要应用在以下几种油(气)藏：薄层油藏、天然裂缝油藏、存在气锥和水锥问题的油藏、存在底水锥进的气藏。

另外，水平井在开采重油、水驱以及其他提高采收率措施中也正在发挥越来越重要的作用。

国外水平井技术发展有2大特点：一是由单个水平井转向整体井组开发，由水平井向多底井、分支井转变；二是应用欠平衡钻井技术，缩短钻井液对油层的浸泡时间，减轻对油层的伤害，加大机械钻速，减少井下矛盾，使水平井、分支井在较为简化的完井技术下达到高产。

2.2 国内
中国是发展水平井钻井技术较早的国家之一，6o年代中期在四川打成磨3
井和巴24井，限于当时的技术水平，这2口水平井未取得应有的效益。

“八五”和“九五”期间开展了对水平井各项技术的研究和应用，并在不同类型油藏进行了先导试验或推广应用，取得了很多成果。

自1965年到1999年8月，国内总计完钻水平井293口，包括大多数油藏类型，绝大部分水平井较直井显示出巨大的优越性，且已取得显著的规模效益，如胜利油田的草桥地区和塔里木油田的塔中地区等。

之后在2000年、2001年、2002年、2003年、2004年上半年中石油完钻水平井数量分别为26口、28口、5O口、68口、74口。

塔里木油田是中石油应用水平井最多的油田。

截至2003年底，共有139口，其中常规水平井110口，双台阶井24口，侧钻井5口；水平井、分支井日产油7046 t，占全油田日产油量的49％。

塔里木油区已开发主力油田油藏埋藏深(4000～6000 m)、油层薄(<50 m)、油水关系复杂、地面条件恶劣，因此采取“稀井高产”的开发原则，这便为水平井的大规模应用创造了条件。

自1995年1月第1口水平井TZ4—17一h4投产，水平井在塔里木油田得到了广泛应用，不仅以水平井为主高效开发了塔中4、塔中16、哈得4等新油田，在轮南、东河等老油田的综合调整中也取得了巨大成效；水平井不仅应用于采油、采气，还成功应用于哈得4油田薄砂层油藏注水，成为塔里木油田开发领域中一项成熟的关键技术，所形成的水平井开发技术主要有：优化设计、钻井地质跟踪与优化调整、采油工艺配套、动态分析等。

冀东油田自2002年以
来，相继在柳102区块、高104—5、高63、庙北等浅层油藏部署常规水平井52口，侧钻水平井9口，已投产常规水平井42口，侧钻水平井1口，水平井井口日产油已达到1153 t，占浅层油藏的63．7％。

另外，还在高5、柳北等中深层油藏部署了水平井进行试验。

水平井开发有效提高油层动用程度，提高单井产量，提高油藏采油速度，缩短开发周期，在油田快速上产中发挥决定性作用。

同时，较好地解决浅层疏松砂岩油藏出砂和堵塞问题，有效控制油藏含水上升速度，使部分低效储量得到有效开发动用，平均提高油藏采收率5～10个百分点。

(从已投产水平井的效果看，浅层油藏的水平井的单井投资是直井的1．8～2．8倍，)投产初期平均水平井单井产量是定向井的2．3～4．5倍。

大庆油田到2004年10月，共完钻28口水平井和侧钻井，其中，正式投产约20口(2口井关井，6口井未投产，部分井的生产情况目前无法落实)。

从2003年到目前新完井的水平井开发情况看，中区厚油层水平井挖潜的效果不好：2口井含水偏高(五厂、六厂)，1口固井质量差尚未投产(一厂)；外围以八厂为代表，情况好于中区：产能情况高于直井(直井产量2～3 m ／d)，完井的13 VI 水平井中，3 VI井由于地面流程一直未完成，所以没有投产。

但是，外围水平井的产能仍然偏低，八厂10口生产井中有5口的沉没度为0(液面在泵人口)。

总的来说，大庆油田的水平井开发效果不是很理想。

胜利油田是国内水平井技术发展最快、应用规模最大的油田，水平井数量占全国的80．5％，在生产实践中初步形成了一套比较成熟的水平井地质及油藏工程设计技术。

截至2003年8月，胜利油田已累计钻水平井(含侧钻水平井)372口，累计产油4368×10 t，取得了良好的挖潜增油效果。

胜利油田水平井的发展可划分为2个阶段：1991—1994年为科技攻关试验阶段，针对稠油热采的特点逐渐形成一套从油藏类型筛选、精细描述剩余油分布、水平井轨迹优化设计到钻井采油工艺较成熟的水平井配套技术；1995年以后为大规模推广应用阶段，水平井设计从单一稠油油藏推广到常规原油物性的各类油藏，从老油田挖潜转向新区产能建设和老区调整共同发展。

胜利油田在水平井的发展过程中，实现了设计理念的3个转移：第1个转移是水平井油藏类型的转移，由稠油油藏向常规油藏中的边、底水断块油藏、裂缝性油藏、整装高含水油藏、地层不整合油藏等多油藏类型发展，水平井在老油田挖潜增效、提高采收率中起到了巨大的作用。

该转移的实现大大拓展了水平井设计及应用的范围。

第2个转移是在常规油藏设计中，由单井设计转向老
油田区块的整体水平井改造，并同时兼顾了老油田挖潜和新区产能建设。

第3个转移是随着钻井技术尤其是地质导向技术的发展，水平井设计由从6 m以上的厚油层向3 m以下的薄油层、薄互层转移。

经过10多年的应用和发展，基本实现了水平井地质设计、钻井轨迹设计、跟踪分析的计算机化，为水平井的发展提供了良好的技术支撑。

国内各油田经过几十年的开发后大部分主力区块的主要产层都进入高含水状态，在高含水油藏内剩余油分布零散，平面上主要分布在断层附近、微构造高点及井网不完善区域，正韵律油藏剩余油主要分布在油层上部。

高含水油藏打的水平井可以采出正韵律油藏顶部和非主力油层的剩余油，改善老区块的开采效果。

国内在高含水油藏中所钻的水平井主要有：胜利油田32口，塔里木油田5口，大庆油田7口。

辽河油田截至2003年12月实施侧钻井1837井次。

3.1 人工举升方式
国内广泛采用的水平井人工举升方式是电潜泵和杆式泵。

由于电潜泵能在井底压力下大排量举液，在水平井开采中会起到特别重要的作用，但为全面体现
电潜泵水平安装的好处，必须考虑其特殊的应用准则，还需配备特殊的装置。

用于水平井开采的电潜泵系统除了有常规开采所需的泵体、分离器、密封段及
电机等部件外，还需配置地面操作的电机变速控制器及可随时记录井下压力及
温度的传感器。

国内用于水平井的杆式泵装备主要有斜直井后置式游梁抽油机、斜直井前置式游梁抽油机、井架式无游梁长冲程斜直井抽油机。

杆式泵是最常见的人工举
升方法，也是水平井中最常用的开采技术。

在水平井举升中，抽油杆和油管的
摩擦是影响杆式泵系统性能的主要因素，为减小井下设备的摩擦力采取了2种
技术措施：(1)在抽油装置上安装气动补偿器，减少水动力摩擦力，由此可减少整个有杆泵的摩擦力；(2)采用带差动柱塞的杆式泵，当抽油杆柱上行时，将井口和井筒倾斜组合段之间的液体段截断，并分段上举到井口。

人工举升技术在
现场的应用表明，短曲率半径的水平井的举升设备只能下在直井段，中长曲率
半径的水平井的人工举升设备下人的位置大都在第2造斜点以上或者将井下泵
下在斜直井段的位置。

3.2水平井采油技术
水平井开采工艺在“ 八五”期间取得了重大突破, 主要是水平井定向射孔技术、防砂冲砂技术、压裂设计和实施技术、机采方式选择技术、完井技术、蒸汽吞吐热采技术以及水平井工艺筛选技术。

这些技术已分别在全国65口水平井上试验应用, 基本获得成功。

为“ 九五”期间扩大水平井应用规模奠定了坚实的基础。

目前, 我国应用水平井开采的先进水平以胜利草桥油田和塔里木塔中四CⅢ油组为代表,其中塔中四CⅢ油组的口油井均已试采, 日产油量达千吨以上, 创造了我国水平井单井产量高、经济效益好的新水平。

针对高含水老油田、低渗透油田、稠油油田的特点, 我国采油工程形成了相应的配套工艺技术及生产能力。

这些技术有的整体上已处于国际领先水平, 如高含水油田控水稳油配套技术有的在单项上已达到国际先进水平, 如平衡限流压
裂技术、低渗透油田区块整体压裂优化设计及实施技术、机采井可调层堵水管柱、复合离子型堵水调剖剂、稠油蒸汽分注选注技术等。

此外, 水平井开采工艺技术及沙漠深井和超深井采油技术已开展研究, 并取得了一定的突破。

依靠工艺技术的进步, “ 八五”期间在油田调整挖潜难度越来越大的条件下, 采油工程措施累计增产原油5250万t, 占原油总产量7.56%, 工艺措施有效率从年的“ 提高到年的66.8%, 油水井免修期从年的增加到年的73.5%, 为我国石油产量的稳步增长提供了采油工程技术保证。

3.3.1 高含水油田控水稳油工艺技术
1991年大庆油田提出控水稳油以来, 全国陆上高含水区块以东部油区为主
陆续开展了控水稳油工程。

针对细分高效注水、大泵和电泵井找水堵水、薄油层改造挖潜、薄夹层防窜封窜等一系列技术难题, 采油工程系统与油藏工程、地面工程紧密结合, 在原有工艺技术的基础上, 发展了压缩式可洗井封隔器、边测边调等高效分注技术,大泵和电泵井模拟找水测试、水溶性聚合物冻胶类化学堵水调剖剂系列、机械式可调层管柱等找水堵水技术, 粘砂套管防窜、氰凝封窜、多裂缝压裂等薄油层薄夹层挖潜技术, 并形成了规模生产能力, 成功地保证了注水结构、产液结构、储采结构的调整。

控水稳油工程有效地控制了含水上升速度, 1995年底陆上油田平均含水
85.36%, 比规划值低2.34个百分点, 5年少注水2.34亿, ,少产液3.67亿, 节省资金17亿元。

3.3.2 低渗透油田高效开采工艺技术
低渗透储量在最近几年新投入开发的石油地质储量中已超过15%, 是我国石油资源的重要组成部分。

针对低渗透油田高效开采的要求, 目前已形成的采油工程配套工艺主要包括以敏感性评价、不稳定试井解释和入井液筛选优化为主的储层保护技术, 以水质精细处理、电泵增压、低流量分注、试注转注为主的注水技
术, 包括地应力测试和油藏数值模拟在内的区块整体压裂优化设计和实施技术, 以高强度抽油杆、玻璃钢抽油杆、油管锚为主的加深泵挂深抽技术以及丛式定向井开采技术。

依靠这些配套的工艺技术, “ 八五”期间新动用低渗透地质储量10.4亿t, 建成生产能力1800万t, 成功地开发了朝阳沟、宋芳屯、牛庄、新民、都善、安塞等一批低渗透和特低渗透油田。

稠油油藏蒸汽吞吐配套工艺技米围绕稠油油藏蒸汽吞吐热采的要求, 形成了高温固砂防砂技术, 系统隔热技术, 蒸汽分注选注技术, 化学剂调剖、增油助排技术, 提高蒸汽干度技术, 高温监测技术, 已在辽河、胜利、新疆、河南等油田大面积应用, 1995年以上述技术为主的措施增产稠油共计318万t, 为保持年产稠油超过1000t万的目标创造了条件。

3.3.3压裂技术
国内研究人员根据压裂完井效果和安全施工的可靠程度，对裸眼完井、筛管完井、套管外封隔器完井和水泥固井套管完井等各种完井方案进行对比分析、研究形成了套管外分流压裂和双封隔器单卡压裂2种方法。

而水泥固井套管分流压裂既能满足安全施工的要求，又能达到一次压开多条裂缝的目的，是水平井多段压裂的首选压裂方法。

1）套管分流压裂技术采用插入密封段分流压裂管柱，与预先下井的套管短节相配合，在低密度布孔的前提下，利用限流压裂原理进行大排量施工，利用吸液炮眼产生的摩阻，大幅度提高井底压力，迫使压裂液分流，达到一次施工同时压开多个层段的目的。

该方法的基础条件是制定合理的射孔方案，技术关键是准确判断压开的裂缝数目、炮眼球有效封堵和转向分流。

判断压开裂缝数目的方法有3种：压力降落法、有效孔数法和现场微地震监测法。

2）双封隔器单卡压裂技术可提高多段压裂的针对性，利用导压喷砂封隔器的节流压差坐封压裂管柱，采取上提方式，一趟管柱完成各层段的压裂。

该技术的关键是防止压后砂卡管柱。

针对水平井的特殊条件，通过设计和实践，先后解决了水力锚在水平状态下工作和有效咬合问题、工具顺利通过弯曲段问题、压裂后封隔器胶简收回问题、管柱被卡使油井难以恢复正常生产问题。

为防止和解除砂卡管柱，通过设计反洗井封隔器和减小喷砂口与下封隔器胶筒的距离，使其安全性能大大提高。

地面模拟试验表明，在0．8 m ／min排量下除喷砂口至胶筒死区有少量砂子冲不出来外，水平井段压裂砂都可被冲出，因这种压裂管柱自身具有反洗冲砂解堵功能，是一种水平井压裂针对性强的压裂方法。

3.3.4 酸化技术
国内没有专门针对水平井的酸化工艺，主要研究领域是酸化用酸的优选工作。

水平井的酸化不同于直井，要求酸化过程中使用多级暂堵酸化，工艺上一般采用“多级注入+暂堵液+缓速液”的方案。

3.3.5 防砂技术
国内主要采用滤砂管防砂工艺。

胜利油田针对疏松砂岩油藏的水平井防砂进行了攻关，形成了套管内悬挂滤砂管防砂工艺。

研制了预充填双层绕丝滤砂管、镶嵌式金属纤维滤砂管和整体式金属纤维滤砂管，其挡砂精度为
0．06-0．07 mm，渗透率35- 50 m ，具有内通径大、强度高、渗透性好等特点，基本满足了水平井防砂的需要。

3.3.6 找水与堵水
在高含水油藏中水平井见水是必然，国内在水平井稳油控水方面显得无计可施。

首先由于水平井的生产测井技术相对落后，无法找到水平井段的出水位置，即使找到出水段，在水平井堵水方面也没有相应措施，因此，应加强水平井的生测井、找水技术以及水平井的控水技术研究。

4．水平井采油工艺研究与应用
4.1水平井流入动态及合理生产压差确定
水平井的产能计算是通过渗流稳态解析解得到的。

但在实际中，几乎没有油藏在稳态条件下生产，即大多水平井的产能计算是通过渗流稳态解析解得到的。

但在实际中，几乎没有油藏在稳态条件下生产，即大多数油藏其压力是随时间变化的。

尽管如此，稳态解仍被广泛地应用，是因为稳态解易于用解析法得到；通过分别扩展随时间变化的泄油边界和有效井筒半径以及形状因子的概念，可以相当容易地将稳态的结果转化成非稳态和拟稳态的结果；稳态的数学结果可以通过在实验室建立的物理模型用试验的方法加以验证。

数油藏其压力是随时间变的。

尽管如此，稳态解仍被广泛地应用，是因为稳态解易于用解析法得到；通过分别扩展随时间变化的泄油边界和有效井筒半径以及形状因子的概念，可以相当容易地将稳态的结果转化成非稳态和拟稳的结果；稳态的数学结果可以通过在实验室建立的物理模型用试验的方法加以验证。

4.2水平井生产参数的优化
4.2.1水平井举升方式优选
目前国内外应用的机采方式主要有：有杆泵、气举、电潜泵、水活塞泵。

油田水平井应用区块原始油气比都不高，又无气源井，单独制备和处理高压气源用于水平井，费用高，经济效益差，从而排除了气举采油方式。

而且为在水平井开发早期控制合理生产压差，防止气水锥进，一般要控制生产，电潜泵在JS 油田用在提液阶段。

水力活塞泵虽然在我油田成功使用过，但单独用于水平井无论从地面流程，还是泵的维修及管理方面考虑都是很不经济的。

综合考虑各种采油方式和油田实际，优先选用现在工艺成熟的深井泵采油方式。

它具有设备可靠、工艺成熟、适应性强、流程简单、易管理等特点，不足之处在于系统效率不高，能耗较大，但在产能较高时，这个矛盾就不突出了。

可以通过使用节能型抽油机来提高系统效率，降低能耗。

4.2.2举升工艺参数的确定
（1）优化设计的理论模型
①根据临界产量，确定水平井产量；
②根据流压确定动液面及下泵深度：Beggs＆Brill法；
③充分考虑开发初、中、后期的产液能力选择抽油机；
④优选抽汲参数及杆拄组合。

在确定了油井产量、下泵深度之后，就可以对抽杆长、杆径以及泵径、冲程、冲次等参数进行优选。

抽油机井生产系统优化设计：在保证油井产量以及安全生产的前提下，优选出理想的抽汲参数及杆长、杆径组合，使得在该组抽汲参数配合与杆柱组合下，每级杆的应力得以充分的利用，同时各级杆间的应力范围比尽量接近，从而达到减少抽油杆自重，节约能耗的目的。

抽油机井生产系统优化设计的最佳参数组合要经过两次优选从而确定最佳方案。

（2）优选方法
①第一次优选
第一次优选实质上是初选抽汲参数，而抽汲参数的初选应遵循这样的原则，泵的实际排量必须满足预测的油井产量，并且要保证泵效不能太低。

常规游梁式抽油机的泵径(D)、冲程(S)、冲次(n)均为有限值，不妨假设其数目分别为m、n、p，则该抽油机可能的D、S、n组合共有m×n×p组。

在泵的排量满足产量要求的同时，选取适当的泵效范围对应的抽汲参数组合作为一选结果。

②第二次优选
第二次优选过程中，既要在不同的抽汲参数下对组合杆柱进行优选，同时也要在对组合杆柱优选设计中对于抽汲参数的优选结果进行筛选。

二选的原则是优选出理想的抽汲参数配合与杆柱组合，使得在该组参数组合下每级杆的应力得以充分利用，并且各级杆间的应力范围比尽量接近，以减少抽油杆自重。

（3）参数校核
①抽油杆应力校核
为保证抽油杆安全工作，防止抽油杆由于受交变载荷作用而发生疲劳断裂，必须对抽油杆强度进行校核。

采用美国石油学会推荐的修正古德曼图[15]来进行抽油杆强度校核。

②抽油杆应力范围比校核
合理的抽油杆柱组合不仅应保证各级抽油杆的应力范围比有较高的数值（但必须小于1），而且各级杆的应力范围比应比较接近。

为此要使所选择的参数能保证各级杆的应力范围比不超过0.1。

③扭矩校核与功率校核
减速箱输出轴的扭矩必须小于抽油机额定扭矩；需要的电机功率应小于电机的额定功率。

（4）最优方案的确定
经过两次优选及参数校核，我们得到的优选方案并不唯一，因而还应考虑从中选出一个最优的方案。

最优方案的选择遵循小泵径、长冲程、慢冲次、耗电量少的原则。

4.3水平井储层解堵与改造探索研究
由于水平井的“特殊”性，其解堵和储层改造工艺研究难度很大，研究相对较少。

目前，国内外主要把压裂和酸化解堵技术作为储层改造措施，尤其是利用酸化解堵技术来解除水平井射孔井段近井地带污染堵塞已成为恢复油井产能的有效手段。

但是，尽管国内目前已有少数水平井实施酸化解堵技术取得成功经验，水平井的酸化工艺技术仍未形成规模，仍需在工艺技术和酸化工作液上继续进行技术攻关。

因此在利用水平井开采老区剩余油的同时，也要开展了其储层解堵和改造工艺技术研究探索。

4.3.1措施优选
钻井泥浆对储层的损害，是造成水平井完井后地层表皮系数高的一个主要原因。

钻井泥浆在井壁上形成滤饼，既降低井壁的渗透率，又可通过毛管未端效应，增加泥浆滤液在地层中的永久性水锁效应，给地层带来复合损害。

而消除钻井液在井壁表面形成的滤饼，是任何增产措施都必须要考虑的问题，用盐酸酸化碳酸盐岩时，盐酸可在井壁附近形成用肉眼可见到的酸蚀孔道绕过滤饼堵塞带，以消除它的影响，至于这些滤饼是否已被清除已无关紧要。

用酸酸化砂岩储层时，酸只能在通过溶蚀砂岩中的胶结物有限提高岩石的渗透率，而不能形成在碳酸盐岩储层中那样的酸蚀孔道绕过堵塞带，因此消除钻井泥浆滤饼的问题必须加以解决。

如AP1井属于底水油藏，对于此类水平井来说，压裂往往难以掌握和控制，其增产效果也不明显，甚至有诱发气、水锥进的危险。

因此，可以采用酸洗及强氧化剂来解除泥浆堵塞，以消除井筒附近的地层损害。

4.3.2酸洗方案选择
(1)用连续油管和酸洗工具可成功的进行酸洗作业；
(2)酸洗比水力压裂和酸化压裂成本低。

(3)在经济上允许的前提下，应尽可能用连续油管设备和酸洗工具实施强氧化剂＋酸洗作业，这样可在整个油层井段上解除油层污染，确保酸洗成功。

(4)若由于各方面因素，不能用连续油管进行酸洗，则确定下洗井管柱至井底，采用强氧化剂＋酸进行酸洗作业。