古生界奥陶系碳酸盐岩大型古岩溶缝洞型圈闭油藏是主要产油层位，具有一强（非均质性强）、二超（超深、超稠）、四高（高压、高温、高含硫化氢、高矿化度）的特点。酸压储层改造是主要的增产措施之一，在塔里木盆地奥陶系超深井中经过十多年的实践，目前形成了五类酸压管柱（表1），其中光管柱、机械单封、液压坐裸这三类酸压管柱体系，在各大油田都是常规的生产或者注入管柱体系，已经十分成熟。

近年来，新发展两种酸压管柱：液压单封与套裸双封。液压单封满足了后期绳索测试作业等工程需要，套裸双封酸压管柱满足了针对东河砂岩水层裸露区卡水与酸压联作的需要，这两种新型的酸压管柱解决了困扰多年的技术问题，为酸压完井提供了更多的选择。

传统酸压管柱体系应用情况及评价

光管柱型的酸压管柱主要适用于7″套管回接，地层破裂压力较低酸压条件，主要考虑管柱在酸压时所受拉力，同时尽可能扩大管柱内径以减小酸压时的摩阻，提高酸压时作用于地层的压力。由于油藏埋深大多在5500m以下，考虑到管柱抗拉安全系数大于1.5的设计要求，经过多年实践，形成3-1/2″+2-7/8"的组合管柱。3-1/2″油管（6.45mm壁厚）长度4000~5000m，2-7/8"油管（壁厚5.51mm）长度1000~1500m，以TK250井为例，管柱图如图1。 

主要适用于7″套管未回接，地层破裂压力较高，同时，酸压井段较短且无明显水层的酸压条件。

1类酸压管柱（CYY封隔器坐封于7″套管）主要为了保护井口，或者井内套管固井质量不好的井段，确保酸压时井口压力不超过井口承压。

 2类机械封隔器（ESKIMO封隔器）座封于8-1/8″套管内。2005年开始，针对石炭系巴楚组膏盐层钻井难题，为了节省钻井成本，缩短钻井周期，钻井采用了8-1/8″专打专封技术，为了配合钻井，达到地质目的，2006年开始引进并成功应用了ESKIMO封隔器，在盐下井酸压改造中取得了较好的效果，目前该套酸压管柱应用已经基本成熟。2007年，随着发现盐层，该套酸压管柱再度得到了应用。

液压坐裸要用于长裸眼分层改造，分层评价，通过封隔器一方面控制井口酸压时，井口压力在井口承压范围内，另一方面使注入的酸液在裸眼中进行针对性的改造，提高酸压效率。经过近几年的不断发展，形成了以贝克休斯PIP封隔器和克拉玛依采油院KCK封隔器两大裸眼分段酸压管柱体系，这两种管柱在裸眼分层改造中应用已经成熟，成功率高。  

新型酸压管柱体系应用情况及评价

液压单封和套裸双封酸压管柱体系是针对塔里木盆地油藏超深、高温、油稠的特点而设计的酸压管柱体系，目前已取得了较好的使用效果。

该套管柱体系为液压封隔器座封于套管（液压单封）。该套管柱适用于7″套管未回接，不需要分段改造。

在塔里木盆地非稠油区，针对7″套管未回接，不需要分段改造的井。主要有机械单封和液压坐裸两种组合，但是，机械单封酸压管柱体系对后期动态监测带来了不便，经常造成动态监测仪器串卡阻，影响生产，因此，从2007年开始尝试使用液压单封，初期光采用封隔器座封于套管，但所尝试的几口井酸压效果不理想，均表现出酸压过程中出现了失封的现象。通过认真总结，查找了其主要原因：酸压大排量注入冷液使得管柱发生收缩，等效于给管柱施加了一个非常大的上提力，剪断了解封销钉导致封隔器失封。在认真总结分析的基础上，又试验了液压封隔器+水力锚+伸缩节的管柱体系，在多口井获得了成功应用。

在目前使用的封隔器中，MCHR封隔器使用次数较多，具有较好的代表性。PHP-MCHR封隔器（表6）是一款上部带水力锚的封隔器，上顶力被水力锚的咬合力克服，在封隔器下部压力大于上部压力的情况下，用于连接中心管和胶筒总成的销钉并不受力，所以不会被剪断而发生失封。解封时，封隔器的上部向上移动，与下部的胶筒脱开，形成泄压通道。最终随着胶筒的回缩和卡瓦牙收回而完全解封。

使用评价是：该工具设计耐压差为53MPa，在酸压过程中，水利锚锚定紧固，管柱不会上移，封隔器密封良好，确保施工顺利完成；管柱结构可以满足酸压施工的高泵压作业要求；该工具因为采用液压座封方式，所以不需要进行管柱加压，这样的管柱结构在保证酸压安全施工的同时保证管柱不存在弯曲，有利于酸压见产后的钢丝测压作业。

套裸双封酸压管柱体系是随着塔里木盆地开发不断扩大，2007年才开始大量投入适用，主要原因是12区钻井时录井卡层难度大，7″套管常常下至距离东河塘组底部数十米，使得7″套管鞋下存在裸露的东河砂岩，还有部分井（如TK1040X）在直井段钻遇了大水体，提高侧钻点侧钻后需要进行分层酸压改造。这两种情况下既要实施分层改造，又要在后期掺稀过程中避免中下奥陶上部水层影响，给完井工程带来了挑战。而套裸双封酸压管柱能够满足隔水和分段改造双重功能。

使用证明，该套酸压管柱体系达到了卡水和酸压的两个目的，能够得到较好的应用。其主要优点是：机械封隔器和液压封隔器配合，先座封机械封隔器，后座封液压封隔器，座封过程较为方便，卡封了水层，可实施分层改造，达到了酸压改造的目的。主要缺点是：酸压时套压监测失去意义，由于两个封隔器同时座封，无法从环空压力判断封隔器座封情况，对酸压施工效果缺乏直接的地面判断；酸压施工时环空背压不能直接作用于裸眼封隔器，裸眼封隔器胶筒上方仅仅受到上部围岩压力，在高泵压储层改造时，存在失封风险；后期作业提管柱解封难度较大，若出现井底坍塌等情况，修井具有一定难度。  

酸压管柱体系总体评价

从2003年~2008年4月酸压管柱体系统计得出：超深井酸压作业成功率较高。酸压413井次，成功388井次，失封25井次，成功率93.9%。

对失封原因进行概括分析。造成失封的主要原因有以下几个方面：

地层原因——酸压施工过程中裂缝可能垂向沟通封隔器以上地层；坐封位置选择不当，井径过大 （超过胶筒膨胀有效范围），坐封层位井壁不规则岩性致密有棱角把胶筒损坏。

酸压管柱——在挤酸过程中水力锚没有起作用，管柱收缩，封隔器上移，造成失封；在挤酸过程中，管柱收缩，向上收缩力大于水力锚锁紧力，就等于上提封隔器，造成失封。

封隔器质量——胶筒本身存在质量问题。胶筒耐压差、耐温未能达到标准；胶筒老化。存放时间过长，存放环境不符合标准。

建议：一、根据测井曲线选好封隔器坐封位置。井径规则，胶筒与井眼相匹配。二、选好水力锚位置（避开套管接箍）并且保证水力锚质量。三、液压单封试验了液压封隔器+水力锚+伸缩节的管柱体系，在多口井获得了成功应用，为今后同类储层改造提供了一种新的、可靠的管柱组合。四、套裸双封采用机械封隔器和液压封隔器组合，先座封机械封隔器，后座封液压封隔器，座封过程较为方便，卡封了水层，可实施分层改造，达到了酸压改造的目的。五、套裸双封由于两个封隔器先后座封，无法从环空压力判断封隔器座封情况，对酸压施工效果缺乏直接的地面判断。酸压施工时环空背压不能直接作用于裸眼封隔器，裸眼封隔器胶筒上方仅仅受到上部围岩压力，在高泵压储层改造时，存在失封风险，后期作业提管柱解封难度较大，若出现井底坍塌等情况，修井具有一定难度。