CN102733789B - 深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法 - Google Patents
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Abstract
一种深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法，其包括识别稠油厚储层内部的不含油钙质夹层、泥质夹层、物性夹层，选择井内不同层段存在的不含油钙质夹层、泥质夹层、物性夹层作为分段压裂隔层，形成多个压裂层段；避开分段压裂隔层，利用电缆传输配合射孔弹对井内多个压裂层段分别进行大孔径射孔；应用生物酶解聚液对压裂层段进行预处理；向井内下入层内分段压裂管柱，进行分段压裂施工。实现了厚油层的分段均匀改造，改善压裂效果，提高单井压裂增产幅度，延长压裂措施有效期。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发中的储层水力压裂改造增产方法，特别是一种深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法，尤其适用于超深稠油弱胶结砂岩底水油藏的新井开发或旧井改造。
背景技术
我国稠油资源极为丰富，目前已在松辽、渤海湾、准葛尔、吐哈、塔里木、二连等15个大含油盆地发现了70多个稠油油藏，已探明石油地质储量近20亿吨，其中超深层>1700m的占6%。但超深层稠油油藏中只有塔里木盆地的塔河碳酸盐稠油油田、吐哈盆地的某砂岩稠油油田投入开发，主要原因在于：油层埋藏深、储层条件差、原油物性差等，开发难度极大。
以吐哈盆地的鲁克沁稠油油田为例，其为亿吨级深层稠油油藏，埋深2300～3800m之间，岩石类型为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，以泥岩孔隙式胶结为主，胶结疏松，储层物性较差，孔隙度为13%～30%，渗透率为50～700×10-3μm2，单层厚度大，可达30-45米，非均质性较强，平面变异系数为0.05-1.96，突进系数为1.07-13.16，厚砂层内部粉砂质泥岩和细砂岩互层，物性夹层、岩性夹层、钙质夹层封堵性差。其稠油具有高密度、高粘度、高凝固点、高沥青质与非烃含量、中等含蜡量的“四高一中”的特点，属典型的芳香型稠油，50℃时的地面原油粘度为10200-25570mPa.s，地层条件下含气原油粘度为154～526 mPa.s；地层水矿化度高（8～18万mg/l）、温度高（97～103℃），压力系数为0.95～1.05 MPa/100m，地温梯度为2.44～2.59℃/100m。该油田原油对温度敏感性强，随着温度的升高，原油粘度呈明显的下降,拐点温度为55℃～78℃，当温度高于拐点温度时，原油粘度的下降趋于平缓，所以目前一直采用稠油冷采技术开发。
该稠油冷采技术中，常用的水力压裂增产方法一直沿袭了硬砂岩稀油油藏常规劈裂式压裂技术路线和思路，其以材料力学中连续均质介质的断裂力学为基础，利用全部注入液体的30-60%作为造缝液体，先在岩层中形成水力劈裂的缝，然后再在注入液体中混入砂子带入压开的裂缝中，当注入液体滤失到岩层后，带入的砂子支撑住水力压开的裂缝并作为油气从岩层流入地层的通道。其采用大排量劈裂4.5-6.5方/分钟、常规水基瓜胶压裂液、20-40目小粒径陶粒等技术要素，增产效果表现为“两低两短”，即幅值低，稳定产量平均2-3吨/天；累计增产量低，300吨/天；峰值增产期短，2-3天；有效期短，100-130天。
分析其原因在于，鲁克沁超深层稠油油藏疏松砂岩储层在岩石物理力学性质、压后裂缝内渗流形态和驱替机理等方面均不同于均质强胶结砂岩油藏，常用的水力压裂增产方法对鲁克沁等超深层稠油油藏油井增产适应性差，具体表现为：
1、经过室内模拟分析，泥质弱胶结疏松砂岩在岩石杨氏模量的减少和深层高应力下，对20-40目支撑剂铺砂浓度的嵌入深度随闭合压力升高而嵌入速度加快，嵌入深度大幅增加，使得常规水力压裂劈裂所造缝窄细，支撑缝宽平均3.5 mm，因高强度嵌入影响而很快闭合，尤其是近井压差较大的区带，形成“包饺子”现象。在同等驱替压差下，裂缝内稠油非达西流渗流流动对稠油流动缝宽度的要求是常规稀油流动缝宽的6-10.5倍。
2、压裂后稠油缝内流动出现节流现象，由于稠油与破胶后的压裂液流度差异大、近井压差大，导致近井支撑裂缝内压裂液返排时，该段波及裂缝段两侧的稠油在大压差作用下进入裂缝形成缝内稠油段而封闭裂缝内压裂液的返排，产生节流现象，造成压后有效流动的缝短，无效支撑压裂缝长，压降漏斗的波及半径受限，使增产幅度小、有效期主要表现在近井地带。
3、对于20米以上的储油厚层，前期采用一次性深穿透、全厚度覆盖射孔，一次性全射孔段大排量常规劈裂压裂单缝，使裂缝纵向延伸严重，缝高达到射孔段的2.5-3.0倍，支撑剂大量充填在厚层底部层段，使无效缝长、缝高大、无效填砂多，离底水较近（10-15米）的缝高控制更为困难,压后易水窜。
4、通过岩芯对比，泥质弱胶结的疏松砂岩储层内钙质夹层、物性夹层和岩性夹层多，与其间的泥质夹层、钙质夹层和物性夹层为连续沉积，地应力差值小，平均为0.5-1.5MPa，厚砂层内非均质严重，压裂液沿应力薄弱点段突进严重，常规水力压裂难以有效均匀造缝、平剖面动用程度低。
5、实验证明，稠油对温度敏感性强，其与压裂液胶体滤饼造成的冷伤害严重。因井筒作业液温度低，尤其是压裂液在近井地带温度最低，具有与地层流体不配伍的特点，在近井地带，稠油与钻井、压井液等井筒作业液直接接触，造成原油中轻质组分与重质组分分离，胶质沥青质析出而形成胶状物堵塞地层，影响压裂效果。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是针对稠油油藏储层层段厚、非均质严重、合层压裂不能实现全层段均匀改造以及稠油在地层内的流动性差、对支撑缝导流能力的要求大大高于稀油油藏等特点，提供一种深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法，实现厚油层的分段均匀改造，改善压裂效果，提高单井压裂增产幅度，延长压裂措施有效期。
本发明的技术方案是：
一种深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法，其特殊之处是，包括如下步骤：
（1）识别稠油厚储层内部的不含油钙质夹层、泥质夹层、物性夹层，选择井内不同层段存在的不含油钙质夹层、泥质夹层、物性夹层作为分段压裂隔层，形成多个压裂层段；
（2）避开分段压裂隔层，利用电缆传输配合射孔弹对井内多个压裂层段分别进行大孔径射孔；
（3）向井内下入预处理管柱，应用生物酶解聚液对压裂层段进行预处理；
（4）向井内下入层内分段压裂管柱，所述的压裂管柱包括压裂油管、利用压裂油管串接的对应压裂层段处的端部喷砂器和滑套喷砂器、对应压裂隔层处的封隔器及配套工具，磁定位校深压裂管柱深度，根据校深结果调整管柱深度，确保压裂管柱的封隔器坐封在压裂隔层位置，关闭井口，等待压裂；
（5）分段压裂施工，连接地面压裂施工车组和高压泵入管线，从压裂油管注入压裂液打压坐封封隔器，坐封后压裂液打开压裂管柱的端部喷砂器，按泵注程序实施第一段压裂层段加砂压裂，关井扩散压力；继续注入压裂液，压裂油管憋压打开第二段压裂层段所对应的滑套喷砂器，实施第二段压裂层段加砂压裂；按同样的步骤完成第三段压裂层段加砂压裂；以此类推，完成最上压裂层段压裂施工后，放喷、排液，完成后续作业。
压裂施工过程中，向压裂油管与油井套管之间的环形空间中注入平衡液，以控制油套压差在设计范围内。
所述压裂层段为疏松砂岩地层时，采用高砂比全充填压裂方法，加砂强度为2-3.5 m3/m，排量为2-3.0 m3/min，前置液加入量为1-1.5个压裂油管容积，以10%-15%的低砂比起步，最高砂比为50%-65%，平均砂比为25%-35%；
所述压裂层段为低渗透胶结砂岩底水地层时，采用低砂比充填和复合控底水方法，加砂强度为1.5-2.5 m3/m，排量为2-2.8 m3/min，前置液加入量为1-2个压裂油管容积，以5%-7%的低砂比起步，最高砂比为40%-50%，平均砂比为20%-30%。低排量起裂，降低了压裂施工时的破裂压力，控制缝口形态，保护隔层，控制缝高下部延伸，前置液、排量仅是常规压裂的25%、50%，单井节约材料费用15万元以上。
所述复合控底水技术采用以下三种模式中的一种：
（1）常规支撑剂多级加砂模式，同一压裂层段内将常规支撑剂总量分两个以上阶段加入，第一阶段支撑剂下沉在裂缝底部形成人工挡板，抑制裂缝下部延伸，然后进行第二阶段加砂，接下来进行第三阶段加砂，依次类推；
（2）控水支撑剂或堵水支撑剂与常规支撑剂的二次加砂模式，同一压裂层段内将支撑剂总量分两个阶段加入，第一阶段采用控水支撑剂或堵水支撑剂下沉在裂缝底部形成人工挡板，然后进行第二阶段常规支撑剂加砂；
（3）先对靠近底水的压裂层段采用控水支撑剂或堵水支撑剂控制底水、再对其上层的压裂层段改造采用常规支撑剂压裂模式。
复合控底水方法有效防止了压窜底水，利用二级加砂或多级加砂前期加入的支撑剂沉砂为人工隔板，附加人工应力差，控制缝高下窜，并提高加砂强度、缝内有效铺砂浓度和裂缝宽度，同时应用控水支撑剂憎油疏水、堵水支撑剂胶结后不渗水的特性加强人工隔板的挡水性能，降低裂缝导流能力。同时20目-40目、16目-30目的组合陶粒或16目-30目的大粒径陶粒嵌入程度较低，提高了填砂缝体的高导流能力，实验室评价闭合压力50Mpa下， 20-40目中密度陶粒支撑剂导流能力为77.33μm2.cm，大颗粒陶粒16-30目对应导流能力为238.66μm2.cm。
稠油厚储层内部不含油钙质夹层、泥质夹层、物性夹层的识别方法，具体是根据测井曲线读值，对照不同夹层电测识别标准和岩石力学参数表，或根据测井曲线读值在电测识别图版上落点，识别并定性评价全井段层内岩性夹层，通过对比，选择层内分段压裂隔层。
进行分段大孔径射孔时，采用脱气原油为射孔液，对老井已射孔层采用大孔径弹电缆传输覆盖射孔，孔密10-13孔/米、孔径32-33.5mm、穿深240-255mm；对新钻井或老井新层，直接用电缆传输大孔径弹射孔，孔密16孔/米、孔径32-33.5mm、穿深240-255mm。
压裂前对压裂层段进行预处理时，首先，以射孔井段外延伸到地层内部0.5-1米为处理半径的孔隙体积挤入脱气原油，挤入压力小于地层破裂压力，排量200-500L/min；然后以射孔井段处理半径1-2米的孔隙体积挤入生物酶解聚液，挤入压力小于地层破裂压力，排量180-300L/min，关井反应24小时，以保证预处理后平均降低裂缝起裂压力5-10MPa。
所述后续作业具体步骤为：
（1）放喷：压裂施工完成1小时后，井口油管安装油嘴控制放喷，待井口套管压力为10-15MPa时，从套管反打压洗井，至压力落零；
（2）起出压裂管柱：待油套压落零后，换井口，上提管柱解封封隔器，起出分段压裂管柱，当封隔器因砂堵形成管柱死腔，使水力锚和封隔器仍然坐封，采用氮气机气举掏空封隔器坐封点上部井筒液体或从油套管环空打压使套管内压力大于油管压力并带压提钻换位解封封隔器和回缩水力锚牙板，起出压裂管柱；
（3）洗井：正循环边循环边放管柱冲砂，用清水大排量洗井，泵压10-12MPa，排量400-450L/min，冲砂至人工井底；
（4）排液：平稳下放抽油泵、抽油管、油管完井管柱，下放到设计深度后，连接地面抽油机设备，开抽排液，排出压裂施工过程中高压挤入地层的压裂液。
本发明的有益效果是：
1、针对超深稠油弱胶结砂岩底水油藏的储层岩石特点、流体特征和渗流特性，创立了深层稠油厚层层内细分段充填体积压裂技术的系列增产方法，改变针对常规胶结硬砂岩的传统劈裂法施工模式，形成全程大粒径支撑剂充填加砂的水力压裂造缝模式，造缝形态由过去单一的立足于缝长的长条状平面缝转变为近井一定规模围绕井轴的三维填砂体，提高了近井压裂支撑剂充填缝宽和纵向充填程度，满足了厚层内细分压裂和裂缝高导流能力的要求。
2、经过岩石强度分析，稠油储层内非泥岩隔层的钙质夹层、物性夹层和泥质夹层具有与有效储层应力差大、岩石强度高、塑性大、缓慢增压下耐压程度高等特点，不同于传统劈裂法施工模式中胶结硬砂岩的非泥岩隔层不能成为压裂隔挡的情况，则识别储层内非泥岩隔层的钙质夹层、物性夹层和泥质夹层后，利用其成为分段压裂的天然薄隔层，可以有效控制近井裂缝形态，并为后期分段注水和分段采油提供了前提条件。
3、电缆传输配合大孔径射孔弹的射孔优化技术，解决了大粒径陶粒的过流孔眼问题。对比油管传输射孔，电缆传输射孔具有施工简单、作业快（2个小时即可完成一次射孔）、成本低、工艺可靠性高、减少油管上扣、作业机损耗等优点。
4、压裂前对储层进行预处理，降粘解堵，消除水锁，清除油垢、无机垢，剥离、分散岩石表面的聚合物泥饼，平均降压5-10MPa，释放了近井应力，降低了压裂造缝初期的施工压力，保障了段内薄隔夹层在近井（如水泥环外）不被压窜；解除钻井污染，提高近井完善程度；降低地层原油粘度，解决压裂液冷伤害问题；并为后期压裂管柱优选、封隔器带压坐封和压裂机组组合提供了压力依据。
5、压裂管柱的底部喷砂器和滑套喷砂器分别对应第一段压裂层段和第二段以上的压裂层段，封隔器坐、解封可靠，施工安全，保障了压裂作业的顺利实施。
6、现场实施35口井，施工成功率97.6%，压后平均单井日产油8.3吨,为常规压裂的2.7倍，跨年累计增油18900吨。
附图说明
图1是本发明的压裂管柱下入到井内的结构示意图（对应实施例1）；
图2是本发明的压裂管柱下入到井内的结构示意图（对应实施例2）；
图3是本发明的压裂管柱下入到井内的结构示意图（对应实施例3）；
图4是本发明的压裂管柱下入到井内的结构示意图（对应实施例4）；
图5是本发明的压裂管柱下入到井内的结构示意图（对应实施例5）。
图中：端部喷砂器1、压裂油管2、滑套承接器3、扩张式封隔器4、承砂皮碗5、滑套喷砂器6、水力锚7、反洗阀8、安全接头9、平衡管10、导压喷砂封隔器11、正反扣接头12、防卡砂工具13。
具体实施方式
实施例1：老井已射孔未压裂层压裂施工模式
将本发明所述增产方法应用于玉东204-114井，其生产井段为2926-2955.0米。
施工步骤以下：
1、识别生产井段2926-2955.0米内部不含油钙质夹层、泥质夹层、物性夹层，选取隔层。
根据测井曲线读值，对照不同夹层电测识别标准和岩石力学参数表（或根据读值在电测识别图版上落点），在油层2926-2955.0米已射孔段（2926.0-2933.47m，2934.07-3944.62m，2945.22-2955.0m）内优选2944.62-2945.22米钙质夹层为分段压裂隔层。
①深层稠油厚储层不同夹层电测识别标准见表1。
表1
其中，厚储层层间为泥质隔层，其电性特征为：泥质夹层厚度比泥岩小，井径扩大、自然伽玛明显高值、自然电位无异常幅度；密度小、声波时差和补偿中子大，三孔隙度曲线向一个方向变化；电阻率低。
厚储层层内主要有钙质夹层、泥质夹层、物性夹层，具体电性特征分别为：
钙质夹层：密度增大、声波时差和补偿中子变小，三孔隙度基本重合，自然伽玛呈低值、自然电位异常幅度略有降低；电阻率高；往往在每套沉积旋回的中部或底部。
泥质夹层：自然伽玛呈高值、井径扩径、自然电位相对纯泥岩基线有一定幅度；密度小、声波时差和补偿中子较高，三孔隙度向一个方向变化； 电阻率明显较储层降低，比纯泥岩自然电位幅度小，常在每套沉积旋回的顶、底部。
物性夹层：密度增大、声波时差和补偿中子变小，三孔隙度基本重合；自然伽玛呈低值；电阻率高，幅度比钙质夹层小。
②深层稠油厚储层内部夹层优选的岩石力学参数见表2。
表2
③深层稠油不同夹层岩性电测识别图版原理是：细砂岩和泥质夹层的AC(声波时差)、CN值（补偿中子）较大，DEN值（补偿密度）较小，且致密夹层的CN值比砂砾岩小，据此将泥质夹层和致密夹层区分开，细砂岩的DEN值较泥质夹层小，据此可将泥质夹层从细砂岩中区分出来。
2、安装电缆防喷器，电缆传输大孔径覆盖射孔，射孔段为2929.00-2933.47m、2934.07
-2935.00m、2948.00-2954.00m，采用脱气原油为射孔液，大孔径弹，孔密13孔/米，孔径32mm、穿深240-255mm。
3、下预处理管柱、刮削、洗井，储层预处理
1）、平稳下放预处理管柱到位，清水反循环洗井；
2）、按射孔井段外延伸到地层内部0.5-1米为处理半径的孔隙体积挤入混合油，本实施例中处理半径为0.5米：首先，在油管闸门敞开情况下由套管注入（即反循环替入）混合油17m3；然后关闭油管闸门，提高泵注压力（控制在地层破裂压力以下），由套管挤注（即反挤）混合油8m3，排量为200-350L/min，挤入压力小于地层破裂压力，最高泵压25Mpa；
3）、按射孔井段外延伸到地层内部1-2米为处理半径的孔隙体积挤入生物酶解聚液，本实施例中处理半径为1米：继续反挤生物酶解聚剂50m3，挤入压力小于地层破裂压力，泵压为22-25MPa，排量为180-200L/min，停泵压力为22Mpa，关井反应24小时，压力由22Mpa降至9.5Mpa。所述的生物酶解聚液中含有生物酶、螯合剂（乙二胺四乙酸二钠盐）、生物活性剂（乙二酸）、粘土稳定剂（氯化铵）。
4、平稳下分段压裂管柱到位，如图1所示，采用的分段压裂管柱由利用压裂油管2自下而上依次连接的端部喷砂器1、滑套承接器3、扩张式封隔器4（短胶筒扩张式防砂卡封隔器）、承砂皮碗5、滑套喷砂器6、水力锚7、反洗阀8、安全接头9、管挂组成，其中，所述的滑套喷砂器3采用投球滑套。
5、磁定位校深管柱深度，根据校深结果调整管柱深度，使压裂管柱的封隔器坐封于2944.92m处，卸提封井器，安装KQ70/65型压裂井口，关闭井口，等待压裂。
6、分段压裂施工：两层施工共加砂52.4m3，其中20-40目陶粒砂15.8m3，16-30目陶粒36.6m3，入井总液量325.5m3。
压裂施工井段1：2945.22-2955.0m，细砂岩层（含油饱和度65%），连接地面压裂施工车组和高压泵入管线，从压裂油管注入压裂液打压坐封封隔器，坐封后压裂液打开分段压裂管柱的端部喷砂器，按泵注程序实施第一段压裂层段加砂压裂，所述压裂液是以瓜胶为稠化剂的水基压裂液， 入井液量101.9m3，入井砂量9.9m3，其中采用常规支撑剂20-40目陶粒砂6.8m3和16-30目陶粒3.1 m3，排量2.5m3/min，平均砂比20.9%，最高泵压36.7 MPa，停泵压力24Mpa。压裂施工过程中，从压裂油管外侧的套管注入平衡液，平衡压裂油管内的施工压力,控制隔层上下压差。完成后关井扩散压力。
压裂施工井段2：2926.0-2944.62m，疏松砂岩地层（含油饱和度65%）。本层段距下部水淹层段（2962.8-2971.8m）距离较远（22.8m），为主要压裂层段，采用高砂比全充填压裂技术。投入设计钢球，继续注入压裂液，压裂油管憋压打开第二段压裂层段所对应的滑套喷砂器，实施第二段压裂层段加砂压裂。
具体是：注入前置液18.1 m3（1个井筒容积），排量2.0-2.5m3/min，施工压力50-44.5MPa，施工曲线显示地层已压开裂缝；立即以10%砂比起步注入携砂液，排量2.5m3/min，按设计逐步提高砂比，最高砂比60%，施工压力44.5-37.6-43.6MPa，共注入携砂液169方，入井砂量42.5m3（其中20-40目陶粒砂9m3，16-30目陶粒33.5 m3）；然后注入顶替液13.9m3，排量2.5m3/min，施工压力43.6-41.3MPa。施工入井总液量223.6m3，平均砂比28.1%，加砂强度3.3 m3/m；施工过程套压23.8-28.3MPa缓慢上升，达到了充填加砂设计要求。
7、放喷：关井压力扩散6小时，油压由20MPa降至19 MPa，以排出液中不含砂为标准，油管安装Ф3-6mm油嘴放喷排液，在套压为10.5 MPa时，从套管反打压洗井，至压力落零。
8、起出压裂管柱：待油套压力落零后，换井口、上提管柱解封封隔器，起出分段压裂管柱。若封隔器因砂堵形成管柱死腔，使水力锚和封隔器仍然坐封，采用氮气机气举掏空封隔器坐封点上部井筒液体，或从油套管环空打压使套管内压力大于油管压力并带压提钻换位解封封隔器和回缩水力锚牙板，起出压裂管柱。
9、洗井：正循环边循环边缓慢下放管柱冲砂，用清水大排量洗井，泵压10-12MPa，排量400-500L/min，冲砂至人工井底。
10、排液：平稳下放抽油泵、抽油管、油管完井管柱，下放到设计深度后，连接地面抽油机设备，开抽排液，排出压裂施工过程中高压挤入地层的压裂液。
该玉东204-114井，改造前日产油3.83吨，日产水2.75方，含水40%。应用上述分段压裂增产方法，分两段（2926.0-2944.62m、2945.22-2955m）压裂改造获得成功，初期日增油9.06吨，目前已累计增油980吨，有效期超过了300天。
实施例2：老井已射孔已压裂层施工模式
将本发明所述增产方法应用于玉东204-5井，生产层段2818.4-2886.4米。
施工步骤以下：
1、利用实施例1所述的隔层识别方法，在生产已射孔段内优选2834.6-2837.5 m泥质夹层、2843.9-2846.4m钙质夹层为分段压裂隔层；2846.4～2865.5m为主要出水井段，采用堵水支撑剂封堵老裂缝进行堵水；2837.5～2843.9m井段采用平衡管保护中间层技术，不再压裂；对2818.4-2834.6m实施增产压裂。
2、安装电缆防喷器，电缆传输大孔径覆盖射孔，2821.00-2822.70m、2823.30-2827.00m、2847.19-2853.00m，枪型为华北102-16，大孔径弹，孔密10孔/米，孔径32mm，穿深255mm。
3、下预处理管柱、刮削、洗井，储层预处理
1）、平稳下放预处理管柱到位，清水反循环洗井；
2）、按射孔井段外延伸到地层内部0.6米为处理半径的孔隙体积挤入混合油：首先，在油管闸门敞开情况下由套管注入（即反循环替入）混合油14m3；关闭油管闸门，然后由套管挤注（即反挤）混合油16m3，排量为100-200L/min，挤入压力小于地层破裂压力，最高泵压15-17Mpa；
3）、按射孔井段外延伸到地层内部1米为处理半径的孔隙体积挤入生物酶解聚液：继续反挤入生物酶解聚液50m3，挤入压力小于地层破裂压力，泵压为15-19MPa，排量为100-250L/min，历时360min，停泵压力为19Mpa，关井反应24小时，压力由19Mpa降至0Mpa，从油管控制放压降至0Mpa，平稳起出刮削管柱。生物酶解聚液成分与实施例1相同。
4、平稳下放压裂管柱到位，如图2所示，采用的分段压裂管柱由利用压裂油管2自下而上依次连接的端部喷砂器1、扩张式封隔器4、承砂皮碗5、滑套喷砂器6、平衡管10、K344导压喷砂封隔器11、正反扣接头12、水力锚7、安全接头9、管挂组成，所述导压喷砂封隔器11为封隔器和滑套喷砂器的一体化结构，滑套喷砂器6采用导压滑套。
5、封隔器磁定位校深，调整管柱数据，使封隔器坐封位置为2845.69m，导压喷砂封隔器坐封位置为2835.56m。卸提封井器，安装KQ70/65型压裂井口，井口挖埋四个绷绳坑固定井口。
6、压裂施工：共加砂54.4m3，其中20-40目堵水支撑剂8.5m3、16-30目陶粒45.9m3，入井总液量449m3。
压裂施工井段1：2846.4-2865.6米，含油砂岩层（为低渗透胶结砂岩底水地层，含油饱和度54.4%），油管打压坐封封隔器和水力锚，端部喷砂器按泵注程序完成底部第一段压裂，关井扩散压力。压裂过程中采用两次加砂模式，入井总液量221m3，入井砂量20.4m3，加砂强度1.5m3/m，具体是第一次加砂入井液量102m3，排量至2.5m3/min，平均砂比19.2%、最高砂比30%，入井堵水支撑剂8.5m3、泵压34.7-43.3MPa，停泵压力20.7MPa；第二次加砂采用低砂比充填技术：前置液31m3（1个井筒容积），排量2.5-2.7 m3/min；以5%砂比起步，注入携砂液73m3，排量2.5-2.7 m3/min；顶替液15 m3，排量2.5 m3/min；合计入井总液量119m3，排量至2.5-2.7m3/min，平均砂比17.9%,最高砂比35%，入井16-30目陶粒砂11.9m3，泵压39.7-37.1MPa，停泵压力21MPa。压裂施工过程中，从压裂油管外侧的套管注入平衡液，平衡压裂油管内的施工压力,控制隔层上下压差，防止压窜隔层。
压裂施工井段2：2837.5～2843.9m ，含油砂岩层（含油饱和度454%），投球，继续注入压裂液，油管憋压打开该压裂层段所对应的滑套喷砂器，按泵注程序完成第二段压裂施工。具体是采用低砂比充填模式：前置液25m3（1.9个井筒容积），排量2.8 m3/min；以5%砂比起步，注入携砂液44m3，排量2.8 m3/min；顶替液13.4 m3，排量2.8 m3/min。合计入井总液量82.4m3，入井16-30目陶粒砂10.7m3，加砂强度1.7m3/m，平均砂比24.3%，最高砂比45%，排量2.8m3/min，最高泵压47MPa，停泵压力26MPa。
压裂施工井段3：2818.4-2834.6m，含油砂岩层（含油饱和度54.4%），继续注入压裂液，油管憋压打开该压裂层段所对应的导压喷砂封隔器的滑套，按泵注程序完成第三段压裂施工。具体是采用低砂比充填模式：前置液56m3（1.8个井筒容积），排量2.8 m3/min；以5%砂比起步，注入携砂液158m3，排量2.8 m3/min；顶替液14 m3，排量2.8 m3/min。合计入井总液量228m3，入井16-30目陶粒砂34m3，加砂强度2.43m3/m，平均砂比22.8%，最高砂比40%，排量2.9m3/min，最高泵压50MPa，停泵压力24MPa。
7、放喷：关井压力扩散，油压由24MPa降至22MPa，套压20MPa降至10MPa。以排出液中不含砂为标准，安装Ф3-6mm油嘴油管放喷排液，在套压为11MPa时，从套管反打压洗井，至压力落零。
8、起出压裂管柱：待油套压力落零后，换井口、上提管柱解封封隔器，起出分段压裂管柱。
9、洗井：正循环边循环边缓慢下放管柱冲砂，用清水大排量洗井，泵压10-12MPa，排量400-450L/min，冲砂至人工井底。
10、排液：平稳下放抽油泵、抽油管、油管完井管柱，下放到设计深度后，连接地面抽油机设备，开抽排液，排出压裂施工过程中高压挤入地层的压裂液。
应用本发明增产方法后，对2818.4-2865.5m井段进行重复压裂，采用复合控底水技术（同层采用堵水支撑剂和常规支撑剂的二次加砂模式）、低砂比充填加砂技术。重复压裂后稳产7.98吨/天,增油5.5吨/天,含水下降15%。
实施例3：新井新射孔层不控水压裂施工模式
将本发明所述增产方法应用于玉东17-17井，新井投产T2K2油层组的3276.5m-3299.7m、3302m-3307.6m井段。
施工步骤如下：
1、利用实施例1所述的隔层识别和评价方法，在投产井段优选3302.1-3299.7 m钙质夹层、3295-3292 m 岩性夹层为压裂隔层。
2、安装电缆防喷器，磁定位校深,电缆传输大孔径射孔，采用枪型华北102-16，大庆54弹型，孔密16孔/米，孔径33.5mm，穿深255mm，总孔数343孔，实射343孔，射孔率为100%。
3、下预处理管柱、刮削、洗井，储层预处理
1）、平稳下放预处理管柱到位，清水反循环洗井；
2）、按射孔井段外延伸到地层内部0.7米为处理半径的孔隙体积挤入混合油：首先，在油管闸门敞开情况下由套管注入（即反循环替入）混合油12m3，泵压5MPa，排量400L/min，历时35min；然后关闭油管闸门，提高泵注压力（控制在地层破裂压力以下），由套管挤注（即反挤）混合油25m3，排量为150-280L/min，历时50min，挤入压力小于地层破裂压力，最高泵压16-19Mpa；
3）、按射孔井段外延伸到地层内部1.2米为处理半径的孔隙体积挤入生物酶解聚液：继续反挤入生物酶解聚液35m3，挤入压力小于地层破裂压力，泵压为25-33MPa，排量为200-300L/min，历时420min，停泵压力为30Mpa，关井反应24小时，压力由30Mpa降至13Mpa，从油管控制放压降至0Mpa，平稳起出刮削管柱。生物酶解聚液成分与实施例1相同。
4、平稳下放压裂管柱到位，压裂管柱具体结构是由利用压裂油管2依次连接的端部喷砂器1、两个K344-146导压喷砂封隔器11、水力锚7、安全接头9、管挂组成。其中导压喷砂封隔器44为封隔器和滑套喷砂器的一体化结构，降低管柱砂卡风险。
5、封隔器磁定位校深，调整压裂管柱数据，下部的导压喷砂封隔器坐封位置为3300m，上部的导压喷砂封隔器坐封位置为3293.5m，卸提封井器，安装KQ70/65型压裂井口。
6、压裂施工：三段共加砂47.1m3，其中20-40目陶粒6m3、16-30目陶粒41.1m3，入井总液量373.3m3。
压裂施工井段1：3302.1-3307.6米，细砂岩层，连接地面压裂施工车组和高压泵入管线，从压裂油管注入压裂液打压坐封封隔器和水力锚，坐封后压裂液打开分段压裂管柱的端部喷砂器，按泵注程序实施第一段压裂层段加砂压裂。具体是，注入前置液30m3（2个压裂油管容积），排量2.5-2.7 m3/min，施工曲线显示地层已压开裂缝；立即以砂比5%起步注入携砂液，排量2.7m3/min，按设计逐步提高砂比，最高砂比40%，入井液量44 m3，加砂10m3；然后注入顶替液17.5 m3，排量2.7 m3/min。合计入井总液量101.5m3，入井总砂量10m3（其中20-40目陶粒砂2.5m3、16-30目陶粒砂7.5m3），加砂强度1.8m3/m，排量2.5-2.7m3/min，平均砂比22.5%，最高砂比40%，泵压51.2-46.3MPa，停泵压力24.3MPa。
压裂施工井段2：3295-3299.7米，细砂岩层，从油管投入Φ28mm钢球，侯沉30min，继续注入压裂液，压裂油管憋压打开第二段压裂层段所对应的导压喷砂封隔器Ⅰ，实施第二段压裂层段加砂压裂。具体是，注入前置液25 m3（1.6个压裂油管容积），施工排量2-2.5 m3/min；以砂比7%起步注入携砂液，排量2.5m3/min，最高砂比40%，入井液量49.3 m3，加砂9.6 m3；然后注入顶替液17.5 m3，排量2.5 m3/min。合计入井总液量91.8m3，入井砂量9.6m3（其中20-40目陶粒砂1.3m3、16-30目陶粒砂8.3m3），加砂强度2.0m3/m，平均砂比21.9%，最高砂40%，排量2-2.5m3/min，最高泵压57.6MPa，停泵压力27.2MPa。
压裂施工井段3：3276.5-3292米，细砂岩层，从油管投入Φ33.5mm钢球，侯沉30min，继续注入压裂液，压裂油管憋压打开第二段压裂层段所对应的导压喷砂封隔器Ⅱ，实施第三段压裂层段加砂压裂。具体是注入前置液46 m3，施工排量2-2.8 m3/min；以砂比5%起步注入携砂液，排量2.8-2.5m3/min，最高砂比45%，入井液量117 m3，加砂27.5 m3；然后注入顶替液17 m3，排量2.5-2.0 m3/min。合计入井总液量180m3，入井砂量27.5m3（ 其中20-40目陶粒砂2.2m3、16-30目陶粒砂25.3m3），加砂强度1.9m3/m，排量2.0-2.8m3/min，平均砂比25.7%、最高砂比45%,最高泵压58.1MPa，停泵压力30.2MPa。
7、放喷：关井扩散压力2小时，以排出液中不含砂为标准，油管安装Ф3-6mm油嘴放喷排液，在套压为10MPa时，从套管反打压洗井，至压力落零。
8、起出压裂管柱：换井口、上提管柱解封封隔器，起出压裂管柱。
9、洗井：正循环边循环边缓慢下放管柱冲砂，用清水大排量洗井，泵压11-12Mpa，排量400-450L/min，冲砂至人工井底。
10、排液：平稳下放抽油泵、抽油管、油管完井管柱，下放到设计深度后，连接地面抽油机设备，开抽排液，排出压裂施工过程中高压挤入地层的压裂液。
应用本发明增产方法，对原井段实施分三段充填压裂（3302.1-3307.6m、3295-3299.7m、3276.5-3292m ），均采用低砂比充填模式，压裂投产日产油10.2t。
实施例4：新井新射孔层控底水压裂施工模式
将本发明所述增产方法应用于玉东15-10井，其投产井段为3345.8-3364.5m、3364.5-3390.5m，但距离下部油水同层（3393.2-3401.7m）较近。施工步骤如下：
1、利用实施例1所述的隔层识别方法，在生产层段优选3361.0-3364.0m 泥质夹层为分段压裂隔层，并上下避射0.5米。
2、安装电缆防喷器，电缆传输大孔径覆盖射孔，射孔层位T2K2Ⅱ、射孔井段3345.8-3361m、3364-3370m，采用枪型华北102-16、弹型大庆54弹、孔密16孔/米，孔径32mm，穿深255mm。
3、下预处理管柱、刮削、洗井，储层预处理
1）、平稳下放预处理管柱到位，清水反循环洗井；
2）、按射孔井段外延伸到地层内部0.9米为处理半径的孔隙体积挤入混合油：首先，在油管闸门敞开情况下由套管注入（即反循环替入）混合油20m3，泵压5-6MPa，排量350L/min，历时40min。关闭油管闸门，提高泵注压力（控制在地层破裂压力以下），由套管挤注（即反挤）混合油5m3，最高泵压30-35MPa，排量150-200L/min。
3）、按射孔井段外延伸到地层内部1.8米为处理半径的孔隙体积挤入生物酶解聚液：继续反挤入生物酶解堵剂30m3，泵压22-37MPa，排量200-250L/min，历时300min。停泵压力23MPa,关井反应24小时，压力由20MPa降至2MPa。从油管控制放压降至0MPa，平稳起出刮削管柱。生物酶解聚液成分与实施例1相同。
4、平稳下放压裂管柱到位，压裂管柱具体结构是由压裂油管2自下而上依次连接的端部喷砂器1、K344-105扩张式封隔器4、正反扣接头12、承砂皮碗5、滑套喷砂器6、水力锚7、安全接头9、管挂组成。滑套喷砂器6采用投球滑套。
5、封隔器磁定位校深，调整压裂管柱数据，封隔器坐封位置为3362.50m，卸提封井器，安装KQ70/65型压裂井口。
6、压裂施工：共加砂31.6m3，其中20-40目堵水支撑剂9.7m3、16-30目陶粒21.9m3，入井总液量282.5m3。
压裂施工井段1：3364.0-3370.0m，砂岩层。压裂采用低砂比充填模式，支撑剂采用堵水支撑剂。连接地面压裂施工车组和高压泵入管线，从压裂油管注入压裂液打压坐封封隔器和水力锚，坐封后压裂液打开分段压裂管柱的端部喷砂器，按泵注程序实施第一段压裂层段加砂压裂，施工过程中环空打平衡液平衡油管压力，控制隔层上下压差。具体是：入井总液量104.7m3，入井堵水支撑剂13.7m3，加砂强度2.28m3/m；前置液30m3（2个油管容积），排量2-2.5m3/min，7%砂比起步，施工平均砂比20.2%、最高砂比45%，泵压31.2-22.9MPa，停泵压力18.3MPa。
压裂施工井段2：3345.8-3361.0m，砂岩层，压裂采用低砂比充填模式。投球，继续泵入压裂液，压裂油管憋压打开第二段压裂层段所对应的滑套喷砂器，按泵注程序进行压裂施工。具体是：入井液量177.8m3，入井16-30目陶粒砂30.1m3，加砂强度2.0m3/m，前置液30m3（2个油管容积），5%砂比起步，排量2.5-2.8m3/min，平均砂比20.5%，最高砂比50%，最高泵压50MPa。
7、放喷、解封：立即组织放喷，在油压10MPa、套压为12MPa时，从油套管环空打压使套管内压力大于油管压力并带压提钻换位解封封隔器和回缩水力锚牙板。具体是，套管连接水泥车憋压反洗井，套压迅速憋至20MPa，出口流量不变，洗井不通；换井口，套管继续用水泥车憋压15-20MPa，上提下放换位活动管柱，经多次活动解封封隔器和回缩水力锚牙板成功，顺利起出压裂管柱。
8、下冲砂管柱洗井，正循环边循环边缓慢下放管柱冲砂，用清水大排量洗井，泵压10-12MPa，排量400-450L/min，冲砂至人工井底。
9、平稳下放完井管柱，开抽排液。
应用本发明增产方法， 3364-3370m段压裂采用堵水支撑剂， 3345.8-3361m段压裂采用常规支撑剂（第3种复合控底水施工模式），压后底水得到较好控制，日产保持在9吨/天以上。
实施例5：新钻井未射孔未压裂层控水施工模式
将本发明所述增产方法应用于玉东18-15井，油层段3290.4-3325.4m，差油层段3328.1-3336.6m，油水同层3338.3-3353.7m但距离下部油水同层较近。施工步骤如下：
1、利用实施例1的隔层识别方法，在生产层段对3290.4-3317.7米优选3302.5-3306.0m钙质夹层为分段压裂隔层，并上下避射0.5米。
2、油管传输大孔径覆盖射孔，射孔层位T2K2Ⅱ、射孔井段3290.4-3296.3m、3298.4-3302.5m、3306-3317.5m，采用枪型华北102-16、弹型大庆54弹、孔密16孔/米，孔径32mm，穿深255 mm。
3、下预处理管柱、刮削、洗井，储层预处理
1）、平稳下放预处理管柱到位，清水反循环洗井；
2）、按射孔井段外延伸到地层内部1米为处理半径的孔隙体积挤入混合油：首先，在油管闸门敞开情况下由套管注入（即反循环替入）混合油15m3，泵压3-5MPa，排量350L/min，历时40min。关闭油管闸门，提高泵注压力（控制在地层破裂压力以下），由套管挤注（即反挤）混合油20m3，最高泵压25-30MPa，排量150-250L/min,历时160min。
3）、按射孔井段外延伸到地层内部2米为处理半径的孔隙体积挤入生物酶解聚液：继续反挤入生物酶解堵剂40m3，泵压21-28MPa，排量250-350L/min，历时300min。停泵压力24MPa。关井反应24小时，压力由20MPa降至2MPa。从油管控制放压降至0MPa，平稳起出刮削管柱。生物酶解聚液成分与实施例1相同。
4、平稳下放压裂管柱到位，压裂管柱具体结构是由压裂油管2自下而上依次连接的端部喷砂器1、K344-146扩张式封隔器4、防砂卡工具13、Φ126mmHPS-Ⅱ滑套喷砂器6、水力锚7、安全接头9、反洗阀8、管挂组成，所述滑套喷砂器6采用投杆滑套。
5、封隔器磁定位校深，调整压裂管柱数据，封隔器坐封位置为3303.651m，卸提封井器，安装KQ70/65型压裂井口。
6、压裂施工：共加砂31.4m3，其中20-40目陶粒12.9m3，16-30目陶粒18.5m3，入井总液量330.5m3。
压裂施工井段1：3306.0-3317.5米，砂岩层。油管打压坐封封隔器和水力锚，按设计泵注程序进行压裂施工，施工过程中环空打平衡液平衡油管压力，控制隔层上下压差。采用低砂比充填、多级加砂模式，入井总液量204.4m3，入井20-40目陶粒7.6m3、16-30目陶粒14.1m3：第一次加砂压裂入井总液量83.1m3，其中前置液30m3，20-40目常规陶粒7.8m3，排量2.2-2.3m3/min，平均砂比25%、最高砂比45%，泵压46.5-33.4MPa，停泵压力22.1MPa；第二次加砂压裂入井总液量121.3m3，其中前置液29.5 m3（2个油管容积），16-30目陶粒14.1m3，加砂强度1.9m3/m，7%砂比起步，排量2.3-2.4m3/min，平均砂比23.2%、最高砂比45%，泵压36.3-34.4MPa，停泵压力25.5MPa；
压裂施工井段2：3290.4-3302.5m，砂岩层，采用低砂比充填模式。投杆，打开Φ126mmHPS-Ⅱ滑套喷砂器，按泵注程序进行压裂施工。入井液量122.4m3，入井16-30目陶粒砂8.4m3、20-40目陶粒10.3m3，加砂强度1.55m3/m，前置液30m3（2个井筒容积），7%砂比起步，排量2.3-2.5m3/min，平均砂比21.1%，最高砂比45%，最高泵压38.9MPa，停泵压力27.6MPa。
7、放喷：关井压力扩散2小时，以排出液中不含砂为标准，安装Ф4-8mm油嘴油管放喷排液，在套压为11MPa时，从套管反打压洗井，至压力落零。
8、起出压裂管柱：换井口、上提管柱解封封隔器，起出压裂管柱。
9、洗井：正循环边循环边缓慢下放管柱冲砂，用清水大排量洗井，泵压10-12MPa，排量400-450L/min，冲砂至人工井底。
10、排液：平稳下放抽油泵、抽油管、油管完井管柱，下放到设计深度后，连接地面抽油机设备，开抽排液，排出压裂施工过程中高压挤入地层的压裂液。
采用本发明所述增产方法投产3290.4m-3296.3m、3298.4m-3303.1m、3305m-3317.7m，其中3305m-3317.7m段采用常规支撑剂多级加砂控底水（第1种复合控底水模式），压后日产保持在10吨/天以上。
Claims (7)
1.一种深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法，其特征在于，包括如下步骤：
（1）识别稠油厚储层内部的不含油钙质夹层、泥质夹层、物性夹层，选择井内不同层段存在的不含油钙质夹层、泥质夹层、物性夹层作为分段压裂隔层，形成多个压裂层段；
（2）避开分段压裂隔层，利用电缆传输配合射孔弹对井内多个压裂层段分别进行大孔径射孔；
（3）向井内下入预处理管柱，应用生物酶解聚液对压裂层段进行预处理；
（4）向井内下入层内分段压裂管柱，所述的压裂管柱包括压裂油管、利用压裂油管串接的对应压裂层段处的端部喷砂器和滑套喷砂器、对应压裂隔层处的封隔器及配套工具，磁定位校深压裂管柱深度，根据校深结果调整管柱深度，确保压裂管柱的封隔器坐封在压裂隔层位置，关闭井口，等待压裂；
（5）分段压裂施工，连接地面压裂施工车组和高压泵入管线，从压裂油管注入压裂液打压坐封封隔器，坐封后压裂液打开压裂管柱的端部喷砂器，按泵注程序实施第一段压裂层段加砂压裂，关井扩散压力；继续注入压裂液，压裂油管憋压打开第二段压裂层段所对应的滑套喷砂器，实施第二段压裂层段加砂压裂；按同样的步骤完成第三段压裂层段加砂压裂；以此类推，完成最上压裂层段压裂施工后，放喷、排液，完成后续作业；所述压裂层段为疏松砂岩地层时，采用高砂比全充填压裂方法，加砂强度为2-3.5 m3/m，排量为2-3.0 m3/min，前置液加入量为1-1.5个压裂油管容积，以10%-15%的低砂比起步，最高砂比为50%-65%，平均砂比为25%-35%；所述压裂层段为低渗透胶结砂岩底水地层时，采用低砂比充填和复合控底水方法，加砂强度为1.5-2.5 m3/m，排量为2-2.8 m3/min，前置液加入量为1-2个压裂油管容积，以5%-7%的低砂比起步，最高砂比为40%-50%，平均砂比为20%-30%。
2.根据权利要求1所述的深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法，其特征在于：压裂施工过程中，向压裂油管与油井套管之间的环形空间中注入平衡液，以控制油套压差在设计范围内。
3.根据权利要求1所述的深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法，其特征在于：所述复合控底水技术采用以下三种模式中的一种：
（1）常规支撑剂多级加砂模式，同一压裂层段内将常规支撑剂总量分两个以上阶段加入，第一阶段支撑剂下沉在裂缝底部形成人工挡板，抑制裂缝下部延伸，然后进行第二阶段加砂，接下来进行第三阶段加砂，依次类推；
（2）控水支撑剂或堵水支撑剂与常规支撑剂的二次加砂模式，同一压裂层段内将支撑剂总量分两个阶段加入，第一阶段采用控水支撑剂或堵水支撑剂下沉在裂缝底部形成人工挡板，然后进行第二阶段常规支撑剂加砂；
（3）先对靠近底水的压裂层段采用控水支撑剂或堵水支撑剂控制底水、再对其上层的压裂层段改造采用常规支撑剂压裂模式。
4.根据权利要求1所述的深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法，其特征在于：稠油厚储层内部不含油钙质夹层、泥质夹层、物性夹层的识别方法，具体是根据测井曲线读值，对照不同夹层电测识别标准和岩石力学参数表，或根据测井曲线读值在电测识别图版上落点，识别并定性评价全井段层内岩性夹层，通过对比，选择层内分段压裂隔层。
5.根据权利要求1所述的深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法，其特征在于：进行分段大孔径射孔时，采用脱气原油为射孔液，对老井已射孔层采用大孔径弹电缆传输覆盖射孔，孔密10-13孔/米、孔径32-33.5mm、穿深240-255mm；对新钻井或老井新层，直接用电缆传输大孔径弹射孔，孔密16孔/米、孔径32-33.5mm、穿深240-255mm。
6.根据权利要求1所述的深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法，其特征在于：压裂前对压裂层段进行预处理时，首先，以射孔井段外延伸到地层内部0.5-1米为处理半径的孔隙体积挤入脱气原油，挤入压力小于地层破裂压力，排量200-500L/min；然后以射孔井段处理半径1-2米的孔隙体积挤入生物酶解聚液，挤入压力小于地层破裂压力，排量180-300L/min，关井反应24小时，以保证预处理后平均降低裂缝起裂压力5-10MPa。
7.根据权利要求1所述的深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法，其特征在于，所述后续作业具体步骤为：
（1）放喷：压裂施工完成1小时后，井口油管安装油嘴控制放喷，待井口套管压力为10-15MPa时，从套管反打压洗井，至压力落零；
（2）起出压裂管柱：待油套压落零后，换井口，上提管柱解封封隔器，起出分段压裂管柱，当封隔器因砂堵形成管柱死腔，使水力锚和封隔器仍然坐封，采用氮气机气举掏空封隔器坐封点上部井筒液体或从油套管环空打压使套管内压力大于油管压力并带压提钻换位解封封隔器和回缩水力锚牙板，起出压裂管柱；
（3）洗井：正循环边循环边放管柱冲砂，用清水大排量洗井，泵压10-12MPa，排量400-450L/min，冲砂至人工井底；
（4）排液：平稳下放抽油泵、抽油管、油管完井管柱，下放到设计深度后，连接地面抽油机设备，开抽排液，排出压裂施工过程中高压挤入地层的压裂液。
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