射孔

5.3.完井设计的基本理论

5.3.1.完井方式

5.3.1.1射孔完井方式

套管射孔完井是钻穿油层直至设计井深，然后下面层套管至油层底部注水泥固井，最后射孔，射孔弹射穿油层套管、水泥环并穿透油层某一深度，建立起油流的通道。套管射孔完井既可选择性地射开不同压力、不同物性的油层，以避免层间干扰，还可避开夹层水、底水、气顶和夹层的坍塌，具备实施分层注采和选择性压裂或酸化等分层作业的条件。

尾管射孔完井是在钻头钻至油层顶界后，下技术套管注水泥固井，而后用小一级的钻头钻穿油层至设计井深，用钻具将尾管送下并悬挂在技术套管上，尾管

50，再对尾管注水泥固井，最后射孔。尾管射和技术套管的重合段一般不小于m

孔完井由于在钻开油层以前上部地层已被技术套管封固。因此，可以采用与油层相配伍的钻井液以平衡压力、欠平衡压力的方法钻开油层，有利于保护油层。此外这种完井方式可以减少套管重量和油井水泥的用量，从而降低完井成本。目前较深的油，气井大多采用此方法完井。

图5.2 套管射孔完井图5.3 尾管射孔完井

5.3.1.2裸眼完井方式

裸眼完井的最主要特点是油层完全裸露，因而油层具有最大的渗流面积。这种井称为水动力学完善井，其产能较高。裸眼完井虽然完善程度高，但使用局限性很大，例如：不能克服井壁坍塌和油层出砂对油井生产的影响；不能克服生产层范围内不同压力的油、气、水层的相互干扰；无法进行选择性酸化和压裂等。

5.3.1.3割缝衬管完井方式

割缝衬管完井方式是钻头钻至油层顶界后，先下技术套管注水泥固井，再从技术套管中下入直径小一级的钻头钻穿油层至设计井深。最后在油层部位下入预先割缝的衬管，依靠衬管顶部的衬管悬挂器（卡瓦封隔器），将衬管悬挂在技术套管上，并密封衬管和套管之间的环形空间，使油气通过衬管的割缝流入井筒。这种完井方式油层不会遭受固井水泥浆的损害，可以采用与油层相配伍的钻井液或其它保护油层的钻井技术钻开油层，当割缝衬管发生磨损或失效时也可以起出修理或更换。

5.3.1.4砾石充填完井方式

它是先将绕丝筛管下入井内油层部位，然后用充填液将在地面上预先选好的砾石泵送至绕丝筛管与井眼或绕丝筛管与套管之间的环形空间内，构成一个砾石充填层，以阻挡油层砂流入井筒，达到保护井壁、防砂入井的目的。砾石充填完井一般都使用不锈钢绕丝筛管而不用割缝衬管。

图5.4 裸眼砾石充填与套管砾石充填5.3.2.完井设计要求

(1).最大限度保护储集层，防止对储层伤害

(2).减小油气流入井筒内的流动阻力

(3).有效封隔油气水层，防止各层间干扰

(4).克服井塌或出砂，保障长期稳产，延长寿命

(5).可以实施注水、压裂、酸化等增产措施

(6).工艺简单、成本低

图5.5 完井方法选择基本思路

5.3.3射孔工艺

1.射孔完井适用的地质条件

(1).有气顶、或有底水、或有含水夹层、易塌夹层等复杂地质条件，因而要求实施分隔层段的储层。

(2).各分层之间存在压力、岩性等差异，因而要求实施分层测试、分层采油、分层注水、分层处理的储层。

(3).要求实施大规模水力压裂作业的低渗透储层。

(4).砂岩储层、碳酸盐岩裂缝性储层。

2.射孔工艺方法

(1).电缆输送套管枪射孔工艺（WIRE CASING GUN）

图5.6 套管枪正压射孔

(2).油管输送射孔工艺（TUBING CORE PERFORATION）

图5.7 油管传输射孔

3保护油层的射孔工艺

(1).采用合理负压差

1200左右负压差，瞬时回波冲洗

——保持Psi

——生产过程中保持合理压差

——根据生产动态，合理计算负压差

(2).优选射孔参数（枪型、弹种、孔密、相位）

——高孔密、深穿透，射孔器材上一对矛盾的合理处置

——产能正比于孔密、出流压耗反比于孔密

——各向异性地层、水平裂缝发育地层、泥灰岩夹层适合于高孔密，可采取大枪装小弹

——各向同性地层、天然垂直裂缝发育地层、钻井液污染严重和大环隙及双层套管，适合于深穿透，可采取小枪装大弹

——射孔枪身径与套管匹配符合合理间隙要求，避免穿深损失过大

——相位角选择视平面、交叉、螺旋布孔格式和地层与井眼轨迹特性，可选60、90、120度

——以API BEREA砂岩靶射孔评价结果、TCP与CFE乘积最大为评判依据

5.3.4完井管柱

一口井从上往下是由井口装置、完井管柱和和井底结构三部分组成。

井口装置的作用是悬挂井下油管柱、套管柱，密封油管、套管和套管与套管之间的环形空间以控制油气井生产、回注（注蒸汽、注气、注水、酸化、压裂和注化学剂等）和安全生产的关键设备。

图5.8 井口装置

完井管柱则包括油管、套管和按一定功用组合而成的完井管柱则包括油管、套管和按一定功用组合而成的井下工具。

(1).自喷井完井管柱

(2).有杆泵井完井管柱

图5.11 有杆泵井完井管柱

井底结构则是连接在完井管柱最下端的与完井方法相匹配的工具和管柱的有机组合体。

5.3.5完井测试

完井测试的主要任务是通过地下资料的收集和分析，确定油、气层的工作价值，为油、气井正常生产和制订合理的开发方案提供可靠的依据。测试时，要取全取准下述几方面的资料：

(1).油、气、水产量；

(2).原始地层压力，井口油管压力和套管压力；

(3).油、气层中部温度及地热增温率；

(4).油、气、水样。

5.4结合实际资料设计的无油管完井方法

借鉴国内外无油管完井技术经验，下入Φ88. 9mm 油管作为生产套管，固井后套管射孔完井，生产中不再下入油管。

5.4.1固井水泥浆体系及性能

优选出一种微膨胀低失水防气窜水泥浆体系，密度为1. 85~ 1. 88 g /cm3，失水低( API失水小于200 mL)，流变性能好，稠化时间为120 ~ 150m in。

5.4.2井口工具及管串附件

选用Φ88. 9 mm水泥头及扶正器、扶鞋扶箍、胶塞采用威德福产品。水泥头

体积小，质量轻，具有胶塞入井显示功能。胶塞为刚性自锁式，可防止水泥浆倒

流。应用表明，工具使用方便、安全可靠。

5.4.3固井施工工艺

采用40- 17型固井车固井，下套管时用对扣器对正丝扣，涂CATTS101密封脂，使用带扭矩仪的套管钳紧螺纹，以保证密封。螺纹扭矩符合标准；水泥采用干混工艺，加入外加剂6 次混拌；对现场套管、附件、水样、水泥样品、外加剂等进行全套性能复核试验；采用正注反挤固井工艺固井，优化施工参数(注灰排量8~ 12 L / s，顶替排量7~ 10 L / s)。

5.4.4固井质量

水泥浆性能良好，严格按照固井工艺施工，气层段固井质量优良，侯凝48 h 后试压25MPa，稳压30m in，压力不降。Φ88. 9 mm油管内径为Φ76 mm，国内的测井工具还不配套，采用斯伦贝谢专用的小井眼测井工具测三样，固井质量合格。

第6章采油工程设计

6.1油管柱

由节点系统分析可进行油气管柱的选择，下图是一个普通的采气管柱的设计，由封隔器，安全阀，多个流动短节等组成。

经过节点系统分析得到适合该井的采油管柱，并得出以下一些结论：

(1)油管尺寸增加，井口压力增加，选用大尺寸油管可降低井筒内压力损失，产气量越高这种优势越明显。但当产气量低时，选用大尺寸油管，这种作用甚微，单井产量过低采用大尺寸油管生产反而增加井筒内压力损失，这主要是由于井筒流体流速慢，液滴容易出现滑脱所造成。相同条件下，随着气井生产水气比的增加，井口压力下降。而且，随着水气比增加，井口压力下降幅度较大。

(2)从优选的过程来看，对该气井合理管柱的优选其主要作用的是管柱临界携液流量的确定，其影响着气井是否会发生井底积液，从而影响气井生产。

(3)气井发生冲蚀现象，一般发生在气井产量较高时。当气井产量较低时，冲蚀流量的研究对管径的选择影响不大。

6.2.射孔：

6.2.1射孔工艺：

射孔工艺包括电缆输送套管枪射孔、电缆输送过油管射孔、油管输送射孔等，通过对几种射孔工艺方法的对比，根据该区块油藏情况，方案推荐直井采用电缆传输射孔工艺,水平井均采用油管输送射孔工艺。

6.2.2 射孔方式：

负压射孔时井筒中的压力低于地层压力。负压射孔后地层流体可立即开始流入井筒，而正压射孔虽然有助于保持井眼稳定，但射孔后完井液和其他颗粒连续进入地层，造成地层污染。负压射孔有利于带走炮眼堵塞物，提高井眼完善程度，合理使用负压射孔可以有效的提高完井产能。因此，该断块直井采用负压射孔方式。

6.2.3 射孔参数选择：

当枪身与套管的距离间隙超过12mm时,子弹的射出速度和穿透能力将产生较大的损失。当间隙为零时，其穿透深度比间隙为12mm时的穿透率增加15%，当间隙增大到25mm和50mm时，相应的穿透深度比间隙为12mm时降低25%和30%。因此射孔时射孔枪必须小于12mm。

6.2.4 射孔孔眼深度：

孔眼深度要求超过钻井损害带以提高油井产能。一定范围内，产能随射孔孔

眼深度的增加而增加，增加到一定程度后不再增加，但是孔眼的稳定性会随孔深

的加深而变差，所以，必须保证孔眼在地层中的稳定性的前提下提高产能。

6.2.5 相位角的选定：

使层位上产生的相邻孔眼间距最大化，避免孔眼间的连接带断裂，若连接带断裂分解的沙石进入孔眼，就会造成油气产量的下降，同时兼顾到产量和连接带的承受能力，选择最优相位角。在均质地层中，90°相位角最佳；在非均质严重的地层，120°相位角最好。在射孔密度较高情况下或在疏松砂岩地层中，60°相位角最好。在地层各向异性严重时，应采用180°和120°的高相位射孔；而在各向异性不严重时，应采用90°、60°或45°的低相位射孔，该地层高密度射孔，在含油的沙河街组地层中上部大段褐灰色泥岩夹浅灰色灰质砂岩、灰褐色白云质灰岩，下部深灰色泥岩、灰褐色油斑中砂岩、灰质砂岩、浅灰色粉砂岩，不同岩性的岩石分布相对独立，射孔井段较为匀质，综合考虑该油层多方因素，直井射孔井段采用60°的相位角。

6.2.6 射孔密度

一定程度上，产能随着孔眼密度的增大而增大,当孔眼密度增大到一定程度后，孔密的增加不会明显增加产能，这里有一个产能的最大值，也就是所选得孔眼密度。针对该地层低渗特点，采用高密度射孔，尽量打开油层与井眼的联通通道，保障原油顺利流通。根据射孔分析射孔密度与产能比的图线关系选择20孔/m的射孔密度。

6.2.7 射孔负压差值的确定：

负压差射孔时，首先应考虑确保孔眼完全清洁所必须满足的负压差值。若负压差值偏低，便不能保证孔眼完全清洁畅通，降低了孔眼的流动效率。但若负压

差值过高，有可能引起地层出砂或套管被挤毁。因此，必须科学合理地确走所需的负压差值。合理负压值可根据室内射孔岩心靶负压试验，经验统计准则或经验公式确定。但目前最流行的是美国Conoco公司的计算方法：采用以下公式计算：

ΔPrec＝0.2ΔPmin＋0.8ΔPmax。

根据油气层渗透率，确定最小负压值Δmin

ΔPmin(油井）＝2.17 / K0.3

确定最大负压差值ΔPmax；

ΔPmax(油井）＝0.8×套管抗挤毁压力

式中 K—渗透率，μm2；

ΔPmin─—最小负压差值，MPa；

ΔPmax─一最大负压差值， MPa；

ΔPrec─—合理负压值，MPa。

该区块的平均渗透率为3.4mD，换算得0.35um2。ΔPmin=2.97 MPa；套管抗挤毁压力为34.14mpa。ΔPmax=27.312mpa 计算得到合理射孔负压为：22.44Mpa

6.2.8 射孔液选择：

射孔液是射孔作业过程中使用的井筒工作液，它也用作为射孔作业结束后的生产测试，下泵等压井液。对射孔液的基本要求是：保证与油气层岩石和流体相配伍，防止射孔作业过程中和射孔后的后继作业过程中，对油气层造成损害。同时应满足射孔及后继作业的要求，即应具有一定的密度，具备压井的条件。并应具有适当的流变性以满足循环清洗炮眼的需要。

目前国内外使用的射孔液有五种体系。

6.2.8.1无固相清洁盐水：

这类射孔液一般由无机盐类、清洁淡水、缓蚀剂、pH调节剂和表面活性剂等配制而成。其中盐类的作用是调节射孔液的密度和暂时性地防止油气层中的粘土矿物水化膨胀分散造成水敏损害，缓蚀剂的作用是降低盐水的腐蚀性，pH调节剂的作用是调节清洁盐水的pH值在一合适范围，以免造成酸敏损害，表面活性剂的作用是降低滤液的界面张力，利于进入油气层的滤液反排，以及清洗岩石孔隙中析出的有机垢。为减小造成乳化堵塞和润湿反转损害的可能性，最好使用非离子活性剂。此类射孔液的优点是：无人为加入的固相侵入损害；进入油气层的液相不会造成水敏损害；滤液粘度低，易返排。缺点是要通过精细过滤，对罐车、管线、井筒等循环线路的清洗要求很高；滤失量大、不宜用于严重漏失的油气层；无机盐稳定粘土的时间短，不能防止后继施工过程中的水敏损害；清洁盐水粘度低，携屑能力差，清洗炮眼的效果不好。

6.2.8.2 阳离子聚合物粘土稳定剂射孔液：

这类射孔液可以是用清洁淡水或低矿化度盐水加阳离子聚合物粘上稳定剂配制而成，也可以在清洁盐水射孔液的基础上加入阳离子聚合物粘土稳定剂配制而成。这类射孔液除具有清洁盐水的优点外，还克服了清洁盐水稳定粘土时间短的缺点，对防止后续生产作业过程的水敏损害具有很好的作用。

6.2.8.3 无固相聚合物盐水射孔液

这类射孔液是在无固相清洁盐水的基万出匕添加高分子聚合物配制而成。其保护油气层机理是：利用聚合物提高射孔液的粘度，以降低滤欠速率和滤大量，提高清洗炮眼的效果。其余与无固相清洁盐水基本相同。使用该类射孔液时，长键高分子聚合物进入油气层会被岩石表面吸附，从而减少孔喉有效直径，造成油气层的损害。故应权衡增粘降滤大量与聚合物损害的利弊。一般不宜在低渗透油气层中使用。仅宜于在裂缝性或渗透率较高的孔隙性油气层中使用。

6.2.8.4 暂堵性聚合物射孔液：

该类射孔液主要由基液、增粘剂和桥堵剂组成，基液一般为清水或盐水，增粘剂为对油气层损害小的聚合物，桥堵剂为颗粒尺寸与油气层孔喉大小和分布相匹配的固相粉未。常用的有酸溶性，水溶性和油溶性三种。对含水饱和度较大，产水量较高的油气层可用水溶性桥堵剂；其它情况下最好用油溶性暂堵剂。其最大优点是对循环线路的清洗要求低，这对取水较难的陆地油田，特别是缺水的西部油田更为适用。

6.2.8.5 油基射孔液：

油基射孔液可以是油包水型乳状液，或直接采用原油。或柴油与添加剂配制。油基射孔液可避免油气层的水敏、盐敏危害，但应注意防止油气层润湿反转、乳状液及沥青、石蜡的堵塞以及防火安全等问题，这类射孔液由于比较昂贵，一般很少使用。本地层为中等偏强碱敏，极强酸敏，无速敏，强水敏，油基射孔液射孔液由于比较昂贵，一般很少使用。无固相聚合物盐水射孔液一般不宜在低渗透油气层中使用，仅宜于在裂缝性或渗透率较高的孔隙性油气层中使用。暂堵性聚合物射孔液在缺水的西部油田更为适用。考虑无固相清洁盐水和阳离子聚合物粘土稳定剂射孔液，阳离子聚合物粘土稳定剂射孔液在具有了无固相清洁盐水射孔业的全部优点外，能够很好的防止后续生产作业过程的水敏损害。本区块优选阳离子聚合物粘土稳定剂射孔液。

6.2.9射孔过程中气层保护措施：

射孔过程中对油层的损坏主要有两的原因：一是射孔弹的碎屑物堵塞孔眼；二是射孔液的固相和滤液伤害油层。在射孔打开油层的短内，井内液柱过大或射

孔液性能不符合要求，就射孔孔眼油层的较深部位，其对气层的损害比钻井还要严重。针对射孔过程中损害气层的原因，主要采用以下的保护气层措施：

6.2.9.1 优化设计射孔参数：

对气井进行射孔参数优化设计。直井采用YD-102枪SDP43RDX-52-102型枪弹，采用HMX耐高温药、20孔/m、60°相位角、负压22.44Mpa、电缆输送方式螺旋布孔，深度预计到达635mm，孔径14.2mm。

6.2.9.2 射孔工艺要求：

直井采用电缆传输射孔工艺，水平井采用连续油管水力喷砂射孔工艺。直井采用负压射孔工艺，负压射孔是利用成孔瞬间的较高压力梯度的瞬时冲洗，清除孔眼中的碎屑堵塞及孔眼周围破碎压实带中的细微颗粒堵塞。负压射孔后地层流体可立即开始流入井筒，而正压射孔虽然有助于保持井眼稳定，但射孔后完井液和其他颗粒连续进入地层，造成地层污染。合理使用负压射孔可以有效的提高完井产能。

6.2.9.3 优化射孔液：

使用优质射孔液，射孔液要与地层水相配伍，不堵塞孔眼，不与地层水反应而损害地层。射孔液对气层的损害包括固相颗粒侵入和液相侵入两个方面。较大的固相颗粒会堵塞所射开的孔眼，较小的颗粒，将会堵塞孔隙喉道，使地层流体流动受阻，导致气层的渗透率降低；射孔液的液相（其矿化度与储层粘土不匹配时）侵入油层，将会引起储层内的粘土矿物水化膨胀，当膨胀到一定程度后，分散成更细的颗粒，这些颗粒被流体运移进入孔隙中，使孔隙喉道缩小，甚至堵塞孔喉，导致储层渗透率降低。

建议采用阳离子聚合物粘上稳定剂射孔液，该射孔液无人为加入的固相侵入损害；进入油气层的液相不会造成水敏损害；滤液粘度低，易返排；对防止后续生产作业过程的水敏损害具有很好的作用

采油工程设计了

1．井口装置确定：包括耐高温条件和压力等级以及测试井等特殊类型井口装置的确定2．抽油设备选型：包括抽油机、抽油杆、泵的型号、泵的类型及泵挂深度等的确定3．管柱结构的优化

4．注气前油层预处理和解堵工艺技术要求

5．井筒隔热技术要求：包括隔热方式和井筒隔热管柱的要求

6．井筒降粘技术要求

7．防砂工艺要求：包括先期防砂和后期防砂的工艺要求

8．改善注气效果工艺技术要求

9．储层保护技术要求

10. 采油工艺费用估算

采油工艺

1．油管柱

2.采油方式(1)选择原则(2)自喷采油(3)人工举升(4)其他采油方式

3.注水工艺(1)注水水源与水质(2)注水方式(3)注水井投注前预处理

4.增产曾注(1)油水井压裂设计(2)油水井酸化(3)其他增产增注工艺

5.防砂工艺(1)防砂方式(2)防砂设计

6.注气工艺(1)注气井完井要求(2)注气管柱

7.修井(1)预测修井内容及频率(2)修井机类型及主要参数

8.其他采油工艺（1）油井清蜡防腊（2）油水井防腐（3）油水井防垢（4）注水井配注与调剥设计（5）其他工艺

9.提高采收率的采油工艺技术要求

10.油水井动态管理和监测要求

11.采油工艺费用估算

第1章区域地质特征

1.1区域地质概况

1.1.1 基本构造位置

A 区块位于隶属新疆维吾尔自治区M 县，工区地表为草原戈壁，地面较平

坦，植被稀少，地面海拔70m～270m；区块内地下水埋藏较深，浅层无地下水

分布。工区温差悬殊，夏季干热，最高气温可达40℃以上；冬季寒冷，最低气

温可达-40℃以下。区内年平均降水量小于200mm，属大陆性干旱气候。工区15

公里外有发电厂，25 公里范围内有一个中型凝析气藏投入开发。

1.1.2区域地质构造特征

A区块俯瞰呈三角形，两边为断层边界，一边存在边水，储层向东南方向下倾，倾角5.8 ，层内存在夹层。区块顶部构造图如图1-1所示，剖面图如图1-2所示。

1-1A断块顶面构造图

1-2A断块油藏剖面图

1.1.3勘探开发历史

区块内目前已打三口直井探井，从钻井的情况分析，该区块钻井复杂问题是地层井漏严重，并且地层强度较高，导致钻井速度十分缓慢，钻井周期延长，严重提高了钻井成本，需

要对井型以及完井方式进行优选。

1.2 油藏特征 1.

2.1油藏概况

断块内钻探三口井，A 断块内的油藏埋深为11001300m -- ，油藏中部海拔为

1.2.2 沉积特征 1.2.3 储层物性分析 1.2.3.1储层粘土矿物组成

通过对A 断块储层各小层样品分析，得出各层粘土矿物含量如下表

1.2.3.2储层岩石矿物组成

储层岩石以岩屑、长石质岩屑砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度均较低。储集空间类型以剩余粒间孔为主（39.8%），其次粒间溶孔（18.1%），含少量高岭石晶间溶孔、方解石晶间溶孔等。

图P1 层砂岩分类图

图p2层砂岩分类图

1.3.3.3储层岩性-含油性

根据取心井不同岩性的含油特征统计结果，P1层含油岩性为砾岩、砂砾岩、中砂岩、细砂岩，最好的是砂砾岩和中砂岩，其次是砾岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。P2 层含油岩性为砾岩、砂砾岩、中砂岩和细砂岩，最好的是

砾砂岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。

综上所述，含油岩性下限可定为细砂岩。

1.2.4储层非均质性

储层的非均质性包括层间非均质、平面非均质性和层内非均质性。

1.2.5 流体物性分析

1.2.6 储层渗流特征

（1）储层敏感性

储层敏感性包括水敏性、速敏性、酸敏性、岩敏性、碱敏性等。通过岩石学分析，常规岩心分析了解储层的原始状态，如岩性、矿物组成空隙分布、岩心渗透率、胶结物成分、粘土含量、粘土类型等，以了解储层可能潜在的损害因素，给出损害程度大小的定性判断。再次基础上，再通过岩心流动实验，找出储层与外来流体接触时产生速敏、岩敏、水敏等敏感程度，最后通过综合研究提出钻井、完井、增产措施设计提供建议。

水敏现象是指与地层不配伍的外来流体进入地层后，引起粘土膨胀、分散运移和而导致渗透率下降的情况。下表为P1层与P2层水敏评价的结果。

实验结果表明平P1层的水敏程度为强水敏性。

实验的结果表明P2层的水敏结果为中等偏强。

盐敏指对于水敏性地层，当含盐度下降时导致粘土矿物晶层扩张增大、膨胀增加，地层渗透率下降的现象。其评价目的是为了了解地层岩样在地层水或现场用盐水的盐度不断下降的条件下，其渗透率变化的过程，从而找出明显下降的临界盐度

mg L，表明P1层盐敏程度极强。

临界盐度为17640/

表8 P2层盐敏性评价结果