完井方式选择
第二章完井方式选择
完井方式选择是完井工程的重要环节之一，目前完井方式有多种类型，但都有其各自的适用条件和局限性。只有根据油气藏类型和油气层的特性去选择最合适的完井方式，才能有效地开发油气田，延长油气井寿命和提高其经济效益。合理的完井方式应该力求满足以下要求：
（1）油、气层和井筒之间保持最佳的连通条件，油、气层所受的损害最小；
（2）油、气层和井筒之间应具有尽可能大的渗流面积，油、气入井的阻力最小；
（3）应能有效地封隔油、气、水层，防止气窜或水窜，防止层间的相互干扰；
（4）应能有效地控制油层出砂，防止井壁坍塌，确保油井长期生产；
（5）应具备进行分层注水、注气、分层压裂、酸化等分层措施以及便于人工举升和井下作业等条件；
（6）稠油开采能达到注蒸汽热采的要求；
（7）油田开发后期具备侧钻的条件；
（8）施工工艺简便，成本较低。
第一节完井方式
目前国内外最常见的完井方式有套管或尾管射孔完井、割缝衬管完井、裸眼完井、裸眼或套管砾石充填完井等。由于现有的各种完井方式都有其各自适用的条件和局限性，因此，了解各种完井方式的特点是十分重要的。
1 射孔完井方式
射孔完井是国内外最为广泛和最主要使用的一种完井方式。其中包括套管射孔完井和尾管射孔完井。
（1）套管射孔完井
套管射孔完井是钻穿油层直至设计井深，然后下油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。如图2-1所示。
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、底水和气顶，避开夹层的坍塌，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。
（2）尾管射孔完井
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，然后用小一级的钻头,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。尾管和技术套管的重合段一般不小于50m.再对尾管注水泥固井，然后射孔。如图2-2所示。
尾管射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、低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。射孔完井对多数油藏都能适用，其具体的使用条件见表2-8.
2 裸眼完井方式
裸眼完井方式有两种完井工序：
一是钻头钻至油层顶界附近后，下技术套管注水泥固井。水泥浆上返至预定的设计高度后，再从技术套管中下入直径较小的钻头，钻穿水泥塞，钻开油层至设计井深完井。如图2-3所示。
有的厚油层适合于裸眼完成，但上部有气顶或顶界邻近又有水层时，也可以将技术套管下过油气界面，使其封隔油层的上部分然后裸眼完井。必要时再射开其中的含油段，国外称为复合型完井方式。如图2-4所示。
裸眼完井的另一种工序是不更换钻头，直接钻穿油层至设计井深，然后下技术套管至油层顶界附近，注水泥固井。固井时，为防止水泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者替入低失水、高粘度的钻井液，以防水泥浆下沉。或者在套管下部安装套管外封隔器和注水接头，以承托环空的水泥浆防止其下沉，这种完井工序一般情况下不采用。见图2-5所示。
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，但使用局限很大。砂岩油、
气层，中、低渗透层大多需要压裂改造，裸
眼完成即无法进行。同时，砂岩中大都有泥
页岩夹层，遇水多易坍塌而堵塞井筒。碳酸
盐岩油气层，包括裂缝性油、气层，如70年
代中东的不少油田，我国华北任丘油田古潜
山油藏，四川气田等大多使用裸眼完井。后
因裸眼完井难以进行增产措施和控制底水锥
进和堵水，以及射孔技术的进步，现多转变
为套管射孔完成。水平井开展初期，80年代
初美国奥斯汀的白垩系碳酸盐岩垂直裂缝地
层的水平井大多为裸眼完井，其他国家的一
些水平井也有用裸眼完井，但80年代后期大多为割缝衬管或带管外封隔器的割缝衬管所代替。特别是当前水平井段加长或钻分枝水平井，用裸眼完井就更少了。因为裸眼完井有许多技术问题难以解决。
3 割缝衬管完井方式
割缝衬管完井方式也有两种完井工序。一是用同一尺寸钻头钻穿油层后，套
管柱下端连接衬管下入油层部位，通过套管外封隔器和注水泥接头固井封隔油层顶界以上的环形空间。如图2-6所示。
由于此种完井方式井下衬管损坏后无法修理或更换，因此一般都采用另一种完井工序，即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。如图2-7如示。
这种完井工序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。
割缝衬管的技术要求
割缝衬管的防砂机理是允许一定大小的，能被原油携带至地面的细小砂粒通过，而把较大的砂料阻挡在衬管外面，大砂粒在衬管外形成“砂桥”，达到防砂的目的。如图2-8所示。
由于“砂桥”处
流速较高，小砂粒不
能停留在其中。砂粒
的这种自然分选使
“砂桥”具有较好的
流通能力，同时又起
到保护井壁骨架砂的
作用。割缝缝眼的形
状和尺寸应根据骨架
砂粒度来确定。
4 砾石充填完井方式
对于胶结疏松砂严重的地层,一般应采用砾石充填完井方式。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、防砂入井之目的。砾石充填完井一般都使用不锈钢绕筛管而不用割缝衬管。其原因如下：
割缝衬管的缝口宽度由于受加工割刀强度的限制，最小为0.5mm.因此，割缝衬管只适用于中、粗砂粒油层。而绕丝筛管的缝隙宽度最小可达0.12mm，故其适用范围要大得多。
绕丝筛管是由绕丝形成一种连续缝隙，见图2-11（a），流体通过筛管时几乎没有压力降。绕丝筛管的断面为梯形，外窄内宽，具有一定的“自洁”作用，轻微的堵塞可被产出流体疏通，见图2-11（b）,(c) ,(d)，它的流通面积要比割缝衬管大得多，见图2-12.
绕丝筛管以不锈钢丝为原料，其耐腐蚀性强，
使用寿命长，综合经济效益高。
为了适应不同油层特性的需要，裸眼完井和射孔完井都可以充填砾石，分别称为裸眼砾石充填和套管砾石充填。
（1）裸眼砾石充填完井方式
在地质条件允许使用裸眼而又需要防砂时，就应该采用裸眼砾石充填完井方式。其工序是钻头钻达油层顶界以上约3m后，下技术套管注水泥固井，再用小一级的钻头钻穿水泥塞，钻开油层至设计井深，然后更换扩张式钻头将油层部位的井径扩大到技术套管外径的1.5至2倍，以确保充填砾石时有较大的环形空间，增加防砂层的厚度，提高防砂效果。一般砾石层的厚度不小于50mm（0.5米）。裸眼扩径的尺寸匹配如表2-2。
表2-2裸眼砾石充填扩径尺寸匹配表
套管尺寸小井眼尺寸扩眼尺寸筛管外径（in）（mm）（in）（mm）（in）（mm）(in) (mm) 51/2 139.7 43/4 120.6 12 305 27/8 87
65/8～7 168.3～
177.8 57/8～
61/8
149.2～
155.5
12～16 305～
407
4～5 117～
142
75/8～85/8 193.7～
219.1
61/2～
77/8
165.1～
200
14～18 355.6～
457.2
51/2 155
95/8 244.5 83/4 222.2 16～20 407～
508
65/8 184
103/4 273.1 91/2 241.3 18～20 457.2～
508
7 194
扩眼工序完成后，便可进行砾石充填工序。如图2-13所示。
裸眼砾石充填完井工序的使用条件见表2-8.
（2）套管砾石充填完井方式
套管砾石充填的完井工序是：钻头钻穿油层至设计井深后，下油层套管于油层底部，注水泥固井，然后对油层部位射孔。要求采用高孔密（30孔/m左右），大孔径（20mm左右）射孔，以增大充填流通面积，有时还把套管外的油层砂冲掉，以便于向孔眼外的周围油层填入砾石，避免砾石和地层砂混和增大渗流阻力。由于高密度充填（高粘充填液）紧实，充填效率高，防砂效果好，有效期长，故当前大多采用高密度充填。
套管砾石充填如图2-14所示：
油层套管与绕筛管的匹配如表2-3所示：
表2-3套管砾石充填筛管匹配表
套管规格筛管外径（mm）（in）（mm）（in）
139.7 51/2 74 23/8
168.3 65/8 87 27/8
177.8 7 87 27/8
193.7 75/8 104 31/2
219.1 85/8 117 4
244.5 95/8 130 41/2
273.1 103/4 142 5
套管砾石充填完井方式的使用条件见表2-7.
虽然有裸眼砾石充填和套管砾石充填之分，但二者的防砂机理是完全相同的。
充填在井底的砾石层起着滤砂器的作用，它只允许流体通过，而不允许地层砂粒通过。其防砂的关键是必须选择与出砂粒径匹配的绕丝筛管及与油层岩石颗粒组成相匹配的砾石尺寸。选择原则是既要能阻挡油层出砂，又要使砾石充填层具有较高的渗透性能。因此，绕丝筛管、砾石尺寸、砾石的质量、充填液的性能，高砂比充填[要求砂液体积比达到（0.8～1）：1]及施工质量是砾石充填完井防砂成功的技术关键。
砾石质量要求
充填砾石的质量直接影响防砂效果及完井产能。因此，砾石的质量控制十分重要。砾
石质量包括：砾石粒径的选择、砾石尺寸合格程度、砾石的球度和圆度、砾石的酸溶度、砾石的强度等。
1）砾石粒径的选择国内推荐的砾石粒径是油层砂粒度中值D50的5～6倍2）砾石尺寸合格程度：API砾石尺寸合格程度的标准是大于要求尺寸的砾石重量不得超过砂样的0.1%，小于要求尺寸的砾石重量不得超过砂样的2%.
3) 砾石的强度：API砾石强度的标准是抗破碎试验所测出的破碎砂重量含量不得超过表2-4所示的数值。
表2-4 砾石抗破碎推荐标准
充填砂粒度（目）破碎砂重量百分含量（%）
8～16 8
12～20 4
16～30 2
20～40 2
30～50 2
40～60 2
4) 砾石的球度和圆度：API砾石圆球度的标准是砾石的平均球度应大于0.6，
平均圆度
也应大于0.6.图2-15评估球
度和圆度的目测图。
5）砾石的酸溶度：API
砾石酸溶度的标准是：在标
准土酸（3%HF+12%HCI）中
砾石的溶解重量百分数不得
超过1%.
6）砾石的结团：API的
标准是：砾石应由单个石英
砂粒所组成，如果砂样中含
有1%或更多个砂粒结团，该
砂样不能使用。
4、绕丝筛管缝隙尺寸的选择
绕丝筛管应能保证砾石充填层的完整。故其缝隙应小于砾石充填层中最
小的砾石尺寸，一般取为最小砾石尺寸
的1/2～2/3.例如根据油层砂粒度中值，
确定砾石粒径为16～30目，其砾石尺寸
的范围是0.58～1.19mm.所选的绕丝缝
隙应为0.3～0.38mm.所选的绕丝缝隙应
为0.3～0.38mm.
或查砾石与绕丝缝隙之匹配表2-5.
表2-5 砾石与筛管配合尺寸推荐表
砾石尺寸筛管缝隙尺寸标准筛目（mm）(mm) (in)
40～60 0.419～0.249 0.15 0.006
20～40 0.834～0.419 0.30 0.012
16～30 1.190～0.584 0.35 0.014
10～20 2.010～0.834 0.50 0.020
10～16 2.010～1.190 0.50 0.020
8～12 2.390～1.680 0.75 0.030
砾石充填完井防实例
实例1 渤海某油田直井防砂，油层为东营组砂岩，油层井深为1450～1700m，原油密度0.95～0.96，地下原油粘度为70mpa·s，含油井段长达100～200m,油井自喷能力差。在试油过程中曾用电潜泵求产，油井出砂严重，套管内砂柱高达20多米。由于油层井段长、油层多、油井出砂严重，在完井方式上，采用套管内绕丝筛管砾石充填完井。生产套管为95/8in或7in,每米射39孔。在95/8in套管内下入外径6.05in、内径4.95in的绕丝筛管，在7in套管内则下入外径4.62in、内径3.94in的绕丝筛管。根据油层的层组划分，分三段进行砾石充填防砂。上部两个防砂井段装有滑套，最下一段装有堵塞器工作筒，必要时可关闭任何一个生产井段。油管直径31/2in, 砾石充填完成后，将电潜泵下入深度1000m处。自1993年投产以来，平均单井日产100～130t,电潜泵生产压差为4Mpa，生产两年来没有发现出砂问题。渤海油田防砂井管柱如图2-16.
实例2 渤海油田定向井防砂油层为东营组，油田井深为1810～1870m，原油相对密度
0.955，地下粘度平均为57mPa·s,井斜40°，70年代初期试油时出砂严重，下预填充滤砂管防砂效果不好。后于80年代后期，在7in套管内采用绕丝筛管大段砾石充填完井，该井自1985年投产以后，开始自喷，后转喷射泵及电潜泵生产，
生产压差30～60Mpa，现已生产10年，日产100t左右，没有发现出砂问题，其防砂管柱如图2-17.
预充填砾石绕丝筛管
预充填砾石绕丝筛管是在地面，预先将符合油层特性要求的砾石填入具有内外双层绕丝筛管的环形空间而制成的防砂管。将此种筛管下入井内，对准出砂层位进行防砂。
该防砂方法其油井产能低于井下砾石充填，防砂有效期不如砾石充填长，因其不能像砾石充填石充填能防止油层砂进入井筒，只能防止油层砂进入井筒后不再进入油管。但其工艺简便、成本低，在一些不具备砾石充填的防砂井，仍是一种有效方法。因而国外仍普遍采用，特别在水平井中更常使用。其结构如图2-18所示。
预充填砾石粒径的选择及双层绕丝筛管缝隙的选择等，皆与井下砾石充填相同。外筛管外径与套管内径的差值应尽量小，一般10mm左右为宜，以增加预充填砾石层的厚度，从而提高防砂效果。预充填砾石层的厚度应保证在25mm左右。内筛的内径应大于
中心管外径2mm以上，以便能顺利组装在中心管上。
5 其它防砂筛完井
1、金属纤维防砂筛管
金属纤维防砂筛管的基本结构如图2-19所示：
不锈钢纤维是主要的防砂材料，由断丝、混丝滚压、梳分、定形而成。它的主要防砂原理是：大量纤维堆集在一起时，纤维之间就会形成若干缝隙，利用这些缝隙阻挡地层砂粒通过，其缝隙的大小与纤维的堆集紧密程度有关。通过控制金属纤维缝隙的大小（控制纤维的压紧程度）达到适应不同油层粒径的防砂。此外，由于金属纤维富有弹性，在一定的驱动力下，小砂粒可以通过缝隙，避免金属纤维被填死。砂粒通过后，纤维又可恢复原状而达到自洁的作用。
在注蒸汽开采条件下，要求防砂工具具备耐高温（360℃）、耐高压（18.9MPa）和耐腐
蚀（Ph8～12）等性质，不锈钢纤维材质
特性符合以上要求。
辽河油田使用的不锈钢纤维的丝
径为50～120μm；纤维过滤层的厚度为
15～25mm; 压缩系数为22～28Mpa-1. 这
种纤维过滤层的渗透率大于1000μm2；
孔隙度大于90%；出砂量不超过0.01%.
可适用于裸眼、套管、直井和水平井的
防砂。
2、陶瓷防砂滤管
胜利油田研制的陶瓷防砂滤管，其过滤
材料为陶土颗粒，其粒径大小为油层砂
中值及渗透率高低而定，陶粒与无机胶
结剂配成一定比例，经高温烧结而成。
形状为圆筒形，装入钢管保护套中与防
砂管连结，即可下井防砂。陶瓷滤管结
构示意图和渗流性能曲线图分别见图
2-20和图2-21.
其物理参数见表2-6.
表2-6陶瓷防砂井下配套工具技术参数陶瓷防砂井下配套工具
外径（mm）内径
（mm）
长度
（mm）
钢体最大外径
（mm）
井下通径
（mm）
总长
（mm）
适应套管尺寸
外径
（mm）
内径
（mm）
127 75 1200
2300
350 7.8 158.08
161.7
101 50 1200
2300
3500 1 .7 124.38
127.3
该滤砂管具有较强的抗折抗压强度，并能耐高矿化度水，土酸，盐酸等腐蚀。现已在油田现场推使用。
3、多孔冶金粉末防砂滤管
这种防砂筛管是用铁、青铜、锌白铜、镍、蒙乃尔合金等金属粉末作为多孔材料加工而成的。它具有以下特点：
1）可根据油层砂粒度中值的大小，选用不同的球形金属粉末粒径（20～300μm）烧结，从而形成孔隙大小不同的多孔材料，因而其控砂范围大，适用广。
2）一般渗透率在10μm2左右，孔隙度在30%左右。不仅砂控能力强，对油井产能影响较小。3）一般多数采用铁粉烧结，因而成本低。
4）用铁粉烧结的防砂管，其耐腐蚀性差，应采取防腐处理。
4、多层充填井下滤砂器
美国保尔（pall）油井技术公司推荐一种多层充填井下滤砂器，它是由基管、内外泄油金
属丝网、3～4层单独缠绕在内外泄油网之间的保尔（pall）介质过滤层及外罩管所组成。该介质过滤层是主要的滤砂原件，它是由不锈钢丝与不锈钢粉末烧结而成的。因此可根据油层砂粒度中值，选用不同粒径的不锈钢粉末烧结，其控制范围广。
6 化学固砂完井
化学固砂是以各种材料（水泥浆、酚醛树脂等））为胶结剂，以轻质油为增孔剂，以各种硬质颗粒（石英砂、核桃壳等）为支撑剂，按一定比例拌合均匀后，挤入套管外推集于出砂层位。凝固后形成具有一定强度和渗透性的人工井壁防止油层出砂。或者不加支撑剂，直接将胶结剂挤入套管外出砂层位，将疏松砂岩胶结牢固防止油层出砂。还有辽河油田的高温化学固砂剂，主要是在注蒸汽井上使用，可以耐温350℃以上。此外，加拿大阿尔伯达研究中心（ARC）用聚合物等材料制成的化学固砂剂可防细粉砂。化学固砂虽然是一种防砂方法，但其在使用上有其局限性，仅适用于单层及薄层，防砂油层一般以5m左右为宜，不宜用在大厚层或长井段防砂。化学防砂的适用范围优缺点如表2-7.有关详细内容可参阅《采油技术手册》第七分册“防砂技术”[3] .各种完井方式适用的条件见表2-8.
表2-7化学固砂选用参考表
表2-8各种完井方式适用的地质条件(垂直井)
第二节水平井完井方式
目前常见的水平井完井方式有裸眼完井、割缝衬管完井、带管外封隔器（ECP）的割缝衬管完井、射孔完井和砾石充填完井五类。水平井按其造斜和曲率半径可分为短、中、长三类如表2-9所示。
表2-9水平井类型
短中长
曲率半径20～40ft
6～12m 165～700ft
50～213m
1000～3000ft
305～914m
造斜 1.5°/ft～3°/ft
5°/m～10°/m 8°/100ft～30°/100ft
26°/100m～98°/100m
2°/100ft～6°/100ft
7°/100m～20°/100m
由于水平井的各种完井方式，有其各自的适用条件，故应根据油藏具体条件选用。
1 裸眼完井方式
这是一种最简单的水平井完井方式。即：技术套管下至预计的水平段顶部，注水泥固井封隔。然后换小一级钻头水平井段至设计长度完井。如图2-22所示。
裸眼完井主要用于碳酸盐岩等坚硬不坍塌地层，特别是一些垂直裂缝地层，如美国奥斯汀白垩系地层，可参见表2-10和表2-11.
2 割缝衬管完井方式
完井工序是将割缝衬管悬挂在技术套管上，依靠悬挂封隔管外的环形空间。割缝衬管要加扶正器，以保证衬管在水平井眼中居中，如图2-23所示。目前水
平井发展到分枝井及多底井，其完井方式也多采用割衬管完井，如图2-24所示：
割缝衬管完井主要用于不宜用套管射孔完井，又要防止裸眼完井时地层坍塌，因而采用此方法的井。因此完井方式简单，既可防止井塌，还可将水平井段分成苦干段进行小型措施，当前水平井多采用此方式完井。其适用条件见表2-10和表2-11.
3 射孔完井方式
技术套管下过直井段注水泥固井后，在水平井段内下入完井尾管、注水泥固井。完井尾管和技术套管宜重合100m左右。最后在水平井段射孔。如图2-25所示。
这种完井方式将层段分隔开，可以进行分层增产及注水作业，可在稀油和稠油层中使用，是一种非常实用的方法。适用条件见表2-9和表2-10.
4 管外封隔器（ECP）完井方式
这种完井方式是依靠管外封隔器实施层段的分隔，可以按层段进行作业和生产控制，这对于注水开发的油田尤为重要。其适用条件见表2-10和表2-11.管外封隔器的完井方法，可以分三种形式。见图2-26，2-27，2-28.
5 砾石充填完井方式
国内外的实践表明，在水平井段内，不论是进行裸眼井下砾石充填或是套管内井下砾石充填，其工艺都是复杂，目前正处矿场试验阶段。
裸眼井下砾石充填时，在砾石完全充填到位之前，井眼有可能已经坍塌；
裸眼井下砾石充填时，扶正器有可能被埋置在疏松地层中，因而很难保证长筛管居中；
裸眼及套管井下充填时，充填液的滤失量大，不仅会造成油层损害，而且在现有泵送设备及充填液性能的条件下，其充填长度将受到限制。据国外资料报导，K>0.1μm2的高渗透油层，一次充填长度不到60m.K<0.1μm2的低渗透油层，一次充填长度也不到120m.因此，长井段水平无法采用此种方法。目前水平井的防砂完井多采用预充填砾石筛管、金属纤维筛管或割缝衬管等方法。
裸眼水平井预充填砾石绕丝筛管完井，其筛管结构及性能同垂直井，但使用用时应加扶正器，以便使筛管在水平段居中，如图2-29所示。
套管射孔水平井预充填砾石绕丝筛管完井如图2-30所示。
预充填砾石完井方式的优缺点及其适用条件见表2-10和2-11.
表2-10各种水平井完井方式的优缺点
表2-11各种完井方式适用的地质条件
完井技术国内外发展现状分析
完井技术国内外发展现状分析 第1章前言 1.1 现代完井技术发展现状 完井工程是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油气层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的一项系统工程。完井设计水平的高低和完井施工质量的优劣,对油气井生产能否达到预期指标和油田开发的经济效益有决定性的影响。 近十多年来,国内外完井均有了较快发展,并已发展成为独立的学科。除常规井完井技术日益完善外,其他特殊井完井也得到了很大发展,如水平井完井、复杂地质条件下的完井、小井眼完井、分支井完井、深井超深井完井、现代智能完井、膨胀管完井等。国内在完井技术方面虽然取得了一些进步,但是与国外相比,完井技术还有很大差距,特别是在不同储层选择合适的完井方式、水平井完井、欠平衡井完井、小井眼完井、分支井完井,从而影响了油气井的产量及经济效益。 1.2 本文的主要研究内容 1．查阅现代完井技术方面的文献，对各种完井技术现状进行综合性分析： (1)射孔完井技术； (2)割缝衬管完井技术； (3)砾石充填完井技术； (4)膨胀管完井技术； (5)封隔器完井技术； (6)智能完井技术。 2. 调研国内外最新完井技术现状，重点分析国内外现代完井技术现状、最新进展、应用成果以及发展趋势等,并对国内完井技术方案实施的可行性和完井技术的研究方向作初步预测和探讨。
第2章常规完井技术 完井方式的选择主要是针对单井而言。虽单井属于同一油藏类型，但是所处构造位置不同，所选定的完井方式也不尽相同，如油藏有气顶、底水，若采用裸眼完成，技术套管则应将气顶封隔住，再钻开油层，而不钻开底水层。若采用射孔完成，则应避射气顶和底水。又如油藏有边水，套管射孔完成时，油田开发要充分利用边水驱动作用，避射开油水过渡带。下面主要介绍常用的几种常规完井方式[1]。 2.1 裸眼完井技术 裸眼完井方式分先期裸眼完井方式、复合型完井方式和后期裸眼完井方式三种。 先期裸眼完井方式（如图2-1）是钻头钻至油层顶界附近后，下套管柱水泥固井。水泥浆上返至预定设计高度后，再从套管中下入直径较小的钻头，钻穿水泥塞，钻开油层至设计井身完井。 复合型完井方式（如图2-2）是指适合于裸眼完井的厚油层，但上部有气顶或顶界邻近又有水层时，可以将技术套管下过油气界面，使其封隔油层的上部，然后裸眼完井，必要时再射开其中的含油段。 后期裸眼完井方式（如图2-3）是不更换钻头，直接钻穿油层至设计井深，然后下套管至油层顶界附近，注水泥固井。固井时，为防止水泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者换入低失水、高粘度的钻井液，以防水泥浆下沉。 图2-1 先期裸眼完井示意图 1—表层套管 2—生产套管 3—水泥环 4—裸眼井壁 5—油层
完井设计
第八章完井设计 8.1 海洋完井工程的原则与操作程序 完井，顾名思义指的是油气井的完成，科学地讲是根据油气层的地质特性和开发开采的技术要求，在井底建立油气层与油气井井筒之间最合理的连通渠道或连通方式，也包括确定最合理的井筒尺寸。 1、海洋完井工程的原则 （1）尽可能减少对油气层的伤害，使油气层自然产能得以更好地发挥； （2）提供必要条件来调节生产压差，从而提高单井产量； （3）有利于提高储量的动力程度； （4）为采用不同的采油工艺措施提供必要的条件，方便于长期的采油，并有利于保护套管、油管，减少井下作业工作量，延长油气井寿命。 （5）近期和远期相结合，尽可能做到最合理的投资和操作费用，以海洋油气田开发的综合经济效益最高为目标。 2、海洋完井工程操作程序 如图8-1所示。首先，在方案设计阶段，要在勘探以及探井所取得的油气藏资料的其体下进行地质开发方案设计，在此基础上进行的完井工程方案设计是为了确保地质开发方案的顺利实施并满足地质开发方案的要求。完井工程方案确定后，再进行钻井工程方案的设计，而钻井工程方案必须确保完井工程方案的实施并满足完井工程方案的要求。其次，在实施阶段，则是先进行钻井，然后进行完井，建好井后交生产部门，油气井进入开发阶段。 图8-1 海洋完井工程操作程序
8.2 井眼力学稳定性和出砂判定 8.2.1井眼力学稳定性判定 海洋完井方法包括：海洋裸眼系列完井、分段完井、水平井均衡排液完井、分支井完井、大位移完井、深水完井、智能完井。其中只有裸眼完井不具备有支撑井壁的功能，而其它的完井方法均具有支撑井壁的功能。但由于裸眼完井的优点突出，在选择完井方法时，需要考虑是否满足裸眼完井的条件。生产过程中井眼的力学稳定性判断的目的就是要判定该井是采用能支撑井壁的完井方法还是裸眼完井。 井眼的稳定性受化学稳定性和力学稳定性的综合影响。化学稳定性指油层是否含有膨胀性强容易坍塌的黏土夹层、石膏层以及盐岩层。这些夹层在开采过程中，遇水后极易膨胀和发生塑性蠕动，从而导致油层失去支撑而垮塌。 采用Mohr-Coulumb剪切破坏理论判断井眼力学稳定性，不考虑热应力的影响，按照忽略中间应力的Mohr-Coulumb剪切破坏理论，作用在岩石最大剪切应力平面上的剪切应力和有效法向应力为： τmax= σ1?σ2 σN=σ1+σ3 ?p s 式中τmax——最大剪应力，MPa； σN——作用在最大剪切应力面上的有效法向应力，MPa； σ1——作用在井壁岩石上的最大主应力，MPa； σ3——作用在井壁岩石上的最小主应力，MPa； p s——地层空隙应力，MPa。 根据直线剪切强度公式，计算井壁岩石的剪切强度，即： τ=C?+σN tanφ C?=1 2 σc?σt φ=90°?arc cos σc?σt σc+σt 式中τ——油层岩石的剪切强度，MPa； C?——油层岩石的内聚力，MPa； φ——油层岩石的摩擦角，（?）； σc——油层岩石的单轴抗压强度，MPa； σt——油层岩石的单轴抗拉强度，MPa； σN由式（8-1）计算出的有效法向应力，MPa。 式（8-2）表明，只要已知油层岩石的单轴抗压强度σc和抗拉强度σt，便可以计算出油层岩石的剪切强度τ。若由式（8-2）计算出的油层岩石剪切强度大于由式（8-1）井壁岩石最大剪切应力，即τ>τmax，表明不会发生井眼的力学不稳定，可以采用裸眼完井方法；反之，将发生井眼的力学不稳定，即有可能发生井眼坍塌，因而不能采用裸眼完井方法，必须采用支撑井壁的完井方法。计算 得到τmax=σ1?σ2 2 =0.173MPa，τ=C?+σN tanφ=3.5028MPa，显然 τ>τmax，此时井壁稳定。详细计算见附录。 8.2.2 出砂判断
水平井完井方式及其选择
水平井完井方式及其选择 水平井完井方式可采用裸眼完井、割缝衬管、割缝衬管加管外封隔器、下套管注水泥 一、完井方式 1、裸眼完井 裸眼完井费用不高,但局限于致密岩石地层,此外,裸眼井难以进行增产措施,以及沿井段难以控制注入量与产量,早期水平井完井用裸眼完成,但现在已趋步放弃此方法。当今只有在具有天然裂缝的碳酸盐岩油气藏与油气井的泄油半径很小时才使用裸眼完井的方法。 2、割缝衬管完井 该方法就是在水平段下入割缝衬管,主要目的就是防止井眼坍塌。此外,衬管提供一个通道,在水平井中下入各种工具诸如连续油管。有三种类型的衬管可采用: 1)穿孔衬管。衬管已预先预制好。 2)割缝衬管。衬管已预先铣好各种宽度、深度、长度的缝。 3)砾石预充填衬管。割缝衬管要选择孔或缝的尺寸,可以起到有限的防砂作用。在不胶结地层,则采用绕丝割缝筛能有效地防砂,另外在水平井采用砾石充填,也能有效防砂。 割缝衬管完井的主要缺点就是难以进行有效的增产措施,因为衬管与井眼之环形空间就是裸眼,彼此连通,同样,也不能进行进行分采。 3、割缝衬管加管外封隔器 该方法就是将割缝衬管与管外封隔器一起下入水平段,将水平段分隔成若干段,可达到沿井段进行增产措施与生产控制的目的。由于水平井并非绝对水平,一口井一般都有多个弯曲处,这样,有时难以下入衬管带几个封隔器
4、下套管注水泥射孔 该方法只能在中、长曲率半径井中实施。在水平井中采用水泥固井时,自由水成分较直井降低得更多,这就是因为水平井中由于密度关系,自由水在油井顶部即分离,密度较高的水泥就沉在底部,其结果水泥固井的质量不好。为避免这种现象发生,应做一些相应的试验。 注:1、超短曲率水平井:半径1～2ft,造斜角(45°～60°)/ft; 2、短曲率水平井:半径20～40ft,造斜角(2°～5°)/ft; 3、中曲率水平井:半径300～800ft,造斜角(6°～20°)/(100ft); 4、长曲率水平井:半径1000～3000ft,造斜角(2°～6°)/(100ft)。 二、完井方式选择 在选择完井方式时,必须重点考虑以下几个方面的问题: 1、岩石地层 若考虑裸眼完井,重要的就是保证岩石就是致密的,同时钻井过程就是稳定的。经验报告与文献指出,若水平井方向就是沿着水平最小应力钻井,则井筒显示极好的稳定性。 2、钻井方法 短曲率半径仅用裸眼或可能用割缝衬管完井。对于中、长曲率半径水平井,既可用裸眼,又可用裸眼下割缝衬管或水泥固井射孔完井。 3、钻井液 由于水平井钻井的特殊性,钻井液所造成的地层伤害较直井更大,特别就是低渗透层与负压地层。为了减少这种伤害,除了应考虑泥浆的密度与性能外,还应考虑水泥固井射孔完井这种情况,以便通过压裂酸化解除这种伤害。 4、增产措施 若考虑酸化压裂,对水泥固井射孔完井来说,易于控制,可利用桥塞分段酸化;对裸眼井或割缝衬管完井则比较困难,因为沿井段滤失量太大,必要时应利用连续油管减少均匀布酸的困难,利用化学转换剂实现分段酸化(化学转换剂过一段时间后可自行解堵)。 5、生产机理 对凝析气层或气水同产层,完井时应尽量避免水平段的轨迹上下浮动,以免凝析液或水积累在井筒的低部位,难以排出或将天然气气锁在弓形高部位。 6、井下作业及修井 应根据油气层的具体情况,分析今后的气液分布动态,预见今后的井下作业及修井,以确定采用哪种完井方式。 7、水平井报废的技术经济要求 作为完井设计人,必须预先知道水平井报废的具体技术要求与有关特殊规定,以便作出评估。 8、投资风险 使用水泥固井不仅增加了完井费用,延长了作业时间,还必须射孔完井。尽管完井费用的增加似乎还很难判断就是否合算,但如果考虑在过早的水淹与井壁产生坍塌的井中侧钻新的井眼这一问题,则注水泥固井这一做法还就是意义深远的。 与直井相比,水平井必须有一个更加完善的完井计划。完井计划的制订主要受三个因素的制约。 1、对地层的认识 1)均质地层 这类地层常见于重油砂岩。在正常情况下,它们不需要分段隔离,其完井设计相对简单而容易,水平段大多采取全井裸眼完成,依靠连续油管作业或射孔技术来解除井筒附近的伤
井身结构图绘制方法
使用《试油井下作业信息管理平台》 绘制井身结构图操作要点 一、前言 根据用户录入数据进行井身结构图自动绘制是《试油井下作业信息管理平台》软件一大特点，但也是最复杂的一个功能，导致用户在井身结构图绘制过程因为不熟悉数据录入方法造成图形绘制不正确或者根本绘制不出来的现象，为了更好的帮助用户正确绘制井身结构图，我们编写本操作手册，希望对您使用本软件有所帮助。 二、操作要点 下面我们将按照软件的数据录入功能逐条说明在绘制井身结构图时需要掌握的一些技巧和操作难点 绘制井身结构需 要录入的数据
录入数据时按照井的实际情况，如下顺序录入，数据录入完成需要点击 按钮 1、“井身结构数据”录入 下面以井下作业井史为例介绍井身结构图的绘制方法。 在井下作业井史中井身结构分为‘作业前井身结构图’、‘作业后井身结构图’，作业前后井身结构图都由录入人员录入井史中的唯一井身结构数据表生成（只需要在报告的‘井身结构数据’表中录入井身结构数据），保存后点选 ‘作业前（后）井身结构图’可将表格化的井身结构数据信息，自动绘制成井身结构示意图。 注：在用户对表格数据进行录入和修改后，可点选 ‘保存’按钮对数据进行保存。如下图所示：
在填写井身结构数据的过程中，由于数据项比较多，所以录入数据时需要注意以下几点： （1）、单井筒：直井，斜井，水平井,双台阶水平井 1）根据不同井型录入井筒数据,每个井型的必填项如下图，斜井或水平井必须录入造斜点，此外，水平井还需录入A，B或A，B，C，D点的数据，此数据为该点对应斜深；数据必填项如下图，针对双井筒，数据必须录入到分支井筒中，例如双台阶水平井图 直井 斜井 水平井 双台阶水平井 2)井筒结构数据必填数据项：完钻日期、开钻序号、井眼尺寸、井眼深度、套管名称、套管尺寸、下入深度、水泥返高、分级箍数据。若是悬挂套管，则在对应的‘是’‘否’悬挂选项处打√。
水平井完井主要有三种方式
水平井完井主要有三种方式：裸眼完井、固井射孔完井和割缝衬管完井。在3种完井方式中，割缝衬管水平井堵水难度最大，因为割缝衬管与岩石壁面之间无隔挡,底水或边水进入井筒有径向流和横向流2种方式，机械封隔方法仅能实现割缝衬管内部空间的封隔，不能实现割缝衬管与岩石壁面之间环形空间的封隔。 国外主要针对割缝衬管水平井进行。早期主要采用化学剂笼统注入法[6-8]。90年代中期环空封隔技术(ACP)的提出为割缝衬管水平井堵水技术提供了新的 思路。 环空封隔(ACP)定位注入技术是借助连续油管(CT)和跨式封隔器(IBP)，在割缝套管与井壁之间的环空放置可形成化学封隔层的可固化液，形成不渗透的高强度段塞，达到隔离环空区域的目的。然后配合管内封隔器，实现堵剂的定向注入(图2)。如果出水部位在水平井段上部或下部，需要1个ACP，如果出水部位在水平井段中部，则需要设置2个ACP。当过量水(气)的产出不是由于断层或裂缝引起时，可考虑采用ACP直接封隔水(气)部位。 4 水平井堵水研究的难点、重点 l)难点水平井堵水具有共性的瓶颈技术难点有3个：一是出水层位判定技术，二是堵水工艺技术，三是堵水剂技术。出水层位判定技术与水平井测井技术密切相关；堵水工艺技术与井下工具、管柱技术、完井方式、堵水剂特性有关；堵水剂技术与化工技术工艺、材料科学有关，是研究比较活跃的技术难点。 2)重点水平井堵水最大的重点是堵水剂，特别是有较强的油、水选择性，合成生产方便，化学性能稳定，适应性强，施工工艺简单的选择性堵水剂的研究
开发。其次，适合油藏、油井特点的选择性堵水工艺研究也是水平井堵水的重点。两个选择性——堵剂的选择性和工艺的选择性研究的突破是水平井堵水技术能工业化应用的关键。
井身结构
井身结构 石油和天然气的开采过程中需要在地面和地下油气层之间建立一条油气通道，这条通道就是井。这条数十米或是几千米的油气通道需要用多层套管和水泥环进行固定、封闭。井身结构是指由直径、深度和作用各不相同，且均注水泥封固环形空间而形成的轴心线重合的一组套管与水泥环的组合。主要由导管、表层套管、技术套管、油层套管和各层套管外的水泥环等组成。是钻井中途遇到高压油气水层、漏失层和坍塌层等复杂地层时为钻至目的地层而下的套管，其层次由复杂层的多少而定。 井身结构主要由导管、表层套管、技术套管、油层套管和各层套管外的水泥环等组成。 1.导管：井身结构中下入的第一层套管叫导管。其作用是保持井口附近的地表层不被冲垮，建立起泥浆循环，引导钻具的钻进，保证井眼钻凿的垂直等。 技术要求：①下入深度一般取决于地表层的深度，通常导管下入深度为2—40m。导管直径一般450mm和375mm。②管外用水泥封牢固。 2.表层套管：井身结构中第二层套管叫表层套管，一般为几十至几百米。下入后，用水泥浆固井返至地面。其作用是封隔上部不稳定的松软地层和水层以利于后续钻进、防止后续钻进中井壁垮塌和钻井液对上部淡水层的污染、安装防止井喷用的设备、支撑技术套管和生产套管的重量。 技术要求：①表层套管的下入深度一般取决于上部疏松岩层的位置，下入深度一般为30—150m（或300—400m）。直径尺寸400mm和324mm。②管外用水泥浆封固牢，水泥上返至地面。 3.技术套管：表层套管与油层套管之间的套管叫技术套管。是钻井中途遇到高压油气水层、漏失层和坍塌层等复杂地层时为钻至目的地层而下的套管，其层次由复杂层的多少而定。作用是封隔难以控制的复杂地层，保持钻井工作顺利进行。 技术要求：下入技术套管的层次、深度以及水泥上返高度，以能够封住复杂的地层为基本原则。其局限性是增大了钻井成本，故现实中很少采用。 4.油层套管：井身结构中最内的一层套管叫油层套管。其作用保护和加固井壁，封隔油、气、水层，建立一条供长期开采油气的通道，保证能够长时期生产和增值措施的要求。 技术要求：①油层套管的下入深度取决于目的油层（生产层）和完井方法，必须满足封固住所有油、气、水层，下入深度一般应超过油层地界30m以上，井在最下一个油层底部要有一个足够的沉沙袋。②管外用水泥浆封固牢，一般要求固井水泥返至最上部油气层顶部100～150米。 5.水泥返高：是指固井时，水泥浆沿套管与井壁之间和环形空间上返面到转盘平面之间的距离。
水平井完井方式及其选择
水平井完井方式及其选择
水平井完井方式及其选择 水平井完井方式可采用裸眼完井、割缝衬管、割缝衬管加管外封隔器、下套管注水泥射孔 （1）裸眼 （2）割缝衬管完井 （3）衬管管外分段封隔完井 （4）水泥固井射孔完井 的实际经验。完井方式对于水平井今后能否进行正常生产或者进行多种作业是非常重要的。某种钻井方式只能适应于某种完井方式。 一、完井方式 1、裸眼完井 裸眼完井费用不高，但局限于致密岩石地层，此外，裸眼井难以进行增产措施，以及沿井
段难以控制注入量和产量，早期水平井完井用裸眼完成，但现在已趋步放弃此方法。当今只有在具有天然裂缝的碳酸盐岩油气藏和油气井的泄油半径很小时才使用裸眼完井的方法。 2、割缝衬管完井 该方法是在水平段下入割缝衬管，主要目的是防止井眼坍塌。此外，衬管提供一个通道，在水平井中下入各种工具诸如连续油管。有三种类型的衬管可采用： 1)穿孔衬管。衬管已预先预制好。 2)割缝衬管。衬管已预先铣好各种宽 度、深度、长度的缝。 3)砾石预充填衬管。割缝衬管要选择 孔或缝的尺寸，可以起到有限的防砂作用。 在不胶结地层，则采用绕丝割缝筛能有效 地防砂，另外在水平井采用砾石充填，也 能有效防砂。 割缝衬管完井的主要缺点是难以进行有效的增产措施，因为衬管与井眼之环形空间是裸眼，彼此连通，同样，也不能进行进行分采。 3、割缝衬管加管外封隔器 该方法是将割缝衬管与管外封隔器一起下
入水平段，将水平段分隔成若干段，可达到沿井段进行增产措施和生产控制的目的。由于水平井并非绝对水平，一口井一般都有多个弯曲处，这样，有时难以下入衬管带几个封隔器 4、下套管注水泥射孔 该方法只能在中、长曲率半径井中实施。在水平井中采用水泥固井时，自由水成分较直井降低得更多，这是因为水平井中由于密度关系，自由水在油井顶部即分离，密度较高的水泥就沉在底部，其结果水泥固井的质量不好。为避免这种现象发生，应做一些相应的试验。 注：1、超短曲率水平井：半径1～2ft，造斜角（45°～60°）/ft； 2、短曲率水平井：半径20～40ft，造斜角（2°～5°）/ft； 3、中曲率水平井：半径300～800ft，造斜角（6°～20°）/（100ft）； 4、长曲率水平井：半径1000～3000ft，造斜角（2°～6°）/（100ft）。 二、完井方式选择 在选择完井方式时，必须重点考虑以下几个方面的问题： 1、岩石地层 若考虑裸眼完井，重要的是保证岩石是致密的，同时钻井过程是稳定的。经验报告和文献指出，若水平井方向是沿着水平最小应力钻井，则井筒显示极好的稳定性。 2、钻井方法
井身的概念及井身结构
井身的概念及井身结构 一、井的概念 石油和天然气埋藏在地下几十米到至几千米的油气层中，要把它开采出来，需要在地面和地下油气层之间建立一条油气通道，这条通道就是井。为了开采石油和天然气，在油气勘探和开发过程中，凡是为了从地下获得油气而钻的井，统称为石油井。 对于一口钻完进尺的井眼,井内有钻井液和泥饼保护井壁，这时的井称之为裸眼井。 裸眼井下入套管，再用水泥浆封固套管与井壁之间的环形空间，封隔油气水层后，就形成了可以开采油气的石油井。为达到不同的勘探目的及适应油气田开发的需要，在油气田的不同部位上，分别找着不同类型的井。分以下几种： 探井：在经过地球物理勘探证实有希望的地质构造上，为探明地下构造及含油气情况，寻找油田而钻的井，称为探井。 资料井：为了取得编制油田开发方案所需要的资料而钻的井，称为资料井。这种井要求全部或部分取岩心。 生产井：用来采油、采气的井称为生产井。 注水井：用来向油层内注水保持油层压力的井，称为注水井。 观察井：在油田开发过程中，专门用来观察油田地下动态的井，叫观察井。如观察各类油层的压力、含水变化规律和单层水淹规律等。观察井一般不负担生产任务。 检查井：在油田开发过程中，为了检查油层开发效果，而钻的井，称为检查井。 调整井：为挽回死油区的储量损失，改善断层遮挡地区的注水开发效果，以调整平面矛盾严重地段的开发效果而补钻的井称为调整井。调整井用以扩大扫油面积，提高采油速度，改善开发效果。 二、井身结构 井身结构是指由直径、深度和作用各不相同，且均注水泥封固环形空间而形成的轴心线重合的一组套管与水泥环的组合。 （一）井身结构的组成及作用 井身结构主要由导管、表层套管、技术套管、油层套管和各层套管外的水泥环等组成。 1.导管：井身结构中下入的第一层套管叫导管。其作用是保持井口附近的地表层。 2.表层套管：井身结构中第二层套管叫表层套管，一般为几十至几百米。下入后，用水泥浆固井返至地面。其作用是封隔上部不稳定的松软地层和水层。 3.技术套管：表层套管与油层套管之间的套管叫技术套管。是钻井中途遇到高压油气水层、漏失层和坍塌层等复杂地层时为钻至目的地层而下的套管，其层次由复杂层的多少而定。作用是封隔难以控制的复杂地层，保持钻井工作顺利进行。 4.油层套管：井身结构中最内的一层套管叫油层套管。油层套管的下入深度取决于油井的完钻深度和完井方法。一般要求固井水泥返至最上部油气层顶部100～150米。其作用封隔油气水层，建立一条供长期开采油气的通道。 5.水泥返高：是指固井时，水泥浆沿套管与井壁之间和环形空间上返面到转盘平面之间的距离。 （二）相关名词及术语 1.完钻井深：从转达盘上平面到钻井完成时钻头所钻井的最后位置之间的距离。 2.套管深度：从转盘上平面到套管鞋的深度。 3.人工井底：钻井或试油时，在套管内留下的水泥塞面叫人工井底。其深度是从转盘上平面到人工井底之间的距离
完井工程概述
完井工程 完井工程定义:完井工程是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的系统工程。 完井工程的内容 （1）岩心分析及敏感性分析 根据勘探预探井或评价井所取的岩心，进行系统的岩心分析和敏感性分析，并根据实验分析的结果，提出对钻开油、气层的钻井液，射孔液，增产措施的压裂液、酸液，以及井下作业的压井液等的基本技术要求。 岩心分析及敏感性分析项目如下： 1）岩心分析：常规分析、薄片分析、X射线衍射（XRD）、电镜扫描（SEM）。 2）敏感性分析：水敏、速敏、酸敏、碱敏、盐敏。 （2）钻开油层的钻井液 钻井液的选择，主要是考虑如何防止钻井液的滤液侵入油层而造成油层的损害，同时又考虑到安全钻进的问题，如钻遇高压层、低压层、漏失层、岩盐层、石膏层和裂缝层时的钻井液，根据测井资料、岩心分析、敏感性分析数据和实践经验去选择钻井液类型、配方及外加剂。 （3）完井方式及方法 根据油田地质特点及油田开发方式和井别，按砂岩、碳酸岩盐、火成岩和变质岩等岩性去选择完井方式，完井方式基本分为两大类，即裸眼完井和套管射孔完井。裸眼完井又有不同的方法，如裸眼、割缝衬管、绕丝筛管砾石充填；射孔完井也有不同的方法，如套管射孔、尾管射孔、套管内绕丝筛管砾石充填等方法。 （4）油管及生产套管尺寸的选定 根据节点分析（Nodal Analysis）即压力系统分析，进行油层——井筒——地面管线敏感性分析。油管敏感性则是根据油层压力、产量、产液量、流体的粘度、增产措施和开采方式等方面的综合分析去选定油管的直径，然后根据油管尺寸去选定生产套管尺寸。过去传统的作法是先选定生产套管尺寸，然后再确定油管尺寸。现代完井工程没有沿用过去传统概念和做法，而是建立了用油管尺寸去确定生产套管尺寸的新思路和新方法。 套管系统设计本应包括表层套管、技术套管与生产套管，但这里仅仅论述了生产套管设计，至于表层套管和技术套管，它有专门的设计要求，这应按钻井工程要求进行设计，这里就不涉及了。 （5）生产套管设计 以下述井别、油气层物理性质、地应力及工程措施等方面的资料，作为套管设计基础依据： 1）井别：油井、气井或注蒸汽采油井、注水井、注气井或注汽井。 2）油层压力及油层温度。 3）地下水性质、pH值、矿化度以及对套管的腐蚀程度。 4）天然气中是否含H2S或CO2等腐蚀性气体。 5）油层破裂压力梯度，压裂、酸化增产措施的最高压力。 6）地应力走向、方位及大小。 7）注蒸汽时的压力、温度。 8）盐岩层的蠕动。 9）注水开发后的压力变化及油层间窜通状况。 10）油层出砂情况。 根据选定完井方式，在依据上述因素，选择套管的钢级、强度、壁厚以及连接螺纹类型和螺纹密封脂的类型，以及上扣的扭矩等。若用衬管完成，这要设计悬挂深度及方式。对于注蒸汽井，这要考虑到套管受热时套管螺纹承受的拉力和螺纹的密封性，以及预应力完成。对于定向井、水平井，同样考虑套
完井方式选择-精选.
第二章完井方式选择 完井方式选择是完井工程的重要环节之一，目前完井方式有多种类型，但都有其各自的适用条件和局限性。只有根据油气藏类型和油气层的特性去选择最合适的完井方式，才能有效地开发油气田，延长油气井寿命和提高其经济效益。合理的完井方式应该力求满足以下要求： （1）油、气层和井筒之间保持最佳的连通条件，油、气层所受的损害最小； （2）油、气层和井筒之间应具有尽可能大的渗流面积，油、气入井的阻力最小； （3）应能有效地封隔油、气、水层，防止气窜或水窜，防止层间的相互干扰； （4）应能有效地控制油层出砂，防止井壁坍塌，确保油井长期生产； （5）应具备进行分层注水、注气、分层压裂、酸化等分层措施以及便于人工举升和井下作业等条件； （6）稠油开采能达到注蒸汽热采的要求； （7）油田开发后期具备侧钻的条件； （8）施工工艺简便，成本较低。 第一节完井方式 目前国内外最常见的完井方式有套管或尾管射孔完井、割缝衬管完井、裸眼完井、裸眼或套管砾石充填完井等。由于现有的各种完井方式都有其各自适用的条件和局限性，因此，了解各种完井方式的特点是十分重要的。 1 射孔完井方式 射孔完井是国内外最为广泛和最主要使用的一种完井方式。其中包括套管射孔完井和尾管射孔完井。 （1）套管射孔完井 套管射孔完井是钻穿油层直至设计井深，然后下油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。如图2-1所示。 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、底水和气顶，避开夹层的坍塌，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。 （2）尾管射孔完井 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，然后用小一级的钻头,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。尾管和技术套管的重合段一般不小于50m.再对尾管注水泥固井，然后射孔。如图2-2所示。
完井方式选择
目前国内外常见的完井方法有：射孔完井、裸眼完井、衬管完井、砾石充填完井等。 1．裸眼完井 所谓裸眼完井是将套管下至油气层顶部或稍进入油气层，然后注水泥固井，待水泥凝固后钻开油气层完井。其优点是： （1）减少油气层污染； （2）油层全部裸露，整个油层段井径都可以开采； （3）一般不需要射孔，减少射孔污染； （4）井眼容易在加深，并可转为衬管完井； （5）后期采用砾石充填可保持高产。 其缺点是： （1）不能克服井壁垮塌和油层出砂对油井生产的影响； （2）不能产层范围内不同压力油、气、水层的相互干扰； （3）无法进行选择性酸化压力； （4）先期裸眼完井在未打开油气层时就固井，对油层情况还不够清楚，打开油气层时遇到特殊情况，会给钻井和生产造成麻烦； （5）后期裸眼完井不能消除泥浆对产层的污染。 裸眼完井法的使用条件是： （1）岩性坚硬致密、井壁稳定的碳酸岩盐岩、砂岩储层； （2）无气顶、无底水、无含水夹层及易跨塌的夹层储层； （3）单一厚储层或压力、岩性均质的多层储层； （4）不需要实施分隔层段及选择性处理的油层。 裸眼完井分为先期裸眼完井和后期裸眼完井两种： （1）先期裸眼完井 先期裸眼完井是指钻至油气层顶部下套管固井，然后钻开油气层。如图1所示。有的厚油层上部有气顶或顶界有水层时，可将套管下过油层顶界，进行裸眼完井，必要时射开其中的含油层，称为复合型裸眼完井。如图2所示。 后期裸眼完井是指直接钻开油气层，然后下套管至油气层顶部注水泥固井。如图3所示。先期裸眼比后期裸完经优越在于： （1）排除了上部地层的干扰，为采用清水或符合产层特点的洗井液打开油气层创造了条件；（2）缩短了洗井液对对产层的侵泡时间，减少油气层污染； （3）钻开产层后，如遇到复杂情况，可将钻柱起到套管内进行处理； （4）消除高压油气层对固井质量带来的影响。 2．射孔完井 射孔完井是将套管下入油气层底部注水泥固井，然后进行射孔将油层与井眼连通起来。 射孔完井的优点是： （1）能有效地封隔和支撑跨塌层； （2）能分隔不同压力和不同特点的油气层，可进行分层测试、分层开采和酸化压裂；（3）可进行无油管或多油管完井；
完井井身结构、相关术语及定义
井身的基本要素：测深、井斜角、井斜方位角。 测深（Measured depth ）：井身轴线任意一点到钻盘补心面的井身长度。通常用字母L 表示，单位米或英尺。 井斜角（Hole Inclination or Hole Angle ）：某测点处的井眼方向线与通过该点的重力线之间的夹角称为该点的井斜角。通常用希腊字母α表示。 井斜方位角（Hole Direction ）：是以正北方位线为始边，顺时针旋转至井斜方位线所转过的角度。通常以?表示，单位度。它还可以用象限值表示，是指它与正方位线或与正南方位线之间的夹角，象限值在0-90°之间变化，并要注明象限。 井斜变化率和方位变化率 井斜变化率：单位井段内井斜角的绝对变化值。通用的单位是：度/10米，度/30米和度/100米。 计算公式： K α=（△α/△L ）*100 井斜方位变化率：单位井段内井井斜方位角的绝对变化值。通用的单位是：度/10米，度/30米和度/100米。计算公式： K?=（△?/△L ）*100 其它井身参数：垂深、水平长度、水平位移、闭合方位角或总方位。 垂深：（Vertical Depth Or True Vertical Depth ）即测点到钻盘补心面的垂直深度。通常用H 表示，如A 、B 点的垂深分别表示为HA 、HB 。 水平长度：是指自井口至测点的井眼长度在水平面上的投影长度。用S 表示，如A 点的水平长度表示为SA 。 水平位移：（Displacement or Closure Distance ）即井眼轴线某一点在水平面上的投影至井口的距离也称闭合距。用A 表示，如A 点的水平位移表示为AA 。 闭合方位角或总方位：（Closure Azimuth ）是指以正北方位线为始边顺时针转至闭合距方位线上所转过的角度。用θ表示，如A 点的闭合方位角表示为θA 。 N （北）坐标和E （东）坐标：是指测点在以井口为原点的水平面坐标系里的坐标值。 视平移：（Vertical Section ）是井身上某点在某一垂直投影面上的水平位移，它不是真实的水平位移，所以称之为视平移。AA 为闭合位移，V A 为视平移。 视平移与水平位移越接近，说明井眼方位控制的越好。水平位移都是正值，而视平移可能是正值，也可能是负值。负值的视平移说明闭合方位线与设计方位线的差值已大于90度，这种情况常出现于造斜前的直井段。 定向井的一些述语或专用名词 最大井斜角：（Maximum Hole Angle ）略 磁偏角：（Declination ）在某一地区内，磁北方向线与地理北极方位线之间的夹角，称为该地区的磁偏角。以地理北极方位线为起点，顺时为正值，逆时为负，正值为东磁偏角，负值为西磁偏角。 造斜点（Kick off point ） 造斜率：造斜工具的造斜能力。它等于造斜工具所钻出的井段的井眼曲率，不等于井斜变化率。增（降）斜率：井斜变化率正值为增斜，负值为降斜。 全角变化率：（Dogleg Severity ）全角变化率、狗腿严重度、井眼曲率都是相同的意义，指的是单位井段内三维空间的角度变化。其常用单位为度/30m 。 计算公式：()()??? ???+?+?=-?-?225sin 222b a b a b a L K ab ab ?? 式中：a ? b ? －A 、B 两点井斜角；a ? b ? －A 、B 两点方位角 目标点（Target ） 靶区半径：包含目标点在内的一个区域称为靶区。在大斜度井和水平井中，靶区为包含设计井眼轨道的一个柱状体。 靶心距：靶区平面上,实钻井眼轴线与目标点之间的距离 。 工具面（Tool Face ）：在造斜钻具组合中，由弯曲工具的两个轴线所决定的那个平面，称为工具面。
完井方法：贯眼完井与衬管完井
完井方法：贯眼完井与衬管完井 贯眼完井法 这种方法是用同一尺寸的钻头钻穿油，气层，然后下油层套管注水泥固井。特点是正对着油，气层部位的套管是带眼的，一般为园孔，也可以做成割缝的孔，在油，气层顶部的套管外面装有水泥伞，水泥伞是一把倒置的用钢片做筋的帆布伞，以阻止环形空间的水泥浆下流堵塞油，气层；注水泥时水泥浆从注水泥短节的孔眼向外返出，注水泥短节下部的套管内装有反向的单流凡尔，防止水泥浆从套管中下沉。固井后，再把水泥塞和倒装的单流凡尔钻掉下入油管完井。 贯眼完井法的优点是：井身结构比较简单，油、气层裸露面积大，能防止油层塌坍。缺点是水泥伞易被压坏，使水泥浆侵入油，气层，在水泥凝固期间油、气层部位的泥浆稠化，给以后的洗井投产带来困难；在生产过程中油，气层出水后不易封堵水层。由寸：这些缺点的限制，所以此法目前使用较少。 衬管完井法 衬管完井法是钻至生产层顶部下套管固井，换小钻头钻开油，气层，然后在油，气层部位下入带割缝眼的衬管。衬管可以直接座于井底，适用于油，气层薄、衬管短的情况。也可以通过衬管顶部的衬管悬挂器把衬管的重量悬挂在油层套管上，并密封套管和衬管之间的环形空间，适用于油，气层厚度大，衬管较长的井。 割缝筛管是在石油套管或油管上用多种方式切割出多条一定规格的纵向或螺旋直排式缝隙。采用特殊超薄切割片和光束切割后而成，其缝宽（0.2— 0.4）mm（根据客户需求而定），缝长可大于20mm （可根据用户需求而定）。缝截面为矩型和梯形两种，缝隙的布置可根据用户要求进行加工。本产品防沙性能好、无堵塞，提高采油质量，多用在水平井、侧钻井和分枝井中。国外同类井完井方式可达90％以上采用石油割缝筛管，是当前特殊采油工艺首选的配套专用管材。 对于一些油、气层较疏松，出砂较严重的油、气井，为了更好的支撑井壁，防止形成砂堵，可在衬管与井壁的环形空间人为的充填—层一定尺寸的砾石，这种方法称为砾石衬管完成法。 砾石衬管完井法需在钻开油，气层后采用偏心钻头扩眼，然后下入衬管，再用洗井掖将砾石送至衬管与井壁的环形空间内，也可以在地面上将砾石放好在预制的砾石衬管(即双层衬管中间预先充填好砾石)内，然后下入并内。 充填的砾石与衬管可起双层阻砂作用，防砂能力强，油，气层裸露面积大，可防正井壁坍塌。砾石衬管完成的缺点是：有夹层水时不宜采用，施工亦较复杂，一般在疏松的砂岩油，气层中采用。 从完井方式上讲： 贯眼完井属于后期完井，即先打开产层再固井； 衬管完井属于先期完井，即先固井后打开产层，再甩衬管。 从套管柱结构上讲： 贯眼完井套管柱结构是：套管+与之等径割缝套管，即套管与割缝套管一体下入； 衬管完井套管柱结构是：套管固井后，再下入小尺寸割缝套管，即套管与割缝套管先后下入。 从后期处理上讲： 贯眼完井的割缝套管不能再取出； 衬管完井的割缝套管可拔出进行扩孔和加深作业。
完井方式选择
完井方式选择 (1)油、气层和井筒之间保持最佳的连通条件，油、气层所受的损害最小; (2)油、气层和井筒之间应具有尽可能大的渗流面积，油、气入井的阻力最小; (3)应能有效地封隔油、气、水层，防止气窜或水窜，防止层间的相互干扰; (4)应能有效地控制油层出砂，防止井壁坍塌，确保油井长期生产; (5)应具备进行分层注水、注气、分层压裂、酸化等分层措施以及便于人工举 升和井下作业等条件; (6)稠油开采能达到注蒸汽热采的要求; (7)油田开发后期具备侧钻的条件; (8)施工工艺简便，成本较低。 第一节完井方式 目前国内外最常见的完井方式有套管或尾管射孔完井、割缝衬管完井、裸眼完井、裸眼或套管砾石充填完井等。由于现有的各种完井方式都有其各自适用的条件和局限性，因此，了解各种完井方式的特点是十分重要的。 1 射孔完井方式射孔完井是国内外最为广泛和最主要使用的一种完井方式。其中包括套管射孔完井和尾管射孔完井。 (1)套管射孔完井 套管射孔完井是钻穿油层直至设计井深，然后下油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。如图2-1所示。 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、底水和气顶，避开夹层的坍塌，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。
(2)尾管射孔完井 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，然后用小一级的钻头,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。尾管和技术套管的重合段一般不小于50m.再对尾管注水泥固井，然后射孔。如图2-2所示。 尾管射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、低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。射孔完井对多数油藏都能适用，其具体的使用条件见表2-8. 2 裸眼完井方式 裸眼完井方式有两种完井工序: 一是钻头钻至油层顶界附近后，下技术套管注水泥固井。水泥浆上返至预定的设计高度后，再从技术套管中下入直径较小的钻头，钻穿水泥塞，钻开油层至设计井深完井。如图2-3所示。 有的厚油层适合于裸眼完成，但上部有气顶或顶界邻近又有水层时， 也可以将技术套管下过油气界面，使其封隔油层的上部分然后裸眼完井。必要时再射开其中的含油段，国外称为复合型完井方式。如图2-4所示。 裸眼完井的另一种工序是不更换钻头，直接钻穿油层至设计井深，然后下技术套管至油层顶界附近，注水泥固井。固井时，为防止水泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者替入低失水、高粘度的钻井液，以防水泥浆下沉。或者在套管下部安装套管外封隔器和注水接头，以承托环空的水泥浆防止其下沉，这种完井工序一般情况下不采用。见图2-5所示。 裸眼完井的最主要特点是油层完全裸露，
完井方法
完井方法 1、裸眼完井 裸眼完井是油气井套管下至到生产层顶部然后固井，生产层段完全裸露，油气流动效率高，一般分为先期裸眼完井、后期裸眼完井。 先期裸眼完井是钻头钻至油层顶界附近后，下套管柱水泥固井。水泥浆上返至预定设计高度后，再从套管中下入直径较小的钻头，钻穿水泥塞，钻开油层至设计井身完井。 先期裸眼完井示意图 1—表层套管2—生产套管3—水泥环 4—裸眼井壁5—油层 后期裸眼完井方式是不更换钻头，直接钻穿油层至设计井深，然后下套管至油层顶界附近，注水泥固井。固井时，为防止水泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者换入低失水、高粘度的钻井液，以防水泥浆下沉。
后期裸眼完井示意图 1－表层套管2－生产套管3－水泥环 4－套管外封隔器5－井眼6－油层 先期裸眼比后期裸完经优越在于： 排除了上部地层的干扰，为采用清水或符合产层特点的洗井液打开油气层创造了条件；缩短了洗井液对对产层的浸泡时间，减少油气层污染；钻开产层后，如遇到复杂情况，可将钻柱起到套管内进行处理；消除高压油气层对固井质量带来的影响。 优点： 1)油层完全裸露，整个油层段井径都可以开采； 2)成本预算低； 3)气井完善系数高； 4)储层不受水泥浆侵蚀伤害，减少油气层污染； 5)一般不需要射孔，减少射孔污染； 6)井眼容易再加深，并可转为衬管完井；后期采用砾石充填可保持高产。 缺点： 1)生产过程时容易产生井壁坍塌、堵塞、埋没或者部分埋没生产层； 2)气井后期的修井工作艰难； 3)不利于分层测试和开采；增产措施效率低长裸眼井段不利于实施分段酸 化、分段注水； 4)不能克服井壁垮塌和油层出砂对油井生产的影响； 5)不能产层范围内不同压力油、气、水层的相互干扰； 6)先期裸眼完井在未打开油气层时就固井，对油层情况还不够清楚， 7)打开油气层时遇到特殊情况，会给钻井和生产造成麻烦； 8)后期裸眼完井不能消除泥浆对产层的污染。 适应地质条件： 1)岩性坚硬、致密，井壁稳定不易坍塌的碳酸岩盐岩、砂岩储层； 2)单层开采的储层或岩性一致的多层储层； 3)无气顶、无底水、无含水夹层及易跨塌的夹层储层；
井身结构设计规范标准
井身结构设计标准 1 设计依据 1.1钻井地质设计 1.1.1地层孔隙压力、地层破裂压力及坍塌压力剖面 1.1.2地层岩性剖面 1.1.3完井方式和油层套管尺寸要求 1.2相邻区块参考井、同区块邻井实钻资料 1.3钻井装备及工艺技术水平 1.4井位附近河流河床底部深度、饮用水水源的地下水底部深度、附近水源分布情况、地下矿产采掘开采层深度、开发调整井的注水层位深度。 1.5钻井技术规范 2设计参数及取值范围 2.1根据当地统计数据分析确定 2.2取值范围 2.2.1抽汲压力当量密度b S 和激动压力g S 一般取3(0.0150.040)/g cm : 2.2.2地层破裂压力当量密度安全允许值f S 一般取30.03/g cm 2.2.3溢流允许值k S 根据井控技术水平确定，一般取3(0.050.10)/g cm : 2.2.4正常压力地层压差卡钻临界值n p ?，一般取(1215)MPa :，异常压力地层压差卡钻临界值(1520)MPa : 3设计约束条件 3.1钻井液密度 钻井液密度即最小液柱压力当量密度大于或等于裸眼井段的最大地层孔隙压力当量密度，见公式（1）。 max m p ρρρ≥+? （1） 式中： m ρ——钻井液密度，3/g cm ； max p ρ——裸眼井段最大的地层孔隙压力当量密度，3 /g cm ；
ρ?——钻井液密度附加值，3/g cm 。 考虑地层坍塌压力对井壁稳定的影响，确定裸眼井段的最大钻井液密度，见式（2）。 (){ }max max max max ,m p c ρρρρ=+? （2） 式中： max m ρ——裸眼井段最大钻井液密度，3/g cm ； max p ρ——裸眼井段最大的地层孔隙压力当量密度，3 /g cm ； ρ?——钻井液密度附加值，3/g cm ； max c ρ——裸眼井段最大地层坍塌压力当量密度，3/g cm 。 3.2最大井内压力当量密度 3.2.1正常作业时最大井内压力当量密度见式（3）。 max max bn m g S ρρ=+ （3） 式中： max bn ρ——正常作业时最大井内压力当量密度，3/g cm ； max m ρ——裸眼井段最大钻井液密度，3/g cm ； g S ——激动压力当量密度，3/g cm 。 3.2.2发生溢流关井时的最大井内压力当量密度见式（4）。 max max m ba m k x D S D ρρ=+ ? （4） 式中： max ba ρ——发生溢流关井时的最大井内压力当量密度，3/g cm ； max m ρ——裸眼井段最大钻井液密度，3 /g cm ； m D ——裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度对应的顶部井深，m ； x D ——裸眼井段最浅井深，m ； k S ——溢流允许值，3/g cm 。