石油工程设计大赛采油单项组

团队编号:19194052万三6第九届中国石油工程设计大赛方案设计类采油气工程单项组完成日期2019年4月17日中国石油工程设计大赛组织委员会制作品简介本方案为XX油田采油气工程方案，根据SY/T6081-2012《采油工程方案设计编写规范》，应用Meyer压裂模拟软件完成了对该区T井压裂方案的设计，应用自编软件压裂液返排优化设计系统”，对压裂液返排进行优化，应用pipesim软件完成了采油气工程方案设计，全文共10个章节。第1章节为油田概况。本章介绍了油田地理位置、地层情况、构造和储层特征，温度、压力数据，以及实验和现场获得地层、原油、天然气参数。第2章为完井设计。本章分析了常用完井方式的优缺点、计算了井筒出砂情况，并在此基础上依据油田经验选择了套管射孔完井方式。第3章为套管设计。本章在所给井深结构的基础上，根据SY5724-2008《套管柱强度与结构设计》和《API套管强度数据》对套管进行优选。第4章为射孔工艺设计，本章基于为达到最大油井产能的目的，对影响射孔参数的各因素进行分析，优选了射孔参数，对射孔后的套管强度进行了校核，对射孔配套设备做出了选择；根据储层特性，以保护储层的原则，对射孔液类型进行优选。第5章为压裂设计，本章利用Meyer软件对施工参数和泵注程序进行了优化设计，并利用自编软件压裂液返排优化设计系统”对压裂液的返排进行了优化。第6章将为采油采气设计。生产阶段分为自喷阶段和人工举升阶段自喷阶段利用pipesim软件，建立生产系统模型，模拟生产阶段，设计出合理的油管尺寸和油嘴尺寸；人工举升采用的是有杆泵举升方式，并对有杆泵举升方式的设备做出了选择。第7章为防蜡、防腐设计。防蜡设计是根据原油高含蜡的特点，分析了蜡的形成机理，清、防蜡的方法，预测了蜡开始析出的井深，并作出了具体的清、防蜡措施；防腐设计主要介绍了油田上常见的油套管腐蚀机理和影响因素，提出了具体的防腐措施。第8章为生产管理及HSE。第9章为经济评价。主要从投资费用估算、操作费用估算和销售收入、税金及附加三个部分对T井进行经济评价。第10章为推荐方案。TOC\o"1-5"\h\z第1章油田概况1地理环境1地质特征2层序地层特征2构造特征2沉积特征4储层特征5砂体连续性及厚度变化5油层发育特征7油藏类型7储层物性7储层四性关系7储层孔隙结构10储层流体性质11地层水性质11渗流特征11油藏温度与压力12地层敏感性13岩石力学参数13井身结构参数14基础数据小结14引用标准及规范14第2章完井方式选择16常见的完井方式16完井方式选择原则17完井方式的选择依据18地层出砂18井筒力学稳定20气顶、底水20完井方式选择21第3章套管设计24套管结构设计24套管强度设计24设计的原则24套管强度设计24套管螺纹选择27套管设计结果27第4章射孔工艺设计29射孑1方式选择29射孔参数优选34射孔参数对产能的影响34射孔参数优选36射孑L枪选择41射孔弹的选择42合理射孔负压值得确定43射孔液优选44射孔液类型44射孔液选择45射孔对套管强度的影响45表4.10T井各射孔层段的套管强度降低程度结果表47射孔工艺设计结果47第5章压裂增产工艺设计48压裂增产工艺48压裂施工准备49压裂作业施工流程49压裂液材料优选51压裂液的作用及性能51压裂液分类52压裂液添加剂55压裂液优选55支撑剂材料优选56支撑剂的作用及性能56支撑剂分类57支撑剂优选59压裂施工参数设计60Meyer软件简介60T井储层特性及完井参数61压裂液及支撑剂配置61压后返排优化设计71压后返排工作制度优化设计71压后返排液处理73作业应急预案及施工要求74作业应急预案74压裂QHSE要求76压裂改造储层保护79压裂对储层的伤害机理79储层损害防护措施81第6章米油米气设计83自喷设计83软件模型83自喷能力判断83油管尺寸选择、84停喷压力预测85汕嘴直径的选择86油管设计87油管设计原则87T井油管选择87油管质量检验87人工举升89人工举升设备89有杆泵采油系统设计95气锚的选择97抽油杆扶正器98设备的安装99第7章消防蜡、防腐100影响结蜡的因素100油井防蜡原理101清、防蜡措施101从生产制度上控制蜡结晶101从工艺上进行清、防蜡101T井结蜡预测计算103消防蜡措施104消防蜡工艺选择104清、防蜡设计104防腐107腐蚀的原因：107影响腐蚀速率的因素108油井腐蚀特点108防腐方法109防腐设计111第8章生产管理及安全防护1128.1生产管理1128.1.2有杆泵采油井的管理1138.2健康、安全和环境保护115遵循规章115安全须知115作业主要危害117健康保障117环境污染治理118第9章经济评价120油藏经济评价的依据和方法120投资费用估算121前期研究费用估算121完井和生产设备投资估算121改造和废弃费用估算121其他投资122操作费用估算122销售收入、税金及附加估算122销售收入122税收123估算结果123财务评价123不确定性分析125第10章设计结果126完井方式126套管设计127射孔方案128压裂增产工艺128采油采气设计129消防蜡、防腐131生产管理以及HSE131经济评价131参考文献133第1章油田概况地理环境现有XX油田某区块，其上边界为断裂，该区块地面海拔260m~275m,地表平坦，为较松软碱土层覆盖。气候干燥、多风，温差较大，寒潮发生频率较高。年平均气温为9.2C,历年气温统计结果显示该地区温度最高可达43C,最低可达-38Co地震基本烈度为7度，设防烈度为7度远震。该区块内有W1-W13共13口井，其中W1、W2、W4、W5、W7和W11为注水井，现新增一口采油井T,井位分布见图1.1。图1.1油田某区块井位分布图该区附近分布有公路，交通便利。通讯网络均覆盖该地区，通讯发达。管线接入点与W8井的相对位置见图1.2。

地质特征1.2.1层序地层特征本区钻遇地层主要为三叠系XX组地层，三叠系XX组地层从上到下主要分为A和B两个砂层组，具体的层序地层分层结果如表1.1所示表1.1油田某区块层序地层分层表地层岩性部面自然电位——密度电电军岩性描述厚度g砂纨单层AAlNJ门SJrj红色和杂色泥岩.质纯、性脯2~4A2XS分为三个脚徉限.底部以灰福色林天白色中•细砂端为主，向上逐帝演变为以朵色或永福色阴为主,层理较发行U-13A3XS10-12MLSXS12-14BBlN灰色和杂色眦岩.含矽1782LSXS>jr以灰褐色如小硝3含砾粗砂着和中砂岩为主，棕隔色或灰绿色泥岩.夹层土要由泥岩或强战珈粉砂岩ta成4〜gIB日3aLSXS5~9SLLSXS6T厂H3CSLLS5-8H43SLXS目灰褐色不等粒小砾岩，含砾粗砂岩和砂盛号为主；索景&«糕褐色龙岩；突层主要由中的砂岩或的粉砂翱以成，泥鹿含量较施，纯型岩厚度赭5-7B4bSLLS广；54rbLSL37B5□51LLS<I'以灰捌色斑册泥出、陈岩制砂砾岩为主,底部钙质敢给3工HSbLSL3-5L一砾岩5L-砂砾岩LS一含砾粗砂料XS-中金砂岩N—泥料1.2.2构造特征本区块为西北倾向东南的单斜构造，顺下倾方向地层逐渐变陡，地层倾角为3〜30。，整体上构造形态比较简单，内部断层不发育。该区断裂构造特征：区块北部发育一组NEE-SWW走向的断裂构造，断层性质为逆断层，断层面倾向为北北西，倾角自上而下由70。变为20。，垂直断距为300m〜600m,属于沉积同生断裂，最高断开层位为侏罗系上统，构造剖面图如图1.3。该区及邻区的井震联合剖面图如图1.4和图1.5所示。图1.3油田某区块断裂构造剖面图图1.4地震剖面图一W7

沉积特征该区地层是一套快速沉积的洪积相砂砾岩体，呈现洪积层理的特征，各薄层之间没有明显的层理面，是经过多次洪积物叠覆而形成的成层性沉积构造。因水动力变化频繁，该区沉积构造复杂且发育规模差别大。具体的沉积微相划分结果见表1.2。表1.2XX油田某区块沉积微相划分表微相目的层扇根外带片流带B5b、B5a、B4c漫洪带扇中辫流带B4b、B4a、B3c、B3b、B3a漫流带扇缘径流带B2、A4、A3、A2漫流带（湿地）根据岩矿成分及含量统计，该区储层岩性以砂砾岩、砂质砾岩和含砾粗砂岩为主。整体上成分和结构成熟度均较差；分选中等〜差；杂基含量较高，局部地层集中发育碳酸盐胶结物。储层矿物主要由石英和斜长石组成，钾长石含量次之，含少量铁白云石、菱铁矿和方解石。储层岩屑含量占全部碎屑的11%〜73%,以花岗岩岩屑和火山岩岩屑为主。砾石成分主要由凝灰岩和花岗岩组成；砂质成分以花岗岩、长石和石英为主。该区具有分选差、快速堆积等特点，决定了该区的纵向非均质性严重，导致物性变化很快，对油气的运移造成了很大的阻碍。该区及邻区垂直物源方向沉积剖面图如图1.6所示。W4境•秆志北通而中-卿流水・图1.6垂直物源方向沉积剖面图储层特征1、孔隙结构特征根据密闭取心井分析结果和储集层岩样压汞资料可知，该区主要发育两种类型的孔隙结构，具体的分类特征见表1.3。表1.3XX油田某区块储层孔隙结构分类特征类别孔隙度(%)渗透率(10-3(im2)均值偏态饱和度中值半径(^m)取大孔喉半径(2)平均毛管半径(^m)视孔喉体积比非饱和汞体积百分数I>17>300<8>0.5>5>30>15>4<5n14~23150~3008-10<0.50.3~51.5~300.5~151-45-20其中I类储集层以砂砾岩为主，砾石成分比较复杂，颗粒分选中等~差。矿物组成主要为钾长石和石英，斜长石次之，云母片常见。II类储集层呈现中高孔中渗特征，颗粒分选差，溶蚀孔比较发育，粒间分布有较高含量的杂基，孔隙中分布有较多的云母。2、粘土矿物分布特征与胶结情况该区储层填隙物成分主要有泥级的陆源碎屑、粉砂岩、粘土矿物以及碳酸盐矿物(方解石、菱铁矿)，此外还有少量的水黑云母等。对该区块及其邻近两区块的粘土矿物分析结果见表1.4。该区岩屑表面蒙脱石化，杂基向片一絮状伊蒙混层转化，对渗透率影响较小。表1.4XX油田某区块粘土成分相对含量分析表区块伊利石(%)高岭石(％)伊蒙混层(%)本区块30666.6邻近区块18.560.816.6邻近区块23.979.97.1该区B5层胶结物以钙质胶结为主，多为胶结致密岩性；B4层岩石多为疏松和中等胶结，泥质胶结为主，钙质胶结变弱；B3层岩石胶结中等一疏松的岩性约占50%,泥质胶结为主，钙质胶结较B4层严重。从总体上看该区从B5层到B3层胶结物自下而上由钙质胶结为主渐变为泥质胶结为主。胶结类型以孔隙式和接触-孔隙式为主，胶结物总量在5.8%~12.9%o砂体连续性及厚度变化该区砂体厚度居中，平均16.1m,平面上砂体分布和连片情况由西向东逐渐变

薄，垂向上B4层砂体厚度最大，B3层砂体厚度次之，B5层砂体厚度最小。分层砂体厚度及井网控制程度统计结果见表1.5。表1.5油田某区块砂体厚度及井网控制程度统计表为加深对井间单砂体连通关系的认识，该区对井网进行了加密，井网对砂体的控制程度获得了提高，新钻井前后砂体连通关系对比图如图1.7的控制程度获得了提高，新钻井前后砂体连通关系对比图如图1.7和图1.8所示。油层发育特征1、油层平面分布特征该区平面上油层分布连续性较好，但是油层分布和连片情况总体由西北向东南逐渐变差。B5、B4、B3油砂体连片分布，厚度较大；B5层平均砂层有效厚度为5.8m,B4层平均砂层有效厚度为10.1m,B3油砂体呈条带状分布，平均有效厚度为6.1m；B2、A4、A3、A2油砂体呈透镜状分布，平均砂层有效厚度分别为0.9m、0.9m、1.0m、0.7m。各小层平均有效厚度统计结果见表1.6。表1.6油田某区块油藏有效厚度统计表层位A2A3A4B2B3aB3bB3cB4aB4bB4cB5aB5b平均后效厚度（m）0.710.90.91.622.52.533.43.73.32、油层连续性特征该区块纵向上B5a~B3c油层分布稳定，连续性好，且有效厚度较大。从平行水流方向和垂直水流方向的油层延伸长度和连通率统计可知，平行水流方向油层延伸长度和连通率高于垂直水流方向。该区目的层层内夹层主要有两种类型：一种是低渗透泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩；另一种是低渗透钙质泥岩和泥质砾岩，表现为高阻致密的特征。目的层夹层钻遇率分布在11.3%~28.2%的范围内，扇顶亚相B5层和B4层夹层钻遇率相对来说较高。夹层密度一般为0.211个/m,对渗流基本不起遮挡作用，仅在局部地区对油气流动起绕流”作用。油藏类型该区块油藏类型为断块油藏。储层物性储层四性关系储层有效孔隙度主要分布在6.4%-24.7%之间，平均为14.6%（图1.8）,空气渗透率主要分布在15.0汉0-3叩2汨420.010-3pm2之间，平均为389.510-3加2（图1.9）。

图1.9油田储层岩心分析渗透率分布直方图根据1998年开始实施的石油天然气行业标准《油气储层评价方法》(SY/T6285-1997)确定了含油储层的孔隙度、渗透率评价分类标准(见表1.7),可以评价储层孔隙度、渗透率的级别，大致属于中渗。表1.7含油碎屑岩储层孔隙度、渗透率评价分类标准级别特(Wj高中低特低超低孔隙度/%>3030-2525〜1515-1010-5<5k/(10-3(^m2)>20002000~500500-5050-1010-11-0.1该区小层孔隙度和渗透率统计结果见表1.8。表1.8油田某区块小层孔隙度和渗透率统计结果该区层内渗透率级差平均为293.76,变异系数平均为1.13,突进系数平均为4.01o以小层平均渗透率为基础数据进行的层间渗透率非均质程度的统计结果见表表1.9油田某区块层间渗透率非均质程度统计表级差变异系数突进系数取大最小平均取大最小平均取大最小平均234.1724.94134.62.130.560.864.171.382.49(1)渗透率变异系数(Vk)：用于度量统计的若干数值相对于平均值的分散程度。F7-f/枢,Ki-K/(n-1)V"^1」(1.1)K式中：K一层内某样品的渗透率值(1=1,2,3,•••,n);K—一层内所有样品渗透率的平均值；n样品个数。一般而言，当Vk<0.5时为均质型，反映非均质程度弱；当0.5<VkW0.7时为较均匀型，反映非均质程度中等；当Vk>0.7时，为不均匀型，表示非均质程度强。(2)渗透率突进系数(Tk)：表示砂层中最大渗透率与平均渗透率的比值。限=0(1.2)K式中，Kmax——层内最大渗透率，一般以层内渗透率最高的相对均质层的渗透率表示，〜2;K——层内渗透率算术平均值，Nm2o当Tk<2为均质型，当Tk=2~3时较均质型，当Tk>3时为不均质型(3)渗透率级差(JK)：砂层内最大渗透率与最小渗透率的比值：KJk=2(1.3)Kmin式中，Km.——层内最小渗透率值，一般以渗透率最低的相对均质段的渗透率表示，Nm2。岩性主要为中细砂岩、含砾粗砂岩、砂砾岩、砾岩，具体见岩心分析的岩性孔渗直方图(图1.10)。4L4L骐度(淡)图1.10岩心分析岩性孔渗直方图储层孔隙结构根据该区块铸体薄片鉴定资料统计，砾岩储集层的孔隙类型有以下5种：溶蚀孔、粒间孔、微裂缝、砾缘缝和胶结物或杂基中微孔等，以邻区两口井为基础的孔隙结构特征参数见表1.10。分层毛细管压力特征参数见表1.11。

表1.10油田孔隙结构特征参数表井号个数平均孔隙直径(pm)平均喉道宽度(pm)孔喉直径比(pm)孔隙配位数面孔率(%)镣下孔隙类型及含量(％)粒间孔隙粒间溶孔基质粒内E115144.414.927.20-35.011.205-903-601.40E22341.726.431.90-31.32->7520d5士表1.11油田油藏毛细管压力特征参数表Y别层位正态概举法矩法退汞效率(%)喉道均值(pm)分选系数歪度峰态喉道均值(pm)分选系数歪度峰态B30.54.410.290.950.423.320.030.0140B414.320.690.70.924.140.91.4664B50.34.10.020.720.153.57-0.211.4480储层流体性质XX油田地层原油密度0.857g/cm3,地下原油粘度5.13mPas,含蜡量4.6%〜8.6%,凝固点13C〜18C,体积系数1.175,油藏天然气相对密度为0.719。地层水性质根据地层水分析资料，Cl-含量范围在34mg/L-56360mg/L之间，平均为32891mg/L,总矿化度范围在22000mg/L-55000mg/L之间，平均为28868mg/L。水型主要为NaHCO3型。渗流特征相对渗透率是岩石一流体相互作用的动态特征参数，也是油藏开发计算中重要的参数之一。其定义为多相流体共存时，每一相流体与基准渗透率的比值。对本区块中的5块岩样进行相对渗透率测定，其中岩样1的相渗曲线如图1.11所示，另外油气相渗曲线如图1.12所示。

10.90.80.70.60.50.40.30.20.100.20.30.40.50.60.710.90.80.70.60.50.40.30.20.100.20.30.40.50.60.7Sw.KrwKKro0.10.80.91图1.11岩木¥1相渗曲线10.90.80.7率0.6透篌0.5对04相0.40.30.20.10T-Krg0.10.20.30.40.50.60.70.80.91含油饱和度图1.12油田油气两相相对渗透率曲线油藏温度与压力油藏压力测试结果见表1.12。表1.12油田油藏原始压力系统表中部海拔(m)油层中部深度(m)原始地层压力(MPa)油藏(Wj度(m)压力系数饱和压力(MPa)地饱压差(MPa)饱和程度(%)-960122816.84001.3414.8288.1以邻区某井为基础的地层温度随深度化数据见表1.13,作出地温曲线如图1.13所示，地温州弟度大约为2.26C/100m。表1.13地层温度与海拔深度关系数据海拔深度(m)973996103210571084110911431160地层温度(C)30.0730.5931.4131.9732.5833.1533.9234.33534.5y=0.0226x+8.0523/3433.53332.532TOC\o"1-5"\h\z31.5万/3130.530.29.595010001050110011501200地层深度，m图1.13地温曲线地层敏感性目前储层润湿性为中性~亲水，中等速敏，中等~强水敏；同时储层具有不同程度的盐敏，临界盐度为4767mg/L。岩石力学参数T井的岩石力学参数统计结果如表1.14所示表1.14T井岩石力学参数统计表井号(m)杨氏模量(GPa)剪切模量(GPa)泊松比范围平均值范围平均值范围平均值T998.0~1027.013.65~25.8617.25.10~8.837.450.24~0.370.321049.5~1063.58.00~19.0315.92.96~7.035.930.27~0.400.341072.0~1097.013.03~33.3015.45.17~13.246.480.25~0.390.33对本井进行破裂压力预测处理，针对实际射孔层段，求得各层段的破裂压力值如表1.15所小表1.15T井地层破裂压力预测值井号射孔井段(m)地层破裂压力(MPa)T998.0~1027.020.281049.5~1063.5221072.0~1097.022.3井身结构参数T井的井身结构数据如表1.16所示表1.16T井井身结构数据表开钻次序井深(m)钻头尺寸(mm)套管尺寸(mm)套管下入深度(m)水泥划、返tWj(m)86311.2244.585地面二开1135215.9177.811328431.9基础数据小结该地区气候干燥、多风，温差较大，寒潮发生频率较高；交通便利，通讯发达。油藏类型属于断块油藏，由地层特征可知目，的层位于三叠系XX组，深度约为1135m,厚度约为136m。该区储层岩性以砂砾岩、砂质砾岩和含砾粗砂岩为主，具有分选差、快速堆积等特点，岩石胶结中等，以泥质胶结为主。该区储层有效孔隙度主要分布在6.4%-24.7%之间，平均为14.6%,空气渗透率主要分布在15.0汉0-3加2^420.010-3叩2之间，平均为389.5X0-%m2,属于中渗油藏。XX油田地层原油密度0.857g/cm3,地下原油粘度5.13mPas,含蜡量4.6%~8.6%,凝固点13C-18C,体积系数1.175,油藏天然气相对密度为0.719,属于高含蜡，应注意采取防蜡措施。引用标准及规范采油设计主要的引用标准、规范和规定如下：SY/T10011-2006《油田总体开发方案编制指南》SY6081-1994T《采油工程方案设计编写规范》Q/SY1142-2008《井下作业设计规范》SY/T10011-2006《油田总体开发方案编制指南》SY/T5029-2006《抽油杆》SYT5724-2008《套管柱结构与强度设计》SYT6194-1996《套管和油管》SYT5198-1996《钻具螺纹脂》API油套管数据手册GB/T9253.2-2017《石油天然气工业套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验》GBT20488-2006《油气井聚能射孔器材性能试验方法》SYT5911-2012《射孔优化设计规范》SY5727-2007《井下作业安全规程》SY/T6088-1994《深井压裂工艺作法》Q/CNPC25-1999《油水井压裂设计规范》SY/T5108-2006《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》SY/T6570-2003《油井举升工艺设计编写规范》SY/T5873-2005《有杆泵抽油系统设计、施工推荐方法》SY/T6258-1996《有杆泵抽油系统（常规型）设计计算方法》SY/T5873-2017《有杆泵抽油系统设计、施工作法》SY/T5587.5-2004《常规修井作业规程》SY/T5587.3-2013《常规修井作业规程》SY/T6690《井下作业井控技术规范》SY/T5952-2005《油气井井下工艺管柱工具图例》SY/T6120-1995《油井井下作业防喷技术规程》SY/T6668《游梁式抽油机的安装与润滑》SYT6947-2013《石油天然气工业聚乙烯内衬复合油管》2.1常见的完井方式第2章完井方式选择各种完井方式的优缺点以及适应地质条件［1-8］如表2,1所示表2.1常规井完井方式的优缺点以及适应的地质条件完井方式套管

射孔

完井射

孔

完

井尾管

射孔

完井优点可进行生产控制、生产检测套管射；可有选择的射开油层，实行孔完井分层开米；可进行井下压裂/酸化作业有利于保护油层减少套管重量和油井水泥用孔完井量，降低完井成本可进行井下压裂、酸化作业缺点储层易受水泥浆损害射孔操作较为复杂完井成本相对较高储层易受水泥浆损害射孔操作较为复杂固井质量尚难保证裸眼先期裸眼完井成本最低油层完全裸露，完善程度高，具有最大的渗流面积，口」充分发挥油层产能储层/、受水泥浆的损害疏松储层井眼可能坍塌层段之间窜槽可选择的增产作业措施有限完井储层不受水泥浆的损后期害难以实施增产措施裸眼使用可膨胀式双封隔难以控制底水锥进和完井器，可实施生厂控制和分隔层段堵水适应的地质条件有气顶或有底水、含水夹层、易塌夹层，要求实施分隔层段的储层各分层之间存在压力、岩性等差异，要求实施分层测试、分层采油、分层注水、分层处理的储层要求实施大规模水力压裂作业的低渗透储层砂岩储层、碳酸盐岩裂缝性储层岩性坚硬致密，井壁稳定不坍塌的碳酸盐岩或砂岩储层无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层单厚储层，或压力、岩性基本-致的多层储层不准备实施分隔层段、选择性处理的储层割缝衬管完井割缝衬管完井可防止井壁坍塌在一定程度上可起到防砂缝管完井作用操作方便，成本低衬管损害后无法修理或更换无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹衬管损害后无法修理或更换层的储层单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多层储层不准备实施分隔层段、选择性处理的储层岩性较为疏松的中、粗砂粒储层割缝尾管完井避免受水泥浆的损害可以修理或更换被磨损或失效的衬管层段之间窜槽无法进行生产控制砾石充填完井裸眼砾石充填完井储层不受水泥浆的损害可防止疏松储层出砂和井壁坍塌特别适宜于热采稠油油藏必须严格控制砾石的层段之间窜槽无法进行生产控制有气顶或底水、含水夹层、易塌夹层等，要求实施分隔层段的储层各分层之间存在压力、岩性差异，要求实施选择性处理的储层出砂严重的中、粗、细砂粒储层套管砾石充填完井可防止疏松储层出砂和井壁坍塌可实施选择性的射开层段特别适宜于热采稠油油藏储层受水泥浆损害必须起出井卜预充填砾后筛管后，才能实施选择性增产增注作业2.2完井方式选择原则完井即油气井的完成。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：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；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；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）油井管柱既能适应自喷采油的需要，又要考虑与后期人工举开相适应。6）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；7）稠油开采能达到注蒸汽热采的要求；

8）油田开发后期具备侧钻的条件；9）施工工艺简便，成本较低。根据油藏地质、油藏工程条件和采油工程技术措施要求，选择完井方式。完井方式的选择应考虑以下主要因素[8]:完井方式选择依提油田地质及油气藏类型采油工程技术措施块状油层薄互油层多套油层古潜山油藏气顶,底水油藏裂缝性地层高便角地层高压高产气藏含co:心腐蚀性气体气敷稠油层高凝油油藏抵押漏失油层分层注水增产措施块状油层薄互油层多套油层古潜山油藏气顶,底水油藏裂缝性地层高便角地层高压高产气藏含co:心腐蚀性气体气敷稠油层高凝油油藏抵押漏失油层分层注水增产措施图2.1完井方式选择依据人工举升排水采气高凝油开采珊汕开—采分支并2.3完井方式的选择依据完井方法的优选是非常复杂的，应根据油气层的地质特点，并参照本地区的实际经验，慎重地选择最合适的完井方法。一般情况下选择完井方法时应主要考虑以下介绍的几个方面。地层出砂对于油气田，若由于各种因素引起的砂岩储层出砂，从而导致储层损害，产能降低甚至引起油气井报废，将对油气田开发造成巨大的损失，因此必须先考虑地层的出砂情况。出砂预测是对于测井数据、储层岩性、泥质含量和油气藏特点的综合分析，一般方法包括：现场观测法、经验公式法以及临界产量法等。以T井为研究对象,进行出砂预测，以下罗列了几种可行的出砂预测方法。

观测法(1)临井的出砂情况处于同一油气田，临井若有出砂情况，则该井可能出砂。(2)观察岩心情况容易出砂的疏松岩心可能出现以下情况：在常规的取心过程中往往收获率较低，而且容易从取心筒中拿出或脱落；岩心取出后易碎、易留下。出砂预测公式(1)孔隙度法地层孔隙度可利用测井资料求得，它体现了地层的孔隙结构和致密程度。一般情况下，地层的孔隙度大于30%,地层出砂较为严重；地层的孔隙度在20%〜30%之间，地层出砂不是很严重；地层的孔隙度小于20%,地层出砂轻微或不出砂。声波时差法地层声波时差是纵波速度的倒数，与孔隙度成正比，声波时差越大，表明孔隙度也就高，地层也越容易出砂。一般认为，当▽t>295us/m时，地层容易出砂。出砂指数法(阿科公司法)出砂指数又称产砂指数或单项杨氏模量，根据出砂指数的大小可以确定不同层位地层的出砂程度。其计算公式为：式中：Bs4_Bs式中：Bs4_Bs=K-G3K=E3(1-2v)G=-E-2(1+v)-出砂指数，MPa；岩石泊松比，无量纲；MPa；MPa；MPa；MPa。Bs值越大，岩石强度越高，岩石越稳定。当Bs至2M104MPa时，不易出砂;当1.4父104cBs<2.0M104MPa时，轻微出砂；当BS<1.4^104MPa易出砂。(4)斯伦贝谢比法斯伦贝谢比法是通过计算斯伦贝谢比，来判定地层是否有出砂的可能性存在。斯伦贝谢比是地层岩石剪切弹性模量和体积弹性模量的乘积，具体表达式如下：R=KG(2.4)也可以直接通过测井资料计算得出。2式中：R—斯伦贝洲t比，MPa0R值越大，说明岩石强度越高，其稳定性越好，越不容易出砂。一般认为：当72R<5.9父1。MPa时，地层才会出砂；反之，不会出砂。出砂预测结果根据出砂指数法以及斯伦贝谢法和储层岩石力学参数，对储层是否出砂做出判断，结果见下表：表2.2出砂指数法预测结果杨氏模量（MPa）剪切模量（MPa）泊松比出砂指数（MPa）出砂预测结果1720074500.32~4~2.46310r不易出砂1590059300.34__42.44710不易出砂1540064800.33_T"4-2.14710不易出砂表2.3斯伦贝谢法预测结果杨氏模量（MPa）剪切模量（MPa）泊松比斯伦贝谢比（MPa2）是否出砂1720074500.321.06108否1590059300.349.8107否1540064800.337.9107否根据岩心孔渗数据可知该区块储层有效孔隙度主要分布在6.4%-24.7%之间,平均为14.6%。所以判定地层出砂轻微或不出砂。井筒力学稳定完井方法优选考虑的井眼力学稳定性不同于钻井工程中的井壁稳定，而是开采过程中的油气层位置的井眼力学稳定，是指生产过程中，井壁是否发生不稳定坍塌现象，这直接关系到开采过程的生产动态。如果井壁能够保持稳定，则不必考虑井壁坍塌的风险以及相应的处理措施，否则就要采取措施减小井壁坍塌的风险。井壁稳定性归根结底是井下岩石所受压力大小与岩石强度大小校核的结果。目前主要由抗压强度法、Mohr-Coulumb剪切应力分析法和Von.Misis剪切应力分析法三种井壁稳定性评价。气顶、底水底水锥进机理：当射开底水油层时，随着油井以一定产量生产，在井底就会形成一个压降漏斗。由于井筒压力下降，底水产生一个向上的力，使得油层底部的水上升到一定高度。在油水界面处，上升动力与水的重力相平衡。压降随着离开井筒距离的增加而减小，导致油水界面的高度沿着侧向降低，从而使得在开采前近似水平的油水界面，在压降的作用下发生变形，在井底形成一锥体形状。对于存在底水情况下的油气藏，由于黏度差异，底水一旦突破，油气井将被水淹，从而导致被迫关井，因此油气藏遇到底水的情况还需要考虑控制底水的完井方法。气顶锥进机理：在存在气顶的油藏中，当油井以一定产量生产，在井底就会形成一个压降漏斗。由于井筒压力下降，气顶产生一个向下的力，使得油层顶部的气下降到一定高度。压降随着离开井筒距离的增加而减小，导致油气界面的高度沿着侧向降低，使得在开采前近似水平的油气界面，在压降的作用下发生变形,在井底形成一锥体形状。对于具有气顶的油气藏，如果采用高速水砾石充填和套管压裂砾石充填这类具有增产效果的的完井方法，有可能压裂裂缝沟通气顶造成储层压力下降过快，导致降低产能。因此需要考虑气顶到储层的距离，从而尽量避免储层与气顶的沟通。2.4完井方式选择针对T井的完井方式优选是在考虑其储层物性、岩石物性、泥质含量、底水、出砂程度和井筒稳定性前提下，根据油气田完井方式优选的相关方法进行计算，最后得出优选结果。目前油田常用的完井方式主要有套管射孔完井、割缝衬管完井等。为保证油气田的成功开发，有必要在根据地质特性等因素进行经验选择的基础上对完井方式开展综合评判优选。油井完井方式很多都是根据油田经验选择的[6],下图2.2列出了常规垂直井完井方式流程图。根据表2.1分析各种完井方式的优缺点，常规的直井完井方式的选择流程如图2.2。鉴于T井基本情况为：不出砂但层间非均质性很强，最后选择结果为：套管射孔完井。图2.3为T井完井方式示意图。砂岩地层有气顶无气顶低渗透有底永射开

产层

中部

1/3

的射

孔完

井,开层段射完射产全的孔d无底水上有底水有底水无底水,有底水上套管下过

气顶钻至

油水界面

之上村管

完井我射

开产层中

部的射孔

完井管过顶管井射产下的孔井套下气村完或开层部射完水面上管井射产上的孔井

油界之村完或开层部射完井眼是否稳定稳定，可作裸

眼完井实验不藕定，割埴衬管完井或全段射开产层射孔完井图2.2常规垂直井完井方式流程图第3章套管设计设计套管柱，必须本着既安全又经济的原则，也就是要解决一个低成本下的合力强度。从套管开始入井到下次固井或进行油、气生产，套管的外载在不断改变着，设计时应考虑受力最严重的情况。3.1套管结构设计设计原则：有利于固井施工和提高固井质量；满足钻井作业和完井增产压裂措施需要；满足特殊地层条件井(如泥岩膨胀、腐蚀性产层、异常压力地层等的TW攵)0参照SY/T5724套管用结构设计标准。常规注水泥套管柱结构类型：引鞋(浮鞋)+套管+浮箍(套管承托环)+套管(扶正器、泥饼刷等)+联顶节。表3.1T井井身结构数据表开钻次序井深(m)钻头尺寸(mm)套管尺寸(mm)套管下入深度(m)水泥环返tWj(m)86311.2244.585地面二开1135215.9177.811328433.2套管强度设计设计的原则总的原则：在最经济的条件下使井眼得到可靠的保护。(1)依据套管所受的外载，根据套管的强度建立一个安全的平衡关系。套管强度沙卜载&全系数(3.1)(2)设计时先按抗挤强度自下而上进行设计，同时进行抗拉强度和抗内压强度校核。当设计到抗拉强度或抗内压强度不满足要求时，选择比上一段高一级的套管，改为抗拉强度或抗内压强度设计，并进行抗挤强度校核，一直到满足设计要求为止。(3)参照SY/T5724-2008标准进行套管柱强度设计。(4)要综合考虑完井方式和增产作业的需要，经济性要好。3.2.2套管强度设计常用的套管强度设计方法有：等安全系数法、边界载荷法、最大载荷法、AMOW法、BEB法(图解法)、前苏联的设计方法［10］。下面运用等安全系数法进行套管柱的强度设计。等安全系数法(总的要求)：在最危险截面上是安全的。具体原则：①以内压载荷筛选初始套管；②根据外挤载荷进行自下而上设计；③最后按抗拉强度进套管设计安全系数如下：(1)抗内压设计安全系数酸性生油气井应按下述情况分别考虑安全系数：微量硫化氢，硫化氢分压＜0.34kPa,安全系数取1.05。0.34kPa＜硫化氢分压＜500kPa,安全系数取1.25。这相当于在硫化氢环境中，材料屈服强度只按80%考虑。硫化氢分压＜500kPa,同时二氧化碳分压〉2000kPa,安全系数取1.35。硫化氢分压〉500kPa时，不是用提高安全系数就能解决问题的，应全井考虑减应力设计。(2)抗外挤设计安全系数一般取1.0〜1.125,在水泥面以下的套管柱一般取设计系数0.85,在水泥面以上的套管柱一般取1.0。(3)抗拉设计安全系数一般取1.6〜2.0。应根据螺纹类型不同，分别校核套管螺纹连接强度和套管本体抗拉强度。根据以上分析，推荐表3.2中的安全系数进行套管强度校核，具体数值如下：表3.2套管安全系数抗拉安全系数St抗压安全系数Si抗挤安全系数Sc1.61.051.0由油藏中部地层压力16.8MPa和油藏中部深度1228m,求得钻井液密度大约为%=1.40g/cm3,钢材密度总=7.8g/cm3。浮力系数：Kf=1-上=1-140=0.82:s7.8利用等安全系数法进行套管强度校核的公式如下：(1)抗拉强度k3Fm八kfqiLi10(3.2)i=4式中：Fm——考虑钻井液浮力时第K段套管顶端承受的轴向拉力，kNkf浮力系数q——第i段套管单位长度的名义重量，N/mLi——第i段套管长度，m实际井口拉力：T=FmSt(3.3)(2)抗挤强度地层有效外挤载荷：巳=0.00981：m-1-km：nmin]D(3.4)式中：巳一一有效外挤载荷，MPaPm一—周井时管外钻井液密度，g/cm3km一一套管的掏空系数，匕=0〜1.0,1.0表示全掏空Pnmin"一下次钻进时所用的最低钻井液密度，g/cm3D井深，m实际有效外挤载荷：Pc=BcSc(3.5)(3)内压载荷有效内压载荷：P=0.00981：nmin一：wD(3.6)式中P——有效内压载荷，MPaPnmin——下次钻进时所用的最高钻井液密度，g/cm3凡——地层盐水密度，g/cm3,一般在1.03〜1.06g/cm3范围内。实际内压载荷*2（3.7）套管螺纹选择根据SY/T6268-2008《套管和油管选用推荐作法》以及GB/T9253.2-2017《石油天然气工业套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验》，对一开和二开选用的API套管使用圆螺纹进行连接。套管设计结果表3.3套管设计结果开钻次序二开井深861135套管下深851132水泥返高m地面843钢级N-80N-80外径mm244.5177.8壁厚mm7.828.05单重kg/m48.0734.23内径mm228.63161.70强连接强度KN2140（短圆螺纹）1966（长圆螺纹）抗拉强度KN度32472366抗内压MPa31.3（短圆螺纹）43.7（长圆螺纹）

抗挤强度MPa11.826.4第4章射孔工艺设计射孔工艺设计主要包括射孔方式选择、射孔枪、弹选择和射孔液选择以及射孔深度控制。4.1射孔方式选择根据油藏和流体特性、地层损害状况、套管层序和油田生产条件选择恰当的射孔方式。目前，在油田射孔作业中常用的射孔方法主要有以下几种方法，电缆输送套管枪射孔、过油管射孔和油管输送射孔等［6,8］。(1)电缆输送套管枪射孔(WCG)电缆输送套管枪射孔是在套管内，用电缆把射孔器输送到目的层，进行定位射孔。射孔器可以采用有枪身射孔器或无枪身射孔器。电缆输送套管枪射孔按采用的射孔压差可分为常规电缆套管枪正压射孔和套管枪负压射孔。套管枪正压射孔是指射孔前用高密度射孔液造成井底压力高于地层压力，在井口敞开的情况下，利用电缆下入套管射孔枪后，通过接在电缆上的磁性定位器测出定位套管箍对比曲线，调整下枪深度对准层位，在正压差下对油气层部位射孔，取出枪后，下油管并装好井口，进行替喷、抽汲或气举等诱喷或直接采用人工举升的方法，使油气井投产。该方法具有施工简单、成本低、高孔密、深穿透的特点，但正压会使射孔液的固相和液相侵入储层而导致较严重的储层损害。为减少正压对地层的损害，特别要求优质的射孔液。套管枪负压射孔与套管枪正压射孔基本相同，只是射孔前将井筒液面降低到一定程度，使井底压力低于油藏压力以建立适当的负压。该方法主要用于低压油藏，具有负压清洗和穿透较深的双重优点。但对于油气层厚度大的井需要多次下射孔枪射孔，不能保待必要的负压。(2)油管输送射孔(TCP)油管输送射孔简称TCP,是国外20世纪70年代发展起来的一种射孔方法，在80年代得到快速发展，技术逐渐完善，特别是在大斜度井、水平井、高压气井、防砂井和低渗透地层的射孔作业等方面具有其他射孔方法所不具备的优势，因而促进了射孔完井技术的发展。国内近几年在陆上和海上各个油田都普遍应用了该射孔工艺。油管输送射孔是利用油管将射孔枪下到油层部位射孔，油管下部连有压差式封隔器、带孔短节和引爆系统，油管内只有部分液柱形成射孔负压，通过地面投捧引爆、压力或压差式引爆或电缆式接头引爆等各种方式射开油气层。油管输送射孔适用于任何复杂的油井、气井的射孔施工，如大斜度井、定向井、稠油井、硫化氢井、高温高压井、水平井、斜直井等。该工艺既能单独进行射孔施工，也可以进行射孔测试联作，应用范围广、适用性强。该工艺具有以下几个特点：①可以实现全井段最大负压值射孔，使射孔孔道得到有效地清洗，以减少油气流入井筒的阻力，提高油气井的生产能力。②可以采用各种有枪身射孔器，以便实现高孔密、深穿透、大孔径、多相位射孔的需要，从而可以最大限度地利用射孔方法提高油气井的产能。③一次下井可以同时射开较长的井段或多个层段。④可以用于电缆射孔无法施工的复杂油气井，如斜井、水平井和稠油井等。⑤该工艺虽然费用较高，但射孔效果较好，是目前保护油气层，提高油气井产能的最有效方法之一。⑥可以配合各种类型的地层测试工具，如MFE、APR、RCT等，实现一次管柱完成射孔和测试的联合作业，减少压井和起下管柱次数，减少对油层的损害和作业费用。⑦由于在井口预先装好采油树，故安全性能好，非常适合于高压油气井；同时射孔后即可投入生产，便于测试、压裂、酸化等和射孔联作。（3）油管输送射孔联作该工艺包括油管输送射孔和地层测试联作、油管输送射孔与投产联作、油管输送射孔与压裂、酸化联作、油管输送射孔与防砂联作。油管输送射孔和地层测试联作是指将油管输送装置的射孔枪、点火头、激发器等部件接到单封隔器测试管柱的底部。管柱下到待射孔和测试井段后，进行射孔校深、坐好封隔器并打开测试阀，引爆射孔后转入正常测试程序。这种工艺尤其适合于自喷井。油管输送射孔与投产联作是先用电缆将生产封隔器坐封在生产套管上，然后下入生产管柱（带射孔枪），管柱的导向接头下到封隔器位置时，循环冲洗干净管柱内积渣；继续下管柱，当管柱密封总成坐封后，井口投棒高速下落撞击枪头的引爆器，使之射孔；射孔枪及残渣释放到井底即投产。油管输送射孔与压裂、酸化联作工艺在我国四川气田、长庆油田获得了成功应用。完井时下一次管柱，能完成射孔、测试、酸化、压裂、试井等工序。油管输送射孔与防砂联作适用于极不稳定的出砂地层。该系统采用了带螺旋片的管柱旋转，并能大排量循环清除井内出砂而不卡枪，还能有效地向射孔中进行砾石充填。其施工流程是现在套管内射孔段底部坐封封隔器，然后将上部封隔器连接带螺旋片射孔枪的管柱（该管柱在地面试验能满足8135N-m的扭矩），下至油层底部，使封隔器坐封并射孔；解封上部封隔器然后大排量清洗孔眼并由管内注入携砂液，经旋转管柱将砂液掺入孔眼，在地面可以观察压力变化和砂液返出情况；最后旋转管柱至砂面以上循环后，再将管柱起出井口。(4)电缆输送过油管射孔(TTP)过油管射孔是一种不压井射孔方法，它是通把油管下放到所需要射孔井段以上，然后用一种专门的射孔枪从油管中经过喇叭口下放到井内，在套管内进行射孔。常规过油管射孔工艺这是最早使用的负压射孔工艺，首先将油管下至油层顶部，装好采油树和防喷管，电缆接头联接射孔枪一并装人防喷管内，打开清蜡阀门下入电缆，射孔枪通过油管下入油管鞋，用电缆接头的磁定位器测出短套管位置，调整深度使射孔枪对准储层，点火射孔。过油管射孔具有负压射孔，减少储层伤害，尤其适合干生产并不停产补孔和射开新层位，减少储层损害，避免了压井和起下油管作业。但过油管射孔枪直径受油管内径限制.无法实现高孔密、深穿透，目前常规过油管射孔已使用很少，仅在海上和一些不能停产的井用于补充射孔。②过油管张开式射孔工艺美国马拉松石油公司研制了这种工艺。张开式射孔枪包括一个控制头和一只射孔枪。射孔前控制头上提拉杆，使射孔弹绕框轴旋转而张开并与套管垂直，点火射孔，这样可以加大射孔弹并且减少与套管的间隙。该方法具优点是可以在井眼压力小于地层压力(负压)情况下射孔，利用储层流体冲洗射孔碎屑，减少射孔损害；是一种经济的射孔方法，尤其是对修井作业，它可以节省压井和起油管和封隔器的费用；套管接箍定位器可以精确地确定射孔深度，以便进行准确的射孔；适合于不停产补孔和打开新层位的生产井，避免了压井和起下油管作业；用清水代替了钻井液作射孔液，减小了射孔时的正压差，减轻了固相颗粒对地层的损害。该方法的缺点是使用的射孔枪和射孔弹受到油管内径的限制，无法实现深穿透、高孔密、大孔径射孔，尤其是使用有枪身过油管射孔器射孔时，射孔弹又受到了枪身内径的限制；小直径的过油管射孔枪功率较低，特别是在有井眼损害和致密性地层中，当射孔相位角为0。时，油气井的生产动态将降低；井口压力控制设备限制了射孔枪的长度，在多次下次射孔枪时，调整负压比较复杂，甚至不可能；射孔弹所产生的碎屑都落入井中，且会使套管变形；过高的负压差可能会使射孔枪和电缆产生上顶遇卡，造成打捞作业。(5)其它射孔工艺①负压射孔负压射孔是指射孔时，井内液柱压力低于储层压力。由于负压差的存在，可使地层流体产生一个反向回流，冲洗射孔孔眼，避免孔眼堵塞和射孔液对储层的损害。因此负压射孔是一种保护储层、提高产能的射孔方法。②超正压射孔超正压射孔是利用聚能射孔时射流局部的高压和高速，采用高于油层破裂压力的正压进行射孔。如油管传输氮气正压射孔工艺，是在射孔枪下至射孔位置后，将液氮潜入井内，并在井口加压使井底压力高于油层破裂压力下射孔。该工艺的主要优点是：(a)成孔瞬间的高正压或气体膨胀能使孔眼周围形成微裂缝，以消除孔眼压实造成的伤害；(b)可避免射孔液对油层的伤害；(c)部分进入油层的氮气有利于清洗孔眼以及排液，从而解除油层堵塞。(d)通过控制放压可使油井迅速建立压差，投入生产；(e)对于钻井油层及固井过程中造成严重伤害的井，与酸化处理联作(射孔前井内注入酸液)可有效地解除近井处的油层伤害。③水力喷射射孔该工艺是利用高压流体射流配合机械打孔装置在套管上开孔，并以高压渗流穿透地层，带喷嘴的软管边喷边前进，射孔后收回，其孔径为14〜25mm,最大穿透深度可达3m。④水力喷砂射孔水力喷砂射孔的原理是利用高压液携砂。携砂液质量分数为5%左右，利用高压喷砂液体将套管射穿，继而射向地层。因射流压力高，若地层不是坚硬地层，则可能不是将地层射成一个孔，而是形成一个洞穴，不利于今后生产。所以除非特殊要求，一般情况下不采用此法。目前发展一种喷砂切割，形成穿透深度较大的窄缝，运用于低渗油藏，并可消除压实带的影响。⑤子弹和聚能弹射孔这项技术是在射孔枪内同时装上直径为9.5mm的子弹和直径为42.9mm的聚能弹。通过地面控制装置，用导爆索起爆聚能射孔弹，子弹在射流的冲击和压力综合作用下，被点燃发射，子弹和聚能射流进入射孔孔道内，进而扩充孔道，提高实际射孔效果。⑥激光射孔激光射孔是将激光发生器产生的高功率相干光束，通过光缆导向，沿着井轴到达预定的射孔深度，然后通过设在此处的激光接收器将光束横向折射到射孔位置，光束连续聚焦在折射光束轴的焦点上，形成射孔孔眼，孔径为9.5〜25mm。当激光射孔器能量足够大时，可以使孔道更远地向地层伸延。(6)常见射孔工艺对比网

表4.1常见射孔方法对比表射孔工艺电缆输送套管射孔电缆输送过油管射孔油管输送射孔枪直彳空,mm73~177.835-5473~177.8射孔弹型深穿透，大孔径穿透深度浅，孔径小深穿透，大孔径弹药量，g15-661.8-1715-66孔密，孔/m13-3913-1913-39孔深，mm400〜800146~615400~800孔径，mm7.1〜31.35.4-14.57.1-31.3相位，。30、45、60、90、1200、60、90、18020、30、45、51.4、60、72、90、120负压范围按负压要求可控或等压按负压要求适应井筒114.3〜245mm套管，直井，50。以内斜井油管》60.3mm,套管w245mm,直升,50°以内斜井114.3〜245mm套管，直井、斜井、水平井应用范围普通井生产井，补孔普通井、高压油气井、防砂井、低渗井、困难井射孔效果射孔污染影响产能孔径、孔深小，部分污染影胴产能能冲洗孔眼产能高通过对比表4.1中几种常见射孔工艺方法，电缆传输套管枪射孔工艺具有施工简单、成本低、高孔密、深穿透的特点，但是对水平井长水平段的适应性不好。油管输送射孔具有高孔深、深穿透的优点，负压值高，易于解除射孔对储集层的伤害，一次射孔层段厚度较大，最长可达1000m以上，该方法特别适用于斜井、水平井和稠油井等电缆难以下入的井。油管输送射孔由于在井口预先装好采油树，所以安全性能好，非常适用于高压地层和气井。同时射孔后即可投入生产，也便于测试、压裂、酸化等和射孔连作，减少压井和起下管柱次数，能够减少对油层的伤害和作业费用。因此，对于目标直井T井，目标层位是较浅的砂岩储层，考虑到施工简单、成本低的优势，采用电缆输送套管枪射孔的方式。另外考虑到负压射孔可以利用射孔瞬间负压产生的高速回流冲洗孔眼，运移由于射孔压实造成的孔眼堵塞物，以获得清洁无伤害的孔眼。本文采用电缆输送套管枪负压射孔的方式对T井进行射孔，射孔工艺示意图如图4.1所示。行房套洋技术套图行房套洋技术套图4.1电缆输送套管枪射孔示意图4.2射孔参数优选射孔参数对产能的影响射孔孔眼参数主要包括孔深、孔密、孔径和相位[11]。孔深是指射孔孔眼穿透地层的深度。孔密是指每米的射孔孔眼数目，孔径是指射孔孔眼的直径。相位是指相邻射孔孔眼之间的角位移。射孔参数对产能有比较大的影响，而在不同条件下各参数的影响程度不同。下面列出了各射孔参数与油井产能⑼的关系：(1)孔深对产能的影响射孔的穿透深度是影响产能的一个重要因素。在不同的情况下和产能的关系也不同。在有钻井损害而没有射孔损害的情况下，只有当孔深超过损害带的一定程度时，油气井的产能才不会降低，并且随孔深的增加而增加。但是，当孔深增加到某一数值时，再增大孔深，产能不会有太大的增加。在有钻井和射孔两种损害的情况下，即使孔眼完全射穿损害带，油气井的产能仍然低于无损害情况下的产能。在孔眼未穿过钻井损害带时，孔深、孔密和钻井损害带都是影响油气井产能的重要因素。因此，提高射孔的穿透深度使之超过损害带，可以减小钻井损害程度对产能的影响。在有钻井损害时，要使有钻井损害的油气井的产能接近无损害裸眼完井的产能，无论孔密多大，都得进行深穿透的无损害射孔作业，使孔眼完全穿透损害带。所以，在有钻井(或修井)和射孔损害的油气井中，采用穿透深度大的射孔方法比采用孔密大的方法更有效。(2)孔密对产能的影响孔密较高就可以获得较大的产能，但是在选择孔密时不能无限制地增加孔密，应当考虑以下几种因素：①孔密太大容易造成套管损害；②孔密太大射孔成本高；③孔密太大会使将来的作业变得更加复杂。因此，在射孔施工中，应根据油气井的条件和其他射孔参数，选择一个适合于本井的最佳孔密，以期花最小的代价获得最大的产能。在无损害条件下，孔密很小时，提高孔密产能比增大比较明显。但孔密增大到某一值时，孔密对产能比的影响就不明显。各向同性地层中[14],当射孔相位角①=90。时，孔密增大产能比明显增大；当相位角①=0°时，孔密增大产能比也增大，但不如在①=90°时增大的程度大。而且，当孔密由13孔/米增加到26孔/米时,相位角①=90°和①=0°时的产能比增大的幅度大；而当孔密由26孔/米增加到39孔/米时，相位角中=90°和①=0°时的产能比增大的幅度小。各向异性地层中，当射孔相位角①=90°时，孔密变化对产能比的变化较为明显，而且随着孔密的增大产能比增加的幅度较大。当相位角中=90°时，孔密变化对产能比的影响较小，特别是孔密达到26孔/米时，孔密增大产能比变化不大。由此可见，孔密是影响产能比的重要参数。但是，通过孔密来增大产能比是有限的。理论上讲，孔密等于13孔/米时，其生产率可能超过裸眼井生产率；当孔密大于13孔/米时，油气井的机械强度降低，风险增大，因此会部分抵消射孔带来的利益。但是，通过实验得出的结论为孔密小于52孔/米时，油气井的机械强度不会降低。目前国内各油田常用10孔/米的密度射孔，国外常用13孔/米的密度射孔。(3)孔径对产能的影响孔径是指射孔枪在地层中产生孔眼的直径，对油井的产能也有一定的影响，但不如孔深、孔密的影响大。无论相位角是90°还是0°,当孔径小于10mm时，孔径增加时，产能增加较大；当孔径大于10mm时，孔径增加时，产能提高不大。此外，孔深小于228.6mm时孔径变化对产能的影响较孔深大于228.6mm时孔径变化对产能的影响大。目前所用弹型的孔径变化范围较小，由于射孔弹的炸药量及能量均一定，故一般都倾向于牺牲孔径(孔径为10mm左右即可)来换取较大的孔深。但这个结论不

适用于稠油层、易出砂等储层。对有积垢或石蜡沉积趋势的井，采用19.05mm或者更大孔径射孔效果较好，而对其它井，采用13mm的孔眼，其射孔效果较好。目前，国外射孔采用的射孔孔径为0.25~13mm，而国内射孔采用的孔径为8~12mm。(4)相位对产能的影响相位是指相邻两个孔眼之间的角位移，对射孔完井产能也有较大的影响。目前国内外射孔作业中经常使用的射孔相位主要有0°、60°、90°、120°和180o相位角是影响产能的一个重要因素。研究表明在无污染无压实的情况下，00相位角性能最差，1800相位角比00相位角产率比高20%,而最佳相位角600时比00的产率比高30%。相位角的优劣次序为600,900,1200,1800,0Q止匕外，当孔深较浅时，相位角的差别较小，当孔深较大时其差别亦较大。在各向异性地层，相位角由180°变化到0°或者90°产能有较大的提高，相位角在0°和90°之间变化时产能没有太大的变化；而在各向同性地层，相位角由0°变到90°或180°时产能有较大的提高，相位角在90°和180°之间变化时，产能没有太大的变化。通过实验可知，相位为00时，油井产能最低，相位为120。时产能居中，相位为90°时产能最高。这是因为在相同的孔密情况下，孔眼排列越集中，流线弯曲越严重，引起的能量损失越大，从而导致产能下降。当孔眼未穿透钻井损害带时，120。相位和