第2章气井完井

第二章气井完井第一节完井方法第二节油气层保护技术第三节气井完井测试1完井工程的研究范围：

衔接钻井工程和采气(油)工程而又相对独立的工程，是从钻开生产层到固井、完井方式选择与实施、下生产管柱、排液、油气井测试，直至投产的一项系统工程。引言完井工程设计水平的高低和完井施工质量的好坏对油气井生产能否达到预期指标和油气田开发的经济效益有决定性影响。2引言完井工程研究内容：（1）在油气藏地质研究的基础上，根据油气田开发与采油、采气工程要求选择完井方式，并提出钻开油层的要求。（2）考虑油气田开发全过程油气井产能的变化及所要采取的采油、采气工艺，应用节点分析方法，确定油管尺寸和生产方式并进行生产套管尺寸选择及强度设计。（3）从钻井和采油、采气工程出发确定套管程序及井身结构，并提出固井要求。（4）选择完井方式、设计完井工艺方案（如射孔完井的射孔参数优选、射孔方式及工艺设计、砾石充填完井的充填方式、砾石直径选择及工艺参数设计等）。3第一节完井方法完井方法：一口井完成后生产层与井眼的连通方式及井身结构形式。常见的完井方式：裸眼完井、射孔完井、衬管完井、砾石充填完井等。

不同的完井方式有各自的适用条件和局限性，只有根据油气藏类型、储层特性和油气田不同开发时期的工艺技术要求，选择合理的完井方式，才能有效地开发油气田。延长油气井寿命发挥油气层潜力满足工艺技术措施要求为井下作业创造良好的条件4（1）油气层和井筒之间保持最佳的连通条件，油气层所受伤害最小；（2）油气层和井筒之间具有尽可能大的渗流面积，油气入井阻力最小；（3）能够有效地封隔油气水层，防止油气窜流或水窜，防止层间干扰；（4）能够有效地控制油气层出砂，防止井壁坍塌及盐岩层挤毁套管，确保油井长期生产；一、完井方式选择原则第一节完井方法（5）能够适应油气田开发全过程中采油、采气工艺要求，具备进行分层注采、压裂、酸化以及堵水、调剖等井下作业措施的条件；（6）综合经济效益好。5二、完井方式选择应考虑的因素第一节完井方法（1）油气藏地质和工程条件：如产层结构，压力、温度条件，流体的组成与性质，油气层层内、层间性质及其差异等等。（2）采油、采气工程技术措施要求：如油气田开发全过程中的生产方式，分层注采与增产、增注措施，各项流体的产量指标，砂、蜡、水、腐蚀等控制措施等。6三、完井方式第一节完井方法先期裸眼完井示意图1.裸眼完井方式后期裸眼完井示意图（2）气井完井多采用先期裸眼完井（3）裸眼完井方式优点油气层完全裸露，因而油气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，完善程度高。（1）钻井、完井过程7（4）裸眼完井方式缺点①不能克服井壁坍塌和油气层出砂对油气井生产的影响；②不能克服生产层范围内不同压力的油、气、水层的相互干扰；③无法进行选择性酸化或压裂；④先期裸眼完井法在下套管固井时不能完全掌握该生产层的真实资料，以后钻进时如遇到特殊情况，会给钻进和生产造成被动。三、完井方式第一节完井方法1.裸眼完井方式8三、完井方式第一节完井方法1.裸眼完井方式（5）裸眼完井方式适用地质条件岩性坚硬致密，井壁稳定不坍塌的碳酸盐岩储层无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹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9三、完井方式第一节完井方法2.衬管完井方式井下衬管损坏后无法修理或更换油气层不会遭受固井水泥浆的损害；可采用与油气层相配伍的钻井液或其它保护油层的钻井技术打开油气层；当割缝衬管发生磨损或失效时也可以起出修理或更换。10三、完井方式第一节完井方法2.衬管完井方式割缝衬管完井既具有裸眼完井渗流面积大的优点，又能防止井壁坍塌，同时起到防砂作用。其它方面与裸眼完井方式类似。衬管外所形成的砂桥

11三、完井方式第一节完井方法2.衬管完井方式研究表明：砂粒在缝眼外形成砂桥的条件是缝口宽度不大于砂粒直径的两倍。缝眼数量应在保证衬管强度的前提下，有足够的流通面积。一般取缝眼开口总面积为衬管外表总面积的2%，缝眼的长度取50～300mm。12①套管射孔完井优点：a.可选择性地射开不同压力、不同物性的油气层，以避免层间干扰；b.可避开夹层水、底水和气顶，避开夹层的坍塌；c.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。c.对固井质量要求高，水泥浆可能损害油气层。缺点：a.流动面积小、完善程度较差；b.对井深和射孔深度要求严格；三、完井方式第一节完井方法3.射孔完井方式133.射孔完井方式b.减少套管重量和固井水泥的用量，从而降低完井成本。优点：a.可以采用与油气层相配伍的钻井液以平衡压力、欠平衡压力的方法打开油气层，有利于保护油气层；②尾管射孔完井三、完井方式第一节完井方法14射孔完井方式适用地质条件：（1）有气顶或有底水、或有含水夹层、易坍塌夹层等复杂地质条件，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，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、碳酸盐裂缝性储层3.射孔完井方式三、完井方式第一节完井方法15四、完井工程设计的内容第一节完井方法1.完井方式选择

在针对性地分析油气藏地质特征和油气藏工程设计要求的基础上，遵循4项原则：符合油气藏地质特点，满足油气田开发的总体需要；有利于油气层保护，尽可能减小对油气层的损害；从油气田开发的全过程出发、满足采油采气工艺的要求；经济上可行。16四、完井工程设计的内容第一节完井方法2.打开油气层及固井要求根据选定的完井方式和油气藏压力及储层特性，提出对钻开油气层、完井液(密度、失水量等)以及固井水泥返高和固井质量等要求。3.生产管柱尺寸确定考虑油气田开发全过程中油气水井产能的要求，应用节点系统分析方法，对管柱尺寸进行产量、粘度和摩阻敏感性分析，以确定出油气水井生产管柱尺寸。17四、完井工程设计的内容第一节完井方法4.生产套管设计生产套管设计的内容主要包括生产套管尺寸确定、套管强度及不同壁厚套管下入程序要求和保护措施以及套管密封性要求等。生产套管尺寸是根据已确定的生产管柱接箍外径和井下设备的最大外径，在保证留有一定间隙的条件下确定的。间隙大小要考虑到采油和采气工艺、井下测试和作业的需要。套管强度和密封性要求应根据采油和采气工艺、注水和井下作业时可能达到的井筒压力以及地应力和地层岩性，按有关行业标准的规定来确定。18四、完井工程设计的内容第一节完井方法5.完井工艺方案设计如射孔完井的射孔参数优化、射孔方式选择及射孔工艺设计等；砾石充填完井的充填方式选择、砾石选择及工艺参数设计等。19四、完井工程设计的内容第一节完井方法6.投产措施投产方式：根据油气藏压力、油气井产能及自喷能力确定油气井能否自喷；需要诱喷才能投入自喷生产的井，确定诱喷方式；非自喷井则需要结合采油和采气方式选择结果，确定以什么人工举升方式投入生产。投产前的井底处理方案：对于油气层受伤害较严重的油井，确定消除伤害恢复油气井产能的措施，并预测产能及能否自喷；对于基本上都要采用压裂投产的低渗透油气藏，则需要进行低渗透油田整体压裂改造方案设计。20完井方法的选择、钻井液的密度、产层在钻井液中的浸泡时间、固井时水泥浆的性能、水泥浆的顶替效率、井口装置及井下管柱的质量等。五、完井质量与评价第一节完井方法1.影响完井质量的因素212.完井质量评价方法（1）测压力恢复曲线，可判断钻井液对气层的损害程度；（2）通过声波幅度测井、变密度测井、胶结强度的水力测试等来确定固井质量的好坏；（3）井口装置在关井测压时必须保证密封良好；（4）井下管柱能抵御井底高温、高压及酸性气体的腐蚀。四、完井质量与评价第一节完井方法22一、油气层的损害与保护第二节油气层保护技术1．油气层损害的定义在钻开油气层、注水泥、完井、试油、酸化、压裂、开采、修井等作业过程中都会不同程度地破坏油气层原有的平衡状态，入井流体与储层及其流体不配伍时造成近井地带油气层渗透率下降的现象。2．油气层损害的后果影响新区的勘探和新油气层的发现。影响油气水井的生产（产量和注入量）。影响油气田勘探开发的经济效益。233．油气层保护的目的保证油气水井在各项工程技术措施中储层内流体渗流阻力不增加。一、油气层的损害与保护第二节油气层保护技术４．油气层保护的范围油气田开发的全过程油气田开发所采取的各项工程技术措施245．油气层保护的研究一、油气层的损害与保护第二节油气层保护技术所有的保护油层措施都建立在储层岩性特征分析、岩心分析、入井流体敏感性试验以及对可能造成油层损害的主要因素分析的基础上，其关键是优选入井介质和优化作业工艺，提出适用、有效、可操作且经济可行的保护油层要求及措施。伤害因素分析（因素及其伤害程度、深度）入井液配方的优选措施的优化，工艺的优化25二、油气层损害因素分析第二节油气层保护技术

油气井作业过程中可能导致油气层损害的原因及因素序号作业过程导致油气层损害的原因及因素1钻开油气层1．钻井液与储层不配伍2．压差控制不当3．浸泡时间过长4．钻井液流速梯度过大5．快速起下钻6．钻具刮削井壁1．滤液可引起粘土膨胀，水锁，乳化，固相引起堵塞等2．促使钻井液及固相易于进入地层3．增大滤液浸入量4．冲蚀井壁破坏滤饼，不仅促使滤液进入产层，而且易造成井眼扩大，影响固井质量5．快速起钻的抽汲效应，可破坏滤饼，快速下钻的冲击可增大压差，从而促使钻井液浸入储层量的增加6．一方面可破坏滤饼，使钻井液易于进入储层，另一方面泥抹作用，使固相嵌入渗流通道26二、油气层损害因素分析第二节油气层保护技术2注水泥1．水泥浆滤液进入储层2．固井质量不好1．(1)造成粘土膨胀分散；(2)水泥的水化作用使氢氧化物过饱和重结晶沉淀在孔隙中；(3)滤液中氢氧化物与地层硅起反应生成硅质熟石灰成为粘结性化合物2．后继工作液会沿水泥环渗漏入地层造成损害3修井修井液与储层不配伍(1)滤液与岩心不配伍引起粘土膨胀、分散、结垢、岩石润湿性反转、原油乳化等(2)残留的钻井液污物、氧化物、沥青、管子涂料、铁锈、沉淀有机物、细菌分散物等均可堵塞渗流通道27二、油气层损害因素分析第二节油气层保护技术4射孔试油1．压实带的形成2．射孔液与储层不配伍3．固相堵塞4．射孔压差过大1．射孔工艺固有的特征，压实带厚度约为6.5~13mm，压实带内岩石力学性质及渗流性能受到破坏，其渗透率仅有原始值的7％~12％2．射孔液化学性质与储层不配伍可引起粘土膨胀与水锁等3．射孔液(压井液)中有害固相含量高，管线中钻井液絮块、聚能射孔产生的碎片等，可在正压差射射孔时压入地层，产生损害4．射孔正压差比负压差易产生损害5试油试气高压差高排量试油试气(1)引起储层内微粒运移；(2)在井眼周围地带形成压力亏空带，再次压井可引起大量渗漏；(3)若地下原油气油比高或含蜡量高，则在井眼周围区域压力很快下降，使原油脱气，结蜡堵塞渗流通道；(4)对一些物性差、埋藏深的储层，易产生压实作用，产生压力敏感28二、油气层损害因素分析第二节油气层保护技术6酸化1．酸反应物产生再次沉淀2．外来固相堵塞3．增加地层微粒4．酸与原油不配伍1．主要是一些酸敏矿物存在时，用不配伍的酸处理地层可产生絮状或胶状沉淀物2．作业管线不干净，则酸可将铁锈、污染物等外来固相溶解后带入地层3．酸溶解了部分岩石骨架及胶结物后，会释放出许多不溶于酸的固体颗粒，使地层微粒运移现象严重4．原油中的沥青质与酸接触形成胶状沉淀7压裂压裂液与储层不配伍支撑剂质量(1)滤液与粘土作用使粘土发生水化膨胀、乳化等(2)压裂液残渣或固相堵塞支撑剂孔道，降低导流能力(3)影响支撑裂缝的导流能力29二、油气层损害因素分析第二节油气层保护技术油气田的勘探和开发是一个系统工程，如果其中的某个环节造成了严重的油气层损害，都可能使其它工作无效，影响油气田开发效果。因此，了解生产过程中可能造成的油气层损害的机理，不但有助于采取保护油气层的措施，而且也是判断油气层损害程度的基础。主要损害机理（1）外来流体与储层岩石矿物不配伍造成的损害；（2）外来流体与储层流体不配伍造成的损害；（3）毛细现象造成的损害；（4）固相颗粒堵塞引起的损害；（5）微生物及其代谢产物引起的伤害。30第二节油气层保护技术三、储层敏感性

储层敏感性是指储层对可能造成损害的各种因素的敏感程度。为了保护油气储层，充分发挥其潜力，有必要对储层的各种敏感性进行系统评价。

储层敏感性评价主要是通过岩心流动实验，考察油气层岩心与各种外来流体接触后所发生的各种物理化学作用对岩石性质，主要是对渗透率的影响及其程度。此外，对于与油气层敏感性密切相关的岩石的某些物理化学性质，还必须通过化学方法进行测定，以便在全面、充分认识油气层性质的基础上，优选出与油气层配伍的工作液，为油气水井各项工程技术措施的设计和实施提供必要的参数和依据。31（1）速敏在钻井、油气开采、增产作业和注水等作业或生产过程中，流体与地层无任何物理和化学作用的条件下，当流体在油气层中流动时，引起油气层中微粒运移并堵塞喉道造成油气层渗透率下降的现象。速敏评价实验目的：找出由于流速作用导致微粒运移从而发生损害的临界流速，以及找出由于速敏引起的油气层损害程度。第二节油气层保护技术三、储层敏感性32速度敏感程度评价指标岩心速度敏感性评价图（1）速敏第二节油气层保护技术三、储层敏感性33（2）水敏油气层中的粘土矿物在原始油藏条件下处于一定矿化度的环境中，当淡水进入储层时，某些粘土矿物就会发生膨胀、分散、运移，从而减小或堵塞地层孔隙和喉道，造成地层渗透率的降低，油气层的这种遇淡水后渗透率降低的现象称为水敏。水敏评价实验目的：了解粘土矿物遇淡水后的膨胀、分散、运移过程；找出发生水敏的条件及水敏引起的油气层损害程度；为各类工作液的设计提供依据。第二节油气层保护技术三、储层敏感性34主要是测定三种不同盐度（地层水、次地层水、去离子水）液体下岩心的渗透率。首先用地层水测定岩心的渗透率，然后再用次地层水测定岩心的渗透率，最后用淡水（一般为去离子水）测定岩心的渗透率，从而确定淡水引起岩心中粘土矿物的水化膨胀及造成的损害程度。岩心水敏实验曲线（2）水敏第二节油气层保护技术三、储层敏感性35（3）盐敏在钻井、完井及其它作业中，各种工作液具有不同的矿化度，当高于地层水矿化度的工作液滤液进入油气层后，可能引起粘土的收缩、失稳、脱落，当低于地层水矿化度的工作液滤液进入油气层后，则可能引起粘土的膨胀和分散，这些都将导致油气层孔隙空间和喉道的缩小及堵塞，引起渗透率的下降从而损害油气层的现象。盐敏评价实验目的：找出渗透率明显下降的临界矿化度，以及由盐敏引起的油气层损害程度。第二节油气层保护技术三、储层敏感性36降低矿化度的盐敏评价实验：第一级盐水为地层水，将盐水按一定的浓度差逐级降低矿化度，直至注入液的矿化度接近零为止，求出的临界矿化度为Cc1。升高矿化度的盐敏评价实验：第一级盐水仍为地层水，将盐水按一定的浓度差逐级升高矿化度，直至找出临界矿化度Cc2或达到工作液的最高矿化度为止。盐敏损害的入井流体有效矿化度区间（3）盐敏第二节油气层保护技术三、储层敏感性37降低矿化度的盐敏曲线升高矿化度的盐敏曲线（3）盐敏第二节油气层保护技术三、储层敏感性38（4）碱敏地层水pH值一般呈中性或弱碱性，而大多数钻井液和水泥浆的pH值在8～12之间，当高pH值流体进入油气层后，促使粘土水化、膨胀、运移或生成沉淀物而造成的地层损害称为碱敏。碱敏评价实验目的：找出碱敏发生的条件，主要是临界pH值，以及由碱敏引起的油气层损害程度，为各类工作液的设计提供依据。第二节油气层保护技术三、储层敏感性39通过注入不同pH值的地层水并测定其渗透率，根据渗透率的变化来评价碱敏损害程度，找出碱敏损害发生的条件。碱敏实验曲线（4）碱敏第二节油气层保护技术三、储层敏感性40（5）酸敏油气层与酸作用后引起的渗透率降低的现象。碱敏评价实验目的：酸液进入油气层后，一方面改善油气层的渗透率；另一方面又与油气层中的矿物及地层流体反应产生沉淀并堵塞油气层的孔喉。因此，酸敏评价实验的本质是研究酸液与油气层的配伍性，为油气层基质酸化时确定合理的酸液配方提供依据。第二节油气层保护技术三、储层敏感性41酸敏实验包括原酸（一定浓度的盐酸、氢氟酸、土酸）和残酸（可用原酸与另一块岩心反应后制备）的敏感实验，有现行的部颁标准。

酸敏实验曲线(①、③曲线敏感，②曲线不敏感)（5）酸敏第二节油气层保护技术三、储层敏感性42应力敏感性是考察在施加一定的有效应力时，岩样的物性参数随应力变化而改变的性质。它反映了岩石孔隙几何学及裂缝壁面形态对应力变化的响应。实验时，在CMS—300全自动岩心测试装置上，测量出不同应力值下的渗透率和孔隙度，观察和分析应力对渗透率和孔隙度的影响。（6）应力敏第二节油气层保护技术三、储层敏感性43（6）应力敏第二节油气层保护技术三、储层敏感性44为了判别岩石对应力的敏感程度，正常采用无因次渗透率的立方根，即(Ki/K1000)1/3与应力的对数建立关系曲线。（6）应力敏第二节油气层保护技术三、储层敏感性应力敏感系数45应力敏感程度的指标（6）应力敏第二节油气层保护技术三、储层敏感性46（7）储层敏感性评价结果汇总第二节油气层保护技术三、储层敏感性47表皮效应：井底周围油气层受损害后油气井产能下降的现象。用表皮系数为指标来评价油气层损害的大小。M·F·霍金斯（Hawkins）表达式:第二节油气层保护技术四、储层损害评价指标1.表皮系数(S)48常用计算公式：m为单对数试井曲线径向流直线段斜率值，第二节油气层保护技术四、储层损害评价指标2.附加压力损失附加压力损失：在同一产量条件下，油气井受损害后生产压差与未损害时的生产压差之差值。493.损害比(DR)近井地带被损害区的渗透率与未被损害区的渗透率之比。第二节油气层保护技术四、储层损害评价指标504.流动效率(FE)第二节油气层保护技术四、储层损害评价指标流动效率：理想生产压降与实际生产压降的比值。51平均损害半径表示损害区的大小。常用B.C.克莱特(Cratt)和M.F.赫金（Hawkin）的公式导出：5.平均损害半径第二节油气层保护技术四、储层损害评价指标52第二节油气层保护技术四、储层损害评价指标思考题：如何根据上述储层评价指标的大小判别油气损害层状况？53⒈目的通过测试稳定的气产量而进行配产，也为增产措施、建设采气场站和集输管线提供依据。⒉特点测试时间一般比较短。通常测试一个回压下的产量，即“一点法试井”。对于重点测试气井要进行稳定试井。第三节气井完井测试一、气井完井测试的目的与特点54（1）适合两点法测试工作制度的油气藏一个气藏，如果在测试过程中渗透率、非达西系数、表皮系数、平均粘度、气体平均压缩因子等都基本为常数，则各测试点之间具有线性关系，仅需要测试两点即可建立可靠产能方程，据此可以减少测试时间，增加测试安全性。第三节气井完井测试一、气井完井测试的目的与特点55（2）适合多点法测试工作制度的油气藏①如果一个气藏在测试过程中渗透率、平均粘度、气体平均压缩因子等变化较大，需要用多点法测试；②测试过程中有反凝析液、产水、出砂与发生应力敏感等现象，气相、液相或地层渗透率都在变化，需要多点法测试。第三节气井完井测试一、气井完井测试的目的与特点56常压气井测试流程、气水井测试流程、高压气井测试流程1.常压气井测试流程(1)组成与流程：采气井口、放喷管线、气水分离器、临界速度流量计和放喷出口的燃烧筒。(2)适用条件：不产水或产少量凝析水的气井。第三节气井完井测试二、气井完井测试流程573.高压气井测试流程高压气井或超高压气井，由于测试中井口压力降低较多，大压差会造成管线和分离器结冰，因此需要一套降压保温装置，通过热水