完井原则及完井方式的选择

6月前浏览380

本文摘要：（由ai生成）

完井是钻井工程的重要环节，涉及油井生产能力与油气田开发的合理性。主要任务是确保井眼与储集层良好连通并保持长期稳定，同时满足保护储集层、减少流动阻力等基本要求。完井方法选择需依据地质特点，包括射孔完井法、裸眼完井法等。不同完井方式的选择需综合考虑油藏类型、油气层特性等因素。直井、水平井和定向井的完井方式选择各具特点。通过合理选择完井方式，可优化油井生产效益，实现油气田的高效开发。完井工艺的精湛应用对于提升油气勘探开发效率具有重要意义。

完井是指裸眼井钻达设计井深后，使井底和油层以一定结构连通起来的工艺。

完井是钻井工作最后一个重要环节，又是采油工程的开端，与以后采油、注水及整个油气田的开发紧密相连。而油井完井质量的好坏直接影响到油井的生产能力和经济寿命，甚至关系到整个油田能否得到合理的开发。

完井（well completion）钻井工程的最后环节。在石油开采中，油、气井完井包括钻开油层，完井方法的选择和固井、射孔作业等。对低渗透率的生产层或受到泥浆严重污染时，还需进行酸化处理、水力压裂等增产措施，才能算完井。

完井的主要任务是使井眼与储集层有良好的连通，使井能高产，同时保持井眼的长期稳定，使井能稳产较长一段时间。

对完井的基本要求是：

1）最大限度地保护储集层，防止对储集层造成伤害。

2）减少油气流进入井筒时的流动阻力。

3）能有效地封隔油气水层，防止各层之间的互相干扰。

4）克服井塌或产层出砂，保障油气井长期稳产，延长井的寿命.

5）可以实施注水、压裂、酸化等增产措施。

6）工艺简单、成本低。

完井的工艺内容主要包括：钻开生产层、连通井眼和生产层（即完井方法，包括下套管、固井、射孔的全部工艺过程或是一下筛管、砾石充填的工艺过程）、安装井口装置、试采等。这些工艺过程分别由不同的生产部门承担。

所谓完井方法，是指油气井井筒与油气层的连通方式，以及为实现特定连通方式所采用的井身结构、井口装置和有关的技术措施。

不同地区、不同油气层、不同类型的油气井，所采取的完井方法是不同的。但选择完井方法的总原则应该满足下面要求:能够有效地连通油气层与井眼，油气流入井内的阻力尽可能小;能够有效地封隔油、气、水层，不发生互相窜扰，对多油气层要满足分层开采和管理的要求。能够克服或减小油气层井壁坍塌和出砂的影响，保证油气井能够长期稳定生产，井且完井方法尽可能使工艺简单、成本低。

根据生产层的地质特点，采用不同的完井方法：

1、射孔完井法

即钻穿油、气层，下入油层套管，固井后对生产层射孔，此法采用最为广泛。

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1左所示。

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。

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。

2、裸眼完井法

即套管下至生产层顶部进行固井，生产层段裸露的完井方法。此法多用于碳酸盐岩、硬砂岩和胶结比较好、层位比较简单的油层。优点是生产层裸露面积大，油、气流入井内的阻力小，但不适于有不同性质、不同压力的多油层。根据钻开生产层和下入套管的时间先后，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。

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。

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。

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

（1）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。

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3所示。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。

（2）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4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、砾石充填完井法

在衬管和井壁之间充填一定尺寸和数量的砾石。

我们一般所说的完井指的是钻井完井（Well Completion）也就是油气井的完成方式，即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的合理连通渠道或连通方式。

而现在完井的意义有一定的扩展，包括钻井完井和生产完井。生产完井主要指的是钻井完井之后如何选择管柱、井口，选择什么样的管柱、井口等来达到油气井的正常生产。

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：

1）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。

2）绕丝筛管是由绕丝形成一种连续缝隙，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，它的流通面积要比割缝衬管大得多。

3）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。

5、完井方式选择

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，但其所处地理位置不同，所选定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。若采用套管射孔完成，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，第一章已阐述完井方式选择必须依据油田地质和油藏工程的特点，本节从另一个角度就当前直井和定向井及水平井两大类型完井，结合油田地质和油藏工程的特点就某些问题论述完井方式选择。完井方式选择需要考虑的主要因素见图5。

一、直井完井方式选择

直井完井方式是国内外自石油开发至今的完井方式基本，今后也将会如此。直井完井适应范围广、工艺技术简单、建井周期短、造价低。按油、气井地层岩性可分为砂岩、碳酸盐岩和其他岩性三大类，这三大类型岩性均可以采用直井完井。

1、砂岩油气藏

砂岩油气藏完井方式选择流程图，如图6。

1）砂岩分为层状、块状和岩性油藏。在陆相沉积地层中，层状油层所占比例大。块状或岩性油层中其物性、原油性质和压力系统大致是一致的，因而完井方式无须作特殊考虑。但层状油层，特别是多套层系同井合采时，就应认真考虑其完井方式。首先应考虑的是各层系间压力、产量差异，若差异不大，则可同井合采，若差异大，特别是层间压力差异大，因层间干挠大，高压层的油将向低压层灌，多套层系开采的产量反而低于单套层系的产量，在这情况下，即应按单套层系开采；但有时单套层系的储量丰度又不足以单独开采，此时只能采用同井双管采油，每根油管柱开采一套层系，以消除层间干挠，保证两套层系都能正常生产。

双管采油虽然解决了层间干挠的问题，但其使用有局限性。因双管采油时，两根油管柱所采的层系，自喷期不一定是同期的，可能其中一套层系先停喷，这里就有一个人工举升接替问题。由于套管直径限制，两套有杆泵或电潜泵都因工具直径大无法同时下进井筒内，若采用气举接替则两套气举管柱一同在完井时下入井内，当一根油管停喷，可立即用气举接替，则可以保持双管开采的优势，否则，油田开发初期是双管采油，后期则变为单管采油了，但双管采油必须具备下述三个条件。

（1）技术套管≥95/8in,悬挂衬管≥7in-可以下两根油管。

（2）具有天然气资源可足以提供气举采油之用-停喷后可以及时接替生产。

（3）完井时即下入两根油管气举采油的生产管柱及工具-两根油管不论那一根

油管停喷都可以气举（因为双管采油时，不太可能在一根油管停喷时，去压井换井下管柱）。

由于双管采油的上述特殊要求，仅局限于海上油井，陆上超深井使用。因其单井产量高，较长时间不进行井下作业。不进行大中型增产措施。陆上油田的深井、中深井大多不采用双管采油，因为单管采油生产套管直径相对较小，生产成本低，建井周期短，停喷转人工举升方式可以根据需要选择，若层间干挠大的层系，则按两套层系开发，虽然多钻一口井，但单井生产管理方便，井下作业和增产措施易行。

2）砂岩油藏从原油粘度来分，可分稀油、稠油，陆相沉积的地层的特点是层系多，渗透率偏低，而且地层能量低。稀油大多需要注水，补充地层能量开发，而且多套层系都要进行压裂增产措施。这类砂岩油藏只宜采用套管射孔完成，不应采用裸眼或割缝衬管等方式完井，因为裸眼或割缝衬管完井都无法分层注水或分层压裂。

至于砂岩稠油油藏，因稠油层不论普通稠油或特、超稠油，油层大多为粘土、原油胶结，胶结疏松，生产过程大多出砂，因而必须采取防砂措施，防砂的方法在本章第一节已阐述，可根据具体情况加以选择，此外必须强调的是稠油井应采用大直径套管，套管直径≥7in.因为稠油粘度大，流动阻力大，采用大直径套管才能下大直径油管，本书第三章有专门论述稠油井套管直径的问题，此外一再论述。

砂层普通稠油大多采用注水开发，如胜利孤岛、孤东，埕东和胜土土坨油田都是采用注水开发。采用套管射孔完成即能分层控制，并可在注水井中采用树脂固砂方法；在生产井可采用树脂固砂、防砂滤管或绕丝筛管砾石充填防砂的方法，上述油田从70年代直至80年代开发实验证明这种完井方式是适应的。

至于砂岩层特稠油都是采用注蒸汽开采，辽河高升油田为大厚稠油层，有气顶底水，油层厚度为60～80mm,早期采用裸眼完成，绕丝筛管砾石充填防砂，后因裸眼完成难以控制气顶和底水，也难以调整吸汽剖面，后改用套管射孔完成，至于一些层状或薄互层的稠油层，如辽河欢喜岭、曙光、河南井楼等油田以及胜利乐安油田的砂砾岩油层都是采用套管射孔完成，绕丝筛管砾石充填或滤砂管防砂，上述油田的完井都经受了注蒸汽的考验。

砂岩油藏不论为何种油藏类型，若为低渗透油藏，则需要进行压裂增产措施；若为高渗透油藏，油层胶结疏松，油层易坍塌或出砂，就需要防砂。再就是稀油油藏需要注水开发，稠油油藏需要注蒸汽开采，而且要分层控制及调整其吸水、采油和吸汽剖面，因而宜采用套管射孔完成。至于一些单一油层，无气顶底水，油层渗透率适中，依靠天然能量开采，不进行压裂增产措施，采用下割缝衬管完井也是可行的。

至于砂岩气藏，大多为致密砂岩，渗透率低，都必须进行压裂增产措施，特别是一些底水气藏，要防止底水锥进，所以应采用套管射孔完成，不能采用裸眼完成。 [2]

2、碳酸盐岩油气藏

碳酸盐岩油气层完井选择流程见图7所示。

碳酸盐岩油藏按渗流特征可分孔隙性和裂缝性或裂缝和孔隙双重介质油藏，如胜利纯化油田的假蠕状石灰岩即为孔隙性油层，华北任丘油田雾迷山油层则为裂缝为主和基质孔隙的双重介质油藏。孔隙性油层完全可以按砂岩油层一样完井，因为此类油层需要进行酸化或压裂酸化增产措施。因而多采用套管射孔完井。裂缝性或裂缝和孔隙双重介质油藏，如华北任丘油田古潜山油藏有气顶和底水，开发初期采用裸眼完井，发展了一套裸眼封隔器进行堵水和酸化措施，但不如在套管中进行井下作用措施可靠。，后来又采用了套管射孔完成，这样对控制气窜和底水锥进和进行酸化措施就有效多了。但是这类油藏若无气顶和底水，仍可采用裸眼完井。

碳酸盐岩气藏与油藏一样有两种类型，如四川磨溪气田即属孔隙性气藏，靖边气田也属此类型，而四川其他气田则大多属于裂缝性气藏。这两种气藏大多有底水，孔隙性气藏完全可以按孔隙性油藏完井一样对待。其增产措施与油层一样，要进行酸化或压裂酸化，因而多采用套管射孔完井。底水裂缝性气藏，也同样需要酸化和控制底水措施，因而宜采用套管射孔完井，有时也可选择裸眼完井。

3、火成岩、变质岩等油藏

这类油藏是指火山岩、安山岩、喷发岩、花岗岩、片麻岩等油藏，这些类型油藏都属次生古潜山油藏，是由生油层的原油运移至上述岩石的裂缝或孔穴中而形成的油藏，这种类型油藏老都为坚硬的岩石，可按裂缝性碳酸盐岩油藏完井。火成岩、变质岩完井方式选择流程图见图8所示。