第十章 完井与试油投产

第十章完井与试油投产

完井（well completion）是油田开发过程中的重要环节，是从钻开油层到下套管固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的一项系统工程。完井工程的设计水平和施工质量对油井产能和油田开发的经济效益具有决定性的影响。完井工程有两个核心：一是从钻开油层开始到试油投产的全过程都要保护好油层，发挥油层的最大产能；二是利用完井优化设计，充分利用油层能量，用合理的方法使油井投入生产。

完井工程设计必须与采油工程和油藏工程相结合，以最大限度地提高油田总体开发效益为出发点，对完井工程中的各个环节提出技术要求，保护好油层，并使整个工程系统最优化。设计内容主要包括：油田地质与油藏工程基础、钻开油层的钻井液、完井方法及选择、油管及生产套管尺寸的确定、生产套管设计、注水泥设计、固井质量评价、射孔及完井液、完井测试评价、完井生产管柱、投产措施及其经济评价等。

完井设计的目标是针对具体的油气层特征，选择合理的完井方式，优化完井施工工艺参数，创造最佳的油层和井底的沟通条件；试油设计的主要目标是通过选择合理的试油工艺，取准取全油、气层基础参数，为认识和评价油气层提供依据；而完井投产则是根据储层特征、完井测试、储层伤害情况等提出适宜的投产措施。

本章主要从采油工程对完井设计要求的角度出发，阐述油井完井方式选择、射孔工艺设计方法、试油工艺及其投产措施。

第一节完井方式选择

油井的完井方式主要是指在油层或探井目的层部位的井身结构，它反映油层与井筒的沟通方式。目前完井方式有多种类型，以满足不同性质油气层有效开发的需要，但各有其适用条件和局限性。不同的完井方式的井底结构、井口装置以及完井工艺方面都有所不同。从采油工程的角度出发，理想的完井方式应努力满足以下技术要求：

（1）油气层与井筒之间应具有最佳的连通条件，油气层所受的伤害最小；

（2）油气层与井筒之间应具有尽可能最大的渗流面积，油气入井的阻力最小；

（3）能有效地分隔油、气、水层，防止各产层之间的相互干扰；

（4）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）应具备便于实施人工举升、井下作业（如压裂、酸化及修井）以及各项分层措施等条件；

（6）工艺简便，成本低廉，完井速度快。

油井一旦完成后，其井底结构就不容易更换。因此，应根据油气层的地质特点，参考本地区的实际经验，慎重地选择适宜的完井方式。

一、直（斜）井完井方式

目前国内外常用的完井方式有裸眼完井、套管或尾管射孔完井、割缝衬管完井以及基于防砂目的的裸眼或管内砾石充填完井。为了降低完井及开发成本以利于经济地开发低产油层，又出现了永久完井法、无油管完井法以及多油管完井法等新工艺。本节主要介绍裸眼完井法、射孔完井法、割缝衬管/筛管完井及砾石充填完井方式。

1.裸眼完井

裸眼完井（open hole completion）分为先期裸眼完井、复合型完井和后期裸眼完井三种方法。

先期裸眼完成法（图10-1）是钻头钻至油层顶部附近后，取出钻具下套管注水泥浆固井，水泥浆从套管和井壁之间的环形空间上返至预定高度，待水泥浆凝固后，从套管中下入直径较小的钻头，钻穿水泥塞和油层，直至达到设计井深。

对于油层较厚、油层上部有气顶或顶界附近有水层时，此时可以将生产套管下过油气界面，用以封隔上部的气顶，然后下部裸眼完成，必要时可以再将上部的含油段射开。这种类型的完井称为复合型完井法（图10-2）。

后期裸眼完井（图10-3）是当钻头钻至油层顶部附近后，不用更换钻头，用同一尺寸的钻头钻穿油气层直至设计井深，然后下套管至油气层顶部，注水泥固井。为了防止固井时水泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或替入低失水、高粘度的钻井液，防止水泥浆下沉。

裸眼完井方式的主要优点是产层完全裸露，产层具有最大的渗流面积，流线平直，符合平面径向渗流规律，这种井称为水动力学完善井，其产能较高。此外，由于井底没有任何设备，也不需要诸如射孔、砾石充填等工序，因此工艺简便，成本低，完井速度快。

与后期裸眼井完井方式相比，先期裸眼完井还具有下述优点：

（1）先期完井由于在钻开之前已经完成了固井工序，因此在起钻、下套管、挤水泥浆期间，泥浆对产层没有任何影响。即缩短了泥浆对产层的浸泡时间；

（2）消除了高压油气对固井的影响，有利于提高固井质量；

（3）钻开产层时已经排除了上部地层的干扰，为采用清水或其他符合产层特性的优质钻井液打开产层或采用平衡钻井创造了良好条件。

图10-1 先期裸眼完井图10-2 复合型完井图10-3 后期裸眼完井应当注意：在地质情况不甚清楚的探区先期完井时，如果未能弄清油层部位，则有可能无法保证刚好将套管下至产层顶部。套管下得过高，封不住上部坍塌地层，给今后的油井开采带来困难；下得太低，一旦钻开油层，则等于后期完成，还有可能造成井喷事故。可见，先期完成最重要的是弄清层位，卡准套管下入深度，确保套管下至产层顶部。目前，后期裸眼井完井在现场中已经很少使用，它仅限于地层情况了解不够的探区。

裸眼完井方式存在如下主要缺点：

（1）不能克服井壁坍塌和油层出砂问题；

（2）不能克服整个生产层内不同压力油、气、水小层之间的相互干扰；

（3）不能进行选择性酸化或压裂等分层作业；

（4）不能实现分层开采和控制；

（5）先期裸眼完井法在下套管固井时不能全部掌握产层的真实资料，继续钻进时如遇特殊情况容易给钻进造成波动。

因此，裸眼完井仅能适用于岩层坚硬致密，无含水夹层，无易坍塌夹层的单一油气层

或一些油气层性质相同、压力相似的多层油气层。因裸眼完井方式难以进行增产措施、控制底水锥进和堵水，现多转变为套管射孔完井。

2.射孔完井

射孔完井（perforated completion）是国内外应用最为广泛的一种完井方式，包括套管射孔完井和尾管射孔完井。

套管射孔完井（图10-4）是先钻开油层至设计井深，将油层套管下至油层底部注水泥固井，然后再下入射孔枪对准产层进行射孔，射孔弹射穿套管、水泥环并穿透油层一定深度，建立起油流入井通道。

尾管射孔完井（图10-5）是在钻头钻至油层顶界后，下套管注水泥固井，然后下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套管上，再对尾管进行注水泥固井，然后实施射孔。

尾管射孔完井在钻开油层以前上部地层已被套管封固，因此，可以采用与油层配伍的钻井液，采用平衡或欠平衡的方式钻开油层，有利于保护好油层；同时此类完井可以减少套管的重量和固井水泥的用量，降低完井成本。

图10-4 套管射孔完井示意图图10-5 尾管射孔完井示意图由于产层多数都存在层间干扰问题，加之射孔工艺技术的发展使完井的某些缺点已经得到克服。因此，目前国内外90%以上的油气井都是采用套管射孔完成，对于较深的油、气井大多采用尾管射孔完成。

射孔完井的优缺点见表10-1。

优点①能比较有效地封隔和支撑疏松易塌的生产层。

②能比较有效地封隔和支撑含水夹层及易塌的粘土夹层，只要不射这些含水夹层和粘土夹层，就可以避免它们对生产的影响。

③能够分隔不同压力和不同特性的油气层。可以选择性地打开产层，可以分层开采、分层测试、分层增产措施等。

④可进行无油管完井及多油管完井。

⑤除裸眼完井方式外，比其它各种完井方式都经济。

缺点①在钻井和固井过程中，产层受泥浆和水泥浆浸泡时间较长，油层易受污染。

②射孔完井是水动力学性质不完善，产层的渗流面积只是井眼孔壁面积的总和。流线在孔眼附

近必然会发生弯曲、聚集，产生附加渗流阻力。

③对井深和射孔穿透深度要求严格，固井质量要求高。

④对于裂缝性油气藏，由于裂缝发育的不均匀性，孔眼与裂缝相遇的机会难以控制。

3.割缝衬管完井(slotted liner completion)

衬管是指割缝的钢管，筛管是指在钢管上预先打孔或割缝后，再用不锈钢丝绕制的防砂管。

衬管完井法有两种完井工序。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10-6所示。这种完井工序的缺点是井下衬管一旦损坏就无法修理或更换，目前基本不采用。

另一种完井工序和先期裸眼井完井法相似。先钻至产层顶部，下套管注水泥固井，待水泥凝固后，再从套管中下入直径较小的钻头钻穿油、气层达设计井深。和先期裸眼完井不同的是：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把衬管的重量悬挂在套管上，并密封套管和衬管之间的环形空间，使油气只能通过衬管上的孔眼或割缝流入井内。如图10-7所示。

图10-6 割缝衬管完井示意图图10-7 改进割缝衬管完井示意图采用这种完井工序的油层不会受到固井泥浆的伤害，可以采用与油层相配伍的钻井液或其他保护油层的钻井技术钻开油层。当衬管发生磨损和故障，还可以把它起出来进行修理或更换。

割缝衬管完井法是目前主要的完井方式之一。它既起到裸眼完井的作用，又防止了裸眼井壁坍塌堵塞井筒，同时在一定程度具有防砂的作用。由于这种完井方式的工艺简单，操作方便，成本低，因此在一些出砂不严重的中粗砂粒油层应用较多，特别是在水平井中使用较普遍。

4.砾石充填完井(gravel pcak completion)

对于胶结疏松出砂严重的地层，一般应采用砾石充填完井方式。它是人为地在衬管和井壁之间充填一定尺寸的砾石，使之起防砂和保护生产层的作用。充填砾石的方法可分为直接充填和预充填两种。

直接充填是先将绕丝筛管或衬管下入井内油层部位，然后用充填液将地面上预先选好的砾石泵送至绕丝筛管（或衬管）与井眼或绕丝筛管与套管之间环形空间内，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。

预充填砾石绕丝筛管是地面预先将符合地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，将这种筛管下入井内，对准油层部位进行防砂。与砾石充填相比，使用该防砂方法的油井产能低，防砂有效期短。它不能像井下砾石充填那样，能防止油层砂进入井筒，只能是当油层砂进入井筒后阻止其不再进入油管。该方法工艺简便、成本低，在一些不具备砾石充填条件的防砂井中，仍是一种有效的方法。

砾石充填完井一般都使用不锈钢绕丝筛管，而不使用割缝衬管，其原因是：

（1）割缝衬管的缝口宽度受割刀强度的限制，0.5mm以下割缝宽度加工较困难，因此，它只能用于中、粗砂岩的储层防砂。绕丝筛管是由异形（三角形）不锈钢丝绕在割缝的中心衬管上进行防砂，缝隙宽度最小可达0.12mm，故其适用范围大。

（2）绕丝筛管是由连续绕丝形成的连续缝隙，其流通面积大，流体通过筛管时几乎没有压降，且绕丝筛管的断面为外窄内宽梯形，具有一定“自洁”的功能，轻微的堵塞可被产出流体疏通，其流通面积比割缝衬管大。

（3）绕丝筛管以不锈钢丝为原料，其耐腐蚀性强，使用寿命长。虽然成本是割缝筛管的2~3倍，但综合效益高。

砾石充填防砂的优点是能有效地把地层砂限制在产层内，从而使地层保持稳定的力学结构。并且较厚的砾石层和筛管组成的二级挡砂体系，可以非常有效地防止油层砂产出。相反，衬管/筛管完井方式由于没有砾石层，在地层疏松、流速较高及时间较长时，地层有可能垮塌，缝隙可能被完全堵死。因此，衬管/筛管完井只是一种短期防砂方法，并只适合于出砂不严重的地层和低产井。而砾石充填是一种高效、长期的防砂方法，适宜于疏松地层及高产井。当然，这种砾石充填完井，不论施工的难度和成本，都要比衬管/筛管完井高得多。

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内砾石充填两种方式。

（1）裸眼砾石充填完井(openhole gravel pack)

在地质条件容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。其优点是渗流面积大，产量高，阻力小。充填层因扩孔厚度大，结构稳定。其缺点是工序复杂，井下滤饼使产量下降。

裸眼砾石充填完井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。如图8-5a所示。

（2）套管内砾石充填完井(cased hole gravel pack)

对已下套管和射开多层或薄生产层的井或要求封隔气、水夹层及易坍塌层等的井，需要采用套管内砾石充填。与裸眼井充填相比，管内充填井采油指数要低得多，为此应采用高孔密、大孔径、负压射孔。

套管内砾石充填完井的基本工序是：钻头钻穿油层至设计井深后，下油层套管于油层底部，注水泥浆固井，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合增大渗流阻力。如图8-5b所示。

以上主要介绍了不同完井方式的特点及其使用条件。实际上，为了解决油层出砂问题，还可以采用金属纤维防砂筛管、陶瓷防砂筛管、多孔冶金粉末防砂筛管、多层充填井下滤砂器以及化学固砂等方法完井。

各种完井方法适用的地质条件见表10-2。

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含油层段长、夹层厚度大、不适合于裸眼完井的构造复杂的油气藏

割缝衬管完井①无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层

②单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多层储层

③不准备实施分隔层段及选择性处理的储层

④岩性较为疏松的中、粗砂粒储层

裸眼砾石充填①无气顶、无底水、无含水夹层的储层

②单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多层储层

③不准备实施分隔层段及选择性处理的储层

④岩性疏松且出砂严重的中、粗、细砂粒储层

管内砾石充填①有气顶，或有底水，或有含水夹层及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，因而要求实施选择性处理的储

③岩性疏松且出砂严重的中、粗、细砂粒储层

复合型完井①岩性坚硬致密，井壁稳定不坍塌的储层

②裸眼井段内无含水夹层及易塌夹层的储层

③单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多层储层

④不准备实施分隔层段及选择性处理的储层

⑤有气顶或储层顶界附近有高压水层，但无底水的储层

二、水平井完井方式

目前常用的水平井完井方式主要有裸眼完井、割缝衬管完井、带管外封隔器（ECP）的割缝衬管完井、射孔完井、砾石充填完井和智能完井等，各种完井方式的优缺点如表10-3所示。

1.裸眼完井

裸眼完井法是一种最简单的水平井完井方式，它把技术套管下至预计的水平段顶部，注水泥固井封隔，然后换小一级钻头钻水平井段至设计长度完井，如图10-8所示。

图10-8 水平井裸眼完井示意图

裸眼完井主要适用于碳酸岩等坚硬、不易坍塌地层，特别是一些垂直裂缝地层。如美国奥斯汀白垩系地层，具体可参见表10-3。

2.割缝衬管完井

割缝衬管完井法是将割缝衬管悬挂在技术套管上，依靠悬挂封隔器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10-9所示。该完井方式简单，既可防止井塌，又具有较高渗流面积。该完井方式也可用于分支井及多底井等复杂井底结构。

图10-9水平井割缝衬管完井示意图

3.带管外封隔器（ECP）完井

带管外封隔器（external casing packer）完井法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。其使用条件参见表10-3。管外封隔器完井法有三种形式，如图10-10、图10-11和图10-12所示。

完井方式特征内容描述

裸眼完井优点

①成本最低

②储层不受水泥浆的损害

③使用可膨胀式双封隔器，可以实施生产控制和分隔层段的增产作业

④使用转子流量计，可以实施生产检测

缺点

①疏松储层，井眼可能坍塌

②难以避免层段之间的串通

③可选择性的增产作业有限，如不能进行大型水力压裂作业等

④生产检测资料不可靠

适用

条件

①岩石坚硬致密，井壁稳定不坍塌的储层

②不要求层段分隔的储层

③天然裂缝性碳酸岩或硬质砂岩

④短或极短曲率半径的水平井

割缝衬管完井优点①成本相对较低

②储层不受水泥浆的损害

适用

条件

①岩性胶结疏松，出砂严重的中、粗、细粒砂岩储层

②裂缝性砂岩储层

③热采稠油油藏

图10-10 ECP+衬管完井示意图图10-11 ECP+滑套完井示意图

4.射孔完井

射孔完井方式是将套管下过直井段，注水泥固井后在水平段内下入完井尾管，注水泥固井。完井尾管和套管重合100m左右为宜，最后在水平井段实施射孔，如图10-12和图10-13所示所示。

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，可在稀油和稠油油藏中使用，是一种非常适用的方法。使用条件参见表10-3。

图10-12 ECP+射孔完井示意图图10-13 水平井射孔完井示意图

5.砾石充填完井

在水平段内，无论是进行裸眼井下砾石充填还是套管内井下砾石充填，其工艺都很复杂。水平井裸眼预充填砾石绕丝筛管完井，其筛管结构及性能同垂直井，但使用时应加扶正器，以使筛管在水平段居中，如图10-14所示。水平井套管内预充填砾石绕丝筛管完井是先射孔完井，然后下入预充填绕丝筛管，如图10-15所示。

图10-14 水平井裸眼预充填砾石筛管完井图10-15 水平井套管内预充填砾石筛管完井水平井防砂完井方式多采用预充填砾石筛管、金属纤维筛管或割逢衬管等方法，一般不采用井下砾石直接充填方式，主要原因是：

（1）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；

（2）裸眼井下砾石充填时，扶正器有可能被埋在疏松地层中，因而很难保证筛管居中；

（3）裸眼及套管井下砾石充填时，充填液滤失量大，容易伤害储层，而且在现有泵送设备及充填液性能条件下，其充填长度受到限制（低于600m）。

砾石充填完井的适用条件及优缺点参见表10-3。

6.智能完井

智能完井(intelligent well completion)技术是一种能在多层段（图10-16）或多分支井（图10-17）中，从地面进行控制、分析、管理油井的完井系统。智能完井系统都带有井下传感器，能实时采集生产数据（如流体流量、压力和温度等），并通过水力式、电子式或者光纤─水力式操作阀或滑套开关对每个生产油层进行井下生产控制，实现油井和油田的实时控制和优化。

图10-16智能完井在直井中的应用

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图10-17 智能完井在水平井中的应用

智能完井系统特别适用于包括海下油井、深水油井、多分支井、大位移水平井、远距离无人操作的油井等。智能井技术是最近几年来生产技术中最尖端的突破之一，它具有以下优点：

(1)可以减少生产干扰，避免常规采油作业带来的风险，便于管理，适用于边远、偏僻地区。智能完井可以在地面上识别流入控制位置，能在地面上选择性地开或关某一油层，实现在不关井的情况下进行井身结构重配。

(2)智能完井有实现地面远程遥控的功能，所以这项技术特别适合于管理沙漠或海上的油田。

(3)防止在生产层和混采层之间窜流，可以控制气、水锥进，改善生产能力，提高油田最终采收率。智能完井上的传感器能够监测各油层油、气、水的流动状况，修正油井工作制度。一旦生产过程中出现水或气的锥进时，可以通过油井配产来延缓水、气锥的发生，改善生产能力，提高油田最终采收率。

(4)智能完井具有实时监测的功能，获得生产层实时井下信息，并将监测到的信息资料传输到地面的计算机中存储起来，由于信息是长期持续记录的，从而可以克服不稳定试井分析引起的模糊性和不确定性。

(5)提高对油藏的认识程度，使作业人员对将来的井位和井网布置作出较好的决定。

(6)全面优化油藏管理和生产，减少各类井的数量，提高注入效率和最终采收率。

(7)提高电潜泵的性能，延长其寿命，缩短投资回收时间。

7.多分支完井（multilateral well completion）

近年来在定向井、大斜度井和水平井技术上发展起来一项新技术，即分支井钻完井，该技术能够提高油田的开采速度以及油藏的最终采收率，降低油藏的综合开发成本。分支井完井的主要要求：（1）保证交汇处地层的稳定性，实现分支井眼与主井眼的机械连接；（2）保证主、分支井眼的压力完整性，利用注水泥等方式实现液力封隔；（3）在后期进行作业和其它增产措施时，能够选择性地进入任何一个分支井眼。

目前根据分支井眼与主井眼的连接关系及压力系统完整性不同，将分支井完井方式分为6级，如图10-18所示。（1）TAML1级裸眼/无支撑连接，主井眼和水平井眼都是裸眼段或在两个井眼中用悬挂器悬挂割缝衬管。(2)主井眼下套管并固井，水平井眼或裸眼或以悬挂方式下割缝衬管。(3)主井眼下套管并固井，水平井眼下套管但不固井。用悬挂器将水平尾管锚定在主井眼上，但不固井。(4)主井眼和水平井眼都下套管并注水泥。主井眼和水平井眼在联接处都注水泥。(5)在连接处进行压力密封。在不能固井的情况下，用完井方法达到密封。(6)在连接处进行压力密封。在不能固井的情况下，用套管进行密封。

图10-18 多分支井完井类型

8.膨胀管完井

膨胀管完井技术（expandable well completion）是90年代初期逐步发展起来的当前石油行业的先进技术之一，对油气井钻井和完井具有重大意义。可膨胀管包括可膨胀实体管、可膨胀波纹管、可膨胀防砂筛管和可膨胀衬管悬挂器，主要用于在不减小井眼尺寸的情况下封堵各种复杂地层、对损坏套管进行补贴修复、作为各种井筒封隔器、延长技术套管长度和油气井完井。

膨胀管完井的筛管基木结构由3层组成：最内层为割缝基管，中间为过滤层，最外层为保护罩。其中，过滤介质是一种专门为膨胀防砂系统设计的金属织物，类似于将多层筛网叠合碾压在一起而成。由于提高了过滤面积与过流面积，该过滤介质抗堵塞能力较强。

膨胀筛管是以常规的尺寸下入井内预定位置，然后用驱动头驱动膨胀筛管产生永久变形，最后通过注入水泥固井或其他工艺满足作业需要。膨胀管封固技术的工艺流程主要包括扩眼、下入膨胀管、注水泥、膨胀筛管膨胀、钻开水泥等。

经过膨胀作业之后，膨胀筛管的外壁可以紧紧地贴在生产套管的内壁或者裸眼井的井壁上，实现“零环空”的要求。对于套管完井的井，“零环空”提高了套管的机械强度，降低了套管内壁的油层腐蚀，延长了套管的使用寿命；同时增大了近井眼地带骨架砂的地应力，减少了地层微粒运移的数量，一定程度上缓解了地层出砂。而对于裸眼完井的井而言，“零间隙”缓解了井眼地带地层剥落与坍塌程度，防止了微型环空中地层砂重新排列形成的低渗区，也减缓了对筛管的冲刷作用，延长了筛管的有效期。

膨胀管完井的优势在于可降低生产成本、可作为应变方案、能够进行选择性完井和层间隔离、并可提供优越的油井生产动态。

三、完井方式选择

选择完井方式必须是在油气藏类型和油气层特性研究的基础上，以满足油气井投入开采后所采取的一系列工程技术措施的要求为出发点，以能实现高效开采、延长油气井寿命为目标，选择最适宜的完井方式。

对注水开发的油田，由于注水贯穿于油田开发的全过程，而且注水压力接近油层破裂压力，特别是深井低渗透油层，其注水压力较高；另一方面，随着油田开发的深入，为了提高采收率，常常要求储层的精细划分和精细分层注采。因此在注水井选择完井方式时，要求能

分隔层段，能根据油水井系统分析原理确定合理的注水压力，同时考虑生产套管强度和螺纹密封性，保证注水井在长期承受高压的条件下正常工作。

对存在气顶、底水或边水的油藏，完井时必须充分考虑如何发挥气顶、底水或边水的有利作用，同时又能有效地控制其他不利因素。

对稠油油藏，因地下流体粘度高到几乎不能流动，因此用常规方法完井无法开采，必须采用热采。完井时既要考虑套管受温度的影响，用耐高温水泥固井，又要考虑防砂等问题。

对于油田开发中、后期的调整井，其目的是为了调整井网或油水井因损坏不能利用而重钻的油水井。这类井与原来钻开的开发井有很大的不同，主要表现在油水井压力系统、层间压力和油层含油饱和度都已发生了很大变化。层间压力差异大，有的夹层或油层已经坍塌，给钻开油层和固井造成很大的困难，因此调整井的完井要考虑变化后的特点。

对需要压裂、酸化的井，由于作业时排量大、摩阻高，因而施工压力高。这就要求在选择完井方式时，必须选择套管射孔完成，同时考虑生产套管强度和螺纹密封性。另外，采油工程中的防腐、注气等技术问题也是在选择完井方式时需要考虑的内容。

完井方式选择主要是针对单井而言。虽然单井属于同一油藏类型，但其所处的地理位置不同，所选择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，则应在技术套管上将气顶封隔住后，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。又如有边水油藏，采用套管射孔完成时，油田开发要充分利用边水驱动作用，避免射开油水过渡带。完井方式选择需考虑的主要因素见图10-19。

图10-19 完井方式选择需要考虑的因素

根据以上思路可确定出适用于具体油田地质、油藏工程条件和采油工程技术要求的完井方式，很可能满足这些要求的完井方式有多种，具体确定选用何种完井方式最有效，还应根据油井所在区域的油藏地质特征，进行不同完井方式的产能评价、产能递减分析以及经济评价来决定。

第二节合理油、套管尺寸确定

生产套管尺寸合理的选定，其顺序应当是根据油层能量大小并考虑采油工程的要求先确定不同采油方式下的合理油管尺寸，而后再选定可能的最小生产套管尺寸。这样可以克服传统作法中采油工程受生产套管尺寸的限制、许多油井无法采用适合的工艺技术、以及一些增产措施难以进行的缺限。生产套管尺寸的选定要考虑到油井开采全过程的油井类型、采油方式、增产措施、原油特性及采油工程要求等因素的影响。具体地说，对于常规采油井，其油管和生产套管尺寸应当是：

常规采油井油、套管尺寸=max{t1，t2，t3，t4}

式中t1——自喷阶段从生产优化目标出发所得的油、套管尺寸；

t2——所选人工举升方式下所获得的油、套管尺寸；

t3——满足增产措施要求的油、套管尺寸；

t4——其他特殊工艺要求的油、套管尺寸。

一、油管直径选择

选择油管直径必须从整个开采系统综合考虑。这是因为在投入开发以后，增产措施、强度要求、采油工艺配套技术等都会影响油管的尺寸。

1.根据产能和压力损失选择油管直径

节点分析方法是以油井产量最大或以油井自喷期的生产时间最长为目标，根据油井产能以及不同管径的压力损失，合理匹配油、套管直径。这已成为采油工程常规的分析方法。节点分析中应采用油井生产历程中可能达到的最大产量。根据辽河油田某井的油管尺寸敏感度分析（如图10-20所示），油井产量对油管尺寸非常敏感，油管尺寸从38mm上升到40.8mm 和50.3mm时，产量明显上升，再增加油管尺寸至62mm则产量会大幅度下降。

图10-20 沈77井产液量与油管尺寸的关系

2.根据强度要求选择油管直径

在油管柱设计中，要根据油井的参数对油管抗挤、抗内压力和抗拉强度进行计算校核。在管柱带有封隔器的情况下，还应计算活塞效应、螺旋弯曲效应、膨胀效应、温度效应产生的作用力和伸长，以及危险点处轴向应力和弯曲应力校核。一般情况下，当预定油管的强度达不到要求时，可采用外加厚油管或提高油管钢级，强度仍然不能满足求，此时就必须改换油管直径。

3.从采油工艺配套技术方面选择油管直径

选择油管直径除考虑上述因素外，还应从油层开采配套技术的应用方面进行选择。

1）井下工具的配套性

为实现井下控制，油井中需下入相应的井下配套工具，因此在选择油管直径时，还应考虑油管尺寸与这些工具的配套性能，以保证井下工具的灵活操作。一般情况下，根据油管尺寸已设计了相应的井下工具规格，可以根据油管尺寸合理选用。但是由于井下工具种类繁多，作用各异，有些井下工具受自身结构限制，目前尚未形成与各种油管配套的系列产品，而实际情况要求必须采用此种井下工具时，就不得不对油管尺寸进行适当的调整。

2）测试仪表的配套性

油田开采过程中，生产测试是动态监测的重要手段，生产测试主要包括流量测试、含水测试、温度测试、井下取样等。测试前需根据预测的井下参数，选择相应的井下测量仪表，因此应综合考虑油管尺寸、仪表规格以及相应井下工具之间的配套性，保证测试仪表顺利起下。

3）压裂施工的要求

如果油井需要进行压裂改造，当地面施工压力要求高，要求施工排量较大时，需要大功率的地面压裂施工设备。在油井较深、油管尺寸较小的情况下，管壁摩擦损失甚大，有时可致地面设备能力达不到施工压力和排量的要求，在不允许套管压裂的情况下，需要更换大尺寸的油管。

4）人工举升井下装备的要求

在需要采用人工举升方式开采时，油管尺寸还要与选定的井下人工举升装备匹配。特别是在采用有杆泵和螺杆泵开采时，要特别注意抽油杆与油管间隙的合理匹配，以保证设备正常运行，减少流体举升过程中的摩阻损失，提高人工举升系统的综合效率。

二、生产套管直径选择

首先从油井的生产优化为目标，利用节点分析方法，确定出最佳的油管尺寸。然后按油套管的经验匹配表确定套管尺寸。此外，选择生产套管的尺寸还必须考虑以下因素：

1.井身结构

考虑井斜、曲率、“狗腿度”等因素，以保证油管能够顺利起下。

2.井下设备工具规格

一些井下工具和人工举升设备的外径往往大于油管外径，因此选定的套管内径应在设计井身结构中保证这些设备和工具顺利起下，同时考虑井下封隔器、卡瓦等与套管尺寸配套。

3.井下测试和环空注入

有些情况下，油井井下测试仪表要求通过油套环形空间，如抽油井利用环空液面探测仪测液面。或者根据采油工程方案的要求，需从油套环形空间注入流体，进行气举等施工。此时均应使油套管之间环空具有合理的间隙，以便将流体的摩阻压力损失控制在可以接受的范围内。

4.事故处理

油井生产和井下作业施工中，难免出现工具遇卡、掉落等各种井下事故。因此在选择套管尺寸时，应考虑到常规的井下事故处理工具的使用条件，否则一旦发生事故，将成倍地增加修井作业施工难度和费用，有时甚至导致油井报废。

5.后期利用

油田生产后期，从勘探和开发调整的角度出发，有时需要加深老井，或进行侧钻施工。因此在完井设计中，要尽量考虑到油井后期利用的可能性。

第三节射孔完井工艺设计

射孔完井是油气井的主要完井方式之一，在采用射孔完成的油气井中，井底孔眼是沟通产层和井筒的唯一通道。如果采用合理的射孔工艺和正确的射孔设计，并高质量的完成射孔作业，就可以使射孔对储层的伤害降到最小，井底完善程度高，从而获得期望的产能。

多年来人们对射孔工艺、射孔枪弹器材与配套设备、射孔伤害机理及检测评价方法、射孔优化设计和射孔液等进行了大量的理论、实验和矿场试验研究，尤其是近十几年来，射孔