产层特性与完井方式的选择
完井方式选择
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。
⼀、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。
甲酸铯特性及钻完井液技术课件
0.253
Cs/K formate-based, 2.05 s.g.
0.165
0.198
（一）物理化学性能
6.抗腐蚀性能 密度 1.7g/cm3 ， 甲酸K/Cs, 160oC, 10,000 ppm Cl 和 0.2 bar O2
Super 13Cr, 3 months
Duplex 22Cr, 3 months
甲酸铯特性及钻、完井液技术
甲酸铯是壳牌公司发明，由卡博特公司生产、推广及现场应用服务，到目前为止，甲酸铯钻、完井液已在北海地区，欧洲大陆，南美，墨西哥湾地区以及亚太地区等地区30个油田一百七十多口高温高压井的应用，取得很好效果。
甲酸铯用加拿大的铯榴矿生产
1993 –卡博特购买了加拿大的一个富含铯的湖，1996 – Cabot 开采和提纯，1998 – 生产 ~700 bbl/月 甲酸铯盐水
（一）物理化学性能
10.热传导系数 与比容 对于钻井液来说，较高的热传导速率和较高的比热容量对降低井底循环温度是有利的. 甲酸铯盐水具有较高的热传导能力和比热容。因此，在维持较低的井底循环温度方面要比油基钻井液好。甲酸盐钻井液得现场经验表明，与油基钻井液相比，甲酸盐钻井液能维持较低的井底循环温度，当井内处于静态时，能很快达到温度平衡。
Cesium salt Formula Max Density Temp. limit ? 铯盐 结构式 最大密度(SG) 温度 (oC) Cesium Formate 甲酸铯 CsCHO2 2.3 >235 * Cesium Acetate 醋酸铯 CsC2H3O2 2.2 >300 Cesium Carbonate 碳酸铯 CsCO3 2.2 > 300 Cesium Citrate 柠檬酸铯 CsC6H8O7 2.4 >200 Cesium Tungstate 钨酸铯 Cs2WO4 2.9 > 300 Cesium Molybdonate 锰酸铯 Cs2MO4 2.7 > 300
完井方法类型及其特点
完井方法类型及其特点完井是指将井底岩心取出，使地面井完井的工艺技术，是地质勘探中最关键的环节，其重要性不言而喻。
完井过程包括活井、完井和原油井等三个组成部分，工艺技术很复杂，可以根据井型、井底介质、井底地层等不同情况而采取不同的完井方法。
1. 井内备孔完井：井内备孔完井是指在钻井的过程中，将取心筒插入井内成为井柱，形成一个取心孔，并在取心孔旁凿备孔，以方便取出岩心的完井方法。
它的优点是井柱可以固定，岩心可以被准确取出，取心及备孔的耗费也较少。
但是它的缺点也不可忽视，需要在钻井的时候先进行井内备孔工作，会使得钻井的时间被延长，钻井的成本增加，而且还会有一定的井柱抗拔能力，井眼倾角容易大，影响取心的准确性。
2. 井筒式完井：井筒式完井是指将取心的井筒在井中插入，以液压把岩心压碎或把岩心吊取出来的完井方法。
它的优点是可以大大减少钻井时间和成本，在不改变井柱抗拔能力和井眼倾角的情况下，也可以取出准确的岩心。
但是它也有缺点，即当岩心类型多变时，岩心取心很容易堵塞，影响取心效率。
3. 井底流体完井：井底流体完井是指在井底注入足量的水、油、气或其他流体的完井方法。
它的优点是井内岩石破坏程度小，取心效率高，可以将岩心吸入注入的流体，而且不受岩心形状的影响。
但是它也有一些不利的地方，需要在井底注入大量的流体，耗费经济，而且当岩心类型多变时，容易产生岩心堵塞现象。
4.孔完井：炮孔完井是指用爆破弹或砂轮将井底岩心破碎，再将岩碎和液体一起吸入井筒的完井方法。
它的优点是可以快速取出岩心，取心效率高，且取出的岩心质量较高，缺点也很明显，即由于破坏会大大加重完井液体对井底的冲击力，会影响井柱的稳定性，而且会污染环境，可能造成其他隐患。
通过以上介绍，可以看出，完井方法有很多，但因地质条件不同，需要采取不同的完井方法。
在这里强调，选择完井方法时，必须根据实际情况综合分析，以有效把握完井的风险和成本，使完井工作顺利完成。
完井方法——精选推荐
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；4)不需要实施分隔层段及选择性处理的油层。
第一章 完井
尾管射孔完井方式
３、衬管完井
衬管完井方式是钻头钻至油层顶界后， 先下套管注入水泥固井，再从套管中下 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选割缝的衬 管，依靠衬管顶部的衬管悬挂器（卡瓦 封隔器），将衬管挂在套管上，并密封 衬管和套管之间的环形空间。 特点：油层不受固井水泥浆的损 害。渗滤面积大。能挡砂，防井 壁坍 塌。
裸眼砾石充填
套管内砾石充填
三、水平井完井方式
1、裸眼完井 适用于岩性致密井壁不 会坍塌而且渗透性较好 的硬质砂岩或裂缝性砂 岩和石灰岩的地质条件。
２、衬管完井
表层套管 7in套管 7in滤砂管 7in裸眼封隔器， 7in多功能洗井阀
筛管
３、射孔完井
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
1、射孔器的类型
射孔技术按输送方式可以分为两类：
一是电缆输送射孔；
二是油管（钻杆、连续油管）输送射孔。 按其穿孔作用原理可分为子弹射孔技术、聚能式射孔技术、 水力喷射式射孔技术、机械割缝（钻孔）式射孔技术、复
合射孔技术。
目前常用的射孔工具是聚能喷流射孔器。
2、射孔条件对油井产能的影响
射孔条件是指射孔压差、射孔方式和射孔工作液。
（1）套管枪正压射孔工艺。
特点：具有高孔密、深穿透和施工简单、成本低以及较高可靠性的 优点，射孔液要求高。
（2）套管枪负压射孔工艺
特点：具有负压清洗孔眼的优点，但对于油气层厚度大的井需多次 下射孔枪射孔，不能保持必要的负压。
2)电缆输送过油管射孔
（1）常规过油管射孔工艺
特点：负压射孔，减少储层伤害，适合于生产井不停产补孔和射开 新层位。无法实现高孔密、深穿透，厚油层需多次下枪， 但再次射孔无法实现负压。负压值不能过大。
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)。
自喷采油
(1). 油层渗流——从油层到井底的流动； (2). 垂直管流——从井底到井口的流动； (3)嘴流——通过油嘴的流动 (4) 水平(斜)管流—从井口到分离器的流动。 自喷采油的动力是什么? 原油依靠油层所提供的压能(压力) 自喷采油设备简单、管理方便、经济效益好
井底压力 油层压力
能量:井口油压 消耗:油嘴节流损失 压力损失：5%～30%
完井方式
完井方式：
是指油层与井底的连通方式、井底结构及完井工艺。
完井方式选择的要求：
(1)保持最佳的连通条件，油层所受的损害最小；
(2)应具有尽可能大的渗流面积，入井的阻力最小； (3)有效地封隔油、气、水层，防止窜槽及层间干扰； (4)有效防止油层出砂和井壁坍塌，确保油井长期生产； (5)应具备便于人工举升和井下作业等条件； (6)施工工艺简便，成本低。
间歇气举
常规有杆泵 利用抽油杆传递能量
地面驱动螺杆泵 电动潜油离心泵
自喷井井场流程
作用： （1）控制和调节油井产量 （2）录取油井的动态资料，如：油、套压，计量油气产量、井口取样等 （ 3）对油井产物和井口设备进行加热保温。
井场流程
井口装置
一、井口装置
井口装置
套管头 油管头 采气树
作用： 悬挂油管，密封油套管环形空间，通过油管或油套管环形空间进行 采气、压井、洗井、酸化、加注防腐剂等作业，控制气井的开关， 调节压力和流量。
2.流动型态的变化 ① 纯液流 当井筒压力大于饱和压力时，天然 气溶解在原油中，产液呈单相液流。V
小,Pf较小。
2.流动型态的变化
②泡流
井筒压力稍低于饱和压力时，溶解气开始从 油中分离出来，气体都以小气泡分散在液相中。 滑脱现象： 混合流体井筒流动过程中，由于流体间的密 度差异，引起的小密度流体流速大于大密度流体
特殊完井方法
由于海上油田开发装置投资高，平台面积有限，除应用大斜度井扩大动用储量外，近十多年发展成熟的水平井、大位移井、多底分枝井技术已成为降低成本提高效益的新工艺。
本章着重介绍这些井的完井技术。
第一节水平井完井水平井有增加泄油面积，降低生产压差，提高单井产量和提高最终采收率的作用。
在控制油层出砂和底水锥进方面优于其它类型井，对低渗、稠油开采和热采热注都有明显效果。
完井可分为裸眼、衬管、套管固井、防砂、管外封隔器等几种不同类型的完井。
不同油气田应依据其特点选择最佳完井方法满足生产需要。
一、水平井完井考虑的因素1)储层岩石胶结情况及储层的稳定性。
分析研究岩石矿物胶结情况，储层是否含有遇水后易膨胀或塑性流动的粘土层、石膏层、盐层等化学不稳定性；井壁岩石是否会发生因上覆地层重压而剪切破坏，导致储层垮塌的力学不稳定性。
利用已有资料分析计算在不同生产压差下井壁岩层所承受的切向应力与储层岩石抗压强度关系，对储层稳定性做出较准确的判断。
2)储层的纵向非均质程度。
在整个储层厚度内是否存在坍塌夹层，异常压力层，含水、气夹层等层间干扰。
3)有无气顶和底水。
4)储层压力系数。
5)储层水平渗透率和垂直渗透率。
研究选用适应储层地质特性的完井方法，采用特殊的技术往往可有效降低开发投资，生 产操作费用，获得好效益。
二、水平井完井特点及基本原则由于油气田的构造形态和层位分布不同，采用哪种完井方法应视总体开发方案和经济评价确定。
水平井段长短、穿越层位的岩性差异程度、穿越单一厚度与穿越多组油气层或油气水复杂带进行开采，生产完井技术则不相同。
重复进入水平井段的施工难度较大。
水平井生产完井方案要与钻井方案紧密结合，完井时要充分考虑油气田生产特点，结合开发方案要求，预先做好生产完井设计。
水平井完井基本原则为：1)水平段完井应能最大限度发挥产能，达到高效开采目的。
2)有效防止井壁垮塌，对胶结疏松的砂岩油层需进行有效防砂。
3)有利于分层开采。
对穿越复杂带层段的油井，完井时应实施有效分隔，有利于今后控制分采或封堵。
完井方法类型及其特点
完井方法类型及其特点油气井是油气开采的关键，完井方法是油气井完工的重要环节，不仅直接关系到井的有效性，而且影响着后期的油气开采。
因此，深入了解完井方法的种类及其特点对于石油开发者来说至关重要。
完井方法可以大致分为三类：一是胶结完井，二是堵漏完井，三是调剖完井。
首先，胶结完井是通过将胶结剂注入井中，使井壁结合在一起，起到密封作用的完井方法。
这种完井方法一般用于深井和高温井，可以起到提高井眼和盘柱稳定性的作用，从而控制气体和液体的渗漏。
其次，堵漏完井是一种通过在流体渗漏的部位注入密封材料，实现密封的完井方法。
堵漏完井也称作流体封堵，它可以有效控制井口渗漏和井壁渗漏，还可以有效控制井口应力，延长油气井的生产寿命。
最后，调剖完井是通过将水泥浆在井柱壁、盘柱和油层间，实现密封的完井方法。
在调剖完井过程中，井眼被彻底隔绝，油气不会再从井眼渗出。
同时，它还可以增强井壁稳定性，有效抑制井筒坍塌，从而控制井口应力。
完井方法的类型和特点的不同，主要考虑完井的实际要求和环境特征，也要考虑渗漏剂的特性和渗漏程度。
通常来讲，胶结完井可以有效抑制气体和液体的渗漏，尤其是对深井的密封作用尤为明显；堵漏完井可以有效控制井口渗漏和井壁渗漏，延长油气井的使用寿命；而调剖完井可以彻底隔绝井眼，并增强井壁稳定性，从而控制井口应力。
不管何种完井方法，都必须要确保完井质量，避免在完井过程中出现失效，从而影响后期油气开发和生产效率。
因此，石油开发者在选择完井方法时，一定要认真考虑实际情况，根据实际要求和环境特征来选择适当的完井方法，确保完井质量，正确把握完井过程，为后续油气开发提供保障。
以上就是完井方法类型及其特点。
完井方法虽然多种多样，但石油开发者在选择完井方法时，应考虑实际情况，综合考量各种因素，确保完井质量，为后续油气开发提供保障。
稠油热采井完井设计
稠油热采井完井设计稠油热采井是指通过注入热质体（例如蒸汽）将稠油加热，减低其粘度，从而实现较好的采油效果的一种采油方法。
稠油热采井完井设计的目标是保证井筒的完整性以及实现稠油有效的采集。
以下将详细介绍稠油热采井完井设计的几个关键方面。
1.井别和井型选择：稠油热采应选择合适的井别和井型。
井别常用的有垂直井、水平井、斜井等。
水平井是稠油热采的首选，因为水平井能够增加井底面积，提高稠油的采集效率。
而斜井则可以增加地层接触面积，有利于热量的传导。
2.钻完后的固井设计：稠油地层常常具有较高的渗透率，因此对井筒的固井非常重要。
固井设计应考虑稠油地层渗透率和井周地层的力学特性。
常用的固井材料有水泥和陶粒；固井工艺包括井筒预处理、套管运送、水泥浆充填和水泥浆固化等步骤。
固井需要保证井筒的完整性和固定套管，以防止地层的水和气进入井筒。
3.井筒表面的保温设计：稠油热采需要用到蒸汽等热质体，为了保证热能有效地传递到地层，井筒表面需要进行保温设计。
常用的保温材料有矿绵、钢皮耐火胶板等，可以降低热量的散失，提高整个采油系统的效率。
4.井底设备的选择和布置：稠油热采井底设备的选择和布置也是完井设计的关键。
井底设备主要包括蒸汽喷射器、热井口等设备。
蒸汽喷射器的选择需要考虑到井深、地层温度、油藏压力等因素。
而热井口则是将热能引入到地层的关键装置，其布置需要考虑到热量的均匀传递以及对井筒的保护。
5.安全措施：稠油热采井完井设计还需要考虑到安全措施。
稠油热采过程中，温度高、压力大等因素可能导致安全事故的发生。
因此需要合理设计井筒的通风、排水系统，保证井口和井筒的距离，设置防喷溅装置等，以提高工作人员的安全性。
6.井口设施：最后，完井设计还需要考虑到井口设施的设置，包括井口阀室、产油管道、测量仪表等。
井口设施的合理设计有助于井口操作的方便和井口生产的高效。
总之，稠油热采井完井设计要综合考虑地层特征、采油工艺、设备选择等多个因素。
通过合理的设计，可以保证井筒的完整性、提高采油效率，实现稠油的有效采集。
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产层特性与完井方式的选择Ξ段玉廷(西南石油学院石油工程系,四川南充637001)摘要 通过对产层特性、产层井眼周围的应力分布及其与产层特性之间的关系进行分析,指出产层特性决定了产层井眼周围的应力分布状态,因此成为选择完井方式的决定性因素。
同时指出用所谓“C”公式判断产层的坚固程度,并据此选择完井方式是不当的。
主题词 储集层特性;地层参数;弹塑性;应力分布;完井。
中图分类号 TE257引 言完井方式的选择直接关系到油气井的产能及其寿命。
正确的完井方式应该适应产层的特性及长期的生产工艺与技术要求。
文献[1]在讨论此问题时将现有的完井方法分为两类,即防砂类完井和非防砂类完井。
在讨论完井方式的选择时,文献[1]在假设产层井眼周围的地层处于弹性状态的条件下导出了斜井、水平井周围的应力分布,并用岩石的抗压强度和最大周向应力之间的关系来判断岩石的坚硬程度,从而确定完井方式。
这种方法的出发点是井眼周围的地层完全处于弹性状态,这和实际情况是不相符的。
实际上,井眼周围的应力状态完全取决于地层岩石的物理性质和所处的应力环境。
分析产层井眼周围的应力状态涉及到多孔介质中的弹塑性力学问题[2,3,4,5]。
早期的研究者们多是从弹性假设出发来研究井眼周围的应力状态的[6～10]。
由于岩石是一种弹塑性材料,完全弹性假设必然在某些情况下不符合实际情况。
为了证明井眼周围存在塑性区,Bratli[11]用砂拱进行了室内模拟实验。
在他的实验中观察到了砂拱内侧确实存在塑性区。
Risnes[12]对疏松砂岩储层井眼周围的应力分布作了理论推导,并讨论了有流体流入井眼和没有流体流井眼对应力分布的影响。
尽管Risnes在推导塑性解时在选择本构方程和处理边界条件时存在一些不足,但其基本思路和过程是正确的。
以下我们根据产层的岩石物理性质及其应力环境,分析井眼形成后储层井眼周围可能存在的应力状态并由此讨论完井方式的选择问题。
1 产层特性产层特性包括产层岩石特性和产层流体特性。
产层岩石特性包括岩石的弹性常数、泊淞比、胶结强度、抗拉强度、抗压强度和抗剪强度。
除胶结强度外,岩石的其它强度均随围压的增加而增加。
表1是几种岩石在简单应力条件下的强度参数。
表1 几种岩石在简单应力条件下的强度项 目抗压强度(MPa)抗拉强度(MPa)抗剪强度(MPa)胶结强度(MPa)砂岩142.0～ 185.05.1～8.014.2～ 18.54.0～ 40.0石灰岩138.09.114.5 3.5～40.0页岩14.0～61.0 1.7～8.0 2.0～30.0泥岩18.0 3.2 5.0花岗岩166.012.019.810.0～50.0注: 表中胶结强度取自文献[5],其它取自文献[13]。
文献[1]没有标明所用抗压强度为何种条件下的抗压强度,况且产层的抗压强度将随产层的埋深而发生变化。
这也说明用抗压强度来判断岩石的坚硬程度,进而选择完井方式是不合理的。
文献[1]所用示例中岩石的抗压强度值为34MPa,也远远低于上表给出的取值范围。
胶结强度也称岩石的内聚力或粘聚力,反应了岩石分子间的结合力,随围压的变化不大;但随岩石所处的应力状态(弹性或塑性)的不同而有所变化。
当岩石从弹性状态转变到塑性状态,岩石的胶结强第20卷 第3期 西南石油学院学报 Vol.20 No.3 1998年 8月 Journal of S outhwest Petroleum Institute Aug 1998Ξ1997—11—18收稿段玉廷,男,1962年生,副教授,主要从事机械采油、定向钻井、储层保护研究度值有所减小。
若岩石中存在裂隙,其胶结强度将大幅度减小。
文献[5]指出,当岩石中存在与岩石中流体流动方向平行的裂隙时,其胶结强度将降低到原来值的10%左右;若岩石中存在与岩石中流体流动方向垂直的裂隙时,其胶结强度将降低到原来值的1%～3%。
因此,某些产层的胶结强度将可能很低。
后面的分析我们会看到岩石的胶结强度对于我们选择适合的完井方式是极其重要的。
2 产层井眼周围的应力分布产层被打开后,产层井眼周围的应力将重新分布。
其应力状态取决于岩石的力学特性和产层的孔隙压力及上覆岩层压力的大小。
在如图1(a )所示的模型中取受力单元体如图(b )所示。
在不知道应力分布状态之前,可先假设其处于弹性应力状态,根据弹性力学和平面对称假设可求其弹性应力分布。
限于篇幅,这里不详述,其求解过程及结果请参见文献[3,6～12]。
(a )井眼模型 (b )单元受力图图1 产层井眼周围岩石的受力示意图图2 产层井眼周围典型的弹性应力分布曲线当地层为弹性时,最大剪应力发生在井壁处。
图2是产层井眼周围典型的弹性应力分布曲线。
在假设井眼半径远小于产层供给半径时可得到井壁的垂向、周向和径向应力的近似值如下: σz =ρgH (1) σθ=2υ1-υρgH +1-2υ1-υβP o -1-1-2υ1-υβ 理论推p w (2) σr =P w (3)式中各符号的意义见文末。
显然这里所得到的切向应力公式不同于文献[1],这是因为文献[1]的处理方法过于粗糙。
引用文献[1]的例子:υ=0.25,H =3000m ,ρ=2250kg/m 3,β=1,p o =31MPa ,p w =27MPa 。
可算得切向应力或周向应力σθ=55.992MPa ,远大于文献[1]算得的31.433MPa 。
实际上,由于原始平衡状态的破坏,当井壁周围的应力满足Coulomb 屈服准则时,将产生塑性流动。
应力状态也将从弹性转变为塑性。
多孔介质中的Coulomb 准则可表示为 σ1-p =2S 0tan α+(σ3-p )tan 2α(4)在井壁处σ3=σr =p =p w ,σ1为最大主应力,既可能是垂向应力,也可能是周向应力。
α=π/4+φ/2,其取值在60°～65°之间。
由(4)式可得到岩石在井壁不发生塑性屈服的临界胶结强度为 S 0,c =σ1-p w 2tan α(5)当产层井眼周围的岩石的胶结强度低于由(5)式确定的临界胶结强度时,在近井带将存在一塑性带,如图3所示。
存在塑性带的应力分布求解要复杂得多。
在平面假设和全塑性假设条件下可求得其解析解。
因为产层厚度相对于其埋藏深度来说小得多,这样的假设是合理的。
因篇幅所限,这里不进行求解。
其求解过程及结果请参见文献[3,6,12]。
联立弹性解和塑性解可求得塑性带半径。
图4所示是存在塑性带的典型应力分布。
图3 产层井眼周围存在塑性带很显然,近井壁处于塑性状态后,其应力要降低。
因此,不管近井带的应力状态如何,一律用弹性解的结果来分析判断是错误的。
51第3期 段玉廷: 产层特性与完井方式的选择R w=0.1(m),R s=0.2(m),R o=200(m),K s=0.01(d),K p=0.1(d),K e=1(d) h=1.0(m),σzo=60(m pa),p o=45m pa,v=0.25,S o=0.5(m pa)图4 产层井眼周围典型的弹塑性应力分布曲线由(4)式可知,临界胶结强度与最大主应力、井底压力和破坏角有关。
最大主应力取决于产层的埋藏深度、岩石的泊凇比和地层的孔隙压力。
其中生产压差(原始地层压力与井底压力之差)是可变的。
在确定最大许可生产压差后,即可根据式(2)、(3)求得最大主应力,然后由(4)式计算出其临界胶结强度。
以文献[1]提供的数据为例,α=62°。
由(2)、(3)式可算得:σr=27M Pa,σθ=55.992M Pa,σz =66.488M Pa,S0c=10.498M Pa。
改变生产压差可得到不同的临界胶结强度如表2所示。
由式(4)及表2可以看出,随着生产压差的增加,不发生塑性变形所需要的临界胶结强度线性的增大。
该计算结果还表明,要使井壁处于弹性状态所需的临界胶结强度是相当高的。
表2 临界胶结强度随生产压差的变化生产压差(M Pa)临界胶结强度(M Pa)2 4 8 129.96610.49811.56112.6253 完井方式的选择现有的完井方式有很多种。
这里我们采用与文献[1]不同的分类方式,将它们分为套管射孔类完井方式和非套管射孔类完井方式。
非套管射孔类完井方式有很多种,包括防砂型和非防砂型[1]。
通过前面的分析我们知道。
产层井眼周围既可能处于弹性状态,也可能处于塑性状态。
产层井眼周围的岩石处于何种应力状态取决于岩石的胶结强度。
当岩石的胶结强度大于其临界值时井眼周围的岩石处于弹性状态,否则近井带处于塑性状态。
当岩石发生塑性变形后不仅由于结晶颗粒界面的滑动会大幅度降低近井带的渗透率,而且会因为微裂隙的发生与发展导致产层严重出砂。
当生产压差过大后还会引起地层崩塌。
Risnes[12]通过分析得到当井筒周围存在塑性带时,产层不发生垮塌的临界流量为 Q c=4πhk p S0tanαμ(6)上式中的渗透率k p是塑性带的最小渗透率。
近井带由于钻井过程中泥浆的侵入和塑性变形的双重作用,其渗透率远低于原始地层渗透率。
对于低胶结强度产层,临界流量可能相当小。
当生产速度超过其临界值时会发生产层的毁灭性破坏。
因此塑性变形不仅降低了储层的渗透率,同时限制了其采出速度。
Risnes[12]指出,对于多数胶结差的砂岩产层,其胶结强度都在0.1MPa以下。
对于这类产层,其临界生产速度相当低。
例如:产层厚度h=50m,产层胶结强度S0=0.1MPa,原始地层渗透率k=0.1×10-2m2,塑性带渗透率k p=0.01×10-2m2,产液粘度μ=0.005Pa.s,产层岩石破坏角α=62°,可算得其临界流量为20.42m3/d。
由此可见对于胶结不好的砂岩产层,其临界流量是相当低的。
由于对这一问题认识的不足或为了完成生产任务,一味地提高产量。
当产量接近或超过其临界值时将导致地层大量出砂。
这就是生产现场尽管采用了多种多样的防砂手段和措施,但产层的出砂仍然非常严重的主要原因。
即使产量低于其临界流量,但由于近井带地层岩石发生了塑性流动,也就必然导致产层严重出砂。
鉴于上述原因,我们认为当产层可能发生塑性变形时应该选择套管射孔完井方式。
采用套管射孔完井方式可以封固疏松的产层,改变井眼周围的应力状态。
通过精心的射孔设计和施工,可以射穿整个泥浆侵入带和塑性带,可达到近井带的渗透率接近或等于产层深部的渗透率。
从而消除塑性变形对渗透率的损害,大大提高临界流量。
在进行实际选择时还应考虑到参数(地层压力、上覆岩石压力、胶结强度和破坏角)估计误差和安全性以及可能采用的最大生产压差,采取保守选择。
尽管套管射孔完井方式成本高,但它可改变井眼周围的受力状况;通过射孔可最大限度地减小或抵消因钻井(泥浆侵入)和产层塑变形造成的地层损害;同时它还可以满足后续采油工艺技术的需要。