石油工程設(shè)計(jì)大賽采油單項(xiàng)組

團(tuán)隊(duì)編號:19194052萬三6第九屆中國石油工程設(shè)計(jì)大賽方案設(shè)計(jì)類采油氣工程單項(xiàng)組完成日期2019年4月17日中國石油工程設(shè)計(jì)大賽組織委員會制作品簡介本方案為XX油田采油氣工程方案，根據(jù)SY/T6081-2012《采油工程方案設(shè)計(jì)編寫規(guī)范》，應(yīng)用Meyer壓裂模擬軟件完成了對該區(qū)T井壓裂方案的設(shè)計(jì)，應(yīng)用自編軟件壓裂液返排優(yōu)化設(shè)計(jì)系統(tǒng)”，對壓裂液返排進(jìn)行優(yōu)化，應(yīng)用pipesim軟件完成了采油氣工程方案設(shè)計(jì)，全文共10個(gè)章節(jié)。第1章節(jié)為油田概況。本章介紹了油田地理位置、地層情況、構(gòu)造和儲層特征，溫度、壓力數(shù)據(jù)，以及實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場獲得地層、原油、天然氣參數(shù)。第2章為完井設(shè)計(jì)。本章分析了常用完井方式的優(yōu)缺點(diǎn)、計(jì)算了井筒出砂情況，并在此基礎(chǔ)上依據(jù)油田經(jīng)驗(yàn)選擇了套管射孔完井方式。第3章為套管設(shè)計(jì)。本章在所給井深結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上，根據(jù)SY5724-2008《套管柱強(qiáng)度與結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)》和《API套管強(qiáng)度數(shù)據(jù)》對套管進(jìn)行優(yōu)選。第4章為射孔工藝設(shè)計(jì)，本章基于為達(dá)到最大油井產(chǎn)能的目的，對影響射孔參數(shù)的各因素進(jìn)行分析，優(yōu)選了射孔參數(shù)，對射孔后的套管強(qiáng)度進(jìn)行了校核，對射孔配套設(shè)備做出了選擇；根據(jù)儲層特性，以保護(hù)儲層的原則，對射孔液類型進(jìn)行優(yōu)選。第5章為壓裂設(shè)計(jì)，本章利用Meyer軟件對施工參數(shù)和泵注程序進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)，并利用自編軟件壓裂液返排優(yōu)化設(shè)計(jì)系統(tǒng)”對壓裂液的返排進(jìn)行了優(yōu)化。第6章將為采油采氣設(shè)計(jì)。生產(chǎn)階段分為自噴階段和人工舉升階段自噴階段利用pipesim軟件，建立生產(chǎn)系統(tǒng)模型，模擬生產(chǎn)階段，設(shè)計(jì)出合理的油管尺寸和油嘴尺寸；人工舉升采用的是有桿泵舉升方式，并對有桿泵舉升方式的設(shè)備做出了選擇。第7章為防蠟、防腐設(shè)計(jì)。防蠟設(shè)計(jì)是根據(jù)原油高含蠟的特點(diǎn)，分析了蠟的形成機(jī)理，清、防蠟的方法，預(yù)測了蠟開始析出的井深，并作出了具體的清、防蠟措施；防腐設(shè)計(jì)主要介紹了油田上常見的油套管腐蝕機(jī)理和影響因素，提出了具體的防腐措施。第8章為生產(chǎn)管理及HSE。第9章為經(jīng)濟(jì)評價(jià)。主要從投資費(fèi)用估算、操作費(fèi)用估算和銷售收入、稅金及附加三個(gè)部分對T井進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評價(jià)。第10章為推薦方案。TOC\o"1-5"\h\z第1章油田概況1地理環(huán)境1地質(zhì)特征2層序地層特征2構(gòu)造特征2沉積特征4儲層特征5砂體連續(xù)性及厚度變化5油層發(fā)育特征7油藏類型7儲層物性7儲層四性關(guān)系7儲層孔隙結(jié)構(gòu)10儲層流體性質(zhì)11地層水性質(zhì)11滲流特征11油藏溫度與壓力12地層敏感性13巖石力學(xué)參數(shù)13井身結(jié)構(gòu)參數(shù)14基礎(chǔ)數(shù)據(jù)小結(jié)14引用標(biāo)準(zhǔn)及規(guī)范14第2章完井方式選擇16常見的完井方式16完井方式選擇原則17完井方式的選擇依據(jù)18地層出砂18井筒力學(xué)穩(wěn)定20氣頂、底水20完井方式選擇21第3章套管設(shè)計(jì)24套管結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)24套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)24設(shè)計(jì)的原則24套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)24套管螺紋選擇27套管設(shè)計(jì)結(jié)果27第4章射孔工藝設(shè)計(jì)29射孑1方式選擇29射孔參數(shù)優(yōu)選34射孔參數(shù)對產(chǎn)能的影響34射孔參數(shù)優(yōu)選36射孑L槍選擇41射孔彈的選擇42合理射孔負(fù)壓值得確定43射孔液優(yōu)選44射孔液類型44射孔液選擇45射孔對套管強(qiáng)度的影響45表4.10T井各射孔層段的套管強(qiáng)度降低程度結(jié)果表47射孔工藝設(shè)計(jì)結(jié)果47第5章壓裂增產(chǎn)工藝設(shè)計(jì)48壓裂增產(chǎn)工藝48壓裂施工準(zhǔn)備49壓裂作業(yè)施工流程49壓裂液材料優(yōu)選51壓裂液的作用及性能51壓裂液分類52壓裂液添加劑55壓裂液優(yōu)選55支撐劑材料優(yōu)選56支撐劑的作用及性能56支撐劑分類57支撐劑優(yōu)選59壓裂施工參數(shù)設(shè)計(jì)60Meyer軟件簡介60T井儲層特性及完井參數(shù)61壓裂液及支撐劑配置61壓后返排優(yōu)化設(shè)計(jì)71壓后返排工作制度優(yōu)化設(shè)計(jì)71壓后返排液處理73作業(yè)應(yīng)急預(yù)案及施工要求74作業(yè)應(yīng)急預(yù)案74壓裂QHSE要求76壓裂改造儲層保護(hù)79壓裂對儲層的傷害機(jī)理79儲層損害防護(hù)措施81第6章米油米氣設(shè)計(jì)83自噴設(shè)計(jì)83軟件模型83自噴能力判斷83油管尺寸選擇、84停噴壓力預(yù)測85汕嘴直徑的選擇86油管設(shè)計(jì)87油管設(shè)計(jì)原則87T井油管選擇87油管質(zhì)量檢驗(yàn)87人工舉升89人工舉升設(shè)備89有桿泵采油系統(tǒng)設(shè)計(jì)95氣錨的選擇97抽油桿扶正器98設(shè)備的安裝99第7章消防蠟、防腐100影響結(jié)蠟的因素100油井防蠟原理101清、防蠟措施101從生產(chǎn)制度上控制蠟結(jié)晶101從工藝上進(jìn)行清、防蠟101T井結(jié)蠟預(yù)測計(jì)算103消防蠟措施104消防蠟工藝選擇104清、防蠟設(shè)計(jì)104防腐107腐蝕的原因：107影響腐蝕速率的因素108油井腐蝕特點(diǎn)108防腐方法109防腐設(shè)計(jì)111第8章生產(chǎn)管理及安全防護(hù)1128.1生產(chǎn)管理1128.1.2有桿泵采油井的管理1138.2健康、安全和環(huán)境保護(hù)115遵循規(guī)章115安全須知115作業(yè)主要危害117健康保障117環(huán)境污染治理118第9章經(jīng)濟(jì)評價(jià)120油藏經(jīng)濟(jì)評價(jià)的依據(jù)和方法120投資費(fèi)用估算121前期研究費(fèi)用估算121完井和生產(chǎn)設(shè)備投資估算121改造和廢棄費(fèi)用估算121其他投資122操作費(fèi)用估算122銷售收入、稅金及附加估算122銷售收入122稅收123估算結(jié)果123財(cái)務(wù)評價(jià)123不確定性分析125第10章設(shè)計(jì)結(jié)果126完井方式126套管設(shè)計(jì)127射孔方案128壓裂增產(chǎn)工藝128采油采氣設(shè)計(jì)129消防蠟、防腐131生產(chǎn)管理以及HSE131經(jīng)濟(jì)評價(jià)131參考文獻(xiàn)133第1章油田概況地理環(huán)境現(xiàn)有XX油田某區(qū)塊，其上邊界為斷裂，該區(qū)塊地面海拔260m~275m,地表平坦，為較松軟堿土層覆蓋。氣候干燥、多風(fēng)，溫差較大，寒潮發(fā)生頻率較高。年平均氣溫為9.2C,歷年氣溫統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示該地區(qū)溫度最高可達(dá)43C,最低可達(dá)-38Co地震基本烈度為7度，設(shè)防烈度為7度遠(yuǎn)震。該區(qū)塊內(nèi)有W1-W13共13口井，其中W1、W2、W4、W5、W7和W11為注水井，現(xiàn)新增一口采油井T,井位分布見圖1.1。圖1.1油田某區(qū)塊井位分布圖該區(qū)附近分布有公路，交通便利。通訊網(wǎng)絡(luò)均覆蓋該地區(qū)，通訊發(fā)達(dá)。管線接入點(diǎn)與W8井的相對位置見圖1.2。

地質(zhì)特征1.2.1層序地層特征本區(qū)鉆遇地層主要為三疊系XX組地層，三疊系XX組地層從上到下主要分為A和B兩個(gè)砂層組，具體的層序地層分層結(jié)果如表1.1所示表1.1油田某區(qū)塊層序地層分層表地層巖性部面自然電位——密度電電軍巖性描述厚度g砂紈單層AAlNJ門SJrj紅色和雜色泥巖.質(zhì)純、性脯2~4A2XS分為三個(gè)腳徉限.底部以灰福色林天白色中?細(xì)砂端為主，向上逐帝演變?yōu)橐远渖蛴栏Ｉ帪橹?層理較發(fā)行U-13A3XS10-12MLSXS12-14BBlN灰色和雜色眥巖.含矽1782LSXS>jr以灰褐色如小硝3含礫粗砂著和中砂巖為主，棕隔色或灰綠色泥巖.夾層土要由泥巖或強(qiáng)戰(zhàn)珈粉砂巖ta成4?gIB日3aLSXS5~9SLLSXS6T廠H3CSLLS5-8H43SLXS目灰褐色不等粒小礫巖，含礫粗砂巖和砂盛號為主；索景&?糕褐色龍巖；突層主要由中的砂巖或的粉砂翱以成，泥鹿含量較施，純型巖厚度赭5-7B4bSLLS廣；54rbLSL37B5□51LLS<I'以灰捌色斑冊泥出、陳巖制砂礫巖為主,底部鈣質(zhì)敢給3工HSbLSL3-5L一礫巖5L-砂礫巖LS一含礫粗砂料XS-中金砂巖N—泥料1.2.2構(gòu)造特征本區(qū)塊為西北傾向東南的單斜構(gòu)造，順下傾方向地層逐漸變陡，地層傾角為3?30。，整體上構(gòu)造形態(tài)比較簡單，內(nèi)部斷層不發(fā)育。該區(qū)斷裂構(gòu)造特征：區(qū)塊北部發(fā)育一組NEE-SWW走向的斷裂構(gòu)造，斷層性質(zhì)為逆斷層，斷層面傾向?yàn)楸北蔽?，傾角自上而下由70。變?yōu)?0。，垂直斷距為300m?600m,屬于沉積同生斷裂，最高斷開層位為侏羅系上統(tǒng)，構(gòu)造剖面圖如圖1.3。該區(qū)及鄰區(qū)的井震聯(lián)合剖面圖如圖1.4和圖1.5所示。圖1.3油田某區(qū)塊斷裂構(gòu)造剖面圖圖1.4地震剖面圖一W7

沉積特征該區(qū)地層是一套快速沉積的洪積相砂礫巖體，呈現(xiàn)洪積層理的特征，各薄層之間沒有明顯的層理面，是經(jīng)過多次洪積物疊覆而形成的成層性沉積構(gòu)造。因水動(dòng)力變化頻繁，該區(qū)沉積構(gòu)造復(fù)雜且發(fā)育規(guī)模差別大。具體的沉積微相劃分結(jié)果見表1.2。表1.2XX油田某區(qū)塊沉積微相劃分表微相目的層扇根外帶片流帶B5b、B5a、B4c漫洪帶扇中辮流帶B4b、B4a、B3c、B3b、B3a漫流帶扇緣徑流帶B2、A4、A3、A2漫流帶（濕地）根據(jù)巖礦成分及含量統(tǒng)計(jì)，該區(qū)儲層巖性以砂礫巖、砂質(zhì)礫巖和含礫粗砂巖為主。整體上成分和結(jié)構(gòu)成熟度均較差；分選中等?差；雜基含量較高，局部地層集中發(fā)育碳酸鹽膠結(jié)物。儲層礦物主要由石英和斜長石組成，鉀長石含量次之，含少量鐵白云石、菱鐵礦和方解石。儲層巖屑含量占全部碎屑的11%?73%,以花崗巖巖屑和火山巖巖屑為主。礫石成分主要由凝灰?guī)r和花崗巖組成；砂質(zhì)成分以花崗巖、長石和石英為主。該區(qū)具有分選差、快速堆積等特點(diǎn)，決定了該區(qū)的縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重，導(dǎo)致物性變化很快，對油氣的運(yùn)移造成了很大的阻礙。該區(qū)及鄰區(qū)垂直物源方向沉積剖面圖如圖1.6所示。W4境?稈志北通而中-卿流水?圖1.6垂直物源方向沉積剖面圖儲層特征1、孔隙結(jié)構(gòu)特征根據(jù)密閉取心井分析結(jié)果和儲集層巖樣壓汞資料可知，該區(qū)主要發(fā)育兩種類型的孔隙結(jié)構(gòu)，具體的分類特征見表1.3。表1.3XX油田某區(qū)塊儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類特征類別孔隙度(%)滲透率(10-3(im2)均值偏態(tài)飽和度中值半徑(^m)取大孔喉半徑(2)平均毛管半徑(^m)視孔喉體積比非飽和汞體積百分?jǐn)?shù)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類儲集層以砂礫巖為主，礫石成分比較復(fù)雜，顆粒分選中等~差。礦物組成主要為鉀長石和石英，斜長石次之，云母片常見。II類儲集層呈現(xiàn)中高孔中滲特征，顆粒分選差，溶蝕孔比較發(fā)育，粒間分布有較高含量的雜基，孔隙中分布有較多的云母。2、粘土礦物分布特征與膠結(jié)情況該區(qū)儲層填隙物成分主要有泥級的陸源碎屑、粉砂巖、粘土礦物以及碳酸鹽礦物(方解石、菱鐵礦)，此外還有少量的水黑云母等。對該區(qū)塊及其鄰近兩區(qū)塊的粘土礦物分析結(jié)果見表1.4。該區(qū)巖屑表面蒙脫石化，雜基向片一絮狀伊蒙混層轉(zhuǎn)化，對滲透率影響較小。表1.4XX油田某區(qū)塊粘土成分相對含量分析表區(qū)塊伊利石(%)高嶺石(％)伊蒙混層(%)本區(qū)塊30666.6鄰近區(qū)塊18.560.816.6鄰近區(qū)塊23.979.97.1該區(qū)B5層膠結(jié)物以鈣質(zhì)膠結(jié)為主，多為膠結(jié)致密巖性；B4層巖石多為疏松和中等膠結(jié)，泥質(zhì)膠結(jié)為主，鈣質(zhì)膠結(jié)變?nèi)?；B3層巖石膠結(jié)中等一疏松的巖性約占50%,泥質(zhì)膠結(jié)為主，鈣質(zhì)膠結(jié)較B4層嚴(yán)重。從總體上看該區(qū)從B5層到B3層膠結(jié)物自下而上由鈣質(zhì)膠結(jié)為主漸變?yōu)槟噘|(zhì)膠結(jié)為主。膠結(jié)類型以孔隙式和接觸-孔隙式為主，膠結(jié)物總量在5.8%~12.9%o砂體連續(xù)性及厚度變化該區(qū)砂體厚度居中，平均16.1m,平面上砂體分布和連片情況由西向東逐漸變

薄，垂向上B4層砂體厚度最大，B3層砂體厚度次之，B5層砂體厚度最小。分層砂體厚度及井網(wǎng)控制程度統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表1.5。表1.5油田某區(qū)塊砂體厚度及井網(wǎng)控制程度統(tǒng)計(jì)表為加深對井間單砂體連通關(guān)系的認(rèn)識，該區(qū)對井網(wǎng)進(jìn)行了加密，井網(wǎng)對砂體的控制程度獲得了提高，新鉆井前后砂體連通關(guān)系對比圖如圖1.7的控制程度獲得了提高，新鉆井前后砂體連通關(guān)系對比圖如圖1.7和圖1.8所示。油層發(fā)育特征1、油層平面分布特征該區(qū)平面上油層分布連續(xù)性較好，但是油層分布和連片情況總體由西北向東南逐漸變差。B5、B4、B3油砂體連片分布，厚度較大；B5層平均砂層有效厚度為5.8m,B4層平均砂層有效厚度為10.1m,B3油砂體呈條帶狀分布，平均有效厚度為6.1m；B2、A4、A3、A2油砂體呈透鏡狀分布，平均砂層有效厚度分別為0.9m、0.9m、1.0m、0.7m。各小層平均有效厚度統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表1.6。表1.6油田某區(qū)塊油藏有效厚度統(tǒng)計(jì)表層位A2A3A4B2B3aB3bB3cB4aB4bB4cB5aB5b平均后效厚度（m）0.710.90.91.622.52.533.43.73.32、油層連續(xù)性特征該區(qū)塊縱向上B5a~B3c油層分布穩(wěn)定，連續(xù)性好，且有效厚度較大。從平行水流方向和垂直水流方向的油層延伸長度和連通率統(tǒng)計(jì)可知，平行水流方向油層延伸長度和連通率高于垂直水流方向。該區(qū)目的層層內(nèi)夾層主要有兩種類型：一種是低滲透泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖；另一種是低滲透鈣質(zhì)泥巖和泥質(zhì)礫巖，表現(xiàn)為高阻致密的特征。目的層夾層鉆遇率分布在11.3%~28.2%的范圍內(nèi)，扇頂亞相B5層和B4層夾層鉆遇率相對來說較高。夾層密度一般為0.211個(gè)/m,對滲流基本不起遮擋作用，僅在局部地區(qū)對油氣流動(dòng)起繞流”作用。油藏類型該區(qū)塊油藏類型為斷塊油藏。儲層物性儲層四性關(guān)系儲層有效孔隙度主要分布在6.4%-24.7%之間，平均為14.6%（圖1.8）,空氣滲透率主要分布在15.0漢0-3叩2汨420.010-3pm2之間，平均為389.510-3加2（圖1.9）。

圖1.9油田儲層巖心分析滲透率分布直方圖根據(jù)1998年開始實(shí)施的石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油氣儲層評價(jià)方法》(SY/T6285-1997)確定了含油儲層的孔隙度、滲透率評價(jià)分類標(biāo)準(zhǔn)(見表1.7),可以評價(jià)儲層孔隙度、滲透率的級別，大致屬于中滲。表1.7含油碎屑巖儲層孔隙度、滲透率評價(jià)分類標(biāo)準(zhǔn)級別特(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該區(qū)小層孔隙度和滲透率統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表1.8。表1.8油田某區(qū)塊小層孔隙度和滲透率統(tǒng)計(jì)結(jié)果該區(qū)層內(nèi)滲透率級差平均為293.76,變異系數(shù)平均為1.13,突進(jìn)系數(shù)平均為4.01o以小層平均滲透率為基礎(chǔ)數(shù)據(jù)進(jìn)行的層間滲透率非均質(zhì)程度的統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表表1.9油田某區(qū)塊層間滲透率非均質(zhì)程度統(tǒng)計(jì)表級差變異系數(shù)突進(jìn)系數(shù)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)滲透率變異系數(shù)(Vk)：用于度量統(tǒng)計(jì)的若干數(shù)值相對于平均值的分散程度。F7-f/樞,Ki-K/(n-1)V"^1」(1.1)K式中：K一層內(nèi)某樣品的滲透率值(1=1,2,3,???,n);K—一層內(nèi)所有樣品滲透率的平均值；n樣品個(gè)數(shù)。一般而言，當(dāng)Vk<0.5時(shí)為均質(zhì)型，反映非均質(zhì)程度弱；當(dāng)0.5<VkW0.7時(shí)為較均勻型，反映非均質(zhì)程度中等；當(dāng)Vk>0.7時(shí)，為不均勻型，表示非均質(zhì)程度強(qiáng)。(2)滲透率突進(jìn)系數(shù)(Tk)：表示砂層中最大滲透率與平均滲透率的比值。限=0(1.2)K式中，Kmax——層內(nèi)最大滲透率，一般以層內(nèi)滲透率最高的相對均質(zhì)層的滲透率表示，?2;K——層內(nèi)滲透率算術(shù)平均值，Nm2o當(dāng)Tk<2為均質(zhì)型，當(dāng)Tk=2~3時(shí)較均質(zhì)型，當(dāng)Tk>3時(shí)為不均質(zhì)型(3)滲透率級差(JK)：砂層內(nèi)最大滲透率與最小滲透率的比值：KJk=2(1.3)Kmin式中，Km.——層內(nèi)最小滲透率值，一般以滲透率最低的相對均質(zhì)段的滲透率表示，Nm2。巖性主要為中細(xì)砂巖、含礫粗砂巖、砂礫巖、礫巖，具體見巖心分析的巖性孔滲直方圖(圖1.10)。4L4L騏度(淡)圖1.10巖心分析巖性孔滲直方圖儲層孔隙結(jié)構(gòu)根據(jù)該區(qū)塊鑄體薄片鑒定資料統(tǒng)計(jì)，礫巖儲集層的孔隙類型有以下5種：溶蝕孔、粒間孔、微裂縫、礫緣縫和膠結(jié)物或雜基中微孔等，以鄰區(qū)兩口井為基礎(chǔ)的孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)見表1.10。分層毛細(xì)管壓力特征參數(shù)見表1.11。

表1.10油田孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)表井號個(gè)數(shù)平均孔隙直徑(pm)平均喉道寬度(pm)孔喉直徑比(pm)孔隙配位數(shù)面孔率(%)鐐下孔隙類型及含量(％)粒間孔隙粒間溶孔基質(zhì)粒內(nèi)E115144.414.927.20-35.011.205-903-601.40E22341.726.431.90-31.32->7520d5士表1.11油田油藏毛細(xì)管壓力特征參數(shù)表Y別層位正態(tài)概舉法矩法退汞效率(%)喉道均值(pm)分選系數(shù)歪度峰態(tài)喉道均值(pm)分選系數(shù)歪度峰態(tài)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儲層流體性質(zhì)XX油田地層原油密度0.857g/cm3,地下原油粘度5.13mPas,含蠟量4.6%?8.6%,凝固點(diǎn)13C?18C,體積系數(shù)1.175,油藏天然氣相對密度為0.719。地層水性質(zhì)根據(jù)地層水分析資料，Cl-含量范圍在34mg/L-56360mg/L之間，平均為32891mg/L,總礦化度范圍在22000mg/L-55000mg/L之間，平均為28868mg/L。水型主要為NaHCO3型。滲流特征相對滲透率是巖石一流體相互作用的動(dòng)態(tài)特征參數(shù)，也是油藏開發(fā)計(jì)算中重要的參數(shù)之一。其定義為多相流體共存時(shí)，每一相流體與基準(zhǔn)滲透率的比值。對本區(qū)塊中的5塊巖樣進(jìn)行相對滲透率測定，其中巖樣1的相滲曲線如圖1.11所示，另外油氣相滲曲線如圖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圖1.11巖木￥1相滲曲線10.90.80.7率0.6透篌0.5對04相0.40.30.20.10T-Krg0.10.20.30.40.50.60.70.80.91含油飽和度圖1.12油田油氣兩相相對滲透率曲線油藏溫度與壓力油藏壓力測試結(jié)果見表1.12。表1.12油田油藏原始壓力系統(tǒng)表中部海拔(m)油層中部深度(m)原始地層壓力(MPa)油藏(Wj度(m)壓力系數(shù)飽和壓力(MPa)地飽壓差(MPa)飽和程度(%)-960122816.84001.3414.8288.1以鄰區(qū)某井為基礎(chǔ)的地層溫度隨深度化數(shù)據(jù)見表1.13,作出地溫曲線如圖1.13所示，地溫州弟度大約為2.26C/100m。表1.13地層溫度與海拔深度關(guān)系數(shù)據(jù)海拔深度(m)973996103210571084110911431160地層溫度(C)30.0730.5931.4131.9732.5833.1533.9234.33534.5y=0.0226x+8.0523/3433.53332.532TOC\o"1-5"\h\z31.5萬/3130.530.29.595010001050110011501200地層深度，m圖1.13地溫曲線地層敏感性目前儲層潤濕性為中性~親水，中等速敏，中等~強(qiáng)水敏；同時(shí)儲層具有不同程度的鹽敏，臨界鹽度為4767mg/L。巖石力學(xué)參數(shù)T井的巖石力學(xué)參數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果如表1.14所示表1.14T井巖石力學(xué)參數(shù)統(tǒng)計(jì)表井號(m)楊氏模量(GPa)剪切模量(GPa)泊松比范圍平均值范圍平均值范圍平均值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對本井進(jìn)行破裂壓力預(yù)測處理，針對實(shí)際射孔層段，求得各層段的破裂壓力值如表1.15所小表1.15T井地層破裂壓力預(yù)測值井號射孔井段(m)地層破裂壓力(MPa)T998.0~1027.020.281049.5~1063.5221072.0~1097.022.3井身結(jié)構(gòu)參數(shù)T井的井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)如表1.16所示表1.16T井井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)表開鉆次序井深(m)鉆頭尺寸(mm)套管尺寸(mm)套管下入深度(m)水泥劃、返tWj(m)86311.2244.585地面二開1135215.9177.811328431.9基礎(chǔ)數(shù)據(jù)小結(jié)該地區(qū)氣候干燥、多風(fēng)，溫差較大，寒潮發(fā)生頻率較高；交通便利，通訊發(fā)達(dá)。油藏類型屬于斷塊油藏，由地層特征可知目，的層位于三疊系XX組，深度約為1135m,厚度約為136m。該區(qū)儲層巖性以砂礫巖、砂質(zhì)礫巖和含礫粗砂巖為主，具有分選差、快速堆積等特點(diǎn)，巖石膠結(jié)中等，以泥質(zhì)膠結(jié)為主。該區(qū)儲層有效孔隙度主要分布在6.4%-24.7%之間，平均為14.6%,空氣滲透率主要分布在15.0漢0-3加2^420.010-3叩2之間，平均為389.5X0-%m2,屬于中滲油藏。XX油田地層原油密度0.857g/cm3,地下原油粘度5.13mPas,含蠟量4.6%~8.6%,凝固點(diǎn)13C-18C,體積系數(shù)1.175,油藏天然氣相對密度為0.719,屬于高含蠟，應(yīng)注意采取防蠟措施。引用標(biāo)準(zhǔn)及規(guī)范采油設(shè)計(jì)主要的引用標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范和規(guī)定如下：SY/T10011-2006《油田總體開發(fā)方案編制指南》SY6081-1994T《采油工程方案設(shè)計(jì)編寫規(guī)范》Q/SY1142-2008《井下作業(yè)設(shè)計(jì)規(guī)范》SY/T10011-2006《油田總體開發(fā)方案編制指南》SY/T5029-2006《抽油桿》SYT5724-2008《套管柱結(jié)構(gòu)與強(qiáng)度設(shè)計(jì)》SYT6194-1996《套管和油管》SYT5198-1996《鉆具螺紋脂》API油套管數(shù)據(jù)手冊GB/T9253.2-2017《石油天然氣工業(yè)套管、油管和管線管螺紋的加工、測量和檢驗(yàn)》GBT20488-2006《油氣井聚能射孔器材性能試驗(yàn)方法》SYT5911-2012《射孔優(yōu)化設(shè)計(jì)規(guī)范》SY5727-2007《井下作業(yè)安全規(guī)程》SY/T6088-1994《深井壓裂工藝作法》Q/CNPC25-1999《油水井壓裂設(shè)計(jì)規(guī)范》SY/T5108-2006《壓裂支撐劑性能指標(biāo)及測試推薦方法》SY/T6570-2003《油井舉升工藝設(shè)計(jì)編寫規(guī)范》SY/T5873-2005《有桿泵抽油系統(tǒng)設(shè)計(jì)、施工推薦方法》SY/T6258-1996《有桿泵抽油系統(tǒng)（常規(guī)型）設(shè)計(jì)計(jì)算方法》SY/T5873-2017《有桿泵抽油系統(tǒng)設(shè)計(jì)、施工作法》SY/T5587.5-2004《常規(guī)修井作業(yè)規(guī)程》SY/T5587.3-2013《常規(guī)修井作業(yè)規(guī)程》SY/T6690《井下作業(yè)井控技術(shù)規(guī)范》SY/T5952-2005《油氣井井下工藝管柱工具圖例》SY/T6120-1995《油井井下作業(yè)防噴技術(shù)規(guī)程》SY/T6668《游梁式抽油機(jī)的安裝與潤滑》SYT6947-2013《石油天然氣工業(yè)聚乙烯內(nèi)襯復(fù)合油管》2.1常見的完井方式第2章完井方式選擇各種完井方式的優(yōu)缺點(diǎn)以及適應(yīng)地質(zhì)條件［1-8］如表2,1所示表2.1常規(guī)井完井方式的優(yōu)缺點(diǎn)以及適應(yīng)的地質(zhì)條件完井方式套管

射孔

完井射

孔

完

井尾管

射孔

完井優(yōu)點(diǎn)可進(jìn)行生產(chǎn)控制、生產(chǎn)檢測套管射；可有選擇的射開油層，實(shí)行孔完井分層開米；可進(jìn)行井下壓裂/酸化作業(yè)有利于保護(hù)油層減少套管重量和油井水泥用孔完井量，降低完井成本可進(jìn)行井下壓裂、酸化作業(yè)缺點(diǎn)儲層易受水泥漿損害射孔操作較為復(fù)雜完井成本相對較高儲層易受水泥漿損害射孔操作較為復(fù)雜固井質(zhì)量尚難保證裸眼先期裸眼完井成本最低油層完全裸露，完善程度高，具有最大的滲流面積，口」充分發(fā)揮油層產(chǎn)能儲層/、受水泥漿的損害疏松儲層井眼可能坍塌層段之間竄槽可選擇的增產(chǎn)作業(yè)措施有限完井儲層不受水泥漿的損后期害難以實(shí)施增產(chǎn)措施裸眼使用可膨脹式雙封隔難以控制底水錐進(jìn)和完井器，可實(shí)施生廠控制和分隔層段堵水適應(yīng)的地質(zhì)條件有氣頂或有底水、含水夾層、易塌夾層，要求實(shí)施分隔層段的儲層各分層之間存在壓力、巖性等差異，要求實(shí)施分層測試、分層采油、分層注水、分層處理的儲層要求實(shí)施大規(guī)模水力壓裂作業(yè)的低滲透儲層砂巖儲層、碳酸鹽巖裂縫性儲層巖性堅(jiān)硬致密，井壁穩(wěn)定不坍塌的碳酸鹽巖或砂巖儲層無氣頂、無底水、無含水夾層及易塌夾層的儲層單厚儲層，或壓力、巖性基本-致的多層儲層不準(zhǔn)備實(shí)施分隔層段、選擇性處理的儲層割縫襯管完井割縫襯管完井可防止井壁坍塌在一定程度上可起到防砂縫管完井作用操作方便，成本低襯管損害后無法修理或更換無氣頂、無底水、無含水夾層及易塌夾襯管損害后無法修理或更換層的儲層單一厚儲層，或壓力、巖性基本一致的多層儲層不準(zhǔn)備實(shí)施分隔層段、選擇性處理的儲層巖性較為疏松的中、粗砂粒儲層割縫尾管完井避免受水泥漿的損害可以修理或更換被磨損或失效的襯管層段之間竄槽無法進(jìn)行生產(chǎn)控制礫石充填完井裸眼礫石充填完井儲層不受水泥漿的損害可防止疏松儲層出砂和井壁坍塌特別適宜于熱采稠油油藏必須嚴(yán)格控制礫石的層段之間竄槽無法進(jìn)行生產(chǎn)控制有氣頂或底水、含水夾層、易塌夾層等，要求實(shí)施分隔層段的儲層各分層之間存在壓力、巖性差異，要求實(shí)施選擇性處理的儲層出砂嚴(yán)重的中、粗、細(xì)砂粒儲層套管礫石充填完井可防止疏松儲層出砂和井壁坍塌可實(shí)施選擇性的射開層段特別適宜于熱采稠油油藏儲層受水泥漿損害必須起出井卜預(yù)充填礫后篩管后，才能實(shí)施選擇性增產(chǎn)增注作業(yè)2.2完井方式選擇原則完井即油氣井的完成。完井方式選擇是完井工程的重要環(huán)節(jié)之一，目前完井方式有多種類型，但都有其各自的適用條件和局限性。只有根據(jù)油氣藏類型和油氣層的特性去選擇最合適的完井方式，才能有效地開發(fā)油氣田，延長油氣井壽命和提高其經(jīng)濟(jì)效益。合理的完井方式應(yīng)該力求滿足以下要求：油、氣層和井筒之間保持最佳的連通條件，油、氣層所受的損害最??；油、氣層和井筒之間應(yīng)具有盡可能大的滲流面積，油、氣入井的阻力最??；應(yīng)能有效地封隔油、氣、水層，防止氣竄或水竄，防止層間的相互干擾；4）應(yīng)能有效地控制油層出砂，防止井壁坍塌，確保油井長期生產(chǎn)；5）油井管柱既能適應(yīng)自噴采油的需要，又要考慮與后期人工舉開相適應(yīng)。6）應(yīng)具備進(jìn)行分層注水、注氣、分層壓裂、酸化等分層措施以及便于人工舉升和井下作業(yè)等條件；7）稠油開采能達(dá)到注蒸汽熱采的要求；

8）油田開發(fā)后期具備側(cè)鉆的條件；9）施工工藝簡便，成本較低。根據(jù)油藏地質(zhì)、油藏工程條件和采油工程技術(shù)措施要求，選擇完井方式。完井方式的選擇應(yīng)考慮以下主要因素[8]:完井方式選擇依提油田地質(zhì)及油氣藏類型采油工程技術(shù)措施塊狀油層薄互油層多套油層古潛山油藏氣頂,底水油藏裂縫性地層高便角地層高壓高產(chǎn)氣藏含co:心腐蝕性氣體氣敷稠油層高凝油油藏抵押漏失油層分層注水增產(chǎn)措施塊狀油層薄互油層多套油層古潛山油藏氣頂,底水油藏裂縫性地層高便角地層高壓高產(chǎn)氣藏含co:心腐蝕性氣體氣敷稠油層高凝油油藏抵押漏失油層分層注水增產(chǎn)措施圖2.1完井方式選擇依據(jù)人工舉升排水采氣高凝油開采珊汕開—采分支并2.3完井方式的選擇依據(jù)完井方法的優(yōu)選是非常復(fù)雜的，應(yīng)根據(jù)油氣層的地質(zhì)特點(diǎn)，并參照本地區(qū)的實(shí)際經(jīng)驗(yàn)，慎重地選擇最合適的完井方法。一般情況下選擇完井方法時(shí)應(yīng)主要考慮以下介紹的幾個(gè)方面。地層出砂對于油氣田，若由于各種因素引起的砂巖儲層出砂，從而導(dǎo)致儲層損害，產(chǎn)能降低甚至引起油氣井報(bào)廢，將對油氣田開發(fā)造成巨大的損失，因此必須先考慮地層的出砂情況。出砂預(yù)測是對于測井?dāng)?shù)據(jù)、儲層巖性、泥質(zhì)含量和油氣藏特點(diǎn)的綜合分析，一般方法包括：現(xiàn)場觀測法、經(jīng)驗(yàn)公式法以及臨界產(chǎn)量法等。以T井為研究對象,進(jìn)行出砂預(yù)測，以下羅列了幾種可行的出砂預(yù)測方法。

觀測法(1)臨井的出砂情況處于同一油氣田，臨井若有出砂情況，則該井可能出砂。(2)觀察巖心情況容易出砂的疏松巖心可能出現(xiàn)以下情況：在常規(guī)的取心過程中往往收獲率較低，而且容易從取心筒中拿出或脫落；巖心取出后易碎、易留下。出砂預(yù)測公式(1)孔隙度法地層孔隙度可利用測井資料求得，它體現(xiàn)了地層的孔隙結(jié)構(gòu)和致密程度。一般情況下，地層的孔隙度大于30%,地層出砂較為嚴(yán)重；地層的孔隙度在20%?30%之間，地層出砂不是很嚴(yán)重；地層的孔隙度小于20%,地層出砂輕微或不出砂。聲波時(shí)差法地層聲波時(shí)差是縱波速度的倒數(shù)，與孔隙度成正比，聲波時(shí)差越大，表明孔隙度也就高，地層也越容易出砂。一般認(rèn)為，當(dāng)▽t>295us/m時(shí)，地層容易出砂。出砂指數(shù)法(阿科公司法)出砂指數(shù)又稱產(chǎn)砂指數(shù)或單項(xiàng)楊氏模量，根據(jù)出砂指數(shù)的大小可以確定不同層位地層的出砂程度。其計(jì)算公式為：式中：Bs4_Bs式中：Bs4_Bs=K-G3K=E3(1-2v)G=-E-2(1+v)-出砂指數(shù)，MPa；巖石泊松比，無量綱；MPa；MPa；MPa；MPa。Bs值越大，巖石強(qiáng)度越高，巖石越穩(wěn)定。當(dāng)Bs至2M104MPa時(shí)，不易出砂;當(dāng)1.4父104cBs<2.0M104MPa時(shí)，輕微出砂；當(dāng)BS<1.4^104MPa易出砂。(4)斯倫貝謝比法斯倫貝謝比法是通過計(jì)算斯倫貝謝比，來判定地層是否有出砂的可能性存在。斯倫貝謝比是地層巖石剪切彈性模量和體積彈性模量的乘積，具體表達(dá)式如下：R=KG(2.4)也可以直接通過測井資料計(jì)算得出。2式中：R—斯倫貝洲t比，MPa0R值越大，說明巖石強(qiáng)度越高，其穩(wěn)定性越好，越不容易出砂。一般認(rèn)為：當(dāng)72R<5.9父1。MPa時(shí)，地層才會出砂；反之，不會出砂。出砂預(yù)測結(jié)果根據(jù)出砂指數(shù)法以及斯倫貝謝法和儲層巖石力學(xué)參數(shù)，對儲層是否出砂做出判斷，結(jié)果見下表：表2.2出砂指數(shù)法預(yù)測結(jié)果楊氏模量（MPa）剪切模量（MPa）泊松比出砂指數(shù)（MPa）出砂預(yù)測結(jié)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斯倫貝謝法預(yù)測結(jié)果楊氏模量（MPa）剪切模量（MPa）泊松比斯倫貝謝比（MPa2）是否出砂1720074500.321.06108否1590059300.349.8107否1540064800.337.9107否根據(jù)巖心孔滲數(shù)據(jù)可知該區(qū)塊儲層有效孔隙度主要分布在6.4%-24.7%之間,平均為14.6%。所以判定地層出砂輕微或不出砂。井筒力學(xué)穩(wěn)定完井方法優(yōu)選考慮的井眼力學(xué)穩(wěn)定性不同于鉆井工程中的井壁穩(wěn)定，而是開采過程中的油氣層位置的井眼力學(xué)穩(wěn)定，是指生產(chǎn)過程中，井壁是否發(fā)生不穩(wěn)定坍塌現(xiàn)象，這直接關(guān)系到開采過程的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。如果井壁能夠保持穩(wěn)定，則不必考慮井壁坍塌的風(fēng)險(xiǎn)以及相應(yīng)的處理措施，否則就要采取措施減小井壁坍塌的風(fēng)險(xiǎn)。井壁穩(wěn)定性歸根結(jié)底是井下巖石所受壓力大小與巖石強(qiáng)度大小校核的結(jié)果。目前主要由抗壓強(qiáng)度法、Mohr-Coulumb剪切應(yīng)力分析法和Von.Misis剪切應(yīng)力分析法三種井壁穩(wěn)定性評價(jià)。氣頂、底水底水錐進(jìn)機(jī)理：當(dāng)射開底水油層時(shí)，隨著油井以一定產(chǎn)量生產(chǎn)，在井底就會形成一個(gè)壓降漏斗。由于井筒壓力下降，底水產(chǎn)生一個(gè)向上的力，使得油層底部的水上升到一定高度。在油水界面處，上升動(dòng)力與水的重力相平衡。壓降隨著離開井筒距離的增加而減小，導(dǎo)致油水界面的高度沿著側(cè)向降低，從而使得在開采前近似水平的油水界面，在壓降的作用下發(fā)生變形，在井底形成一錐體形狀。對于存在底水情況下的油氣藏，由于黏度差異，底水一旦突破，油氣井將被水淹，從而導(dǎo)致被迫關(guān)井，因此油氣藏遇到底水的情況還需要考慮控制底水的完井方法。氣頂錐進(jìn)機(jī)理：在存在氣頂?shù)挠筒刂?，?dāng)油井以一定產(chǎn)量生產(chǎn)，在井底就會形成一個(gè)壓降漏斗。由于井筒壓力下降，氣頂產(chǎn)生一個(gè)向下的力，使得油層頂部的氣下降到一定高度。壓降隨著離開井筒距離的增加而減小，導(dǎo)致油氣界面的高度沿著側(cè)向降低，使得在開采前近似水平的油氣界面，在壓降的作用下發(fā)生變形,在井底形成一錐體形狀。對于具有氣頂?shù)挠蜌獠?，如果采用高速水礫石充填和套管壓裂礫石充填這類具有增產(chǎn)效果的的完井方法，有可能壓裂裂縫溝通氣頂造成儲層壓力下降過快，導(dǎo)致降低產(chǎn)能。因此需要考慮氣頂?shù)絻拥木嚯x，從而盡量避免儲層與氣頂?shù)臏贤ā?.4完井方式選擇針對T井的完井方式優(yōu)選是在考慮其儲層物性、巖石物性、泥質(zhì)含量、底水、出砂程度和井筒穩(wěn)定性前提下，根據(jù)油氣田完井方式優(yōu)選的相關(guān)方法進(jìn)行計(jì)算，最后得出優(yōu)選結(jié)果。目前油田常用的完井方式主要有套管射孔完井、割縫襯管完井等。為保證油氣田的成功開發(fā)，有必要在根據(jù)地質(zhì)特性等因素進(jìn)行經(jīng)驗(yàn)選擇的基礎(chǔ)上對完井方式開展綜合評判優(yōu)選。油井完井方式很多都是根據(jù)油田經(jīng)驗(yàn)選擇的[6],下圖2.2列出了常規(guī)垂直井完井方式流程圖。根據(jù)表2.1分析各種完井方式的優(yōu)缺點(diǎn)，常規(guī)的直井完井方式的選擇流程如圖2.2。鑒于T井基本情況為：不出砂但層間非均質(zhì)性很強(qiáng)，最后選擇結(jié)果為：套管射孔完井。圖2.3為T井完井方式示意圖。砂巖地層有氣頂無氣頂?shù)蜐B透有底永射開

產(chǎn)層

中部

1/3

的射

孔完

井,開層段射完射產(chǎn)全的孔d無底水上有底水有底水無底水,有底水上套管下過

氣頂鉆至

油水界面

之上村管

完井我射

開產(chǎn)層中

部的射孔

完井管過頂管井射產(chǎn)下的孔井套下氣村完或開層部射完水面上管井射產(chǎn)上的孔井

油界之村完或開層部射完井眼是否穩(wěn)定穩(wěn)定，可作裸

眼完井實(shí)驗(yàn)不藕定，割埴襯管完井或全段射開產(chǎn)層射孔完井圖2.2常規(guī)垂直井完井方式流程圖第3章套管設(shè)計(jì)設(shè)計(jì)套管柱，必須本著既安全又經(jīng)濟(jì)的原則，也就是要解決一個(gè)低成本下的合力強(qiáng)度。從套管開始入井到下次固井或進(jìn)行油、氣生產(chǎn)，套管的外載在不斷改變著，設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)考慮受力最嚴(yán)重的情況。3.1套管結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)設(shè)計(jì)原則：有利于固井施工和提高固井質(zhì)量；滿足鉆井作業(yè)和完井增產(chǎn)壓裂措施需要；滿足特殊地層條件井(如泥巖膨脹、腐蝕性產(chǎn)層、異常壓力地層等的TW攵)0參照SY/T5724套管用結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)。常規(guī)注水泥套管柱結(jié)構(gòu)類型：引鞋(浮鞋)+套管+浮箍(套管承托環(huán))+套管(扶正器、泥餅刷等)+聯(lián)頂節(jié)。表3.1T井井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)表開鉆次序井深(m)鉆頭尺寸(mm)套管尺寸(mm)套管下入深度(m)水泥環(huán)返tWj(m)86311.2244.585地面二開1135215.9177.811328433.2套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)設(shè)計(jì)的原則總的原則：在最經(jīng)濟(jì)的條件下使井眼得到可靠的保護(hù)。(1)依據(jù)套管所受的外載，根據(jù)套管的強(qiáng)度建立一個(gè)安全的平衡關(guān)系。套管強(qiáng)度沙卜載&全系數(shù)(3.1)(2)設(shè)計(jì)時(shí)先按抗擠強(qiáng)度自下而上進(jìn)行設(shè)計(jì)，同時(shí)進(jìn)行抗拉強(qiáng)度和抗內(nèi)壓強(qiáng)度校核。當(dāng)設(shè)計(jì)到抗拉強(qiáng)度或抗內(nèi)壓強(qiáng)度不滿足要求時(shí)，選擇比上一段高一級的套管，改為抗拉強(qiáng)度或抗內(nèi)壓強(qiáng)度設(shè)計(jì)，并進(jìn)行抗擠強(qiáng)度校核，一直到滿足設(shè)計(jì)要求為止。(3)參照SY/T5724-2008標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)。(4)要綜合考慮完井方式和增產(chǎn)作業(yè)的需要，經(jīng)濟(jì)性要好。3.2.2套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)常用的套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)方法有：等安全系數(shù)法、邊界載荷法、最大載荷法、AMOW法、BEB法(圖解法)、前蘇聯(lián)的設(shè)計(jì)方法［10］。下面運(yùn)用等安全系數(shù)法進(jìn)行套管柱的強(qiáng)度設(shè)計(jì)。等安全系數(shù)法(總的要求)：在最危險(xiǎn)截面上是安全的。具體原則：①以內(nèi)壓載荷篩選初始套管；②根據(jù)外擠載荷進(jìn)行自下而上設(shè)計(jì)；③最后按抗拉強(qiáng)度進(jìn)套管設(shè)計(jì)安全系數(shù)如下：(1)抗內(nèi)壓設(shè)計(jì)安全系數(shù)酸性生油氣井應(yīng)按下述情況分別考慮安全系數(shù)：微量硫化氫，硫化氫分壓＜0.34kPa,安全系數(shù)取1.05。0.34kPa＜硫化氫分壓＜500kPa,安全系數(shù)取1.25。這相當(dāng)于在硫化氫環(huán)境中，材料屈服強(qiáng)度只按80%考慮。硫化氫分壓＜500kPa,同時(shí)二氧化碳分壓〉2000kPa,安全系數(shù)取1.35。硫化氫分壓〉500kPa時(shí)，不是用提高安全系數(shù)就能解決問題的，應(yīng)全井考慮減應(yīng)力設(shè)計(jì)。(2)抗外擠設(shè)計(jì)安全系數(shù)一般取1.0?1.125,在水泥面以下的套管柱一般取設(shè)計(jì)系數(shù)0.85,在水泥面以上的套管柱一般取1.0。(3)抗拉設(shè)計(jì)安全系數(shù)一般取1.6?2.0。應(yīng)根據(jù)螺紋類型不同，分別校核套管螺紋連接強(qiáng)度和套管本體抗拉強(qiáng)度。根據(jù)以上分析，推薦表3.2中的安全系數(shù)進(jìn)行套管強(qiáng)度校核，具體數(shù)值如下：表3.2套管安全系數(shù)抗拉安全系數(shù)St抗壓安全系數(shù)Si抗擠安全系數(shù)Sc1.61.051.0由油藏中部地層壓力16.8MPa和油藏中部深度1228m,求得鉆井液密度大約為%=1.40g/cm3,鋼材密度總=7.8g/cm3。浮力系數(shù)：Kf=1-上=1-140=0.82:s7.8利用等安全系數(shù)法進(jìn)行套管強(qiáng)度校核的公式如下：(1)抗拉強(qiáng)度k3Fm八kfqiLi10(3.2)i=4式中：Fm——考慮鉆井液浮力時(shí)第K段套管頂端承受的軸向拉力，kNkf浮力系數(shù)q——第i段套管單位長度的名義重量，N/mLi——第i段套管長度，m實(shí)際井口拉力：T=FmSt(3.3)(2)抗擠強(qiáng)度地層有效外擠載荷：巳=0.00981：m-1-km：nmin]D(3.4)式中：巳一一有效外擠載荷，MPaPm一—周井時(shí)管外鉆井液密度，g/cm3km一一套管的掏空系數(shù)，匕=0?1.0,1.0表示全掏空Pnmin"一下次鉆進(jìn)時(shí)所用的最低鉆井液密度，g/cm3D井深，m實(shí)際有效外擠載荷：Pc=BcSc(3.5)(3)內(nèi)壓載荷有效內(nèi)壓載荷：P=0.00981：nmin一：wD(3.6)式中P——有效內(nèi)壓載荷，MPaPnmin——下次鉆進(jìn)時(shí)所用的最高鉆井液密度，g/cm3凡——地層鹽水密度，g/cm3,一般在1.03?1.06g/cm3范圍內(nèi)。實(shí)際內(nèi)壓載荷*2（3.7）套管螺紋選擇根據(jù)SY/T6268-2008《套管和油管選用推薦作法》以及GB/T9253.2-2017《石油天然氣工業(yè)套管、油管和管線管螺紋的加工、測量和檢驗(yàn)》，對一開和二開選用的API套管使用圓螺紋進(jìn)行連接。套管設(shè)計(jì)結(jié)果表3.3套管設(shè)計(jì)結(jié)果開鉆次序二開井深861135套管下深851132水泥返高m地面843鋼級N-80N-80外徑mm244.5177.8壁厚mm7.828.05單重kg/m48.0734.23內(nèi)徑mm228.63161.70強(qiáng)連接強(qiáng)度KN2140（短圓螺紋）1966（長圓螺紋）抗拉強(qiáng)度KN度32472366抗內(nèi)壓MPa31.3（短圓螺紋）43.7（長圓螺紋）

抗擠強(qiáng)度MPa11.826.4第4章射孔工藝設(shè)計(jì)射孔工藝設(shè)計(jì)主要包括射孔方式選擇、射孔槍、彈選擇和射孔液選擇以及射孔深度控制。4.1射孔方式選擇根據(jù)油藏和流體特性、地層損害狀況、套管層序和油田生產(chǎn)條件選擇恰當(dāng)?shù)纳淇追绞?。目前，在油田射孔作業(yè)中常用的射孔方法主要有以下幾種方法，電纜輸送套管槍射孔、過油管射孔和油管輸送射孔等［6,8］。(1)電纜輸送套管槍射孔(WCG)電纜輸送套管槍射孔是在套管內(nèi)，用電纜把射孔器輸送到目的層，進(jìn)行定位射孔。射孔器可以采用有槍身射孔器或無槍身射孔器。電纜輸送套管槍射孔按采用的射孔壓差可分為常規(guī)電纜套管槍正壓射孔和套管槍負(fù)壓射孔。套管槍正壓射孔是指射孔前用高密度射孔液造成井底壓力高于地層壓力，在井口敞開的情況下，利用電纜下入套管射孔槍后，通過接在電纜上的磁性定位器測出定位套管箍對比曲線，調(diào)整下槍深度對準(zhǔn)層位，在正壓差下對油氣層部位射孔，取出槍后，下油管并裝好井口，進(jìn)行替噴、抽汲或氣舉等誘噴或直接采用人工舉升的方法，使油氣井投產(chǎn)。該方法具有施工簡單、成本低、高孔密、深穿透的特點(diǎn)，但正壓會使射孔液的固相和液相侵入儲層而導(dǎo)致較嚴(yán)重的儲層損害。為減少正壓對地層的損害，特別要求優(yōu)質(zhì)的射孔液。套管槍負(fù)壓射孔與套管槍正壓射孔基本相同，只是射孔前將井筒液面降低到一定程度，使井底壓力低于油藏壓力以建立適當(dāng)?shù)呢?fù)壓。該方法主要用于低壓油藏，具有負(fù)壓清洗和穿透較深的雙重優(yōu)點(diǎn)。但對于油氣層厚度大的井需要多次下射孔槍射孔，不能保待必要的負(fù)壓。(2)油管輸送射孔(TCP)油管輸送射孔簡稱TCP,是國外20世紀(jì)70年代發(fā)展起來的一種射孔方法，在80年代得到快速發(fā)展，技術(shù)逐漸完善，特別是在大斜度井、水平井、高壓氣井、防砂井和低滲透地層的射孔作業(yè)等方面具有其他射孔方法所不具備的優(yōu)勢，因而促進(jìn)了射孔完井技術(shù)的發(fā)展。國內(nèi)近幾年在陸上和海上各個(gè)油田都普遍應(yīng)用了該射孔工藝。油管輸送射孔是利用油管將射孔槍下到油層部位射孔，油管下部連有壓差式封隔器、帶孔短節(jié)和引爆系統(tǒng)，油管內(nèi)只有部分液柱形成射孔負(fù)壓，通過地面投捧引爆、壓力或壓差式引爆或電纜式接頭引爆等各種方式射開油氣層。油管輸送射孔適用于任何復(fù)雜的油井、氣井的射孔施工，如大斜度井、定向井、稠油井、硫化氫井、高溫高壓井、水平井、斜直井等。該工藝既能單獨(dú)進(jìn)行射孔施工，也可以進(jìn)行射孔測試聯(lián)作，應(yīng)用范圍廣、適用性強(qiáng)。該工藝具有以下幾個(gè)特點(diǎn)：①可以實(shí)現(xiàn)全井段最大負(fù)壓值射孔，使射孔孔道得到有效地清洗，以減少油氣流入井筒的阻力，提高油氣井的生產(chǎn)能力。②可以采用各種有槍身射孔器，以便實(shí)現(xiàn)高孔密、深穿透、大孔徑、多相位射孔的需要，從而可以最大限度地利用射孔方法提高油氣井的產(chǎn)能。③一次下井可以同時(shí)射開較長的井段或多個(gè)層段。④可以用于電纜射孔無法施工的復(fù)雜油氣井，如斜井、水平井和稠油井等。⑤該工藝雖然費(fèi)用較高，但射孔效果較好，是目前保護(hù)油氣層，提高油氣井產(chǎn)能的最有效方法之一。⑥可以配合各種類型的地層測試工具，如MFE、APR、RCT等，實(shí)現(xiàn)一次管柱完成射孔和測試的聯(lián)合作業(yè)，減少壓井和起下管柱次數(shù)，減少對油層的損害和作業(yè)費(fèi)用。⑦由于在井口預(yù)先裝好采油樹，故安全性能好，非常適合于高壓油氣井；同時(shí)射孔后即可投入生產(chǎn)，便于測試、壓裂、酸化等和射孔聯(lián)作。（3）油管輸送射孔聯(lián)作該工藝包括油管輸送射孔和地層測試聯(lián)作、油管輸送射孔與投產(chǎn)聯(lián)作、油管輸送射孔與壓裂、酸化聯(lián)作、油管輸送射孔與防砂聯(lián)作。油管輸送射孔和地層測試聯(lián)作是指將油管輸送裝置的射孔槍、點(diǎn)火頭、激發(fā)器等部件接到單封隔器測試管柱的底部。管柱下到待射孔和測試井段后，進(jìn)行射孔校深、坐好封隔器并打開測試閥，引爆射孔后轉(zhuǎn)入正常測試程序。這種工藝尤其適合于自噴井。油管輸送射孔與投產(chǎn)聯(lián)作是先用電纜將生產(chǎn)封隔器坐封在生產(chǎn)套管上，然后下入生產(chǎn)管柱（帶射孔槍），管柱的導(dǎo)向接頭下到封隔器位置時(shí)，循環(huán)沖洗干凈管柱內(nèi)積渣；繼續(xù)下管柱，當(dāng)管柱密封總成坐封后，井口投棒高速下落撞擊槍頭的引爆器，使之射孔；射孔槍及殘?jiān)尫诺骄准赐懂a(chǎn)。油管輸送射孔與壓裂、酸化聯(lián)作工藝在我國四川氣田、長慶油田獲得了成功應(yīng)用。完井時(shí)下一次管柱，能完成射孔、測試、酸化、壓裂、試井等工序。油管輸送射孔與防砂聯(lián)作適用于極不穩(wěn)定的出砂地層。該系統(tǒng)采用了帶螺旋片的管柱旋轉(zhuǎn)，并能大排量循環(huán)清除井內(nèi)出砂而不卡槍，還能有效地向射孔中進(jìn)行礫石充填。其施工流程是現(xiàn)在套管內(nèi)射孔段底部坐封封隔器，然后將上部封隔器連接帶螺旋片射孔槍的管柱（該管柱在地面試驗(yàn)?zāi)軡M足8135N-m的扭矩），下至油層底部，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內(nèi)注入攜砂液，經(jīng)旋轉(zhuǎn)管柱將砂液摻入孔眼，在地面可以觀察壓力變化和砂液返出情況；最后旋轉(zhuǎn)管柱至砂面以上循環(huán)后，再將管柱起出井口。(4)電纜輸送過油管射孔(TTP)過油管射孔是一種不壓井射孔方法，它是通把油管下放到所需要射孔井段以上，然后用一種專門的射孔槍從油管中經(jīng)過喇叭口下放到井內(nèi)，在套管內(nèi)進(jìn)行射孔。常規(guī)過油管射孔工藝這是最早使用的負(fù)壓射孔工藝，首先將油管下至油層頂部，裝好采油樹和防噴管，電纜接頭聯(lián)接射孔槍一并裝人防噴管內(nèi)，打開清蠟閥門下入電纜，射孔槍通過油管下入油管鞋，用電纜接頭的磁定位器測出短套管位置，調(diào)整深度使射孔槍對準(zhǔn)儲層，點(diǎn)火射孔。過油管射孔具有負(fù)壓射孔，減少儲層傷害，尤其適合干生產(chǎn)并不停產(chǎn)補(bǔ)孔和射開新層位，減少儲層損害，避免了壓井和起下油管作業(yè)。但過油管射孔槍直徑受油管內(nèi)徑限制.無法實(shí)現(xiàn)高孔密、深穿透，目前常規(guī)過油管射孔已使用很少，僅在海上和一些不能停產(chǎn)的井用于補(bǔ)充射孔。②過油管張開式射孔工藝美國馬拉松石油公司研制了這種工藝。張開式射孔槍包括一個(gè)控制頭和一只射孔槍。射孔前控制頭上提拉桿，使射孔彈繞框軸旋轉(zhuǎn)而張開并與套管垂直，點(diǎn)火射孔，這樣可以加大射孔彈并且減少與套管的間隙。該方法具優(yōu)點(diǎn)是可以在井眼壓力小于地層壓力(負(fù)壓)情況下射孔，利用儲層流體沖洗射孔碎屑，減少射孔損害；是一種經(jīng)濟(jì)的射孔方法，尤其是對修井作業(yè)，它可以節(jié)省壓井和起油管和封隔器的費(fèi)用；套管接箍定位器可以精確地確定射孔深度，以便進(jìn)行準(zhǔn)確的射孔；適合于不停產(chǎn)補(bǔ)孔和打開新層位的生產(chǎn)井，避免了壓井和起下油管作業(yè)；用清水代替了鉆井液作射孔液，減小了射孔時(shí)的正壓差，減輕了固相顆粒對地層的損害。該方法的缺點(diǎn)是使用的射孔槍和射孔彈受到油管內(nèi)徑的限制，無法實(shí)現(xiàn)深穿透、高孔密、大孔徑射孔，尤其是使用有槍身過油管射孔器射孔時(shí)，射孔彈又受到了槍身內(nèi)徑的限制；小直徑的過油管射孔槍功率較低，特別是在有井眼損害和致密性地層中，當(dāng)射孔相位角為0。時(shí)，油氣井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)將降低；井口壓力控制設(shè)備限制了射孔槍的長度，在多次下次射孔槍時(shí)，調(diào)整負(fù)壓比較復(fù)雜，甚至不可能；射孔彈所產(chǎn)生的碎屑都落入井中，且會使套管變形；過高的負(fù)壓差可能會使射孔槍和電纜產(chǎn)生上頂遇卡，造成打撈作業(yè)。(5)其它射孔工藝①負(fù)壓射孔負(fù)壓射孔是指射孔時(shí)，井內(nèi)液柱壓力低于儲層壓力。由于負(fù)壓差的存在，可使地層流體產(chǎn)生一個(gè)反向回流，沖洗射孔孔眼，避免孔眼堵塞和射孔液對儲層的損害。因此負(fù)壓射孔是一種保護(hù)儲層、提高產(chǎn)能的射孔方法。②超正壓射孔超正壓射孔是利用聚能射孔時(shí)射流局部的高壓和高速，采用高于油層破裂壓力的正壓進(jìn)行射孔。如油管傳輸?shù)獨(dú)庹龎荷淇坠に嚕窃谏淇讟屜轮辽淇孜恢煤?，將液氮潛入井?nèi)，并在井口加壓使井底壓力高于油層破裂壓力下射孔。該工藝的主要優(yōu)點(diǎn)是：(a)成孔瞬間的高正壓或氣體膨脹能使孔眼周圍形成微裂縫，以消除孔眼壓實(shí)造成的傷害；(b)可避免射孔液對油層的傷害；(c)部分進(jìn)入油層的氮?dú)庥欣谇逑纯籽垡约芭乓?，從而解除油層堵塞?d)通過控制放壓可使油井迅速建立壓差，投入生產(chǎn)；(e)對于鉆井油層及固井過程中造成嚴(yán)重傷害的井，與酸化處理聯(lián)作(射孔前井內(nèi)注入酸液)可有效地解除近井處的油層傷害。③水力噴射射孔該工藝是利用高壓流體射流配合機(jī)械打孔裝置在套管上開孔，并以高壓滲流穿透地層，帶噴嘴的軟管邊噴邊前進(jìn)，射孔后收回，其孔徑為14?25mm,最大穿透深度可達(dá)3m。④水力噴砂射孔水力噴砂射孔的原理是利用高壓液攜砂。攜砂液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%左右，利用高壓噴砂液體將套管射穿，繼而射向地層。因射流壓力高，若地層不是堅(jiān)硬地層，則可能不是將地層射成一個(gè)孔，而是形成一個(gè)洞穴，不利于今后生產(chǎn)。所以除非特殊要求，一般情況下不采用此法。目前發(fā)展一種噴砂切割，形成穿透深度較大的窄縫，運(yùn)用于低滲油藏，并可消除壓實(shí)帶的影響。⑤子彈和聚能彈射孔這項(xiàng)技術(shù)是在射孔槍內(nèi)同時(shí)裝上直徑為9.5mm的子彈和直徑為42.9mm的聚能彈。通過地面控制裝置，用導(dǎo)爆索起爆聚能射孔彈，子彈在射流的沖擊和壓力綜合作用下，被點(diǎn)燃發(fā)射，子彈和聚能射流進(jìn)入射孔孔道內(nèi)，進(jìn)而擴(kuò)充孔道，提高實(shí)際射孔效果。⑥激光射孔激光射孔是將激光發(fā)生器產(chǎn)生的高功率相干光束，通過光纜導(dǎo)向，沿著井軸到達(dá)預(yù)定的射孔深度，然后通過設(shè)在此處的激光接收器將光束橫向折射到射孔位置，光束連續(xù)聚焦在折射光束軸的焦點(diǎn)上，形成射孔孔眼，孔徑為9.5?25mm。當(dāng)激光射孔器能量足夠大時(shí)，可以使孔道更遠(yuǎn)地向地層伸延。(6)常見射孔工藝對比網(wǎng)

表4.1常見射孔方法對比表射孔工藝電纜輸送套管射孔電纜輸送過油管射孔油管輸送射孔槍直彳空,mm73~177.835-5473~177.8射孔彈型深穿透，大孔徑穿透深度淺，孔徑小深穿透，大孔徑彈藥量，g15-661.8-1715-66孔密，孔/m13-3913-1913-39孔深，mm400?800146~615400~800孔徑，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負(fù)壓范圍按負(fù)壓要求可控或等壓按負(fù)壓要求適應(yīng)井筒114.3?245mm套管，直井，50。以內(nèi)斜井油管》60.3mm,套管w245mm,直升,50°以內(nèi)斜井114.3?245mm套管，直井、斜井、水平井應(yīng)用范圍普通井生產(chǎn)井，補(bǔ)孔普通井、高壓油氣井、防砂井、低滲井、困難井射孔效果射孔污染影響產(chǎn)能孔徑、孔深小，部分污染影胴產(chǎn)能能沖洗孔眼產(chǎn)能高通過對比表4.1中幾種常見射孔工藝方法，電纜傳輸套管槍射孔工藝具有施工簡單、成本低、高孔密、深穿透的特點(diǎn)，但是對水平井長水平段的適應(yīng)性不好。油管輸送射孔具有高孔深、深穿透的優(yōu)點(diǎn)，負(fù)壓值高，易于解除射孔對儲集層的傷害，一次射孔層段厚度較大，最長可達(dá)1000m以上，該方法特別適用于斜井、水平井和稠油井等電纜難以下入的井。油管輸送射孔由于在井口預(yù)先裝好采油樹，所以安全性能好，非常適用于高壓地層和氣井。同時(shí)射孔后即可投入生產(chǎn)，也便于測試、壓裂、酸化等和射孔連作，減少壓井和起下管柱次數(shù)，能夠減少對油層的傷害和作業(yè)費(fèi)用。因此，對于目標(biāo)直井T井，目標(biāo)層位是較淺的砂巖儲層，考慮到施工簡單、成本低的優(yōu)勢，采用電纜輸送套管槍射孔的方式。另外考慮到負(fù)壓射孔可以利用射孔瞬間負(fù)壓產(chǎn)生的高速回流沖洗孔眼，運(yùn)移由于射孔壓實(shí)造成的孔眼堵塞物，以獲得清潔無傷害的孔眼。本文采用電纜輸送套管槍負(fù)壓射孔的方式對T井進(jìn)行射孔，射孔工藝示意圖如圖4.1所示。行房套洋技術(shù)套圖行房套洋技術(shù)套圖4.1電纜輸送套管槍射孔示意圖4.2射孔參數(shù)優(yōu)選射孔參數(shù)對產(chǎn)能的影響射孔孔眼參數(shù)主要包括孔深、孔密、孔徑和相位[11]?？咨钍侵干淇卓籽鄞┩傅貙拥纳疃取？酌苁侵该棵椎纳淇卓籽蹟?shù)目，孔徑是指射孔孔眼的直徑。相位是指相鄰射孔孔眼之間的角位移。射孔參數(shù)對產(chǎn)能有比較大的影響，而在不同條件下各參數(shù)的影響程度不同。下面列出了各射孔參數(shù)與油井產(chǎn)能⑼的關(guān)系：(1)孔深對產(chǎn)能的影響射孔的穿透深度是影響產(chǎn)能的一個(gè)重要因素。在不同的情況下和產(chǎn)能的關(guān)系也不同。在有鉆井損害而沒有射孔損害的情況下，只有當(dāng)孔深超過損害帶的一定程度時(shí)，油氣井的產(chǎn)能才不會降低，并且隨孔深的增加而增加。但是，當(dāng)孔深增加到某一數(shù)值時(shí)，再增大孔深，產(chǎn)能不會有太大的增加。在有鉆井和射孔兩種損害的情況下，即使孔眼完全射穿損害帶，油氣井的產(chǎn)能仍然低于無損害情況下的產(chǎn)能。在孔眼未穿過鉆井損害帶時(shí)，孔深、孔密和鉆井損害帶都是影響油氣井產(chǎn)能的重要因素。因此，提高射孔的穿透深度使之超過損害帶，可以減小鉆井損害程度對產(chǎn)能的影響。在有鉆井損害時(shí)，要使有鉆井損害的油氣井的產(chǎn)能接近無損害裸眼完井的產(chǎn)能，無論孔密多大，都得進(jìn)行深穿透的無損害射孔作業(yè)，使孔眼完全穿透損害帶。所以，在有鉆井(或修井)和射孔損害的油氣井中，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)孔密對產(chǎn)能的影響孔密較高就可以獲得較大的產(chǎn)能，但是在選擇孔密時(shí)不能無限制地增加孔密，應(yīng)當(dāng)考慮以下幾種因素：①孔密太大容易造成套管損害；②孔密太大射孔成本高；③孔密太大會使將來的作業(yè)變得更加復(fù)雜。因此，在射孔施工中，應(yīng)根據(jù)油氣井的條件和其他射孔參數(shù)，選擇一個(gè)適合于本井的最佳孔密，以期花最小的代價(jià)獲得最大的產(chǎn)能。在無損害條件下，孔密很小時(shí)，提高孔密產(chǎn)能比增大比較明顯。但孔密增大到某一值時(shí)，孔密對產(chǎn)能比的影響就不明顯。各向同性地層中[14],當(dāng)射孔相位角①=90。時(shí)，孔密增大產(chǎn)能比明顯增大；當(dāng)相位角①=0°時(shí)，孔密增大產(chǎn)能比也增大，但不如在①=90°時(shí)增大的程度大。而且，當(dāng)孔密由13孔/米增加到26孔/米時(shí),相位角①=90°和①=0°時(shí)的產(chǎn)能比增大的幅度大；而當(dāng)孔密由26孔/米增加到39孔/米時(shí)，相位角中=90°和①=0°時(shí)的產(chǎn)能比增大的幅度小。各向異性地層中，當(dāng)射孔相位角①=90°時(shí)，孔密變化對產(chǎn)能比的變化較為明顯，而且隨著孔密的增大產(chǎn)能比增加的幅度較大。當(dāng)相位角中=90°時(shí)，孔密變化對產(chǎn)能比的影響較小，特別是孔密達(dá)到26孔/米時(shí)，孔密增大產(chǎn)能比變化不大。由此可見，孔密是影響產(chǎn)能比的重要參數(shù)。但是，通過孔密來增大產(chǎn)能比是有限的。理論上講，孔密等于13孔/米時(shí)，其生產(chǎn)率可能超過裸眼井生產(chǎn)率；當(dāng)孔密大于13孔/米時(shí)，油氣井的機(jī)械強(qiáng)度降低，風(fēng)險(xiǎn)增大，因此會部分抵消射孔帶來的利益。但是，通過實(shí)驗(yàn)得出的結(jié)論為孔密小于52孔/米時(shí)，油氣井的機(jī)械強(qiáng)度不會降低。目前國內(nèi)各油田常用10孔/米的密度射孔，國外常用13孔/米的密度射孔。(3)孔徑對產(chǎn)能的影響孔徑是指射孔槍在地層中產(chǎn)生孔眼的直徑，對油井的產(chǎn)能也有一定的影響，但不如孔深、孔密的影響大。無論相位角是90°還是0°,當(dāng)孔徑小于10mm時(shí)，孔徑增加時(shí)，產(chǎn)能增加較大；當(dāng)孔徑大于10mm時(shí)，孔徑增加時(shí)，產(chǎn)能提高不大。此外，孔深小于228.6mm時(shí)孔徑變化對產(chǎn)能的影響較孔深大于228.6mm時(shí)孔徑變化對產(chǎn)能的影響大。目前所用彈型的孔徑變化范圍較小，由于射孔彈的炸藥量及能量均一定，故一般都傾向于犧牲孔徑(孔徑為10mm左右即可)來換取較大的孔深。但這個(gè)結(jié)論不

適用于稠油層、易出砂等儲層。對有積垢或石蠟沉積趨勢的井，采用19.05mm或者更大孔徑射孔效果較好，而對其它井，采用13mm的孔眼，其射孔效果較好。目前，國外射孔采用的射孔孔徑為0.25~13mm，而國內(nèi)射孔采用的孔徑為8~12mm。(4)相位對產(chǎn)能的影響相位是指相鄰兩個(gè)孔眼之間的角位移，對射孔完井產(chǎn)能也有較大的影響。目前國內(nèi)外射孔作業(yè)中經(jīng)常使用的射孔相位主要有0°、60°、90°、120°和180o相位角是影響產(chǎn)能的一個(gè)重要因素。研究表明在無污染無壓實(shí)的情況下，00相位角性能最差，1800相位角比00相位角產(chǎn)率比高20%,而最佳相位角600時(shí)比00的產(chǎn)率比高30%。相位角的優(yōu)劣次序?yàn)?00,900,1200,1800,0Q止匕外，當(dāng)孔深較淺時(shí)，相位角的差別較小，當(dāng)孔深較大時(shí)其差別亦較大。在各向異性地層，相位角由180°變化到0°或者90°產(chǎn)能有較大的提高，相位角在0°和90°之間變化時(shí)產(chǎn)能沒有太大的變化；而在各向同性地層，相位角由0°變到90°或180°時(shí)產(chǎn)能有較大的提高，相位角在90°和180°之間變化時(shí)，產(chǎn)能沒有太大的變化。通過實(shí)驗(yàn)可知，相位為00時(shí)，油井產(chǎn)能最低，相位為120。時(shí)產(chǎn)能居中，相位為90°時(shí)產(chǎn)能最高。這是因?yàn)樵谙嗤目酌芮闆r下，孔眼排列越集中，流線彎曲越嚴(yán)重，引起的能量損失越大，從而導(dǎo)致產(chǎn)能下降。當(dāng)孔眼未穿透鉆井損害帶時(shí)，120。相位和