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1、射孔完井的保护油气层技术 射孔过程一方面是为油气流建立若干沟通油气层和井筒的流动通道，另一方面又对油气层造成一走的损害。因此，射孔完井工艺对油气井产能的高低有很大影响。如果射孔工艺和射孔参数选择恰当，可以使射孔对油气层的损害程度减到最小，而且还可以在一定程度上缓解钻井对油气层的损害，从而使油井产能恢复甚至达到天然生产能力。如果射孔工艺和射孔参数选择不当，射孔本身就会对油气层造成极大的损害，甚至超过钻井损害，从而使油井产能很低。有些井的产能只是天然生产能力的 2030，甚至完全丧大产能。国内外的生产实践已经证明上述论点是完全正确的。如：新疆石油管理局在 1991 年底对 25 口没有工业开采价值
2、的老井进行了重新射孔，其中有 12 口油井获得了工业油流，例如车 38 井， 1986 年采用WD73 一 400 型无枪身射孔弹、10 孔m 完井，结果为干层。 1991 年底，改用 YD-89 射孔枪弹、16 孔m 重射，日产油 12.6m3。吉林油田采油一厂的中 18-56 井， 1992 年采用 WD67-1 型无枪身射孔弹、10 孔m 完井，又经过三次压裂，日产液 0.4t。1994 年 7 月改用 YD-127 射孔枪弹、16 孔m 重射，日产液 6.2t。大庆石油管理局北 2-20-456 井，最初采用 WDG48-200 无枪身过油管射孔弹完井，完井后液面不上升，S 1178。
3、后改用 YD-89 射孔枪弹重射，日产油 10t。大港石油管理局在 1991 年开始对 12 口试油结果为干层或低产的老井进行了重射。由原先采用的 57-103、YD-73 等射孔抢弹、1013 孔m，改为采用 YD-89、1620 孔m、重射，结果均获得工业油流，产能明显提高，平均增产 211.8 倍。上述资料表明：通过改进射孔工艺，可以使原先的报废井、干层，获得工业油流，扩大探明储量。由此可见，射孔工艺水平对油井产能有非常大的影响。因此，多年来同内外对射孔工艺；射孔损害机理等进行了大量的理论、实验室和矿场实验研究。一、射孔对油气层的损害分析 射孔对油气层的损害，可归纳为以下几个主要方面。1
4、成孔过程对油气层的损害 聚能射孔弹的成形药柱爆炸后，产生出高温（20005000）、高压（几千几万个 MPa）的冲击波，使凹槽内的紫铜金属罩受到来自四面八方的向药柱轴心的挤压作用。在高温高压下，金属罩的部分质量变为速度达 1000ms 的微粒金属流。这股高速的金属流遇到障碍物时，产生约 3 万 MPa 的压力，击穿套管、水泥环及油气层岩石，形成一个孔眼。但金属射流所遇到的障碍物并不会白白消失，套管、水泥环及岩石受到高压的聚能射流冲击后，将变形，崩溃而破碎，有一部分成为碎片。为了研究成孔过程中孔眼周围岩石的状况，1978 年 R.J.Sanucier 发表了用贝雷砂岩靶射孔，然后沿孔眼轴线方向剖
5、开岩心靶，观察孔眼周围岩石受损害的文章。观察表明：在最靠近孔眼约 2.54mm（0.1in）厚的严重破碎带处，产生大量裂缝有较高的渗透率。向外约 2.545.08mm（0.10.2in）厚为破碎压实带，渗透率降低。再向外约 5.0810.16mm（0.20.4in）厚为压实带，此处渗透率大大降低。Sanucier 指出，在孔眼周围大约 12.70mm（0.5in）厚的破碎压实带处，其渗透率 Kcz 约为原始渗透率 Ke 的 10。这个渗透率极低的压实带将极大地降低射孔井的产能，而目前的射孔工艺技术尚无法消除它的影响，如图 6-1 所示。国内华北油田与西南石油学院联合进行了射孔岩心靶损害机理的研
6、究。利用一种特殊的溶液向射孔后的岩心驱替，然后用某种试剂滴度，可明显地观察到孔眼周围存在一圈颜色变异的压实带，且在孔人口处压实带较厚，约为 1517mm，在孔眼底部压实带较薄，约为 710mm。这一观察与国外12.70mm（0.5in）厚的压实带之结论是基本一致此外，若射孔弹的性能不良，也会形成杵堵。聚能射孔弹的紫铜罩约有 30的金属质量能转变为金属微粒射流，其余部分是碎片以较低的速度跟在射流后面而移动，且与套管、水泥环、岩石等碎屑一起堵塞已经射开的孔眼。这种杵堵非常牢固，酸化及生产流体的冲刷都难以将其清除。2射孔参数不合理或油气层打开程度不完善对油气层的损害射孔参数是指孔密、孔深、孔径、布孔
7、相位角、布孔格式等。若射孔参数选择不当，将引起射孔效率的严重降低。从图中可见，在离井筒较远处是径向流。从水平面内观察，流体是径向流入井筒；从垂直面内观察，流线是平行于油气层的顶部和底部。但从井筒附近的某处开始，出现流线的汇集而变为非径向流。此时，尽管在水平面内已不再是径向的，但在垂直面内流线仍然还平行于油气层的顶部与底部，这称为非径向流l 相，此时已产生了部分附加压降。再靠近井筒的某一位置，流线开始汇集流向孔眼，因套管、水泥环的封闭成为流动障碍，故在垂直面内的流线也不再平行于油气层顶部和底部了，这称为非径向流 2 相，在水平面和垂直面内流线都汇集于孔眼，附加压降急剧增加。射孔参数越不合理（孔密
8、过低，孔眼穿透浅、布孔相位角不当等），产生的附加压降就越大，油气井的产能也就将越低。上述情况称为打开性质不完善井。由于种种原因，油气层有可能不宜完全射开。 油层有气顶和底水，油层段仅射开中间 13。由于可供流通的孔眼集中在 13 的油层段内，从而使得井底附近的流通更高、附加阻力更大，这种情况称为打开程度和打开性质双重不完善井。3射孔压差不当对油气层的损害所谓射孔压差是指射孔液柱的回压与油气层孔隙压力之差。若采用正压差射孔（射孔液柱回压高于油气层孔隙压力），在射开油气层的瞬间，井筒中的射孔液就会进入射孔孔道，并经孔眼壁面侵入油气层。与此同时，由于正压差射孔的“压持效应” 将促使己被射开的孔眼被射
9、孔液中的固相颗粒、破碎岩屑、子弹残渣所堵塞。有人认为钻井液正压差射孔时，在已经形成的孔眼中，大约有 13 的孔眼被完全堵死，呈永久性堵塞。正压差射孔还将促使更严重的压实损害带，特别是气层。这可能是由于孔隙中的气相比原油更易压缩，不易支撑孔隙的缘故。负压差射孔（射孔液柱回压低于油气层孔隙压力），在成孔瞬间由于油气层流体向井筒中冲刷，对孔眼具有清洗作用。合理的射孔负压差值可确保孔眼完全清洁、畅通。以往国内多数油田，山于射孔压差不当引起油气层损害，油井产能损大的现象是比较普通的。如某油田以往皆采用清水压井正压差射孔，如表 6-2 所示。该油田以往射孔时，清水基本都灌满至井口，射孔液柱的回压皆大于油层
10、压力，其正压差值最高达2.6MPa（5-510 井），比确保孔眼完全清洁所需之最小负压差值高出 9.3MPa（5-801 井）。目前国内多数油田己改用负压差射孔工艺。但其负压差值的大小，必须科学合理地制定，否则同样不能充分发挥负压差射孔的优越性。4射孔液对油气层的损害 正压差射孔必然会造成射孔液对油气层的损害。即使是负压差射孔，射孔作业后有时由于种种原因需要起下更换管柱，射孔液也就成为压井液了。射孔液对油气层的损害包括固相颗粒侵入和液相侵入两个方面。侵入的结果将降低油气层的绝对渗透率和油气相对渗透率。如果射孔弹已经穿透钻井损害区，此时射孔液的损害不但将使井底附近的地层在受到钻井液损害以后，再进
11、一步受到射孔液的损害，而巨将使钻井损害区以外未受钻片液损害的地层也受射孔液的损害。因此，射孔液的不利影响有时要比钻井液更为严重。采用有固相的射孔液或将钻井液作为射孔液时，固相颗粒将进入射孔孔眼，从而将孔眼堵塞。较小的颗粒还会穿过孔眼壁面而进入油气层引起孔隙喉道的堵塞。射孔液液相进入油气层将产生多种机理的损害，这点在前面的油气层损害机理章节中已讨论过。因此，应根据油气层物性，通过室内筛选，选择既能与油气层配伍、又能满足射孔施工要求的射孔液。表 6-2 某油田射孔压差统计井号 射孔 日期 部分射孔 井段 m 产层压力MPa 射孔液类型 射孔液的比重 射孔液面深度m 射孔液柱回压MPa 射孔压差MP
12、a 产层渗透率 10-3m2 确保孔眼清洁所需最小负压差 MPa 浅 7 1979 978.4956.6 8.98 清水 1 0 9.675 +0.695 1748 -1.835 5-704 1979 1930.41928.0 18.42 清水 1 160 17.69 0.73 4125 -1.418 5-123 1981 1156.21152.2 11.23 清水 1 0 11.54 +0.31 4995 -1.339 5-93 1982 2199.62184.4 20.62 清水 1 0 21.92 +1.30 34 -5.985 4-802 1982 2200.02197.2 21.44
13、 清水 1 0 21.986 +0.546 162 -3.746 5-53 1983 2132.82128.6 19.11 清水 1 0 21.307 +2.197 301 -3.111 4-72 1984 2192.42186.6 21.76 清水 1 0 21.892 +0.132 1937 -1.779 4-704 1984 1687.01684.4 16.13 清水 1 0 16.85 +0.727 1134 -2.090 5-510 1987 1539.01536.6 12.76 清水 1 0 15.378 +2.618 344 -2.989 5-801 1989 2138.9213
14、4.6 20.62 清水 1 0 21.367 +0.747 10 -8.640 二、保护油气层的射孔完井技术 射孔完井的产能效果取决于射孔工艺和射孔参数的优化配合。射孔工艺包括射孔方法、射孔压差和射孔液。1正压差射孔的保护油气层技术虽然负压差射孔具有显著的优越性，应尽量采用负压差射孔。但并不是说在任何油气井条件下都可以实施负压差射孔。在某些油气井条件下，仍然需要采用正压差射孔工艺。正压差射孔的保护油气层技术，主要有以下两个方面：一是应通过筛选实验，采用与油气层相配伍的无固相射孔液；二是应控制正压差值不超过 2MPa。2负压差射孔的保护油气层技术负压差射孔可以使射孔孔眼得到“瞬时” 冲洗，形成
15、完全清洁畅通的孔道；可以避免射孔液对油气层的损害。负压差射孔可以免去诱导油流工序，甚至也可以免去解堵酸化投产工序。因此，负压差射孔是一种保护油气层、提高产能、降低成本的完井方式。负压差射孔的保护油气层技术，也可分为两个方面：一是和正压差射孔一样，也应通过筛选实验，采用与油气层相配伍的无固相射孔液；二是应科学合理地制定负压差值。3合理射孔负压差值的确定负压差射孔时，首先应考虑确保孔眼完全清洁所必须满足的负压差值。若负压差值偏低，便不能保证孔眼完全清洁畅通，降低了孔眼的流动效率。但若负压差值过高，有可能引起地层出砂或套管被挤毁。因此，必须科学合理地确走所需的负压差值。 合理负压值可根据室内射孔岩心
16、靶负压试验，经验统计准则或经验公式确定。但目前最流行的是美国Conoco 公司的计算方法：若油气层没有出砂历史，则Prec0.2P min0.8P max。若油气层有出砂历史，则Prec0.8P min0.2P max。根据油气层渗透率，确定最小负压值 mi、Pmin(气井）0.01724K （Kl10m 2）Pmin(气井）4.972/ K0.18 （Kl10m 2）Pmin(油井）2.17 / K 0.3根据油气层的声波时差，确定最大负压差值 Pmax；Pmax(气井） 33.0950.0524DT asPmax(油井） 24.1320.0399DT as若声波时差 DTas300sm，则Pmax(油井） 0.8套管抗挤毁压力式中 K渗透率，m 2；Pmin 最小负压差值，MPa；Pmax一最大负压差值， MPa；D
