石油完井工程作业指导及满分答卷

石油完井工程作业指导及满分答卷一、完井工程核心认知与作业定位石油完井工程是油气井从钻井阶段转入生产阶段的关键衔接环节，其核心目标是建立储层与井筒的高效连通通道，同时兼顾产能优化、储层保护与长期生产安全。完井质量直接决定油气井的初期产能、采收率上限及运营寿命，是油气开发全流程中“承上启下”的核心工程。（一）完井类型与适用场景1.裸眼完井：适用于均质、低渗、无复杂夹层的碳酸盐岩或砂岩储层（如海上疏松砂岩油藏）。优势是储层裸露面积大，产能潜力高；缺点是后期分层开采难度大，易受井壁坍塌、出砂影响。2.射孔完井：应用最广泛，适用于多层系、需分层开采或高压气藏（如陆相页岩气井）。通过射孔弹穿透套管和水泥环，建立储层与井筒的连通，可配合封隔器实现分层改造与生产。3.衬管（筛管）完井：针对疏松砂岩、砾岩等易出砂储层（如塔里木油田部分油藏），通过筛管过滤地层砂，避免砂粒进入井筒。分为割缝衬管、绕丝筛管、防砂筛管等，需结合储层粒度分布优化筛管精度。二、标准化作业流程指导（一）前期准备：地质与工程的深度耦合1.地质资料精细化分析：明确储层物性（渗透率、孔隙度、含油饱和度）、压力系统（原始地层压力、压力系数）、流体性质（油气水组成、粘度、腐蚀性），为工具选型、参数设计提供依据。例如，高压气藏需重点评估套管抗内压强度，高含硫储层需选用抗硫材质（如9Cr套管）。识别储层敏感性（水敏、酸敏、速敏），指导完井液体系设计（如速敏储层需控制流体流速≤0.5m/s）。2.井身结构与完井管柱设计：套管程序需平衡“储层保护”与“工程安全”：表层套管封固上部复杂地层，技术套管封固非目的层（如盐水层、易漏失层），生产套管（或完井衬管）直接接触储层。例如，页岩气水平井通常采用“Φ339.7mm表层+Φ244.5mm技术+Φ139.7mm生产套管”的三级结构。完井管柱功能模块化：根据生产需求集成“生产管柱+封隔器+滑套/配产器+安全接头”，如分层开采井需设计“Y型封隔器+电动滑套”的智能管柱，实现远程分层调控。（二）井筒准备：从“钻井终点”到“完井起点”的过渡1.钻井液向完井液的转换：核心原则：低伤害、强抑制、抗污染。例如，致密气井常用“甲酸盐无固相完井液”，通过调节pH值（7~9）抑制黏土膨胀，滤失量控制在5mL/30min以内（API标准），避免储层渗透率不可逆伤害。2.固井质量终极验证：采用“声波变密度测井（VDL）+水泥胶结测井（CBL）”组合，评估水泥环胶结强度（胶结指数≥0.8为优质）、环空密封性（无窜槽）。若发现胶结缺陷，需通过“挤水泥”或“套管外封隔器”补救。（三）完井管柱下入：精度与安全的双重把控1.管柱组合优化：水平井段需考虑“摩阻与居中度”：采用“刚性扶正器+弹性扶正器”交替布置，确保管柱居中（偏心度≤10%），避免套管磨损或水泥环胶结不均。高压气井需设置“多级安全接头”，便于管柱打捞或更换，同时在井口安装“剪切闸板防喷器”，应对突发井喷。2.下入工艺细节：控制下放速度（≤0.5m/s），避免激动压力（压力波动≤5MPa）导致井壁坍塌；水平段采用“旋转下放+水力振荡器”，破解“岩屑床+摩阻”难题。（四）射孔作业：精准“穿透”的艺术1.射孔参数定制化设计：孔密：低渗储层（渗透率<10mD）采用16~20孔/m，高渗储层（>100mD）可降至8~12孔/m，平衡“产能提升”与“套管强度”。相位角：垂直井常用90°或180°，水平井为扩大泄油面积，多采用60°或45°相位（孔眼沿井眼周向均匀分布）。孔径：稠油层（粘度>100mPa·s）选用12~16mm大孔径，减少流体流动阻力；致密气层用8~10mm孔径，兼顾孔眼稳定性。2.射孔工艺选择：电缆射孔：适用于低压、低渗井，施工灵活但需压井液保护储层；油管传输射孔（TCP）：高压气井首选，射孔后可直接进行压裂或测试，避免二次污染。（五）储层改造：从“连通”到“提产”的跨越1.酸化工艺适配性：碳酸盐岩储层：采用“盐酸+缓蚀剂”体系（盐酸浓度15%~20%），溶解缝洞型储层的方解石、白云石，扩大泄油通道；砂岩储层：选用“土酸（盐酸+氢氟酸）”，但需严格控制氢氟酸浓度（≤3%），避免溶蚀骨架导致出砂。2.压裂参数精准化：水平井分段压裂：根据储层非均质性设计“簇间距（20~50m）、加砂量（30~100m³/段）、排量（3~5m³/min）”，致密气井常用“滑溜水+陶粒支撑剂”，页岩气井则采用“胍胶基压裂液+石英砂”。（六）完井测试：产能与安全的双重验证1.稳定试井：通过“定产降压”或“定压增产”测试，获取产能方程（如二项式、指数式），确定合理生产制度（如气井临界携液产量）。2.流体取样：采用“井下取样器（RDT）”获取地层流体，分析油气水比例、组分（如CO₂、H₂S含量），指导后续开采方案（如是否需要脱硫）。3.井口装置验收：采油树压力等级需匹配储层压力（如高压气井选用105MPa级采油树），阀门密封性能需通过“气压试验（1.1倍工作压力）”验证。三、质量控制与风险防控体系（一）全流程质量管控1.设计端：建立“地质模型+工程模拟”双验证机制，例如水平井完井需通过“储层甜点预测+井眼轨迹优化”，确保靶体穿行长度≥80%储层有效厚度。2.施工端：执行“三查四定”（查设计、查设备、查现场；定人、定责、定时间、定措施），射孔深度误差控制在±0.5m内，固井顶替效率≥95%。3.验收端：实施“三级质检”（班组自检、队级复检、甲方终检），完井管柱试压需达到“1.5倍工作压力，稳压30min无压降”。（二）典型风险预控1.井控风险：高压气井射孔前需“平衡地层压力”（压井液密度=地层压力系数+0.05），井口安装“剪切闸板+节流管汇”，储备≥2倍井筒体积的压井液。2.储层伤害：完井液与储层流体“配伍性试验”需提前72h开展，确保不配伍率<5%（通过岩心流动实验验证）。3.管柱失效：高含硫环境下，管柱需进行“抗硫腐蚀试验”（H₂S分压≥0.0003MPa时，选用抗硫材质），定期开展“无损检测（UT/MT）”。四、常见问题诊断与解决方案（一）射孔后产能低迷诱因：孔眼堵塞（钻井液侵入）、相位设计不合理（泄油面积不足）、储层伤害（完井液滤失）。对策：优化射孔参数：孔密提升至20孔/m，相位角调整为60°，增大泄油面积；补孔+酸化：采用“复合射孔（射孔+酸化一体弹）”，或射孔后立即进行“酸洗（10%盐酸+2%缓蚀剂）”。（二）固井后环空带压诱因：水泥环密封失效（窜槽、胶结差）、套管腐蚀穿孔。对策：挤注水泥：通过“环空挤注水泥车”，在环空压力峰值时挤入水泥浆，封堵窜流通道；安装环空封隔器：在技术套管与生产套管之间下入“永久式封隔器”，隔离环空压力。（三）防砂完井后出砂诱因：筛管损坏（腐蚀、冲蚀）、防砂强度不足（筛管精度与地层砂不匹配）。对策：更换筛管：采用“可溶桥塞+连续油管”钻磨旧筛管，下入新型防砂筛管（精度匹配地层砂中值粒径的1/3~1/2）；化学防砂：向地层挤注“树脂+支撑剂”，形成人工井壁，阻止砂粒运移。五、满分答卷：某致密气井完井作业实践（一）项目背景某致密气藏埋深3800~4200m，储层渗透率5~10mD，压力系数1.2，含气饱和度75%，属于“低渗、高压、强水敏”储层，需通过“水平井+分段压裂”实现经济开发。（二）作业流程与创新点1.前期准备：地质建模：通过“三维地震+随钻测井”明确储层甜点分布，水平段靶体穿行长度1500m，方位与最小主应力方向夹角≤15°（最大化压裂缝长）。完井液设计：采用“甲酸盐无固相完井液”，密度1.15g/cm³（平衡地层压力），滤失量≤3mL/30min，pH=8.5（抑制黏土膨胀）。2.井筒准备：固井质量：采用“低密度水泥浆（1.6g/cm³）+前置液冲洗”，CBL测井显示水泥胶结指数≥0.9，环空无窜槽。3.完井管柱与射孔：管柱组合：“Φ139.7mm套管+Y型封隔器+电动滑套”，水平段每30m设置1级滑套，实现分层压裂；射孔参数：TCP工艺，孔密16孔/m，相位角60°，孔径10mm，射孔深度误差≤0.3m。4.储层改造：分段压裂：15段压裂，每段加砂量80m³，排量4m³/min，采用“滑溜水+20/40目陶粒”，裂缝半长延伸至150m以上。5.完井测试：产能测试：稳定试井产量12×10⁴m³/d（超设计值20%），压力恢复曲线显示表皮系数≤2（储层伤害小）；流体取样：地层气H₂S含量<20mg/m³，无需脱硫处理，井口装置（105MPa级采油树）密封性能通过1.1倍压力试验。（三）成功关键设计精准：地质与工程参数深度耦合，靶体轨迹、压裂参数均基于储层特性优化；施工规范：各环节严格执行“作业指导书+检查表”，射孔、压裂等关键工序全程录像追溯；风险预控：压裂前储备3倍井筒体