第八章完井设计8.1 海洋完井工程的原则与操作程序完井，顾名思义指的是油气井的完成，科学地讲是根据油气层的地质特性和开发开采的技术要求，在井底建立油气层与油气井井筒之间最合理的连通渠道或连通方式，也包括确定最合理的井筒尺寸。

1、海洋完井工程的原则（1）尽可能减少对油气层的伤害，使油气层自然产能得以更好地发挥；（2）提供必要条件来调节生产压差，从而提高单井产量；（3）有利于提高储量的动力程度；（4）为采用不同的采油工艺措施提供必要的条件，方便于长期的采油，并有利于保护套管、油管，减少井下作业工作量，延长油气井寿命。

（5）近期和远期相结合，尽可能做到最合理的投资和操作费用，以海洋油气田开发的综合经济效益最高为目标。

2、海洋完井工程操作程序如图8-1所示。

首先，在方案设计阶段，要在勘探以及探井所取得的油气藏资料的其体下进行地质开发方案设计，在此基础上进行的完井工程方案设计是为了确保地质开发方案的顺利实施并满足地质开发方案的要求。

完井工程方案确定后，再进行钻井工程方案的设计，而钻井工程方案必须确保完井工程方案的实施并满足完井工程方案的要求。

其次，在实施阶段，则是先进行钻井，然后进行完井，建好井后交生产部门，油气井进入开发阶段。

图8-1 海洋完井工程操作程序8.2 井眼力学稳定性和出砂判定8.2.1井眼力学稳定性判定海洋完井方法包括：海洋裸眼系列完井、分段完井、水平井均衡排液完井、分支井完井、大位移完井、深水完井、智能完井。

其中只有裸眼完井不具备有支撑井壁的功能，而其它的完井方法均具有支撑井壁的功能。

但由于裸眼完井的优点突出，在选择完井方法时，需要考虑是否满足裸眼完井的条件。

生产过程中井眼的力学稳定性判断的目的就是要判定该井是采用能支撑井壁的完井方法还是裸眼完井。

井眼的稳定性受化学稳定性和力学稳定性的综合影响。

化学稳定性指油层是否含有膨胀性强容易坍塌的黏土夹层、石膏层以及盐岩层。

这些夹层在开采过程中，遇水后极易膨胀和发生塑性蠕动，从而导致油层失去支撑而垮塌。

采用Mohr-Coulumb剪切破坏理论判断井眼力学稳定性，不考虑热应力的影响，按照忽略中间应力的Mohr-Coulumb剪切破坏理论，作用在岩石最大剪切应力平面上的剪切应力和有效法向应力为：τmax=σ1−σ2σN=σ1+σ3−p s式中τmax——最大剪应力，MPa；σN——作用在最大剪切应力面上的有效法向应力，MPa；σ1——作用在井壁岩石上的最大主应力，MPa；σ3——作用在井壁岩石上的最小主应力，MPa；p s——地层空隙应力，MPa。

根据直线剪切强度公式，计算井壁岩石的剪切强度，即：τ=Cℎ+σN tanφCℎ=12σc∙σtφ=90°−arc cos σc−σt σc+σt式中τ——油层岩石的剪切强度，MPa；Cℎ——油层岩石的内聚力，MPa；φ——油层岩石的摩擦角，（︒）；σc——油层岩石的单轴抗压强度，MPa；σt——油层岩石的单轴抗拉强度，MPa；σN由式（8-1）计算出的有效法向应力，MPa。

式（8-2）表明，只要已知油层岩石的单轴抗压强度σc和抗拉强度σt，便可以计算出油层岩石的剪切强度τ。

若由式（8-2）计算出的油层岩石剪切强度大于由式（8-1）井壁岩石最大剪切应力，即τ>τmax，表明不会发生井眼的力学不稳定，可以采用裸眼完井方法；反之，将发生井眼的力学不稳定，即有可能发生井眼坍塌，因而不能采用裸眼完井方法，必须采用支撑井壁的完井方法。

计算得到τmax=σ1−σ22=0.173MPa，τ=Cℎ+σN tanφ=3.5028MPa，显然τ>τmax，此时井壁稳定。

详细计算见附录。

8.2.2 出砂判断在生产过程中地层出砂的判断就是要解决油气井是否需要采用防砂完井的问题，其判断方法主要有现场观察法（岩心观测、钻杆测试和邻井状态）、经验法（声波时差法、孔隙度法、组合模量法、出砂指数法和G C b）、力学计算法和抗拉强度预测法等。

本文主要使用岩石观察法、孔隙度法、声波时差法和组合模量法。

1、岩心观察疏松岩石用常规取心工具收获率低，很容易将岩心从取心筒拿出或岩心易从取心筒中脱落；用肉眼观察、手触等方法判断时，疏松岩石或低强度岩石往往一触即碎，或停放数日自行破碎，或在岩心上用指甲能刻痕；对岩心浸清水或盐水，岩心易破碎。

根据已有的地层泡水强度实验，岩心浸水四天后强度大大降低，因此此地层生产过程中易出砂。

2、孔隙度法孔隙度是反映地层致密程度的一个参数，地层的孔隙结构与地层的胶结强度有关，因此利用地层孔隙度变化情况进行出砂预测。

根据已知数据可知CPEDC2段孔隙度平均值为22.5%，CPEDC3段孔隙度平均值为21.3%。

地层孔隙度在20%—30%之间，地层出砂，但不是很严重。

3、声波时差法该方法采用声波在地层中的传播时差∆t c进行判断。

声波时差是声波纵波沿井剖面传播速度的倒数，记为∆t c=1v c。

地层声波时差越大，地层孔隙度越高，表明地层越疏松，生产中越易出砂。

采用声波时差∆t c判断油井出砂，声波时差的值因油田和区块的不同而有所差异。

一般情况当∆t c≥295μs m时，正常生产时油井易出砂，而已知地层的通过计算岩石的声波时差为1031.08μs m，故该地层易出砂。

4、组合模量法该方法在声波时差的基础上引入了砂岩油藏的敏感系数——密度，用声波时差和岩石密度确定的岩石弹性组合模量E c来判断油藏是否出啥，其计算公式如下：E c=9.94×108ρr∆t c2式中E c——岩石的组合弹性模量，MPa；ρr——地层岩石密度，g cm3；∆t c——岩石纵波声波时差，μs m。

一般情况，E c值越小，地层出砂的可能性越大。

研究人员在对现场出砂统计结果分析后认为：E c≥2.0×104MPa，正常生产时油井不易出砂；当1.5×104MPa<E c<2.0×104MPa时，正常生产时油井轻微出砂；当E c≤1.5×104MPa时，正常生产时油井严重出砂。

根据本设计的已知条件，将ρr=2.375g cm3和∆t c=1031.08μs m代入上式得到E c=2220.574<1.5×104MPa，此时地层易出砂。

8.3 完井方法优选8.3.1 总体思路完井方法选择的总体思路和原则如下：（1）根据井眼稳定性判断，从大的方面选择是否采用能支撑井壁的完井方法；（2）根据地层出砂判据，从大的方面选择是否采用防砂型完井方法；（3）根据油气藏类型、油气层特性和工程技术及措施要求等几方面的因素，从流程图初步选择完井方法，选出的完井方法可能有几种；（4）针对初选的几种完井方法，对每一种完井方法的完井产能进行预测；（5）根据每一种完井方法的完井产能预测结果，再进行单井动态分析。

8.3.2完井方法设计由上面计算判断结论为该油井不稳定且容易出砂，所以必须对油井进行防砂，再考虑不同完井方式的成本，假设如下：质筛管复合完井。

本目的油层厚，且有气顶，采用裸眼完井，可将技术套管下过油气界面，封隔油层上部，然后裸眼完井，同时射开其中含油段。

有底水时，只能采用高级优质筛管完井。

8.4 海洋完井管柱与井口设备井口装备的作用是悬挂井下油管柱、套管柱，密封油管、套管和两层套管之间的环形空间以控制油气井生产、回注并保证安全生产的关键设备，而完井管柱包括油管。

套管以及按一定功用组合而成的井下工具。

1、海上平台井口设备（1）地面采油树：选择整体式采油树。

整体式采油树由主阀、安全阀、清蜡阀和翼阀组合成一个整体部件，阀与阀之间的间距较小，既省空间又耐高温。

整体式采油树具有泄漏点少，结构紧凑，特别适用于海上平台的优点。

（2）地面井口装备：选择分离式井口装备。

根据井口装置尺寸和平台各层甲板尺寸切割套管，分别安装支撑法兰、套管头和油管头等部件。

分离式井口装备各部件具有灵活性、兼容性和互换性特点，可降低库存配件数量，节约成本；适用于各种井身结构和完井类型。

2、海洋完井管柱选择电潜泵采油完井管柱，它具有排液量大、井口压力较高、地面设备简单、占地面积小等优点，因而是海上油田人工举升的主要方式。

电潜泵采油系统属于离心泵采油机械采油树系统，由于离心泵本身的工作特性决定它属于中高杨程范围，适用于中、高产量的油井，原油的性能是低、中粘度，低、中汽油比。

附录1、井壁稳定性计算此地层计已知σ1=1.77MPa，σ2=1.942MPa，σ3=1.424MPa，σc= 18.421MPa，σt=1.396MPa，由前面计算得出的p s=1.0205MPa。

计算得：最大剪切应力：τmax=σ1−σ22=1.77−1.4242=0.173MPa有效法向应力：σN=σ1+σ32−p s=1.77+1.4242−1.020503=0.5765MPa油层岩石的内聚力：Cℎ=12σc∙σt=1225.715716=2.5355354MPa油层岩石的内摩擦角：φ=90°−arc cosσc−σtσc+σt =90−arccos18.421−1.39618.421+1.396=59.2045°井壁岩石的剪切强度：τ=Cℎ+σN tanφ=2.5355+0.5765×tan59.2045=3.5027MPa 显然τ>τmax，此时井壁稳定。