石油工程设计大赛采油单项组.doc

团队编号： 第九届中国石油工程设计大赛方案设计类采油气工程单项组 完成日期 2019 年 4 月 17 日中国石油工程设计大赛组织委员会制作品简介本方案为XX油田采油气工程方案，根据SY/T 6081-2012采油工程方案设计编写规范，应用Meyer压裂模拟软件完成了对该区T井压裂方案的设计，应用自编软件“压裂液返排优化设计系统”，对压裂液返排进行优化，应用pipesim软件完成了采油气工程方案设计，全文共10个章节。第1章 节为油田概况。本章介绍了油田地理位置、地层情况、构造和储层特征，温度、压力数据，以及实验和现场获得地层、原油、天然气参数。第2章 为完井设计。本章分析了常用完井方式的优缺点、计算了井筒出砂情况，并在此基础上依据油田经验选择了套管射孔完井方式。第3章 为套管设计。本章在所给井深结构的基础上，根据 SY 5724-2008 套管柱强度与结构设计和API 套管强度数据对套管进行优选。第4章 为射孔工艺设计，本章基于为达到最大油井产能的目的，对影响射孔参数的各因素进行分析，优选了射孔参数，对射孔后的套管强度进行了校核，对射孔配套设备做出了选择；根据储层特性，以保护储层的原则，对射孔液类型进行优选。第5章 为压裂设计，本章利用Meyer软件对施工参数和泵注程序进行了优化设计，并利用自编软件“压裂液返排优化设计系统”对压裂液的返排进行了优化。第6章 将为采油采气设计。生产阶段分为自喷阶段和人工举升阶段。自喷阶段利用pipesim软件，建立生产系统模型，模拟生产阶段，设计出合理的油管尺寸和油嘴尺寸；人工举升采用的是有杆泵举升方式，并对有杆泵举升方式的设备做出了选择。第7章 为防蜡、防腐设计。防蜡设计是根据原油高含蜡的特点，分析了蜡的形成机理，清、防蜡的方法，预测了蜡开始析出的井深，并作出了具体的清、防蜡措施；防腐设计主要介绍了油田上常见的油套管腐蚀机理和影响因素，提出了具体的防腐措施。第8章 为生产管理及HSE。第9章 为经济评价。主要从投资费用估算、操作费用估算和销售收入、税金及附加三个部分对T井进行经济评价。第10章为推荐方案。目 录第 1 章 油田概况1 地理环境1 地质特征2 层序地层特征2 构造特征2 沉积特征4 储层特征5 砂体连续性及厚度变化5 油层发育特征7 油藏类型7 储层物性7 储层四性关系7 储层孔隙结构10 储层流体性质11 地层水性质11 渗流特征11 油藏温度与压力12 地层敏感性13 岩石力学参数13 井身结构参数14 基础数据小结14 引用标准及规范14第 2 章 完井方式选择16 常见的完井方式16 完井方式选择原则17 完井方式的选择依据18 地层出砂18 井筒力学稳定20 气顶、底水20 完井方式选择21第 3 章 套管设计24 套管结构设计24 套管强度设计24 设计的原则24 套管强度设计24 套管螺纹选择27 套管设计结果27第 4 章 射孔工艺设计28 射孔方式选择28 射孔参数优选33 射孔参数对产能的影响33 射孔参数优选35 射孔枪选择40 射孔弹的选择41 合理射孔负压值得确定42 射孔液优选43 射孔液类型43 射孔液选择44 射孔对套管强度的影响44表 T井各射孔层段的套管强度降低程度结果表46 射孔工艺设计结果46第 5 章 压裂增产工艺设计47 压裂增产工艺47 压裂施工准备48 压裂作业施工流程48 压裂液材料优选50 压裂液的作用及性能50 压裂液分类51 压裂液添加剂54 压裂液优选54 支撑剂材料优选55 支撑剂的作用及性能55 支撑剂分类56 支撑剂优选57 压裂施工参数设计58 Meyer软件简介58 T井储层特性及完井参数59 压裂液及支撑剂配置60 施工参数优化及施工泵序60 压后返排优化设计70压后返排工作制度优化设计70 压后返排液处理72 作业应急预案及施工要求73 作业应急预案73 压裂QHSE要求75 压裂改造储层保护78 压裂对储层的伤害机理78 储层损害防护措施80第 6 章 采油采气设计82 自喷设计82 软件模型82 自喷能力判断82 油管尺寸选择、83 停喷压力预测84 油嘴直径的选择85 油管设计86 油管设计原则86 T井油管选择86 油管质量检验86 人工举升88 人工举升设备88 人工举升方式优选91 有杆泵采油系统设计94 气锚的选择96 抽油杆扶正器97 设备的安装98第 7 章 清防蜡、防腐99 影响结蜡的因素99 油井防蜡原理100 清、防蜡措施100 从生产制度上控制蜡结晶100 从工艺上进行清、防蜡100 T井结蜡预测计算102 清防蜡措施103 清防蜡工艺选择103 清、防蜡设计103 防腐106 腐蚀的原因：106 影响腐蚀速率的因素107 油井腐蚀特点107 防腐方法108 防腐设计110第 8 章 生产管理及安全防护111 生产管理111 油气田生产管理111 有杆泵采油井的管理112 健康、安全和环境保护114 遵循规章114 安全须知114 作业主要危害116 健康保障116 环境污染治理117第 9 章 经济评价119 油藏经济评价的依据和方法119 投资费用估算120 前期研究费用估算120 完井和生产设备投资估算120 改造和废弃费用估算120 其他投资121 操作费用估算121 销售收入、税金及附加估算121 销售收入121 税收122 估算结果122 财务评价122 不确定性分析124第 10 章 设计结果125 油田概况125 完井方式125 套管设计126 射孔方案127 压裂增产工艺127 采油采气设计128 清防蜡、防腐130 生产管理以及HSE130 经济评价130参考文献132第 1 章 油田概况 地理环境现有XX油田某区块，其上边界为断裂，该区块地面海拔260m275m，地表平坦，为较松软碱土层覆盖。气候干燥、多风，温差较大，寒潮发生频率较高。年平均气温为，历年气温统计结果显示该地区温度最高可达43，最低可达-38。地震基本烈度为7度，设防烈度为7度远震。该区块内有W1-W13共13口井，其中 W1、W2、W4、W5、W7和W11为注水井，现新增一口采油井T，井位分布见图。图 油田某区块井位分布图该区附近分布有公路，交通便利。通讯网络均覆盖该地区，通讯发达。管线接入点与 W8 井的相对位置见图。图 油田某区块已建管线示意图 地质特征 层序地层特征本区钻遇地层主要为三叠系XX组地层，三叠系XX组地层从上到下主要分为A和B两个砂层组，具体的层序地层分层结果如表所示。表 油田某区块层序地层分层表 构造特征本区块为西北倾向东南的单斜构造，顺下倾方向地层逐渐变陡，地层倾角为3°30°，整体上构造形态比较简单，内部断层不发育。该区断裂构造特征：区块北部发育一组NEE-SWW走向的断裂构造，断层性质为逆断层，断层面倾向为北北西，倾角自上而下由70°变为20°，垂直断距为300m600m，属于沉积同生断裂，最高断开层位为侏罗系上统，构造剖面图如图。该区及邻区的井震联合剖面图如图和图所示。图 油田某区块断裂构造剖面图图 地震剖面图一图 地震剖面图二 沉积特征该区地层是一套快速沉积的洪积相砂砾岩体，呈现洪积层理的特征，各薄层之间没有明显的层理面，是经过多次洪积物叠覆而形成的成层性沉积构造。因水动力变化频繁，该区沉积构造复杂且发育规模差别大。具体的沉积微相划分结果见表。表 XX油田某区块沉积微相划分表微相目的层扇根外带片流带B5b、B5a、B4c漫洪带扇中辫流带B4b、B4a、B3c、B3b、B3a漫流带扇缘径流带B2、A4、A3、A2漫流带（湿地）根据岩矿成分及含量统计，该区储层岩性以砂砾岩、砂质砾岩和含砾粗砂岩为主。整体上成分和结构成熟度均较差；分选中等差；杂基含量较高，局部地层集中发育碳酸盐胶结物。储层矿物主要由石英和斜长石组成，钾长石含量次之，含少量铁白云石、菱铁矿和方解石。储层岩屑含量占全部碎屑的11%73%，以花岗岩岩屑和火山岩岩屑为主。砾石成分主要由凝灰岩和花岗岩组成；砂质成分以花岗岩、长石和石英为主。该区具有分选差、快速堆积等特点，决定了该区的纵向非均质性严重，导致物性变化很快，对油气的运移造成了很大的阻碍。该区及邻区垂直物源方向沉积剖面图如图所示。图 垂直物源方向沉积剖面图 储层特征1、孔隙结构特征根据密闭取心井分析结果和储集层岩样压汞资料可知，该区主要发育两种类型的孔隙结构，具体的分类特征见表。表 XX油田某区块储层孔隙结构分类特征类别孔隙度（%）渗透率(10-3m2)均值偏态饱和度中值半径(m)最大孔喉半径(m)平均毛管半径(m)视孔喉体积比非饱和汞体积百分数>17> 300< 8>> 5> 30> 15> 4< 51423150300810<5301514520其中I类储集层以砂砾岩为主，砾石成分比较复杂，颗粒分选中等差。矿物组成主要为钾长石和石英，斜长石次之，云母片常见。II类储集层呈现中高孔中渗特征，颗粒分选差，溶蚀孔比较发育，粒间分布有较高含量的杂基，孔隙中分布有较多的云母。2、粘土矿物分布特征与胶结情况该区储层填隙物成分主要有泥级的陆源碎屑、粉砂岩、粘土矿物以及碳酸盐矿物（方解石、菱铁矿），此外还有少量的水黑云母等。对该区块及其邻近两区块的粘土矿物分析结果见表。该区岩屑表面蒙脱石化，杂基向片絮状伊蒙混层转化，对渗透率影响较小。表 XX油田某区块粘土成分相对含量分析表区块伊利石（%）高岭石（%）伊蒙混层（%）本区块306邻近区块1邻近区块2该区B5层胶结物以钙质胶结为主，多为胶结致密岩性；B4层岩石多为疏松和中等胶结，泥质胶结为主，钙质胶结变弱；B3层岩石胶结中等疏松的岩性约占50%，泥质胶结为主，钙质胶结较B4层严重。从总体上看该区从B5层到B3层胶结物自下而上由钙质胶结为主渐变为泥质胶结为主。胶结类型以孔隙式和接触-孔隙式为主，胶结物总量在%。 砂体连续性及厚度变化该区砂体厚度居中，平均，平面上砂体分布和连片情况由西向东逐渐变薄，垂向上B4层砂体厚度最大，B3层砂体厚度次之，B5层砂体厚度最小。分层砂体厚度及井网控制程度统计结果见表。表 油田某区块砂体厚度及井网控制程度统计表小层砂体厚度（m）砂体控制程度（%）A2A360A41B280B3aB3b100B3c100B4aB4bB4c100B5a2B5b100为加深对井间单砂体连通关系的认识，该区对井网进行了加密，井网对砂体的控制程度获得了提高，新钻井前后砂体连通关系对比图如图和图所示。图 新钻井前砂体连通关系图图 新钻井后砂体连通关系图 油层发育特征1、油层平面分布特征该区平面上油层分布连续性较好，但是油层分布和连片情况总体由西北向东南逐渐变差。B5、B4、B3油砂体连片分布，厚度较大；B5层平均砂层有效厚度为，B4层平均砂层有效厚度为，B3油砂体呈条带状分布，平均有效厚度为；B2、A4、A3、A2油砂体呈透镜状分布，平均砂层有效厚度分别为、。各小层平均有效厚度统计结果见表。表 油田某区块油藏有效厚度统计表层位A2A3A4B2B3aB3bB3cB4aB4bB4cB5aB5b平均有效厚度(m)1232、油层连续性特征该区块纵向上B5aB3c油层分布稳定，连续性好，且有效厚度较大。从平行水流方向和垂直水流方向的油层延伸长度和连通率统计可知，平行水流方向油层延伸长度和连通率高于垂直水流方向。该区目的层层内夹层主要有两种类型：一种是低渗透泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩；另一种是低渗透钙质泥岩和泥质砾岩，表现为高阻致密的特征。目的层夹层钻遇率分布在%的范围内，扇顶亚相B5层和B4层夹层钻遇率相对来说较高。夹层密度一般为个/m，对渗流基本不起遮挡作用，仅在局部地区对油气流动起“绕流”作用。 油藏类型该区块油藏类型为断块油藏。 储层物性 储层四性关系储层有效孔隙度主要分布在%之间，平均为%（图），空气渗透率主要分布在×10-3m2×10-3m2之间，平均为×10-3m2（图）。图 油田储层岩心分析有效孔隙度分布直方图图 油田储层岩心分析渗透率分布直方图根据1998年开始实施的石油天然气行业标准油气储层评价方法（SY/T6285-1997）确定了含油储层的孔隙度、渗透率评价分类标准（见表），可以评价储层孔隙度、渗透率的级别，大致属于中渗。表 含油碎屑岩储层孔隙度、渗透率评价分类标准级别特高高中低特低超低孔隙度/%>30302525151510105<5k/(10-3m2)>200020005005005050101011该区小层孔隙度和渗透率统计结果见表。表 油田某区块小层孔隙度和渗透率统计结果层位孔隙度（%）渗透率（×10-3m2）A2A3A4B2B3aB3bB3c18B4aB4bB4cB5aB5b该区层内渗透率级差平均为，变异系数平均为，突进系数平均为。以小层平均渗透率为基础数据进行的层间渗透率非均质程度的统计结果见表。表 油田某区块层间渗透率非均质程度统计表级差变异系数突进系数最大最小平均最大最小平均最大最小平均（1）渗透率变异系数（）：用于度量统计的若干数值相对于平均值的分散程度。（）式中：层内某样品的渗透率值（=1，2，3，···，n）；层内所有样品渗透率的平均值；n样品个数。一般而言，当时为均质型，反映非均质程度弱；当时为较均匀型，反映非均质程度中等；当时，为不均匀型，表示非均质程度强。（2）渗透率突进系数（）：表示砂层中最大渗透率与平均渗透率的比值。（）式中，层内最大渗透率，一般以层内渗透率最高的相对均质层的渗透率表示，；层内渗透率算术平均值，。当为均质型，当时较均质型，当时为不均质型（3）渗透率级差（）：砂层内最大渗透率与最小渗透率的比值：（）式中，层内最小渗透率值，一般以渗透率最低的相对均质段的渗透率表示，。岩性主要为中细砂岩、含砾粗砂岩、砂砾岩、砾岩，具体见岩心分析的岩性孔渗直方图（图 ）。图 岩心分析岩性孔渗直方图 储层孔隙结构根据该区块铸体薄片鉴定资料统计，砾岩储集层的孔隙类型有以下 5种：溶蚀孔、粒间孔、微裂缝、砾缘缝和胶结物或杂基中微孔等，以邻区两口井为基础的孔隙结构特征参数见表。分层毛细管压力特征参数见表。表 油田孔隙结构特征参数表井号个数平均孔隙直径（m）平均喉道宽度（m）孔喉直径比（m）孔隙配位数面孔率（%）镜下孔隙类型及含量（%）粒间孔隙粒间溶孔基质粒内E1150-35-903-60E2230-3->7520 ±5 ±表 油田油藏毛细管压力特征参数表 类别层位正态概率法矩法退汞效率（%）喉道均值（m）分选系数歪度峰态喉道均值（m）分选系数歪度峰态B340B4164B580 储层流体性质XX油田地层原油密度cm3，地下原油粘度·s，含蜡量%，凝固点1318，体积系数，油藏天然气相对密度为。 地层水性质根据地层水分析资料，Cl-含量范围在34mg/L-56360mg/L之间，平均为32891mg/L，总矿化度范围在22000mg/L-55000mg/L之间，平均为28868mg/L。水型主要为NaHCO3型。 渗流特征相对渗透率是岩石流体相互作用的动态特征参数，也是油藏开发计算中重要的参数之一。其定义为多相流体共存时，每一相流体与基准渗透率的比值。对本区块中的5块岩样进行相对渗透率测定，其中岩样1的相渗曲线如图所示，另外油气相渗曲线如图所示。图 岩样1相渗曲线图 油田油气两相相对渗透率曲线 油藏温度与压力油藏压力测试结果见表。表 油田油藏原始压力系统表中部海拔（m）油层中部深度（m）原始地层压力（MPa）油藏高度（m）压力系数饱和压力（MPa）地饱压差（MPa）饱和程度（%）-96012284002以邻区某井为基础的地层温度随深度化数据见表，作出地温曲线如图所示，地温梯度大约为/100m。表 地层温度与海拔深度关系数据海拔深度(m)973996103210571084110911431160地层温度()图 地温曲线 地层敏感性目前储层润湿性为中性亲水，中等速敏，中等强水敏；同时储层具有不同程度的盐敏，临界盐度为4767mg/L。 岩石力学参数T井的岩石力学参数统计结果如表所示。表 T井岩石力学参数统计表井号井段（m）杨氏模量（GPa）剪切模量（GPa）泊松比范围平均值范围平均值范围平均值T 对本井进行破裂压力预测处理，针对实际射孔层段，求得各层段的破裂压力值如表所示。表 T井地层破裂压力预测值井号射孔井段（m）地层破裂压力（MPa）T 22 井身结构参数T井的井身结构数据如表所示。表 T井井身结构数据表开钻次序井深（m）钻头尺寸（mm）套管尺寸（mm）套管下入深度（m）水泥环返高（m）一开8685地面二开11351132843 基础数据小结该地区气候干燥、多风，温差较大，寒潮发生频率较高；交通便利，通讯发达。油藏类型属于断块油藏，由地层特征可知目，的层位于三叠系XX组，深度约为1135m，厚度约为136m。该区储层岩性以砂砾岩、砂质砾岩和含砾粗砂岩为主，具有分选差、快速堆积等特点，岩石胶结中等，以泥质胶结为主。该区储层有效孔隙度主要分布在%之间，平均为%，空气渗透率主要分布在×10-3m2×10-3m2之间，平均为×10-3m2，属于中渗油藏。XX油田地层原油密度cm3，地下原油粘度·s，含蜡量%，凝固点1318，体积系数，油藏天然气相对密度为，属于高含蜡，应注意采取防蜡措施。 引用标准及规范采油设计主要的引用标准、规范和规定如下：SY/T10011-2006油田总体开发方案编制指南SY6081-1994T采油工程方案设计编写规范Q/SY1142-2008井下作业设计规范SY/T 10011-2006油田总体开发方案编制指南SY/T 5029-2006抽油杆SYT 5724-2008套管柱结构与强度设计SYT 6194-1996套管和油管SYT 5198-1996钻具螺纹脂API 油套管数据手册GBT 石油天然气工业 套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验GBT 20488-2006油气井聚能射孔器材性能试验方法SYT 5911-2012射孔优化设计规范SY5727-2007井下作业安全规程SY/T 6088-1994深井压裂工艺作法Q/CNPC 25-1999油水井压裂设计规范SY/T 5108-2006压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法SY/T6570-2003油井举升工艺设计编写规范SY/T5873-2005有杆泵抽油系统设计、施工推荐方法SY/T6258-1996有杆泵抽油系统（常规型）设计计算方法SY/T 5873-2017有杆泵抽油系统设计、施工作法SY/T 常规修井作业规程SY/T 常规修井作业规程SY/T 6690 井下作业井控技术规范SY/T5952-2005油气井井下工艺管柱工具图例SY/T6120-1995 油井井下作业防喷技术规程SY/T 6668 游梁式抽油机的安装与润滑SYT 6947-2013石油天然气工业 聚乙烯内衬复合油管第 2 章 完井方式选择 常见的完井方式各种完井方式的优缺点以及适应地质条件1-8如表所示。表 常规井完井方式的优缺点以及适应的地质条件完井方式优点缺点适应的地质条件射孔完井套管射孔完井可进行生产控制、生产检测套管射；可有选择的射开油层，实行孔完井分层开采；可进行井下压裂/酸化作业储层易受水泥浆损害射孔操作较为复杂完井成本相对较高有气顶或有底水、含水夹层、易塌夹层， 要求实施 分隔层段的储层各分层之间存在压力、岩性等差异，要求实施分层测试、 分层采油、分层注水、分层处理的储层要求实施大规模水力压裂作业的低渗透储层砂岩储层、碳酸盐岩裂缝性储层尾管射孔完井有利于保护油层减少套管重量和油井水泥用孔完井量，降低完井成本可进行井下压裂、酸化作业储层易受水泥浆损害射孔操作较为复杂固井质量尚难保证裸眼完井先期裸眼完井成本最低油层完全裸露，完善程度高，具有最大的渗流面积，可充分发挥油层产能储层不受水泥浆的损害疏松储层井眼可能坍塌层段之间窜槽可选择的增产作业措施有限岩性坚硬致密，井壁稳定不坍塌的碳酸盐岩或砂岩储层无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层单厚储层，或压力、岩性基本-致的多层储层不准备实施分隔层段、选择性处理的储层后期裸眼完井储层不受水泥浆的损害使用可膨胀式双封隔器，可实施生产控制和分隔层段难以实施增产措施难以控制底水锥进和堵水割缝衬管完井割缝衬管完井可防止井壁坍塌在一定程度上可起到防砂缝管完井作用操作方便，成本低衬管损害后无法修理或更换无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹衬管损害后无法修理或更换层的储层单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多层储层不准备实施分隔层段、选择性处理的储层岩性较为疏松的中、粗砂粒储层割缝尾管完井避免受水泥浆的损害可以修理或更换被磨损或失效的衬管层段之间窜槽无法进行生产控制砾石充填完井裸眼砾石充填完井储层不受水泥浆的损害可防止疏松储层出砂和井壁坍塌特别适宜于热采稠油油藏必须严格控制砾石的质量层段之间窜槽无法进行生产控制有气顶或底水、含水夹层、易塌夹层等，要求实施分隔层段的储层各分层之间存在压力、岩性差异，要求实施选择性处理的储层出砂严重的中、粗、细砂粒储层套管砾石充填完井可防止疏松储层出砂和井壁坍塌可实施选择性的射开层段特别适宜于热采稠油油藏储层受水泥浆损害必须起出井下预充填砾石筛管后，才能实施选择性增产增注作业 完井方式选择原则完井即油气井的完成。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：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；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；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）油井管柱既能适应自喷采油的需要，又要考虑与后期人工举升相适应。6）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；7）稠油开采能达到注蒸汽热采的要求；8）油田开发后期具备侧钻的条件；9）施工工艺简便，成本较低。根据油藏地质、油藏工程条件和采油工程技术措施要求，选择完井方式。完井方式的选择应考虑以下主要因素8:图 完井方式选择依据 完井方式的选择依据完井方法的优选是非常复杂的，应根据油气层的地质特点，并参照本地区的实际经验，慎重地选择最合适的完井方法。一般情况下选择完井方法时应主要考虑以下介绍的几个方面。 地层出砂对于油气田，若由于各种因素引起的砂岩储层出砂，从而导致储层损害，产能降低甚至引起油气井报废，将对油气田开发造成巨大的损失，因此必须先考虑地层的出砂情况。出砂预测是对于测井数据、储层岩性、泥质含量和油气藏特点的综合分析，一般方法包括：现场观测法、经验公式法以及临界产量法等。以T井为研究对象，进行出砂预测，以下罗列了几种可行的出砂预测方法。 观测法（1）临井的出砂情况处于同一油气田，临井若有出砂情况，则该井可能出砂。（2）观察岩心情况容易出砂的疏松岩心可能出现以下情况:在常规的取心过程中往往收获率较低，而且容易从取心筒中拿出或脱落；岩心取出后易碎、易留下。 出砂预测公式（1）孔隙度法地层孔隙度可利用测井资料求得，它体现了地层的孔隙结构和致密程度。一般情况下，地层的孔隙度大于，地层出砂较为严重；地层的孔隙度在之间，地层出砂不是很严重；地层的孔隙度小于，地层出砂轻微或不出砂。声波时差法地层声波时差是纵波速度的倒数，与孔隙度成正比，声波时差越大，表明孔隙度也就高，地层也越容易出砂。一般认为，当 时，地层容易出砂。出砂指数法（阿科公司法）出砂指数又称产砂指数或单项杨氏模量，根据出砂指数的大小可以确定不同层位地层的出砂程度。其计算公式为：（）（）（）式中：Bs出砂指数，MPa； v岩石泊松比，无量纲； E岩石杨氏模量，MPa； K体积弹性模量，MPa； G岩石剪切模量，MPa。Bs值越大，岩石强度越高，岩石越稳定。当MPa时，不易出砂；当MPa时，轻微出砂；当MPa时，易出砂。（4）斯伦贝谢比法斯伦贝谢比法是通过计算斯伦贝谢比，来判定地层是否有出砂的可能性存在。斯伦贝谢比是地层岩石剪切弹性模量和体积弹性模量的乘积，具体表达式如下：（）也可以直接通过测井资料计算得出。式中：R斯伦贝谢比，。R值越大，说明岩石强度越高，其稳定性越好，越不容易出砂。一般认为：当时，地层才会出砂；反之，不会出砂。 出砂预测结果根据出砂指数法以及斯伦贝谢法和储层岩石力学参数，对储层是否出砂做出判断，结果见下表：表 出砂指数法预测结果杨氏模量（MPa）剪切模量（MPa）泊松比出砂指数（MPa）出砂预测结果172007450×104不易出砂159005930×104不易出砂154006480×104不易出砂表 斯伦贝谢法预测结果杨氏模量（MPa）剪切模量（MPa）泊松比斯伦贝谢比（MPa2）是否出砂172007450×108否159005930×107否154006480×107否根据岩心孔渗数据可知该区块储层有效孔隙度主要分布在%之间，平均为%。所以判定地层出砂轻微或不出砂。 井筒力学稳定完井方法优选考虑的井眼力学稳定性不同于钻井工程中的井壁稳定，而是开采过程中的油气层位置的井眼力学稳定，是指生产过程中，井壁是否发生不稳定坍塌现象，这直接关系到开采过程的生产动态。如果井壁能够保持稳定，则不必考虑井壁坍塌的风险以及相应的处理措施，否则就要采取措施减小井壁坍塌的风险。井壁稳定性归根结底是井下岩石所受压力大小与岩石强度大小校核的结果。目前主要由抗压强度法、Mohr-Coulumb剪切应力分析法和剪切应力分析法三种井壁稳定性评价。 气顶、底水底水锥进机理：当射开底水油层时，随着油井以一定产量生产，在井底就会形成一个压降漏斗。由于井筒压力下降，底水产生一个向上的力，使得油层底部的水上升到一定高度。在油水界面处，上升动力与水的重力相平衡。压降随着离开井筒距离的增加而减小，导致油水界面的高度沿着侧向降低，从而使得在开采前近似水平的油水界面，在压降的作用下发生变形，在井底形成一锥体形状。对于存在底水情况下的油气藏，由于黏度差异，底水一旦突破，油气井将被水淹，从而导致被迫关井，因此油气藏遇到底水的情况还需要考虑控制底水的完井方法。气顶锥进机理：在存在气顶的油藏中，当油井以一定产量生产，在井底就会形成一个压降漏斗。由于井筒压力下降，气顶产生一个向下的力，使得油层顶部的气下降到一定高度。压降随着离开井筒距离的增加而减小，导致油气界面的高度沿着侧向降低，使得在开采前近似水平的油气界面，在压降的作用下发生变形，在井底形成一锥体形状。对于具有气顶的油气藏，如果釆用高速水砾石充填和套管压裂砾石充填这类具有增产效果的的完井方法，有可能压裂裂缝沟通气顶造成储层压力下降过快，导致降低产能。因此需要考虑气顶到储层的距离，从而尽量避免储层与气顶的沟通。 完井方式选择针对T井的完井方式优选是在考虑其储层物性、岩石物性、泥质含量、底水、出砂程度和井筒稳定性前提下，根据油气田完井方式优选的相关方法进行计算，最后得出优选结果。目前油田常用的完井方式主要有套管射孔完井、割缝衬管完井等。为保证油气田的成功开发，有必要在根据地质特性等因素进行经验选择的基础上对完井方式开展综合评判优选。油井完井方式很多都是根据油田经验选择的6，下图列出了常规垂直井完井方式流程图。根据表分析各种完井方式的优缺点，常规的直井完井方式的选择流程如图。鉴于T井基本情况为：不出砂但层间非均质性很强，最后选择结果为：套管射孔完井。图 为T井完井方式示意图。图 常规垂直井完井方式流程图图 T井完井方式示意图第 3 章 套管设计设计套管柱，必须本着既安全又经济的原则，也就是要解决一个低成本下的合力强度。从套管开始入井到下次固井或进行油、气生产，套管的外载在不断改变着，设计时应考虑受力最严重的情况。 套管结构设计设计原则：有利于固井施工和提高固井质量；满足钻井作业和完井增产压裂措施需要；满足特殊地层条件井（如泥岩膨胀、腐蚀性产层、异常压力地层等的需要）。参照 SY/T 5724 套管串结构设计标准。常规注水泥套管柱结构类型：引鞋（浮鞋）+套管+浮箍（套管承托环）+套管（扶正器、泥饼刷等）+联顶节。表 T井井身结构数据表开钻次序井深（m）钻头尺寸（mm）套管尺寸（mm）套管下入深度（m）水泥环返高（m）一开8685地面二开11351132843 套管强度设计 设计的原则总的原则：在最经济的条件下使井眼得到可靠的保护。（1）依据套管所受的外载，根据套管的强度建立一个安全的平衡关系。套管强度外载×安全系数（2）设计时先按抗挤强度自下而上进行设计，同时进行抗拉强度和抗内压强度校核。当设计到抗拉强度或抗内压强度不满足要求时，选择比上一段高一级的套管，改为抗拉强度或抗内压强度设计，并进行抗挤强度校核，一直到满足设计要求为止。（3）参照 SY/T 5724-2008 标准进行套管柱强度设计。（4）要综合考虑完井方式和增产作业的需要，经济性要好。 套管强度设计常用的套管强度设计方法有：等安全系数法、边界载荷法、最大载荷法、AMOW法、BEB法（图解法）、前苏联的设计方法10。下面运用等安全系数法进行套管柱的强度设计。等安全系数法（总的要求）：在最危险截面上是安全的。具体原则：以内压载荷筛选初始套管；根据外挤载荷进行自下而上设计；最后按抗拉强度进行设计、校核上部套管。图 套管柱受力示意图套管设计安全系数如下：(1)抗内压设计安全系数酸性生油气井应按下述情况分别考虑安全系数：微量硫化氢，硫化氢分压 kPa，安全系数取。 kPa硫化氢分压500kPa，安全系数取。这相当于在硫化氢环境中，材料屈服强度只按80考虑。硫化氢分压500 kPa，同时二氧化碳分压2000 kPa，安全系数取。硫化氢分压500 kPa时，不是用提高安全系数就能解决问题的，应全井考虑减应力设计。(2)抗外挤设计安全系数一般取，在水泥面以下的套管柱一般取设计系数，在水泥面以上的套管柱一般取。(3)抗拉设计安全系数一般取。应根据螺纹类型不同，分别校核套管螺纹连接强度和套管本体抗拉强度。根据以上分析，推荐表