射孔完井油气层保护技术

射孔作为一种完井方法在近50年来获得了广泛而又成功的应用。为了能够在产层和井筒之间产生一条清洁的通道，使射孔对产层的伤害最小，油气井的产能最大，多年来，人们对射孔工艺、射孔损害机理、射孔参数与井产能的关系等进行了大量的理论、实验室及矿场试验研究。井底孔眼是沟通油层和井筒的唯一通道，油气井的采油、注水、酸化、压裂等许多工艺措施都必须通过井下孔眼这一关键环节。人们把射孔完井这一关键的一环称为足球场上的“临门一脚”，这种比喻很有道理。如果射孔对油气层产生了严重的污染，则以前保护油气层的整个努力都会前功尽弃、功亏一篑。射孔打开油层不好，虽然可以采用酸化、压裂等增产措施，但势必花费更多的时间和资金，况且并不能保证每口井压裂、酸化后都一定能达到预期的效果。反过来说，射孔井的采油、注水、增产措施，及强化开采等工艺的设计、效果分析、评价等必须考虑到井底是复杂的射孔孔眼这一实际情况。另外，射孔也是目前油田开发上的一项重要的战略措施，搞得好可以新增储量，搞得不好则会使本来具有工业开采价值的储量漏掉。所以，从整个钻井、开发、采油过程来看，射孔完井是这个大系统中的一个子系统。而就射孔本身而言，所要考虑的因素也很多、很复杂，因此，目前有一种认识，就是必须把射孔作为一个系统工程进行研究，针对不同油气层和油气井特性，优化射孔设计和射孔工艺。

5．3．3．1　射孔对油气层的损害分析

优质的射孔作业在一定程度上可以抵消钻井过程对地层的损害，而对油层污染严重的射孔作业，对产能的影响则将比钻井损害的危害严重得多。实际表明，射孔作业中不能保证所有孔眼都是有效的，很多情况下射孔井并没有达到最大的天然生产能力。射孔对油气层的损害，可归纳为以下几个主要方面。

（1）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（2000℃～5000℃）、高压（几千～几万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1000m／s的微粒金属流。这股高速的金属流遇到障碍物时，产生约3×104　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2．54～5．08mm厚为破碎压实带，渗透率降低。再向外约5．08～10．16mm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厚的破碎压实带处，其渗透率Kax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5－13所示。

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，且在孔入口处压实带较厚，约为15～17mm，在孔眼底部压实带较薄，约为7～10mm。这一观察与国外12．70mm（0．5in）厚的压实带之结论基本一致。

图5－13　射孔孔眼的压实损害

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。图5－14是0°相位角布孔所形成的井底流线分布示意图。从图中可见，在离井筒较远处是径向流。从水平方向观察，流体是径向流入井筒；从垂直方向观察，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1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不再平行于油气层顶部和底部，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，油气井的产能也就越低。上述情况称为打开性质不完善井。

图5－14　0°相位角井底流线分布

由于种种原因，油气层有可能不宜完全射开，如图5－15所示。油层有气顶和底水，油层段仅射开中间1／3。由于可供流通的孔眼集中在1／3的油层段内，从而使得井底附近的流速更高、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”将促使已被射开的孔眼被射孔液中的固相颗粒、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1／3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。

图5－15　部分射开射孔区的汇流
（h为油层厚度）

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，由于射孔压差不当引起油气层损害，油井产能低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，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）。

目前国内多数油田已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使井底附近的地层在受到钻井液损害以后再进一步受到射孔液的损害，而且将使钻井损害区以外未受钻井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。

5．3．3．2　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。

5．3．3．2．1　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。但并非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。

5．3．3．2．2　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。

5．3．3．2．3　合理确定射孔负压差值

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，必须科学合理地确定所需的负压差值。合理的负压差值可根据室内射孔岩心靶负压试验，经验统计准则或经验公式确定。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：

若油气层有出砂历史，则

根据油气层渗透率，确定最小负压差值Δpmin：

根据油气层的声波时差，确定最大负压差值Δpmax：

若声波时差DTas＜300μs／m，则

式中：K——渗透率（10－3μm2）；

　　　Δpmin——最小负压差值（MPa）；

　　　Δpmax——最大负压差值（MPa）；

　　　DTas——声波时差（μs／m）；

　　　Δprec——合理负压差值（MPa）。

5．3．3．2．4　保护油气层的射孔液

射孔液是射孔作业过程中使用的井筒工作液，有时它也作为射孔作业结束后的生产测试、下泵等压井液。对射孔液的基本要求是：保证与油气层岩石和流体相配伍，防止射孔作业过程中和射孔后的后继作业过程中对油气层造成损害。同时应满足射孔及后继作业的要求，即应具有一定的密度，具备压井的条件，并应具有适当的流变性以满足循环清洗炮眼的需要。目前国内外使用的射孔液有七大体系。

（1）无固相清洁盐水。这类射孔液一般由无机盐类、清洁淡水、缓蚀剂、pH调节剂和表面活性剂等配制而成。其中盐类的作用是调节射孔液的密度和暂时性地防止油气层中的黏土矿物水化膨胀分散造成水敏损害，缓蚀剂的作用是降低盐水的腐蚀性，pH调节剂的作用是调节清洁盐水的pH值在一合适范围，以免造成碱敏损害，表面活性剂的作用是降低滤液的界面张力，利于进入油气层的滤液返排，以及清洗岩石孔隙中析出的有机垢。为减小造成乳化堵塞和润湿反转损害的可能性，最好使用非离子活性剂。此类射孔液的优点是：①无人为加入的固相侵入损害；②进入油气层的液相不会造成水敏损害；③滤液黏度低，易返排。缺点是：①要通过精细过滤，对罐车、管线、井筒等循环线路的清洗要求很高；②滤失量大，不宜用于严重漏失的油气层；③无机盐稳定黏土的时间短，不能防止后继施工过程中的水敏损害；④清洁盐水黏度低，携屑能力差，清洗炮眼的效果不好。

（2）阳离子聚合物黏土稳定剂射孔液。这类射孔液可以是用清洁淡水或低矿化度盐水加阳离子聚合物黏土稳定剂配制而成，也可以在清洁盐水射孔液的基础上加入阳离子聚合物黏土稳定剂配制而成。一般对不需加重的地方用前一种方法较好，这类射孔液除具有清洁盐水的优点外，还克服了清洁盐水稳定黏土时间短的缺点，对防止后续生产作业过程的水敏损害具有很好的作用。

（3）无固相聚合物盐水射孔液。这类射孔液是在无固相清洁盐水的基础上添加高分子聚合物配制而成。其保护油气层机理是：利用聚合物提高射孔液的黏度，以降低滤失速率和滤失量，提高清洗炮眼的效果。其余与无同相清洁盐水基本相同。使用该类射孔液时，长键高分子聚合物进入油气层会被岩石表面吸附，从而减少孔喉有效直径，造成油气层的损害。故应权衡增黏降滤失量与聚合物损害的利弊。一般不宜在低渗透油气层中使用，仅宜于在裂缝性或渗透率较高的孔隙性油气层中使用。

（4）暂堵性聚合物射孔液。该类射孔液主要由基液、增黏剂和桥堵剂组成，基液一般为清水或盐水，增黏剂为对油气层损害小的聚合物，桥堵剂为颗粒尺寸与油气层孔喉大小和分布相匹配的固相粉末。常用的有酸溶性、水溶性和油溶性三种。对于必须酸化压裂才能投产的油气层可用酸溶性桥堵剂；对含水饱和度较大，产水量较高的油气层可用水溶性桥堵剂；其他情况下最好用油溶性暂堵剂。这类射孔液保护油气层的机理是：通过“暂堵”减少滤液和固相侵入油气层的量，从而达到保护油气层的目的。其最大优点是对循环线路的清洗要求低，这对取水较难的陆地油田，特别是缺水的西部油田更为适用。

（5）油基射孔液。油基射孔液可以是油包水型乳状液，或直接采用原油，或柴油与添加剂配制。油基射孔液可避免油气层的水敏、盐敏危害，但应注意防止油气层润湿反转，以及乳状液及沥青、石蜡的堵塞和防火安全等问题，这类射孔液由于比较昂贵，一般很少使用。

（6）酸基射孔液。这类射孔液是由醋酸或稀盐酸与缓蚀剂等添加剂配制而成。其保护油气层机理是：利用盐酸、醋酸本身溶解岩石与杂质的能力，使孔眼中的堵塞物以及孔眼周围的压实带得到一定的溶解，并且酸中的阳离于也有防止水敏损害的作用。使用该类射孔液应注意酸与岩石或地层流体反应生成物的沉淀和堵塞；设备、管线和井下管柱的防腐等问题。一般不宜于在酸敏性油气层及H2S含量高的油气层使用。

实际选择射孔液时，首先应根据油气层的特性和现场所能提供的条件确定最适宜的射孔液体系。然后根据油气层的岩心矿物成分资料、孔隙特征资料、油水组成资料及五敏试验资料，进行射孔液的配伍性试验。通过上述工作才能确定出对本地区油气层无损害或基本无损害的优质射孔液、压井液。

（7）隐型酸完井液。隐型酸完井液利用酸解除由于各种滤液不配伍在储层深部产生的无机垢、有机垢沉淀；利用酸性介质防止无机垢、有机垢的形成；利用酸解除酸溶性暂堵剂、有机处理剂对储层的堵塞和损害；利用螯合剂防止高价金属离子二次沉淀或结垢堵塞和损害储层。隐型酸完井液的基本组成为：

过滤海水或过滤盐水＋黏土稳定剂（如PF－HCS）＋隐型酸螯合剂（如PF－HTA）＋防腐杀菌剂（如CA－101）＋密度调节剂（如NaCl，CaCl2，CaCl2／CaBr，CaCl2／ZnBr2等）。隐型酸完井液的配方实例如表5－4所示。

5．3．3．2．5　射孔参数优化设计

要想获得理想的射孔效果，使油气井的产能尽可能高，除了需要合理选择射孔方法、射孔压差和射孔液以外，还需要进行射孔参数的优化设计。目前国内已有不少油田采用了射孔参数优化设计技术，并取得了显著的增产效率。由滇黔桂百色油田1993年采用该项技术后的效果对比（表5－5）可见，优化井的平均产能比为0．97，即发挥了天然生产能力的97%。非优化常规射孔井的平均产能比为0．38，即仅发挥了天然生产能力的38%。两者相比，产能提高的幅度达153%。优化井的平均表皮系数为0．22，即油层基本上消除了损害。非优化常规射孔井的平均表皮系数为9．32，即油层明显损害。两者相比，表皮系数下降幅度达97．5%。

表5－4　某海上油田隐型酸完井液的配方

表5－5优化射孔与常规射孔效果对比

射孔参数优化设计需要取全取准以下资料：①根据射孔弹穿透贝雷砂岩靶的有效深度和孔眼直径，折算为穿透实际油气层的孔深和孔径，并进行井下温度、套管钢级、枪套间隙等因素对孔深、孔径影响的校正。②根据裸眼中途测试或电测井或理论分析计算等方法，求取钻井液损害深度和损害程度数据。③根据岩心分析，求取油气层的各向异性系数Kv／KH。

取全取准上述各项资料以后，将油气层钻井损害参数、油气层物性参数、套管参数，以及现场所有可供选择或准备采购的射孔枪弹型号输入射孔参数优化设计软件。该软件将根据射孔井产能与诸影响因素的定量关系，从中优选出使油气井产能最高、受损害最小（即总表皮系数最低）、对套管抗挤强度影响最低的某套射孔参数优化组合，并打印出射孔完井设计书交付射孔队实施施工。