采油氣工程設(shè)計(jì)方案

1、中國石油工程設(shè)計(jì)大賽方案設(shè)計(jì)類作品比賽類別采油氣工程單項(xiàng)組完成日期 2021 年 4 月 日中國石油工程設(shè)計(jì)大賽組織委員會制作品簡介本方案設(shè)計(jì)根據(jù)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)所給定的3井油氣的采收，針對該區(qū)塊A油田實(shí)際地質(zhì)情況、儲層特點(diǎn)、已知地層層系劃分進(jìn)行相關(guān)分析，采用復(fù)合射孔技術(shù)先射孔同時(shí)產(chǎn)生一定裂縫為后期進(jìn)一步改造油氣藏打下基礎(chǔ)。根據(jù)油氣藏屬于低壓、低滲、易水敏和酸敏的特點(diǎn)，再結(jié)合到地層實(shí)際情況、經(jīng)濟(jì)合理化以及環(huán)境清潔化，特別采取了先進(jìn)的二氧化碳壓裂技術(shù)。通過對比分析選擇氣舉排水采氣，并根據(jù)該區(qū)塊氣藏的特點(diǎn)選擇連續(xù)油管技術(shù)氣舉排出返排液，并根據(jù)環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行處理。分析制定了合理的返排及生產(chǎn)制度，發(fā)揮油氣田的最

2、大潛力。對使用的設(shè)備進(jìn)行了優(yōu)選，通過各種措施，盡量使油氣藏開發(fā)經(jīng)濟(jì)價(jià)值的最大化。方案中針對存在的潛在隱患及有可能的突發(fā)事件，制定了一套應(yīng)急措施處理方案。目錄第1章 區(qū)域概況.1 第2章 基本地質(zhì)特征. 22.1地層特征.22.2地化特征.32.3儲集特征.32.4含氣性特征.42.5儲層特點(diǎn).42. 5.1巖相特征. 42.6沉積環(huán)境特征. 5 第3章 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì). 73.1井身結(jié)構(gòu).73. 1.1影響井身設(shè)計(jì)的因素.73.1.2套管柱的設(shè)計(jì)原則. 7第4章 頁巖保護(hù)技術(shù). 94.1頁巖層損害的機(jī)理. 94.2頁巖層保護(hù)措施. 9 第5章 射孔工藝.105.1影響射孔的因素. 105.2射孔

3、方式及工藝選擇. 105.2.1污染帶研究. 105.2.2射孔參數(shù)設(shè)計(jì). 105.3射孔工藝優(yōu)選. 125.3.1電纜輸送套管槍射孔.125.3.2水力噴射定向射孔. 135. 3.3復(fù)合射孔. 135.4射孔液優(yōu)選. 145.5YY5井射孔方案優(yōu)選. 16 第6章 壓裂方案設(shè)計(jì). 176.1壓裂方式的選擇. 176.2二氧化碳和甲烷的分離技術(shù).196. 2.1聯(lián)合工藝. 206.3支撐劑優(yōu)選. 206.3.1支撐劑的參數(shù)優(yōu)選. 226.4壓裂液優(yōu)選. 236.4.1壓裂類型優(yōu)選. 236.4.2壓裂液用量的確定. 236.5 3號井壓裂施工設(shè)計(jì). 246.5.1油井的主要參數(shù). 246.5

4、.2套管情況. 246.5.4射開井段數(shù)據(jù). 256.5.5生產(chǎn)情況：無. 256.5.6措施情況：無. 256.5.7目前井內(nèi)管柱. 256.5.8氣分析. 256.6施工原因及方案要求. 256.7油層及施工參數(shù). 266.8壓裂前施工步驟. 266.9壓裂前各項(xiàng)準(zhǔn)備工作. 266.9.1支撐劑準(zhǔn)備. 266.9.2壓裂液準(zhǔn)備. 276.10壓裂施工步驟. 276.11壓后施工步驟. 286.12YY5井壓裂施工程序. 296.13返排液處理. 296.13.1頁巖氣壓裂返排廢水處理現(xiàn)狀.296.13.2生物處理法. 306.13.3膜處理技術(shù). 306.13.4電化學(xué)法. 306. 13

5、.5高級氧化法. 30第7章 排水采氣工藝. 327.1排水采氣工藝階段分析. 327.2排水采氣工藝. 337. 2.1排水采氣工藝選擇原則.337.2.2排水采氣工藝優(yōu)選. 347. 2.3氣舉排水采氣的優(yōu)化.357.3采氣設(shè)備優(yōu)選. 362） 7.3.1氣井井口. 36第8章 健康、安全和環(huán)境保護(hù). 398.1崗位職責(zé).398. 1.1采氣隊(duì)隊(duì)長HSE職責(zé).398.1.2采氣隊(duì)生產(chǎn)副隊(duì)長HSE職責(zé).398.1.3排采工HSE職責(zé). 408.2健康安全和環(huán)保要求. 408.2.1安全要求. 408.2.2環(huán)保要求. 428.2.3健康要求. 42第 2 章基本地質(zhì)特征 第 1 章區(qū)域概況第

6、1章 區(qū)域概況本次設(shè)計(jì)方案研究目標(biāo)區(qū)塊為一具有復(fù)雜斷層的半背斜斷塊油氣藏。工區(qū)面積約5.5km2，東西寬約1858m，南北長約2980m。構(gòu)造區(qū)距離最近港口油庫為120 海里，區(qū)域水深13501525m，區(qū)域地形示意圖見圖1-1，區(qū)塊海域等高線示意圖見圖1-2，工區(qū)邊界坐標(biāo)詳見表1-1。 圖1-1 海區(qū)地形示意圖 圖1-2 區(qū)塊海域等高線圖 表1-1 工區(qū)邊界坐標(biāo) X Y 320555.8 2484703.1 320555.8 2481723.5 322413.9 2481723.5 322413.9 2484703.1 第2章 基本地質(zhì)特征2.1地層概況A油田自上而下揭示的地層層系包括：第四

7、系A(chǔ)組，新近系B1組、B2組，古近系C1組、C2組（圖2-1）。主力含油層系為C2組CPEDC3段。 圖2-1 A油田地層綜合柱狀圖 區(qū)域上將C2組細(xì)分為四段，本油田主要鉆遇CPEDC1、CPEDC2、CPEDC3段。其中CPEDC3段又細(xì)分為上、中、下三個(gè)亞段。 CPEDC1段：地層厚度60.5157.0m，以褐灰色泥巖為主，夾灰質(zhì)頁巖，局部見薄層泥質(zhì)白云巖，為一套特殊巖性段。 CPEDC2段：地層厚度41.5115.0m，上部為褐灰色泥巖夾粉砂巖；下部灰色泥巖與淺灰色細(xì)砂巖、含礫中粗砂巖不等厚互層。 CPEDC3段（未穿）：油田范圍內(nèi)CPEDC3上段地層缺失。CPEDC3中段鉆井揭示的地層

8、厚度204.5746.5m，巖性以巨厚層淺灰色、褐灰色泥巖為主，在泥巖中部發(fā)育一套單井厚度18.5166.5m的儲層，為本油田的主要含油層系。CPEDC3下段為紅褐色泥巖與白灰色灰質(zhì)粉砂巖不等厚互層。其中，探井3井至5井連線儲層剖面如圖2-2。 圖2-2 CPEDC3段3井-5井連線儲層剖面圖 淺層鉆遇多套強(qiáng)振幅地震反射層，200m 左右存在疑似淺層氣，鉆井過程中需做好風(fēng)險(xiǎn)準(zhǔn)備。2.2 構(gòu)造特征 A油田構(gòu)造形態(tài)為一被斷層復(fù)雜化、北東走向的半背斜(圖2-3)。東側(cè)邊界斷層縱穿該構(gòu)造區(qū)，受其影響形成了一系列近東西向伴生斷層，致使區(qū)內(nèi)斷裂較為發(fā)育。依據(jù)現(xiàn)有三維地震資料，在該地區(qū)解釋了多條斷層,主要活

9、動(dòng)期在CPEDC3與CPEDC2段，其他沉積時(shí)期活動(dòng)漸弱。該地區(qū)發(fā)育三組斷層：一組為東側(cè)邊界斷層，呈北東走向，貫穿整個(gè)油田，該斷層控制了該區(qū)構(gòu)造和沉積演化；一組為北東東走向的斷層，呈雁行排列，斷距180740m，延伸距離4.3 6.4km；其它為更次一級斷層，斷距小，延伸距離短，使構(gòu)造進(jìn)一步復(fù)雜化（3 井附近小斷層可忽略）。 圖2-3 CPEDC3段油層頂面構(gòu)造圖 2.3 儲層特征 2.3.1 儲層巖石學(xué)特征 根據(jù)巖心、壁心、巖屑觀察，結(jié)合薄片鑒定等研究成果綜合分析，A 油田 CPEDC3 段儲層巖性以細(xì)砂巖、含礫中粗砂巖為主，巖石學(xué)定名為長石巖屑砂巖和長石砂巖，礦物成分主要為石英、長石、巖屑

10、，石英含量平均值33.7%，長石含量平均值34.9%，巖屑含量平均值31.4%。分選中等好，磨圓度次圓次棱狀，粒度中值一般 14479m。X 射線衍射分析顯示，粘土礦物以高嶺石和伊/ 蒙混層為主，其次為伊利石和綠泥石。 CPEDC2 段儲層巖性以細(xì)砂巖、含礫中粗砂巖為主，巖石學(xué)定名為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，礦物成分主要為石英、長石、巖屑，石英含量10.0%42.0%，平均 28.5%，長石平均含量 39.8%，巖屑平均含量 31.7%。分選中等，磨圓度次圓次棱狀，粒度中值一般38461m。X射線衍射分析顯示，粘土礦物以高嶺石和伊/蒙混層為主，其次為伊利石和綠泥石。 2.3.2 儲層物性特征

11、 根據(jù)巖心分析資料，A油田孔隙度和滲透率有較好的相關(guān)性，為中孔中滲儲層，儲層物性統(tǒng)計(jì)如下： CPEDC2段共進(jìn)行了88塊樣品的常規(guī)孔隙度、滲透率分析，孔隙度分布范圍4.540.1，平均值22.5，滲透率分布范圍0.11687.8mD,平均值為267.9mD，儲層毛管壓力曲線以粗歪度為主，排驅(qū)壓力0.0130.298MPa，飽和度中值壓力 0.1122.433MPa，平均孔喉半徑0.8117.481m，為中孔中滲儲層。 CPEDC3段共進(jìn)行了70塊樣品的常規(guī)孔隙度、滲透率分析，孔隙度分布范圍 9.834.8，平均值為 21.3，滲透率分布范圍 0.23535.1mD，平均值為382.3mD，儲層

12、毛管壓力曲線以中粗歪度為主，排驅(qū)壓力 0.0130.997MPa，飽和度中值壓力0.09815.529MPa，平均孔喉半徑0.19813.520m，為中孔中滲儲層。 2.4含油氣性特征2.4.1油田原油物性 A油田3井原油物性及組分分析 表3-2 A油田3井原油性質(zhì)序號 項(xiàng) 目 數(shù)據(jù) 序號 項(xiàng) 目 數(shù)據(jù) 1 凝點(diǎn) 5.0 13 元素 分析 m% C 86.14 2 0.101MPa，20密度 kg/m3 845.9 H 13.03 3 0.101MPa，50密度 kg/m3 824.5 S 0.12 4 含蠟量 m% 7.7 N 0.12 14 金屬 元素 分析 ppm Fe 22.9 5 膠

13、質(zhì) m% 5.18 Cu 0.5 6 瀝青質(zhì) m% 1.2 Hg 2.0 7 相對分子量 464.0 Na 443.0 8 鹽含量 ppmNaCl 65.0 Ni 10.2 9 機(jī)械雜質(zhì) w 0.01 Ca 37.5 10 酸值 mg-KOH/g 0.22 15 殘?zhí)?m% 2.74 11 低熱值 kJ/kg 44070.0 16 灰分 m% 0.024 12 比熱 kJ/（kg） 2.0 根據(jù)測井解釋成果表，儲層油氣主要分布在CPEDC2層位油層小層和CPEDC2層位油層 小層。原油類型為黑油，天然氣類型為凝析氣。地層流體類型 黒油測試井段 C36+分子量 3608.003640.00m 6

14、25.7 C36+相對密度1.2694 氣油比（閃蒸氣/閃蒸油）66.3 m3/m3地層油體積系數(shù)（79.8，35.93MPa） 1.2293地層油粘度（79.8，35.93MPa） 1.28 mPas 地層流體類型 凝析氣 測試井段 C11+分子量 3421.503427.50 m 178.0 C11+相對密度 0.8133 氣油比 8159.2 m3/m3 地層條件下地層流體偏差系數(shù) 0.8213 油罐油密度（0.101MPa，20） 0.7385 g/cm3 最大反凝析壓力 8.00 MPa 2.4.2 兩相相對滲透率 參考臨近區(qū)塊的經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)確定該區(qū)相對滲透率見表2-7及2-8。 表2-

15、7 儲層條件下油水兩相相對滲透率含水飽和度 Kro Krw 0.32930067 0 1 0.36470676 0.02 0.7 0.40011286 0.051 0.488 0.43551895 0.086 0.33 0.47092505 0.132 0.22 0.50633114 0.17 0.16 0.54173724 0.221 0.11 0.57714333 0.29 0.07 0.61254943 0.383 0.04 0.64795552 0.494 0.02 0.68336162 0.673 0 表2-8 儲層條件下油氣兩相相對滲透率含油飽和度 0.43551895 Krw K

16、ro 0.02 0.72 0.47092505 0.04 0.62 0.50633114 0.07 0.52 0.54173724 0.11 0.44 0.57714333 0.15 0.36 0.61254943 0.2 0.28 0.64795552 0.26 0.22 0.69336162 0.33 0.15 0.74786786 0.41 0.11 0.796567 0.5 0.07 0.8423443 0.6 0.04 0.896567 0.71 0.02 0.9478678 0.84 0.01 1 1 0 2.5 3井油氣藏的五敏實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)特征流速敏感性巖心號層位速敏類型損害程度7C

17、PEDC3單項(xiàng)鹽水無速敏2CPEDC2單項(xiàng)油無速敏1CPEDC2束縛水無速敏水敏感性巖心號層位速敏類型損害程度臨界礦化度（ppm）4CPEDC3單項(xiàng)鹽水中等偏強(qiáng)5150.306CPEDC3殘余油中等偏強(qiáng)5150.30酸敏性巖心號層位速敏類型損害程度13CPEDC315HCL中等偏強(qiáng)酸敏14CPEDC315HCL+3HF中等偏強(qiáng)酸敏堿敏性巖心號層位損害程度11CPEDC3無堿敏應(yīng)力敏感性巖心號層位損害程度11CPEDC3弱應(yīng)力敏感依據(jù)該區(qū)塊儲集特征和含油氣性特征，本次研究的開采方式均為利用天然能量衰竭式開采。根據(jù)該區(qū)塊的氣藏地質(zhì)特征、儲層特征以及氣藏生產(chǎn)的地面條件，采氣方式為氣舉排水采氣。 12

18、第 3 章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)第3章 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)3.1井身結(jié)構(gòu)3.1.1影響井身設(shè)計(jì)的因素（1）淺層鉆遇多套強(qiáng)振幅地震反射層，200m 左右存在疑似淺層氣，鉆井過程中需做好、預(yù)防淺層氣的準(zhǔn)備。再者在鉆井過程中，、第四系、就近系和古近系都有可能出現(xiàn)井漏、井塌的可能，所以應(yīng)該注意防漏、防塌的工作。3.1.2套管柱的設(shè)計(jì)原則（1）能夠滿足后期的壓裂、修井作業(yè)；（2）能夠滿足進(jìn)行的排水作業(yè)的調(diào)整；（4）能夠保護(hù)有效保護(hù)頁巖層；（5）能夠有效避免漏、噴、塌、卡等井下事故。井深結(jié)構(gòu)主要包括：下井內(nèi)的套管層次、各層套管的尺寸和下深、各層套管相應(yīng)的鉆頭尺寸以及管外高以及完井方式等。對于不同區(qū)塊和不同地層壓力系統(tǒng)的井

19、有不同的井身結(jié)構(gòu)此井根據(jù)表3.1繪出井身結(jié)構(gòu)簡圖如3.1圖。表3-1 3井井身結(jié)構(gòu) 套管程序 井深m 鉆頭尺寸mm 套管尺寸mm 鋼級 壁厚mm 隔水導(dǎo)管 1503.0 406.4 C90 11.13 表層套管 1965.5 346.6 298.5 J55 9.52 中間套管 3356.5 266.7 193.7 N80 8.33 生產(chǎn)套管 4037.5 165.1 139.7 N80 7.72 第4章 油氣層保護(hù)技術(shù)4.1油氣層損害的機(jī)理油氣層的損害機(jī)理大概分為以下幾個(gè)方面：1）由于固體微粒運(yùn)移和速敏性損害油氣層從而導(dǎo)致油氣層滲透率降低造成的儲層損害。2）由于容易發(fā)生水敏反、酸敏反應(yīng)或者兩者

20、同時(shí)發(fā)生作用，堵塞孔隙，降低氣層滲透率。3）當(dāng)外來流體侵入裂隙后，會形成水鎖反應(yīng)，從而破壞地層。4.2油氣層保護(hù)措施1）射孔過程中的油氣層保護(hù)：（1）選擇合適的射孔液，具有一定的流變性、低濾失、無固相射孔液；（2）設(shè)置合理的射孔參數(shù)；（3）避免在射孔作業(yè)時(shí)對油氣藏造成損害2）生產(chǎn)過程中的油氣層保護(hù)：（1）合理控制控制生產(chǎn)壓差，保持穩(wěn)定的井底流壓；（2）合理控制井口采氣壓力；3）壓裂過程中的油氣層保護(hù)：（1）優(yōu)選施工參數(shù)，合理安排施工程序；（2）選擇合理的壓裂液；（3）選擇合理的支撐劑；油氣層在開采過程中，在進(jìn)行射孔、壓裂、采氣等作業(yè)時(shí)，都可能對油氣層造成損害。只有在每個(gè)階段充分控制好各個(gè)參數(shù)，

21、才能更好的保護(hù)油氣層。保護(hù)好油氣層對后期開采有不可忽略的意義。16第 6 章壓裂方案設(shè)計(jì) 第5章 射孔工藝5.1影響射孔的因素射孔影響排采效率，影響油氣層射孔的因素主要有：1）有效外擠力：在外擠力達(dá)到一定值時(shí)，如頂板和底板的壓力達(dá)到一定數(shù)值時(shí)，套管會發(fā)生明顯變形，應(yīng)力集中在孔眼周圍，容易使孔眼發(fā)生明顯變形影響射孔效果。2）射孔深度：射孔深度越深，井底的滲濾面積越大，產(chǎn)量越高；孔深超過鉆井造成的污染帶深度時(shí), 產(chǎn)能會明顯提高。3）射孔孔徑：孔徑是影響頁巖氣井產(chǎn)能的重要因素，產(chǎn)能隨著孔徑的增大而增加。4）射孔孔密：孔密也是比較容易控制的因素。射孔孔密越大，頁巖層氣流通道越多；提高的程度在生產(chǎn)初期較

22、高, 后期有所降低。5）射孔時(shí)間：隨著生產(chǎn)時(shí)間增長, 產(chǎn)能比下降。6）污染程度：鉆井過程中泥漿侵入煤層以及固井過程中水泥漿侵入頁巖層，造成井筒周圍地層滲透率下降，形成鉆井污染帶。7）射孔相位角：相位角對產(chǎn)能的影響效果有波動(dòng)性， 只有在一定范圍，增產(chǎn)效果好。相位角可以根據(jù)地應(yīng)力等其他因素適量調(diào)整。5.2射孔方式及工藝選擇5.2.1污染帶研究在鉆井過程中，鉆井液會侵入地層并對地層造成一定程度的污染，形成一個(gè)環(huán)形污染帶。污染帶的大小影響著射孔工藝的要求，要準(zhǔn)確定位污染帶的厚度，從而選擇合適的射孔工藝。污染帶的大小受很多因素的影響，在鉆井過程中鉆壓越大，污染帶越大；污染帶同時(shí)受地層壓力的限制，壓力越大

23、，污染程度越??；而且受鉆井液鹽性的影響，鹽性越強(qiáng)，污染帶越大。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)法的判斷，污染帶一般控制在30200cm范圍內(nèi)。開采層的壓力屬于低壓。而泥巖層實(shí)測滲透率在19.7410-33.489m2之間。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)法，泥層污染帶的范圍初步預(yù)測為1535cm。5.2.2射孔參數(shù)設(shè)計(jì)1）射孔參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)前的準(zhǔn)備工作。射孔彈的基本數(shù)據(jù)包括混凝土靶的穿深，孔徑，巖心流動(dòng)效率，壓實(shí)損害參數(shù)等。射孔槍參數(shù)包括槍外徑，適用孔密，相位角，槍的工作效率，以及適用射孔彈的型號?？讖绞怯绊懩鄮r油氣層油氣井產(chǎn)能的重要因素，產(chǎn)能隨著孔徑的增大而增加，如圖5.1。圖5.1 孔徑與油氣井產(chǎn)能關(guān)系比曲線2）孔密也是比較容易控制的因素

24、。射孔孔密越大，泥巖油氣層油氣流通道越多；提高的程度在生產(chǎn)初期較高, 后期有所降低。射孔深度越深，井底的滲濾面積越大，產(chǎn)量越高；孔深超過鉆井造成的污染帶深度時(shí), 產(chǎn)能會明顯提高，如圖5.2。圖5.2 孔深、孔密與油氣井產(chǎn)能關(guān)系比曲線3）相位角對產(chǎn)能的影響效果有波動(dòng)性， 只有在一定范圍，增產(chǎn)效果好。相位角可以根據(jù)地應(yīng)力等其他因素適量調(diào)整，如圖5.3。圖5.3 相位角與各向異性與油井產(chǎn)能比關(guān)系曲線5.3射孔工藝優(yōu)選5.3.1電纜輸送套管槍射孔主要采用射孔壓差可分為常規(guī)電纜套管槍正壓射孔和負(fù)壓射孔1）正壓射孔通常井筒內(nèi)液柱壓力高于或近似等于地層壓力，稱為正壓射孔。優(yōu)點(diǎn)：有利于增產(chǎn)、解堵，改善頁巖氣層

25、近井地帶滲透率；能夠射開地層壓力較大的地層。 缺點(diǎn)：不利于射孔液以及產(chǎn)生的其它雜質(zhì)的及時(shí)排出，容易對裂縫造成堵塞，降低了射孔效果；容易對地層造成傷害。在頁巖氣層的開采過程中頁巖氣層的滲透導(dǎo)流能力決定了開采效率，正壓射孔的射孔液及產(chǎn)生雜質(zhì)可能會隨著壓力而進(jìn)入射開的孔道中，堵塞空隙降低射孔效果。所以不推薦使用正壓射孔。 2)超正壓射孔超正壓射孔是利用聚能射孔時(shí)射流局部的高壓高于儲層破裂壓力進(jìn)行射孔。通過改善地層滲流條件提高油井產(chǎn)能，達(dá)到了解堵和增產(chǎn)的目的。優(yōu)點(diǎn)：流體、氣體、液體和氣液混合流體能夠及時(shí)返排，不留殘液，無污染；產(chǎn)生裂縫的支撐劑加入可使裂縫保持持久性，最終達(dá)到改善的效果。適用條件：（1）

26、近井的地層污染情況嚴(yán)重，常規(guī)射孔無法穿過污染帶；（2）需要增加與天然裂縫連通頁巖氣層。超正壓射孔的優(yōu)點(diǎn)良多，主要適用于地層條件差、壓力低，或者負(fù)壓射孔無法滿足生產(chǎn)的復(fù)雜煤層。而且超正壓射孔的工藝要求比較高，經(jīng)濟(jì)費(fèi)用昂貴；故不優(yōu)先考慮。 3)負(fù)壓射孔井內(nèi)液柱壓力小于油氣層壓力下的射孔。負(fù)壓差使射孔瞬間地層液體產(chǎn)生負(fù)壓沖擊回流沖洗孔眼附近地層和孔眼內(nèi)爆炸殘余物，暢通油流通道從而實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)。優(yōu)點(diǎn)：降低射孔損害；負(fù)壓差可防止射井液體顆粒滲入地層；可以清除射孔孔道和周圍圍巖中的破損顆粒，使孔道保持清潔；壓差有助于清潔、沖刷包在破碎巖石表面的射孔彈金屬碎片。缺點(diǎn)：過大負(fù)壓差會造成頁巖氣層機(jī)械破損、套管破裂、

27、井內(nèi)封隔器或其他儀器脫落，以及儲層出砂等。負(fù)壓射孔技術(shù)可以有效清除井底雜質(zhì)，同時(shí)也會把射孔后的廢屑和殘?jiān)皶r(shí)清理出孔眼，降低了雜質(zhì)堵塞孔眼的情況。從而可以提高滲流能力。但會對頁巖氣層、套管造成傷害，因此不使用該技術(shù)。5.3.2水力噴射定向射孔水力噴射徑向鉆孔技術(shù)是在頁巖氣層部位開窗，利用高壓射流的水力破巖作用，在頁巖氣層中的不同方位上鉆出多個(gè)與主應(yīng)力方向成一定夾角的水平小井眼。優(yōu)點(diǎn)：可以清除近井堵塞；能夠有效溝通滲流通道；井眼由高壓水射流的線切割破碎頁巖氣巖而成，不存在壓實(shí)作用，不會破壞原有的裂隙結(jié)構(gòu)。缺點(diǎn)：工藝要求高，必須對目的層有深層次的了解；經(jīng)濟(jì)費(fèi)用高，技術(shù)發(fā)展不完善。在地層中容易發(fā)生水

28、敏反應(yīng)，從而堵塞滲流空隙影響油井的產(chǎn)能。該工藝能夠在套管內(nèi)可以實(shí)現(xiàn)由垂直向水平90轉(zhuǎn)向，具有較高靈活性，而且可以降低堵塞的機(jī)率；但是該工藝技術(shù)發(fā)展不完善，存在較多不安全因素；而且費(fèi)用高，因此不推薦使用水力噴射定向射孔技術(shù)。5.3.3復(fù)合射孔復(fù)合射孔是一項(xiàng)集射孔與高能氣體壓裂于一體的施工方式，利用炸藥和火藥燃速差先射孔后壓裂。改善了近井地層滲透性能，從而提高油氣井滲流效果。能夠一次完成射孔和高能氣體壓裂兩道工序,做到在射孔的同時(shí)對近井地層進(jìn)行高能氣體壓裂,改善近井地層導(dǎo)流能力,提高射孔完井效果。優(yōu)點(diǎn)：能夠形成多條裂縫，部分解除鉆井、固井、射孔等過程對地層的污染；可以對目的層分布作業(yè)；燃?xì)饷}沖加載

29、碎解被壓實(shí)孔壁，消除孔眼近井地層污染。復(fù)合射孔技術(shù)發(fā)射率高，效果好，射孔難度不大。所以選用復(fù)合射孔技術(shù)。5.4射孔液優(yōu)選射孔完井是一種重要的完井方式，射孔液選擇不當(dāng)就會使鉆井過程中的保護(hù)儲層措施前功盡棄，使儲層的絕對滲透率和油氣相對滲透率降低。給開發(fā)造成嚴(yán)重的危害。因此，射孔完井作業(yè)時(shí)必須根據(jù)不同的儲層特征、流體類型、地層溫度及壓力選用與之相配伍的射孔液，以盡可能地保護(hù)儲層，從而提高氣體采收率。1）無固相清潔鹽水射孔液無固相清潔鹽水射孔液由各種鹽類及清潔淡水加入適當(dāng)?shù)奶砑觿┡渲贫?。通過利用體系中各種無機(jī)鹽及其礦化度比配，液體中的無機(jī)鹽改變了體系中的離子環(huán)境，降低了離子活性，減少了黏土的吸附能

30、力。在濾液侵入油氣層后，油氣層的粘土顆粒仍然保持穩(wěn)定，不易發(fā)生膨脹運(yùn)移，盡可能的避免了油氣層中敏感性粘土礦物所產(chǎn)生變的化。特點(diǎn):（1）射孔液中無固相顆粒，不會發(fā)生外來固相侵入油層孔道的問題；（2）成本低、配制方便、使用安全。頁巖層屬于淺層、低壓的地層，無固相清潔鹽水射孔液會對地層傷害，所以不推薦使用。 2）酸基射孔液該射孔液由醋酸或稀鹽酸加入適合不同要求的添加劑配制而成。而稀鹽酸與醋酸本身對巖石礦物或雜質(zhì)有一定的溶解能力，可以溶解一定量在射孔后孔眼及孔壁附近的壓實(shí)帶物質(zhì)，預(yù)防射孔后壓實(shí)帶滲透率降低及殘留顆粒堵塞孔道。用此射孔液時(shí)要防止酸與巖石或油氣層反應(yīng)產(chǎn)生沉淀和堵塞，同時(shí)也要考慮設(shè)備和管線的防腐問題。該煤層氣藏得產(chǎn)出水水質(zhì)類型以CaCl2為主，地層產(chǎn)出水呈堿性，為防止酸基射孔液在地層發(fā)生反應(yīng)、