世界大学宿舍排名:完井过程中的保护油气层技术

完井作业是油气田开发总体工程的重要组成部分。和钻井作业一样，在完井作业过程中也会造成对油气层的损害。如果完井作业处理不当，就有可能严重降低油气井的产能。使钻井过程中的保护油气层措施功亏一篑。因此，了解完井过程对油气层损害的特点，了解各种保护油气层的完井技术，了解如何根据油气藏的类型和特性选择最适宜的完井方式显得十分重要。
第一节   完井方式概述
一、各种完井方式的特点及其适用条件
目前国内外主要采用的完井方式有：射孔完井、裸眼完井、砾石充填完井等，由于各种完井方式都有其各自的适用条件和局限性，因此应根据所在地区油气藏的特性慎重地加以选择。
许多的油气井在生产过程中要出砂，为了保证生产的顺利，必须实施防砂完井。目前，不论是在裸眼井内还是在射孔套管内均可实施有效的防砂，所以按照完井方式是否具备防砂的功能来分，可分成防砂型完井和非防砂型完井两大类，见表6-1。
表6-1  完井方式按防砂型完井和非防砂型完井分类表
非防砂型完井
防砂型完井
1、裸眼完井
1、割缝衬管完井（*）
2、割缝衬管完井
2、绕丝筛管完井
3、带ECP的割缝衬管完井
3、裸眼预充填砾石筛管完井
4、贯眼套管完井
4、裸眼金属纤维筛管完井
5、射孔完井
5、裸眼烧结陶瓷筛管完井
6、裸眼金属毡筛管完井
7、裸眼井下砾石充填完井
8、裸眼化学固砂
9、衬管外化学固砂
10、管内下绕丝筛管完井
11、管内预充填砾石筛管完井
12、管内金属纤维筛管完井
13、管内烧结陶瓷筛管完井
14、管内金属毡筛管完井
15、管内井下砾石充填完井（**）
16、套管外化学固砂
*注：在砂岩地层中，割缝衬管完井也具备一定的防砂能力。
**注：管内井下砾石充填完井包括常规井下砾石充填完井、高速水井下砾石充填完井和压裂砾石充填完井等三类。
下面介绍几种主要的完井方式。
1．射孔完井
射孔完井方式能有效地封隔含水夹层，易塌夹层、气顶和底水；能完全分隔和选择性地射开不同压力、不同物性的油气层，避免层间干扰；能具备实施分层注、采和选择性增产措施的条件，此外也可防止井壁垮塌。
由于我国主要是陆相沉积的层状油气藏，其特点是层系多、薄互层多、层间差异大，加之油层压力普遍偏低，大多采用早期分层注水开发和多套层系同井开采。因此，一般都采用射孔完井方式。
需要注意的是，采用射孔完井方式时，油气层除了受钻井过程中的钻井液和水泥浆损害以外，还将蒙受射孔作业本身对油气层的损害。因此，应采用保护油气层的射孔完井技术以提高油气井的产能。
2．裸眼完井
裸眼完井最主要的特点是油气层完全裸露，因而具有最大的渗流面积，油气井的产能较高，但这种完井方式不能阻挡油层出砂、不能避免层间干扰、也不能有效地实施分层注水和分层措施等作业。因此，主要是在岩性坚硬、井壁稳定、无气顶或底水、无含水夹层的块状碳酸盐岩或硬质砂岩油藏，以及层问差异不大的层状油藏中使用。
采用裸眼完井方式时，油气层主要受钻井过程中的钻井液损害，故应采用保护油气层的钻井及钻井液技术。
3．砾石充填完井
砾石充填完井是最有效的早期防砂完井方式，主要用于胶结疏松、易出砂的砂岩油藏，特别是稠油砂岩油藏。砾石充填完井有裸眼砾石充填完井和套管砾石充填完井之分，它们各自的适用条件除了岩性胶结疏松以外，分别与裸眼完井和射孔完井相同。
采用套管砾石充填完井方式时，油气层除了将受到钻井过程中的钻井液和水泥浆损害、射孔作业对油气层的损害以外，还将受砾石充填过程中对油气层的损害。因此，应采用保护油气层的砾石充填完井技术（例如，压裂砾石充填），做到既防止地层出砂，又不降低油井产能。
4.欠平衡打开产层的完井
欠平衡打开产层时，井下钻井液产生的液柱压力小于地层压力，其主要优点是可以避免钻井液对地层产生损害。但由于欠平衡打开产层适应的地质条件有限（主要有裂缝性碳酸盐岩地层、裂缝性变质岩地层、火山喷发岩地层、低渗致密砂岩等），所以目前能采用的完井方式主要有裸眼完井、割缝衬管完井、带ECP的割缝衬管完井、贯眼套管完井等。
二、选择宪井方式的原则
完井，顾名思义指的是油气井的完成(Well Completion)，抽象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的合理连通渠道或连通方式。
所以，完井方式选择是完井工程的重要环节之一。目前，国内外各油气田采用的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并考虑开发开采的技术要求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油气田开发的经济效益。
因此，合理的完井方式应该力求满足以下要求：
①油、气层和井筒之间应保持最佳的连通条件，油、气层所受的损害最小；
②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；
③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，防止井壁垮塌，确保油井长期生产；
⑤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；
⑥稠油开采能达到注蒸汽热采的要求；
⑦油田开发后期具备侧钻定向井及水平井的条件；
⑧施工工艺简便，成本较低。
选择完井方式时，应考虑油气藏类型、油气层特性和工程技术及措施要求三方面的因素。
1．油气藏类型
选择完井方式时，应区分块状、层状、断块和透镜体等不同的油藏几何类型。层状油藏和断块油藏通常都存在层间差异，一般都采用分层注水开发，因而多数选择射孔完井方式。块状油藏不存在层间差异的问题，主要考虑是否钻遇气顶及底、边水，从而选择不同的完井方式。
选择完井方式时，还应区分孔隙型油气藏、裂缝型油气藏等不同的渗流特性。易于发生气、水窜的裂缝型油气藏不宜采用裸眼完井方式。
选择完井方式时，也应区分稀油油藏、稠油油藏等不同的原油性质，稠油油藏通常胶结疏松，大多采用砾石充填完井、注蒸汽热采。
2．油气层特性
油气藏类型并不是选择完井方式的唯一依据，还必须综合考虑油气层的特性，包括：油气层是否出砂（储层岩石坚固程度）、油气层的稳定性、油气层渗透率及层间渗透率的差异。油气层压力及层间压力的差异、原油性质及层间原油性质的差异等。这些都是选择完井方式的重要依据，应作出定量判断和定量划分。
3．工程技术及措施要求
选择完井方式时，除了需要考虑油气藏类型和油气层特性以外，还应根据开采方式和油气田开发全过程的工艺技术及措施要求综合确定。包括：是否采用分层注水开发、是否采用压裂等改造油气层措施、是否采用注蒸汽吞吐热力开采方式等。
由此可见，选择完井方式需要考虑地质、开发和工程多方面的因素。综合这些因素才能选择出既能适应油气层地质条件，又能满足在长期生产过程中对油气井的各种工程措施要求的完井方式。
第二节    射孔完井的保护油气层技术
射孔过程一方面是为油气流建立若干沟通油气层和井筒的流动通道，另一方面又对油气层造成一走的损害。因此，射孔完井工艺对油气井产能的高低有很大影响。如果射孔工艺和射孔参数选择恰当，可以使射孔对油气层的损害程度减到最小，而且还可以在一定程度上缓解钻井对油气层的损害，从而使油井产能恢复甚至达到天然生产能力。如果射孔工艺和射孔参数选择不当，射孔本身就会对油气层造成极大的损害，甚至超过钻井损害，从而使油井产能很低。有些井的产能只是天然生产能力的20％～30％，甚至完全丧大产能。
国内外的生产实践已经证明上述论点是完全正确的。如：新疆石油管理局在1991年底对25口没有工业开采价值的老井进行了重新射孔，其中有12口油井获得了工业油流，例如车38井，  1986年采用WD73一400型无枪身射孔弹、10孔／m完井，结果为干层。  1991年底，改用YD-89射孔枪弹、16孔／m重射，日产油12.6m3。
吉林油田采油一厂的中18-56井，1992年采用WD67-1型无枪身射孔弹、10孔／m完井，又经过三次压裂，日产液0.4t。1994年7月改用YD-127射孔枪弹、16孔／m重射，日产液6.2t。
大庆石油管理局北2-20-456井，最初采用WDG48-200无枪身过油管射孔弹完井，完井后液面不上升，S＝11．78。后改用YD-89射孔枪弹重射，日产油10t。
大港石油管理局在1991年开始对12口试油结果为干层或低产的老井进行了重射。由原先采用的57-103、YD-73等射孔抢弹、10～13孔／m，改为采用YD-89、16～20孔／m、重射，结果均获得工业油流，产能明显提高，平均增产2～11.8倍。
上述资料表明：通过改进射孔工艺，可以使原先的报废井、干层，获得工业油流，扩大探明储量。
由此可见，射孔工艺水平对油井产能有非常大的影响。因此，多年来同内外对射孔工艺；射孔损害机理等进行了大量的理论、实验室和矿场实验研究。
一、射孔对油气层的损害分析
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～几万个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3万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（0.1in）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（0.1～0.2in）厚为破碎压实带，渗透率降低。再向外约5.08～10.16mm（0.2～0.4in）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（0.5in）厚的破碎压实带处，其渗透率Kcz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6-1所示。
国内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，且在孔人口处压实带较厚，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）厚的压实带之结论是基本一致
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6-2是00相位角布孔所形成的井底流线分布示意图。
图6-1射孔孔眼的压实损害
图6-2  00相位角井底流线分布
从图中可见，在离井筒较远处是径向流。从水平面内观察，流体是径向流入井筒；从垂直面内观察，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l 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也不再平行于油气层顶部和底部了，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，油气井的产能也就将越低。上述情况称为打开性质不完善井。
由于种种原因，油气层有可能不宜完全射开，如图6-3所示。
图6-3部分射开射孔区的汇流
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通更高、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”将促使己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。
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，山于射孔压差不当引起油气层损害，油井产能损大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，如表6-2所示。
该油田以往射孔时，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）。
目前国内多数油田己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将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，而巨将使钻井损害区以外未受钻片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。
表6-2  某油田射孔压差统计
井号
射孔
日期
部分射孔
井段m
产层压力MPa
射孔液类型
射孔液的比重
射孔液面深度m
射孔液柱回压MPa
射孔压差MPa
产层渗透率
10-3μm2
确保孔眼清洁所需最小负压差MPa
浅7
1979
978.4～956.6
8.98
清水
1
0
9.675
+0.695
1748
-1.835
5-704
1979
1930.4~1928.0
18.42
清水
1
160
17.69
–0.73
4125
-1.418
5-123
1981
1156.2~1152.2
11.23
清水
1
0
11.54
+0.31
4995
-1.339
5-93
1982
2199.6~2184.4
20.62
清水
1
0
21.92
+1.30
34
-5.985
4-802
1982
2200.0~2197.2
21.44
清水
1
0
21.986
+0.546
162
-3.746
5-53
1983
2132.8~2128.6
19.11
清水
1
0
21.307
+2.197
301
-3.111
4-72
1984
2192.4~2186.6
21.76
清水
1
0
21.892
+0.132
1937
-1.779
4-704
1984
1687.0~1684.4
16.13
清水
1
0
16.85
+0.727
1134
-2.090
5-510
1987
1539.0~1536.6
12.76
清水
1
0
15.378
+2.618
344
-2.989
5-801
1989
2138.9~2134.6
20.62
清水
1
0
21.367
+0.747
10
-8.640
二、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。
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。但并不是说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。
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。
3．合理射孔负压差值的确定
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，必须科学合理地确走所需的负压差值。
合理负压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。但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
ΔPrec＝0.2ΔPmin＋0.8ΔPmax。
若油气层有出砂历史，则
ΔPrec＝0.8ΔPmin＋0.2ΔPmax。
根据油气层渗透率，确定最小负压值Δmi、、
ΔPmin(气井）＝0.01724／K  （K＜l×10μm2）
ΔPmin(气井）＝4.972/ K0.18  （K≥l×10μm2）
ΔPmin(油井）＝2.17 / K0.3
根据油气层的声波时差，确定最大负压差值ΔPmax；
ΔPmax(气井）＝33.095－0.0524DTas
ΔPmax(油井）＝24.132－0.0399DTas
若声波时差DTas＜300μs／m，则
ΔPmax(油井）＝0.8×套管抗挤毁压力
式中  K—渗透率，μm2；
ΔPmin ─—最小负压差值，MPa；
ΔPmax─一最大负压差值， MPa；
DTas ─一声波时差，μs／m；
ΔPrec─—合理负压值，MPa。
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，有时它也用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六种体系。
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粘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反排，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）滤液粘度低，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）无机盐稳定粘土的时间短，不能防止后继施工过程中的水敏损害；（4）清洁盐水粘度低，携屑能力差，清洗炮眼的效果不好。
2）阳离子聚合物粘上稳定剂射孔液
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粘上稳定剂配制而成，也可以在清洁盐水射孔液的基础上加入阳离子聚合物粘十稳定剂配制而成。一般说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粘土时间短的缺点，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万出匕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粘度，以降低滤欠速率和滤大量，提高清洗炮眼的效果。其余与无固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。故应权衡增粘降滤大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、增粘剂和桥堵剂组成，基液一般为清水或盐水，增粘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未。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；其它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、乳状液及沥青、石蜡的堵塞以及防火安全等问题，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走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+粘土稳定剂（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/CaBr2，Cacl2/ZnBr2等）。
表6—3为某海上油田隐型酸完井液的配方。
表6—3  某海上油田隐型酸完井液配方
配方加量（Kg）
项目
封隔液
射孔液
堵漏液
清洗液
水填充液
稠塞
过滤海水
1m3
1m3
1m3
1m3
1m3
1m3
烧碱
2~3
10
10~15
氧化镁
1
PF-HCS
20
15
15
PF-BPA
20
CA-101
20
CMHEC
6
12
PF-JWY
30
破胶剂
0.2
PF-HTA
4
3
3
PF-OSY
2
5．射孔参数优化设计
要想获得理想的射孔效果，使油气井的产能最高，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。如滇黔桂百色
油田，1993年采用该项技术后的效果对比如表6-4。
表6-4   优化射孔与常规射孔效果对比
类别
井数
产能比
PR
表皮系数
S
产能比
提高幅度
%
表皮系数降低幅度 ％
那读E2n
常规
22
0.5631
5.7632
31～90
70～106
优化
7
1.069
-0.336
百岗E2b
常规
10
0.2032
12.89
68～330
84～94
优化
1
0.8735
0.794
总平均
常规井：            优化井：
PR：0.3832          PR：0.9713
S：9.3266           S：0.229
153
97.5
由表可见：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0.23，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％。
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。
第三节    防砂完井的保护油气层技术
一、出砂对油气层的损害
油井出砂是砂岩油层开采过程中常见的问题。胶结疏松的砂岩油层，松散的砂粒有可能随同油气一起流入井筒。如果油气的流速不足以将砂粒带至地面，砂粒就会逐渐在井筒内堆积，砂面上升至掩盖射孔层段，阻碍油气流流入井筒甚至使油井停产。出砂严重时，也有可能引起井眼坍塌、套管毁坏，如图6-4所示。
油井出砂后，随着油层孔隙压力逐步降低，上覆地层的重量逐渐传递到承载骨架砂上，最终引起。上覆地层的下沉，致使套管变形和毁坏。
油井出砂也将增加井下工具和地面设备的磨损，因而需要经常更换，增加生产成本。
1．油层出砂机理
油层出砂是由于井底地带岩石结构被破坏所引起的。它与岩石的胶结强度、应力状态和开采条件有关。岩石的胶结强度主要取决于胶结物的种类、数量和胶结方式。砂岩的胶结物主要是粘土、碳酸盐和硅质三类，以硅质胶结物的强度为最大，碳酸盐次之，粘土最差。对于同一类型的胶结物，其数量越多，胶结强度越大。胶结方式不同，岩石的胶结强度也不同。
砂岩的胶结方式可分为三种（图6—5）：（1）基底胶结。当胶结物的数量大于岩石颗粒数量时，颗粒被完全浸没在胶结物中，彼此互不接触或很少接触。这种砂岩的胶结强度最大，但孔隙度和渗透率均很低。（2）接触胶结。胶结物数量不多，仅存在于颗粒接触的地方。这种砂岩的胶结强度最低。（3）孔隙胶结。胶结物数量介于上述两种胶结类型之间。胶结物不仅在颗粒接触处，还充填于部分孔隙之中。其胶结强度也介于上述两种方式之间。
图6一4油层出砂、套管毁坏示意图
图6—5  砂岩胶结方式
（a）基底胶结；（b）接触胶结；（c）孔隙胶结
易出砂的油层大多以接触胶结为主，其胶结物数量少，且含有粘土胶结物。此外也有胶质沥青胶结的疏松油气层。
地应力是决定岩石应力状态及其变形破坏的主要因素。钻井前，油层岩石在垂向和侧向地应力作用下处于应力平衡状态。钻井后，井壁岩石的原始应力平衡状态遭到破坏，井壁岩石将承受最大的切向地应力。因此，井壁岩石将首先发生变形和破坏。显然，油层埋藏越深，井壁岩石所承受的切向地应力越大，越易发生变形和破坏。
原油粘度高，密度大的油层容易出砂。这是因为高粘度原油对岩石的冲刷力和携砂能力强。
上述是油层出砂的内在因素，开采过程中生产压差的大小及建立压差的方式，是油层出砂的外在原因。生产压差越大，渗流速度越快，井壁处液流对岩石的冲刷力就越大。再加上地应力所引起的最大应力也在井壁附近。所以，井壁将成为岩层中的最大应力区，当岩石承受的剪切应力超过岩石抗剪切强度时，岩石即发生变形和破坏，造成油井出砂。
所谓建立生产压差的方式，是指缓慢地建立生产压差还是突然急剧地建立生产压差（图6—6）。因为在相同的压差下，二者在井壁附近油层中所造成的压力梯度不同。
突然建立压差时，压力波尚未传播出去，压力分布曲线很陡，井壁处的压力梯度很大，易破坏岩石结构而引起出砂；缓慢建立压差时，压力波可以逐渐传播出去，井壁处压力分布曲线比较平缓，压力梯度小，不至影响岩石结构。有些井强烈抽汲或气举之后引起出砂，就是压差过大或建立压差过猛之故。
图6一6  不同建压方式，井筒周围压力分布
（a）突然建立；（b）缓慢建立
二、保护油气层的防砂完井技术
1．地层是否出砂的判断
按岩石力学观点，地层出砂是由于井壁岩石结构被破坏所引起的。而井壁岩石的应力状态和岩
石的抗张强度（主要受岩石的胶结强度——也就是压实程度低、胶结疏松的影响）是地层出砂与否的内因。开采过程中生产压差的大小及地层流体压力的变化是地层出砂与否的外因。如果井壁岩石所受的最大张应力超过岩石的抗张强度，则会发生张性断裂或张性破坏，其具体表现在井壁岩石不坚固，在开发开采过程中将造成地层出骨架砂。
生产过程中地层出砂的判断就是要解决油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测法、经验法及力学计算方法等。
(1)现场观测法
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中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；对岩心浸水或盐水，岩心易破碎。如有上述现象，则说明生产过程中地层易出砂。
2)DST测试
如果DST测试期间油气井出砂（甚至严重出砂），说明生产过程中地层易出砂；
如果DST测试期间未见出砂，但仔细检查井下钻具和工具，在接箍台阶等处附有砂粒，或在DST测试完毕后，砂面上升，说明生产过程中地层易出砂。
3)临井状态
同一油气藏中，临井生产过程中出砂，本井出砂的可能性大。
(2)经验法
1)声波时差法
声波时差 ³295ms/m时，地层容易出砂。
2)G/cb法
根据力学性质测井所求得的地层岩石剪切模量G和岩石体积压缩系数cb，可以计算G/cb值，其计算公式如下：
式中  G—地层岩石剪切模量，Mpa；
cb—岩石体积压缩系数，1/Mpa；
m—岩石波松比，小数；
r—岩石密度，g/cm3；
—声波时差，ms/m。
当G/cb>3.8´107Mpa2时，油气井不出砂；
而当G/cb<3.3´107Mpa2时，油气井要出砂。
3)组合模量法
根据声速及密度测井资料，用下式计算岩石的弹性组合模量EC：
式中    EC—地层岩石弹性组合模量，Mpa；
其他符号同上。
一般情况下，EC越小，地层出砂的可能性越大。美国墨西哥湾地区的作业经验表明，当EC大
于2.068´104Mpa时，油气井不出砂；反之，则要出砂。英国北海地区也采用同样的判据。我国的胜利油田也用此法在一些油气井上作过出砂预测，准确率在80%以上，出砂与否的判断方法如下：
①EC³2.0´104Mpa，正常生产时不出砂；
②1.5´104Mpa< EC <2.0´104Mpa，正常生产时轻微出砂；
③EC £1.5´104Mpa，正常生产时严重出砂。
(3)力学计算法
垂直井井壁岩石所受的切向应力是最大张应力，最大切向应力由下式表达：
根据岩石破坏理论，当岩石的抗压强度小于最大切向应力 时，井壁岩石不坚固，将会引起岩石结构的破坏而出砂。因此，垂直井的防砂判据为：
（6-1）
式中 ---井壁岩石的最大切向应力，MPa；
C---地层岩石的抗压强度，MPa；
---岩石的泊松比，小数；
---上覆岩层的平均密度，Kg／m3；
g---重力加速度，m／s2；
H---地层深度，m；
---地层流体压力，MPa；
---油井生产时的井底流压，MPa。
如果上式成立（即C≥ ），则表明在上述生产压差( － )下，井壁岩石是坚固的，不会引起岩石结构的破坏，也就不会出骨架砂，可以选择不防砂的完井方法。反之，地层胶结强度低，井壁岩石的最大切向应力超过岩石的抗压强度引起岩石结构的破坏，地层会出骨架砂，需要采取防砂完井方法。
水平井井壁岩石所受的最大切向应力 可由下式表达：
各参数符号意义同上。同理，水平井井壁岩石的坚固程度判别式为：
（6-2）
对于其他角度的定向斜井，其井壁岩石的坚固程度判据为：
（6-3）
很显然，当井斜角α为0度时，式(6-3)变为式(6-1)；而当井斜角α为90度时，式(6-3)变为式(6-2)；所以式(6-3)为通式。由此可以看出：
①在地层岩石抗压强度C和地层压力Ps不变的情况下，当生产压差( － )增大时，原来不出砂的井可能会开始出砂。也就是说，生产压差增大是出砂与否的一个重要外因。
②当地层出水后，特别是膨胀性粘土含量高的砂岩地层，其岩石的胶结强度将会大大下降，从而导致岩石的抗压强度C下降，使原来不出砂的井（不出水的井）可能会开始出砂。
③在地层岩石抗压强度C不变时，随着地层压力 的下降，即使生产压差保持常数，原来不出砂的井也可能会开始出砂。
2．几种防砂完井方式的保护油气层技术
1）割缝衬管防砂保护油气层技术
割缝衬管就是在衬管壁上，沿着轴线的平行方向割成多条缝眼，如图6一7所示。缝眼的功能是：一方面允许一定数量和大小的能被原油携带至地面的“细砂”通过，另一方面能把较大颗粒的砂于阻挡在衬管外面。这样，大砂粒就在衬管外形成“砂桥”或“砂拱”，如图6一8。
砂桥中没有小砂粒，因为此处流速很高，把小砂粒都带人井内了。砂桥的这种自然分选，使它具有良好的通过能力，同时起到保护井壁的作用。
为了促使砂桥形成，必须根据油层岩石的颗粒组成，选择缝眼的尺寸和形状。
①缝眼的形状
缝眼的剖面应呈梯形，如图6一7所示。梯形两斜边的夹角为12”，而且大的底边在衬管内表面，小的底边在衬管外表面，小底边的宽度称为缝口宽度。这种形状可以避免砂粒卡在缝眼内而堵塞衬管。割缝衬管的关键就在于正确地选择缝眼口宽度和割缝的数量。
图6一7  割缝衬管                   图6一8  衬管外所形成的砂桥
②缝口宽度
根据实验研究，砂粒在缝眼外形成砂桥的条件是缝口宽度不大于砂粒直径的两倍。即
e≤2d10
式中  e一缝口宽度，mm；
d10一油层岩石颗粒组成累积曲线上，占累积重量百分数为10％所对应的颗粒直径，mm。
这就表示，占总重量90％的小砂粒可以通过缝眼，而占总重量10％的油层承载骨架砂不能通过。
③缝眼的数量
缝眼数量应在保证衬管强度的前提下，有足够的流通面积。一般取缝眼开日总面积为衬管外表总面积的2％，缝眼的长度取50～300mm。缝眼数量可由下式确定：
式中 n一缝眼的数量，小数；
α─缝眼总面积占衬管外表面积的百分数，一般取2%；
F一衬管外表面积，mm2；
e一缝口宽度，mm；
l一缝眼长度，mm。
2）砾石充填防砂保护油气层技术
充填在井底的砾石层起着滤砂器的作用，它只允许油层流体通过，而不允许油层砂粒通过。其防砂的关键是必须选择与油层岩石颗粒组成相匹配的砾石尺寸。其选择原则是：既要能阻挡油层出砂，又要使砾石充填层具有较高的渗透性能。因此，砾石的尺寸、砾石的质量、充填液的性能是砾石充填防砂的技术关键。
①砾石质量要求
砾石质量直接影响防砂效果及完井产能。因此，砾石的质量控制十分重要。砾石质量包括：砾石粒径的选择、砾石尺寸合格程度、砾石的圆球度、砾石的酸溶度、砾石的强度等。
a．砾石粒径的选择
国内外通用的砾石粒径Dg是油层砂粒度中值d50的5～6倍，即：Dg=（5～6）d50。
Dg确定后，再根据工业砾石参数表，选择一种其粒度中值大致与Dg相等的工业砾石。
b．砾石尺寸合格程度
砾石尺寸合格程度的标准是：大于要求尺寸的砾石重量不得超过砂样总重量的0.1%，小于要求尺寸的砾石重量不得超过砂样总重量的2％。
c．砾石的强度
砾石强度的标准是：抗破碎试验所测出的破碎砂重量含量不得超过表6-5所示的数值：
d．砾石的圆度和球度
砾石圆球度的标准是：砾石的球度应大于0.6，砾石的圆度也应大于0.6。图6-9，图6-10是评估砾石圆球度的视觉对比图。
e．砾石的酸溶度
砾石酸溶度的标准是：在标准土酸（3％HF＋12％HCI）中，砾石的溶解重量百分数不得超过l％。
表6—5  砾石抗破碎推荐标准
充填砂粒度，目
破碎砂市量百分含量，％
8～16
8
12～20
4
16～30
2
20～40
2
30～50
2
40～60
2
图6一9   标准圆度
图6一10  球度目测图
②砾石充填液对油气层的影响及其保护技术
砾石充填液也称为携砂液，是将砾石携带到筛管和井壁（或筛管和套管）环形空间的液体。又因为在砾石充填过程中部分充填液将进入油层，因此对充填液的性能应严格要求。
从携带砾石的角度考虑，要求它的携砂能力强，即含砂比高以节省用量。并希望砾石在充填液中不沉降，使之形成紧密的砾石充填层，避免在砾石层内产生洞穴，以至在生产过程中发生砾石的再沉降，而使筛管出露失去防砂作用。还要求充填液在井底温度的影响下，或在某些添加剂的影响下，能自动降粘稀释而与砾石分离，以免在砾石表面包裹一层较厚的胶膜，使砾石堆积不实而影响填砂质量。
从保护油层的角度考虑。要求充填液无固相颗粒，并尽可能防止液相侵入后引起油层粘土的水化膨胀、或收缩剥落。因此，理想的充填液应具备下列性能：
a．粘度适当（约500～700mPa·S），有较强的携砂能力。
b．有较强的悬浮能力，使砾石在其中的沉降速度小。
c．可通过某些添加剂或受井底温度的影响而自动降粘稀释。
d．无固相颗粒，对油层损害小。
e．与油层岩石相配伍，不诱发水敏、盐敏、碱敏；
f．与油层中流体相配伍，不发生结垢，乳化堵塞；
g．来源广泛，配制方便，可回收重复使用。
目前国内外在砾石充填作业中主要使用的携砂液有以下几种。
①清盐水或过滤海水，其中加入适当的粘土稳定剂及其他添加剂，施工时的携砂比为50~100 kg/m3。
②低粘度携砂液，粘度为50~100mPa·s，由清盐水或过滤海水中加入适当的水基聚合物和粘土稳定剂及其他添加剂组成。施工时的携砂比为200~400 kg/m3。
③中粘度携砂液，粘度为300~400mPa·s，由清盐水或过滤海水中加入适当的水基聚合物和粘土稳定剂及其他添加剂组成。施工时的携砂比为400~500 kg/m3。
④高粘度携砂液，粘度为500~700mPa·s，由清盐水或过滤海水中加入适当的水基聚合物和粘土稳定剂及其他添加剂组成。施工时的携砂比可达1000~1800 kg/m3。
所采用的水基聚合物如甲叉基聚丙烯酚胺凝胶，羟乙基纤维素和锆金属离子交链凝胶等。
⑤泡沫液，泡沫携砂液可用于低压井。由于泡沫液中气相体积分数占80~95%，含液量少，不存在低压漏失问题。泡沫液的携砂能力强，充填后砾石沉降少，筛缝不容易被堵塞，对地层造成的损害小。
携砂液的选用可参见表6—6。
表6—6  携砂液的选用
施工对象和方法
低粘液
中粘液
高粘液
泡沫液
裸眼井
适用
可用
¾
¾
长井段
适用
¾
¾
¾
低压漏失井
¾
¾
¾
适用
高斜井
适用
¾
适用
振动充填
适用
¾
¾
¾
两步法第一步
可用
适用
适用
¾
两步法第二步
适用
¾
¾
¾
高密度挤压井
¾
¾
适用
¾
低渗透地层
适用
¾
¾
适用
高粘油地层
适用
¾
¾
适用
流砂地层
¾
¾
适用
¾
清水压裂充填
适用
¾
¾
¾
端部脱砂压裂充填
适用
可用
¾
¾
胶液压裂充填
¾
¾
适用
¾
3）压裂砾石充填防砂保护油气层技术
在砾石充填工艺上的突破主要是将砾石充填与水力压裂结合起来，称为压裂砾石充填技术，包括清水压裂充填、端部脱砂压裂充填、胶液压裂充填等三种。其原理就是在射孔井上砾石充填之前，利用水力压裂在地层中造出短裂缝，然后在裂缝中填满砾石，最后再在筛管与套管环空充填砾石，见表6—7。
根据对某油田的研究，压裂充填与常规砾石充填的产能对比见表6—8。
表6—7  清水压裂充填、端部脱砂压裂充填、胶液压裂充填对比
清水压裂充填
端部脱砂压裂充填
胶液压裂充填
处理目的
消除或“绕过”近井带由于钻井和固井造成的损害
消除或“绕过” 由于钻井和固井造成的深部损害
消除或“绕过” 由于钻井和固井造成的深部损害
充填材料
石英砂或陶粒
石英砂或陶粒
石英砂或陶粒
前置液
盐水（清水）
低粘、低滤失、薄滤饼交联液
高粘度交联液（胶液）
携砂液
盐水（清水）
低粘、低滤失、薄滤饼交联液
高粘度交联液（胶液）
产生裂缝长度
1.5~3.0米
3.0~6.0米
7.5~15.0米
井深（米）
3000以下
3000以下
3000以下
处理层段厚度
最大达152米
最大达30米
任意
表6—8   某油田压裂充填与常规砾石充填的产能对比
井
常规砾
压裂充填
号
石充填
清水压裂充填
端部脱砂压裂充填
胶液压裂充填
产能
产能
增加%
产能
增加%
产能
增加%
5
31.11
126.81
307.6
127.13
308.6
158.65
409.9
10
35.80
84.85
137.0
84.35
135.6
98.05
173.9
14
32.31
57.10
76.73
59.02
82.67
70.74
118.9
11
56.46
89.35
58.25
97.57
72.81
260.73
361.1
28
119.7
156.23
30.52
154.29
28.91
183.51
53.32
33
55.94
100.43
79.53
101.93
82.21
131.82
135.6
平均
114.9
118.5
208.8
注：产能指单位生产压差下油井的日产量，即：m3/(d.Mpa)。
由表6—8可知，压裂充填后，产能大大增加，其原因可由图6-11得到解释。
图6-11    压裂充填后高产能的原因
为了搞好压裂砾石充填防砂保护油气层技术，需按以下几个要点实施：
①在可以进行压裂充填的层段，压裂充填的效果很好，与常规砾石充填相比，虽然成本增加，但压裂充填的增产作用明显。这主要是形成了裂缝、改善了渗流方式，消除了（或部分消除了）钻井、固井损害，同时也破坏了射孔所形成的压实带等原因所致。同时，压裂砾石充填的防砂效果还好于常规砾石充填的防砂效果。
②在清水压裂充填、端部脱砂压裂充填、胶液压裂充填这三种方式中，清水压裂充填、端部脱砂压裂充填的增产效果相当，这是因为两者形成的裂缝较短；而胶液压裂充填的增产效果最为明显，主要原因是胶液压裂充填能形成三者之中最长的裂缝，但成本最高。
③在采用了屏蔽式暂堵技术的井中，由于钻井污染深度浅，建议采用清水压裂充填或端部脱砂压裂充填来解堵和增产；而在未采用屏蔽式暂堵技术的井中，特别是表皮系数较高的井，由于钻井污染深度深，建议采用胶液压裂充填来解堵和增产。
④综合增产效果、施工成本、施工难易程度多方面来看，凡是已证明能用清水将地层压开的井，应尽量使用清水压裂充填或端部脱砂压裂充填来解堵和增产；否则，采用胶液压裂充填来解堵和增产。
第四节   试油过程中的保护油气层技术
一、试油过程对油气层的损害
国内把从完井后至油气井正常投产为止所经历的各种工序总称为试油。具体包括：射孔前工序、射孔、测试、解堵酸化等投产措施、系统试井等。油气井根据具体状况，可能经历全部工序，也可能经历其中的若干工序。因此，试油过程对油气层的损害，实际上也就是上述各种工序对油气层的损害，其内容已在前几章论述。本节仅讨论试油过程各工序配合不当对汕气层的损害。
有若干油气井，中途测试表明油气层受损害并不严重、其产能较高。但完井投产后油气井的产能却很低，甚至完全丧失产能。因而有时误判为没有工业开采价值或为干层，常
常延误了油气田的勘探、开发机遇。其原因往往是忽视压井液长期浸泡油气层的危害，各工序环节配合不当所造成的。具体表现在：（1）压井液性能不良对油气层损害严重；（2）频繁起下管柱，增加压井次数；（3）各工序配合不紧凑延长压井时间等方面。由此可见，不注意试油过程对油气层的损害，将会使钻井过程、完井过程所采取的保护油气层技术功亏一篑。
二、试油过程中的保护油气层技术
1．采用优质压井液
由于压井液所形成的液柱压力大于油气层孔隙压力。若压井液性能不良必然会造成对油气层的损害。优质压井液必须具备以下性能：（1）与油气层岩石及流体配伍；（2）密度    可调节，以便能平衡油气层压力；（3）在井下压力和温度下性能稳定；（4）滤失量小；（5）有一定携带固相颗粒的能力。
压井液的选择要以油气层岩性、矿物成分和敏感性数据    为依据。在模拟井下温度和压力的条件下，通过室内评价实验选择无损害或损害最小的压井液。
2．采用多功能管柱
为了减少在更换工序时反复起下管柱、反复压井损害油气层的机会，应采用下一次管柱完成多个工序的多功能管柱。
目前国内外己有的多功能管柱有：（1）射孔和地层测试联作管柱；（2）射孔和解堵酸化联作管柱；（3）射孔和有杆泵生产联作管柱等。
3．各工序配合紧凑缩短压井等候的时间
油气井试油过程的各个工序应一个紧接一个尽快完成，一定要防止一个工序结束后，长期压井等候另一个工序的现象，这是最容易被忽视的。压井液在井下时间越长，对油气层损害越大。