完井的原则 完井的原则 1、对完井的要求 (1)最大限度保护储集层,防止对储层伤害 (2)减小油气流入井筒内的流动阻力 (3)有效封隔油气水层,防止各层间干扰 (4)克服井塌或出砂,保障长期稳产,延长寿命 (5)可以实施注水
煤层气开采试验井施工及排采
合理的完井方式应该力求满足以下要求：储层和井筒之间应保持最佳的连通条件，储层所受的损害最小；储层和井筒之间应具有尽可能大的渗流面积，CO2入井的阻力最小；应能有效地封隔气、水层，防止气窜或水窜，防止层间的相互干扰；应能有效地防止井壁垮塌，确保井的长期使用；应具备进行分层灌注、分层压裂、酸化处理等分层措施以及便于井下作业等条件；施工工艺简便，成本较低（孙光明， 2002）。
固井与完井是什么？
经过分析，韩城矿区煤层气资源丰富，且具有一定的可抽性，要商业性开发必须进行开发试验。首先要选好第一口井的井位，再进行钻探施工—测井—试井—完井—射孔—压裂工程—排采试验，才能作出可采性评价。1995年10月开始施工韩试1井。
9.5.1 试验孔及排采试验
9.5.1.1 试验孔孔位的选择
依据国内外资料，结合本区的地质构造特征，选择试验孔孔位的原则是：①煤层含气量＞8m3/t煤；②煤层埋深在400～800m之间；③构造简单，煤层未受构造破坏；④单层煤厚大于1m；⑤交通条件方便。
韩城矿区构造特征是：边浅部构造复杂，断裂发育，向中深部地层很快变平缓，断裂稀少。边浅部有生产矿井五对，由西南向东北依次为：象山煤矿、马沟渠煤矿、燎原煤矿、下峪口煤矿、桑树坪煤矿。南部的象山煤矿矿井瓦斯涌出量较大，但未曾发生过瓦斯突出事故，说明煤层的透气性较好；而北部的下峪口煤矿、桑树坪煤矿，煤层受到了压性断裂的影响，煤层较为破碎，并且呈鳞片状，煤层的透气性较差，曾多次发生瓦斯爆炸及煤与瓦斯突出事故。
煤层情况：共含煤11层，主要可采煤层南部3层，北部2层。
煤层瓦斯含量：边浅部含量较低，向中深部逐渐增加。
依据以上情况，结合布孔原则，选择矿区南部的中深部，煤层埋深600m左右的薛峰乡薛峰水库傍施工韩试1井，此处不仅交通方便，而且煤层总厚度相对较厚。
9.5.1.2 钻探施工
（1）施工目的
本次施工的目的主要是：①取全﹑取准煤层气有关的参数并进行试气；②立足于商业性开发，力争打出商业性开发的煤层气；③目的层为3＃、5＃、11＃煤层。
（2）勘探区概况
1）探井位置和交通条件
韩试1号井位于陕西省韩城市薛峰乡，距韩城市20km，距西安市260km，有公路和铁路直通西安，交通条件十分便利。
2）地层概况
本井钻穿地层依次为：
a.第四系﹑新近系（Q＋N）
0～24m，层厚24m，为现代冲积﹑洪积﹑坡积物，岩性为浅黄﹑黄褐色黄土﹑亚砂土﹑亚粘土。岩性可钻性1～3级。
b.二叠系（P）
上统石千峰组（P2s）：24～208m，层厚176m，以紫红色泥岩﹑灰绿色中粗砂岩为主，岩石可钻性4～5级。
上统上石盒子组（P2sh）：205～508m，层厚303m，岩性以灰绿﹑灰白色粗砂岩为主，岩石可钻性4～6级。
下统下石盒子组（P1sh）：508～560m，层厚52m，岩性以灰色﹑紫杂色粉砂岩﹑泥岩为主，岩石可钻性4～6级。
下统山西组（P1s）：560～615m，层厚55m，岩性以深灰色﹑细砂岩﹑粉砂岩﹑泥岩为主，本组含2号局部可采煤层和3号可采煤层，岩石可钻性3～6级。
c.石炭系（C）
上统太原组（C3t）：615～676m，层厚61m，上部以粉砂岩﹑砂质泥岩﹑粘土层为主，含5号可采煤层，中部以石灰岩及钙质页岩为主，下部以粘土层﹑砂质泥岩﹑粉砂岩为主，顶部含11号煤，岩石可钻性3～6级。
d.奥陶系（O）
中统峰峰组（O2f）：676～710m，层厚34m，以深灰色石灰岩为主，岩石可钻性4～6级。
（3）钻孔施工要求
1）井深：710m。
2）目的层位：二叠系下统山西组3＃煤层及石炭系上统太原组5＃和11＃煤层，探明煤层气的含量，立足商业性开发。
3）完井原则：11＃煤层底板以下40m或见石灰岩终井。
4）井斜：完井井斜不大于5°，井深每增加50m，井斜变化不超过1°。
5）录井与取心：0～560m进行岩屑录井，每5m捞取岩屑砂样一包，560～676m进行岩心录井，要求岩心采取率不低于75%，其中煤心长度采取率不低于90%，重量采取率不低于75%。
6）简易水文：①每回次进尺观测水位一次；②钻进时每小时观测一次钻井液消耗量，煤系地层每小时观测钻井液进出口比重各一次；③钻井过程若出现涌漏水现象，应及时进行观测﹑记录。
7）井深校正：每百米﹑下管前﹑取心前﹑煤层部位﹑钻井涌漏水段及完井时必须丈量钻具，误差不得超过0.15%，否则应合理平差。
（4）前期钻井工程
1）钻进方法
本次施工采用全面钻进和绳索取心钻进，即在黄土层和非煤系基岩层，采用牙轮钻头全面钻进，以减少辅助作业时间，提高钻进效率；在煤系地层采用金刚石绳索取心钻进，以提高所取煤心的采取率和质量。
2）钻进参数
根据所选钻头，扩井钻进时，要求中等压力，中等转速，大泵量。
3）井身结构：
0～26m，井径311mm，下入Φ245mm表层套管26m，水泥固井返至地表；26～652m，井径215mm，下入Φ140mm技术套管652.3m（技术套管高出表层套管0.3m），水泥固井返至地表；652～710m，井径215mm，裸眼。
4）钻具组合
根据我们考察和了解的情况，采用的钻具组合如下：
黄土层钻进：Φ108mm方钻杆＋310×311接头＋Φ89mm钻杆＋310×311接头＋Φ121mm钻铤＋310×620接头＋Φ311mm牙轮钻头。
基岩层钻进：Φ108mm方钻杆＋310×311接头＋Φ89mm钻杆＋310×311接头＋Φ121mm钻铤＋310×420接头＋Φ215mm牙轮钻头。
绳索取心钻进：Φ108mm方钻杆＋310×311接头＋Φ89mm钻杆＋Φ81mm双管取心器＋Φ130mm牙轮钻头。
扩井时，Φ121mm钻铤下接Φ215mm扩井钻头。
5）钻井液选型和配置
本井为探采结合井，为保证施工安全，减小对煤层的污染，选用KP共聚物低固相钻井液，黄土层钻井液不作硬性要求。
a.低固相钻井液配方及性能
配方：水＋30%人工钠土＋0.5%～0.8%KP共聚物＋0.5%～0.8%CMC＋0.4%HSP。
性能：相对密度1.03～1.08，黏度18～22s，失水量＜10mL/30min，含砂量＜1%，pH值8～9。
b.钻井液的维护与净化
现场配备必要的钻井液测试仪器；专人负责钻井液的管理工作；定时定量加入处理剂，维护钻井液性能；使用固控系统净化钻井液，必要时采用除砂器和除泥机进行净化。
6）护壁堵漏
参照以往施工情况，钻进中可能出现涌漏水现象。①对于轻度漏水，及时调整钻井液性能，以达到堵漏目的；②对于中等漏水，采用8012堵漏剂进行堵漏；③严重漏失地层，采用地勘水泥堵漏。
7）钻井程序
a.0～25m采用Φ311mm牙轮钻头钻进，然后换用Φ215mm牙轮钻头钻至25m，进行电测井。
b.Φ245mm表层套管下至25m，采用灰浆进行固井，要求灰浆返至地表，候凝72h。
c.采用Φ215mm牙轮钻头钻至560mm。
d.更换钻具，采用绳索取心钻头钻至676m。
e.采用全面合金钻头钻至710m。
f.进行电测井。
（5）完井工艺
本次探采目的层为3＃、5＃、11＃煤层，根据地层情况，完井工艺采用裸眼－套管完井法，Φ140mm技术套管下至11＃煤层顶板之上2m，对3＃和5＃煤层进行压裂，鉴于测试、固井、射孔、压裂等项工作技术及装备要求高，聘请专业公司完成。
9.5.1.3 参数测试
煤层气抽采前必须对煤层实施有效的压裂，为了充分了解煤层的渗透率、初始压力、储层压力等储层特性，为压裂设计提供依据，必须进行试井工作。
（1）试井方法
采用国内普遍采用的注入/压降式试井。
（2）试井工艺
裸眼分层试井即随钻随测，即每钻穿一层煤进行一次试井，试井结束后继续钻进。
（3）试井队伍的选择
要坚持选择素质高、速度快、经验丰富的测试队伍，以保证测试工作的顺利进行和测试数据的质量。
（4）试井工艺技术
1）岩煤心采取率符合国家规定的特级孔标准，煤层底部留5m口袋以备沉渣，但不能与下伏的煤层贯通。
2）试层及其上部20m、下部5m的井径要求达到110～120mm，井壁平整，以便坐封。
3）试井前必须进行地球物理测井，以获得准确的煤层厚度、深度及井径等数据。
4）地质人员对煤层及上下岩层作详细观察描述，为试井队伍提供准确的煤层及上下岩层厚度、深度、岩性、夹矸情况及井径等资料。
5）煤层及其顶底板钻进最好使用清水或活性水（2%KCl），清水中可加入PHP、CMC等处理剂，黏度20～23s。
6）按照煤田地质规范进行简易水文观测。
7）测试前2～3天在钻台场地处搭一带有篷顶的平台，平台基础为250mm×250mm地木梁，上铺台板，面积5×5m2，提供3～4m3水箱一个，以备测试用水。
8）井队准备Φ73mmAPI标准N80或J－55油管若干米（按孔深定米数），准备拧卸Φ73mm油管的管钳、丝扣油、吊环等工具。
（5）测试项目
包括煤储层渗透率、储层压力、压力梯度、表皮系数、破裂压力、闭合压力、压力与时间关系曲线等，测试结果见表9.8。
表9.8 韩试1号井储层参数测试成果表
煤层的渗透率比较低，我国测试的渗透率一般都小于1×10－3μm2，而韩试1井，三层煤均大于1×10－3μm2，3号煤层顶板为砂岩，裂隙发育，所以所测的渗透率就较高，煤层气地面抽放就是寻找渗透率高、透气性好的储层，因此，韩试1井当时引起了有关部门的关注。
9.5.1.4 压裂工程
煤层气地面抽放工艺，与石油开采的工艺相同，因此就必须进行压裂。
1）压裂单位：地质矿产部华北石油地质局。
2）压裂目的：解除可能的地层堵塞，改善深部煤层流体流动条件，了解煤层产能。
3）施工方案：①泵注方式，环空压裂；②支撑剂选择20/40目石英砂50t；③压裂液选择HT－21原胶液；④压裂管柱（自下而上），3＃＋5＃煤层压裂采用油管挂＋2－7/8″油管620m；11＃煤层压裂采用油管挂＋2－7/8″油管660m。
4）主要技术问题及对策
a.采用低伤害压裂液减轻对煤层渗透性伤害。
b.11＃煤层压裂时仅对上部4m射孔，控制地层入口，采用低黏度压裂液，利用砂粒沉积阻挡裂缝发育向下扩展，采用合理排量，通过上述措施最大可能控制/阻挡裂缝向下发育，尽可能避免压开11＃煤下部含水石灰岩。
c.3＃＋5＃煤层压裂时只射开5＃煤层，通过控制裂缝启裂入口，帮助裂缝尽可能在5＃煤层中扩展。
d.做好携砂段塞，处理裂缝遇曲影响。
5）施工步骤及要求
a.首先射开11＃煤层，按设计要求下好压裂管柱，油管下深660m，装好井口，连接好管线。
b.摆好施工车辆，连接好高低压管线及各类传感器，高压管线试压至30MPa，保持压力5min，无刺漏合格。
c.缓慢替入压裂液，循环压裂液至井口，排出油管空气。
d.倒好井口闸门。
e.对压裂煤层11＃煤层进行小型压裂试验，并监视压力降至裂缝闭合之后（约需90min）。
f.根据小型压裂，对压裂设计进行评价和必要的修正（约需60min）。
g.根据修正/确定后的泵注表，对压裂煤层进行压裂，最大处理压力控制在24.5MPa以内。
h.压裂结束后，关井测压降至裂缝闭合，压裂设备及人员撤离现场。
i.用节流阀控制放喷，控制放喷排量防止出砂。
j.11＃煤层压裂放喷后下管柱探砂面，要求砂面深度680m，若未到深度，则填砂至680m，提出井内管柱。
k.下投胶塞于680m深度，并填砂至670m。
l.提出井内管柱，射开5＃煤层。
m.下入3＃＋5＃煤层压裂管柱，管柱下深620m，准备3＃＋5＃煤层压裂。
n.重复上述b至g步骤，对3＃＋5＃煤进行压裂。
9.5.1.5 排采试验
1996年4月18日，完成了射孔、压裂及采油树和地面配套设施的安装，开始排采，一直排采到2001年底，历时5年多，纯排采时间1400天，获取各类原始排采数据7142个，累计产气量约100×104m3。
（1）排采工作
1996年6月27日，第一次放喷试验时，一次点火成功，火焰高达0.88m，排采后点火火焰高达4.92m，初期出气量达2989～3995m3/d，最高4035m3/d，排采一年后，稳定气流在300～500m3/d，由于煤粉较多，抽油泵容易堵塞，故出气量变化较大，修井后气量较大。排采试验原始记录统计自1996年5月3日开始至2000年底，历时3年半，获各类原始排采记录数据5390个，其中产水量累计约7000m3，累计产气量近50×104m3。初期日产水量0.2～28.5m3，日产气量0～2536m3，日产气量峰值为4035m3。此后，稳定日产水量5m3左右，日产气量800～1500m3。
美国黑勇士盆地的煤层气生产资料表明，在许多井中，最大产气阶段在3年或3年之后。获得最大产气量的时间长度随渗透率的降低和井间距离的增大而增长。图9.9是一个典型的煤层气生产曲线。开采初期，有大量的水排出，随着储层压力的降低，产水量下降，而产气量增加。韩试一井有着与黑勇士盆地相似的规律。
图9.9 典型煤层气井开采曲线
通过分析试一井大量的排采试验数据，可将排采工作分为两个阶段，即：脱水产气阶段、稳定产气阶段，对应于上图的一、二阶段。试一井排采过程有如下特点：
脱水产气阶段。初期4天，排水量大，但产气量不足1m3，表明只有游离气体产出。从第五天开始，产气量日渐增加，直到达到日产气量达1114m3。甲烷解吸量随着排水量的增加而逐渐加大。
稳定产气阶段。由于井内吐砂、吐煤屑导致频繁洗井。每次洗井后，排水出气的时间间隔越来越短，从开始的2～3天出气到当天出气，表明本井储层临界解吸压力大，且产水量与产气量呈正相关关系，即井内液面愈深（储层承受压力愈小），甲烷解吸速度愈快，产气量愈大。只要加大冲次，气量就会逐步提高，煤层中的裂隙并没有因为地下水的运移或储层卸压封闭，而是相对畅通，从而保证了更大范围内气的产出，从目前井内产气情况来看，该井产气量处在上升阶段。
井中排出的储层水经过化验：总溶解固体为7.404g/L，水质类型为Na－Cl型，总硬度22.6德国度，总碱度12.49mg/L，游离二氧化碳58mg/L。2000年，我们在洗井现场发现，堵塞泵体滤网的并非煤屑，而是碳酸钙结晶体，泵体的外侧也沉积了0～2mm的碳酸盐结晶层，可见煤层中的水在运动过程中，在CO2的作用下，携带出了大量的原来沉积在煤层原生裂隙中的矿物质，使得煤中空隙度增大，裂隙增长，为煤层气的解吸创造了良好的通道。
（2）排采过程中的试验
在排采过程中，进行了多次憋压试验，在设备漏水漏气的条件下测得井内压力达到0.9MPa时，煤层气的解吸量明显减少，如果加上井内水头对煤层气解吸的压力，估计试一井内煤层气的脱气压力大于1MPa。类似的几次憋压试验的另一个特点是，每次试验井内压力的上升速度都比前面的试验快，憋气的周期逐次缩短（图9.10），表明在憋压之后，储层脱气量增大，研究认为是憋压、卸压导致了煤层中的导气通道更加顺畅所致。
图9.10 韩试1号井憋压试验曲线
憋压试验结束后，进行了关井试验。水位经过300h的缓慢恢复，当液面深度为406.51m时，井内无可燃气体逸出，产生熄火。熄火的水位比3＃煤顶板高出了224.64m，表明各煤层甲烷解吸压力最小为2.2MPa。我们认为，这就是为什么目前长时间停机后重新开机很快产气的主要原因。
9.5.2 商业化开发利用
图9.11 韩城煤层气排采试验区（2006年3月摄）
韩城矿区“韩试1号”井获得煤层气工业气流后，引起了各界的关注，先后有许多国内外专家及投资商前来进行考查。中联煤层气有限责任公司2001年开始进入韩城矿区进行煤层气开发试验，已施工了11口勘探试验孔，全部出气（图9.11）。单井最高产气量3500m3/d，稳定出气量为500～2000m3/d，预测单井日平均产气量在1800m3/d左右，2007年9月提交了陕西省境内第一份煤层气储量报告，提交储量50×108m3，其中技术可采储量为25.05×108m3，经济可采储量为22.55×108m3，可以达到每年1.5×108m3的生产能力。
2007年10月24日，韩城市财政局小区、新城区世纪花园小区、二电小区居民首次使用上“煤层气”，成为陕西省煤层气商业化利用的范例。据悉，韩城市计划一期工程受益人口4.2万人，利用煤层气884×104m3/a，高峰供气期最大流量4000m3/h。
一、固井
固井就是在钻出的井眼内下入套管柱，并在套管柱与井壁之间部分或全部注入水泥浆，使套管与井壁固结在一起。固井是钻井过程中的重要环节，固井质量的好坏不仅影响到该井能否钻进，而且影响到油井开采期能否正常作业和安全生产。
（一）井身结构及套管规范
1．井身结构
井身结构如图4-19所示。正常压力系统的井通常仅下三层套管：导管、表层套管和生产套管。异常压力系统的井至少多下一层技术套管。尾管则是一种不延伸到井口的套管柱。
导管的作用是在钻表层井眼时将钻井液从地表引导到井眼内。这一层管柱的长度变化较大，在坚硬的岩层中仅用10～20m，而在沼泽地区则可能上百米。
表层套管下入深度一般在30～1500m，通常引导水泥浆返至地表，用来防止浅水层污染，封隔浅层流砂、砾石层及浅层气，同时用来安装井口防喷器以便继续钻进。表层套管也是井口设备（套管头及采油树）的唯一支撑件，并承载依次下入的各层套管（包括采油管柱）的载荷。
技术套管用来隔离坍塌地层及高压水层，防止井径扩大，减少阻卡及键槽的发生，以便继续钻进。技术套管还用来分隔不同的压力层系，以便建立正常的钻井液循环。它也为井控设备的安装、防喷、防漏及悬挂尾管提供了条件，对油层套管还具有保护作用。
生产套管的主要作用是将储集层中的油气从套管中采出来，并用来保护井壁，隔开各层的流体，达到油气井分层测试、分层采油、分层改造之目的。
图4-19 井身结构
尾管分为钻井尾管和采油尾管。尾管的优点是下入长度短、费用低。在深井中，尾管另一个突出的优点是，在继续钻进时可以使用异径钻具。尾管的顶部通常要进行抗内压试验，以保证密封性。
2．套管和套管柱
油井套管是优质钢材制成的无缝管或焊接管，两端均加工有锥形螺纹。大多数的套管是用套管接箍连接组成套管柱。套管柱用于封固井壁的裸露岩石。常用的标准套管外径从114.3～502mm，共有14种；套管的壁厚范围为5.21～16.13mm；套管的连接螺纹都是锥形螺纹；目前，套管钢级API标准有8种共10级，即H40、J55、K55、C75、L80、N80、C90、C95、P110、Q125，常用钢级为P110、N80、J55。
套管柱（套管串）通常是由同一外径、相同或不同钢级及不同壁厚的套管用接箍连接组成的，应符合强度及生产的要求。
（二）固井工艺过程
固井工艺过程主要有下套管和注水泥两个步骤。
1．下套管
下套管前根据井身设计，将要下入井内的套管运到平台，逐根检查套管是否有暗伤、变形，然后丈量长度、清洗螺纹，编好顺序排放好，以待下井；对机器设备及辅助工具认真检查，保证下套管时不出故障，调节好钻井液性能，起出井中钻具；逐根将套管下入井中，下完套管后循环钻井液洗井，然后接注水泥管汇（水泥头）准备注水泥。
2．注水泥
注水泥（即注水泥浆）的主要目的在于封隔油、气、水层，保护生产层。为实现这一目的，要解决以下两个方面的问题：一是如何使环形空间充满水泥浆；二是如何使水泥浆在凝结过程中压稳和封隔好油、气、水层。根据固井设计，将固井所需的水泥、淡水、水泥外加剂运到井场。检查注水泥的机器设备，使之处于良好的工作状态；配制水泥浆；注水泥浆。当水泥浆注满套管后，用钻井液把水泥浆迅速顶替到井筒环形空间的预定高度，这个顶替过程叫替浆。在下套管前，按设计位置在最下端设一阻流环，用于替浆时承受胶塞碰压，替浆前先把胶塞压入套管内，胶塞起到阻止水泥浆与钻井液相混的隔离作用，同时又像一个活塞；替浆时，钻井液顶着胶塞，胶塞顶着水泥浆在套管中下行，水泥浆被顶入环形空间，在环形空间水泥浆顶着钻井液上返。当胶塞与阻流环相碰时，封闭了环形通道，此时替浆的泵压突然升高，称为碰压，碰压是水泥浆返到环形空间预定高度的信号。至此替浆结束，待水泥浆凝固后固井工作完成。
二、完井
完井（即油井完成）是钻井工程的最后一个环节，其主要作业内容包括钻开生产层、确定井底完井方法、安装井口装置。
（一）钻开生产层
生产层多是具有孔隙的碎屑岩或碳酸盐岩。在钻开生产层的过程中，若井内液柱压力小于油气层的压力，会发生井喷；但若井内液柱压力比油气层的压力大，钻井液（时称“完井液”）中的水和黏土便进入到油气层，形成“水侵”和“泥侵”，堵塞油流通道，使油层渗透率下降，严重时会使油井丧失生产能力。因此，在钻开生产层时，保护油气层、防止钻井液侵害和控制油气层、防止井喷是两项重要的工作。要做到这两点，选择合适的钻井液是关键。
对低压低渗透率油气层，最好选用油基钻井液和油包水乳化钻井液。它们可以从根本上避免水侵和泥侵的危害，但存在成本高、易燃、配制和使用不如水基钻井液方便的缺点。
对高压高渗透率油气层，可以采用低固相水基钻井液。这类钻井液常加有高黏度特性的高分子化合物提高黏度；加有盐类物质（如CaCl2，ZnCl2等）增加其密度，减少地层中黏土膨胀；加有表面活性剂提高地层渗透率的恢复率。
（二）完井方法
目前世界各国采用的完井方法可分为油层裸露式和非裸露式两种类型，具体有裸眼完井法、射孔完井法、割缝衬管完井法和砾石充填完井法（见图4-20）。具体到每一口井采用何种井底完井方法，要视实际油层条件而定。
图4-20 完井方法
1．裸眼完井法
裸眼完井法可分为先期裸眼完井和后期裸眼完井两种。先期裸眼完井是先钻至油层顶部，下油层套管，然后再钻开生产层；后期裸眼完井是在钻穿生产层之后将油层套管下至油气层顶部。裸眼完井法的最大优点是油气层和井底直接连通，油流面积大，油流阻力小。
裸眼完井法虽然保证了油层和井底具有良好的连通性，但不能克服井壁坍塌和油层出砂对油井生产的影响，不能防止油、气、水层互相窜扰。因此，它只适用于岩性坚固而稳定，又无气、水夹层的单一油层或一些油层性质相同的多油层。
2．射孔完井法
射孔完井法属于非裸露式完井法。其实质是钻穿油层后，将套管下至油层底部固井，然后用射孔枪将套管和水泥石射穿，使油气沿孔道流至井底。
射孔完井法的优点是能够封隔油、气、水层，防止互相窜通，能消除井壁坍塌对油井生产的影响。因此，这种完井方法特别适用于井壁严重坍塌的疏松生产层、含有水层的生产层、油层压力和原油性质均不相同而需要分层试采的多油层。射孔完井法的缺点是油气层被钻井液和水泥浆侵害较严重；其次是油流面积小，孔眼处油流密度大，油流阻力大。
3．割缝衬管完井法
割缝衬管完井是在裸眼完井的基础上，在裸眼井内下入割缝衬管，在直井、定向井、水平井中都可采用。
4．砾石充填完井方法
对于胶结疏松、出砂严重的地层，一般采用砾石充填完井方法。它是先将绕丝筛管下入井内油层部位，然后用充填液将在地面上预选好的砾石（砾石可以是石英砂、玻璃珠、树脂涂层砂或陶粒）泵送至绕丝筛管与井眼或绕丝筛管与套管之间的环形空间内，构成一个砾石充填层，以阻挡流层砂流入井筒，达到保护井壁、防砂入井之目的。砾石充填完井在直井、定向井中都可以使用，但在水平井中应慎重，因为搞不好易发生砂卡，从而使砾石充填失败，达不到有效防砂目的。
（三）安装井口装置
井口装置是安装在地面用以控制井内高压油气的一套设备。它主要包括套管头、油管头和采油树三大件。套管头用以密封各层套管的环形空间并承受部分管柱重量；油管头用于密封油管和油层套管的环形空间；采油树则用以控制油井生产。对于高压油气井，要求井口装置要有足够的耐压强度和可靠的密封性，用以控制油井生产的油管头和采油树装在油层套管法兰之上。对于低压油气井，井口装置可大为简化，只要把环形空间密封起来，装上油管头和采油树即可。
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