完井方式的选择主要是针对单井而言。虽单井属于同一油藏类型，但其所处地理位置不同，所选定完井方式也不尽相同，如油藏有气顶、底水，若采用裸眼完成，技术套管则应将气顶封隔住，再钻开油层，而不钻开底水层。若采用套管射孔完成，则应避射气顶和底水，又如油藏有边水，套管射孔完成时，油田开发要充分利用边水驱动作用，避射开油水过渡带，第一章已阐述完井方式选择必须依据油田地质和油藏工程的特点，本节从另一个角度就当前直井和定向井及水平井两大类型完井，结合油田地质和油藏工程的特点就某些问题论述完井方式选择。完井方式选择需要考虑的主要因素见图5。 [3]

一、直井完井方式选择

直井完井方式是国内外自石油开发至今的完井方式基本，今后也将会如此。直井完井适应范围广、工艺技术简单、建井周期短、造价低。按油、气井地层岩性可分为砂岩、碳酸盐岩和其他岩性三大类，这三大类型岩性均可以采用直井完井。

1、砂岩油气藏

砂岩油气藏完井方式选择流程图，如图6。

1）砂岩分为层状、块状和岩性油藏。在陆相沉积地层中，层状油层所占比例大。块状或岩性油层中其物性、原油性质和压力系统大致是一致的，因而完井方式无须作特殊考虑。但层状油层，特别是多套层系同井合采时，就应认真考虑其完井方式。首先应考虑的是各层系间压力、产量差异，若差异不大，则可同井合采，若差异大，特别是层间压力差异大，因层间干挠大，高压层的油将向低压层灌，多套层系开采的产量反而低于单套层系的产量，在这情况下，即应按单套层系开采；但有时单套层系的储量丰度又不足以单独开采，此时只能采用同井双管采油，每根油管柱开采一套层系，以消除层间干挠，保证两套层系都能正常生产。

双管采油虽然解决了层间干挠的问题，但其使用有局限性。因双管采油时，两根油管柱所采的层系，自喷期不一定是同期的，可能其中一套层系先停喷，这里就有一个人工举升接替问题。由于套管直径限制，两套有杆泵或电潜泵都因工具直径大无法同时下进井筒内，若采用气举接替则两套气举管柱一同在完井时下入井内，当一根油管停喷，可立即用气举接替，则可以保持双管开采的优势，否则，油田开发初期是双管采油， 后期则变为单管采油了，但双管采油必须具备下述三个条件。

（1）技术套管≥95/8in,悬挂衬管≥7in-可以下两根油管。

（2）具有天然气资源可足以提供气举采油之用-停喷后可以及时接替生产。

（3）完井时即下入两根油管气举采油的生产管柱及工具-两根油管不论那一根

油管停喷都可以气举（因为双管采油时，不太可能在一根油管停喷时，去压井换井下管柱）。

由于双管采油的上述特殊要求，仅局限于海上油井，陆上超深井使用。因其单井产量高，较长时间不进行井下作业。不进行大中型增产措施。陆上油田的深井、中深井大多不采用双管采油，因为单管采油生产套管直径相对较小，生产成本低，建井周期短，停喷转人工举升方式可以根据需要选择，若层间干挠大的层系，则按两套层系开发，虽然多钻一口井，但单井生产管理方便，井下作业和增产措施易行。

2）砂岩油藏从原油粘度来分，可分稀油、稠油，陆相沉积的地层的特点是层系多，渗透率偏低，而且地层能量低。稀油大多需要注水，补充地层能量开发，而且多套层系都要进行压裂增产措施。这类砂岩油藏只宜采用套管射孔完成，不应采用裸眼或割缝衬管等方式 完井，因为裸眼或割缝衬管完井都无法分层注水或分层压裂。

至于砂岩稠油油藏，因稠油层不论普通稠油或特、超稠油，油层大多为粘土、原油胶结，胶结疏松，生产过程大多出砂，因而必须采取防砂措施，防砂的方法在本章第一节已阐述，可根据具体情况加以选择，此外必须强调的是稠油井应采用大直径套管，套管直径≥7in.因为稠油粘度大，流动阻力大，采用大直径套管才能下大直径油管，本书第三章有专门论述稠油井套管直径的问题，此外一再论述。

砂层普通稠油大多采用注水开发，如胜利孤岛、孤东，埕东和胜土土坨油田都是采用注水开发。采用套管射孔完成即能分层控制，并可在注水井中采用树脂固砂方法；在生产井可采用树脂固砂、防砂滤管或绕丝筛管砾石充填防砂的方法，上述油田从70年代直至80年代开发实验证明这种完井方式是适应的。

至于砂岩层特稠油都是采用注蒸汽开采，辽河高升油田为大厚稠油层，有气顶底水，油层厚度为60～80mm,早期采用裸眼完成，绕丝筛管砾石充填防砂，后因裸眼完成难以控制气顶和底水，也难以调整吸汽剖面，后改用套管射孔完成，至于一些层状或薄互层的稠油层，如辽河欢喜岭、曙光、河南井楼等油田以及胜利乐安油田的砂砾岩油层都是采用套管射孔完成，绕丝筛管砾石充填或滤砂管防砂，上述油田的完井都经受了注蒸汽的考验。

砂岩油藏不论为何种油藏类型，若为低渗透油藏，则需要进行压裂增产措施；若为高渗透油藏，油层胶结疏松，油层易坍塌或出砂，就需要防砂。再就是稀油油藏需要注水开发，稠油油藏需要注蒸汽开采，而且要分层控制及调整其吸水、采油和吸汽剖面，因而宜采用套管射孔完成。至于一些单一油层，无气顶底水，油层渗透率适中，依靠天然能量开采，不进行压裂增产措施，采用下割缝衬管完井也是可行的。

至于砂岩气藏，大多为致密砂岩，渗透率低，都必须进行压裂增产措施，特别是一些底水气藏，要防止底水锥进，所以应采用套管射孔完成，不能采用裸眼完成。 [2]

2、碳酸盐岩油气藏

碳酸盐岩油气层完井选择流程见图7所示。

碳酸盐岩油藏按渗流特征可分孔隙性和裂缝性或裂缝和孔隙双重介质油藏，如胜利纯化油田的假蠕状石灰岩即为孔隙性油层，华北任丘油田雾迷山油层则为裂缝为主和基质孔隙的双重介质油藏。孔隙性油层完全可以按砂岩油层一样完井，因为此类油层需要进行酸化或压裂酸化增产措施。因而多采用套管射孔完井。裂缝性或裂缝和孔隙双重介质油藏，如华北任丘油田古潜山油藏有气顶和底水，开发初期采用裸眼完井，发展了一套裸眼封隔器进行堵水和酸化措施，但不如在套管中进行井下作用措施可靠。，后来又采用了套管射孔完成，这样对控制气窜和底水锥进和进行酸化措施就有效多了。但是这类油藏若无气顶和底水，仍可采用裸眼完井。

碳酸盐岩气藏与油藏一样有两种类型，如四川磨溪气田即属孔隙性气藏，靖边气田也属此类型，而四川其他气田则大多属于裂缝性气藏。这两种气藏大多有底水，孔隙性气藏完全可以按孔隙性油藏完井一样对待。其增产措施与油层一样，要进行酸化或压裂酸化，因而多采用套管射孔完井。底水裂缝性气藏，也同样需要酸化和控制底水措施，因而宜采用套管射孔完井，有时也可选择裸眼完井。

3、火成岩、变质岩等油藏

这类油藏是指火山岩、安山岩、喷发岩、花岗岩、片麻岩等油藏，这些类型油藏都属次生古潜山油藏，是由生油层的原油运移至上述岩石的裂缝或孔穴中而形成的油藏，这种类型油藏老都为坚硬的岩石，可按裂缝性碳酸盐岩油藏完井。火成岩、变质岩完井方式选择流程图见图8所示。 [3]

二、水平井及定向井完井方式选择

图9

图9

水平井完井方式选择大致可分为二类。水平井完井方式选择流程图如图9所示。

1、按曲率半径选择完井方式

短曲率半径的水平井，当前基本上是裸眼完成。主要在坚硬垂直裂缝的油层中裸眼完成，如美国奥斯汀白垩系地层，或者是致密裂缝砂岩，因为这些地层都不易坍塌，虽然是裸眼，仍能保持正常生产。

中、长曲率半径的水平井则可以根据岩性、原油物性，增产措施等因素选择完井方式。当今水平井技术发展很快，水平井水平段也不断增长，在这些长水平井段中，特别是在砂岩中，生产过程中地层难免不坍塌，因而不宜采用裸眼完井，通常采用的是割缝衬管加套管外封隔器（ECP）完井或套管射孔完井。

2、按开采方式及增产措施选择完井方式

对于稠油开采，加拿大在SASKATCHEWAN地区大量采用水平井注蒸汽开采稠油，其完井方式大多采用割缝衬管完成，再下金属纤维或陶瓷滤砂管或其他方法防砂，本节前面已谈到稠油层胶结疏松，地层易坍塌，不能用裸眼完井。 [3]

对于一些低渗透油层的水平井，需要进行压裂措施，因而只能套管射孔完成，即使采用割缝衬管加套管外封隔器完井，因为分隔层段太长（长度100～200或更长），只能进行小型酸化措施，而无法进行压裂措施。另一方面，高速携砂压裂液会将割缝管的缝隙刺大或破坏。

至于定向井的完井方式选择，因定向井井斜大致在50°左右，其完井方式基本同直井一样选择。