完井与试油.docx

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完井与试油

第一章完井

第一节油井完成

概述：

完井概念、完井目的、完井内容

一、钻开油气层

二、井身结构

三、完井方式（分析思路：

各种方式的概念、优缺点即特点、适应性）

第二节射孔

一、分类

二、射孔工艺

三、射孔参数

第二章试油

一、试油目的和任务及工艺程序

二、诱导油流的方式

三、试油工艺技术

概述：

1、完井概念：

完井工程是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的一项系统工程。

以前的概念过于狭窄（完井是钻井工程和采油工程的结合部，既是钻井工程最后的一个重要环节）。

2、目的：

如万仁薄P4

3、内容：

如万仁薄P1

第一节油井完成

一、钻开油气层

钻开油气层是油井完成的首要工序，是钻井过程中的关键一步，这一工作的好坏直接影响一口井的生产能力，关系到是否能够正确迅速取得油层各项资料。

当油层被打开时，油层内的油气压力与井筒中泥浆柱的压力出现相互制约的关系。

若泥浆柱的压力小于油层压力，且井口又控制不当时，地层中的油气流就会流入井中，造成井喷等严重事故；若泥浆柱的压力大于地层压力时．则泥浆中的水、粘土颗粒及其它有害物质，会侵入油层造成“污染”，使井筒附近的渗透率降低影响油井产量，有时甚至不出油。

因而钻开油层时应根据油层压力的高低和岩性性能，应严格选择压井液，以保证安全生产和不污染或尽可能减少污染油层为准。

通常钻高压油层采用密度较大的压井液（性能指标依地层而异），对于压力较低的油层，应适当减小压井液的密度，以免污染油层。

二、井身结构

1．井身结构

井身结构是指油井钻完后，所下入套管的层次、直径、下入深度及相应的钻头直径和各层套管外水泥的上返高度等，如图1－1所示。

（1）隔水导管

隔水套管使钻井一开始就建立起泥浆循环，保护井口附近的地层，引导钻头正常钻进。

下入深度取决于第一层较坚硬岩层所在的位置，通常为2～40m。

隔水套管下部要用混凝土稳固地固定于坚硬的岩层上。

所用导管的直径尺寸一般在450mm（173/4²）和375mm（143/4²）等。

（2）表层套管

表层套管又叫地面套管、隔水层套管，它的作用是用来封隔地下水层，加固上部疏松岩层的井壁，保护井眼和安装封井器。

其下人深度取决于上部疏松岩层的位置，一般在几十米到几百米之间。

它的直径尺寸在400mm（153/4²）和324mm（123/4²）等。

表层套管外的水泥返至地面。

（3）技术套管

技术套管又叫中间套管，用来保护和封隔油层上部难以控制的复杂地层。

下人深度根据复杂层位置而定。

它的直径尺寸一般有335mm（131/4²

）和219mm（85/8²）等。

它的直径尺寸一般是

）。

技术套管外的水泥返高，一般都返至封隔的复杂地层顶部100m以上，对于高压气层，为了防止天：

然气窜漏，水泥要返至井口。

（4）油层套管

油层套管其作用是保护井壁，形成油气通道，隔绝油、气、水层，下入深度是根据目的层的位置和不同完井方法来决定的。

它的直径尺寸常用114.3mm（41/2²），127mm（5²），140mm（51/2²），146mm（53/4²），168mm（53/4²），178mm（7²）等几种。

它的直径尺寸常用

，若是尾管完成，尾管直径通常用

。

油层套管外环形空间水泥返高至最上部油层顶部100m以上。

（5）渤海石油公司典型井身结构

①套管程序

渤海石油公司生产井均为套管完井，主要分为二种类型：

一是常规方法完井，即油层套管由井口下到井底；二是尾管完井。

上述两种套管程序见图1-2和1-3。

图1-2套管程序示意图图1-3套管程序示意图

②油管程序

图1-4、1-5、1-6是渤海石油公司生产井采用的一些油管程序，主要由井下油管、封隔器、筛管和井下安全阀及控制管线等组成。

井下安全阀的作用是，当油井发生意外事故时，封闭油管截断油气流，避免井喷。

三、直、斜井完井方式

概念：

完井方式是指油、气层与井底的连通方式、井底结构及完井工艺。

对于不同地层性质、不同类型的井所采取的完井方式是不同的。

不论采用那种完井方法，都需要满足以下几个方面的要求：

①有效地连通井底和油气层，减少油气流动阻力；

②妥善地封隔油、气、水层，防止层间干扰，满足分采、分注、分层改造的需要；

③防止井壁坍塌和油层出砂，保证油气井长期稳定生产；

④能够进行压裂、酸化等增产措施，便于修井和井下作业及各种井下测试；

⑤工艺简便，完井速度高，安全可靠，经济效益好。

不同的完井方式主要区别在于油、气层与井底的连通方式的不同。

连通方式不同，其井底结构和完井工艺也不同。

而一口井完成之后，其井底结构就不易改变，所以应根据油气层的具体情况及各地实际经验来选定合理而有效的完井方法。

下面就介绍几种常见的完井方法。

1．裸眼完井方式

裸眼完井是指在钻开的生产层位不下人套管的方式。

裸眼完井方式中有两种方法：

先期裸眼完井及后期裸眼完井方法。

先期裸眼完井法是先下套管至油层顶部，然后钻开油层；（需换钻头）

后期裸眼完井法是先钻开油层，再将套管下至油层顶部。

（不需换钻头）

裸眼完井法的最大特点是油气层与井底直接连通，整个油层完全裸露，油层与井底没有任何障碍，所以油气流入井内的阻力很小，如图1-10所示。

先期裸眼完井法比后期裸眼完井法具有以

下几个优点：

①排除了上部地层的干扰，为选用合适的泥浆钻开生产层创造了条件；

②缩短了泥浆对油气层的浸泡时间，减少了泥浆对油气层的损害；钻开生产层后，如遇复杂情况，可以将钻具提到套管内处理，避免了处理过程中对地层的损害和事故的进一步复杂他.

④消除了高压油气层对固井工作的影响，为提高固井质量创造了条件；

⑤成本低，而且还可转化为其它完井方法。

然而裸眼完井法也有一定的缺点：

①不能解决井壁坍塌和油井出砂问题，不适于疏松地层；

②不能克服生产层范围内不同压力的油、气、水层的相互干扰，不能实现分采、分注、分层改造；

③先期裸眼完井法在下套管和固井时，还未能完全掌握该生产层的真实资料，造成以后生产的被动性；

④后期裸眼完井法不能消除洗井液和固井水泥浆对生产层的影响。

由于以上原因，裸眼完井法的适用范围很小，仅能适用于岩层非常坚固稳定，又无油气水夹层的单一油层，或油层性质相同的多油层井。

2．射孔完井方式

射孔完井是国内外最为广泛和最主要使用的一种完井方式，包括套管射孔完井和尾管射孔完井。

套管射孔完井是钻至油层直至设计井深，然后下油层套管直油层底部注水泥固井，最后射孔，射孔弹射穿油层套管、水泥环并穿油层至某一深度，建立起油流通道，如图１－4所示。

套管射孔完井既可以选择性地射开不同压力、不同物性的油层，以避免层间干饶，还可以避开夹层水、底水和气顶，避开夹层的坍塌，具备实施分层注、采和选择性压裂或酸化等分层作业的条件。

其缺点是出油面积小、完善程度较差，对井深和射孔深度要求严格，固井质量要求高，水泥浆可能损害油气层。

尾管射孔完井是在钻头钻至油层顶界后，下技术套管注水泥固井，然后用小一级的钻头钻穿油层至设计井深，用钻具将尾管送下并悬挂在技术套管上，再对尾管注水泥固井，然后射孔，如图1—5所示。

射孔完井的优点是：

1

能有效地防止层间干扰，便于分层开采、分层注水、分层改造和管理；

2有效地封隔和支撑疏松地层，加固了井壁，防止生产层坍塌；

3可根据录井资料确定是否下入油层套管，减少了盲目性和浪费；

4适用于多油层及开发过程（特别是中、高含水期）井网层系的调整；

5可进行无油管或多油管完井。

射孔完井的主要缺点是：

图1－5尾管射孔完井示意图

1由于射孔数目和深度有限，油气层裸露面积少，油气流入井内的阻力较大；

2在钻井和固井过程中，油气层受洗井液和水泥浆的侵害较为严重，井壁附近的渗透率降低。

尾管射孔完井由于在钻开油层以前上部地层已被技术套管封固，因此，可以采用与油层相配伍的钻井液以平衡压力、低平衡压力的方法钻开油层，有利于保护油层。

此外，这种完井方式可以减少套管重量和油井水泥的重量，从而降低完井成本，目前较深的油气、井大多采用此方法完井。

射孔完井对多数油藏都能适用，其具体使用条件见表1—1。

4．衬管完井法

这种完井方法是先钻至生产层顶部进行固井，然后用较小的钻头钻开生产层，在油层部位下人预先钻好孔眼的衬管（或预先割好缝的衬管）。

衬管上端用封隔器固定在油层顶部的套管末端，如图1-13所示。

目前，衬管上的孔眼多采用圆形和梯形两种，圆形孔眼通过油气流的能力较强，但防砂能力较差；梯形割缝村管只允许一定数量和大小的砂流入井内，同时较大的砂粒形成砂拱，砂拱不但对油气流的阻力小，而且可以起到防砂的目的。

但这种衬管又容易被泥质颗粒堵塞而使油气流人井内的阻力变大。

衬管完井法适用于胶结程度差的砂岩油层，具有防砂和防止井底坍塌的作用。

衬管完井法防砂是依靠油层自然形成砂拱来实现的，这样不易人工控制，因此在衬管完井法的基础上发展了砾石衬管完井法。

5．砾石衬管完井法

砾石衬管完井法也称砾石充填完井法，它是人为地在衬管和井壁之间充填一定尺寸的砾石，如图1-14所示。

砾石充填法的井底结构，按其施工方式不同，可分为在井内直接充填和地面预制充填两种。

前者是先将衬管下人油层部位经过扩孔的井内，然后用携砂液将砾石带入衬管与井壁的环形空间内；后者是预先在地面上将砾石衬管制好，然后下人井内。

砾石衬管完井法有比较好的井底结构，它通过油流的渗流面积大，阻力小，可以防止油层坍塌、出砂和堵死油井，油井寿命较长。

但这种完井法工艺较复杂，尚不能实现分采、分注、分层改造，因此在现场上的应用受到一定限制，一般只适应于比较简单的单一油层。

6．绕丝筛管砾石充填完井法

这种完井方法是针对疏松砂岩油藏在开采过程中容易出砂而采用的防砂完井技术。

（1）绕丝筛管裸眼砾石充填完井法

该完井法的工艺过程是：

钻井至油层上部后，下套管固井，换无固相完井液钻开油气层；进行探眼扩孔，电测，下绕丝筛管及防砂充填管柱，充填砾石，反洗、丢手起防砂工具管柱，最后下生产管一柱投产，如图1-15所示。

绕丝筛管裸眼砾石充填完井法的特点是：

渗流面积大，无固井及射孔伤害，充填层厚度大，生产压差小，完善系数高，完井后采油指数高、产量高，适应性较强，对稠油井更有利，而且有效期长，一般可达十年以上。

但是这种完井方法在进行裸眼段扩孔时工艺复杂，地层易于坍塌，气水夹层难以控制，修井作业难度大，油田中后期的改造调整无法进行。

因此使用上受到限制，一般适用于地质条件相对简单的单一油层，厚度在10m左右的油层。

（2）绕丝筛管管内砾石充填完井法

这种完井法的工艺过程是：

钻穿整个油层，下油层套管至油层底部注水泥固井，刮（或洗）套管，射开油层、清洗炮眼，下防砂完井管柱，充填砾石，反洗、丢手起防砂管柱，最后下生产管柱投产，如图1-16所示。

管内砾石充填完井法可以选择性地射开地层，避开水、气夹层，也可实现多层充填完井。

随着管内砾石充填完井技术的不断提高，优质完井液、射孔液、作业液的广泛使用，扩大套管以外充填区，减少砾石与地层砂混含的高密度挤压充填技术的应用，使得油井在采用管内砾石充填完井法后，其采油指数得到大幅度提高。

所以目前大多数砾石充填完井法都趋向于管内砾石充填完井法。

（3）水力压裂砾石充填技术（见万仁薄66）其中是A：

高排量水砾石充填；B：

端部脱砂预充填；

7．预应力固井完井法

随着国内外对稠油注蒸汽开发技术的不断进步，国内的一些油田已投入稠油资源的开发。

但由于注蒸汽热采井的高温条件，若按照普通井常规完井方法的固井作业，套管受到高温作用产生热应力及水泥强度退化，而使套管和水泥环破裂，严重时造成油井报废，为了解决这一工程质量的问题，可以应用预应力固井完井方法，即在下完套管后，预先使套管有一定的拉力，用以抵消注高温蒸汽时套管受热膨胀而产生的内应力，从而避免套管断裂破坏。

目前常用的预应力固井完井法有双凝水泥预应力固井完井法和地锚式预应力固井完井法两种。

（1）双凝水泥预应力固井完井法

这种方法是采取在套管外分别注入两段水泥，下部注入速凝水泥，上部注人缓凝水泥，当下部水泥已经凝固，而上部水泥尚未凝固之前，对套管上提一定拉力，使套管获得预应力的工艺过程。

（2）地锚式预应力固井完井法

这种方法是在井内预先下人一段同尺寸套管座井底并用水泥封固，打成“地锚”，然后再下人需要的套管串与“地锚”回接。

回接的办法是在需要的套管串下部接一只套管捞矛，用以捞住地锚头，并按设计需要对套管串施加拉力使之获得一定预应力，然后用高温水泥加30％左右石英粉配成的水泥浆固井完井的一系列工艺过程。

地锚式预应力固井方法，它使套管承受的预应力是真实的；而双凝水泥预应力固井时，速凝水泥固结的套管段，没有受到预应力，所以在注蒸汽热采时，仍存在套管断裂的可能。

不过地锚式预应力固井，需要甩地锚，必须加深井深，而且还需进行两次固井过程，使得钻井周期和成本都相应增加。

8．其它完井法

如化学固砂完井（万仁薄71）

四、影响选择完井方法的因素

在选择完井方法时，应考虑以下几方面的因素：

1．油藏特性

油藏特性包括埋藏深度、油、气、水层井段，数目，厚度，压力系数和温度系数，岩石特性及流体性质等。

2．油藏驱动机理和类型

它包括边水、底水和人工注水驱动、溶解气驱、气顶驱和人工注气驱等。

3．保护油层减少地层伤害

打开油层时要尽量减少钻井液的伤害，固井时减少水泥浆的伤害以及减少射孔的伤害等。

4．采油方式和注人要求

考虑采取自喷、气举、有杆泵抽油、无杆泵采油等不同方式时的影响因素，油井合理采液强度和最大采液量要求。

注水或注气最大注人压力和注人量的要求等。

5．采用的各项采油工艺措施

进行压裂、酸化等油层改造措施，堵水、防砂、降粘、测试、修井、井下作业等工艺技术方面应该加以考虑。

6．热采和其它三次采油的可能性

如进行蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等热采，应根据这些特殊要求选择完井管柱、固井水泥、固井方法等。

7．腐蚀问题

井筒内原始存在的腐蚀及以后进行的井下作业措施中可能会引起什么类型的腐蚀等。

8．地面环境和气候条件

考虑油气井的地理位置、野外、人口稠密的闹市区、沙漠、陆地、海滩、浅海域、大陆架、深海等各种不同的因素。

9．经济性

在完井合理、安全可靠的前提下，以最少的投资，获得较好的经济效益。

五、完井方式适用的地质条件

如下表所示：

表1—1各种完井方式适用的地质条件（垂直井）

完井方式

实用的地质条件

射孔完井

1）有气顶、或有底水、或有含水夹层及易塌夹层等复杂地质条件，因而要求实施分隔层段的储层

2）各分层之间存在压力、岩性等差异，因而要求实施分层测试、分层采油、分层注水、分层处理的油层

3）要求实施大规模水力压列作业的低渗透油层

4）碳酸岩或砂岩裂缝性储层

裸眼完井

1）岩性坚硬致密，井壁稳定不坍塌的碳酸盐岩或砂岩储层

2）无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层

3）单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多层储层

4）不准备实施分隔层段，选择性处理的储层

割缝衬管完井

1）无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层

2）单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多层储层

3）不准备实施分隔层段，选择性处理的储层

4）岩性较为疏松的中、粗砂粒储层

裸眼砾石充填

1）无气顶、无底水、无含水夹层的储层

2）单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多层储层

3）不准备实施分隔层段，选择性处理的储层

4）岩性疏松出砂严重的中、粗、细砂粒储层

套管砾石充填

1）有气顶、或有底水、或有含水夹层及易塌夹层等复杂地址条件，因而要求实施分隔层段的储层

2）各分层之间存在压力、岩性等差异，因而要求实施分层测试、分层采油、分层注水、分层处理的油层

3）岩性疏松出砂严重的中、粗、细砂粒储层

复合完井

1）岩性坚硬致密，井壁稳定不坍塌的碳酸盐岩或砂岩储层

2）裸眼井段内无含水夹层及易塌夹层的储层

3）单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多层储层

4）不准备实施分隔层段，选择性处理的储层

5）有气顶、储层顶界附近有高压水层，但无底水的储层

六、水平井完井技术

目前常见的水平完井方式有裸眼完井、割缝衬管完井、带管外封隔器（ECP）的割缝完井、射孔完井和砾石充填完井五类，各种完井方式的优缺点见表1—2。

表1—2各种水平井完井方式的优缺点

完井方式

优点

缺点

裸眼完井

1）成本最低

2）储层不受水泥的损害

3）使用可膨胀式双封隔器，可实施生产控制和分隔层段的增产作业

4）使用转子流量计可实施生产检测

1）疏松储层，井眼可能坍塌

2）难以避免层段之间的窜通

3）可选择的增产作业有限，如不能进行水力压裂作业

4）生产检测资料不可靠

割缝衬管完井

1）成本相对较低

2）储层不受水泥的损害

3）可防止井眼坍塌

1）不能实施层段的分隔，因而不可避免层段之间的窜通

2）无法进行选择性的增产增注作业

3）无法进行生产控制，不能获得可靠的生产测试资料

带ECP的割缝衬管完井

1）相对中等强度的完井成本

2）储层不受水泥浆的损害

3）依靠管外封隔器实施层段分离，以在一定程度上避免层段之间的窜通

4）可以进行生产控制、生产检测和选择性的增产增注作业

管外封隔器分隔层段的有效厚度，取决于水平井眼的规则程度，封隔器的坐封和密封件的耐压、耐温等因素

射孔完井

1）最有效的层段封隔，可以完全避免层段之间的窜通

2）可以进行有效的生产控制、生产检测和包括水力压裂在内的任何选择性的增产增注作业

1）相对较高的完井成本

2）储层受水泥浆的损害

3）水平井的固井质量目前尚难保证

4）要求较高的射孔操作技术

裸眼预充填砾石完井

1）储层不受水泥浆的损害

2）可防止疏松储层出砂及井眼坍塌

3）特别适宜于热采稠油油藏

1）不能实施层段分离，因而不可避免层段之间的窜通

2）无法进行选择性的增产增注作业

3）无法进行生产控制等

套管内预充填砾石完井

1）可防止疏松储层出砂及井眼坍塌

2）特别适宜于热采稠油油藏

3）可以实施选择性的射开层段

1）储层受水泥浆的损害

2）必须起出井下预充填砾石筛管后，才能实施选择性的增产增注作业

上述完井方式同直井完井方式基本相同。

其中割缝衬管完井时割缝衬管要加扶正器，以保证衬管在水平井眼中居中，如图1—12所示。

该完井方式简单，既可防止井塌，还可以将水平井段分成若干段进行小型措施。

图1－12割缝衬管完井示意图

图1－13套管外封隔器及割缝衬管完井示意图

管外封隔器（ECP）完井方式，是依靠管外分隔器实施层段的分离，可以按层段进行作业和生产控制，该完井方式有三种形式，见图1—13，图1—14，图1—15所示。

图1－15套管外封隔器及衬管射孔完井示意图

第二节射孔

油气田的射孔工作是钻井工程的组成部分，是采用将套管下过生产层的完井方法的一道基本工序。

射孔是在油气井固完井后，根据油田开发方案的设计要求，重新打开目的层，沟通油气层与套管内腔的一项工程技术。

因此射孔是油田开发的重要步骤，为了能使油气井获得高产能和稳产，就得选择最有效的射孔器，采用合适的射孔工艺来实现。

一、射孔器的类型

目前世界各国的射孔技术按输送方式可以分为两类：

一是电缆输送射孔；二是油管（钻杆、连续油管）输送射孔。

按其穿孔作用原理可分为子弹射孔技术、聚能式射孔技术、水力喷射式射孔技术、机械割缝（钻孔）式射孔技术、复合射孔技术。

应用最广泛的是电缆输送聚能式射孔技术。

所用的射孔器有子弹式射孔器和聚能喷流射孔器，此外还有水力喷射射孔枪及机械割刀等其它射孔器材。

1

．聚能喷流射孔器

聚能喷流射孔器是一种无子弹式射孔器，目前已基本上代替了使用多年的子弹式射孔器，而得到广泛应用。

它的特点是制造简单，操作可靠，功率大，射人深度大，能适应各种完井工作的需要。

聚能喷流射孔器是根据炸药在爆炸时具有方向性的特点。

聚能作用就是利用炸药爆炸方向性）而将烈性炸药做成一定的几何形状，在它射出的方向有一个圆锥形的金属锥斗称为聚能穴。

在穴面上镶有金属片，如图1-17所示。

聚能喷流射孔过程是由电发火雷管起爆，引燃起爆索和炸药包中的高速助爆剂，最后主炸药起爆。

由炸药产生的高压使金属穴熔化，形成一股类似针状的高密度的细小金属粒子的高速喷流，其压力可达30000MPa，温度高达3000～5000℃，喷流速度达9000—12000m／s。

所以，它在穿透套管和水泥环后还能深深地射入地层。

由于这种射孔器不需要很厚的弹药室，也不一定用强有力的枪身，所以可以制成较小尺寸，用于小井眼中射孔。

目前使用的聚能喷流射孔器有57－103型、67－1型、45－3型、WS－51型、58－65型等几十种形式，用来满足浅井、中深井、深井的射孔需要。

聚能喷流射孔器经过现场应用证明其穿透能力强，但同时也存在些缺点，在射孔完成之后，孔道中将会充填有射孔弹药碎屑、岩屑、水泥碎块等残留物，在孔道周围会形成一个低渗透的挤压致密层，使其渗透率降低，影响地层流体流向井内，所以在工具及工艺等方面有待于进一步改进。

二、射孔工程技术要求

射孔质量的好坏，直接影响到油井的产能，并且关系到油田开发方案是否能按设计目标得以实施。

因此对射孔工程技术有严格的要求，具体如下：

1．射孔的层位要准确

根据油田勘探和开发的要求，实际射开油层的部位与设计部位一般不能超过10cm。

为达到这一标准，第一必须有科学的校深方法．第二要有高精度的地面控制仪器。

2．单层发射率在90％以上，不震裂套管及封固的水泥环

如果在射孔时使套管和水泥环受到损坏，就会造成油气层的互相连通，不利于以后分层采油、采气，严重时会使油气井报废。

3．合理选择射孔器

选择射孔器的主要依据是目的层（油气层）的性质及井身的结构（主要是指套管尺寸和钢级）。

4．要根据油气层的具体情况，选择最合适的射孔工艺。

三、射孔工艺

我国在六十年代初只有一种用电缆输送、泥浆压井的射孔工艺，即在井内泥浆柱压力大于地层压力下进行的射孔（通常称为正压射孔），常常会导致射孔孔眼的堵塞，而这种堵塞往往难以清除。

随着近几年射孔工艺的迅速发展，出现了在井底压力低于地层压力的条件下进行射孔，即负压射孔。

由于负压射孔时，孔眼不会接触外来的流体，初期的冲洗会得到较好的效果，因此能获得较佳的射孔效果。

在进行负压射孔时，井筒中的液柱压力与油气层的压力之差称为负压差；其大小将取决于油气层的性质。

一般在射孔时都要根据油气层的类型不同而确定一个合适的负压差，即是说当用负压射孔时，油气层的油气流刚好冲洗干净射孔孔眼，同时又不破坏油气层的原有性质，这时所用的压差值就称为合适的负压差。

其选择范围为：

对于高渗透油气层（渗透率在100md以上），相应的合适的负压差为7.0～14.0MPa；对于低渗透油、气层（渗透率小于100md），可选择14.0～35.0MPa的负压差。

目前，国内外常用的负压射孔工艺是：

油管传送套管射孔枪负压射孔工艺，下面做个简要介绍。

1．油管传送套管射孔枪负压射孔工艺

近几年由国外引进的油管传送套管射孔枪负压射孔工艺，简称油管传送射孔工艺，是一种较理想的射孔工艺，它是用空的油管或部分灌注清水的油管将射孔器下入井内，在井筒内形成较大的负压，使射孔后的回流冲洗力很高，可将孔眼附近的碎屑物及其它污染物带至地面，从而使射孔孔眼的流动性变好。

由于所用的射孔器为套管式射孔枪，所以能够选用高性能、穿透力强的聚能喷流射孔器来获得最大的射人深度和孔眼尺寸，以取得最佳的射孔效果。

因此这种射孔方法已在国内外得到最广泛地推广应用。