水平井完井方式与参数优选.docx

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水平井完井方式与参数优选

1.1研究意义

完井工程是一门涉及面广、覆盖范围宽且非常复杂的工艺技术。

完井方式和完井参数不仅与钻井工程密切相关，而且与采油工程、油田开发紧密相连。

目前，水平井广泛应用于各类油气藏的开发，具有明显经济效益。

水平井完井方式的优劣直接影响到油气井产量的大小和长期的稳产高产，直接关系到油田开发的整体经济效益。

在完井工程的整个工艺过程中，完井方法的优选尤为重要，因为如果方法选择不当，将会对储层产生较大的污染和伤害，导致完井后不出油、气或产能大幅降低，从而引起油气勘探、开发中的重大损失。

近年来，国内外水平井完井技术有了较大的发展[1]，已由过去单一的固井射孔完井技术逐步发展成为一套适合多种油藏类型、保护油气层、提高水平井产能及采收率的综合工艺技术，并具有完善程度高、完井成本低、防止油层二次污染、提高油井产能及油层采收率的优点。

同时，对短半径侧钻水平井、分支水平井、大位移水平井等特殊水平井完井技术进行了深入地研究和大胆地尝试，并获得了成功。

由于受工艺和其它技术方面的影响，国内在水平井完井中，往往偏重于工艺的熟练程度，而对完井方式与油藏适应性考虑不够，绝大多数还是采用固井射孔完井，固井射孔完井占总完井数的90%以上。

单一的完井方式不利于水平井和复杂油气藏条件下提高油井产能和采收率。

因此对水平井完井方式和完井参数的研究具有重要的意义。

在残余油开采、稠油藏和裂缝型油气藏的开发过程中，水平井是最有效的开发手段。

随着油田开发的进一步深入，复杂油气藏钻探开发和特殊工艺井日益增多，这些都迫切需要与之相适应的完井工艺技术，以便提高这些井的完善程度，达到保护油气藏、提高开采效益的目的。

随着水平井技术的不断发展，水平井完井正朝着降低成本、缩短施工周期、保护油层、提高采收率的方向发展。

1.2.1国外水平井完井方法发展状况

国外水平井技术始于20世纪30年代，80年代得到迅速发展，90年代以来，水平井技术在国外已发展得相当成熟[2]，形成了从水平井设计到钻井、防砂、完井和射孔等得了非常显著的经济效益。

水平井已作为常规钻井技术应用于几乎所有类型的油藏，如枯竭油藏、致密气藏、低渗油藏、边际油藏、高渗油藏等。

截至2000年年底[3]，世界上已有69个国家在各种油气藏中钻过水平井，总计达23385多口，其中多数在美国、加拿大和前苏联，每年完钻1000口左右（到2000年底，美国水平井数为10066口、加拿大为9665口）。

水平井分布以裂缝性油藏为主，约占53%，其次是底水和气顶油藏，约占33%。

近几年，随着膨胀管、智能完井等新技术的研究和应用，越来越多的国家和地区应用水平井、分支井及大位移井等复杂结构井技术来开采难动用储量、海上油气田或改善老区开发效果，都取得了明显的效果。

目前，国外水平井最大水平位移达11500m，水平井最大垂深6062m，多分支水平井总水平段长度达到11342m。

油气勘探和开发技术发达的国家认为，要使油气井获得最佳的经济效益，必须优化选择完井方法，因而十分重视对它的研究和应用。

美国的油气井完井方法设计要收集工程、地质、油层损害等方面的数据29项，输入计算机，用完井设计程序进行处理，选择出最优的完井方法。

前苏联在80年代中期也发展了完井底部结构的选择程序，并把产层分为裂缝型、裂缝孔隙型、孔隙裂缝型和孔隙型四类，按产层的有效厚度、岩石强度、渗透率、砂层粒度均匀性和压力梯度等数据，设计出十一种不同的完井底部结果。

同时，提出了若干项选择完井方法的具体指标，使完井方法的选择，进入了部分定量的阶段。

目前，国外使用的完井方法种类较多，国外现有的水平井完井方式大致可以分为五种类型：

裸眼完井、割缝衬管完井、砾石充填完井、封隔器完井和注水泥射孔完井。

但国外以套管射孔完井应用得最为广泛，约占完井总数的百分之九十以上。

水平井绕丝筛管砾石充填防砂完井技术受到了国内外普遍的重视，各国的石油公司都加快了该项技术的研究。

目前国内水平井绕丝筛管砾石充填防砂仅仅局限于数值模拟和物理模拟室内阶段，还没有进入现场。

国外在水平井砾石充填研究方面，Schlumberger公司和Baker-Hughes公司技术比较领先，在美国墨西哥湾[4]已成功地实施了一批油井，防砂有效期有效延长；Texaco公司2000年在哈萨克斯坦NorthBuzachi油田[5]也成功进行了一口水平裸眼井的砾石充填防砂施工，BJ公司也有类似的防砂管柱[6]。

通过对资料进行研究分析，他们的施工管柱相当复杂，需用旁通管协助填砂，施工井段很长，成本高，工艺仅限于管内砾石充填，在井段较长的情况下，使后边井段采油贡献率降低，因此水平井分段开采，管内充填、管外挤压充填是今后水平井防砂工艺技术的发展方向。

水平井裸眼充填砾石完井技术作为较先进的防砂方法之一得到广泛应用。

该工艺能提高充填防砂强度，具有防砂效果好，油层伤害小，防砂后油井产量高、寿命长等特点。

Schlumberger、Baker-Hughes、BJ等公司技术趋于成熟。

1998年BakerOilTools[7]公司在北海油田完成了一口大位移井，开发浅层稠油，垂深914m，位移与垂深之比接近3，其水平裸眼砾石冲填段1769m，创下了世界之最。

智能完井系统（IntelligentCompletionSystem）是近年来新崛起的一项先进技术[8]，从监控系统，实时监测油井流动状态信息，根据油藏特性和动态生产条件地面通过电或光纤仪器测量井下流体、油藏压力和温度，通过水力式、电子式或者电子水力式操作井下阀或滑套，对每个生产层进行控制。

即由技术人员通过地面优化油藏管理方案，并通过遥控井下各个不同油水层的开关，实现油嘴或水嘴尺寸的控制以及更高效、更科学和更灵活的油井管理。

今后几年，智能井技术的研究开发重点仍将是通过模拟、计量和控制井下发生的情况来优化生产。

BakerOilTools公司有几种智能完井工具和系统[9]。

液力控制开关的Inforce系统能遥控液控滑套、油井封隔器和井下监测仪表。

该系统能够人工操作，也可以利用SCADA（SupervisoryControlAndDataAcquisition）控制装置自动操作。

井下石英仪表能向地面PC机系统实时输送压力和温度数据，对每一层段进行监测。

一根电缆通过井口，向每个仪表提供电力。

用电力控制井下控制阀和油嘴的InCharge系统，可以实时监测井底油管和环空的压力和温度。

系统利用一根1/4in控制电缆输送电力、传输指令和控制数据。

采用一个地面控制系统，一口井可以控制12个层段。

Baker公司正在将其多层完井技术与InForce和InCharge系统相结合，新的智能砾石充填系统正在开发之中，正在设计的光模块系统可代替并简化水下光纤装置，此外公司还在开展声学、电磁、地震双向和单向通信等方面的研究。

InForce液压式智能完井系统是利用地面的液控箱，通过液力开启标准液控滑套的进油口或调节油嘴式液控滑套的油嘴大小，进行流量控制和油藏管理。

近几年膨胀管技术呈现爆炸式大发展，该技术对石油工业将产生革命性的影响。

例如等径井眼技术一旦成熟，将极大地降低油井成本，并完全消除常规套管程序的缩径效应。

油气井的钻井和完井成本在油田的勘探开发总成本中占有相当大的比例。

可膨胀管技术是国外正在大力发展的可降低钻井完井成本的一项新技术。

从20世纪80年代起，Shell公司就开始研究膨胀管技术[10]。

目前，提供膨胀管服务的公司有Halliburton公司、BakerOilTools公司和Schlumberger公司等国外石油公司。

自1998年以来，Weatherford公司一直在可膨胀防砂筛管领域居于业界领先地位[11]。

该公司的膨胀管技术分为三类：

可膨胀割缝管、实体膨胀管、膨胀系统。

Weatherford公司研制出一种高柔曲性旋转扩管系统[12]，把上提和下压扩管改为旋转扩管，降低了90%的扩管力。

Weatherford公司的膨胀防砂网占到全球膨胀防砂网市场份额的90%。

膨胀防砂网能节省钻井费用20%，提高产能70%。

它能适应不规则井壁，减小二者的间隙，降低由于近井地带颗粒混合造成的堵塞的危险性。

Weatherford公司早在10年前就开始研制替代套管系统。

替代套管系统是钻进过程中使用的一种膨胀管技术，它能通过封隔复杂井段来降低钻井费用。

Weatherford公司2004年正在开发的两项技术是小井眼膨胀衬管技术和膨胀管完井系统[13]。

小井眼膨胀管技术是发展单一直径井眼的基础，它可以降低建井费用。

膨胀管完井系统是一种防砂体系，它将实体膨胀管与膨胀防砂网合并为单行程完井系统，可在下套管井和射孔井中进行层间封隔。

Weatherford公司的最新成果[14]是把膨胀防砂网与层间封隔膨胀管用一段无缝管连接在一起形成一种联合系统。

无缝管（相当于套管）控制了需要下常规封隔器、流量控制器和智能完井装置的井段。

如果不需要防砂，层间封隔膨胀管可以代替膨胀防砂网起稳定井壁的作用。

联合系统的主要优点是能够在长的大斜度井段或水平井段中完井。

Halliburton能源服务公司利用实体膨胀管建大位移井取得成功[15]，Halliburton公司对其PoroFlex膨胀防砂网系统和VersaFlex膨胀管系统都进行了改进。

Halliburton公司研制出防腐合金P膨胀筛网完井系统。

这种系统采用316L不锈钢衬管以及316L不锈钢或20号合金防砂网。

这种防砂网高温环境下能够承受不同浓度的H2S和CO2。

BakerOilTools公司利用膨胀管技术完成了10口多分支井的6级完井[16]。

BakerOilTools公司在俄克拉何马州南部已损坏的Φ177.8套管内成功地安装了205.7m长的膨胀管，修复后油井的增产效果明显；BakerOilTools公司开发出几项膨胀管技术[17]，其中有EXPatch膨胀式套管修补技术、seeIEXX裸眼井衬管技术和EXXdrill系统，其中EXXdrill系统是用来临时隔离漏失带或在钻井过程中发生井壁失稳时用于支撑井壁的。

Enventure全球技术公司进行了膨胀管穿过套管磨铣窗口的室内和现场试验并取得成功[18]。

Schlumberger等技术服务公司也利用膨胀管技术进行过多分支井的6级完井。

1.2.2国内水平井完井方法发展状况

中国是发展水平井钻井技术最早的几个国家之一。

我国最早的有工业意义的水平井于1965年在四川钻成，成为继美国、前苏联之后第三个钻成水平井的国家。

由于未能中国南海珠江口盆地钻成了海上第一口水平井[2]——流花11-1-6井，该井采用当时世界上先进的导向钻井系统、顶部驱动钻井装置、MWD随钻测量工具以及低毒性矿物油基泥浆等工艺技术，仅用20天时间就完钻，经过180天的EDST（ExtendedDrillStemTest，延长钻杆试油）测试，结果与直井相比其底水锥进慢、产量高，含水也只有垂直井的一半。

流花11-1-6井的成功为今后同类油田的开发提供了重要依据，也鼓舞了八十年代中国大陆水平井采油技术的开展。

现代水平井始于1990年，经过近10年的研究与实践，我国的水平井技术有了长足的进步。

国内经过“八五”及“九五”的研究、试验和推广应用，水平井技术不断提高，它已成为新油田开发、老油田挖潜及提高采收率的重要技术。

油藏类型也从单一的砂砾岩稠油油藏扩大到非稠油的边底水断块油藏、裂缝性油藏、整装高含水油藏、地层不整合油藏和低渗透油藏等，从老油田挖潜转向新区产能建设和老区调整。

目前国内已钻水平井近千余口，其技术已达国际先进水平，并形成了一整套综合性配套技术，已作为常规钻井技术应用于几乎所有类型的油藏，水平井与同期调整井或周围直井相比，钻井费用约为直井的1.5倍～2倍，产量约为直井的2倍～5倍。

我国的水平井钻井成功率很高，为94%，这说明我国已很好的掌握了长、中半径水平井的钻井完井技术。

中石油2000年完成的全国水平井应用情况调研报告中指出[2]，国内水平井在各类油藏中的应用都有成功的例子，其Ⅰ类开发井在除超稠油油藏、特低渗透油藏之外的油藏中所占比例还是比较高的（Ⅰ类开发井指的是单井日产油量和累计产油量超过同区同类直井两倍的井）。

目前我国陆地累计产油量最多的是塔中4油田的第一口水平井TZ4-17-H4。

对于浅层出砂油藏，国内应用较多的还是水平井套管固井射孔、管内滤砂管防砂完井技术。

水平井套管内滤砂管防砂完井技术已形成了较为完善的悬挂式和平置式两大系列水平井滤砂管防砂管柱，国内现场应用近300口井[19]。

这两种管柱各具特点，悬挂式滤砂管防砂可有效防止落物进入水平段造成打捞困难；平置式滤砂管防砂管柱是将防砂工具置入水平段内，有利于下段生产完后不打捞防砂管柱就可进行上井段上返射孔防砂投产。

胜利油田水平井滤砂管防砂技术从1994年3月进入现场以来，已累计进行防砂施工200余井次，施工成功率达100%，累计增油1.215×106t，取得了明显的经济效益和社会效益。

我国采用的完井方法亦以套管射孔完井为主，个别灰岩产层采用裸眼完井，少数热上，科学性不够，与国外尚有一些差距。

为此，西南石油学院特与加拿大联合建立了完井技术中心，开展各项研究。

近年来各油田也越来越认识到方法优选的重要性，这使得完井技术有了长足的发展。

目前，在国内有些油田预测到膨胀管技术在钻井完井及修井方面的巨大潜力[20]，已开始引进和开发膨胀管技术。

其中，西南石油学院对膨胀套管技术的机理进行了大量的分析研究，首次成功地将坐标网格法运用于膨胀套管技术的机理研究，为膨胀套管的选材提供了理论依据和指导思想。

2005年底，中石油勘探开发研究院与大庆油田合作，进行了长段膨胀管加固试验，并取得了成功。

截至目前，大庆油田膨胀管加固技术已开展现场实验50口井，取得了很好的效果。

冀东、塔里木、辽河、胜利等油田先后引进了膨胀管技术。

胜利油田目前已成功实施了46口井的膨胀管补贴。

1.2.3国内水平井完井存在问题

（1）水平井的完井方式单一，完井方式与油藏适应性不强[21]国内如胜利油田由于受工艺和其它技术方面的影响，在实际操作中往往偏重于工艺的熟练程度，而对完井方式与油藏适应性考虑不够，绝大多数还是采用固井射孔完井。

（2）在固井完井方式中，目前只能采用全井固井或尾管固井，而不能进行1次管柱分（层）段多级固井，且固井质量难以保证。

（3）水平井的地层流入动态、产能预测、生产系统优化设计有待于进一步研究和完善。

同时还存在着射孔井段与产能的优化不好，往往井眼穿过多少油层就射开多少油层，造成浪费和后期无法实施增产措施的后果。

（4）水平井的防砂方式单一，目前国内多采用射孔后管内悬挂滤砂管防砂，而国外多采用水平井裸眼砾石充填或管内砾石充填防砂，后者防砂效果好，工作寿命长。

1.2.4水平井完井技术的今后发展方向

（1）单一完井方法向多元化发展；

（2）传统完井向有效配套发展；

（3）思路上，从短期行为向考虑长期效益发展；

（4）防砂完井方面，管内防砂向裸眼防砂发展；

（5）传统直井完井向水平井、多底井、分支井发展。

第二章水平井常用完井方式的特点及应用

水平井完井方式有多种，由于现有的各种完井方式都有其各自适应的条件和局限性，因此了解各种完井方式的特点是十分重要的。

水平井的完井方法有裸眼完井、割缝衬管完井、射孔完井、带管外封隔器（ECP）的割缝衬管完井及砾石充填完井。

其中裸眼完井最主要特点是油层完全裸露，因而油层具有最大的渗流面积，油气流入井内的阻力最小，产能较高，但使用局限很大，岩石强度不够高时，在生产中会有井壁坍塌，井壁条件限制了增产措施的应用。

裸眼完井有许多问题难以解决，如控制底水、边水和进行酸化压裂及堵水等措施，特别是随着当前水平井段加长或钻分支水平井的应用，用裸眼完井就更少了。

2.1割缝衬管完井方式

2.1.1割缝衬管完井方式

完井工序是将割缝衬管悬挂在技术套管上，依靠悬挂封隔器封隔管外的环形空间。

割缝衬管要加扶正器，以保证衬管在水平井眼中居中[1]，如图2-1所示。

割缝衬管完井是较简单的完井方式，可以用于各种半径的井，使用较普遍。

在水平井眼中下割缝管，顶部用裸眼封隔器或套管封隔器挂在套管或裸眼地层上。

衬管的作用是支撑弱的岩层。

衬管可不用水泥封固，也可在局部段注水泥。

（1）割缝衬管完井的优点

①成本相对较低；

②储层不受水泥浆的损害；

③可防止井眼坍塌；

④选择合适的割缝衬管尺寸，能有效地控制部分出砂。

（2）割缝衬管完井的缺点

①不能实施层段的分隔，因而不可避免层段之间的窜通和干扰；

②无法控制割缝衬管与井眼之间的环空，故不能进行选择性增产增

③无法实施生产控制，不能获得可靠的生产测试资料。

（3）割缝衬管完井适用的地层条件

①适用于天然裂缝碳酸盐岩或硬质砂岩储层；

②单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多储层；

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。

2.1.2衬管顶部注水泥完井方式

目前，衬管顶部注水泥已经被广泛使用，加拿大70%的水平井使用该完井方式。

衬管顶部注水泥完井技术是将造斜段部分注水泥固井技术与带管外封隔器的衬管完井技术结合在一起。

衬管顶部注水泥工艺[19]主要是采用管外封隔器、分级箍、盲管以及尾管悬挂器等特殊完井工具配合下部的筛管共同实施的完井技术。

在主要油层段采用筛管完井，保持了油层的原始渗透率。

在上部井段采用配合工具实施固井，可有效封隔水层等异质层，兼顾了筛管完井和固井完井共同的特点。

其结构如图2-2所示。

（1）技术特点

①多级管外封隔器加防砂筛管完井实现分段开采，提高了防砂效果；

②坐封封隔器和注水泥一次管柱完成，节省施工时间；

③防砂筛管内通径大、使用寿命长，便于后期作业；

④避免水泥浆污染油层，同时节省完井费用。

（2）衬管顶部注水泥完井优点

①可防止注水泥漏失，防止油层污染；

②保证上部地层有效封固，保证下部筛管有效固定；

③可采用常规密度水泥浆固井；

④消除了水泥侯凝时期高压油气对固井质量带来的影响。

（3）衬管顶部注水泥完井缺点

①工艺相对较复杂；

②对工具可靠性要求较高；

③衬管下井过程中无法建立循环。

衬管在下入井底过程中与井壁的刮、拉造成管缝

被滤饼堵塞，加之下井过程中无法与井底建立循环，管内处于“真空”状态，因此筛管

外壁上的滤饼会很快形成，细小的砂粒被夹在缝隙处，形成永久堵塞。

2.2射孔完井方式

射孔完井是目前国内外最为广泛采用的一种完井方法。

它又分为套管射孔完井和尾管射孔完井两种[1]，如图2-3所示。

套管射孔完井的特点是在钻达预计产层深度之后，下入生产套管至油层底部注水泥固井，然后射孔，射孔枪对准产层射穿套管、水泥环并穿透油层某一深度，建立起油流的通道。

这种方法使裸眼和衬管完井方法的缺陷都得到了克服，既可以选择性地射开不同压力、不同物性的油层，以避免层间干扰，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。

套管射孔完井的关键是固井质量必须得到保证，产层评价的测井技术必须过关，射孔深度必须可靠，射孔的炮弹能达到规定的穿透能力[22]。

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（完井尾管和技术套管宜重合100m左右），再对尾管注水泥固井，然后射孔。

从产层部位的套管结构及孔眼打开的方法来讲，尾管射孔完井与套管射孔完井方法完全相同。

不同点是管子顶部只延伸到生产套管内一部分，称之为超覆长度。

最终井径或管子尺寸比生产套管小一级。

尾管射孔完井后，尾管是否需要回接到地面主要取决于套管的抗压强度。

尾管射孔完井由于在钻开油层之前上部地层已被技术套管封固，因此可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。

2.2.1射孔完井的优点

（1）最有效的层段分隔，可以完全避免层段之间的窜通和干扰，如生产中可以选择性的射开不同压力、不同物性的油层，也可以避免夹层水、底水和气顶；

（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增产增注作业；

（3）在生产井段能选择性的进行修井作业；

（4）适合于多类型油藏完井。

2.2.2射孔完井的缺点

（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。

2.2.3射孔完井适用的地层条件

（1）有气顶、或有底水、或有含水夹层、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、分层处理的储层；

（3）要求实施大规模水力压裂作业的低渗透储层；

（4）砂岩储层、碳酸盐岩裂缝性储层。

2.3管外封隔器（ECP）完井方式

这种完井方式是把串接若干个ECP的割缝衬管，按割缝衬管完井工序下入到井眼中，然后挤水泥将第一个ECP以上的环空封隔。

此完井方式是依靠管外封隔器实施层段的分隔，可以按层段进行作业和生产控制，这对于注水开发的油田尤为重要。

可分为套管外封隔器及割缝衬管完井和套管外封隔器及滑套完井两种形式，如图2-4和图2-5所示。

2.3.1管外封隔器（ECP）完井方式的优点

（1）相对中等程度的完井成本；

（2）储层不受水泥浆的污染和损害；

（3）依靠管外封隔器实施层段分隔，可在一定程度上避免层段之间的窜通和干扰；

（4）可以进行生产控制、生产检测和选择性的增产增注作业。

2.3.2管外封隔器（ECP）完井方式的缺点

管外封隔器分隔层段的有效程度，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。

2.3.3管外封隔器（ECP）完井方式适用的地层条件

（1）要求不用注水泥实施层段分隔的注水开发储层；

（2）要求实施层段分隔，但不要求水力压裂的储层；

（3）井壁不稳定，有可能发生井眼坍塌的储层；

（4）天然裂缝性或横向非均质的碳酸盐岩或硬质砂岩储层。

2.4砾石充填完井方式

对于胶结疏松出砂严重的地层，一般应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先选好的砾石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，以阻挡油层砂流入井筒，达到保护井壁、防砂入井之目的[1]。

砾石充填完井有裸眼砾石充填完井、管内砾石充填完井和砾石预充填完井之分。

2.4.1裸眼砾石充填完井方式

裸眼砾石充填完井的工序是：

钻头钻达油层顶界以上之后，下技术套管注水泥固井。

再用小一级的钻头钻穿水泥塞，钻开油层至设计井深。

然后更换扩张式钻头将油层部位的井径扩大到技术套管外径的1.5倍～2倍，以确保充填砾石时有较大的环形空间，增加防砂层的厚度，提高防砂效果。

（1）裸眼砾石充填完井的优点

①储层不受水泥浆的损害；

②可以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。

（2）裸眼砾石充填完井的缺点

①不能实施层段的分隔，因而不可避免层段之间的窜通；

②无法进行选择性增产增注作业；

③无法进行生产控制等。

（3）裸眼砾石充填完井适用的地层条件

①无气顶、无底水、无含水夹层的储层；

②单一厚储层，或压力、物性基本一致的多储层；

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。

国内外实践表明：

在水平井段内，不论是进行裸眼砾石充填或是套管内砾石充填，其工艺都是复杂的。

采用常规的砾石充填工艺，一般充填效果不稳