熊菲 （中海石油 （中國）有限公司天津分公司，天津300450）

王勇 （中石油長慶油田分公司中部氣田開發(fā)指揮部，陜西 西安715000）

張國慶 （中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西 西安715000）

寇衛(wèi)偉 （中石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅 慶城745100）

巖屑回注技術(shù)是將鉆屑研磨后處理成可以泵送的漿體，再通過回注泵注入到合適地層中。其漿體由鉆屑、添加劑、鉆井液以及水等混合而成［1］，其作為解決海上鉆井廢棄物處理技術(shù)越來越受到重視。

蓬萊19-3油田位于渤海灣渤中凹陷，為億噸級大型油田，共計井口平臺7座。2002年油田一期A平臺開始投產(chǎn)，利用巖屑回注井處理鉆屑，獲得成功；2007至2011年二期平臺陸續(xù)投產(chǎn)，各個平臺全部采用巖屑回注井處理平臺產(chǎn)生的鉆屑及泥漿。2011年7月油田停止巖屑回注，巖屑回注井臨時棄井。巖屑回注歷時9年，共計巖屑回注井8口，累計回注漿體120．03×104m3，實現(xiàn)油田海上作業(yè)“零排放”。

1 回注井概況

1.1 回注井井身結(jié)構(gòu)

由于回注巖屑漿體密度大、黏度大，流動性較差，為確保巖屑回注井的注入能力，蓬萊油田巖屑回注井一般采用低斜度井。A10井為直井，A21ST1井、M05井井斜在15°以內(nèi)，D32井、E25井、F08井井斜在20～30°之間，B32井、C25井井斜最大約為37°。巖屑回注井的井身結(jié)構(gòu)基本相似，如F08井為?9in套管下至主力油層下部，下部鉆?8in井眼下?5in襯管，射開回注層位。套管中下?4in油管，回注時巖屑通過油管注入至?5in襯管，通過射孔孔眼進入目的層位。

1.2 回注區(qū)域及層位

巖屑回注井雖然能夠?qū)崿F(xiàn) “零排放”，但本身存在環(huán)境影響風(fēng)險：①堵塞油管或射孔處；②巖屑自然裂縫或固井質(zhì)量差的部分運移至地表；③運移至鄰井；④沒有足夠的孔隙空間或滲透性滿足巖屑總量［2］。因此必須在注入層位、注入量和注入井?dāng)?shù)上進行模擬研究。

蓬萊油田采用在井口平臺上將鉆屑研磨后直接注入到巖屑回注井的方式，回注井位于油田開發(fā)區(qū)域內(nèi)，因此要求回注層位最好比油田開發(fā)目的層深，避免在開發(fā)井鉆井過程中鉆遇回注高壓層，達到降低鉆完井風(fēng)險。因此蓬萊油田選擇主力開發(fā)層館陶下部的水層及東營組的泥巖作為回注目的層位。

一般來說，砂巖地層滲透率、孔隙度比較高，作業(yè)結(jié)束后孔隙壓力擴散快，近井地帶不容易形成高壓，可以滿足速度較快的回注作業(yè)。泥巖地層因孔隙度、滲透率低，需要的井口注入壓力大，對設(shè)備要求高，同時泥漿漏失相對困難，容易在近井地帶形成高壓，適合回注速度慢，回注量小的作業(yè)［3］。早期蓬萊油田選用東營組泥巖作為回注目的層，主要原因是東營組遠離油田開發(fā)目的層，對油田正常開發(fā)風(fēng)險較小，但回注井注入狀態(tài)極不穩(wěn)定，井口注入壓力高，注入壓力受巖屑密度影響波動大，井筒容易堵塞，需要的洗井周期短 （約2月1次）。改注砂巖水層后，回注井狀態(tài)相對穩(wěn)定，井口注入壓力比破裂壓力稍高，井筒不易堵塞，洗井周期長 （約1年1次）。

回注井應(yīng)該選擇在相對較開闊的區(qū)域，遠離斷層，有足夠的孔隙空間存儲巖屑。同時對需注入的量應(yīng)有較為準(zhǔn)確的估計，以確定選擇區(qū)域是否足夠大，或者需要多口井回注。蓬萊19-3油田的巖屑回注井中A21ST1井、E25井、M05井基本處于比較開闊區(qū)域，B32井、C25井、D32ST1井處于復(fù)雜斷塊區(qū)域，主要原因是含油區(qū)為氣云帶，地震資料質(zhì)量不高，斷層解釋困難，原來認為面積較大，適宜巖屑回注的區(qū)域隨著開發(fā)井不斷鉆井，新斷層不斷增多，區(qū)域面積變小，導(dǎo)致回注風(fēng)險增加。

1.3 注入壓力

蓬萊油田屬于正常壓力系統(tǒng)，壓力測試資料顯示水層孔隙應(yīng)力梯度 （以當(dāng)量密度表示）在1．01g／cm3左右。根據(jù)聲波測井資料計算回注層位水平最小主應(yīng)力梯度1．45～1．55g／cm3，水平最大主應(yīng)力梯度1．70～1．75g／cm3，上覆地層壓力梯度在2．03g／cm3左右?；刈毫y試顯示回注地層破裂壓力梯度基本在最小主應(yīng)力梯度和最大主應(yīng)力梯度之間，蓬萊19-3油田地層應(yīng)力梯度如圖1所示。

一般來說，回注層上部最好有比較好的封隔層來保證注入的巖屑保持在回注層。最好的蓋層應(yīng)該具有低滲透率和高應(yīng)力，其與回注層的應(yīng)力差可以阻止裂縫在縱向上延伸［3］。蓬萊油田回注層為砂泥互層，泥巖與砂層之間的應(yīng)力梯度差不是很大，約 0．07g／cm3左 右，應(yīng) 力 差 只 有1．2MPa左右，裂縫向上延伸較為容易。為減少注入風(fēng)險，回注壓力盡量控制在稍高于破裂壓力的水平［4］。

1.4 注入能力及注入總量

蓬萊油田巖屑回注井位于井口平臺，受空間限制，回注井的注入能力需要與鉆井過程中巖屑產(chǎn)生的速度相匹配。一般巖屑以漿體的形式注入，需要混合一定比例的水，國外經(jīng)驗注入巖屑中水與固相比例為2∶1～4∶1，注入泥巖層中的巖屑，水的比例要求會更大些［4］。因此，蓬萊油田各回注井回注漿體中水與固相一般采用4∶1。

射孔后對目的層段注入能力進行測試，如測試能力顯示不足以匹配鉆屑產(chǎn)生的速度，則考慮補射開其他層來增加其注入能力。注入能力測試既可獲得目的層段破裂壓力，也可確定在不同壓力下的注入能力。另外，在巖屑回注井設(shè)計時，需要對可能注入的漿體總量有相對準(zhǔn)確的估算，根據(jù)注入量的需求選擇合適的回注區(qū)域，或者鉆多個回注井來滿足注入需求。以蓬萊油田為例，每座井口平臺用1口巖屑回注井來滿足平臺所有開發(fā)井的鉆屑回注量。按照目前油田大部分井為?12in井眼，鉆至五油組下?9in套管固井，?8in井眼鉆至十油組，裸眼完井。五油組頂部平均斜深1385m，十油組底部平均斜深1900m，外加50m口袋，計算平均單井鉆屑量為132m3。油田每平臺共計井槽56個，去除回注井1口，剩余55口，則鉆屑總量7260m3。按漿體水與固相之比4∶1計算，需要注入總體積為36300m3。蓬萊油田巖屑回注井實際單井注入量比計算值多，主要原因有2個：一是在油田實際開發(fā)過程中不斷出現(xiàn)出砂躺井或產(chǎn)能低下而需要側(cè)鉆，實際鉆井井?dāng)?shù)超出平臺井槽數(shù)；二是為確保海上作業(yè)的零排放，實際注入過程中除了巖屑漿體，還包括一部分鹽水、海水、生活污水、泥漿及完井液等，這些液體占總注入體積相當(dāng)大的比例。

圖1 蓬萊19-3油田地層應(yīng)力梯度

2 回注井壓力動態(tài)監(jiān)測

為確?；刈⒕踩行У墓ぷ鳎枰獙ζ浠刈毫M行動態(tài)監(jiān)測，及時發(fā)現(xiàn)其異常反應(yīng)來判斷是否存在注入風(fēng)險，以便及時采取應(yīng)對措施，降低風(fēng)險。蓬萊油田各巖屑回注井只有井口壓力數(shù)據(jù)，因此只對井口壓力數(shù)據(jù)進行分析。分析曲線主要為井口注入壓力與累計注入量的關(guān)系，以及累計井口壓力與累計注入量的關(guān)系。

2.1 注入壓力分析

A10井巖屑回注開始于2002年7月，其注入層位為東營組泥巖，井口注入壓力最高近20MPa，如圖2所示。該井井況非常不穩(wěn)定，井筒經(jīng)常發(fā)生堵塞，2～3個月需要洗井。2003年3月射開L120油組砂巖水層進行回注，初注入時井口壓力17．0MPa左右，后對其注入漿體密度進行調(diào)整，由1．15～1．2g／cm3下調(diào)至1．0～1．13g／cm3，井口壓力下降明顯。2003年10月A10井停止回注，2004年8月恢復(fù)注入后井口壓力較高，基本保持在15MPa以上。之后調(diào)整回注漿體黏度，由60～80mPa·s下調(diào)至30～60mPa·s，井口壓力明顯下降，基本保持在10～14MPa之內(nèi)，井筒狀態(tài)穩(wěn)定。

B32井巖屑回注開始于2006年12月，其注入層位為下館陶組L110油組砂巖水層，初始井口注入壓力為12MPa左右，之后明顯上升，很快至16MPa，如圖3所示。從累計井口壓力與累計注入量關(guān)系曲線來看，早期注入壓力雖波動較大，但儲層的注入能力基本保持一定。2009年3月，井口注入壓力突然下降至8MPa左右，之后注入能力明顯增加，表現(xiàn)為進入更加容易注入的儲層。因本井處于復(fù)雜斷塊，巖屑回注井與斷層溝通的可能性較大。

圖2 A10井巖屑回注井口壓力曲線度

圖3 B32井巖屑回注井口壓力曲線

E25井巖屑回注開始于2009年3月，其注入層位為下館陶組L120油組砂巖水層，初始井口注入壓力為12MP附近，2009年9月停止回注。2010年3月恢復(fù)注入，注入壓力逐漸增加至14MPa左右，此后基本保持穩(wěn)定，如圖4所示。該井壓力提高的主要原因是優(yōu)化了注入程序，加入了前置液凝膠和后置液凝膠。前置液凝膠的目的是幫助壓開裂縫，產(chǎn)生相對較寬的裂縫，前置液凝膠因黏度較高，不容易產(chǎn)生漏失，因其流動性差需要較高的注入壓力。這使得發(fā)生近井地帶堵塞的可能降低至最低，固相在較寬的裂縫中比較容易通過，不容易堵塞。后置液凝膠的目的是避免低黏度的流體攜砂能力弱，發(fā)生指進現(xiàn)象或脫砂現(xiàn)象，使固相堆積在井筒附近造成堵塞。優(yōu)化后的回注井注入動態(tài)相對穩(wěn)定，基本沒有井筒堵塞現(xiàn)象發(fā)生，初期注入壓力雖然不低，但能夠一直保持在此水平附近。

圖4 E25井巖屑回注井口壓力曲線度

2.2 關(guān)井壓力降落分析

巖屑回注井關(guān)井壓力降落測試是獲得地層壓力最直接的方法，同時還能獲得回注層位的儲層物性、近井地帶是否堵塞、以及裂縫的相關(guān)信息。蓬萊油田因回注任務(wù)重沒有確定定期關(guān)井測壓力降落相關(guān)信息的制度，只在2011年6月各回注井停止回注時獲得壓力降落資料。圖5為E25井壓力降落和壓力恢復(fù)雙對數(shù)曲線，壓力倒數(shù)曲線顯示井筒儲集階段過后曲線進入明顯的徑向流階段，之后壓力倒數(shù)上翹，有明顯的斷層或儲層變差特征，由實際地質(zhì)情況知道本井回注層位儲層連續(xù)性好，并沒有明顯斷層存在，分析認為此井為復(fù)合地層特征，表現(xiàn)為內(nèi)部區(qū)域滲透率高于外部區(qū)域滲透率，這說明近井地帶存在的是一系列衍生的裂縫，而非一條大的裂縫。

圖5 E25井壓力降落雙對數(shù)曲線

3 總結(jié)

蓬萊19-3油田巖屑回注井應(yīng)采用低斜度井，油管注入方式，注入層位為砂巖層，此技術(shù)很好地處理海上鉆井產(chǎn)生的鉆屑實現(xiàn) “零排放”?；刈r巖屑漿體中固相含量應(yīng)低于20%、密度1．0g／cm3左右、黏度30～50mPa·s，有利于回注井狀態(tài)穩(wěn)定。優(yōu)化注入程序，前置液凝膠和后置液凝膠的使用有利于形成較寬的裂縫，使得回注狀態(tài)穩(wěn)定。通過定期壓力分析及關(guān)井壓力降落測試等手段降低了回注風(fēng)險，取得了很好的應(yīng)用效果。

［1］李文忠，雷光倫，姚傳進，等 ．海上鉆井巖屑回注地層裂縫擴展研究 ［J］．科學(xué)技術(shù)與工程，2012，12（2）：300～302．

［2］Abdulla F A，Iqbal A．A comprehensive look at the CRI project pilot test in KSA ［J］．SPE139680，2011．

［3］Gumarov S M．Monitoring pioneer waste injection projects in Caspian Sea：challenges，lessons leraned，findings and recent advancements ［J］．SPE150333，2012．

［4］Ji L J，Guo Q X．Is it possible to inject larger sizes and higher solids concentrations of drill cuttings［J］ ．SPE131347，2014．