注水井關井降壓調整控制技術試驗與應用

張 佳 ，薛賽紅 ，李 陽，鄭 帥

(延長油田股份有限公司 七里村采油廠，陜西 延安 717100)

多年來由于分層注水開采，地層孔隙壓力形成了多層壓力體系，單井縱剖面上高壓層、正壓層、欠壓層共存，層間矛盾突出，加密調整井鉆井時，為保證鉆井施工安全，設計施工鉆井液密度以平衡高壓油層壓力，高滲透主油層壓力低，鉆井液壓力大于主油層孔隙壓力，鉆井液在正壓差作用下滲入油層，堵塞孔喉，降低油層滲透率，造成油層污染。區塊內也出現了套損斑片問題，嚴重影響了區塊開發指標的落實[1-2]。針對薩中開發區的地質特點，在研究地層孔隙壓力分布規律的基礎上，提出通過注水井關井降壓調整技術控制地層孔隙壓力，達到保護套管和油層的目的；另外，層間壓差減小，新鉆井的固井質量也相應提高[3]。

1 注水井降壓規律研究

選取井進行鉆底試驗，通過注水井關井，了解注水井降壓規律，確定注水井關井范圍、不同井網的鉆井距離和鉆井時間，在井底進行SFT小層孔隙壓力測試，并與該井預測的地層孔隙壓力進行對比，確定井口壓力與地層孔隙壓力的關系[4-5]。

1.1 試驗內容

(1) 每層300 m長的注水井在鉆井期間繼續進行注水試驗，查明300 m鉆閉條件下的地層孔隙壓力分布情況，確定合理的鉆閉范圍；

(2) 測試各層注水井的關井降壓趨勢，找出注水井的降壓規律，預測鉆井和關井時間；

(3) 對主油層注水井井口試壓進行控制，尋找一種可操作的方法控制主油層井口壓力；

(4) 通過井口壓力與地層孔隙壓力的關系試驗，找出穩定的主油層壓力(壓力系數穩定在1.00～1.20)，層間注水井井口壓力值降低，有利于減少油層污染，提高高滲透層固井質量。

1.2 試井選擇

選擇4口井進行第1批鉆井的鉆底測試。根據復雜區域為主體，配合正常注采面積的原則，在北1-3井南部和第98斷層2側選擇3個威爾斯，在區塊中段正常注采區選擇1口井，井數底部試驗為：中段21-P244，中間12-P242，北1-41-P242，北1-61-P251。

1.3 鉆孔試驗方法

(1) 鉆井范圍：鉆每層注水井(包括井深以下30 m以內射孔的注水井)，鉆井范圍300 m(原鉆井范圍450 m)，未鉆井層(不包括井深以下30 m射孔范圍內的注入井)不在300 m范圍內停止;

(2) 注水井井口壓力：鉆前主油層井口壓力4～5 MPa，差層注水井井口壓力3 MPa

(3) 鉆井時間：Sapa油層注水井關井3 d后，主油層關井，測試1口井;

Sapa油層注水井關井5 d后，主油層關井，1口井試油;

Sapa油層注水井關井7 d后，主油層關井，并對1口井進行了測試。

同時，4口井鉆第1批井，根據第1類主油層水井減壓速度，調整第2、3口主油井關井時間。

1.4 主油層注水井井口壓力控制原理

(1) 主油層注水井距新鉆井150 m，當井口壓力小于1 MPa時，采用控制注水的方法提高主油層壓力，控制注水壓力為5～6 MPa;當井口壓力大于6 MPa時，關井(完井時不能控制注入，保持關井狀態);

(2) 為保證鉆井安全和質量，新鉆井150 m范圍內的主油層注水井不進行控制試壓。

1.5 試驗結果分析

1.5.1注水井降壓效果

根據注水井鉆井試驗方案，Sapa主力油層注水井、薩普差分井注水井、高臺子油層注水井注水井注水井均為300 m，但根據不同鉆井時間的原則，井口壓力為4～5 MPa，Sapa前油層鉆前井口壓力為3 MPa，高臺子油層鉆前井口壓力為4 MPa，共鉆4口,底井27口，降壓結果：

1)注水井排水井

1#Sapa層注水井(可降壓)5～7 d可降壓至5 MPa左右(降壓拐點);之后壓力穩定，降壓緩慢。

2#Sapa層注水井(減壓快)10～15 d(降壓拐點)可降至4 MPa;之后壓力穩定，降壓緩慢。

2)非注水水井

Sapa層注水井可在7～10 d內降到4 MPa(降壓拐點);之后壓力穩定，降壓緩慢。

3)高臺子注水井

高臺子注水井可在7～9 d內(降壓拐點)降到5 MPa左右;之后壓力穩定，降壓緩慢。

4)無減壓水井

注水井排，斷層堵塞區，無論是Sapa好層還是Sapa差層注水井，只要沒有減壓點，當壓力降到一定水平(按壓降標準不合格)，就不會下降;分析后可以得出結論，注水井周圍400 m范圍內無開采點(只注不采)，區內注采關系不完善。

由試驗結果可得出，(1)根據鉆井試驗方案，Sapa好層和Sapa差層注水井的非注水井排均能達到要求；

(2)Sapa好層的降壓速度比Sapa差層的注入井快，除少數井外，關井7～10 d，可滿足鉆前降壓要求；

(3)根據鉆井試驗方案，少部分Sapa差注井降壓速度較慢，停井，不能在鉆前10～15 d達到降壓要求；

(4)根據降壓試驗方案，高臺子注水井能夠達到降壓要求；

(5)注水井排四周400 m范圍內無采點(只注不采)，降壓速度慢，需采取溢流減壓措施。

1.5.2地層孔隙壓力SFT測試結果

1)偵察原則

選擇油層組各層，兼顧高壓層和低壓層。

2)SFT壓力測量結果

4油層試壓結果：

非注水井排：1601-P251井油層孔隙壓力最低0.71(Sa1)，最高1.24(Sa3)；間壓差3.4 MPa。

注水井排：北14-1-P242井油層孔隙壓力：最低0.78(Pu I2)，最高1.64(Pu1)；間壓差5.9 MPa。

3)SFT壓力測量結果根據鉆井減壓情況，壓力測量結果反映了注水井井口壓力，非注水井排：注水井合格(北1761-P251)，層孔壓力系數達1.24；注水井排：注水井降壓不合格(北11-4-P242)，層孔壓系數達1.64。4口井底層間壓差在3.8～5.9 MPa，具體如表1所示。

表1 4底井測試結果對比表Tab.1 Comparison table of test results of 4 bottom wells

由表1可知，注水井井口壓力越低，層間壓差越小，反之層間壓差越大。通過對注水井的井底測試，并與新鉆井的SFT壓力資料進行對比，得出油層孔隙壓力和層間壓差與相鄰減壓注水井井口壓力成正比的結論，減壓注水井井口壓力越高，新鉆井層孔隙壓力越大，相應的層間壓差也越大。只要能有效控制注水井井口壓力，就能有效控制地層孔隙壓力，減小層間壓差，減少油層污染，保證鉆井施工安全和固井質量。

2 注水井鉆井過程中關井降壓控制技術應用

通過四口井底注水井的降壓試驗結果，注水井的井口壓力可以直接反映一定范圍內地層的孔隙壓力，研究不同井段注水井的降壓規律，確定合理的鉆井方案，確定合理的鉆井液密度，確定合理的鉆井時間和鉆井范圍；同時研究了高滲透低壓地層壓力的維持方法，通過控制注水井井口壓力來減小層間壓差，降低鉆井液密度，從而減少對油層的污染，保護套管[6-7]。

2.1 確定不同井網注水井降壓降規律

根據華北一區不同井網注采關系，選取具有代表性的注水井進行降壓試驗，制作了不同井網的降壓趨勢圖，并進行了相應的RFT壓力驗證。

從圖1可以看出，Sapu主油層井口壓力可連續7 d降至4 MPa以下；濮1主油層組井口壓力可連續5 d降至2 MPa以下；正常注入區Sapu差油層井口壓力可連續15 d降至3 MPa以下；高臺子油層注水井的井口壓力可連續13 d降到4 MPa以下，但由于注采關系不完善，注水井排注井降壓非常緩慢。

圖1 不同井網注水井減壓規律研究Fig.1 Research on the decompression law of water injection wells with different well patterns

2.1.1不同井網鉆井減壓時間的確定

(1)沙濮油層和高臺子油層的注水井在鉆井前10～15 d關閉;

(2) Sa和Pu主力油層在鉆井前7～10 d停產;

(3) Pu I 組主力注入油層在鉆前3～5 d關閉。

2.1.2注水井鉆井降壓距離

注水排注水井降壓緩慢，400 m范圍內無減壓點，根據這些特點，綜合測壓資料，分層系統注水井(包括井深以下30 m范圍內射孔的井)，根據井網的不同鉆井距離：

(1)注水井排Sa和Pu油藏注水井鉆井距離450 m；主油層注水井距離300 m;

(2)Sapu、高臺子油層正常注采區鉆井距離300 m。

2.1.3根據地層系統，鉆孔前注壓井井口壓力標準

(1)高Ⅰ、Ⅱ油層注水井不高于4 MPa;

(2) Sa、Pu差注水井不高于3 MPa;

(3)Sa、Pu主力油層注水井4～5 MPa;

2.2 實施保壓注水降低層間壓差

2.2.1確定地層孔隙壓力與層間壓差的關系

層間壓差與高低壓層的壓力系數和低壓層的埋深有關，反映了高低壓層之間的壓力系數差。減小層間壓差的方法有2種：一種是適當增大低壓層的層間壓力系數;另一種是減小高壓層的壓力系數，以達到減小層間壓差的目的。通過北一區東底井鉆井試驗及測壓資料，調整井地層壓力除個別套管層外，與相鄰注水井降壓情況有關，油層壓力和層間壓差與相鄰減壓井井口壓力成正比。

圖2 相鄰減壓井Fig.2 Adjacent relief wells

2.2.2加壓注水法

通過對注水井進行正常降壓，對原井筒進行減壓，不能達到降低層間壓差的目的，如何降低層間壓差，采用低壓回注(控制注水)方法提高主油層孔隙壓力，減小層間壓差，定量給出主油層井口壓力和注水壓力值，稱為“加壓注水”。

2.2.3加壓注水原理

主油層注水井距新鉆井150 m，關井井口壓力小于1 MPa時，采用低壓注水提高主油層地層壓力，層間壓差減小，注水壓力控制在5～6 MPa，(從電測到固井的24 h內不能進行控制注入，保持關井狀態)。新鉆井150 m范圍內的注入井保持關閉狀態。

加壓注水試驗：在北一區段進行了20口井的試驗，試驗結果如表2所示。

表2 北一區段加壓注水試驗情況Tab.2 Pressurized water injection test in the northern section

該技術能有效降低高壓層孔隙壓力，而低壓層在平衡泥漿液柱作用下不發生變化。因此，適當降低鉆井泥漿密度是減小層間壓差、減少鉆井對油層污染的最有效途徑之一。

由表2還可知，20口測試井層間壓差控制在4 MPa以下，Pu I組井口壓力控制在1.0 MPa左右，擬鉆Pu I組地層壓力通過加壓注水得到提高，試驗井固井質量合格率100%，質量合格率95%。

2.3 注水井可以逐步恢復到分配的注水量

鉆井后注水回收方法是控制地層壓力變化的關鍵環節之一。根據注水量的不同，可逐步完成采收，順利回收注水壓力和油層壓力。2004年以來，注入井從前1～3步注水，并根據分配的注水量，細化至4～5步,保證層間壓力平穩變化。

(1)基本井網+濮一組主力油層，當注水量小于200 m3時，分2步進行，步長為10 d，30 d內完成采收；當注水量大于200 m3時，分為4步，步長為10 d，40 d內返井；

(2)調整井網+高臺子井網，當注水量小于200 m3時，分為4步，步長為10 d，40 d回注；當注水量大于200 m3時，分為5步，步長為10 d，50 d回注。

2.4 應用效果評價

注水井關井降壓技術可降低地層壓力，降低油層鉆井液密度，北一區970口井鉆井液平均密度為1.44 g/cm3，比一、二次加密平均密度1.54 g/cm3低0.10 g/cm3。平均固井密度為1.48 g/cm3，比一次加密和二次加密平均密度1.58 g/cm3低0.10 g/cm3；鉆井周期縮短，鉆井周期由6.2 d縮短至4.5 d；減少漏鉆、卡鉆等鉆井事故。北一區970口井鉆井施工中未發生油井泄漏、卡鉆等鉆井事故；減少鉆井影響水量，平均一口井鉆井影響注水量約1 100 m3；提高固井質量，減少鉆井區塊新老井套管的井數。

3 結語

通過對注水井鉆井過程中降壓調整技術試驗研究，確定了主要油層的鉆井范圍、井口壓力標準、關井降壓時間和加壓注水原則。注水井關井降壓技術在鉆井過程中的應用取得了顯著效果，有效地控制了層間壓差，提高了新鉆井的固井質量。

合理安排鉆井作業、區域降壓、加壓注水、跟蹤監測和調整油井工作液液面，可有效控制地層壓力變化速度，減小平面壓差，防止套管損壞，減少油層污染。