注水井关井降压调整控制技术试验与应用

张 佳 ，薛赛红 ，李 阳，郑 帅

(延长油田股份有限公司 七里村采油厂，陕西 延安 717100)

多年来由于分层注水开采，地层孔隙压力形成了多层压力体系，单井纵剖面上高压层、正压层、欠压层共存，层间矛盾突出，加密调整井钻井时，为保证钻井施工安全，设计施工钻井液密度以平衡高压油层压力，高渗透主油层压力低，钻井液压力大于主油层孔隙压力，钻井液在正压差作用下渗入油层，堵塞孔喉，降低油层渗透率，造成油层污染。区块内也出现了套损斑片问题，严重影响了区块开发指标的落实[1-2]。针对萨中开发区的地质特点，在研究地层孔隙压力分布规律的基础上，提出通过注水井关井降压调整技术控制地层孔隙压力，达到保护套管和油层的目的；另外，层间压差减小，新钻井的固井质量也相应提高[3]。

1 注水井降压规律研究

选取井进行钻底试验，通过注水井关井，了解注水井降压规律，确定注水井关井范围、不同井网的钻井距离和钻井时间，在井底进行SFT小层孔隙压力测试，并与该井预测的地层孔隙压力进行对比，确定井口压力与地层孔隙压力的关系[4-5]。

1.1 试验内容

(1) 每层300 m长的注水井在钻井期间继续进行注水试验，查明300 m钻闭条件下的地层孔隙压力分布情况，确定合理的钻闭范围；

(2) 测试各层注水井的关井降压趋势，找出注水井的降压规律，预测钻井和关井时间；

(3) 对主油层注水井井口试压进行控制，寻找一种可操作的方法控制主油层井口压力；

(4) 通过井口压力与地层孔隙压力的关系试验，找出稳定的主油层压力(压力系数稳定在1.00～1.20)，层间注水井井口压力值降低，有利于减少油层污染，提高高渗透层固井质量。

1.2 试井选择

选择4口井进行第1批钻井的钻底测试。根据复杂区域为主体，配合正常注采面积的原则，在北1-3井南部和第98断层2侧选择3个威尔斯，在区块中段正常注采区选择1口井，井数底部试验为：中段21-P244，中间12-P242，北1-41-P242，北1-61-P251。

1.3 钻孔试验方法

(1) 钻井范围：钻每层注水井(包括井深以下30 m以内射孔的注水井)，钻井范围300 m(原钻井范围450 m)，未钻井层(不包括井深以下30 m射孔范围内的注入井)不在300 m范围内停止;

(2) 注水井井口压力：钻前主油层井口压力4～5 MPa，差层注水井井口压力3 MPa

(3) 钻井时间：Sapa油层注水井关井3 d后，主油层关井，测试1口井;

Sapa油层注水井关井5 d后，主油层关井，1口井试油;

Sapa油层注水井关井7 d后，主油层关井，并对1口井进行了测试。

同时，4口井钻第1批井，根据第1类主油层水井减压速度，调整第2、3口主油井关井时间。

1.4 主油层注水井井口压力控制原理

(1) 主油层注水井距新钻井150 m，当井口压力小于1 MPa时，采用控制注水的方法提高主油层压力，控制注水压力为5～6 MPa;当井口压力大于6 MPa时，关井(完井时不能控制注入，保持关井状态);

(2) 为保证钻井安全和质量，新钻井150 m范围内的主油层注水井不进行控制试压。

1.5 试验结果分析

1.5.1注水井降压效果

根据注水井钻井试验方案，Sapa主力油层注水井、萨普差分井注水井、高台子油层注水井注水井注水井均为300 m，但根据不同钻井时间的原则，井口压力为4～5 MPa，Sapa前油层钻前井口压力为3 MPa，高台子油层钻前井口压力为4 MPa，共钻4口,底井27口，降压结果：

1)注水井排水井

1#Sapa层注水井(可降压)5～7 d可降压至5 MPa左右(降压拐点);之后压力稳定，降压缓慢。

2#Sapa层注水井(减压快)10～15 d(降压拐点)可降至4 MPa;之后压力稳定，降压缓慢。

2)非注水水井

Sapa层注水井可在7～10 d内降到4 MPa(降压拐点);之后压力稳定，降压缓慢。

3)高台子注水井

高台子注水井可在7～9 d内(降压拐点)降到5 MPa左右;之后压力稳定，降压缓慢。

4)无减压水井

注水井排，断层堵塞区，无论是Sapa好层还是Sapa差层注水井，只要没有减压点，当压力降到一定水平(按压降标准不合格)，就不会下降;分析后可以得出结论，注水井周围400 m范围内无开采点(只注不采)，区内注采关系不完善。

由试验结果可得出，(1)根据钻井试验方案，Sapa好层和Sapa差层注水井的非注水井排均能达到要求；

(2)Sapa好层的降压速度比Sapa差层的注入井快，除少数井外，关井7～10 d，可满足钻前降压要求；

(3)根据钻井试验方案，少部分Sapa差注井降压速度较慢，停井，不能在钻前10～15 d达到降压要求；

(4)根据降压试验方案，高台子注水井能够达到降压要求；

(5)注水井排四周400 m范围内无采点(只注不采)，降压速度慢，需采取溢流减压措施。

1.5.2地层孔隙压力SFT测试结果

1)侦察原则

选择油层组各层，兼顾高压层和低压层。

2)SFT压力测量结果

4油层试压结果：

非注水井排：1601-P251井油层孔隙压力最低0.71(Sa1)，最高1.24(Sa3)；间压差3.4 MPa。

注水井排：北14-1-P242井油层孔隙压力：最低0.78(Pu I2)，最高1.64(Pu1)；间压差5.9 MPa。

3)SFT压力测量结果根据钻井减压情况，压力测量结果反映了注水井井口压力，非注水井排：注水井合格(北1761-P251)，层孔压力系数达1.24；注水井排：注水井降压不合格(北11-4-P242)，层孔压系数达1.64。4口井底层间压差在3.8～5.9 MPa，具体如表1所示。

表1 4底井测试结果对比表Tab.1 Comparison table of test results of 4 bottom wells

由表1可知，注水井井口压力越低，层间压差越小，反之层间压差越大。通过对注水井的井底测试，并与新钻井的SFT压力资料进行对比，得出油层孔隙压力和层间压差与相邻减压注水井井口压力成正比的结论，减压注水井井口压力越高，新钻井层孔隙压力越大，相应的层间压差也越大。只要能有效控制注水井井口压力，就能有效控制地层孔隙压力，减小层间压差，减少油层污染，保证钻井施工安全和固井质量。

2 注水井钻井过程中关井降压控制技术应用

通过四口井底注水井的降压试验结果，注水井的井口压力可以直接反映一定范围内地层的孔隙压力，研究不同井段注水井的降压规律，确定合理的钻井方案，确定合理的钻井液密度，确定合理的钻井时间和钻井范围；同时研究了高渗透低压地层压力的维持方法，通过控制注水井井口压力来减小层间压差，降低钻井液密度，从而减少对油层的污染，保护套管[6-7]。

2.1 确定不同井网注水井降压降规律

根据华北一区不同井网注采关系，选取具有代表性的注水井进行降压试验，制作了不同井网的降压趋势图，并进行了相应的RFT压力验证。

从图1可以看出，Sapu主油层井口压力可连续7 d降至4 MPa以下；濮1主油层组井口压力可连续5 d降至2 MPa以下；正常注入区Sapu差油层井口压力可连续15 d降至3 MPa以下；高台子油层注水井的井口压力可连续13 d降到4 MPa以下，但由于注采关系不完善，注水井排注井降压非常缓慢。

图1 不同井网注水井减压规律研究Fig.1 Research on the decompression law of water injection wells with different well patterns

2.1.1不同井网钻井减压时间的确定

(1)沙濮油层和高台子油层的注水井在钻井前10～15 d关闭;

(2) Sa和Pu主力油层在钻井前7～10 d停产;

(3) Pu I 组主力注入油层在钻前3～5 d关闭。

2.1.2注水井钻井降压距离

注水排注水井降压缓慢，400 m范围内无减压点，根据这些特点，综合测压资料，分层系统注水井(包括井深以下30 m范围内射孔的井)，根据井网的不同钻井距离：

(1)注水井排Sa和Pu油藏注水井钻井距离450 m；主油层注水井距离300 m;

(2)Sapu、高台子油层正常注采区钻井距离300 m。

2.1.3根据地层系统，钻孔前注压井井口压力标准

(1)高Ⅰ、Ⅱ油层注水井不高于4 MPa;

(2) Sa、Pu差注水井不高于3 MPa;

(3)Sa、Pu主力油层注水井4～5 MPa;

2.2 实施保压注水降低层间压差

2.2.1确定地层孔隙压力与层间压差的关系

层间压差与高低压层的压力系数和低压层的埋深有关，反映了高低压层之间的压力系数差。减小层间压差的方法有2种：一种是适当增大低压层的层间压力系数;另一种是减小高压层的压力系数，以达到减小层间压差的目的。通过北一区东底井钻井试验及测压资料，调整井地层压力除个别套管层外，与相邻注水井降压情况有关，油层压力和层间压差与相邻减压井井口压力成正比。

图2 相邻减压井Fig.2 Adjacent relief wells

2.2.2加压注水法

通过对注水井进行正常降压，对原井筒进行减压，不能达到降低层间压差的目的，如何降低层间压差，采用低压回注(控制注水)方法提高主油层孔隙压力，减小层间压差，定量给出主油层井口压力和注水压力值，称为“加压注水”。

2.2.3加压注水原理

主油层注水井距新钻井150 m，关井井口压力小于1 MPa时，采用低压注水提高主油层地层压力，层间压差减小，注水压力控制在5～6 MPa，(从电测到固井的24 h内不能进行控制注入，保持关井状态)。新钻井150 m范围内的注入井保持关闭状态。

加压注水试验：在北一区段进行了20口井的试验，试验结果如表2所示。

表2 北一区段加压注水试验情况Tab.2 Pressurized water injection test in the northern section

该技术能有效降低高压层孔隙压力，而低压层在平衡泥浆液柱作用下不发生变化。因此，适当降低钻井泥浆密度是减小层间压差、减少钻井对油层污染的最有效途径之一。

由表2还可知，20口测试井层间压差控制在4 MPa以下，Pu I组井口压力控制在1.0 MPa左右，拟钻Pu I组地层压力通过加压注水得到提高，试验井固井质量合格率100%，质量合格率95%。

2.3 注水井可以逐步恢复到分配的注水量

钻井后注水回收方法是控制地层压力变化的关键环节之一。根据注水量的不同，可逐步完成采收，顺利回收注水压力和油层压力。2004年以来，注入井从前1～3步注水，并根据分配的注水量，细化至4～5步,保证层间压力平稳变化。

(1)基本井网+濮一组主力油层，当注水量小于200 m3时，分2步进行，步长为10 d，30 d内完成采收；当注水量大于200 m3时，分为4步，步长为10 d，40 d内返井；

(2)调整井网+高台子井网，当注水量小于200 m3时，分为4步，步长为10 d，40 d回注；当注水量大于200 m3时，分为5步，步长为10 d，50 d回注。

2.4 应用效果评价

注水井关井降压技术可降低地层压力，降低油层钻井液密度，北一区970口井钻井液平均密度为1.44 g/cm3，比一、二次加密平均密度1.54 g/cm3低0.10 g/cm3。平均固井密度为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；钻井周期缩短，钻井周期由6.2 d缩短至4.5 d；减少漏钻、卡钻等钻井事故。北一区970口井钻井施工中未发生油井泄漏、卡钻等钻井事故；减少钻井影响水量，平均一口井钻井影响注水量约1 100 m3；提高固井质量，减少钻井区块新老井套管的井数。

3 结语

通过对注水井钻井过程中降压调整技术试验研究，确定了主要油层的钻井范围、井口压力标准、关井降压时间和加压注水原则。注水井关井降压技术在钻井过程中的应用取得了显著效果，有效地控制了层间压差，提高了新钻井的固井质量。

合理安排钻井作业、区域降压、加压注水、跟踪监测和调整油井工作液液面，可有效控制地层压力变化速度，减小平面压差，防止套管损坏，减少油层污染。