岩屑回注技术在渤海海上油田的应用

熊菲 （中海石油 （中国）有限公司天津分公司，天津300450）

王勇 （中石油长庆油田分公司中部气田开发指挥部，陕西 西安715000）

张国庆 （中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西 西安715000）

寇卫伟 （中石油长庆油田分公司第十采油厂，甘肃 庆城745100）

岩屑回注技术是将钻屑研磨后处理成可以泵送的浆体，再通过回注泵注入到合适地层中。其浆体由钻屑、添加剂、钻井液以及水等混合而成［1］，其作为解决海上钻井废弃物处理技术越来越受到重视。

蓬莱19-3油田位于渤海湾渤中凹陷，为亿吨级大型油田，共计井口平台7座。2002年油田一期A平台开始投产，利用岩屑回注井处理钻屑，获得成功；2007至2011年二期平台陆续投产，各个平台全部采用岩屑回注井处理平台产生的钻屑及泥浆。2011年7月油田停止岩屑回注，岩屑回注井临时弃井。岩屑回注历时9年，共计岩屑回注井8口，累计回注浆体120．03×104m3，实现油田海上作业“零排放”。

1 回注井概况

1.1 回注井井身结构

由于回注岩屑浆体密度大、黏度大，流动性较差，为确保岩屑回注井的注入能力，蓬莱油田岩屑回注井一般采用低斜度井。A10井为直井，A21ST1井、M05井井斜在15°以内，D32井、E25井、F08井井斜在20～30°之间，B32井、C25井井斜最大约为37°。岩屑回注井的井身结构基本相似，如F08井为Ø9in套管下至主力油层下部，下部钻Ø8in井眼下Ø5in衬管，射开回注层位。套管中下Ø4in油管，回注时岩屑通过油管注入至Ø5in衬管，通过射孔孔眼进入目的层位。

1.2 回注区域及层位

岩屑回注井虽然能够实现 “零排放”，但本身存在环境影响风险：①堵塞油管或射孔处；②岩屑自然裂缝或固井质量差的部分运移至地表；③运移至邻井；④没有足够的孔隙空间或渗透性满足岩屑总量［2］。因此必须在注入层位、注入量和注入井数上进行模拟研究。

蓬莱油田采用在井口平台上将钻屑研磨后直接注入到岩屑回注井的方式，回注井位于油田开发区域内，因此要求回注层位最好比油田开发目的层深，避免在开发井钻井过程中钻遇回注高压层，达到降低钻完井风险。因此蓬莱油田选择主力开发层馆陶下部的水层及东营组的泥岩作为回注目的层位。

一般来说，砂岩地层渗透率、孔隙度比较高，作业结束后孔隙压力扩散快，近井地带不容易形成高压，可以满足速度较快的回注作业。泥岩地层因孔隙度、渗透率低，需要的井口注入压力大，对设备要求高，同时泥浆漏失相对困难，容易在近井地带形成高压，适合回注速度慢，回注量小的作业［3］。早期蓬莱油田选用东营组泥岩作为回注目的层，主要原因是东营组远离油田开发目的层，对油田正常开发风险较小，但回注井注入状态极不稳定，井口注入压力高，注入压力受岩屑密度影响波动大，井筒容易堵塞，需要的洗井周期短 （约2月1次）。改注砂岩水层后，回注井状态相对稳定，井口注入压力比破裂压力稍高，井筒不易堵塞，洗井周期长 （约1年1次）。

回注井应该选择在相对较开阔的区域，远离断层，有足够的孔隙空间存储岩屑。同时对需注入的量应有较为准确的估计，以确定选择区域是否足够大，或者需要多口井回注。蓬莱19-3油田的岩屑回注井中A21ST1井、E25井、M05井基本处于比较开阔区域，B32井、C25井、D32ST1井处于复杂断块区域，主要原因是含油区为气云带，地震资料质量不高，断层解释困难，原来认为面积较大，适宜岩屑回注的区域随着开发井不断钻井，新断层不断增多，区域面积变小，导致回注风险增加。

1.3 注入压力

蓬莱油田属于正常压力系统，压力测试资料显示水层孔隙应力梯度 （以当量密度表示）在1．01g／cm3左右。根据声波测井资料计算回注层位水平最小主应力梯度1．45～1．55g／cm3，水平最大主应力梯度1．70～1．75g／cm3，上覆地层压力梯度在2．03g／cm3左右。回注压力测试显示回注地层破裂压力梯度基本在最小主应力梯度和最大主应力梯度之间，蓬莱19-3油田地层应力梯度如图1所示。

一般来说，回注层上部最好有比较好的封隔层来保证注入的岩屑保持在回注层。最好的盖层应该具有低渗透率和高应力，其与回注层的应力差可以阻止裂缝在纵向上延伸［3］。蓬莱油田回注层为砂泥互层，泥岩与砂层之间的应力梯度差不是很大，约 0．07g／cm3左 右，应 力 差 只 有1．2MPa左右，裂缝向上延伸较为容易。为减少注入风险，回注压力尽量控制在稍高于破裂压力的水平［4］。

1.4 注入能力及注入总量

蓬莱油田岩屑回注井位于井口平台，受空间限制，回注井的注入能力需要与钻井过程中岩屑产生的速度相匹配。一般岩屑以浆体的形式注入，需要混合一定比例的水，国外经验注入岩屑中水与固相比例为2∶1～4∶1，注入泥岩层中的岩屑，水的比例要求会更大些［4］。因此，蓬莱油田各回注井回注浆体中水与固相一般采用4∶1。

射孔后对目的层段注入能力进行测试，如测试能力显示不足以匹配钻屑产生的速度，则考虑补射开其他层来增加其注入能力。注入能力测试既可获得目的层段破裂压力，也可确定在不同压力下的注入能力。另外，在岩屑回注井设计时，需要对可能注入的浆体总量有相对准确的估算，根据注入量的需求选择合适的回注区域，或者钻多个回注井来满足注入需求。以蓬莱油田为例，每座井口平台用1口岩屑回注井来满足平台所有开发井的钻屑回注量。按照目前油田大部分井为Ø12in井眼，钻至五油组下Ø9in套管固井，Ø8in井眼钻至十油组，裸眼完井。五油组顶部平均斜深1385m，十油组底部平均斜深1900m，外加50m口袋，计算平均单井钻屑量为132m3。油田每平台共计井槽56个，去除回注井1口，剩余55口，则钻屑总量7260m3。按浆体水与固相之比4∶1计算，需要注入总体积为36300m3。蓬莱油田岩屑回注井实际单井注入量比计算值多，主要原因有2个：一是在油田实际开发过程中不断出现出砂躺井或产能低下而需要侧钻，实际钻井井数超出平台井槽数；二是为确保海上作业的零排放，实际注入过程中除了岩屑浆体，还包括一部分盐水、海水、生活污水、泥浆及完井液等，这些液体占总注入体积相当大的比例。

图1 蓬莱19-3油田地层应力梯度

2 回注井压力动态监测

为确保回注井安全有效的工作，需要对其回注压力进行动态监测，及时发现其异常反应来判断是否存在注入风险，以便及时采取应对措施，降低风险。蓬莱油田各岩屑回注井只有井口压力数据，因此只对井口压力数据进行分析。分析曲线主要为井口注入压力与累计注入量的关系，以及累计井口压力与累计注入量的关系。

2.1 注入压力分析

A10井岩屑回注开始于2002年7月，其注入层位为东营组泥岩，井口注入压力最高近20MPa，如图2所示。该井井况非常不稳定，井筒经常发生堵塞，2～3个月需要洗井。2003年3月射开L120油组砂岩水层进行回注，初注入时井口压力17．0MPa左右，后对其注入浆体密度进行调整，由1．15～1．2g／cm3下调至1．0～1．13g／cm3，井口压力下降明显。2003年10月A10井停止回注，2004年8月恢复注入后井口压力较高，基本保持在15MPa以上。之后调整回注浆体黏度，由60～80mPa·s下调至30～60mPa·s，井口压力明显下降，基本保持在10～14MPa之内，井筒状态稳定。

B32井岩屑回注开始于2006年12月，其注入层位为下馆陶组L110油组砂岩水层，初始井口注入压力为12MPa左右，之后明显上升，很快至16MPa，如图3所示。从累计井口压力与累计注入量关系曲线来看，早期注入压力虽波动较大，但储层的注入能力基本保持一定。2009年3月，井口注入压力突然下降至8MPa左右，之后注入能力明显增加，表现为进入更加容易注入的储层。因本井处于复杂断块，岩屑回注井与断层沟通的可能性较大。

图2 A10井岩屑回注井口压力曲线度

图3 B32井岩屑回注井口压力曲线

E25井岩屑回注开始于2009年3月，其注入层位为下馆陶组L120油组砂岩水层，初始井口注入压力为12MP附近，2009年9月停止回注。2010年3月恢复注入，注入压力逐渐增加至14MPa左右，此后基本保持稳定，如图4所示。该井压力提高的主要原因是优化了注入程序，加入了前置液凝胶和后置液凝胶。前置液凝胶的目的是帮助压开裂缝，产生相对较宽的裂缝，前置液凝胶因黏度较高，不容易产生漏失，因其流动性差需要较高的注入压力。这使得发生近井地带堵塞的可能降低至最低，固相在较宽的裂缝中比较容易通过，不容易堵塞。后置液凝胶的目的是避免低黏度的流体携砂能力弱，发生指进现象或脱砂现象，使固相堆积在井筒附近造成堵塞。优化后的回注井注入动态相对稳定，基本没有井筒堵塞现象发生，初期注入压力虽然不低，但能够一直保持在此水平附近。

图4 E25井岩屑回注井口压力曲线度

2.2 关井压力降落分析

岩屑回注井关井压力降落测试是获得地层压力最直接的方法，同时还能获得回注层位的储层物性、近井地带是否堵塞、以及裂缝的相关信息。蓬莱油田因回注任务重没有确定定期关井测压力降落相关信息的制度，只在2011年6月各回注井停止回注时获得压力降落资料。图5为E25井压力降落和压力恢复双对数曲线，压力倒数曲线显示井筒储集阶段过后曲线进入明显的径向流阶段，之后压力倒数上翘，有明显的断层或储层变差特征，由实际地质情况知道本井回注层位储层连续性好，并没有明显断层存在，分析认为此井为复合地层特征，表现为内部区域渗透率高于外部区域渗透率，这说明近井地带存在的是一系列衍生的裂缝，而非一条大的裂缝。

图5 E25井压力降落双对数曲线

3 总结

蓬莱19-3油田岩屑回注井应采用低斜度井，油管注入方式，注入层位为砂岩层，此技术很好地处理海上钻井产生的钻屑实现 “零排放”。回注时岩屑浆体中固相含量应低于20%、密度1．0g／cm3左右、黏度30～50mPa·s，有利于回注井状态稳定。优化注入程序，前置液凝胶和后置液凝胶的使用有利于形成较宽的裂缝，使得回注状态稳定。通过定期压力分析及关井压力降落测试等手段降低了回注风险，取得了很好的应用效果。

［1］李文忠，雷光伦，姚传进，等 ．海上钻井岩屑回注地层裂缝扩展研究 ［J］．科学技术与工程，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．