SY/T 7640——2021
基本信息
标准号： SY/T 7640——2021
中文名称：非常规气田采出水回注环境保护规范
标准类别：石油天然气行业标准(SY)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
下载格式：.zip .pdf
下载大小：4128216
标准分类号
关联标准
出版信息
相关单位信息
标准简介
SY/T 7640——2021.
1范围
SY/T 7640规定了非常规气田开发过程中采出水回注的回注井井位、回注层位、转注井、井身结构、井筒材质、固井、注水管柱、封隔器、回注推荐水质指标、监测、井筒完整性检测、回注井运行监测管理、回注应急响应、回注井的封存与长停等方面的要求。
本文件适用于非常规气田开发的采出水回注。
规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件﹔不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T 5750.7生活饮用水标准检验方法有机物综合指标
GB/T 39139.1页岩气环境保护第1部分﹔钻井作业污染防治与处置方法HT 164地下水环境监测技术规范
HT 610环境影响评价技术导则地下水环境sY/T 5329碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法sY/T 6592固井质量评价方法
sY/T 6646废弃井及长停井处置指南
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
非常规气田unconventional gas field页岩气、致密气、煤层气田。
3.2
非常规气田采出水unconventional gas field extraction indusiry wastewater
非常规气田开发过程中伴随油气生产从深部地层返回地面的除石油和天然气以外的液体及作业废水、钻井废水等。
3.3
气田采出水回注extraction industry wastewater reinjection of gas field
以保护环境为目的，将气田开发过程中的采出水，经过处理和控制措施重新注入深部目的地层的
1范围
SY/T 7640规定了非常规气田开发过程中采出水回注的回注井井位、回注层位、转注井、井身结构、井筒材质、固井、注水管柱、封隔器、回注推荐水质指标、监测、井筒完整性检测、回注井运行监测管理、回注应急响应、回注井的封存与长停等方面的要求。
本文件适用于非常规气田开发的采出水回注。
规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件﹔不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T 5750.7生活饮用水标准检验方法有机物综合指标
GB/T 39139.1页岩气环境保护第1部分﹔钻井作业污染防治与处置方法HT 164地下水环境监测技术规范
HT 610环境影响评价技术导则地下水环境sY/T 5329碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法sY/T 6592固井质量评价方法
sY/T 6646废弃井及长停井处置指南
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
非常规气田unconventional gas field页岩气、致密气、煤层气田。
3.2
非常规气田采出水unconventional gas field extraction indusiry wastewater
非常规气田开发过程中伴随油气生产从深部地层返回地面的除石油和天然气以外的液体及作业废水、钻井废水等。
3.3
气田采出水回注extraction industry wastewater reinjection of gas field
以保护环境为目的，将气田开发过程中的采出水，经过处理和控制措施重新注入深部目的地层的
标准图片预览
标准内容
ICS75-010
CCSE20
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 7640-2021
非常规气由采出水回注环境保护规范Environmental protection specification for extraction industrywastewater reinjection of the unconventional gas fields行业标准信息服务平台
2021—11—16发布
国家能源局免费标准bzxz.net
2022一02—16实施
行业标准信息服务平台
1范围
规范性引用文件
术语和定义
一般要求
回注井要求
回注井位
回注层位
转注井
5.4并身结构
5.5并筒材质
注水管柱
封隔器
回注推荐水质指标
日常监测
地下水环境监测
并筒完整性检测
回注并运行监测管理
回注应急响应
回注井的封存与长停。
附录A（规范性）
分步注入能力测试的方法
附录B（规范性）
参考文献
最大井口注人压力经验值
SY/T76402021
SY/T76402021
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
本文件由石油工业标准化委员会石油工业环境保护专业标准化技术委员会（SAC/TC13）提出并归口。
本文件起草单位：中国石油集团安全环保技术研究院有限公司、中国石油长庆油田分公司、中国石油浙江油田分公司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司。本文件主要起草人：张坤峰、李兴春、陈昌照、陈宏坤、唐培林、吴百春、蒋一欣、蒋继辉杜显元、宋权威、张琳婧、刘大为、孙继平、谢海涛、胡唤雨、刘安琪。5
行业标准信息服务平台
1范围
非常规气田采出水回注环境保护规范SY/T76402021
本文件规定了非常规气田开发过程中采出水回注的回注井井位、回注层位、转注井、井身结构并筒材质、固井、注水管柱、封隔器、回注推荐水质指标、监测、井筒完整性检测、回注井运行监测管理、回注应急响应、回注并的封存与长停等方面的要求。本文件适用于非常规气田开发的采出水回注。2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件，不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T5750.7生活饮用水标准检验方法有机物综合指标GB/T39139.1页岩气环境保护第1部分：钻井作业污染防治与处置方法HJ/T164地下水环境监测技术规范HJ/T610环境影响评价技术导则地下水环境碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法SY/T5329
SY/T6592
SY/T6646
3术语和定义
非常规气田
固井质量评价方法
废弃井及长停井处置指南
unconventional gas field
页岩气、致密气、煤层气田。
unconventionalgasfieldextractionindtsrywactewater非常规气田采出水
非常规气田开发过程中伴随油气生产从深部地层返回地面的除石油和天然气以外的液体及作业废水、钻井废水等。
气田采出水回注extractionindustrywastewaterreinjectionofgasfield以保护环境为目的，将气田开发过程中的采出水，经过处理和控制措施重新注入深部目的地层的过程。
井筒完整性
主wellboreintegrity
SY/T7640--2021
回注井并筒各部分组成、结构、质量等满足平稳持续注人要求的一种状态。3.5
完整性检测mechanicalintegritytest通过环空测压、泄漏测试、腐蚀测试等技术方法，对套管的连接情况、并下管柱腐蚀程度、井下封隔器状态，以及固并水泥的有效性进行测试，从而实现井筒完整性的评估。4一般要求
4.1受非常规气田采出水回注影响的环境保护范围，应包括HJ/T610中所界定的地下水环境保护目标。4.2有以下情况的，应禁止回注：a）注人地层圈闭的完整性不确定的；b）以高于地层破裂压力进行回注的。4.3回注并钻并要求应符合GB/T39139.1相应部分的规定。5回注井要求
5.1回注井位
5.1.1回注井位设置不应在饮用水水源二级以上保护区、自然保护区的核心区、风景名胜区等《建设项目环境影响评价分类管理名录》中地下水相关环境敏感区范围。5.1.2回注井位设置不宜在江河、湖泊、水库最高水位线以下的滩地和洪泛区。5.1.3回注井位设置不宜在天然滑坡或泥石流影响区。5.2回注层位
5.2.1应具有良好的上下隔离层，满足最大注水压力条件下密封要求，并远离纵向上可供利用的含水层，横向上波及范围可控，满足环境及气田正常生产要求。如区域内无适宜的枯竭层或废弃层，宜选取不会影响气田正5.2.2应优先选择气藏站竭层或废弃层，常开发的其他层位，所选层位在横向波及范围的安全距离内无地表露头及出露点。5.2.3对回注层的敏感性、向注空间、回注量、回注压力、回注水波及范围、封闭性等进行分析和标准信
预测。
5.3转注井
慧服务平台
选择退役井作为回注井，应对退役井进行井筒完整性测，选择完井和固井质量满足要求的退役并。如质量不能满足要求，宜考虑修并。5.4并身结构
5.4.1回注井应有表层套管和技术套管。5.4.2表层套管深度应在最低饮用水层底板以下25m。5.4.3
技术套管深度应达到回注层底板以下25m。5.5夫
并筒材质
表层套管宜选用H40及以上钢级。2
5.5.2技术套管宜选用J55及以上钢级。5.5.3并口至最低含水层底部以下25m的表层套管和技术套管应采取外防腐措施。5.6固井
5.6.1表层套管、技术套管固井水泥应全部返至地面。5.6.2固并质量应符合SY/T6592的规定，固并质量合格率100%。SY/T76402021
5.6.3固并水泥的选择应能承受最大注入压力，同时宜考虑地层和注人流体对水泥的腐蚀，水泥使用量应达到计算量的120%。固井水泥材质的选择，宜充分考虑地下水环境的保护，根据实际地层情况选择抗腐蚀水泥。
5.7注水管柱
5.7.1注水管柱钢级：下深2000m以内时，应采用J55及以上钢级；下深大于或等于2000m时，应采用N80及以上钢级。
5.7.2注水管柱应采用全井段内防腐措施5.7.3油套环空保护措施应根据回注压力等具体情况，采用“环空注氮气保护”或“环空保护液+完并封隔器”的保护措施。
5.8封隔器
5.8.1封隔器耐受压力应不小于最大井口注入压力。5.8.2封隔器与其外层套管的水泥环顶部距离应不小于15m。6回注推荐水质指标
回注水与地层水配伍性试验参照SY/T5329。回注水水质应针对不同井筒材料及回注层分别制定指标6.2
回注水应经处理并符合SY/T5329的要求。6.3
业标准信息
7监测
7.1日常监测
7.1.1监测要求
在回注过程中应持续对回注井口压力，回注流体的源度、流、水质等指标进行监测。应在回注开始之前，依据回注地下风险评估或环境影响评价结果，制定监势计划，包括监测点数量和位置、监测频率、监测指标和限值、监测指标异常时的应急措施等。7.1.2压力监测
7.1.2.1对回注井底压力应进行持续的日常监测，回注井底压力不得大于最大注人压力。7.1.2.2最大注人压力的设定应小于回注层破裂压力的90%。应通过分步注入能力测试、地层应力测试、小型压裂或者地层破裂数据等方面的资料，确定回注层的破裂压力。当没有上述资料或测试条件时，最大注入压力应采用回注并井最大井口注入压力经验值。分步注人能力测试的方法见附录A。最大并口注入压力经验值见附录B。3
SY/T76402021
7.1.2.3持续套管压力宜考虑套管连接失效、套损套变、封隔器失效、水泥环受损等原因。对环空压力应进行持续的日常监测，当环空压力异常时，应及时分析原因并排除隐患。7.1.3温度监测
应每日监测回注水温度变化情况。7.2地下水环境监测
7.2.1监测并选取要求
7.2.1.1监测井设置应考虑注入并水文地质条件与回注水运移情况，根据HJ/T164中相关要求合理布设。
7.2.1.2监测井布设应符合回注井环评报告要求，可选取油气田注水开发区域内的水井、含水层的地表露头，也可新建监测井。
7.2.2样品采集和现场监测
针对保护层地下水，样品采集和现场监测应符合HJ/T164中相关规定，在回注开始前应进行至少1次枯水期样品采集和监测作为对照值。7.2.3监测项目和分析方法
7.2.3.1根据非常规气田采出水特征污染物选取监测项目，其中常规监测项目宜为溶解性总固体、高锰酸盐指数、石油类，其他监测项目结合回注水水质特征确定。7.2.3.2高锰酸盐指数分析方法执行HJ/T164中相关要求，石油类分析方法执行GB/T5750.7中相关要求。
7.2.4动态分析
应定期开展地下水坏境监测动态分析，在监测值与对照值有持续性的差异时，应进行质量评价并分析原因，及时采取相应应急措施。7.2.5长停和封存回注井的监测
对长停和封存回注并，应对周边的地下本采样卢进行定期取样监测，监测频率参照HJ/T164。8井筒完整性检测
8.1回注开始前，应进行初始压力测试，测试的最低要求如下a）注人压力小于或等于20MPa时，测试压力应不小于20MPa，在人压力大于20MPa时，测试压力应不小于最大注人压力，
b）保持测试压力时间不小于30min；e）最大测试压降不小于10%。
8.2年平均注入量大于或等于300md的回注并，应每年至少进行1次井筒完整性检测，年平均注入量小于300m/d的回注井，应至少每2年进行1次井筒完整性检测。8.3通过并筒完整检测发现井筒完整性失效，应立即停止回注。并筒完整性检测已失效并，经修复后须通过并简完整性检测合格后，方可恢复回注。4
测试时的压力应小于设计的最大注人压力。8.4
转注井改造时，应进行全并段套管测井。8.5
9回注并运行监测管理
SY/T76402021
定期检查回注井的井口装置，确保各个连接部件紧固无渗漏、无锈蚀，各阀门开关灵活，9.1
9.2定期检查管柱和井况，当回注压力和回注量发生突变时，应立即停止回注，进行注水管柱密封等检查。
定期监测和录取日注水量、油压、套压、泵压、静压、测试、洗井、累计注水量等资料。依据注水井的注水量、注水压力等资料，开展回注井工况分析。9.4
回注应急响应
应编制应急预案（程序）并演练，当出现问题时执行应急预案（程序）。11
回注井的封存与长停
非常规气田采出水回注井的封存与长停，应执行SY/T6646中相关要求。行业标准信息服务平台
SY/T7640--2021
附录A
(规范性）
分步注入能力测试的方法
分步注人能力测试是一种评估地层破裂压力的方法，在地层压裂时可用于确定注入压力，测试结果可作为回注井的设计依据。
传统的分步分析是“注人压力”和“稳定速率”的笛卡尔曲线，地层破裂压力从斜率降低的拐点开始。虽然记录井底压力可以给出更为准确的描述破裂压力，但本测试的目的是确定最大并口注入压力。直接测量地面压力，正常情况下应优先选用与实际注人流体具有相同密度和黏度的测试流体，这时静水压力和摩擦压力测试结果可直接用于确定最天并口注入压力。当注入测试流体的密度或者黏度与实际注入流体不同时，测试结果需分别对静水压力和摩擦压力进行校准后才可确定最大井口注入压力。如有持续的压力数据和准确的注入速率数据，可用不同流率对压力的影响分析修正破裂压力，，进行分步注入能力测试的步骤：a）可通过关井，或通过较低注人速率注人的方法，保持井底压力稳定。当通过关井得到稳定的并底压力，井底压力较接近静态地层压力。当通过低流率注人，稳定期应足够长，以实现稳态或伪稳态状态。这个步骤可用笛卡儿图表示。b）在预设的时间段内以低速率开始注人，记录最后的压力和间隔时间。时间段必须足够使速率和压力稳定，以克服井筒储存效应，满足径向流动条件。e）增加注入速率，并按与第一次注入相同的时间间隔继续注射，记录此时间间隔结束时的压力，保持恒定的时间步长是很重要的d）重复c）步骤，逐步增加速率，直到地层破裂，或达到要求的井口注入压力110%。如果发生地层破裂，最好高于破裂压力再记录两个或多个数据点。一般断裂压力下的许多数据点，可以清楚地识别压力VS速率图的拐点。至少应有5个数据点，可清楚地确定地层破裂的拐点。通过分步注人能力测试确定最大井口压力的示例。示例1：
通过关井得到稳定压力2Pa（表压），等时间间隔增量测试了6个速率点，见图A.1。地层的破裂压力大约是地表压力为8MPa时，根据7.12.2的规定，最大井口注人压力应为7.2MPa，也就是90%的破裂压力。标准信息服
9,m/min
图A.1注入压力与注入速率关系图（1）10
示例2：
SY/T76402021
最大压力达到9MPa后，地层没有产生破裂，见图A.2，根据7.1.2.2的规定，最大井口注人压力设为8.1MPa9
g,m/min
注入压力与注入速率关系图（2）6
行业标准信息服务平台
SY/T76402021
附录B
(规范性）
最大井口注入压力经验值
如未开展过分步注入能力测试、原位应力测试及小型压裂，或者没有可信的破裂/注入数据，最大井口注人压力应遵循表B.1执行。表B.1最大井口注入压力经验值与井深对照表井深
≤400
401~450
451~500
501~550
551~600
601~650
651~700
701~750
751~800
801~850
901~950
951~1000
1~1050
1~1100
1101~1150
1151~1200
1~1250
1251~1300
1301~1350
1~1400
1401~1450
最大井口注入压力
7.5×井深
1451~1500
1501~1550
1551~1600
1601~1650
1651~1700
17011750
1801~1850
1851~1900
1901~1950
2251~2300
2301~2350
2351~2400
2401~2450
451~2500
最大井口注入压力
务平台
4×井深
小提示：此标准内容仅展示完整标准里的部分截取内容，若需要完整标准请到上方自行免费下载完整标准文档。
CCSE20
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 7640-2021
非常规气由采出水回注环境保护规范Environmental protection specification for extraction industrywastewater reinjection of the unconventional gas fields行业标准信息服务平台
2021—11—16发布
国家能源局免费标准bzxz.net
2022一02—16实施
行业标准信息服务平台
1范围
规范性引用文件
术语和定义
一般要求
回注井要求
回注井位
回注层位
转注井
5.4并身结构
5.5并筒材质
注水管柱
封隔器
回注推荐水质指标
日常监测
地下水环境监测
并筒完整性检测
回注并运行监测管理
回注应急响应
回注井的封存与长停。
附录A（规范性）
分步注入能力测试的方法
附录B（规范性）
参考文献
最大井口注人压力经验值
SY/T76402021
SY/T76402021
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
本文件由石油工业标准化委员会石油工业环境保护专业标准化技术委员会（SAC/TC13）提出并归口。
本文件起草单位：中国石油集团安全环保技术研究院有限公司、中国石油长庆油田分公司、中国石油浙江油田分公司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司。本文件主要起草人：张坤峰、李兴春、陈昌照、陈宏坤、唐培林、吴百春、蒋一欣、蒋继辉杜显元、宋权威、张琳婧、刘大为、孙继平、谢海涛、胡唤雨、刘安琪。5
行业标准信息服务平台
1范围
非常规气田采出水回注环境保护规范SY/T76402021
本文件规定了非常规气田开发过程中采出水回注的回注井井位、回注层位、转注井、井身结构并筒材质、固井、注水管柱、封隔器、回注推荐水质指标、监测、井筒完整性检测、回注井运行监测管理、回注应急响应、回注并的封存与长停等方面的要求。本文件适用于非常规气田开发的采出水回注。2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件，不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T5750.7生活饮用水标准检验方法有机物综合指标GB/T39139.1页岩气环境保护第1部分：钻井作业污染防治与处置方法HJ/T164地下水环境监测技术规范HJ/T610环境影响评价技术导则地下水环境碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法SY/T5329
SY/T6592
SY/T6646
3术语和定义
非常规气田
固井质量评价方法
废弃井及长停井处置指南
unconventional gas field
页岩气、致密气、煤层气田。
unconventionalgasfieldextractionindtsrywactewater非常规气田采出水
非常规气田开发过程中伴随油气生产从深部地层返回地面的除石油和天然气以外的液体及作业废水、钻井废水等。
气田采出水回注extractionindustrywastewaterreinjectionofgasfield以保护环境为目的，将气田开发过程中的采出水，经过处理和控制措施重新注入深部目的地层的过程。
井筒完整性
主wellboreintegrity
SY/T7640--2021
回注井并筒各部分组成、结构、质量等满足平稳持续注人要求的一种状态。3.5
完整性检测mechanicalintegritytest通过环空测压、泄漏测试、腐蚀测试等技术方法，对套管的连接情况、并下管柱腐蚀程度、井下封隔器状态，以及固并水泥的有效性进行测试，从而实现井筒完整性的评估。4一般要求
4.1受非常规气田采出水回注影响的环境保护范围，应包括HJ/T610中所界定的地下水环境保护目标。4.2有以下情况的，应禁止回注：a）注人地层圈闭的完整性不确定的；b）以高于地层破裂压力进行回注的。4.3回注并钻并要求应符合GB/T39139.1相应部分的规定。5回注井要求
5.1回注井位
5.1.1回注井位设置不应在饮用水水源二级以上保护区、自然保护区的核心区、风景名胜区等《建设项目环境影响评价分类管理名录》中地下水相关环境敏感区范围。5.1.2回注井位设置不宜在江河、湖泊、水库最高水位线以下的滩地和洪泛区。5.1.3回注井位设置不宜在天然滑坡或泥石流影响区。5.2回注层位
5.2.1应具有良好的上下隔离层，满足最大注水压力条件下密封要求，并远离纵向上可供利用的含水层，横向上波及范围可控，满足环境及气田正常生产要求。如区域内无适宜的枯竭层或废弃层，宜选取不会影响气田正5.2.2应优先选择气藏站竭层或废弃层，常开发的其他层位，所选层位在横向波及范围的安全距离内无地表露头及出露点。5.2.3对回注层的敏感性、向注空间、回注量、回注压力、回注水波及范围、封闭性等进行分析和标准信
预测。
5.3转注井
慧服务平台
选择退役井作为回注井，应对退役井进行井筒完整性测，选择完井和固井质量满足要求的退役并。如质量不能满足要求，宜考虑修并。5.4并身结构
5.4.1回注井应有表层套管和技术套管。5.4.2表层套管深度应在最低饮用水层底板以下25m。5.4.3
技术套管深度应达到回注层底板以下25m。5.5夫
并筒材质
表层套管宜选用H40及以上钢级。2
5.5.2技术套管宜选用J55及以上钢级。5.5.3并口至最低含水层底部以下25m的表层套管和技术套管应采取外防腐措施。5.6固井
5.6.1表层套管、技术套管固井水泥应全部返至地面。5.6.2固并质量应符合SY/T6592的规定，固并质量合格率100%。SY/T76402021
5.6.3固并水泥的选择应能承受最大注入压力，同时宜考虑地层和注人流体对水泥的腐蚀，水泥使用量应达到计算量的120%。固井水泥材质的选择，宜充分考虑地下水环境的保护，根据实际地层情况选择抗腐蚀水泥。
5.7注水管柱
5.7.1注水管柱钢级：下深2000m以内时，应采用J55及以上钢级；下深大于或等于2000m时，应采用N80及以上钢级。
5.7.2注水管柱应采用全井段内防腐措施5.7.3油套环空保护措施应根据回注压力等具体情况，采用“环空注氮气保护”或“环空保护液+完并封隔器”的保护措施。
5.8封隔器
5.8.1封隔器耐受压力应不小于最大井口注入压力。5.8.2封隔器与其外层套管的水泥环顶部距离应不小于15m。6回注推荐水质指标
回注水与地层水配伍性试验参照SY/T5329。回注水水质应针对不同井筒材料及回注层分别制定指标6.2
回注水应经处理并符合SY/T5329的要求。6.3
业标准信息
7监测
7.1日常监测
7.1.1监测要求
在回注过程中应持续对回注井口压力，回注流体的源度、流、水质等指标进行监测。应在回注开始之前，依据回注地下风险评估或环境影响评价结果，制定监势计划，包括监测点数量和位置、监测频率、监测指标和限值、监测指标异常时的应急措施等。7.1.2压力监测
7.1.2.1对回注井底压力应进行持续的日常监测，回注井底压力不得大于最大注人压力。7.1.2.2最大注人压力的设定应小于回注层破裂压力的90%。应通过分步注入能力测试、地层应力测试、小型压裂或者地层破裂数据等方面的资料，确定回注层的破裂压力。当没有上述资料或测试条件时，最大注入压力应采用回注并井最大井口注入压力经验值。分步注人能力测试的方法见附录A。最大并口注入压力经验值见附录B。3
SY/T76402021
7.1.2.3持续套管压力宜考虑套管连接失效、套损套变、封隔器失效、水泥环受损等原因。对环空压力应进行持续的日常监测，当环空压力异常时，应及时分析原因并排除隐患。7.1.3温度监测
应每日监测回注水温度变化情况。7.2地下水环境监测
7.2.1监测并选取要求
7.2.1.1监测井设置应考虑注入并水文地质条件与回注水运移情况，根据HJ/T164中相关要求合理布设。
7.2.1.2监测井布设应符合回注井环评报告要求，可选取油气田注水开发区域内的水井、含水层的地表露头，也可新建监测井。
7.2.2样品采集和现场监测
针对保护层地下水，样品采集和现场监测应符合HJ/T164中相关规定，在回注开始前应进行至少1次枯水期样品采集和监测作为对照值。7.2.3监测项目和分析方法
7.2.3.1根据非常规气田采出水特征污染物选取监测项目，其中常规监测项目宜为溶解性总固体、高锰酸盐指数、石油类，其他监测项目结合回注水水质特征确定。7.2.3.2高锰酸盐指数分析方法执行HJ/T164中相关要求，石油类分析方法执行GB/T5750.7中相关要求。
7.2.4动态分析
应定期开展地下水坏境监测动态分析，在监测值与对照值有持续性的差异时，应进行质量评价并分析原因，及时采取相应应急措施。7.2.5长停和封存回注井的监测
对长停和封存回注并，应对周边的地下本采样卢进行定期取样监测，监测频率参照HJ/T164。8井筒完整性检测
8.1回注开始前，应进行初始压力测试，测试的最低要求如下a）注人压力小于或等于20MPa时，测试压力应不小于20MPa，在人压力大于20MPa时，测试压力应不小于最大注人压力，
b）保持测试压力时间不小于30min；e）最大测试压降不小于10%。
8.2年平均注入量大于或等于300md的回注并，应每年至少进行1次井筒完整性检测，年平均注入量小于300m/d的回注井，应至少每2年进行1次井筒完整性检测。8.3通过并筒完整检测发现井筒完整性失效，应立即停止回注。并筒完整性检测已失效并，经修复后须通过并简完整性检测合格后，方可恢复回注。4
测试时的压力应小于设计的最大注人压力。8.4
转注井改造时，应进行全并段套管测井。8.5
9回注并运行监测管理
SY/T76402021
定期检查回注井的井口装置，确保各个连接部件紧固无渗漏、无锈蚀，各阀门开关灵活，9.1
9.2定期检查管柱和井况，当回注压力和回注量发生突变时，应立即停止回注，进行注水管柱密封等检查。
定期监测和录取日注水量、油压、套压、泵压、静压、测试、洗井、累计注水量等资料。依据注水井的注水量、注水压力等资料，开展回注井工况分析。9.4
回注应急响应
应编制应急预案（程序）并演练，当出现问题时执行应急预案（程序）。11
回注井的封存与长停
非常规气田采出水回注井的封存与长停，应执行SY/T6646中相关要求。行业标准信息服务平台
SY/T7640--2021
附录A
(规范性）
分步注入能力测试的方法
分步注人能力测试是一种评估地层破裂压力的方法，在地层压裂时可用于确定注入压力，测试结果可作为回注井的设计依据。
传统的分步分析是“注人压力”和“稳定速率”的笛卡尔曲线，地层破裂压力从斜率降低的拐点开始。虽然记录井底压力可以给出更为准确的描述破裂压力，但本测试的目的是确定最大并口注入压力。直接测量地面压力，正常情况下应优先选用与实际注人流体具有相同密度和黏度的测试流体，这时静水压力和摩擦压力测试结果可直接用于确定最天并口注入压力。当注入测试流体的密度或者黏度与实际注入流体不同时，测试结果需分别对静水压力和摩擦压力进行校准后才可确定最大井口注入压力。如有持续的压力数据和准确的注入速率数据，可用不同流率对压力的影响分析修正破裂压力，，进行分步注入能力测试的步骤：a）可通过关井，或通过较低注人速率注人的方法，保持井底压力稳定。当通过关井得到稳定的并底压力，井底压力较接近静态地层压力。当通过低流率注人，稳定期应足够长，以实现稳态或伪稳态状态。这个步骤可用笛卡儿图表示。b）在预设的时间段内以低速率开始注人，记录最后的压力和间隔时间。时间段必须足够使速率和压力稳定，以克服井筒储存效应，满足径向流动条件。e）增加注入速率，并按与第一次注入相同的时间间隔继续注射，记录此时间间隔结束时的压力，保持恒定的时间步长是很重要的d）重复c）步骤，逐步增加速率，直到地层破裂，或达到要求的井口注入压力110%。如果发生地层破裂，最好高于破裂压力再记录两个或多个数据点。一般断裂压力下的许多数据点，可以清楚地识别压力VS速率图的拐点。至少应有5个数据点，可清楚地确定地层破裂的拐点。通过分步注人能力测试确定最大井口压力的示例。示例1：
通过关井得到稳定压力2Pa（表压），等时间间隔增量测试了6个速率点，见图A.1。地层的破裂压力大约是地表压力为8MPa时，根据7.12.2的规定，最大井口注人压力应为7.2MPa，也就是90%的破裂压力。标准信息服
9,m/min
图A.1注入压力与注入速率关系图（1）10
示例2：
SY/T76402021
最大压力达到9MPa后，地层没有产生破裂，见图A.2，根据7.1.2.2的规定，最大井口注人压力设为8.1MPa9
g,m/min
注入压力与注入速率关系图（2）6
行业标准信息服务平台
SY/T76402021
附录B
(规范性）
最大井口注入压力经验值
如未开展过分步注入能力测试、原位应力测试及小型压裂，或者没有可信的破裂/注入数据，最大井口注人压力应遵循表B.1执行。表B.1最大井口注入压力经验值与井深对照表井深
≤400
401~450
451~500
501~550
551~600
601~650
651~700
701~750
751~800
801~850
901~950
951~1000
1~1050
1~1100
1101~1150
1151~1200
1~1250
1251~1300
1301~1350
1~1400
1401~1450
最大井口注入压力
7.5×井深
1451~1500
1501~1550
1551~1600
1601~1650
1651~1700
17011750
1801~1850
1851~1900
1901~1950
2251~2300
2301~2350
2351~2400
2401~2450
451~2500
最大井口注入压力
务平台
4×井深
小提示：此标准内容仅展示完整标准里的部分截取内容，若需要完整标准请到上方自行免费下载完整标准文档。