密井网钻降规律研究

季金明（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

密井网钻降规律研究

季金明（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

2011年底北二西大面积钻关。由于井网密度高，此次钻关涉及面积较大，钻关井数也是历年来最多的一次，为了减少钻关对产量的影响。以钻关期间油水井动态变化特点为基础，结合精细地质研究成果及其它动、静态资料，详细论述分析了北二西钻关期间油水井动态变化规律。根据不同动态变化特点将油井按照产液、含水划分出不同类型井，详细分析变化原因并提出有针对性钻关恢复调整方法。钻关恢复后，北二西实现了减少产量影响的目标，保证了含水的稳步回升。

钻关影响 集中钻井 钻关恢复

北二西区块1964年投入开发，1994年和2004年开始进行一、二类油层聚合物驱，目前已进入特高含水开采阶段，水聚两驱并存，多套层系井网共同开采。含油面积16.45 km2，地质储量13 021× 104t。2012年注采系统调整前共有油水井1472口，其中注水井653口，采油井819口，注采井数比1∶1.25。

为了进一步挖掘剩余油潜力，提高井网完善程度，2011年底北二西进行注采系统调整，钻关新井93口。为了减少重复关井次数，减少产量影响，改变以往分批滚动式钻井，采用多钻机集中钻井的方式，大大缩短钻关时间。因此，通过分析钻降规律，合理编制钻关恢复方案，实现减少钻关影响的目标势在必行。

1 钻关注水（入）井降压规律

2011年钻关水井平均关井10天时，油套压降至3 MPa以内，与以往钻关降压时间基本一致。分析钻关水井压降规律有两个共同特点。

1）两年的钻关水井降压规律曲线都表明：注采井距近，降压快；相同井距情况下地层发育好、渗透率高的井降压快。二类油层由于井距近，在关井5天时，油套压降至3 MPa，早于其它层系。基础井网由于发育较好，降压也较快，平均为6天油套压降至3 MPa以内。

2）钻关前注入压力越高，吸水能力越差的井，降压越慢。注入压力大于12.0 MPa的井125口，平均油套压降至3 MPa以内时间约为14天，这部分井平均单井配注70 m3/d，实注61 m3/d，视吸水指数5.2 m3/（d·MPa），低于全区水平1.2 m3/（d·MPa）。注入压力小于10.0 MPa的井82口，平均压降时间较注入压力大于12.0 MPa的井提前6～8天，这部分井平均单井配注75 m3/d，实注74 m3/d，视吸水指数8.7 m3/（d·MPa），高于全区水平2.3 m3/（d·MPa）。无论是水驱还是聚驱都表现了相同的特征。

2 钻关区油井动态反映特征

2.1 钻关区油井产液动态变化特征

注水井在钻关开始40天，水量影响达到最大值，较2004年提前30天，全区平均注水（入）井关井12天时，产液量开始下降，注水井关井42天，约在2011年12月底基本达到最低值，产液始降时间较2004年提前10天，最低值时间提前12天。产液最大下降幅度36.8%、产油最大下降幅度31.4%，分别较2004年高9.6个百分点、7.5个百分点。电泵井在水井关井5天后，产量开始下降，关井18天左右陆续欠载关井，较以往钻关提前15天。

从各套层系动态反映规律看，由于各自的地质发育条件差异，其各阶段的时间长短和变化幅度略有不同。基础井网开采大面积发育的高渗透层，动用好，水淹程度高，地层压力传导比较快[1]，注水关井7天后，产液开始下降，39天后下降到最低点，产液量下降79 t/d，产液最大下降幅度为56.4%，产油最大下降幅度47.8%。

从钻关区油井单井产液变化规律来看，主要分为以下三种类型：

1）产液迅速下降型。此种类型井有71口，占对比总井数的24.1%。该类型井在水井关井7天时，产量开始下降，水井关井22天时达到最低值，产液最大下降幅度47.6%，电泵井主要在此区间。此类井关前平均单井产液87.5 t/d，产油5.1 t/d，含水94.2%，流压3.07 MPa。

2）产液缓慢下降型。此种类型井有172口，占对比总井数的58.3%。该类型井在水井关井13天时，产量开始下降，水井关井53天时达到最低值。产液最大下降幅度38.5%。此类井关前平均单井产液60.0 t/d，产油5.0 t/d，含水91.7%，流压3.15 MPa。

3）产液基本稳定型。此种类型井有52口，占对比总井数的17.6%。该类型井产液始降时间较晚，在水井关井16天时，产量开始下降，水井关井40天时，产量下降至最低值。产液量最大下降幅度9.4%。此类井关前平均单井产液84.4 t/d，产油5.0 t/d，含水94.1%，流压3.83 MPa。

2.2 钻关油井含水动态变化特征

全区油井钻关期含水下降最低值时，含水下降0.91个百分点。各套井网由于受油层发育及驱油介质等不同的影响，含水变化趋势各有不同。基础井网和一次加密层系钻关期表现出含水下降趋势，含水最大下降值分别为2.08%、0.74%；三次加密层系钻关期表现出含水上升趋势；其它井网钻关期含水基本上保持平稳。

根据钻关期间油井含水变化趋势差异，将油井划分为三种类型：

1）含水上升型。此类井87口，占对比总井数29.5%。此类型油井钻关前产液含水均较低，平均单井产液49.2 t/d，低于全区18.3 t/d；含水89.2%，低于全区3.5个百分点。钻关期间含水较钻关前上升3.21个百分点，月含水上升1.9个百分点。含水上升主要原因是平面矛盾影响。当关井水井与油井连通关系相对较好，一类连通厚度比例较高时，受周围水井关井时间不同影响及油井位于钻关区边部影响，含水上升，平均井组关井时间相差10天以上或有1～2方向未关井。

2）含水下降型。此类井163口，对比总井数55.3%。此类井除了后续水驱区块，其它各套层系均有。此类油井钻关前平均单井产液62.8 t/d，低于全区4.7 t/d；含水92.%，低于全区水平0.7个百分点。钻关期间含水较钻关前下降2.95个百分点，月含水下降1.81个百分点。含水下降主要原因是主产液层为高含水层，钻关后，主产液层产液下降速度快，因而含水下降。从67口井产出剖面看，主产层相对产液59.9%，较非主产层高19.8%，含水94.9%，较非主产层高5.5个百分点。

3）含水基本稳定型。此类井45口，占对比井数15.3%。此类油井钻关前平均单井产液119.8 t/d，高于全区水平52.3t/d；综合含水96.6%，高于全区水平3.9个百分点；流压4.32 MPa，高于全区1.1 MPa。此类井主要特点是油层发育、连通状况相对较好。平均砂岩厚度22.6 m，略高于全区水平，一类连通厚度比例83%，高于全区水平13.2个百分点。由于发育较好，此类井多为多层高含水[2]，因而表现出含水钻关期间较稳定的趋势。从10口此类型井产出剖面看，油井动用较好，动用砂岩厚度比例90.4%，动用有效厚度比例94.7%，全井含水96.1%，主产层含水与非主产层含水仅相差1.74个百分点。

根据油井钻关期间不同动态反映特征，水井钻开后合理编制钻关恢复方案。针对含水稳定的井控制高水淹层注水，减少低效无效循环；针对含水上升井，提控结合，强化低水淹层挖潜；针对含水下降井，稳步恢复。共编制钻关恢复方案476口，提水层168个，实注增加1467 m3/d；降水层234个，实注下降3082 m3/d。钻关区425口油井，累计影响产油3.74×104t。较计划少影响产油0.3×104t。

3 几点认识

1）钻关期间的动态数据跟踪工作及利用这一特殊时期进行油层再认识，是保证恢复调整方案取得较好效果的基础。

2）认真研究钻降地区的动态变化规律，根据各类型的井，合理编制不同的钻关恢复方案，对降低钻降对产量的影响是非常必要的。

3）采用多钻机集中钻井方式钻井，钻关时间较短，产液下降速度快，下降幅度大，因而编制钻关恢复方案时，整体上要加快恢复速度。

[1]金毓荪,隋新光,陆相油藏开发论[M].北京:石油工业出版社,2006.

10.3969/j.issn.2095-1493.2014.005.004

颖萍,大庆油田百例先导性矿藏试验[M].北京:石油工业出版社,2006.（

2014-03-01）

季金明，2009年毕业于大庆石油学院（石油工程专业），从事油田开发、油田地面管理工作，E-mail：zhaofengh@petrochina.com.cn，地址：黑龙江省大庆油田有限责任公司第三采油厂第二油矿生产办，163000。