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[摘 要]为了确保杏十区纯油区西部2块新钻井的固井质量，控制钻关恢复过程中的含水上升速度，本文在认识了杏十区纯油区西部开发现状的基础上，通过对压力系统的调整，保证了地层压力的平衡；同时根据钻关过程中油水井动态变化特征，制定了该区块钻关恢复方案，以达到控制产量递减和含水上升速度的目的。
[关键词]钻井停注；压力系统；动态变化；钻关恢复；
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）22-0030-01
1 杏十區西部基本概况
杏十区纯油区西部位于杏树岗油田南部，油藏类型为背斜构造油藏。全区共发育萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡Ⅰ三个油层组72个沉积单元。含油面积7.4km2，地质储量2294.9×104t。于1971年投入开发，基础井采用400m井距四点法面积井网，萨葡一套层系合采。1988～1993年进行了一次加密调整，开采对象为除萨Ⅱ15层以外非主力油层中未动用和动用差的油层，以表内层为主。1997年开始进行以开采有效厚度小于0.5m表内差层和表外储层为主的二次加密调整。
截止到2017年12月，杏十区西纯油区共有油井206口，水井111口，井网密度26.06口/km2。采出程度48.50%，采油速度0.76%，年均含水91.80%，油水井数比1.86，累计注采比1.13。
2 开采现状分析
2.1 压力分布状况
根据油水井测压资料，利用油井压力资料确定平面上压力分布差异，利用注水井分层测压资料，确定层间压力差异。
从平面上来看：各套井网间平面压力不均衡的矛盾比较突出。其中基础井和一次井平面压力分布相对均衡，最高压力点与最低压力点的地层压力分别相差2.20MPa和1.93MPa，二次井的平面压力分布差异最大，最高压力点与最低压力点的地层压力相差7.35MPa。
从不同层系上来看：地层压力存在较大差异。从16口注水井分层测压资料统计分析，葡Ⅰ组平均压力为16.58MPa，萨二组平均压力为16.39MPa，萨三组平均压力17.04MPa。
2.2 压力系统调整原则
一是提前对异常高压层（注水井地层压力高于原始地层压力4.0MPa的层）进行注水方案调整，调整对策是：总压差大于4.0MPa而小于8.0MPa的层段，进行方案减水；总压差大于8.0MPa的层段直接停注；对于油井地层压力高于12.0MPa的井，分析形成高压的主要原因，降低周围水井注水强度或放大油井生产参数。
二是对于低压层，根据形成低压层的不同原因，分别采取对策：
对于注采系统相对完善的井区，通过提高周围注水井注水量恢复地层压力；对于注采系统不完善井区，注水井无调整余地，地层压力低于9.0MPa，通过降低油井产液量恢复地层压力，即油井流压低于5.0MPa的井，调小地面参数，流压大于5.0MPa的井，实施关井。
三是根据压降曲线确定最佳的关井时间。注水井的压降速度取决于单井的注水量、油层条件、油层吸水厚度、井距大小、周围油井的产液量等参数。
2.3 压力调整方案及效果
根据高低压形成原因和压力系统调整原则，共制定实施水井方案调整21口，从而平衡该区块地层压力。
2.3.1 低压层提水
根据2015年水井分层段压力资料低压井层21个，平均地层压力为14.40MPa，结合油水井动态分析，2015年共低压层提水15口井，共25个层，日配注由950m3增加到1090m3，增加了140m3，实际日注水由945m3增加到1105m3，增加了160m3；提水后由于发育好的层含水级别较高，周围油井受效后含水上升较快，地层压力有所回升，统计53口油井，日产液量增加58.7t，日产油量上升6.7t，综合含水下降0.1个百分点，平均流压上升0.13MPa，油井地层压力对比11口井，由9.20MPa上升到9.33MPa，上升了0.13MPa。
2.3.2 高压层减水
根据2015年水井分层段压力资料高压井层20个，平均地层压力为18.72MPa，结合油水井动态分析认为是高压层，针对分析出来的高压层共高压层减水6口井，日配注由440m3减少到395m3，减少了45m3，实际日注水由446m3减少到392m3，减少了54m3。统计周围11口油井，日产液量下降11.1t，日产油量下降2.3t，综合含水上升0.5个百分点，平均流压下降0.55MPa，油井地层压力对比14口井，由11.55MPa下降到11.47MPa，下降了0.08MPa。
3 钻关期间动态变化特征
3.1 钻关期间注水井井口压力变化特征
十区西纯油区西部2块于2015年10月份开始钻关，需关井81口井，实际关井77口井，钻关前平均油压11.1MPa，关井后25天平均油压降到3.9MPa。从分井网压力下降速度来看，基础井网由于油层发育好，连通行好，注水井压力下降速度较快，关井前平均油压为11.1MPa，关井5天后压力下降到5MPa以下，25天平均油压下降到3.1MPa。二三次井网由于油层发育差，连通性不好，注水井压力下降速度较慢，关井前平均油压为11.1MPa，关井17天后压力下降到5MPa以下，关井25天后平均油压下降到4.1MPa。一次井网压力下降速度介于基础井网和二三次井网之间，关井前平均油压为11MPa，关井10天后压力下降到5MPa以下，关井25天后平均油压降到3.7MPa。
3.2 钻关期间注水井水量变化
十区西2块聚驱钻关实际关井77口井，关井前注水量为0.48×104m3，截止到2016年5月，钻关井累计影响注水量41.02×104m3。其中，基础井网关井9口井，关井前注水量为676m3，关井后累计影响注水量6.08×104m3；一次井网关井16口井，关井前注水量为1072m3，关井后累计影响注水量8.04×104m3；二三次井网关井52口井，关井前注水量为3098m3，关井后累计影响注水量26.90×104m3。 3.3 钻关期间油井产量变化
截止到钻关井全部开井为止，全矿共有105口油井受到钻关影响，与钻关前对比，日降液567.2吨，日降油56.7吨，综合含水上升0.5个百分点，平均流压下降0.24MP，累计影响产油量1.19×104吨。其中，基础井网共有38口油井，于2016年2月份产量降到最低，与钻前对比，日降液309吨，日降油19吨，含水下降0.1个百分点，流压下降0.12MPa；一次井网共有27口油井，于2016年3月份产量降到最低，与钻前对比，日降液211吨，日降油16吨，含水稳定，流压下降0.28MPa；二三次井网共有141口油井，于2016年3月份产量降到最低，与钻前对比，日降液522吨，日降油40吨，含水下降0.5个百分点，流压下降0.14MPa。
4 钻关恢复原则
通过对以上钻关前的压力调整效果分析以及对钻关过程中动态反映特征的分析，对杏十区西纯油区的开采现状有了更进一步的认识，在此基础上制定了钻关恢复原则。
4.1 采用分布恢复
一是层间矛盾大的井，根据产液量和含水下降幅度，采取分步恢复58口井；
二是层间矛盾小的19口井进行直接恢复注水。
4.2 根据动态变化，采取恢复调整
一是钻关过程中含水下降1.0个百分点的井，在钻关恢复过程中下调注水方案；
二是钻关过程中含水上升0.5个百分点的井，在钻关恢复过程中采用上调注水方案。
4.3 钻关恢复方案
通过采取钻关恢复调整方案，恢复效果比较好，产量高于钻关前水平，产量递减和含水上升速度得到有效控制。一是钻关过程中含水上升0.5个百分点的井，在钻关恢复过程中采用提高注水量的方式进行恢复，共计方案提水13口井，日注水量增加128m3，提水后与钻关前对比，日增油5.5吨，综合含水基本保持稳定；二是钻关过程中含水下降1.0个百分点的井，在钻关恢复过程中采用降低注水量的方式进行恢复，共计方案减水7口井，日注水量减少38m3，減水后与钻关前对比，日增油3.0吨，综合含水下降1.0个百分点；三是钻关过程中对于层间矛盾比较大的井细分调整5口井，日注水量增加49m3，调整后，与钻关前对比，日增油2.6吨，综合含水下降0.5个百分点。
5 取得的认识
（1）从压力下降曲线幅度可以看出，先关二、三次井网注水井，再关一次井和基础井，这样不同油层的压力基本可以同时降到同一水平，既减小层间压力差异，又减少了对注水量、产油量的影响；
（2）在钻关过程中密切关注钻关区块油井的动态变化情况，找出产量变化规律，根据油井动态变化规律来制定相应的钻关恢复注水方案，使钻关影响产量到最小；
（3）借钻关有利时机认识油井的高含水方向，对钻关期间含水下降幅度较大的井，加大高含水层的控水力度，降低低效循环水，减缓含水上升速度，达到稳油降水的效果。
[关键词]钻井停注；压力系统；动态变化；钻关恢复；
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）22-0030-01
1 杏十區西部基本概况
杏十区纯油区西部位于杏树岗油田南部，油藏类型为背斜构造油藏。全区共发育萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡Ⅰ三个油层组72个沉积单元。含油面积7.4km2，地质储量2294.9×104t。于1971年投入开发，基础井采用400m井距四点法面积井网，萨葡一套层系合采。1988～1993年进行了一次加密调整，开采对象为除萨Ⅱ15层以外非主力油层中未动用和动用差的油层，以表内层为主。1997年开始进行以开采有效厚度小于0.5m表内差层和表外储层为主的二次加密调整。
截止到2017年12月，杏十区西纯油区共有油井206口，水井111口，井网密度26.06口/km2。采出程度48.50%，采油速度0.76%，年均含水91.80%，油水井数比1.86，累计注采比1.13。
2 开采现状分析
2.1 压力分布状况
根据油水井测压资料，利用油井压力资料确定平面上压力分布差异，利用注水井分层测压资料，确定层间压力差异。
从平面上来看：各套井网间平面压力不均衡的矛盾比较突出。其中基础井和一次井平面压力分布相对均衡，最高压力点与最低压力点的地层压力分别相差2.20MPa和1.93MPa，二次井的平面压力分布差异最大，最高压力点与最低压力点的地层压力相差7.35MPa。
从不同层系上来看：地层压力存在较大差异。从16口注水井分层测压资料统计分析，葡Ⅰ组平均压力为16.58MPa，萨二组平均压力为16.39MPa，萨三组平均压力17.04MPa。
2.2 压力系统调整原则
一是提前对异常高压层（注水井地层压力高于原始地层压力4.0MPa的层）进行注水方案调整，调整对策是：总压差大于4.0MPa而小于8.0MPa的层段，进行方案减水；总压差大于8.0MPa的层段直接停注；对于油井地层压力高于12.0MPa的井，分析形成高压的主要原因，降低周围水井注水强度或放大油井生产参数。
二是对于低压层，根据形成低压层的不同原因，分别采取对策：
对于注采系统相对完善的井区，通过提高周围注水井注水量恢复地层压力；对于注采系统不完善井区，注水井无调整余地，地层压力低于9.0MPa，通过降低油井产液量恢复地层压力，即油井流压低于5.0MPa的井，调小地面参数，流压大于5.0MPa的井，实施关井。
三是根据压降曲线确定最佳的关井时间。注水井的压降速度取决于单井的注水量、油层条件、油层吸水厚度、井距大小、周围油井的产液量等参数。
2.3 压力调整方案及效果
根据高低压形成原因和压力系统调整原则，共制定实施水井方案调整21口，从而平衡该区块地层压力。
2.3.1 低压层提水
根据2015年水井分层段压力资料低压井层21个，平均地层压力为14.40MPa，结合油水井动态分析，2015年共低压层提水15口井，共25个层，日配注由950m3增加到1090m3，增加了140m3，实际日注水由945m3增加到1105m3，增加了160m3；提水后由于发育好的层含水级别较高，周围油井受效后含水上升较快，地层压力有所回升，统计53口油井，日产液量增加58.7t，日产油量上升6.7t，综合含水下降0.1个百分点，平均流压上升0.13MPa，油井地层压力对比11口井，由9.20MPa上升到9.33MPa，上升了0.13MPa。
2.3.2 高压层减水
根据2015年水井分层段压力资料高压井层20个，平均地层压力为18.72MPa，结合油水井动态分析认为是高压层，针对分析出来的高压层共高压层减水6口井，日配注由440m3减少到395m3，减少了45m3，实际日注水由446m3减少到392m3，减少了54m3。统计周围11口油井，日产液量下降11.1t，日产油量下降2.3t，综合含水上升0.5个百分点，平均流压下降0.55MPa，油井地层压力对比14口井，由11.55MPa下降到11.47MPa，下降了0.08MPa。
3 钻关期间动态变化特征
3.1 钻关期间注水井井口压力变化特征
十区西纯油区西部2块于2015年10月份开始钻关，需关井81口井，实际关井77口井，钻关前平均油压11.1MPa，关井后25天平均油压降到3.9MPa。从分井网压力下降速度来看，基础井网由于油层发育好，连通行好，注水井压力下降速度较快，关井前平均油压为11.1MPa，关井5天后压力下降到5MPa以下，25天平均油压下降到3.1MPa。二三次井网由于油层发育差，连通性不好，注水井压力下降速度较慢，关井前平均油压为11.1MPa，关井17天后压力下降到5MPa以下，关井25天后平均油压下降到4.1MPa。一次井网压力下降速度介于基础井网和二三次井网之间，关井前平均油压为11MPa，关井10天后压力下降到5MPa以下，关井25天后平均油压降到3.7MPa。
3.2 钻关期间注水井水量变化
十区西2块聚驱钻关实际关井77口井，关井前注水量为0.48×104m3，截止到2016年5月，钻关井累计影响注水量41.02×104m3。其中，基础井网关井9口井，关井前注水量为676m3，关井后累计影响注水量6.08×104m3；一次井网关井16口井，关井前注水量为1072m3，关井后累计影响注水量8.04×104m3；二三次井网关井52口井，关井前注水量为3098m3，关井后累计影响注水量26.90×104m3。 3.3 钻关期间油井产量变化
截止到钻关井全部开井为止，全矿共有105口油井受到钻关影响，与钻关前对比，日降液567.2吨，日降油56.7吨，综合含水上升0.5个百分点，平均流压下降0.24MP，累计影响产油量1.19×104吨。其中，基础井网共有38口油井，于2016年2月份产量降到最低，与钻前对比，日降液309吨，日降油19吨，含水下降0.1个百分点，流压下降0.12MPa；一次井网共有27口油井，于2016年3月份产量降到最低，与钻前对比，日降液211吨，日降油16吨，含水稳定，流压下降0.28MPa；二三次井网共有141口油井，于2016年3月份产量降到最低，与钻前对比，日降液522吨，日降油40吨，含水下降0.5个百分点，流压下降0.14MPa。
4 钻关恢复原则
通过对以上钻关前的压力调整效果分析以及对钻关过程中动态反映特征的分析，对杏十区西纯油区的开采现状有了更进一步的认识，在此基础上制定了钻关恢复原则。
4.1 采用分布恢复
一是层间矛盾大的井，根据产液量和含水下降幅度，采取分步恢复58口井；
二是层间矛盾小的19口井进行直接恢复注水。
4.2 根据动态变化，采取恢复调整
一是钻关过程中含水下降1.0个百分点的井，在钻关恢复过程中下调注水方案；
二是钻关过程中含水上升0.5个百分点的井，在钻关恢复过程中采用上调注水方案。
4.3 钻关恢复方案
通过采取钻关恢复调整方案，恢复效果比较好，产量高于钻关前水平，产量递减和含水上升速度得到有效控制。一是钻关过程中含水上升0.5个百分点的井，在钻关恢复过程中采用提高注水量的方式进行恢复，共计方案提水13口井，日注水量增加128m3，提水后与钻关前对比，日增油5.5吨，综合含水基本保持稳定；二是钻关过程中含水下降1.0个百分点的井，在钻关恢复过程中采用降低注水量的方式进行恢复，共计方案减水7口井，日注水量减少38m3，減水后与钻关前对比，日增油3.0吨，综合含水下降1.0个百分点；三是钻关过程中对于层间矛盾比较大的井细分调整5口井，日注水量增加49m3，调整后，与钻关前对比，日增油2.6吨，综合含水下降0.5个百分点。
5 取得的认识
（1）从压力下降曲线幅度可以看出，先关二、三次井网注水井，再关一次井和基础井，这样不同油层的压力基本可以同时降到同一水平，既减小层间压力差异，又减少了对注水量、产油量的影响；
（2）在钻关过程中密切关注钻关区块油井的动态变化情况，找出产量变化规律，根据油井动态变化规律来制定相应的钻关恢复注水方案，使钻关影响产量到最小；
（3）借钻关有利时机认识油井的高含水方向，对钻关期间含水下降幅度较大的井，加大高含水层的控水力度，降低低效循环水，减缓含水上升速度，达到稳油降水的效果。