张继成，张 军，吕冰玉，范佳乐

钻关是钻前准备的关键环节，钻关方案的设计是否合理直接关系到新钻井的施工安全、固井质量及之后的生产动态变化[1⁃3]。20世纪90年代后，我国学术界对钻关的相关研究逐步开展起来，但主要集中于对钻关压降规律的研究[4⁃5]。进入新世纪后，随着我国大多数油田进入高含水阶段，地层压力下降、注采关系复杂、稳油控水的难度越来越大，钻关对产量的影响越发趋于明显[6⁃7]。当前各大油田实施钻关通常采取大面积同时关井的方式，关井期注水井周围采油井产液量、产油量、含水率及压力等指标下降幅度较大，注水井恢复注水后，虽然短期内油井产量会上升，但通常会使井组含水率上升速度加快。因此，明确不同含水率阶段、不同关井时间的生产动态变化规律对于油田确定合理钻关范围和钻关时间，制定后期调整方案具有重要意义。

油田单位在具体实践中取得了一些可供借鉴的研究成果。王利等[8]对葡南地区降低钻关影响的途径进行探讨。张启岩[9]针对榆树林油田加密区水井钻关状况进行分类分析，得出了不同钻关时间内钻关区产量递减趋势。王居荣等[10⁃11]通过对地层压力预测公式的推导，提出了四种减缓钻关影响的途径。季金明等[12⁃13]通过对实际钻关资料的统计分析，提出了在钻关过程中，对层间矛盾大的注水井采取对高压层先降压，低压层保压注水，有利于地层压力的均衡下降、控制产量变化的观点。周柏成[14]对A区纯油区压力系统及注采结构进行分析，强调合理调整注采井网，平衡地层压力，控制钻关恢复过程中的含水率上升速度。艾池等[15]强调在注水井关井泄压和溢流泄压方式下，预测泄压区地层压力，依据预测结果制定注水井钻关泄压时间，可有效降低钻井复杂事故发生率及钻井成本。但这些研究主要基于对现场钻关资料的统计分析，对于钻关过程中生产指标的动态变化规律认识还不够清晰、深入，对于不同钻关条件对钻关效果的影响尚不明确。

本文以B3区块钻关区为例，介绍了一种基于数值模拟研究钻关区生产动态变化的方法，明确了不同条件下钻关区产液量、产油量、含水率、压力等指标的变化规律，明确不同油层开采特征，从而指导油田钻关方案的设计，为钻关实施后期的开发调整提供理论依据。

1 理论模型

基于B3区块钻关区的实际地质参数建立理论模型。油层平均有效厚度为10.5 m，平均渗透率为317 mD；当前综合含水率约为96%，关井时间为30～45 d。选定数值模拟的关井时间为15～65 d，含水率为93～98%。区块位置如图1所示。

图1 B3区块钻关区位置Fig.1 The drilling area map of B3 block

选择Eclipse2012软件中E100黑油模型，考虑油、气、水三相流体流动。坐标系统为笛卡尔坐标，网格类型为块中心网格，选取井排方向为I方向，垂直于井排方向为J方向。产液层正常网格大小为10.0 m×10.0 m×3.5 m，局部加密网格大小为2.0 m×2.0 m×3.5 m，隔层厚度为0.1 m。网格划分为147×147×5，总网格数为10.8万个。模拟起止时间为2017年10月至2057年7月，共计约40 a。B3区块层间非均质性较强（油层纵向剖面如图2所示），产液层渗透率按正韵律分布，给定φ150%，φ275%，φ3100%，所以确定三层渗透率 K1、K2、K3分别为211.30、317.00、422.67 mD。原始地层压力为12 MPa，原始含水饱和度为29.05%，平均原油体积系数为1.114。地层中水的黏度为0.5 mPa∙s，原油的黏度为9.2 mPa∙s。数值模拟的油水两相相对渗透率曲线如图3所示。

图2 B3区块油层纵向剖面Fig.2 Vertical profile of the reservoir in B3 block

图3 数值模拟应用的相对渗透率Fig.3 Relative permeability curves of numerical simulation

模拟区域总井数为25口，10口油井，15口水井，采用横向线性注水井网，井位对应排列，井距、排距均为250 m。井网部署方式和理论模型示意如图4所示。模型中油水井均为定压力生产，开井生产后不久即保持注采平衡。油水井的井底压力确定方法如下：首先让理论模型按当前实际单井日产液量定液量生产，稳定生产一段时间后，读取此时油水井的井底压力作为钻关数值模拟的井底压力。截止到综合含水率为96%，平均单井日产液量达到52.47 m3/d，与实际值（约 55 m3/d）相差不大，说明设定的井底压力是合理的。

图4 井网部署方式和模型示意Fig.4 Sketch maps of well pattern and model

2 不同含水率阶段对钻关动态的影响

为了明确不同含水率阶段对钻关实施效果的影响，结合B3区块实际情况编制不同的钻关方案，运用数值模拟方法对不同含水率阶段关井35 d时各生产指标变化规律进行研究。

2.1 产液量、含水率和产油量

不同含水率阶段关井35 d时平均单井日产液量、综合含水率、日产油量随时间的变化如图5所示。

由图5（a）可知，在定压力生产条件下，关井前日产液量基本保持稳定。注水井关井后，日产液量随即下降，且下降速度随时间的延长逐渐减缓。数值模拟表明，关井阶段的综合含水率越高，关井后日产液量下降幅度越大，平均下降速度越快。不同含水率阶段关井35 d的日产液量下降幅度为50.19%～60.16%，平均下降速度为1.43～1.72%/d。注水井开井恢复注水后，日产液量逐渐上升，且含水率越高，恢复到关井前水平所用时间越短，平均恢复速度越快。产液量恢复到关井前水平的90%所用时间为44～48 d，平均恢复速度为0.84～1.14%/d。

由图5（b）可知，关井前综合含水率逐渐缓慢上升。关井后，由于注水井停注，综合含水率逐渐下降，且关井阶段含水率越高，则含水率下降幅度越小，平均下降速度越慢。不同含水率阶段关井35 d含水率下降为0.29%～1.03%，平均变化速度为0.008 3～0.029 3%/d。注水井恢复注水后，受注水量迅速上升的影响，综合含水率上升较快，此阶段含水率上升速度大于产液量上升速度；当日注水量保持稳定，实现注采平衡后，综合含水率恢复缓慢上升。

由图5（c）可知，关井前受含水率逐渐上升的影响，日产油量逐渐降低。关井后日产油量逐渐下降，且含水率越高，下降幅度越大，平均下降速度越快。说明在钻关实施过程中，含水率有所下降，但产液量下降速度更快，含水率的下降不能弥补产液量下降所带来的产油量的下降。关井后，平均单井日产油量变化幅度为43.31%～55.44%，平均变化速度为1.24～-1.58%/d。不同含水率阶段产油量恢复到关井前水平的90%所用时间为49～52 d，平均恢复速度为0.66～0.93%/d，此后随着含水率上升，日产油量恢复缓慢下降。

图5 不同含水率阶段平均单井日产液量、综合含水率、日产油量随时间的变化Fig.5 Change cur ves of daily liquid pr oduction，water cut and daily oil pr oduction with time at different water cut stages

2.2 井底压力

注水井井底压力是油田现场判断关井时间是否合理的一个重要依据。以注水井IN8为例，分析不同含水率阶段关井65 d时井底压力随时间的变化，如图6所示。

图6 不同含水率阶段IN8井的井底压力随时间的变化Fig.6 Change curves of well bottom hole flow pressure of IN8 with time at different water cut stages

由图6可知，关井前注采平衡条件下井底压力基本保持稳定。关井后进入地层的注入水为0，地层能量亏空，注水井的井底压力迅速下降，此阶段为弹性泄压阶段，特点是降压快，持续时间很短，但不能反映地层压力的真实变化。之后进入渗流泄压阶段，井底压力变化受井周围地层压力的控制，随地层压力的下降而逐渐降低。当前钻井区块注水井钻关采用不放溢流的方式，当井底压力低于13 MPa时，即认为满足钻井所要求的压力。含水率分别为93%、94%、95%、96%、97%、98%时关井，井底压力下降到13 MPa对应的时间分别为46、42、39、35、31、26 d。

3 不同关井时间对钻关动态的影响

为了明确不同关井时间对钻关实施效果的影响，运用数值模拟方法对综合含水率为96%时不同关井时间各生产指标的变化规律开展研究。

3.1 产液量、含水率和产油量

综合含水率为96%时不同关井时间的平均单井日产液量、综合含水率和平均单井日产油量随时间的变化如图7所示。

由图7（a）可知，注水井关井后，日产液量随着时间的延长逐渐下降，且下降速度随着关井时间的延长逐渐变慢。不同关井时间产液量下降幅度为29.43%～76.24%，下降速度为1.17～1.96%/d。注水井恢复注水后，日产液量随即上升。相同含水率条件下，关井时间越长，恢复到关井前产液量水平所用的时间越长，平均恢复速度越快。不同关井时间恢复到关井前产液量水平的90%所用时间为29～57 d，恢复速度为0.67～1.16%/d。

由图7（b）可知，关井后含水率逐渐下降，且随着时间的延长下降速度逐渐变慢。不同关井时间含水率下降幅度为0.32%～0.83%，平均变化速度为0.012 7～0.021 2%/d。

由图7（c）可知，不同关井时间产油量下降幅度为25.81%～71.27%，平均下降速度为1.10～1.70%/d。注水井开井恢复注水后，地层能量得到补充，受注入水迅速上升的影响，日产油量逐渐上升。不同关井时间恢复到关井前产油量水平的90%所用时间为31～63 d，平均恢复速度为0.50～0.97%/d。此后随着含水率上升，日产油量恢复缓慢下降。

图7 不同关井时间平均单井日产液量、综合含水率和日产油量随时间的变化Fig.7 Change curves of daily liquid production，water cut and daily oil production with time of different shut⁃in time

3.2 井底压力

综合含水率为96%时不同关井时间注水井IN8井底压力随时间的变化如图8所示。

图8 关井不同时间IN8井的井底压力随时间的变化Fig.8 Change curves of well bottom hole flow pressure of IN8 with time of different shut-in time

由图8可知，关井时间越长，井底压力下降幅度越大，且下降速度随时间的延长逐渐变慢。总体上，不同关井时间井底压力下降幅度为20.20%～31.23%，平均变化速度为0.58～0.89%/d。渗流泄压阶段，不同关井时间井底压力下降幅度为7.64%～20.04%，平均变化速度为0.31～0.51%/d。

4 不同油层开采特征研究

现场生产实践证明，钻关过程中生产指标变化规律与油层的发育状况联系紧密。为了明确不同渗透率、不同厚度油层实施钻关过程中生产动态的变化情况，分析不同油层在含水率为96%时关井35 d生产指标随时间的变化规律。

4.1 不同渗透率油层

基于建立的理论模型，研究纵向上3个不同渗透率油层在钻关实施过程中生产动态的变化情况（见表1）。

表1 不同渗透率油层参数Table 1 Indexes of oil layers with different permeability

不同渗透率油层关井前后平均单井日产液量、日产油量随时间的变化如图9所示。

由图9（a）可知，油层渗透率越高，关井前吸水量越高，关井后产液量下降幅度越大，平均下降速度越快。不同渗透率油层对应的平均单井日产液量下降幅度分别为39.61%、53.98%、63.65%，平均下降速度分别为 1.13、1.54、1.82%/d。

由图9（b）可知，不同渗透率油层对应的平均单井日产油量下降幅度分别为35.97%、50.81%、60.36%，平均下降速度分别为1.03、1.45、1.72%/d。恢复到关井前水平的90%所用时间为37～67 d，平均恢复速度为0.387 6～1.361 0%/d。

图9 不同渗透率油层平均单井日产液量、日产油量随时间的变化Fig.9 Change curves of daily liquid pr oduction and daily oil production with time of differ ent oil layers in single well

4.2 不同厚度油层

为了明确不同厚度油层钻关实施过程中生产动态的变化规律，基于B3区块钻关区实际建立理论模型，纵向上设计不同厚度油层，油层厚度按h150%、h275%、h3100%确定。具体参数如表2所以。

表2 不同厚度油层参数Table 2 Indexes of oil layers with differ ent thickness

不同厚度油层关井前后平均单井日产液量、日产油量随时间的变化如图10所示。

由图10（a）可知，关井后不同厚度油层对应的平均单井日产液量下降幅度基本相同，约为53.58%；平均下降速度基本相同，约为1.53%/d。

由图10（b）可知，在其它条件均相同的情况下，关井后不同厚度油层对应的平均单井日产油量下降幅度基本相同，约为50.72%；平均下降速度基本相同，约为1.45%/d。

图10 不同厚度油层平均单井日产液量、日产油量随时间的变化Fig.10 Change cur ves of daily liquid pr oduction and daily oil productionr with time of differ ent oil layer s with differ ent thickness

5 现场试验

选取B3区块钻关区一口关井前井底压力约为17.7 MPa的注水井 B3⁃3⁃55实施钻关，将其实际钻关过程中井底压力的变化情况与数模中IN8井关井期间的井底压力变化情况进行对比分析，如图11所示。由图11可知，数模中井底压力的变化情况和现场实际符合程度较高，说明数模中关于压降规律和开发指标变化规律的结果是可信的。

6 结 论

（1）研究了不同含水率阶段实施钻关对钻关动态的影响规律。钻关实施阶段的含水率越高，则关井后日产液量和日产油量的变化幅度越大，平均变化速度越快，恢复到关井前水平所用时间就越短，平均恢复速度越快。不同含水率阶段关井35 d的平均单井日产液量下降幅度为50.19%～60.16%；平均单井日产油量下降幅度为43.31%～55.44%；综合含水率下降幅度为0.29%～1.03%；含水率分别为93%、94%、95%、96%、97%、98%时关井，井底压力下降到13 MPa对应的时间分别是46、42、39、35、31、26 d。

（2）研究了不同关井时间对钻关动态的影响规律。随着关井时间的延长，生产指标变化速度逐渐减缓。关井时间越长，生产指标恢复到关井前水平所用的时间越长，但平均恢复速度越快。含水率为96%时关井不同时间日产液量下降幅度为29.43%～76.24%；平均单井日产油量下降幅度为25.81%～71.27%；含水率下降幅度为0.32%～0.83%；总体上，不同关井时间井底压力下降幅度为34.72%～43.74%，平均变化速度为1.00～1.25%/d。渗流泄压阶段，不同关井时间井底压力下降幅度为7.64%～20.04%，平均变化速度为0.31～0.51%/d。

（3）研究了不同油层钻关实施过程中的开采特征。不同渗透率油层对应的平均单井日产液量下降幅度分别为39.61%、53.98%、63.65%；平均单井日产油量下降幅度分别为35.97%、50.81%、60.36%。不同厚度油层的指标变化情况基本相同，平均单井日产液量下降幅度约为53.58%；平均单井日产油量下降幅度约为50.72%。

（4）与现场试验结果进行对比分析，验证了模型的准确性。

图11 井底压力实际值与模拟值对比Fig.11 Comparison between actual value and simulation value of well bottom pressure