鉆關(guān)區(qū)生產(chǎn)動態(tài)變化規(guī)律
——以B3區(qū)塊為例

張繼成，張 軍，呂冰玉，范佳樂

鉆關(guān)是鉆前準備的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，鉆關(guān)方案的設(shè)計是否合理直接關(guān)系到新鉆井的施工安全、固井質(zhì)量及之后的生產(chǎn)動態(tài)變化[1?3]。20世紀90年代后，我國學(xué)術(shù)界對鉆關(guān)的相關(guān)研究逐步開展起來，但主要集中于對鉆關(guān)壓降規(guī)律的研究[4?5]。進入新世紀后，隨著我國大多數(shù)油田進入高含水階段，地層壓力下降、注采關(guān)系復(fù)雜、穩(wěn)油控水的難度越來越大，鉆關(guān)對產(chǎn)量的影響越發(fā)趨于明顯[6?7]。當(dāng)前各大油田實施鉆關(guān)通常采取大面積同時關(guān)井的方式，關(guān)井期注水井周圍采油井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水率及壓力等指標下降幅度較大，注水井恢復(fù)注水后，雖然短期內(nèi)油井產(chǎn)量會上升，但通常會使井組含水率上升速度加快。因此，明確不同含水率階段、不同關(guān)井時間的生產(chǎn)動態(tài)變化規(guī)律對于油田確定合理鉆關(guān)范圍和鉆關(guān)時間，制定后期調(diào)整方案具有重要意義。

油田單位在具體實踐中取得了一些可供借鑒的研究成果。王利等[8]對葡南地區(qū)降低鉆關(guān)影響的途徑進行探討。張啟巖[9]針對榆樹林油田加密區(qū)水井鉆關(guān)狀況進行分類分析，得出了不同鉆關(guān)時間內(nèi)鉆關(guān)區(qū)產(chǎn)量遞減趨勢。王居榮等[10?11]通過對地層壓力預(yù)測公式的推導(dǎo)，提出了四種減緩鉆關(guān)影響的途徑。季金明等[12?13]通過對實際鉆關(guān)資料的統(tǒng)計分析，提出了在鉆關(guān)過程中，對層間矛盾大的注水井采取對高壓層先降壓，低壓層保壓注水，有利于地層壓力的均衡下降、控制產(chǎn)量變化的觀點。周柏成[14]對A區(qū)純油區(qū)壓力系統(tǒng)及注采結(jié)構(gòu)進行分析，強調(diào)合理調(diào)整注采井網(wǎng)，平衡地層壓力，控制鉆關(guān)恢復(fù)過程中的含水率上升速度。艾池等[15]強調(diào)在注水井關(guān)井泄壓和溢流泄壓方式下，預(yù)測泄壓區(qū)地層壓力，依據(jù)預(yù)測結(jié)果制定注水井鉆關(guān)泄壓時間，可有效降低鉆井復(fù)雜事故發(fā)生率及鉆井成本。但這些研究主要基于對現(xiàn)場鉆關(guān)資料的統(tǒng)計分析，對于鉆關(guān)過程中生產(chǎn)指標的動態(tài)變化規(guī)律認識還不夠清晰、深入，對于不同鉆關(guān)條件對鉆關(guān)效果的影響尚不明確。

本文以B3區(qū)塊鉆關(guān)區(qū)為例，介紹了一種基于數(shù)值模擬研究鉆關(guān)區(qū)生產(chǎn)動態(tài)變化的方法，明確了不同條件下鉆關(guān)區(qū)產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水率、壓力等指標的變化規(guī)律，明確不同油層開采特征，從而指導(dǎo)油田鉆關(guān)方案的設(shè)計，為鉆關(guān)實施后期的開發(fā)調(diào)整提供理論依據(jù)。

1 理論模型

基于B3區(qū)塊鉆關(guān)區(qū)的實際地質(zhì)參數(shù)建立理論模型。油層平均有效厚度為10.5 m，平均滲透率為317 mD；當(dāng)前綜合含水率約為96%，關(guān)井時間為30～45 d。選定數(shù)值模擬的關(guān)井時間為15～65 d，含水率為93～98%。區(qū)塊位置如圖1所示。

圖1 B3區(qū)塊鉆關(guān)區(qū)位置Fig.1 The drilling area map of B3 block

選擇Eclipse2012軟件中E100黑油模型，考慮油、氣、水三相流體流動。坐標系統(tǒng)為笛卡爾坐標，網(wǎng)格類型為塊中心網(wǎng)格，選取井排方向為I方向，垂直于井排方向為J方向。產(chǎn)液層正常網(wǎng)格大小為10.0 m×10.0 m×3.5 m，局部加密網(wǎng)格大小為2.0 m×2.0 m×3.5 m，隔層厚度為0.1 m。網(wǎng)格劃分為147×147×5，總網(wǎng)格數(shù)為10.8萬個。模擬起止時間為2017年10月至2057年7月，共計約40 a。B3區(qū)塊層間非均質(zhì)性較強（油層縱向剖面如圖2所示），產(chǎn)液層滲透率按正韻律分布，給定φ150%，φ275%，φ3100%，所以確定三層滲透率 K1、K2、K3分別為211.30、317.00、422.67 mD。原始地層壓力為12 MPa，原始含水飽和度為29.05%，平均原油體積系數(shù)為1.114。地層中水的黏度為0.5 mPa?s，原油的黏度為9.2 mPa?s。數(shù)值模擬的油水兩相相對滲透率曲線如圖3所示。

圖2 B3區(qū)塊油層縱向剖面Fig.2 Vertical profile of the reservoir in B3 block

圖3 數(shù)值模擬應(yīng)用的相對滲透率Fig.3 Relative permeability curves of numerical simulation

模擬區(qū)域總井?dāng)?shù)為25口，10口油井，15口水井，采用橫向線性注水井網(wǎng)，井位對應(yīng)排列，井距、排距均為250 m。井網(wǎng)部署方式和理論模型示意如圖4所示。模型中油水井均為定壓力生產(chǎn)，開井生產(chǎn)后不久即保持注采平衡。油水井的井底壓力確定方法如下：首先讓理論模型按當(dāng)前實際單井日產(chǎn)液量定液量生產(chǎn)，穩(wěn)定生產(chǎn)一段時間后，讀取此時油水井的井底壓力作為鉆關(guān)數(shù)值模擬的井底壓力。截止到綜合含水率為96%，平均單井日產(chǎn)液量達到52.47 m3/d，與實際值（約 55 m3/d）相差不大，說明設(shè)定的井底壓力是合理的。

圖4 井網(wǎng)部署方式和模型示意Fig.4 Sketch maps of well pattern and model

2 不同含水率階段對鉆關(guān)動態(tài)的影響

為了明確不同含水率階段對鉆關(guān)實施效果的影響，結(jié)合B3區(qū)塊實際情況編制不同的鉆關(guān)方案，運用數(shù)值模擬方法對不同含水率階段關(guān)井35 d時各生產(chǎn)指標變化規(guī)律進行研究。

2.1 產(chǎn)液量、含水率和產(chǎn)油量

不同含水率階段關(guān)井35 d時平均單井日產(chǎn)液量、綜合含水率、日產(chǎn)油量隨時間的變化如圖5所示。

由圖5（a）可知，在定壓力生產(chǎn)條件下，關(guān)井前日產(chǎn)液量基本保持穩(wěn)定。注水井關(guān)井后，日產(chǎn)液量隨即下降，且下降速度隨時間的延長逐漸減緩。數(shù)值模擬表明，關(guān)井階段的綜合含水率越高，關(guān)井后日產(chǎn)液量下降幅度越大，平均下降速度越快。不同含水率階段關(guān)井35 d的日產(chǎn)液量下降幅度為50.19%～60.16%，平均下降速度為1.43～1.72%/d。注水井開井恢復(fù)注水后，日產(chǎn)液量逐漸上升，且含水率越高，恢復(fù)到關(guān)井前水平所用時間越短，平均恢復(fù)速度越快。產(chǎn)液量恢復(fù)到關(guān)井前水平的90%所用時間為44～48 d，平均恢復(fù)速度為0.84～1.14%/d。

由圖5（b）可知，關(guān)井前綜合含水率逐漸緩慢上升。關(guān)井后，由于注水井停注，綜合含水率逐漸下降，且關(guān)井階段含水率越高，則含水率下降幅度越小，平均下降速度越慢。不同含水率階段關(guān)井35 d含水率下降為0.29%～1.03%，平均變化速度為0.008 3～0.029 3%/d。注水井恢復(fù)注水后，受注水量迅速上升的影響，綜合含水率上升較快，此階段含水率上升速度大于產(chǎn)液量上升速度；當(dāng)日注水量保持穩(wěn)定，實現(xiàn)注采平衡后，綜合含水率恢復(fù)緩慢上升。

由圖5（c）可知，關(guān)井前受含水率逐漸上升的影響，日產(chǎn)油量逐漸降低。關(guān)井后日產(chǎn)油量逐漸下降，且含水率越高，下降幅度越大，平均下降速度越快。說明在鉆關(guān)實施過程中，含水率有所下降，但產(chǎn)液量下降速度更快，含水率的下降不能彌補產(chǎn)液量下降所帶來的產(chǎn)油量的下降。關(guān)井后，平均單井日產(chǎn)油量變化幅度為43.31%～55.44%，平均變化速度為1.24～-1.58%/d。不同含水率階段產(chǎn)油量恢復(fù)到關(guān)井前水平的90%所用時間為49～52 d，平均恢復(fù)速度為0.66～0.93%/d，此后隨著含水率上升，日產(chǎn)油量恢復(fù)緩慢下降。

圖5 不同含水率階段平均單井日產(chǎn)液量、綜合含水率、日產(chǎn)油量隨時間的變化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 井底壓力

注水井井底壓力是油田現(xiàn)場判斷關(guān)井時間是否合理的一個重要依據(jù)。以注水井IN8為例，分析不同含水率階段關(guān)井65 d時井底壓力隨時間的變化，如圖6所示。

圖6 不同含水率階段IN8井的井底壓力隨時間的變化Fig.6 Change curves of well bottom hole flow pressure of IN8 with time at different water cut stages

由圖6可知，關(guān)井前注采平衡條件下井底壓力基本保持穩(wěn)定。關(guān)井后進入地層的注入水為0，地層能量虧空，注水井的井底壓力迅速下降，此階段為彈性泄壓階段，特點是降壓快，持續(xù)時間很短，但不能反映地層壓力的真實變化。之后進入滲流泄壓階段，井底壓力變化受井周圍地層壓力的控制，隨地層壓力的下降而逐漸降低。當(dāng)前鉆井區(qū)塊注水井鉆關(guān)采用不放溢流的方式，當(dāng)井底壓力低于13 MPa時，即認為滿足鉆井所要求的壓力。含水率分別為93%、94%、95%、96%、97%、98%時關(guān)井，井底壓力下降到13 MPa對應(yīng)的時間分別為46、42、39、35、31、26 d。

3 不同關(guān)井時間對鉆關(guān)動態(tài)的影響

為了明確不同關(guān)井時間對鉆關(guān)實施效果的影響，運用數(shù)值模擬方法對綜合含水率為96%時不同關(guān)井時間各生產(chǎn)指標的變化規(guī)律開展研究。

3.1 產(chǎn)液量、含水率和產(chǎn)油量

綜合含水率為96%時不同關(guān)井時間的平均單井日產(chǎn)液量、綜合含水率和平均單井日產(chǎn)油量隨時間的變化如圖7所示。

由圖7（a）可知，注水井關(guān)井后，日產(chǎn)液量隨著時間的延長逐漸下降，且下降速度隨著關(guān)井時間的延長逐漸變慢。不同關(guān)井時間產(chǎn)液量下降幅度為29.43%～76.24%，下降速度為1.17～1.96%/d。注水井恢復(fù)注水后，日產(chǎn)液量隨即上升。相同含水率條件下，關(guān)井時間越長，恢復(fù)到關(guān)井前產(chǎn)液量水平所用的時間越長，平均恢復(fù)速度越快。不同關(guān)井時間恢復(fù)到關(guān)井前產(chǎn)液量水平的90%所用時間為29～57 d，恢復(fù)速度為0.67～1.16%/d。

由圖7（b）可知，關(guān)井后含水率逐漸下降，且隨著時間的延長下降速度逐漸變慢。不同關(guān)井時間含水率下降幅度為0.32%～0.83%，平均變化速度為0.012 7～0.021 2%/d。

由圖7（c）可知，不同關(guān)井時間產(chǎn)油量下降幅度為25.81%～71.27%，平均下降速度為1.10～1.70%/d。注水井開井恢復(fù)注水后，地層能量得到補充，受注入水迅速上升的影響，日產(chǎn)油量逐漸上升。不同關(guān)井時間恢復(fù)到關(guān)井前產(chǎn)油量水平的90%所用時間為31～63 d，平均恢復(fù)速度為0.50～0.97%/d。此后隨著含水率上升，日產(chǎn)油量恢復(fù)緩慢下降。

圖7 不同關(guān)井時間平均單井日產(chǎn)液量、綜合含水率和日產(chǎn)油量隨時間的變化Fig.7 Change curves of daily liquid production，water cut and daily oil production with time of different shut?in time

3.2 井底壓力

綜合含水率為96%時不同關(guān)井時間注水井IN8井底壓力隨時間的變化如圖8所示。

圖8 關(guān)井不同時間IN8井的井底壓力隨時間的變化Fig.8 Change curves of well bottom hole flow pressure of IN8 with time of different shut-in time

由圖8可知，關(guān)井時間越長，井底壓力下降幅度越大，且下降速度隨時間的延長逐漸變慢?？傮w上，不同關(guān)井時間井底壓力下降幅度為20.20%～31.23%，平均變化速度為0.58～0.89%/d。滲流泄壓階段，不同關(guān)井時間井底壓力下降幅度為7.64%～20.04%，平均變化速度為0.31～0.51%/d。

4 不同油層開采特征研究

現(xiàn)場生產(chǎn)實踐證明，鉆關(guān)過程中生產(chǎn)指標變化規(guī)律與油層的發(fā)育狀況聯(lián)系緊密。為了明確不同滲透率、不同厚度油層實施鉆關(guān)過程中生產(chǎn)動態(tài)的變化情況，分析不同油層在含水率為96%時關(guān)井35 d生產(chǎn)指標隨時間的變化規(guī)律。

4.1 不同滲透率油層

基于建立的理論模型，研究縱向上3個不同滲透率油層在鉆關(guān)實施過程中生產(chǎn)動態(tài)的變化情況（見表1）。

表1 不同滲透率油層參數(shù)Table 1 Indexes of oil layers with different permeability

不同滲透率油層關(guān)井前后平均單井日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量隨時間的變化如圖9所示。

由圖9（a）可知，油層滲透率越高，關(guān)井前吸水量越高，關(guān)井后產(chǎn)液量下降幅度越大，平均下降速度越快。不同滲透率油層對應(yīng)的平均單井日產(chǎn)液量下降幅度分別為39.61%、53.98%、63.65%，平均下降速度分別為 1.13、1.54、1.82%/d。

由圖9（b）可知，不同滲透率油層對應(yīng)的平均單井日產(chǎn)油量下降幅度分別為35.97%、50.81%、60.36%，平均下降速度分別為1.03、1.45、1.72%/d?；謴?fù)到關(guān)井前水平的90%所用時間為37～67 d，平均恢復(fù)速度為0.387 6～1.361 0%/d。

圖9 不同滲透率油層平均單井日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量隨時間的變化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 不同厚度油層

為了明確不同厚度油層鉆關(guān)實施過程中生產(chǎn)動態(tài)的變化規(guī)律，基于B3區(qū)塊鉆關(guān)區(qū)實際建立理論模型，縱向上設(shè)計不同厚度油層，油層厚度按h150%、h275%、h3100%確定。具體參數(shù)如表2所以。

表2 不同厚度油層參數(shù)Table 2 Indexes of oil layers with differ ent thickness

不同厚度油層關(guān)井前后平均單井日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量隨時間的變化如圖10所示。

由圖10（a）可知，關(guān)井后不同厚度油層對應(yīng)的平均單井日產(chǎn)液量下降幅度基本相同，約為53.58%；平均下降速度基本相同，約為1.53%/d。

由圖10（b）可知，在其它條件均相同的情況下，關(guān)井后不同厚度油層對應(yīng)的平均單井日產(chǎn)油量下降幅度基本相同，約為50.72%；平均下降速度基本相同，約為1.45%/d。

圖10 不同厚度油層平均單井日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量隨時間的變化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 現(xiàn)場試驗

選取B3區(qū)塊鉆關(guān)區(qū)一口關(guān)井前井底壓力約為17.7 MPa的注水井 B3?3?55實施鉆關(guān)，將其實際鉆關(guān)過程中井底壓力的變化情況與數(shù)模中IN8井關(guān)井期間的井底壓力變化情況進行對比分析，如圖11所示。由圖11可知，數(shù)模中井底壓力的變化情況和現(xiàn)場實際符合程度較高，說明數(shù)模中關(guān)于壓降規(guī)律和開發(fā)指標變化規(guī)律的結(jié)果是可信的。

6 結(jié) 論

（1）研究了不同含水率階段實施鉆關(guān)對鉆關(guān)動態(tài)的影響規(guī)律。鉆關(guān)實施階段的含水率越高，則關(guān)井后日產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量的變化幅度越大，平均變化速度越快，恢復(fù)到關(guān)井前水平所用時間就越短，平均恢復(fù)速度越快。不同含水率階段關(guān)井35 d的平均單井日產(chǎn)液量下降幅度為50.19%～60.16%；平均單井日產(chǎn)油量下降幅度為43.31%～55.44%；綜合含水率下降幅度為0.29%～1.03%；含水率分別為93%、94%、95%、96%、97%、98%時關(guān)井，井底壓力下降到13 MPa對應(yīng)的時間分別是46、42、39、35、31、26 d。

（2）研究了不同關(guān)井時間對鉆關(guān)動態(tài)的影響規(guī)律。隨著關(guān)井時間的延長，生產(chǎn)指標變化速度逐漸減緩。關(guān)井時間越長，生產(chǎn)指標恢復(fù)到關(guān)井前水平所用的時間越長，但平均恢復(fù)速度越快。含水率為96%時關(guān)井不同時間日產(chǎn)液量下降幅度為29.43%～76.24%；平均單井日產(chǎn)油量下降幅度為25.81%～71.27%；含水率下降幅度為0.32%～0.83%；總體上，不同關(guān)井時間井底壓力下降幅度為34.72%～43.74%，平均變化速度為1.00～1.25%/d。滲流泄壓階段，不同關(guān)井時間井底壓力下降幅度為7.64%～20.04%，平均變化速度為0.31～0.51%/d。

（3）研究了不同油層鉆關(guān)實施過程中的開采特征。不同滲透率油層對應(yīng)的平均單井日產(chǎn)液量下降幅度分別為39.61%、53.98%、63.65%；平均單井日產(chǎn)油量下降幅度分別為35.97%、50.81%、60.36%。不同厚度油層的指標變化情況基本相同，平均單井日產(chǎn)液量下降幅度約為53.58%；平均單井日產(chǎn)油量下降幅度約為50.72%。

（4）與現(xiàn)場試驗結(jié)果進行對比分析，驗證了模型的準確性。

圖11 井底壓力實際值與模擬值對比Fig.11 Comparison between actual value and simulation value of well bottom pressure