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[摘 要]本文通过对XXX区钻关过程中油水井的动态变化特征进行分析，找出产量变化规律，对影响产液量下降幅度的主要因素进行分析，根據油井动态变化规律来确定钻关恢复注水原则，从而得出对钻关的认识，为以后钻关提供一些经验。
[关键词]钻关 恢复注水 影响因素
中图分类号：TE931.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）01-0023-01
一、概况
XXX区发育的河道砂体规模小，注采关系不完善，含油面积T平方公里，地质储量Y万吨，该区块共发育S、Z二个油层组，80年投入开发，基础井网采用450米井距的反九点法面积注水井网，井网密度3.2口/平方公里，一套层系开采S组油层（北部个别井点射开了Z组油层）。1994年进行一次加密调整，布井方式为井间加井，排间加排，并与临排错开布井，注采井距缩短为225米，采用斜反九点法面积注水井网，井网密度为5.7口/平方公里。
二、注水井钻关过程中，油井动态变化特征
XXX于2014年3月末进行钻井关井，本着关井数最少，关井时间最短，将钻关影响降到最低的原则进行关井，主要根据钻井井位与周围连通的注水井距离来判断是否需要关井，井距在225～500米之间的注水井需要关井，并且为了避免重复性关井，钻关井周围的待钻的井同时进行钻井。
1、动态变化特征
（1）产液量、产油量、综合含水随时间的变化特征
根据注水井钻关时间划分为两类：
①注水井钻关20天有12口井
统计钻关井周围连通的37口油井，钻关10天液量开始下降，主要是动用较好的高产液高含水层降液幅度较大，随着钻关时间的延长，产液量下降幅度增大，钻关20天，与钻关前相比，产液量由1256吨到1068吨，产液量下降幅度为14.97%，产油量由108吨到102吨，产油量下降幅度为5.56%，综合含水由91.40%到90.45%，下降了0.95个百分点。流压由5.06兆帕到4.68兆帕。
②注水井钻关30天有34口井
统计钻关井周围连通的55口油井，钻关10天液量开始下降，钻关30天，产液量由钻关前的948吨到779吨，下降幅度为17.83%，产油由120吨到104吨，下降幅度为13.33%，综合含水由87.34%到86.65%，下降了0.69个百分点，流压由4.21兆帕到3.76兆帕。
（2）产液量下降幅度与钻关前油井流压之间的关系
选用钻关前油井的流压值与钻关期间油井产液量下降幅度值分析可以看出：
流压在3.43兆帕～4.67兆帕之间的油井，产液量下降幅度最大，随着流压的升高，产液量下降幅度减小。对于流压较低的井，流压下降余地较小，因而生产压差偏少较大，造成油井产液量下降幅度较大；相反，对于流压较高的井，流压下降幅度较大，生产压差偏少较小，造成油井产液量下降幅度较小。
（3）含水的变化分析
单井产液量较高的油井，钻关后含水下降值较大，而单井产液量低的油井含水下降值较小，主要是产液量高的井高产液、高含水层降液幅度较大，低产液、低含水层降液幅度较小造成的。这反映层间差异影响较大。从下表可以看出，发育好的，与油井连通好的油层钻开初期注水压力下降，注水量增加，而吸水差与油井连通不好的油层钻开后，虽然注水压力下降但注水量不增，这说明发育连通好的层压力要比差层压力下降的多，这就证明了注水井钻关后高产液的油井含水下降值较大。
二、注水井钻关恢复的做法及效果
注水井钻关恢复采用的是分步恢复法，以钻关注水井及其周围连通的油井为井组，根据油井综合含水的变化来确定钻关恢复注水原则：
方案一：综合含水与钻关前相比下降大于一个百分点，采用0.7倍方案注水；
方案二：综合含水与钻关前相比上升大于一个百分点，采用1.2倍方案注水；
方案三：综合含水与钻关前相比变化在一个百分点之内，采用原方案注水；
通过对以上注水方案的实施，从下图可以看出，三种注水恢复方案效果均较好，按照方案一恢复注水的有6口井，由于注水井钻关后，高产液、高含水层液量下降较多，使综合含水下降较多，钻关开井后，采取控制高含水层的注水量，使油井产油量缓慢恢复，使含水上升幅度得到控制；
按照方案二恢复的注水井有3口，由于注水井钻关后，低含水层降液较多，导致综合含水上升，注水井钻开后，提高注入量，补充低含水层能量，使低含水层产液量增加，从而使产液量、产油量增加，综合含水下降。
按照方案三恢复注水的油井产油量恢复幅度比较平缓，综合含水上升速度缓慢；（见图1）
钻关恢复的效果
根据油井不同的动态变化规律，制定了不同的恢复注水原则，通过对上述不同注水原则实施，均取得了较好的钻关恢复效果。
统计钻关周围92口井，钻关开井60天，产液由1847吨到2085吨，上升了238吨，产油由206吨到222吨，上升了16吨，综合含水由88.85%到89.35%，流压由4.13兆帕到4.22兆帕。
三、几点认识
1、油水井连通状况的好坏，钻关前油井流压水平的高低，影响油井产液量下降幅度的大小；
2、及时分析钻关前后油井产量的变化，根据油井不同的动态变化特征，制定不同的恢复注水原则，以便取得好的钻关恢复效果。
[关键词]钻关 恢复注水 影响因素
中图分类号：TE931.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）01-0023-01
一、概况
XXX区发育的河道砂体规模小，注采关系不完善，含油面积T平方公里，地质储量Y万吨，该区块共发育S、Z二个油层组，80年投入开发，基础井网采用450米井距的反九点法面积注水井网，井网密度3.2口/平方公里，一套层系开采S组油层（北部个别井点射开了Z组油层）。1994年进行一次加密调整，布井方式为井间加井，排间加排，并与临排错开布井，注采井距缩短为225米，采用斜反九点法面积注水井网，井网密度为5.7口/平方公里。
二、注水井钻关过程中，油井动态变化特征
XXX于2014年3月末进行钻井关井，本着关井数最少，关井时间最短，将钻关影响降到最低的原则进行关井，主要根据钻井井位与周围连通的注水井距离来判断是否需要关井，井距在225～500米之间的注水井需要关井，并且为了避免重复性关井，钻关井周围的待钻的井同时进行钻井。
1、动态变化特征
（1）产液量、产油量、综合含水随时间的变化特征
根据注水井钻关时间划分为两类：
①注水井钻关20天有12口井
统计钻关井周围连通的37口油井，钻关10天液量开始下降，主要是动用较好的高产液高含水层降液幅度较大，随着钻关时间的延长，产液量下降幅度增大，钻关20天，与钻关前相比，产液量由1256吨到1068吨，产液量下降幅度为14.97%，产油量由108吨到102吨，产油量下降幅度为5.56%，综合含水由91.40%到90.45%，下降了0.95个百分点。流压由5.06兆帕到4.68兆帕。
②注水井钻关30天有34口井
统计钻关井周围连通的55口油井，钻关10天液量开始下降，钻关30天，产液量由钻关前的948吨到779吨，下降幅度为17.83%，产油由120吨到104吨，下降幅度为13.33%，综合含水由87.34%到86.65%，下降了0.69个百分点，流压由4.21兆帕到3.76兆帕。
（2）产液量下降幅度与钻关前油井流压之间的关系
选用钻关前油井的流压值与钻关期间油井产液量下降幅度值分析可以看出：
流压在3.43兆帕～4.67兆帕之间的油井，产液量下降幅度最大，随着流压的升高，产液量下降幅度减小。对于流压较低的井，流压下降余地较小，因而生产压差偏少较大，造成油井产液量下降幅度较大；相反，对于流压较高的井，流压下降幅度较大，生产压差偏少较小，造成油井产液量下降幅度较小。
（3）含水的变化分析
单井产液量较高的油井，钻关后含水下降值较大，而单井产液量低的油井含水下降值较小，主要是产液量高的井高产液、高含水层降液幅度较大，低产液、低含水层降液幅度较小造成的。这反映层间差异影响较大。从下表可以看出，发育好的，与油井连通好的油层钻开初期注水压力下降，注水量增加，而吸水差与油井连通不好的油层钻开后，虽然注水压力下降但注水量不增，这说明发育连通好的层压力要比差层压力下降的多，这就证明了注水井钻关后高产液的油井含水下降值较大。
二、注水井钻关恢复的做法及效果
注水井钻关恢复采用的是分步恢复法，以钻关注水井及其周围连通的油井为井组，根据油井综合含水的变化来确定钻关恢复注水原则：
方案一：综合含水与钻关前相比下降大于一个百分点，采用0.7倍方案注水；
方案二：综合含水与钻关前相比上升大于一个百分点，采用1.2倍方案注水；
方案三：综合含水与钻关前相比变化在一个百分点之内，采用原方案注水；
通过对以上注水方案的实施，从下图可以看出，三种注水恢复方案效果均较好，按照方案一恢复注水的有6口井，由于注水井钻关后，高产液、高含水层液量下降较多，使综合含水下降较多，钻关开井后，采取控制高含水层的注水量，使油井产油量缓慢恢复，使含水上升幅度得到控制；
按照方案二恢复的注水井有3口，由于注水井钻关后，低含水层降液较多，导致综合含水上升，注水井钻开后，提高注入量，补充低含水层能量，使低含水层产液量增加，从而使产液量、产油量增加，综合含水下降。
按照方案三恢复注水的油井产油量恢复幅度比较平缓，综合含水上升速度缓慢；（见图1）
钻关恢复的效果
根据油井不同的动态变化规律，制定了不同的恢复注水原则，通过对上述不同注水原则实施，均取得了较好的钻关恢复效果。
统计钻关周围92口井，钻关开井60天，产液由1847吨到2085吨，上升了238吨，产油由206吨到222吨，上升了16吨，综合含水由88.85%到89.35%，流压由4.13兆帕到4.22兆帕。
三、几点认识
1、油水井连通状况的好坏，钻关前油井流压水平的高低，影响油井产液量下降幅度的大小；
2、及时分析钻关前后油井产量的变化，根据油井不同的动态变化特征，制定不同的恢复注水原则，以便取得好的钻关恢复效果。