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[摘 要]XX油田针对目前每年钻井都在600口井以上，钻关控注对产量的影响也越来越大，特别是高台子油层注水井，钻关时间长，钻控恢复慢。而且固井优质率只在60%左右，不同油层固井质量差异较大，对钻关控注的要求也越来越高。因此，如何最大限度地减少钻关对产量的影响，提高固井优质率，需要开展钻井控注方法研究，进行单井个性化钻关设计。
[关键词]钻控 钻关 固井优质率
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）09-0102-01
1 注入压力压降变化规律
根据钻控要求，注水井井口剩余压力均小于3 MPa。由于冬季施工，注水井关井后均扫线关井，大多数注水井关井后取不着井口压力。统计夏季不同层系注水井钻关后井口压力降落情况。
井口压力降落最快的是葡一组油层注水井，超过47%的后续水驱注水井在1天后井口剩余压力小于3 MPa，平均2天井口剩余压力小于3 MPa。
基础井网注水井降压较快，一般关井5天井口压力能降至3.0MPa以下，断层区的萨葡注水井也能降至4.0MPa。
一次调整井注水井降压很慢，一般关井10天井口压力能降至5.0MPa左右。若不放溢流，有78%的注水井20天后井口压力能降至3.0MPa；若放溢流，平均15天后井口压力能降至3.0MPa。一次调整井油层物性差、连通差是注水井降压慢的主要原因。
一类油层聚合物驱注聚井，平均12天后井口压力能降至3.0MPa。二类油层聚合物驱注聚井，平均17天后井口压力能降至3.0MPa。
根据上述认识，确定了不同层系钻关时间。
基础井网注水井，提前3天关井降压；
葡I1-2油层后续水驱注水井，提前2天关井降压；
葡I1-2油层注聚井提前8天关井降压；
调整井6、7字号，二次加密井2字号注水井提前5天关井降压；
调整井8字号注水井和二次加密井1字号井3字号井提前15天关井降压。
在同一层系内，由于单井钻关前注入压力、注入强度、连通方向、渗透率等各个参数不同，井口压力能降至3.0MPa的时间也不相同。从动态分析经验中，优选出钻关前注入压力、注入强度、连通方向三个参数作为主要影响因素，并分别赋予0.5、0.3、0.2相关系数，具体判别公式：
F=A×0.5+B×0.3+C ×0.2
式中：F---压力降落判别系数
A---钻关前注入压力/区块平均注入压力
B---注入强度/区块平均注入强度
C---连通方向/区块平均连通方向
判别条件：F>0.8，则该井定为提前1-2天钻关
F<0.4，则该井定为推后1-2天钻关
单井根据钻关前注入压力、注入强度和连通厚度提前或推后1-2天钻关，实行单井个性化钻关。主要对F<0.4的注水井缩短开钻前关井时间1～2天，2010年共實施115井次。
2 钻关方法的优化
通过前面的统计分析，可以看出导致高渗层低压和小层压力不均衡的主要原因是低压层。为提高低压层的压力水平，优化了钻关方法，开展了现场试验。具体的钻关方法如下。
⑴优化钻关方法
一是对高渗低压层补水：在气候温暖季节利用注水井开关便利的条件，实行高渗层补水的方法。对葡Ⅰ1-2油层和基础井网实施保压注水，即对开钻前井口压力偏低的注入井，实行在4.5MPa～5.0MPa压力范围注水，补充能量。2010年共补水26井次。
二是缩短钻关时间：对注入压力低的水井，适当缩短开钻前关井时间。在同一层系注入井中注入强度大且注入压力低的水井缩短开钻前关井时间1～2天，2010年共实施115井次。
三是钻井间隔注水：在固井候凝后到下一口井开钻前阶段时间内，对井口压力偏低的水井，进行恢复注水1～2天。主要是避免压力降得过低，减少对油井产量的影响。2010年共实施6井次。
⑵缩小钻关距离现场试验
缩小钻关距离的依据
目前萨葡油层的钻关距离是300米，基础井网注水井，提前3天关井降压；葡I1-2油层后续水驱注水井，提前2天关井降压。本次试验将钻关距离缩小到200米，主要依据如下。
一是葡I1-2油层聚合物驱注采井距较小，注采井距只有237米。当新钻井距离葡I1-2油层注水井大于200米时，都有葡I1-2油层采油井在附近，存在降压点。
二是萨葡油层渗透率较高，钻关后注入压力下降快，葡I1-2油层后续水驱注水井降到3.0MPa需要1.9天，基础井网注水井降到3.0MPa需要2.6天。而且由于新钻井井距小，涉及钻关注水井多，钻关时间长，导致萨葡油层地层压力低，北西块一区目前新钻井累计发生井漏14井次，部位都在萨葡油层。
选井原则
本次试验计划实施2口新钻井，根据BX一区以往钻控经验，新钻井需满足以下要求：
①选取的试验井应为直井，不能位于低洼区域；
②地层压力不能过高，控制在该井区平均压力范围内；
③要求地层砂岩发育好、油层连通性好，且距离断层应大于400m以上；
④距新钻井200m-300m以内有至少两口以上的基础井网和后续水驱注水井；
⑤选取的试验井萨、葡试验目的层之间无套损情况发生。
⑶不停井和停层不停井钻控试验
为降低钻控对注水量的影响，开展了不停井和停层不停井钻控试验。
不停井试验是对注水层位与完井深距离大于30m的“4”、“8”字号注水井在钻控期间正常注入。2010年实施7口，累计减少影响水量9.3×104m3。
停层不停井试验是对“4”、“8”字号注水井和二次加密注水井，完钻井深以下30m的注水层位正常注入，测调停注钻井对应层位。2010年实施8口，累计减少影响水量19.4×104m3。
3、实施效果
一是小层压力更加均衡
改善钻关方法后，油层组内压力更加均衡。统计2014-2015年的地层压力测试资料，平均压力系数1.091。与2014年的压力测试数据对比，各油层组内的压力系数差值明显缩小。
二是固井质量逐步提高。2015年固井优质率55.6%，2009年固井优质率58.4%，2010年固井优质率67.0%。固井优质率逐年增加。
从BX二区与NZD一区不同油层优质层段厚度比例看，各油层组都有不同程度的提高。
4 结论与认识
1、不同层系采取不同的钻关时间。在同一层系内，由于单井钻关前注入压力、注入强度、连通方向、渗透率等各个参数不同，必须采取单井个性化设计。
2、通过补水、缩短钻关时间和钻井间隔注水可以提高高渗低压层的压力水平，提高固井质量。
3、不停井和停层不停井钻控是减少钻控影响的重要方法。根据聚合物驱现井网注采关系，可以缩短钻关距离，固井质量不受影响。
[关键词]钻控 钻关 固井优质率
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）09-0102-01
1 注入压力压降变化规律
根据钻控要求，注水井井口剩余压力均小于3 MPa。由于冬季施工，注水井关井后均扫线关井，大多数注水井关井后取不着井口压力。统计夏季不同层系注水井钻关后井口压力降落情况。
井口压力降落最快的是葡一组油层注水井，超过47%的后续水驱注水井在1天后井口剩余压力小于3 MPa，平均2天井口剩余压力小于3 MPa。
基础井网注水井降压较快，一般关井5天井口压力能降至3.0MPa以下，断层区的萨葡注水井也能降至4.0MPa。
一次调整井注水井降压很慢，一般关井10天井口压力能降至5.0MPa左右。若不放溢流，有78%的注水井20天后井口压力能降至3.0MPa；若放溢流，平均15天后井口压力能降至3.0MPa。一次调整井油层物性差、连通差是注水井降压慢的主要原因。
一类油层聚合物驱注聚井，平均12天后井口压力能降至3.0MPa。二类油层聚合物驱注聚井，平均17天后井口压力能降至3.0MPa。
根据上述认识，确定了不同层系钻关时间。
基础井网注水井，提前3天关井降压；
葡I1-2油层后续水驱注水井，提前2天关井降压；
葡I1-2油层注聚井提前8天关井降压；
调整井6、7字号，二次加密井2字号注水井提前5天关井降压；
调整井8字号注水井和二次加密井1字号井3字号井提前15天关井降压。
在同一层系内，由于单井钻关前注入压力、注入强度、连通方向、渗透率等各个参数不同，井口压力能降至3.0MPa的时间也不相同。从动态分析经验中，优选出钻关前注入压力、注入强度、连通方向三个参数作为主要影响因素，并分别赋予0.5、0.3、0.2相关系数，具体判别公式：
F=A×0.5+B×0.3+C ×0.2
式中：F---压力降落判别系数
A---钻关前注入压力/区块平均注入压力
B---注入强度/区块平均注入强度
C---连通方向/区块平均连通方向
判别条件：F>0.8，则该井定为提前1-2天钻关
F<0.4，则该井定为推后1-2天钻关
单井根据钻关前注入压力、注入强度和连通厚度提前或推后1-2天钻关，实行单井个性化钻关。主要对F<0.4的注水井缩短开钻前关井时间1～2天，2010年共實施115井次。
2 钻关方法的优化
通过前面的统计分析，可以看出导致高渗层低压和小层压力不均衡的主要原因是低压层。为提高低压层的压力水平，优化了钻关方法，开展了现场试验。具体的钻关方法如下。
⑴优化钻关方法
一是对高渗低压层补水：在气候温暖季节利用注水井开关便利的条件，实行高渗层补水的方法。对葡Ⅰ1-2油层和基础井网实施保压注水，即对开钻前井口压力偏低的注入井，实行在4.5MPa～5.0MPa压力范围注水，补充能量。2010年共补水26井次。
二是缩短钻关时间：对注入压力低的水井，适当缩短开钻前关井时间。在同一层系注入井中注入强度大且注入压力低的水井缩短开钻前关井时间1～2天，2010年共实施115井次。
三是钻井间隔注水：在固井候凝后到下一口井开钻前阶段时间内，对井口压力偏低的水井，进行恢复注水1～2天。主要是避免压力降得过低，减少对油井产量的影响。2010年共实施6井次。
⑵缩小钻关距离现场试验
缩小钻关距离的依据
目前萨葡油层的钻关距离是300米，基础井网注水井，提前3天关井降压；葡I1-2油层后续水驱注水井，提前2天关井降压。本次试验将钻关距离缩小到200米，主要依据如下。
一是葡I1-2油层聚合物驱注采井距较小，注采井距只有237米。当新钻井距离葡I1-2油层注水井大于200米时，都有葡I1-2油层采油井在附近，存在降压点。
二是萨葡油层渗透率较高，钻关后注入压力下降快，葡I1-2油层后续水驱注水井降到3.0MPa需要1.9天，基础井网注水井降到3.0MPa需要2.6天。而且由于新钻井井距小，涉及钻关注水井多，钻关时间长，导致萨葡油层地层压力低，北西块一区目前新钻井累计发生井漏14井次，部位都在萨葡油层。
选井原则
本次试验计划实施2口新钻井，根据BX一区以往钻控经验，新钻井需满足以下要求：
①选取的试验井应为直井，不能位于低洼区域；
②地层压力不能过高，控制在该井区平均压力范围内；
③要求地层砂岩发育好、油层连通性好，且距离断层应大于400m以上；
④距新钻井200m-300m以内有至少两口以上的基础井网和后续水驱注水井；
⑤选取的试验井萨、葡试验目的层之间无套损情况发生。
⑶不停井和停层不停井钻控试验
为降低钻控对注水量的影响，开展了不停井和停层不停井钻控试验。
不停井试验是对注水层位与完井深距离大于30m的“4”、“8”字号注水井在钻控期间正常注入。2010年实施7口，累计减少影响水量9.3×104m3。
停层不停井试验是对“4”、“8”字号注水井和二次加密注水井，完钻井深以下30m的注水层位正常注入，测调停注钻井对应层位。2010年实施8口，累计减少影响水量19.4×104m3。
3、实施效果
一是小层压力更加均衡
改善钻关方法后，油层组内压力更加均衡。统计2014-2015年的地层压力测试资料，平均压力系数1.091。与2014年的压力测试数据对比，各油层组内的压力系数差值明显缩小。
二是固井质量逐步提高。2015年固井优质率55.6%，2009年固井优质率58.4%，2010年固井优质率67.0%。固井优质率逐年增加。
从BX二区与NZD一区不同油层优质层段厚度比例看，各油层组都有不同程度的提高。
4 结论与认识
1、不同层系采取不同的钻关时间。在同一层系内，由于单井钻关前注入压力、注入强度、连通方向、渗透率等各个参数不同，必须采取单井个性化设计。
2、通过补水、缩短钻关时间和钻井间隔注水可以提高高渗低压层的压力水平，提高固井质量。
3、不停井和停层不停井钻控是减少钻控影响的重要方法。根据聚合物驱现井网注采关系，可以缩短钻关距离，固井质量不受影响。