油田合理控制钻降递减率的方法与认识

油田 合理控制钻降递减率的方法与认识

孙琦

大庆化工集团涂料厂

摘要：本文通过钻降区块影响递减相关变量的关系论证，对某区东块钻井运行过程中控制递减率的不同做法及效果进行了分析总结，为今后其它区块降低钻降影响、控制钻降区块递减提供可借鉴的依据。

关键词：钻井过程、地层压力、递减率控制

钻井区域因注水井的停注，造成区域间地层压力变化幅度大、钻降恢复过程中含水上升速度快，钻降影响产油量增多，水驱自然递减影响不断加大。在2018年6月到2019年2月某区钻井过程中，结合不同井区、不同井网油层的动静态特点，实施了不同的控制变量递减方案，最大程度的降低了钻降影响。

1、影响钻降递减率的主要因素

水驱油田钻降过程中的产量递减受诸多因素影响，其递减规律是多因素共同作用的综合反映，根据油田实践，影响钻降区自然递减的主要因素是钻降过程中单层突进的控制程度引起的含水上升率变化，地层压力变化引起的液量变化、区块套损井数的多少，钻井数量及范围。

1.1钻降自然递减率与含水上升率成正比

根据递减率的定义也可以得出，产量递减率与含水上升率间的关系，即

-第t年递减率，%

、 —第t年含水 ％

-采液速度%

-采液增长率％

在生产井数和生产压差一定的条件下，影响递减率大小的主要因素是油相相对渗透率，而油相相对渗透率是随着含水的上升而下降的，因而反映到开发指标上，产量递减直接受含水上升率影响 ，而钻降恢复过程的单层突进控制程度决定了含水上升率的多少。

1.2钻降递减率受产液变化幅度影响

钻井降压关井一段时间后，地层压力下降，在生产井数一定的条件下，地层压力的下降造成油井产液量下降。同时配合钻井架线路及处理管线推断等意外事故，开井处理不及时影响时率，造成产量损失。而产液量下降幅度的大小，直接影响递减率的大小。

1.3套损井数增多，加大钻降自然递减率

钻井降压及恢复注水过程中，由于开关井及恢复注水造成压力差异加大，极易诱发套损，采油井套损直接影响油量，注水井套损关井或控制注水影响周围采油井产量下降，进一步加大递减率，有效控制钻降过程中的套损率是控制钻降递减率的有效方案。

2、钻降过程的递减控制问题

从某区东块大面积钻降情况看，控制钻降恢复过程的单层突进造成的含水上升率变化、控制压力下降后产液量下降程度，控制钻降过程中的套损，保证机采井时率是控制钻降区递减的有效方法。

2.1地层条件复杂，套损控制难度大

某区东块地质条件复杂，2017年发现套损，目前区块内套损油水井总数为25口（在用24口），占总井数的22.1%，而导致套损加剧的原因主要是由于区域间压力差异较大，局部井区存在异常高压所至。从钻降前测得的区块地层压力资料来看，2017年上半年平均地层压力10.16MPa，钻停时区块平均地层压力8.92MPa，压差1.24MPa。而个别井区如某井静压值由2018年的8.08MPa上升到2019年的13.04MPa，上升4.96MPa。对控制套损极为不利。

2.2油层动用状况差异大，钻降恢复后单层突进控制难度大。

某区A井网主力油层渗透率高，动用程度达80％以上，差油层动用程度只有50％。而高台子井网各油层发育稳定，连通性好，但层间矛盾突出，钻降恢复注水后，水线注入不均匀，高渗透层的注水量及注入速度难控制，至使单层突进造成含水上升速度加快。

3、控制钻降递减率的有效途径

针对上述不利因素，为保持区块间压力均衡，我们采取钻井前平稳泄压，钻井过程中保压注水、油井下调参数保持地层压力,钻井后分步恢复注水等措施，尽量减少地下能量亏空,控制递减速度， 避免压力大幅波动引起套损。

3.1钻井过程中采取套管防护措施

在整个钻井过程中，为防止钻井初期泄压过快，钻井恢复过程中升压幅度过大等，造成的区块套损，我们采取如下措施，整个钻井期间未出现新发生的套损井，有效避免了压力不均衡引发的套损。

3.2钻中强化油水井跟踪调整，做好保压工作

钻降区注水井关井后，为避免泄压太快，形成局部压降，及时分析区块油水井生产动态，针对供液不足井区采取下调参数、间抽，同井场实施保压关井等手段，平衡区块间压力差异。

在钻降及恢复期间，加大压力监测力度，对钻降区20口采油井沉没度监测由每月1次加密到每月2次。对4口井采取下调参数，根据压降情况对3口沉没度低于100m油井采取保压措施进行间抽，通过这些工作控制了低压区下降速度。钻停期间测静压5口井，平均地层压力9.32MPa,与正常时对比下降0.84MPa。

3.3加强泵况分析工作，及时发现故障井保证时率

钻停期间为保证机采井泵况，尽量减少产量损失，我们加强泵况分析工作，钻中对沉没度与正常时对比上升100m井，及时进行验证、核实资料，使泵况变差井尽早得到处理。钻停期间共发现泵况变差井5口，及时上作业4口、泵漏失1口洗井处理。钻井过程中，由于施工单位较多，经常出现管线挖漏、高压线碰断等，我们绘制了区块管网图提供给施工单位，同时加强巡回检查力度，由专人负责钻井跟踪及协调工作，整个钻井过程中共发现处理管线碰漏、地面电缆推断、高压线碰断5起，并及时得到处理，保证了机采井时率。

3.4注水井开井后分步恢复注水,合理恢复地层压力

为合理恢复地层压力,避免地层压力的突升突降,预防套损的发生,对钻降开井后，注水井严格按方案执行分步恢复注水,并对高压区块注水井延长分步恢复时间，较常规方法延长5-10天。同时控制钻恢初期压力回升速度，保持压力的总体平衡，使压力低于钻前0.5MPa。

3.5为减缓递减，调整井网上调水量，弥补产量递减

为缓解区块递减，提高低渗透层的注入量，将调整井网5口注水井上调方案。日配注上调105m³/d，日实注增加103 m³/d，措施后日增油3.8t，减缓了区块递减上升。

3.6注水井跟踪检配，提高小层注水合格率

钻降恢复注水后，为提高小层注水合格率，我们先后跟踪检配注水井52井次，调整水嘴32个，其中放大22个，缩小10个，有效控制高渗透层注水量，提高低渗透层注水量，控制单层突进，在提高小层注水合格率的同时，控制含水上升速度。

4、钻降区控制递减取得的效果

某区在整个钻井过程中，通过区块间、层系间压力的合理调整，结合注水井方案调整，强化泵况及时率管理，最大程度的控制钻降递减率。2018年区块钻关，影响区块递减增加3个百分点（由正常时5.00%上升到8.20%）；此次科学合理管理钻井区块，递减率控制在7.50%，与2018年递减8.20％对比，减缓了0.7个百分点。

4.1最大程度降低产量影响

某区东块自2018年6月开始钻井，截止2019年2月已完全恢复正常注水。钻降期间关注水井61井次，钻关累积影响水量19.1790×10⁴m³。井区83口采油井，累积影响液量1.837×10⁴t, 累积影响油量1404t。

4.2 注水恢复后含水上升速度得到控制

研究钻降注水恢复后含水上升规律，当注水量恢复到原配注水平时，立即对注水井的高渗透层采取控注或调方案等措施，控制采油井的含水上升速度，目前已见控水效果。

4.3套损形式得到有效控制

通过钻降过程中递减率的有效控制，2019年只出现 1口套损井，达到历年来套损控制最好水平。

5、几点认识

5.1根据油田实践，影响钻降区自然递减的主要因素是含水上升率变化、地层压力的变化、套损井数的多少、钻井数量及范围。

5.2钻降恢复结合层系间的匹配调整，可以有效控制含水上升及产量递减。

5.3钻恢时注水量根据区块压力等实际情况，分阶段平稳恢复注水，可以有效控制含水上升减缓产量递减。

5.4钻降过程中做好压差控制，提高水驱油效率的同时，控制套损形势。

参考文献

1、采油采气工艺专业技术标准汇编Q/DQ0079-1995

2、刘丁曾，王启民，李伯虎。《大庆多层砂岩油田开发》

作者简介：

姓名：孙琦

性别：男

年龄：31

单位：大庆化工集团涂料厂 生产安全科

工种：普通工程师

学历：本科

籍贯：黑龙江大庆

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