大庆钻探工程公司 钻井二公司 黑龙江省大庆市 163000
摘要：“钻关”一词是加密调整井钻井前对附近注水井进行关井降压工序的简称，也称之为“钻降”，是确保调整井钻井安全和固井质量的必要前提。DQ油田老区自上世纪70年代开始钻调整井，并率先进行了钻关技术的探索，为早期调整井钻井地质技术奠定了基础。随着油田开发不断深入，井网密度不断加大，以往的钻关标准关井数量较多，对油田原油产量造成不可忽视的影响。有必要开展优化钻关标准的研究和试验，推动该技术由笼统型向精细化转变。
关键词：调整井；钻关；地层压力；钻井安全
一、DQ油田钻关技术发展历程
DQ油田钻调整井经历了不钻关、600米钻关、300-450米优化钻关阶段、细化完善阶段。钻关为保证钻井安全和固井质量，减少油层污染、降低钻井成本发挥了重要作用。
1、不钻关和600米钻关阶段
上世纪70年代初期，DQ油田进入一次加密调整阶段，是国内最早钻调整井的油田。最初并没有对附近注水井实施关井，因为地层压力高，在钻井过程中出现了严重的井涌、井漏、卡钻和管外冒等复杂事故。经过钻井和开发部门共同研究，根据当时注采井距和井网状况，确定了600米以内注水井全部关井的钻关方案，油田调整井钻井进入钻关阶段。钻关后，采用1.70g/cm3以下的钻井液密度施工，可以保证绝大部分调整井正常施工。
2、优化改进阶段
90年代以后，一次加密井和部分二次加密井投产，井网密度明显加大，平面和层间矛盾得到有效改善。为了减少关井数量和水量影响，在保证钻井安全和固井质量的前提下，钻关距离由过去的一律600米缩短为300～450米，并且根据不同井网的降压速度，分批钻关。降压速度较慢的井网提前15～20天关井，降压较快的井网提前7～10天关井，井口压力控制在2～4Mpa，有效地缩小了纵向层间压差。
钻井液密度总体控制在1.60g/cm3以下，钻井安全和钻井速度获得了较高的指标，结合一些特殊固井工艺如水泥外加剂、套管外封隔器等，使固井质量保持在较高水平。新的钻关方案较原方案减少了20～30%的水量影响。当压力系数超过1.7时，固井质量优质率迅速下降，事故复杂发生率明显增加。
3、细化完善阶段
2000年以后，结合油田稳油控水和精细油藏描述，开展了三次加密井压力剖面预测及固井防窜配套技术研究、测井曲线解释压力方法等研究。在准确搞清地层压力的前提下，进一步细化完善了长垣油田的钻关方案。在分层系钻关的基础上，对钻井区块内的断层憋压区、注水井排憋压区、易漏区等进行了细分，适当延长复杂区域的钻关距离和时间，采取钻摸底井、测压等手段，准确掌握压力状况，复杂事故明显减少。完井电测后，根据测井曲线形态，准确判断高压层位置和压力大小，制定固井技术方案，提高了固井质量。完善后的钻关方案更加适合油田高含水后期的地质特点。
4、国内其他油田钻关情况
国内其他油田如渤海油田、胜利油田、大港油田钻加密调整井过程中，均实施注水井、采油井钻关。
胜利油田2013年制定了严格的钻关标准，并明确了各方责任。300米以内所有注水井、注气井停注，300米以外的经分析对钻井有影响的也要停注、减注或降压。
大港油田在井控实施细则中明确制定了注水井泄压管理标准，对设计井有影响的注采井，采油厂采取相应停注、泄压措施。固井前4-6小时，邻近有影响的采油井也需停采。
辽河油田，调整井施工时，建设方组织和协调停注、泄压等事宜，钻井监督与地质、钻井技术员检查落实邻近注水（汽）井停注、泄压情况。此外，福山油田，海洋工程有限公司等，均规定钻开油气层前应落实临近的注水（汽）井和采油井关停情况及采取泄压措施。
可见，钻调整井实施钻关，是各油田在钻井实践中取得的共识。
二、目前钻关标准存在的主要问题
1、关井数量多、水量影响大
目前的钻关方式采取以待钻井为中心，以一定距离（多在450米左右）为半径的圆形范围内的注水井全部关井，这种笼统钻关方式在密井网条件下关井数量最多可达70～90口，钻1口零散井或更新井影响注水量超过5万立方米，影响产油数百吨。
2、钻后地层压力恢复缓慢
区块整体停注后，随着钻井工期的延长，地层压力逐渐降低，导致采油井液面下降，脱气严重，长时间处于低效状态。某些区块钻井后地层恢复到正常水平需要1～2年的时间。
3、压力波动引起套管损坏
地层压力大幅度波动导致地层蠕动，在钻井区块和正常区块交界位置，横向压力梯度较大，容易发生套管损坏。
因此，有必要开展缩短钻关距离和时间的研究和试验，减少对产量的影响。
三、优化钻关技术方案应遵循的原则
1、老区开展不停注试验应采取特殊工艺作为安全保障
位于老区的LSX油田，具有油层厚、渗透率高的特点，单井的注入和采出量均较大，对于此类区块开展不停住试验应采取控制压力钻井工艺，并采取必要的降压措施消除负窗口，保持井筒压力平衡。上世纪70年代初期L区和S地区采取的不停注钻井已经有过深刻教训。
2、老区内部浅气层区及气顶区不建议开展放宽钻关条件试验
老区内部N组浅气层及气顶区井数占总井数的30%，一旦发生发生油气侵容易引起浅气层井喷，施工安全难以保证。
3、断层憋压区、易漏区需要进一步改善降压效果
对于断层憋压区、易漏区和憋压、易漏同时存在的复杂区块，密度窗口很窄甚至负窗口，存在高压和易漏双重风险，此类地区需要在常规降压的基础上，进一步采取老井补孔泄压等方式降压，不建议在此类地区开展放宽钻关条件的试验。
4、部分老区内部边缘、过渡带地区可以开展放宽钻关条件试验
位于老区内部构造边缘的L北块和S北过的钻井液密度较低，平均压力系数均在1.45以下，表明这类地区压降速度较快，区块整体压力较低，复杂发生率也较低。对于此类地区可以通过调整钻关方案进行试验，适当提高地层压力，前提是确保钻井施工安全和固井质量。
5、正常注采区主力油层可应用补水保压技术
正常注采区整体停注降压1-2个月以后，随着采油井的开采，油层压力显著下降，主力层注水井井口压力可以降到2Mpa以下。对于这类注水井可以进行补水保压作业，既可以保持油层压力，又能缩小层间压差，改善固井质量。
四、结论
1、钻关是保证安全钻井的必要前提，优化钻关标准应秉承安全第一理念，守住钻井安全底线和井控安全红线。
2、根据地区地质条件的差异细化钻关标准，是减少钻关影响的必要途径。
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作者简介：
王连生，1966.3—，黑龙江宝清人。1989年毕业于长春地质学院能源系，2006年获吉林大学岩石学、矿物学、矿床学博士学位，现从事调整井钻井地质技术研究工作。