陳海燕

（大慶鉆探工程公司鉆井一公司，黑龍江大慶163411）

S油田西5-107井區(qū)1996年9～12月鉆二次加密調整及聚合物驅井24口，使用密度為1.65～1.70g/cm3鉆井液進行施工，仍有3口井在鉆井過程中發(fā)生井涌、油氣浸等復雜情況，12口井使用密度1.85～1.95g/cm3的水泥漿固井，11口井使用套管外封隔器，并配合使用鎖水抗竄劑，仍有5口井固井質量不合格，出現管外冒的情況，說明西5-107井區(qū)S1、S2組存在異常高壓力。

1 西5-107井區(qū)異常高壓層電性特征及形成原因

1.1 異常高壓層的電性特征

對西區(qū)完井電測曲線進行比較，高1129-21井和西6-P9井具有異常高壓層，西52-7井油層壓力正常，總結后發(fā)現異常高壓層具有如下電性特征。

1.1.1 自然電位曲線

異常高壓層自然電位負異常較小，如高1129-21井SI2號層自然電位值只有-6mV，異常層壓力越高，負異常越少，直至無負異常或出現正異常。

1.1.2 聲速曲線

異常高壓層聲速值比同類型砂巖層聲速值高，如西6-P9井SⅡ3號層，聲速值達400μs/m，有些高壓層聲速值接近或高于泥巖層聲速值，如高1129-21井SI2號層聲速值高達450μs/m。

1.1.3 微電極曲線

異常高壓層微梯度幅度值比同類型砂巖層高，微電位與微梯度曲線幅度差，比同類型砂巖層小，如高1129-21井SI2號層。

1.2 異常高壓形成原因

西5-107井區(qū)位于103、116、117號斷層之間。斷層內注水井西5-107井兩側500m范圍內共有采油井3口：西5-7、西5-9和高129-21井，其中高129-21井為高臺子采油井，其它3口SP層位注采井的（S1、S2組）注采層位見表1。

表1 西5-107井區(qū)注采層位（S1、S2組）統(tǒng)計表

從表1中可以看出，西5-107井西北側SI3、SI4+5、SⅡ1只注不采，西5-107井東南側SⅡ4、SⅡ7只注不采，在西5-107井西南、東北兩側受103、116、117號斷層遮擋，這樣的封閉條件使S1、S2組部分油層出現了憋壓現象，加上西5-107井區(qū)接近西區(qū)過渡帶，油層物性很差，一旦形成異常高壓，壓力又很難通過注水井停注放溢泄掉。從而給后續(xù)鉆井施工和保證固井質量造成很大困難，例如，高1129-21井使用密度1.70g/cm3的鉆井液鉆井，鉆井施工過程中仍發(fā)生了井涌現象，使用密度1.95g/cm3的鉆井液固井，在S0-S1夾層使用套管外封隔器，并配合使用鎖水抗竄劑，聲幅檢測在S0-S2組仍出現10%～55%的幅度。

2 異常壓力大小

對西5-107井區(qū)24口二次加密度調整井和聚合物驅的完井電測曲線利用如下回歸公式進行計算：

式中：P——待計算的目的層壓力系數；

h1——目的層的微梯度值，mm；

h2——標致層的微梯度值，mm；

V2——目的層的聲速值，μs/m；

V1——標致層的聲速值，μs/m。

其中有12口井的地層壓力系數大于1.65，具體數據見表2。

從表2中可以看出，西5-107井區(qū)S1、S2組異常高壓層壓力系數在1.65～1.80之間。

表2 西5-107井區(qū)異常高壓層壓力系數表

3 異常壓力分布范圍

西5-107井區(qū)24口井中具有異常高壓層的12口井集中分布在103、116、117號斷層內，西5-107井兩側400～500m范圍內，另外12口井油層壓力系數均低于1.55，使用密度1.55～1.65g/cm3的鉆井液鉆井，鉆井過程中無任何油氣顯示，使用密度1.75～1.85g/cm3的鉆井液固井，而且未采取任何其它固井防竄措施，聲幅檢測封固質量良好。

4 結論與建議

（1）西5-107井區(qū)異常高壓是由于注多采少或只注不采造成的。

（2）異常高壓層的壓力系數在1.65～1.80g/cm3之間。

（3）異常高壓的平面分布范圍在3條斷層之間，水井400～500m范圍內。

（4）建議在類似區(qū)塊鉆井前對采油井進行補孔泄壓，在新鉆井中選擇2口井作為泄壓井先鉆。

[1]王長江，劉桂蘭.薩爾圖油層異常高壓分布模型分析[J].石油地質與工程，2013(2).

[2]張曉雪，劉建濤，吳長江.淺談薩爾圖西斜坡過渡帶地質特性[J].石化技術，2016(3).