陈海燕

（大庆钻探工程公司钻井一公司，黑龙江大庆163411）

S油田西5-107井区1996年9～12月钻二次加密调整及聚合物驱井24口，使用密度为1.65～1.70g/cm3钻井液进行施工，仍有3口井在钻井过程中发生井涌、油气浸等复杂情况，12口井使用密度1.85～1.95g/cm3的水泥浆固井，11口井使用套管外封隔器，并配合使用锁水抗窜剂，仍有5口井固井质量不合格，出现管外冒的情况，说明西5-107井区S1、S2组存在异常高压力。

1 西5-107井区异常高压层电性特征及形成原因

1.1 异常高压层的电性特征

对西区完井电测曲线进行比较，高1129-21井和西6-P9井具有异常高压层，西52-7井油层压力正常，总结后发现异常高压层具有如下电性特征。

1.1.1 自然电位曲线

异常高压层自然电位负异常较小，如高1129-21井SI2号层自然电位值只有-6mV，异常层压力越高，负异常越少，直至无负异常或出现正异常。

1.1.2 声速曲线

异常高压层声速值比同类型砂岩层声速值高，如西6-P9井SⅡ3号层，声速值达400μs/m，有些高压层声速值接近或高于泥岩层声速值，如高1129-21井SI2号层声速值高达450μs/m。

1.1.3 微电极曲线

异常高压层微梯度幅度值比同类型砂岩层高，微电位与微梯度曲线幅度差，比同类型砂岩层小，如高1129-21井SI2号层。

1.2 异常高压形成原因

西5-107井区位于103、116、117号断层之间。断层内注水井西5-107井两侧500m范围内共有采油井3口：西5-7、西5-9和高129-21井，其中高129-21井为高台子采油井，其它3口SP层位注采井的（S1、S2组）注采层位见表1。

表1 西5-107井区注采层位（S1、S2组）统计表

从表1中可以看出，西5-107井西北侧SI3、SI4+5、SⅡ1只注不采，西5-107井东南侧SⅡ4、SⅡ7只注不采，在西5-107井西南、东北两侧受103、116、117号断层遮挡，这样的封闭条件使S1、S2组部分油层出现了憋压现象，加上西5-107井区接近西区过渡带，油层物性很差，一旦形成异常高压，压力又很难通过注水井停注放溢泄掉。从而给后续钻井施工和保证固井质量造成很大困难，例如，高1129-21井使用密度1.70g/cm3的钻井液钻井，钻井施工过程中仍发生了井涌现象，使用密度1.95g/cm3的钻井液固井，在S0-S1夹层使用套管外封隔器，并配合使用锁水抗窜剂，声幅检测在S0-S2组仍出现10%～55%的幅度。

2 异常压力大小

对西5-107井区24口二次加密度调整井和聚合物驱的完井电测曲线利用如下回归公式进行计算：

式中：P——待计算的目的层压力系数；

h1——目的层的微梯度值，mm；

h2——标致层的微梯度值，mm；

V2——目的层的声速值，μs/m；

V1——标致层的声速值，μs/m。

其中有12口井的地层压力系数大于1.65，具体数据见表2。

从表2中可以看出，西5-107井区S1、S2组异常高压层压力系数在1.65～1.80之间。

表2 西5-107井区异常高压层压力系数表

3 异常压力分布范围

西5-107井区24口井中具有异常高压层的12口井集中分布在103、116、117号断层内，西5-107井两侧400～500m范围内，另外12口井油层压力系数均低于1.55，使用密度1.55～1.65g/cm3的钻井液钻井，钻井过程中无任何油气显示，使用密度1.75～1.85g/cm3的钻井液固井，而且未采取任何其它固井防窜措施，声幅检测封固质量良好。

4 结论与建议

（1）西5-107井区异常高压是由于注多采少或只注不采造成的。

（2）异常高压层的压力系数在1.65～1.80g/cm3之间。

（3）异常高压的平面分布范围在3条断层之间，水井400～500m范围内。

（4）建议在类似区块钻井前对采油井进行补孔泄压，在新钻井中选择2口井作为泄压井先钻。

[1]王长江，刘桂兰.萨尔图油层异常高压分布模型分析[J].石油地质与工程，2013(2).

[2]张晓雪，刘建涛，吴长江.浅谈萨尔图西斜坡过渡带地质特性[J].石化技术，2016(3).