大庆油田注水开发后异常地层压力分布规律研究(2)

如题

3 油田注水开发后异常地层压力平面分布特征

异常压力层在平面上的分布范围为异常压力区，异常欠压区主要分布在局部，采液量大于注水井注入量或在局部区块无注水井、采油井总压差在-1.0 MPa以下、主力油层单层厚度大于0.5 m的区块。而异常高压区的分布和成因则比较复杂，可以总结出10种类型的异常高压区。

3.1 岩性高压区

岩性高压区是指因岩性因素而形成的异常高压层在平面上的分布。

此类高压区主要是分布在大庆长垣南部的太平屯油田、高台子油田和葡萄花油田。这些油田的共同特点是仅发育单一油层组（葡一组），其砂体规模比大庆长垣北部油田小，砂岩的渗透率低，一般小于98.7×10-3μm2。在主力油层发育差的井区，因主力油层吸水厚度降低，所以就增加了岩性尖灭层、差油层等易形成异常高压小层的吸水强度，形成蹩压层，从而使注水井套管在蹩压层位发生套变。注水井套损后被迫采取笼统注水，使层间矛盾进一步加剧，从而形成以套损注水井为核心，以各类蹩压小层在平面上的叠加面积为分布范围的岩性异常高压区。这类高压区具有以下特点：

(1)纵向上钻遇岩性蹩压层；

(2)主力油层发育差或主力油层砂岩厚度不足油田平均厚度的50％；

(3)压力源 注水井静压梯度一般高于17.0 KPa/m；

(4)注水井多在高压异常层位发生套变。

3.2 套损高压区

套损高压区是指油田某一开发区块由于受油田开发中三大矛盾以及其它一些因素的影响，使油水井套管发生成片损坏，形成套损区。套损区内的套损注水井不能分层注水，而套损采油井则不能正常采油，严重的被迫关井停产，使层间、层内及平面三大矛盾进一步加剧，从而形成异常高压区。杏十三区纯油区东部萨二组套损区就是这类高压区的典型代表。

该区位于324、325、326、327、329和332六条断层形成的圈闭范围内。区内约70％的油水井在萨二组发生套损。其中55％的采油井因套损被迫关井停产，而注水井则继续注水，形成套损异常高压区。该区首钻摸底井杏13—22—141井RFT测试结果表明萨二组9号小层压力系数高达1.77。区内66口调整井有12口钻进中发生不同程度的油气水显示，19口井发生固井后管外冒油气水，7口井发生井漏。

3.3 断层—注水井三角高压区

油田的断层走向大多数为北西向、北西西向，倾向为北东向的正断层。断层与注水井排相交形成锐角区，当该三角区位于断层上升盘时，使注水井水驱面积减少，形成注大于采的状况，从而形成高压区。如果该三角区顶部采油井因套损，高含水等原因关井，则使注采不平衡进一步加剧，形成异常高压区。杏树岗油田北部的杏5—丁3—111井区则是此类高压区的典型代表。

该区由杏五区三排注水井与255号断层上升盘配合形成注水井 断层锐角区，该三角区内井网不完善，杏5—3—19、20、21三口注水井北侧无一口采油井，形成死油区。随着注水压力在该地区的不断积累，使该区整体压力升高，而随着位于该三角区顶角的采油井杏5—2—17井套损关井，使该区的注采不平衡进一步加剧，从而形成异常高压区。

该区杏5—丁3—110、111两口一次加密调整井均因发生严重井涌，多次压井无效而报废。杏5—3—611、

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