大庆油田注水开发后异常地层压力分布规律研究(3)

如题

613等7口二次加密调整井因该区异常高压进一步加剧而发生严重油气水浸及固井后管外冒的复杂情况。 3.4 油井高含水关井高压区

在油田开发过程中，采油井高含水后，往往采取机械、化学方法对高含水层位进行堵水，如果堵水无效，一般采取采油井关井停产的措施。而此时注水井则继续注水，使注采失衡，形成只注不采的状况。因此，在高含水关井采油井附近形成异常高压区。葡萄花油田北部的葡82—78井区就是此类高压区的典型代表。

该区采油井葡82—78井因100％含水而关井，而其两侧的注水井葡82—76和葡82—80井则继续注水，由于只注不采使葡82—78井附近油层压力迅速增高，从而形成异常高压区。葡81—78井钻开油层后发生严重井涌，采用密度为1.90 g/cm3的钻井液也不能平衡地层压力，被迫采取特殊工艺技术提前完钻，固井后又发生管外喷冒而被迫修井。

3.5 断层附近采油井成片套损关井异常高压区

油田注水开发后，在某些大断层两侧地层压力产生差异后，使断层附近的采油井成片套损关井，在断层附近形成死油区，随着相应注水井的继续注水，从而形成异常高压区。杏树岗油田北部的杏6—丁4—泄139井区就是此类异常高压区的典型代表。

位于该区261、262号断层北侧的六区四排采油井套管成片损坏，其中9口采油井关井报废，形成较大范围的断层带死油区。而六区三排注水井继续注水，在261、262号断层北侧只注不采，注采严重失衡，形成异常高压区。该区15口调整井发生不同程度油气水显示，其中杏6—3—141、杏6—丁1—140两口井用2.05～2.20 g/cm3重泥浆发生井涌多次压井无效而报废，泄压井杏6—丁3—泄139井经RFT测试，萨二组4号小层地层压力系数高达2.05。

3.6 采油井成片堵水异常高压区

大庆长垣北部的喇、萨、杏油田的基础井网主要是开采渗透性好、厚度大（>1.0 m）的油层，长期注水开发造成基础井网主力油层水淹，采油井高含水。为降低油井含水，一般对这样的高含水、水洗油层采取机械或化学方式封堵，而此时如果注水井继续注水，则使这些堵水层压力迅速升高，如果采油井成片堵水，并且堵水层位一致性较好，那么在堵水区域则形成异常高压区。杏树岗油田南部的杏186井区就是此类高压区的典型代表。

该区位于305号断层北侧，区内7口基础井网采油井中，有6口井对主力油层—葡一组2—3号层进行了封堵，形成主力油层异常高压区，区内8口设计调整井实钻证实：封堵层平均地层压力系数1.77，最高达到1.86。2口设计调整井钻开封堵层后发生井涌，1口井固井质量在高压层及以上层位不合格。 3.7 浅层异常高压区

由于固井质量或套管损坏等因素，使注入水窜入浅部的非开采地层，从而形成只注不采的状况，在具备构造或岩性压力封闭条件的情况下形成浅层异常高压区。杏树岗油田北部的杏4—丁2—216井区就是这类高压区的典型代表。

由于杏4—丁2—216井固井质量不好，使注入水窜入萨零组地层中。由于只注不采使萨零组地层蹩压，从而形成异常高压区。区内杏4—30—616井用1.67 g/cm3钻井液钻开萨零组底部砂层发生井涌，采用1.98 g/cm3钻井液压住井涌。区内另一口设计井杏4—30—615井采用1.95 g/cm3钻井液完钻，电测后下钻通井也发生井涌显示，固井后发生管外冒水，外溢量达70 m3/d。

3.8 嫩二段油页岩标准层异常高压区

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