坨764-斜1井异常高压措施

坨764-斜1井区沙三下、沙四上地层异常高压的监测

1、什么是异常高压、及其产生异常高压的原因？

（1）当地层孔隙中的流体排除受阻，停留在地层孔隙中时；

（2）流体除受静水压力外，还受部分地静应力和构造应力；

（3）这种地层孔隙中流体压力明显超过静水压力的现象称为异常高压。

产生异常高压的原因？

（1）主要是高速沉积和沉积压实不平衡的作用；

（2）在低速沉积中，随着上覆沉积物的增加，静压缓慢增加，孔隙中流体被排出，逐渐被压实，

随埋藏深度的增加，孔隙体积变小，密度增大；

（3）如沉积速度快，静压迅速增加，使与相邻沉积层局部流通的通道迅速被压实，从而渗透性变

差，形成封闭，使内部孔隙中的流体不能排出去，形成异常高压。

由于异常压力是在地层压实到其排液的渗透率下限时产生，其形成受控于埋深和沉积环境两大因

素。埋深因素是显而易见的，而沉积环境，则主要形成于盆地的深水环境。

2、坨764断块沙三下、沙四上纯上亚段、纯下亚段沉积特点及其岩性组合：

（1）沙三下为半深湖-深湖相环境，暗色泥岩比较发育，可见灰褐色油泥岩、棕褐色劣质油页岩产

出，本区沙三下中部在河流入湖处形成三角洲前缘斜坡砂体沉积，具有一定的储集性，北部有一条

沿基底延伸的近东西向的南掉正断层，存在一定的沟通作用，注意落实储集层的含油气情况，储层

是地层流体的储集容器和疏导通道，也是地层压力的传导体，储层越发育，异常压力越难保持。故

本井区异常压力多发育于储层相对缺乏沙三下下部地层段。

（2）沙四上纯上亚段为深湖-滨海泻湖相沉积，局部灰质含量高、矿化度高，主要岩性为深灰色泥

岩、灰褐色油泥岩、棕褐色油页岩夹薄层浅湖相的碳酸盐岩、灰质砂岩储集层；

（3）沙四段纯下亚段储层为深水滑塌浊积扇沉积，岩性为含砾砂岩-细砂岩，为常温、高压、特低

渗透、构造－岩性圈闭，含油性较好。

3、坨764-斜1井区沙三下、沙四上地层异常高压的形成主要是由于厚层的暗色烃源岩极其发育，

尤其是灰褐色油泥岩、棕褐色油页岩段微细裂缝较发育，孔隙体积较大，局部地层水矿化度高，由

于烃源岩沉积区的快速沉积，造成了局部的孔隙裂缝性封闭空间，使内部孔隙中的流体不能排出去，

形成异常高压。在电性上经常表现为低伽马、高电阻。

4、邻井实测压力成果：

井号

坨764

坨76

测试日期

2006.10

井段

(m)

3947.5～3970.0

层位

纯下亚段

纯上亚段

地层压力

(Mpa)

69.76

48.22

压力系数

1.78

1.39 1997.10.28 3441.3～3461.0

1997.11.24 3340.5～3359.0

2005.01

坨76-斜7

坨76-斜14

2008.02

2009

3340.0～3461.0

3094.4～3210.5

3517.3～3532.6

3094.4～3210.5

2007.01.24 3565.0～3598.0

纯上亚段

纯上亚段

纯上亚段

沙三下

纯上亚段

沙三下

51.56

14.1

53.76

42

51

22.4

1.54

0.43

1.50

1.35

1.44

0.72

5、邻井钻井液使用情况：

井号

完井

日期

井段

(m)

0.0～990.0

990.0～2306.0

2306.0～2728.0

坨764 2006.04.10

2728.0～2892.7

2892.0～3001.4

3001.4～3122.0

3122.0～4094.8

4094.8～4429.5

0.0～1060.0

1060.0～2618.0

2618.0～2920.0

坨更76 2006.08.19 2920.0～3222.0

3222.0～3627.0

3627.0～4022.0

4022.0～4216.0

0.0～618.0

618.0～2186.0

坨76-3 1999.01.05

2186.0～2600.0

2600.0～2962.0

2962.0～3411.0

3411.0～3613.0

0.0～844.0

844.0～2120.0

2120.0～2552.0

坨76-8 2006.08.08 2552.0～2860.0

2860.0～2945.0

2945.0～3065.0

3065.0～3550.0

钻井液相对密度

清水

1.05～1.16

1.16～1.25

1.25～1.35

1.35～1.45

1.50～1.54

1.62～1.68

1.61～1.73

清水

1.10～1.22

1.22～1.35

1.35～1.45

1.45～1.55

1.55～1.65

1.65～1.74

清水

1.03～1.15

1.15～1.25

1.25～1.38

1.38～1.50

1.50～1.66

清水

1.05～1.15

1.15～1.25

1.25～1.35

1.35～1.45

1.45～1.55

1.55～1.60

槽面油气水显示及复杂情况

无显示

无显示

无显示

无显示

无显示

无显示

见复杂情况

见复杂情况

无显示

无显示

无显示

无显示

无显示

无显示

见复杂情况

无显示

无显示

无显示

无显示

无显示

无显示

无显示

无显示

无显示

无显示

见复杂情况

无显示

无显示

6、综合录井响应特征

（1）钻速（钻时）：在压力过渡带和异常高压区，钻速常常是增加的。

（2）

d

指数、

dc

指数、Sigma指数：在过渡带和异常高压区偏离正常趋势线，比正常趋势线

低。

（3）扭矩:异常高压的页岩层倾向于向井筒内流动或鼓胀，导致扭矩的急剧增加。

（4）摩阻:摩阻的急剧增加可能预示钻遇异常高压层。

（5）钻井液气侵（气测全烃、组分异常）：气测录井含气异常往往是异常高压层的显示

（6）溢流、井涌：是钻遇高压层的指示标志。

（7）钻井液出口密度：油气侵会导致钻井液密度的降低。

（8）钻井液出口温度：地层温度在超压带随深度增加的速度高于正常速度。

（9）出口电导率：盐度的异常变化，引起钻井液导电性的变化，一般钻遇油层段电导率下降；

出口电阻率：盐度的异常变化，引起钻井液电阻率的变化，一般钻遇油层段电阻率升高；

（10）上覆泥页岩岩屑的体积、形状和大小：在过渡带，岩屑的形状是多角的和尖角的，在外

形上，可以变得异乎寻常的大，而且通常呈现破裂片。

（11）泥页岩体积密度：超压带的泥页岩密度表现为降低的特征

7、现场注意事项、异常高压层的应对措施：

（1）综合录井仪--dc指数的准确记录：

为工程、甲方现场提供压力系数和异常压力趋势线：

3.282



lg





RPMROP







G

n

dc



0.0684WOB



ECD

lg



D



dc

：校正

d

指数值，无量纲；

RPM

：转盘转速，r/min；

ROP：

钻时，m/min；

WOB

：钻压，kN；

D

：

钻头直径，mm；

Gn

：正常液压梯度，g/cm

3

；

ECD

_当量钻井液密度，g/cm

3

。

录井队必须保证现场：转盘转速、钻时、钻压、钻头直径、当量钻井液密度的准确收集和录入。

（2）综合录井仪--气测法：

录井队必须保证现场：全烃、组分、非烃等准确录取，注意气测缓慢升高后的突变点，做好槽面

观察记录，遇到异常显示及时向井队预告，并进行标注抓图保存。

（3）综合录井仪--工程参数异常：

录井队注意：钻速（钻时）--放空、扭矩、出口密度、出口温度、出口电导率异常变化，发现异

常及时观察落实、及时预报。

（4）重点井段3400～3920m，钻开油泥页岩段、油气层后，每次起钻前，要充分循环好钻井液，

起钻时要控制起钻速度，防抽喷。

（5）钻遇油气显示时，每次下钻，要求测后效，计算油气上窜速度，观察池槽面显示情况。

（6）搞好压力监测，及时预告地层压力情况。

异常

类型

异常

高压

地层

检 测 参 数 显 示 特 征

实 时 参 数

钻时大幅度减小；dc指数减小，偏离正常

趋势线；出口流量增大；总池体积增加；

转盘扭矩增大。

迟 到 参 数

气测值升高，接单根后效气明显，起下钻

后效气反应强烈；钻井液密度减小，粘度

增大；地温梯度增大；泥（页）岩密度减

小；岩屑呈碎片状、多角状和尖锐状。

井涌、井喷、井塌、

卡钻、埋钻

可能引发

的工程事故

地层压力检测方法

H.1 Dc指数法

H.1.1 按式（H.1）计算dc指数。

dc

lg[3.282/(RPMROP)]Gn

…………………………（H.1）



lg(0.0684WOB/D

b

)ECD

式中：

dc

——dc指数值，无量纲；

RPM

——转盘转速，单位为转每分（r/min）；

ROP

——钻时，单位为米每分（m/min）；

Gn

——正常液压梯度，单位为克每立方厘米（g/cm）；

3

WOB

——钻压，单位为千牛（kN）；

D

b

——钻头直径，单位为毫米（mm）；

ECD

——当量循环钻井液密度，单位为克每立方厘米（g/cm）

。

3

H.1.2 选取上部地层中厚度大于150 m的正常压实泥（页）岩井段，消除因钻压过大等因素造成

的异常值后，用该井段起、止井深的dc指数值确定本井的dc指数趋势线（dcn）。

H.1.3 当井眼直径或钻头类型发生改变时，应按H.1.2重新选取dc指数趋势线（dcn）。

H.1.4 采用联机软件实时计算地层孔隙压力、地层破裂压力、地层孔隙压力梯度，并与该地区正

常的地层液压梯度（一般为0.97 g/cm

3

～1.06 g/cm

3

）进行比较后，确定孔隙压力梯度的类型。

H.1.5 比较当量循环钻井液密度（ECD）与地层孔隙压力，提出有利于保护油气层的钻井液密度。

H.1.6 正常地层随着埋深的增加，由于上覆岩层的压力增大，使得泥（页）岩孔隙度减小，岩石

致密程度增加，可钻性变差，机械钻速减小，dc指数增大。

注：dc指数法既不适用于PDC钻头条件下的钻井，也不适用于碳酸盐岩地层。

H.2 sigma指数法

H.2.1 按式（H.2）计算sigma指数。

WOB

0.5

RPM

0.25

…………………………………（H.2）



t



D

h

ROP

1

0.25

式中：



t

——sigma指数值，无量纲；

WOB

——钻压，单位为千牛（kN）；

RPM

——转盘转速，单位为转每分（r/min）；

D

h

——钻头直径，单位为英寸（inch）；

——钻速，单位为米每小时（m/h）。

ROP

1

H.2.2 根据实际情况确定sigma指数的趋势线斜率（一般为0.088）。

注：sigma指数法主要适用于碳酸盐岩地层。

H.2.3 采用联机软件实时计算地层孔隙压力、地层破裂压力、地层孔隙压力梯度，并与该地区正

常的地层液压梯度（一般为0.97 g/cm

3

～1.06 g/cm

3

）进行比较后，确定孔隙压力梯度的类型。

H.3 泥（页）岩密度法

选取上部地层中厚度大于150 m的正常压实泥（页）岩井段，确定本井的泥（页）岩密度趋势

线。当泥（页）岩密度值偏离其密度趋势线时，可能存在异常地层压力。

H.4 其它方法

H.4.1 根据背景气、接单根气、后效气、钻井气、抽汲气的变化，定性分析地层压力。

H.4.2 接单根气、后效气越来越大时，可能进入异常压力过渡带；接单根气、后效气越来越小时，

可能是钻井液密度偏大，导致地层中的气体不能正常释放。

H.4.3 钻井气越来越高时，可能进入异常压力过渡带。

H.4.4 背景气持续增加或存在抽汲气时，可能进入异常压力过渡带。

H.5 相关参数计算

H.5.1 静水压力的计算公式见式（H.4）。

P

h



式中：

P

h

——静水压力，单位为兆帕（MPa）；



m

H

100

…………………………………………（H.4）



m

——钻井液密度，单位为克每立方厘米（g/cm）；

H

——垂直深度，单位为米（m）。

3

H.5.2 静水压力梯度的计算公式见式（H.5）。

H

PG



式中：

P

h



1

………………………………………（H.5）



H100

H

PG

——静水压力梯度，单位为兆帕每米（MPa/m）；

P

h

——静水压力，单位为兆帕（MPa）；

3

H

——垂直深度，单位为米（m）；



1

——单位体积质量，单位为克每立方厘米（g/cm）。