如题
油田早期注水开发时，早期的固井技术使有些井固井质量得不到充分保证，造成层间混窜，尤其是标准层进水，使油水井发生套损，注水井套损后因不能及时发现等原因而继续注水，使嫩二段油页岩在形成浸水域的同时，形成很高的地层孔隙压力。萨尔图油田北部的北2—丁3—642井及杏树岗油田北部的杏4—41—618井RFT测试证明了嫩二段标准层存在异常高压（北2—丁3—642井，标准层实测孔隙压力14.55 MPa，折算当量密度1.83 g/cm3，杏4—41—618井标准层实测孔隙压力12.9 MPa，折量当量密度1.78 g/cm3）。 嫩二段耐压试验证明注水井井口压力超过10.8～12.8 MPa压力时可压开标准层，而一般的注水压力都高于这个压力，因此，超压注水就相当于对标准层油页岩起到了压裂的作用，从而使油页岩发育的水平层理被压开形成水平裂隙（位于杏树岗油田杏1—3区嫩二段套损区内的杏2—3—4 井，岩石密度测井在标准层油页岩处曲线发生明显跳跃，显示标准层裂隙的存在）。上述情况发生后，使标准层油页岩具有渗透性及储存空间，这样对钻井就带来了比较严重的危害性，形成以浸水域的嫩二段标准层油页岩异常高压区。萨尔图油田南部的南7—4—25井区，就是这类异常高压区的典型代表。
该区位于萨尔图油田南七—八区嫩二段套损区的西部，在钻二次加密调整井中，有4口设计井钻开嫩二段标准层后发生严重水浸，采用1.85 g/cm3的钻井液仍不能平衡地层压力。该区5口发生固后管外冒水的井有3口井进行了噪声测井，证实出水层位为嫩二段标准层油页岩。
需要特殊说明的是嫩二段标准层异常高压区与油层及浅气层高压区，对钻井的危害特点是有着明显的区别，主要特征为钻进中间歇性水浸和固后管外冒水。
3.9 油气上窜泥岩高压区
此类高压区仅在葡萄花油田北部发现。由于葡萄花油田油层隔层存在原生裂隙，因此在高压注水条件下，某些原生裂隙使隔层的作用丧失，高压油气在异常高压部位上沿裂隙窜至油层顶部并继续上窜至泥岩部位，形成油气上窜泥岩高压区。
通过对葡74—83取芯井岩心观察，葡一组之上的姚2+3段地层为黑色泥岩，质纯性脆且 擦痕发育”，岩芯经轻敲打后沿擦痕面断开，擦痕面与层面夹角大于70度，一般垂直于层面，这就为聚集于油层顶部的高压油气沿姚2+3段地层继续上窜提供了客观条件。
在一次加密调整井钻井初期，葡萄花油田北部有8口井发生未钻至油层就发生油气显示现象。此类复杂情况，均发生在套损注水井纵向上钻遇的第一个砂体严重蹩压方向所对应的调整井。例如葡63—64井位于葡一组1号小层砂岩体的砂岩尖灭方向边缘，受注水井葡64—64井影响，在63—64井点附近形成异常高压，发生油气上窜。葡63—64井钻至距顶45 m发生油气浸显示，钻井液密度由1.25 g/cm3加至1.40 g/cm3油气显示消失。
3.10 隐蔽型异常高压区
所谓隐蔽型异常高压区，是指利用已有油田动静态开发资料，而无法在钻井前进行预测或很难预测的异常高压区。此类高压区一般是因井网控制不住砂体变化而存在的岩性高压层的平面展布范围。由于此类高压区的隐蔽性强，难以预测防范，因此，其危害性极强。葡北油田葡110—56井区异常高压区就是这类高压区的典型代表。
该井区通过动静态资料分属于注采基本平衡区，钻井前分析不存在异常高压层。但距注水井葡110—56井300 m的设计井葡10—9—56井，采用1.80 g/cm3钻井液完钻后发生严重井涌。密度加至1.89 g/cm3循环正常。经过对测井曲线分析，葡一组8号小层为异常高压层，地层压力系数高达1.85，通过对钻井前后砂体平面图的分析表明，葡一组8号小层是距葡10—9—56井650 m之外的注水井葡10—9—56井（厚度