徐深气田火山岩气藏水平井开发实践与认识

摘 要：徐深气田火山岩气藏储层物性差，单井产量低，井控动态储量较小，且普遍发育边底水，气井稳产能力差。为改善火山岩气藏开发效果，在徐深气田开展了水平井开发实践，通过优化设计论证，优选有利区带部署水平井29口，已完钻试气的13口井试气产能为邻近直井的3.7倍，取得明显的增产效果。目前已初步形成了一套火山岩气藏水平井优化设计和随钻地质导向技术，为提高火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益奠定了基础。

关键词：火山岩气藏；水平井；优化设计；地质导向；开发效果

1 基本地质特征

徐深气田位于松辽盆地北部深层构造单元东南断陷区徐家围子断陷，徐家围子断陷为松辽盆地北部深层规模较大的断陷，近南北向展布，南北向长95km，中部最宽处有60km，主体面积4300km2。松辽盆地北部深层指泉头组二段以下地层，自下而上分别为火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组及泉头组一段、二段地层。主要开发目的层为营城组一段、营城组三段的火山岩储层及营城组四段砾岩储层。

火山岩气藏受构造与岩性双重因素控制成藏，无统一的气水界面，多具有边、底水，为沿火山头分布的一系列构造-岩性、岩性-构造复合气藏。火山岩有效储层呈条带状分布，横向范围一般200-800m，纵向2-60m，储层连通性差。火山岩储层，平均孔隙度为5.81%，主要分布范围（2～10）%；平均水平渗透率为0.335×10-3μm2，平均垂直渗透率0.565×10-3μm2，其中渗透率小于0.1×10-3μm2的样品达79%，属于中低孔低渗型储层。

2 水平井优化设计

为有效提高单井产量和储量动用程度，有效控制底水，进行了水平井开发技术研究。通过现场实践，探索形成了较为成熟的徐深气田火山岩气藏“三选三定”水平井优化设计技术，指导水平井井位优化设计，取得明显的应用效果。

2.1 水平井层位优选

通过“三选”——平面选区、空间选体、垂向选层，确定井层。综合井区构造、储层发育特征、气水分布规律、井控程度以及气井产能等地质动态特征和地面条件，优选有利区带部署水平井。采用地震技术识别布井区块内火山体个数、纵向叠置关系和平面展布规模，将水平井部署在火山体主体部位，避开火口。垂向上主要选取钻井试气证实的主力产层，Ⅰ类储层至少1000m内有直井控制，Ⅱ、Ⅲ类储层则需500-800m。

图2 水平井布井区带 图3 水平井部署火山体

2.2 水平井轨迹确定

通过“三定”——地上、地下结合定井位；最大主应力方向定水平段延伸方向；地震反射特征确定水平井位置与轨迹。

地面井位既要满足地下储层有利，又要保证能够规避地面实施的风险性，就需要结合钻井工艺水平确定靶前距。水平段延伸方向与地层最大主应力方向垂直，一般沿火山体展布方向，从构造高部位向低部位延伸。徐深气田普遍发育底水，一般水平段位于目的层顶部，与邻近直井反射特征相似的区域，距离底水50米以上。水平段要尽量穿过多个火山体，设计长度尽量大于1000m。

2.3 水平井随钻地质导向

由于火山岩气藏岩性岩相变化快、平面非均质性强，必须进行随钻跟踪调整，确保水平井储层钻遇率。

在跟踪调整过程中，随时将钻井、录井、测井数据加载到地质模型中，并同邻井进行分析对比，参考钻速、岩屑、气测和密度数据进行综合判断，找准火山岩顶面的着陆点和目的层的入靶点。进入目的层后，时时跟踪分析现场气测和密度数据，预测即将钻遇地层情况、及时调整钻井轨迹，确保储层较高钻遇率。在接近终靶点时，如果伽马值保持在150API左右、电阻值在120Ω·m以上，同时气测全烃值在2%以上，结合地震剖面，综合判断还能钻遇较好的储层，可加长轨迹。如果电阻值持续低于120Ω·m、气测全烃值低于2%，则提前完钻。

图4 随钻地质导向流程图

目前，徐深气田已应用该技术设计水平井29口，完钻15口，钻井成功率100%，平均储层钻遇率达到64%。

3 水平井开发效果

通过钻井实施，已完钻的15口水平井均达到地质设计要求，完井水平段长度在595～1125m，钻遇储集体个数在1～15个不等，平均储层钻遇率64%，其中两口井采用筛管完井，一口井水利喷砂压力，剩余井均采用裸眼滑套压裂。试气无阻流量13.9～278.5×104m3/d，平均为直井的3.7倍，取得了较好的增产效果。

以钻遇Ⅰ类储层为主的水平井，自然产能即可获得高产，例如A平1井，初期日产气36.9×104m3，通过采用合理的工作制度，压力、产量下降缓慢，单位压降采气量为2.6×108m3/Mpa，而且产水量明显低于区块内直井。以钻遇Ⅱ、Ⅲ类储层为主的水平井，由于物性相对较差，需经压裂改造后获得高产。投产后动态特征差异大，平均日产气量在13×104m3左右，但压力下降快，需控制产量以维持稳产。

另外由于边底水发育，部分投产水平井以见水，导致产量下降。因此需要根据水平井的实际生产动态，采用采气指示曲线法和临界产量法等确定水平井的生产能力，同时结合产量需求来综合指定合理的工作制度，从而控制底水锥进，延长无水采气期。

4 结束语

（1）目前形成的水平井优化设计和随钻地质导向技术，能够有效地指导火山岩气藏水平井部署和钻井，确保水平井钻遇有利储层，保证开发效果。（2）钻遇好的储层是水平井获得高产的物质基础，大规模压裂是Ⅱ、Ⅲ类储层为主水平井获得高产的重要提产技术，在钻遇或勾通多个高储渗体和裂缝发育带的情况下，可以大幅度提高水平井的增产效果。（3）要使水平井开发获得较好的经济效益，必须大幅度压缩钻井投资及压裂作业费用，可以考虑老井侧钻等技术工艺。

参考文献

[1]刘波，刘振，王广运.大庆老区水平井地质设计方法[J].大庆石油地质与开发，2003，22（5）：46-48.

[2]李建奇，杨志伦，陈启文，等.苏里格气田水平井开发技术[J].天然气工业，2011，31（8）：60-64.

作者简介：王报花（1987-），女，2009年本科毕业于中国石油大学（华东），现工作于大庆油田勘探开发研究院天然气室，主要从事天然气气藏工程工作。endprint

摘 要：徐深气田火山岩气藏储层物性差，单井产量低，井控动态储量较小，且普遍发育边底水，气井稳产能力差。为改善火山岩气藏开发效果，在徐深气田开展了水平井开发实践，通过优化设计论证，优选有利区带部署水平井29口，已完钻试气的13口井试气产能为邻近直井的3.7倍，取得明显的增产效果。目前已初步形成了一套火山岩气藏水平井优化设计和随钻地质导向技术，为提高火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益奠定了基础。

关键词：火山岩气藏；水平井；优化设计；地质导向；开发效果

1 基本地质特征

徐深气田位于松辽盆地北部深层构造单元东南断陷区徐家围子断陷，徐家围子断陷为松辽盆地北部深层规模较大的断陷，近南北向展布，南北向长95km，中部最宽处有60km，主体面积4300km2。松辽盆地北部深层指泉头组二段以下地层，自下而上分别为火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组及泉头组一段、二段地层。主要开发目的层为营城组一段、营城组三段的火山岩储层及营城组四段砾岩储层。

火山岩气藏受构造与岩性双重因素控制成藏，无统一的气水界面，多具有边、底水，为沿火山头分布的一系列构造-岩性、岩性-构造复合气藏。火山岩有效储层呈条带状分布，横向范围一般200-800m，纵向2-60m，储层连通性差。火山岩储层，平均孔隙度为5.81%，主要分布范围（2～10）%；平均水平渗透率为0.335×10-3μm2，平均垂直渗透率0.565×10-3μm2，其中渗透率小于0.1×10-3μm2的样品达79%，属于中低孔低渗型储层。

2 水平井优化设计

为有效提高单井产量和储量动用程度，有效控制底水，进行了水平井开发技术研究。通过现场实践，探索形成了较为成熟的徐深气田火山岩气藏“三选三定”水平井优化设计技术，指导水平井井位优化设计，取得明显的应用效果。

2.1 水平井层位优选

通过“三选”——平面选区、空间选体、垂向选层，确定井层。综合井区构造、储层发育特征、气水分布规律、井控程度以及气井产能等地质动态特征和地面条件，优选有利区带部署水平井。采用地震技术识别布井区块内火山体个数、纵向叠置关系和平面展布规模，将水平井部署在火山体主体部位，避开火口。垂向上主要选取钻井试气证实的主力产层，Ⅰ类储层至少1000m内有直井控制，Ⅱ、Ⅲ类储层则需500-800m。

图2 水平井布井区带 图3 水平井部署火山体

2.2 水平井轨迹确定

通过“三定”——地上、地下结合定井位；最大主应力方向定水平段延伸方向；地震反射特征确定水平井位置与轨迹。

地面井位既要满足地下储层有利，又要保证能够规避地面实施的风险性，就需要结合钻井工艺水平确定靶前距。水平段延伸方向与地层最大主应力方向垂直，一般沿火山体展布方向，从构造高部位向低部位延伸。徐深气田普遍发育底水，一般水平段位于目的层顶部，与邻近直井反射特征相似的区域，距离底水50米以上。水平段要尽量穿过多个火山体，设计长度尽量大于1000m。

2.3 水平井随钻地质导向

由于火山岩气藏岩性岩相变化快、平面非均质性强，必须进行随钻跟踪调整，确保水平井储层钻遇率。

在跟踪调整过程中，随时将钻井、录井、测井数据加载到地质模型中，并同邻井进行分析对比，参考钻速、岩屑、气测和密度数据进行综合判断，找准火山岩顶面的着陆点和目的层的入靶点。进入目的层后，时时跟踪分析现场气测和密度数据，预测即将钻遇地层情况、及时调整钻井轨迹，确保储层较高钻遇率。在接近终靶点时，如果伽马值保持在150API左右、电阻值在120Ω·m以上，同时气测全烃值在2%以上，结合地震剖面，综合判断还能钻遇较好的储层，可加长轨迹。如果电阻值持续低于120Ω·m、气测全烃值低于2%，则提前完钻。

图4 随钻地质导向流程图

目前，徐深气田已应用该技术设计水平井29口，完钻15口，钻井成功率100%，平均储层钻遇率达到64%。

3 水平井开发效果

通过钻井实施，已完钻的15口水平井均达到地质设计要求，完井水平段长度在595～1125m，钻遇储集体个数在1～15个不等，平均储层钻遇率64%，其中两口井采用筛管完井，一口井水利喷砂压力，剩余井均采用裸眼滑套压裂。试气无阻流量13.9～278.5×104m3/d，平均为直井的3.7倍，取得了较好的增产效果。

以钻遇Ⅰ类储层为主的水平井，自然产能即可获得高产，例如A平1井，初期日产气36.9×104m3，通过采用合理的工作制度，压力、产量下降缓慢，单位压降采气量为2.6×108m3/Mpa，而且产水量明显低于区块内直井。以钻遇Ⅱ、Ⅲ类储层为主的水平井，由于物性相对较差，需经压裂改造后获得高产。投产后动态特征差异大，平均日产气量在13×104m3左右，但压力下降快，需控制产量以维持稳产。

另外由于边底水发育，部分投产水平井以见水，导致产量下降。因此需要根据水平井的实际生产动态，采用采气指示曲线法和临界产量法等确定水平井的生产能力，同时结合产量需求来综合指定合理的工作制度，从而控制底水锥进，延长无水采气期。

4 结束语

（1）目前形成的水平井优化设计和随钻地质导向技术，能够有效地指导火山岩气藏水平井部署和钻井，确保水平井钻遇有利储层，保证开发效果。（2）钻遇好的储层是水平井获得高产的物质基础，大规模压裂是Ⅱ、Ⅲ类储层为主水平井获得高产的重要提产技术，在钻遇或勾通多个高储渗体和裂缝发育带的情况下，可以大幅度提高水平井的增产效果。（3）要使水平井开发获得较好的经济效益，必须大幅度压缩钻井投资及压裂作业费用，可以考虑老井侧钻等技术工艺。

参考文献

[1]刘波，刘振，王广运.大庆老区水平井地质设计方法[J].大庆石油地质与开发，2003，22（5）：46-48.

[2]李建奇，杨志伦，陈启文，等.苏里格气田水平井开发技术[J].天然气工业，2011，31（8）：60-64.

作者简介：王报花（1987-），女，2009年本科毕业于中国石油大学（华东），现工作于大庆油田勘探开发研究院天然气室，主要从事天然气气藏工程工作。endprint

摘 要：徐深气田火山岩气藏储层物性差，单井产量低，井控动态储量较小，且普遍发育边底水，气井稳产能力差。为改善火山岩气藏开发效果，在徐深气田开展了水平井开发实践，通过优化设计论证，优选有利区带部署水平井29口，已完钻试气的13口井试气产能为邻近直井的3.7倍，取得明显的增产效果。目前已初步形成了一套火山岩气藏水平井优化设计和随钻地质导向技术，为提高火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益奠定了基础。

关键词：火山岩气藏；水平井；优化设计；地质导向；开发效果

1 基本地质特征

徐深气田位于松辽盆地北部深层构造单元东南断陷区徐家围子断陷，徐家围子断陷为松辽盆地北部深层规模较大的断陷，近南北向展布，南北向长95km，中部最宽处有60km，主体面积4300km2。松辽盆地北部深层指泉头组二段以下地层，自下而上分别为火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组及泉头组一段、二段地层。主要开发目的层为营城组一段、营城组三段的火山岩储层及营城组四段砾岩储层。

火山岩气藏受构造与岩性双重因素控制成藏，无统一的气水界面，多具有边、底水，为沿火山头分布的一系列构造-岩性、岩性-构造复合气藏。火山岩有效储层呈条带状分布，横向范围一般200-800m，纵向2-60m，储层连通性差。火山岩储层，平均孔隙度为5.81%，主要分布范围（2～10）%；平均水平渗透率为0.335×10-3μm2，平均垂直渗透率0.565×10-3μm2，其中渗透率小于0.1×10-3μm2的样品达79%，属于中低孔低渗型储层。

2 水平井优化设计

为有效提高单井产量和储量动用程度，有效控制底水，进行了水平井开发技术研究。通过现场实践，探索形成了较为成熟的徐深气田火山岩气藏“三选三定”水平井优化设计技术，指导水平井井位优化设计，取得明显的应用效果。

2.1 水平井层位优选

通过“三选”——平面选区、空间选体、垂向选层，确定井层。综合井区构造、储层发育特征、气水分布规律、井控程度以及气井产能等地质动态特征和地面条件，优选有利区带部署水平井。采用地震技术识别布井区块内火山体个数、纵向叠置关系和平面展布规模，将水平井部署在火山体主体部位，避开火口。垂向上主要选取钻井试气证实的主力产层，Ⅰ类储层至少1000m内有直井控制，Ⅱ、Ⅲ类储层则需500-800m。

图2 水平井布井区带 图3 水平井部署火山体

2.2 水平井轨迹确定

通过“三定”——地上、地下结合定井位；最大主应力方向定水平段延伸方向；地震反射特征确定水平井位置与轨迹。

地面井位既要满足地下储层有利，又要保证能够规避地面实施的风险性，就需要结合钻井工艺水平确定靶前距。水平段延伸方向与地层最大主应力方向垂直，一般沿火山体展布方向，从构造高部位向低部位延伸。徐深气田普遍发育底水，一般水平段位于目的层顶部，与邻近直井反射特征相似的区域，距离底水50米以上。水平段要尽量穿过多个火山体，设计长度尽量大于1000m。

2.3 水平井随钻地质导向

由于火山岩气藏岩性岩相变化快、平面非均质性强，必须进行随钻跟踪调整，确保水平井储层钻遇率。

在跟踪调整过程中，随时将钻井、录井、测井数据加载到地质模型中，并同邻井进行分析对比，参考钻速、岩屑、气测和密度数据进行综合判断，找准火山岩顶面的着陆点和目的层的入靶点。进入目的层后，时时跟踪分析现场气测和密度数据，预测即将钻遇地层情况、及时调整钻井轨迹，确保储层较高钻遇率。在接近终靶点时，如果伽马值保持在150API左右、电阻值在120Ω·m以上，同时气测全烃值在2%以上，结合地震剖面，综合判断还能钻遇较好的储层，可加长轨迹。如果电阻值持续低于120Ω·m、气测全烃值低于2%，则提前完钻。

图4 随钻地质导向流程图

目前，徐深气田已应用该技术设计水平井29口，完钻15口，钻井成功率100%，平均储层钻遇率达到64%。

3 水平井开发效果

通过钻井实施，已完钻的15口水平井均达到地质设计要求，完井水平段长度在595～1125m，钻遇储集体个数在1～15个不等，平均储层钻遇率64%，其中两口井采用筛管完井，一口井水利喷砂压力，剩余井均采用裸眼滑套压裂。试气无阻流量13.9～278.5×104m3/d，平均为直井的3.7倍，取得了较好的增产效果。

以钻遇Ⅰ类储层为主的水平井，自然产能即可获得高产，例如A平1井，初期日产气36.9×104m3，通过采用合理的工作制度，压力、产量下降缓慢，单位压降采气量为2.6×108m3/Mpa，而且产水量明显低于区块内直井。以钻遇Ⅱ、Ⅲ类储层为主的水平井，由于物性相对较差，需经压裂改造后获得高产。投产后动态特征差异大，平均日产气量在13×104m3左右，但压力下降快，需控制产量以维持稳产。

另外由于边底水发育，部分投产水平井以见水，导致产量下降。因此需要根据水平井的实际生产动态，采用采气指示曲线法和临界产量法等确定水平井的生产能力，同时结合产量需求来综合指定合理的工作制度，从而控制底水锥进，延长无水采气期。

4 结束语

（1）目前形成的水平井优化设计和随钻地质导向技术，能够有效地指导火山岩气藏水平井部署和钻井，确保水平井钻遇有利储层，保证开发效果。（2）钻遇好的储层是水平井获得高产的物质基础，大规模压裂是Ⅱ、Ⅲ类储层为主水平井获得高产的重要提产技术，在钻遇或勾通多个高储渗体和裂缝发育带的情况下，可以大幅度提高水平井的增产效果。（3）要使水平井开发获得较好的经济效益，必须大幅度压缩钻井投资及压裂作业费用，可以考虑老井侧钻等技术工艺。

参考文献

[1]刘波，刘振，王广运.大庆老区水平井地质设计方法[J].大庆石油地质与开发，2003，22（5）：46-48.

[2]李建奇，杨志伦，陈启文，等.苏里格气田水平井开发技术[J].天然气工业，2011，31（8）：60-64.

作者简介：王报花（1987-），女，2009年本科毕业于中国石油大学（华东），现工作于大庆油田勘探开发研究院天然气室，主要从事天然气气藏工程工作。endprint