徐深氣田火山巖氣藏水平井開發實踐與認識

摘 要：徐深氣田火山巖氣藏儲層物性差，單井產量低，井控動態儲量較小，且普遍發育邊底水，氣井穩產能力差。為改善火山巖氣藏開發效果，在徐深氣田開展了水平井開發實踐，通過優化設計論證，優選有利區帶部署水平井29口，已完鉆試氣的13口井試氣產能為鄰近直井的3.7倍，取得明顯的增產效果。目前已初步形成了一套火山巖氣藏水平井優化設計和隨鉆地質導向技術，為提高火山巖氣藏儲量動用程度和整體開發效益奠定了基礎。

關鍵詞：火山巖氣藏；水平井；優化設計；地質導向；開發效果

1 基本地質特征

徐深氣田位于松遼盆地北部深層構造單元東南斷陷區徐家圍子斷陷，徐家圍子斷陷為松遼盆地北部深層規模較大的斷陷，近南北向展布，南北向長95km，中部最寬處有60km，主體面積4300km2。松遼盆地北部深層指泉頭組二段以下地層，自下而上分別為火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫組及泉頭組一段、二段地層。主要開發目的層為營城組一段、營城組三段的火山巖儲層及營城組四段礫巖儲層。

火山巖氣藏受構造與巖性雙重因素控制成藏，無統一的氣水界面，多具有邊、底水，為沿火山頭分布的一系列構造-巖性、巖性-構造復合氣藏。火山巖有效儲層呈條帶狀分布，橫向范圍一般200-800m，縱向2-60m，儲層連通性差。火山巖儲層，平均孔隙度為5.81%，主要分布范圍（2～10）%；平均水平滲透率為0.335×10-3μm2，平均垂直滲透率0.565×10-3μm2，其中滲透率小于0.1×10-3μm2的樣品達79%，屬于中低孔低滲型儲層。

2 水平井優化設計

為有效提高單井產量和儲量動用程度，有效控制底水，進行了水平井開發技術研究。通過現場實踐，探索形成了較為成熟的徐深氣田火山巖氣藏“三選三定”水平井優化設計技術，指導水平井井位優化設計，取得明顯的應用效果。

2.1 水平井層位優選

通過“三選”——平面選區、空間選體、垂向選層，確定井層。綜合井區構造、儲層發育特征、氣水分布規律、井控程度以及氣井產能等地質動態特征和地面條件，優選有利區帶部署水平井。采用地震技術識別布井區塊內火山體個數、縱向疊置關系和平面展布規模，將水平井部署在火山體主體部位，避開火口。垂向上主要選取鉆井試氣證實的主力產層，Ⅰ類儲層至少1000m內有直井控制，Ⅱ、Ⅲ類儲層則需500-800m。

圖2 水平井布井區帶 圖3 水平井部署火山體

2.2 水平井軌跡確定

通過“三定”——地上、地下結合定井位；最大主應力方向定水平段延伸方向；地震反射特征確定水平井位置與軌跡。

地面井位既要滿足地下儲層有利，又要保證能夠規避地面實施的風險性，就需要結合鉆井工藝水平確定靶前距。水平段延伸方向與地層最大主應力方向垂直，一般沿火山體展布方向，從構造高部位向低部位延伸。徐深氣田普遍發育底水，一般水平段位于目的層頂部，與鄰近直井反射特征相似的區域，距離底水50米以上。水平段要盡量穿過多個火山體，設計長度盡量大于1000m。

2.3 水平井隨鉆地質導向

由于火山巖氣藏巖性巖相變化快、平面非均質性強，必須進行隨鉆跟蹤調整，確保水平井儲層鉆遇率。

在跟蹤調整過程中，隨時將鉆井、錄井、測井數據加載到地質模型中，并同鄰井進行分析對比，參考鉆速、巖屑、氣測和密度數據進行綜合判斷，找準火山巖頂面的著陸點和目的層的入靶點。進入目的層后，時時跟蹤分析現場氣測和密度數據，預測即將鉆遇地層情況、及時調整鉆井軌跡，確保儲層較高鉆遇率。在接近終靶點時，如果伽馬值保持在150API左右、電阻值在120Ω·m以上，同時氣測全烴值在2%以上，結合地震剖面，綜合判斷還能鉆遇較好的儲層，可加長軌跡。如果電阻值持續低于120Ω·m、氣測全烴值低于2%，則提前完鉆。

圖4 隨鉆地質導向流程圖

目前，徐深氣田已應用該技術設計水平井29口，完鉆15口，鉆井成功率100%，平均儲層鉆遇率達到64%。

3 水平井開發效果

通過鉆井實施，已完鉆的15口水平井均達到地質設計要求，完井水平段長度在595～1125m，鉆遇儲集體個數在1～15個不等，平均儲層鉆遇率64%，其中兩口井采用篩管完井，一口井水利噴砂壓力，剩余井均采用裸眼滑套壓裂。試氣無阻流量13.9～278.5×104m3/d，平均為直井的3.7倍，取得了較好的增產效果。

以鉆遇Ⅰ類儲層為主的水平井，自然產能即可獲得高產，例如A平1井，初期日產氣36.9×104m3，通過采用合理的工作制度，壓力、產量下降緩慢，單位壓降采氣量為2.6×108m3/Mpa，而且產水量明顯低于區塊內直井。以鉆遇Ⅱ、Ⅲ類儲層為主的水平井，由于物性相對較差，需經壓裂改造后獲得高產。投產后動態特征差異大，平均日產氣量在13×104m3左右，但壓力下降快，需控制產量以維持穩產。

另外由于邊底水發育，部分投產水平井以見水，導致產量下降。因此需要根據水平井的實際生產動態，采用采氣指示曲線法和臨界產量法等確定水平井的生產能力，同時結合產量需求來綜合指定合理的工作制度，從而控制底水錐進，延長無水采氣期。

4 結束語

（1）目前形成的水平井優化設計和隨鉆地質導向技術，能夠有效地指導火山巖氣藏水平井部署和鉆井，確保水平井鉆遇有利儲層，保證開發效果。（2）鉆遇好的儲層是水平井獲得高產的物質基礎，大規模壓裂是Ⅱ、Ⅲ類儲層為主水平井獲得高產的重要提產技術，在鉆遇或勾通多個高儲滲體和裂縫發育帶的情況下，可以大幅度提高水平井的增產效果。（3）要使水平井開發獲得較好的經濟效益，必須大幅度壓縮鉆井投資及壓裂作業費用，可以考慮老井側鉆等技術工藝。

參考文獻

[1]劉波，劉振，王廣運.大慶老區水平井地質設計方法[J].大慶石油地質與開發，2003，22（5）：46-48.

[2]李建奇，楊志倫，陳啟文，等.蘇里格氣田水平井開發技術[J].天然氣工業，2011，31（8）：60-64.

作者簡介：王報花（1987-），女，2009年本科畢業于中國石油大學（華東），現工作于大慶油田勘探開發研究院天然氣室，主要從事天然氣氣藏工程工作。endprint

摘 要：徐深氣田火山巖氣藏儲層物性差，單井產量低，井控動態儲量較小，且普遍發育邊底水，氣井穩產能力差。為改善火山巖氣藏開發效果，在徐深氣田開展了水平井開發實踐，通過優化設計論證，優選有利區帶部署水平井29口，已完鉆試氣的13口井試氣產能為鄰近直井的3.7倍，取得明顯的增產效果。目前已初步形成了一套火山巖氣藏水平井優化設計和隨鉆地質導向技術，為提高火山巖氣藏儲量動用程度和整體開發效益奠定了基礎。

關鍵詞：火山巖氣藏；水平井；優化設計；地質導向；開發效果

1 基本地質特征

徐深氣田位于松遼盆地北部深層構造單元東南斷陷區徐家圍子斷陷，徐家圍子斷陷為松遼盆地北部深層規模較大的斷陷，近南北向展布，南北向長95km，中部最寬處有60km，主體面積4300km2。松遼盆地北部深層指泉頭組二段以下地層，自下而上分別為火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫組及泉頭組一段、二段地層。主要開發目的層為營城組一段、營城組三段的火山巖儲層及營城組四段礫巖儲層。

火山巖氣藏受構造與巖性雙重因素控制成藏，無統一的氣水界面，多具有邊、底水，為沿火山頭分布的一系列構造-巖性、巖性-構造復合氣藏。火山巖有效儲層呈條帶狀分布，橫向范圍一般200-800m，縱向2-60m，儲層連通性差。火山巖儲層，平均孔隙度為5.81%，主要分布范圍（2～10）%；平均水平滲透率為0.335×10-3μm2，平均垂直滲透率0.565×10-3μm2，其中滲透率小于0.1×10-3μm2的樣品達79%，屬于中低孔低滲型儲層。

2 水平井優化設計

為有效提高單井產量和儲量動用程度，有效控制底水，進行了水平井開發技術研究。通過現場實踐，探索形成了較為成熟的徐深氣田火山巖氣藏“三選三定”水平井優化設計技術，指導水平井井位優化設計，取得明顯的應用效果。

2.1 水平井層位優選

通過“三選”——平面選區、空間選體、垂向選層，確定井層。綜合井區構造、儲層發育特征、氣水分布規律、井控程度以及氣井產能等地質動態特征和地面條件，優選有利區帶部署水平井。采用地震技術識別布井區塊內火山體個數、縱向疊置關系和平面展布規模，將水平井部署在火山體主體部位，避開火口。垂向上主要選取鉆井試氣證實的主力產層，Ⅰ類儲層至少1000m內有直井控制，Ⅱ、Ⅲ類儲層則需500-800m。

圖2 水平井布井區帶 圖3 水平井部署火山體

2.2 水平井軌跡確定

通過“三定”——地上、地下結合定井位；最大主應力方向定水平段延伸方向；地震反射特征確定水平井位置與軌跡。

地面井位既要滿足地下儲層有利，又要保證能夠規避地面實施的風險性，就需要結合鉆井工藝水平確定靶前距。水平段延伸方向與地層最大主應力方向垂直，一般沿火山體展布方向，從構造高部位向低部位延伸。徐深氣田普遍發育底水，一般水平段位于目的層頂部，與鄰近直井反射特征相似的區域，距離底水50米以上。水平段要盡量穿過多個火山體，設計長度盡量大于1000m。

2.3 水平井隨鉆地質導向

由于火山巖氣藏巖性巖相變化快、平面非均質性強，必須進行隨鉆跟蹤調整，確保水平井儲層鉆遇率。

在跟蹤調整過程中，隨時將鉆井、錄井、測井數據加載到地質模型中，并同鄰井進行分析對比，參考鉆速、巖屑、氣測和密度數據進行綜合判斷，找準火山巖頂面的著陸點和目的層的入靶點。進入目的層后，時時跟蹤分析現場氣測和密度數據，預測即將鉆遇地層情況、及時調整鉆井軌跡，確保儲層較高鉆遇率。在接近終靶點時，如果伽馬值保持在150API左右、電阻值在120Ω·m以上，同時氣測全烴值在2%以上，結合地震剖面，綜合判斷還能鉆遇較好的儲層，可加長軌跡。如果電阻值持續低于120Ω·m、氣測全烴值低于2%，則提前完鉆。

圖4 隨鉆地質導向流程圖

目前，徐深氣田已應用該技術設計水平井29口，完鉆15口，鉆井成功率100%，平均儲層鉆遇率達到64%。

3 水平井開發效果

通過鉆井實施，已完鉆的15口水平井均達到地質設計要求，完井水平段長度在595～1125m，鉆遇儲集體個數在1～15個不等，平均儲層鉆遇率64%，其中兩口井采用篩管完井，一口井水利噴砂壓力，剩余井均采用裸眼滑套壓裂。試氣無阻流量13.9～278.5×104m3/d，平均為直井的3.7倍，取得了較好的增產效果。

以鉆遇Ⅰ類儲層為主的水平井，自然產能即可獲得高產，例如A平1井，初期日產氣36.9×104m3，通過采用合理的工作制度，壓力、產量下降緩慢，單位壓降采氣量為2.6×108m3/Mpa，而且產水量明顯低于區塊內直井。以鉆遇Ⅱ、Ⅲ類儲層為主的水平井，由于物性相對較差，需經壓裂改造后獲得高產。投產后動態特征差異大，平均日產氣量在13×104m3左右，但壓力下降快，需控制產量以維持穩產。

另外由于邊底水發育，部分投產水平井以見水，導致產量下降。因此需要根據水平井的實際生產動態，采用采氣指示曲線法和臨界產量法等確定水平井的生產能力，同時結合產量需求來綜合指定合理的工作制度，從而控制底水錐進，延長無水采氣期。

4 結束語

（1）目前形成的水平井優化設計和隨鉆地質導向技術，能夠有效地指導火山巖氣藏水平井部署和鉆井，確保水平井鉆遇有利儲層，保證開發效果。（2）鉆遇好的儲層是水平井獲得高產的物質基礎，大規模壓裂是Ⅱ、Ⅲ類儲層為主水平井獲得高產的重要提產技術，在鉆遇或勾通多個高儲滲體和裂縫發育帶的情況下，可以大幅度提高水平井的增產效果。（3）要使水平井開發獲得較好的經濟效益，必須大幅度壓縮鉆井投資及壓裂作業費用，可以考慮老井側鉆等技術工藝。

參考文獻

[1]劉波，劉振，王廣運.大慶老區水平井地質設計方法[J].大慶石油地質與開發，2003，22（5）：46-48.

[2]李建奇，楊志倫，陳啟文，等.蘇里格氣田水平井開發技術[J].天然氣工業，2011，31（8）：60-64.

作者簡介：王報花（1987-），女，2009年本科畢業于中國石油大學（華東），現工作于大慶油田勘探開發研究院天然氣室，主要從事天然氣氣藏工程工作。endprint

摘 要：徐深氣田火山巖氣藏儲層物性差，單井產量低，井控動態儲量較小，且普遍發育邊底水，氣井穩產能力差。為改善火山巖氣藏開發效果，在徐深氣田開展了水平井開發實踐，通過優化設計論證，優選有利區帶部署水平井29口，已完鉆試氣的13口井試氣產能為鄰近直井的3.7倍，取得明顯的增產效果。目前已初步形成了一套火山巖氣藏水平井優化設計和隨鉆地質導向技術，為提高火山巖氣藏儲量動用程度和整體開發效益奠定了基礎。

關鍵詞：火山巖氣藏；水平井；優化設計；地質導向；開發效果

1 基本地質特征

徐深氣田位于松遼盆地北部深層構造單元東南斷陷區徐家圍子斷陷，徐家圍子斷陷為松遼盆地北部深層規模較大的斷陷，近南北向展布，南北向長95km，中部最寬處有60km，主體面積4300km2。松遼盆地北部深層指泉頭組二段以下地層，自下而上分別為火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫組及泉頭組一段、二段地層。主要開發目的層為營城組一段、營城組三段的火山巖儲層及營城組四段礫巖儲層。

火山巖氣藏受構造與巖性雙重因素控制成藏，無統一的氣水界面，多具有邊、底水，為沿火山頭分布的一系列構造-巖性、巖性-構造復合氣藏。火山巖有效儲層呈條帶狀分布，橫向范圍一般200-800m，縱向2-60m，儲層連通性差。火山巖儲層，平均孔隙度為5.81%，主要分布范圍（2～10）%；平均水平滲透率為0.335×10-3μm2，平均垂直滲透率0.565×10-3μm2，其中滲透率小于0.1×10-3μm2的樣品達79%，屬于中低孔低滲型儲層。

2 水平井優化設計

為有效提高單井產量和儲量動用程度，有效控制底水，進行了水平井開發技術研究。通過現場實踐，探索形成了較為成熟的徐深氣田火山巖氣藏“三選三定”水平井優化設計技術，指導水平井井位優化設計，取得明顯的應用效果。

2.1 水平井層位優選

通過“三選”——平面選區、空間選體、垂向選層，確定井層。綜合井區構造、儲層發育特征、氣水分布規律、井控程度以及氣井產能等地質動態特征和地面條件，優選有利區帶部署水平井。采用地震技術識別布井區塊內火山體個數、縱向疊置關系和平面展布規模，將水平井部署在火山體主體部位，避開火口。垂向上主要選取鉆井試氣證實的主力產層，Ⅰ類儲層至少1000m內有直井控制，Ⅱ、Ⅲ類儲層則需500-800m。

圖2 水平井布井區帶 圖3 水平井部署火山體

2.2 水平井軌跡確定

通過“三定”——地上、地下結合定井位；最大主應力方向定水平段延伸方向；地震反射特征確定水平井位置與軌跡。

地面井位既要滿足地下儲層有利，又要保證能夠規避地面實施的風險性，就需要結合鉆井工藝水平確定靶前距。水平段延伸方向與地層最大主應力方向垂直，一般沿火山體展布方向，從構造高部位向低部位延伸。徐深氣田普遍發育底水，一般水平段位于目的層頂部，與鄰近直井反射特征相似的區域，距離底水50米以上。水平段要盡量穿過多個火山體，設計長度盡量大于1000m。

2.3 水平井隨鉆地質導向

由于火山巖氣藏巖性巖相變化快、平面非均質性強，必須進行隨鉆跟蹤調整，確保水平井儲層鉆遇率。

在跟蹤調整過程中，隨時將鉆井、錄井、測井數據加載到地質模型中，并同鄰井進行分析對比，參考鉆速、巖屑、氣測和密度數據進行綜合判斷，找準火山巖頂面的著陸點和目的層的入靶點。進入目的層后，時時跟蹤分析現場氣測和密度數據，預測即將鉆遇地層情況、及時調整鉆井軌跡，確保儲層較高鉆遇率。在接近終靶點時，如果伽馬值保持在150API左右、電阻值在120Ω·m以上，同時氣測全烴值在2%以上，結合地震剖面，綜合判斷還能鉆遇較好的儲層，可加長軌跡。如果電阻值持續低于120Ω·m、氣測全烴值低于2%，則提前完鉆。

圖4 隨鉆地質導向流程圖

目前，徐深氣田已應用該技術設計水平井29口，完鉆15口，鉆井成功率100%，平均儲層鉆遇率達到64%。

3 水平井開發效果

通過鉆井實施，已完鉆的15口水平井均達到地質設計要求，完井水平段長度在595～1125m，鉆遇儲集體個數在1～15個不等，平均儲層鉆遇率64%，其中兩口井采用篩管完井，一口井水利噴砂壓力，剩余井均采用裸眼滑套壓裂。試氣無阻流量13.9～278.5×104m3/d，平均為直井的3.7倍，取得了較好的增產效果。

以鉆遇Ⅰ類儲層為主的水平井，自然產能即可獲得高產，例如A平1井，初期日產氣36.9×104m3，通過采用合理的工作制度，壓力、產量下降緩慢，單位壓降采氣量為2.6×108m3/Mpa，而且產水量明顯低于區塊內直井。以鉆遇Ⅱ、Ⅲ類儲層為主的水平井，由于物性相對較差，需經壓裂改造后獲得高產。投產后動態特征差異大，平均日產氣量在13×104m3左右，但壓力下降快，需控制產量以維持穩產。

另外由于邊底水發育，部分投產水平井以見水，導致產量下降。因此需要根據水平井的實際生產動態，采用采氣指示曲線法和臨界產量法等確定水平井的生產能力，同時結合產量需求來綜合指定合理的工作制度，從而控制底水錐進，延長無水采氣期。

4 結束語

（1）目前形成的水平井優化設計和隨鉆地質導向技術，能夠有效地指導火山巖氣藏水平井部署和鉆井，確保水平井鉆遇有利儲層，保證開發效果。（2）鉆遇好的儲層是水平井獲得高產的物質基礎，大規模壓裂是Ⅱ、Ⅲ類儲層為主水平井獲得高產的重要提產技術，在鉆遇或勾通多個高儲滲體和裂縫發育帶的情況下，可以大幅度提高水平井的增產效果。（3）要使水平井開發獲得較好的經濟效益，必須大幅度壓縮鉆井投資及壓裂作業費用，可以考慮老井側鉆等技術工藝。

參考文獻

[1]劉波，劉振，王廣運.大慶老區水平井地質設計方法[J].大慶石油地質與開發，2003，22（5）：46-48.

[2]李建奇，楊志倫，陳啟文，等.蘇里格氣田水平井開發技術[J].天然氣工業，2011，31（8）：60-64.

作者簡介：王報花（1987-），女，2009年本科畢業于中國石油大學（華東），現工作于大慶油田勘探開發研究院天然氣室，主要從事天然氣氣藏工程工作。endprint