徐深氣田火山巖氣藏水平井優(yōu)化設(shè)計(jì)

李 偉 （中石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶163712）

1 氣藏主要地質(zhì)、動(dòng)態(tài)特征

1.1 主要地質(zhì)特征

徐深氣田D區(qū)塊產(chǎn)氣層主要為下白堊統(tǒng)營城組三段 （K1y3）的火山巖地層[1～3]，儲(chǔ)層巖石類型主要為酸性的流紋巖、球粒流紋巖，其次為熔結(jié)凝灰?guī)r和凝灰?guī)r，有少量的中性巖。埋藏深度3000m左右，火山巖地層厚度200～760m，火山噴發(fā)模式呈中心式－裂隙式噴發(fā)，以裂隙式噴發(fā)為主，中心式噴發(fā)為輔，共發(fā)育5種巖相 （火山通道相、爆發(fā)相、噴溢相、侵出相和火山沉積相）15種亞相。巖相以噴溢相為主，其次為爆發(fā)相和火山通道相，噴溢相上部亞相和爆發(fā)相熱碎屑流亞相為最有利儲(chǔ)層。

氣藏由多期火山噴發(fā)形成的多個(gè)火山巖體組成，整體表現(xiàn)為上氣下水，底水發(fā)育，為受構(gòu)造和巖性雙重因素控制的復(fù)合氣藏。儲(chǔ)層細(xì)分為3類，其中Ⅰ類儲(chǔ)層為主力產(chǎn)氣層、主要發(fā)育在區(qū)塊的北部，Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層全區(qū)發(fā)育。火山巖有效儲(chǔ)層厚度在40～130m，平均有效厚度50.1m。其中Ⅰ類儲(chǔ)層有效儲(chǔ)層厚度介于5～60m之間，平均24.1m。

鉆井、取心及通過D區(qū)塊相距832m兩口井的井間地震可以看出：火山巖儲(chǔ)層內(nèi)部非均質(zhì)性極強(qiáng)，儲(chǔ)層巖性、巖相橫向變化快，有利儲(chǔ)層橫向連續(xù)性差，有利相帶延伸范圍有限，橫向延伸100～1100m，縱向延伸2～20m。

主要儲(chǔ)集空間類型有原生氣孔、杏仁體內(nèi)孔、流紋巖中的脫玻化孔、長石的溶蝕孔、基質(zhì)中的微孔隙、球粒周邊收縮縫和裂縫等類型，氣孔與微裂縫的組合類型是該區(qū)的主力產(chǎn)氣層。裂縫以構(gòu)造縫為主，方向主要以近南北向和近東西向?yàn)橹?。斜交縫和高角度縫所占比例較大，在斷層附近及構(gòu)造高部位區(qū)裂縫發(fā)育且開啟性好。成像測井解釋當(dāng)前地層最大水平主應(yīng)力方向?yàn)榻鼥|西向。

統(tǒng)計(jì)分析區(qū)內(nèi)9口井262個(gè)氣層樣品的巖心物性分析數(shù)據(jù)，儲(chǔ)層孔隙度介于4.0%～27.5%，平均為8.4%；滲透率介于0.006～319mD，平均值1.19mD，主要分布在0.01～1mD；屬于低孔、低滲儲(chǔ)層。76塊水層巖心分析數(shù)據(jù)表明，平均孔隙度10.7%，空氣滲透率3.8mD，與火山巖氣層對比，水層滲透率約是氣層的3.4倍。氣藏天然氣組分以甲烷為主，屬于干氣氣藏。

1.2 主要?jiǎng)討B(tài)特征

氣藏總體動(dòng)態(tài)特征為氣井以壓裂投產(chǎn)為主，單井產(chǎn)量以中低產(chǎn)為主，井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量較小，氣井產(chǎn)量和井控動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量差異較大，部分井過早產(chǎn)地層水。

區(qū)內(nèi)6口氣井試氣產(chǎn)能差異較大，其中4口井是壓后達(dá)工業(yè)氣流，6口井日產(chǎn)氣介于6.82×104～24.56×104m3之間，無阻流量為6.84×104～40.93×104m3/d。在壓裂求產(chǎn)井中，有2口井壓后產(chǎn)較多的地層水。其中，D 2－7井對2942.0～2949.0m層段自噴求產(chǎn)，日產(chǎn)氣9.39×104m3；壓裂后日產(chǎn)氣6.65×104m3，日產(chǎn)水76.8m3，投產(chǎn)后日產(chǎn)水66m3左右。D 2－25井2905～2986m 層段解釋有效厚度81m，綜合解釋該段底部直接發(fā)育水層，對2909～2917m層段壓裂求產(chǎn)，日產(chǎn)氣6.82×104m3；投入試采后產(chǎn)地層水，連續(xù)試采60d日產(chǎn)水穩(wěn)定在36.5m3左右，試采后關(guān)井壓力快速恢復(fù)到原始地層壓力水平。初步分析這2口井產(chǎn)地層水的主要原因是由于壓裂規(guī)?？刂撇划?dāng)，與底部水層溝通造成的。已投產(chǎn)的D2－12井試氣時(shí)不產(chǎn)水，投產(chǎn)后日產(chǎn)地層水3.23m3。上述氣藏地質(zhì)動(dòng)態(tài)特征表明，采用直井開發(fā)如果生產(chǎn)壓差過大或壓裂規(guī)?？刂撇划?dāng)，將導(dǎo)致氣井過早的產(chǎn)地層水，影響氣田開發(fā)效果。因此，開展應(yīng)用水平井技術(shù)提高單井產(chǎn)能和有效控制底水開發(fā)試驗(yàn)非常必要。

2 水平井儲(chǔ)層適應(yīng)性評價(jià)

國內(nèi)外尚未建立火山巖氣藏水平井開發(fā)適用標(biāo)準(zhǔn)，參考國內(nèi)外其他巖性氣藏水平井開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，主要從氣藏類型、氣藏埋藏深度、儲(chǔ)層厚度、氣層滲透率和滲透率各向異性等方面評價(jià)徐深氣田火山巖儲(chǔ)層地質(zhì)條件的適應(yīng)性。

區(qū)塊內(nèi)8口已完鉆井氣藏中部深度2866～2976.5m，主力產(chǎn)氣層在區(qū)塊北部分布比較穩(wěn)定，呈北西向展布，氣層有效厚度在19～66m之間，一般在30m；統(tǒng)計(jì)分析區(qū)內(nèi)3口井17塊主力產(chǎn)層全直徑巖心分析樣品，孔隙度在2.3%～21.9%之間，平均13.9%；水平滲透率 （Kh）在0.011～3.788mD之間，平均0.609mD；垂向滲透率 （Kv）較高，范圍為0.006～1.151mD，平均為0.415mD；水平滲透率與垂向滲透率之比為1.46，氣層滲透率各向異性系數(shù)平均值為1.21。氣層有效厚度與氣層滲透率各向異性乘積介于22.99～79.86之間。

與國內(nèi)外鉆水平井對氣藏地質(zhì)條件要求相比[4]，其氣藏類型和地質(zhì)參數(shù)范圍基本具備鉆水平井的地質(zhì)條件，且普遍發(fā)育底水，更適合采用水平井開發(fā)。因此，可優(yōu)選有利區(qū)帶部署水平井。

3 水平井優(yōu)化設(shè)計(jì)

以區(qū)塊氣藏精細(xì)地質(zhì)描述為基礎(chǔ)，應(yīng)用petrol建模軟件建立區(qū)塊三維精細(xì)地質(zhì)模型[5]；綜合考慮區(qū)塊構(gòu)造特征、火山機(jī)構(gòu)展布特征、氣水分布特征、有效厚度分布特征、井控程度及氣井試氣試采等動(dòng)態(tài)特征，初步篩選出有利布井區(qū)帶；通過地質(zhì)－地震－氣藏工程等多學(xué)科聯(lián)合攻關(guān)，利用常規(guī)地震剖面、地震反演剖面、地震相干體切片、地震吸收系數(shù)和均方根振幅等多種地震屬性分析手段對布井區(qū)帶內(nèi)的火山機(jī)構(gòu)反射特征、儲(chǔ)層類型、物性、裂縫發(fā)育特征[6]和儲(chǔ)層含氣性進(jìn)行預(yù)測分析；建立確定性模型和隨機(jī)預(yù)測模型對布井區(qū)帶內(nèi)的儲(chǔ)層類型、有效厚度進(jìn)行概率分析；結(jié)合氣藏地質(zhì)動(dòng)態(tài)認(rèn)識，借鑒國內(nèi)外氣田水平井開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，考慮現(xiàn)有鉆井、壓裂等工藝技術(shù)水平，優(yōu)選水平井井位，優(yōu)化水平段位置、水平段長度和水平段延伸方向，完成水平井優(yōu)化設(shè)計(jì) （圖1）。

3.1 布井區(qū)帶優(yōu)選

區(qū)塊西北部Ⅰ類儲(chǔ)層相對發(fā)育，分布范圍大，北西向延伸2200m，北東向2000m；預(yù)測Ⅰ類儲(chǔ)層有效厚度大于30m；區(qū)帶內(nèi)尚未鉆井；主力產(chǎn)氣井D2－1井的西部未布井區(qū)帶，與之鄰近的氣井鉆遇Ⅰ類儲(chǔ)層單層厚19m，23塊常規(guī)樣品巖心分析平均孔隙度13.2%，平均空氣滲透率0.78mD，試氣自然產(chǎn)能為全區(qū)之首，連續(xù)試采3a，日穩(wěn)定產(chǎn)氣能力在10×104m3以上；在可部署井區(qū)帶中構(gòu)造位置相對較

圖1 水平井井位設(shè)計(jì)流程圖

高。因此，優(yōu)選該區(qū)帶開展水平井優(yōu)化設(shè)計(jì)論證。

3.2 氣藏工程參數(shù)設(shè)計(jì)論證

3.2.1 層位優(yōu)選

試氣和試采期間生產(chǎn)測試結(jié)果證實(shí)，與確定的布井區(qū)帶鄰近的某氣井鉆遇的Ⅰ類氣層位于營城組三段1氣層組2小層（K1yⅠ32），巖石密度ρr＜2.40g/cm3，儲(chǔ)層物性好，平均孔隙度為13.2%，水平滲透率0.736mD；Kh/Kv＝1.067；4～10mm油嘴，自噴日產(chǎn)氣7.02×104～15.13×104m3，為K1y3火山巖儲(chǔ)層主力產(chǎn)層，因此，將該層定為水平井目的層。

3.2.2 水平井段延伸方向確定

為了確保水平段沿較好和較厚的主力產(chǎn)氣層延伸，并鉆遇較多的天然裂縫發(fā)育帶，擴(kuò)大氣層的連通范圍，同時(shí)考慮壓裂預(yù)案，綜合前述氣藏儲(chǔ)層、裂縫發(fā)育等地質(zhì)動(dòng)態(tài)特征，設(shè)計(jì)水平段沿北西向約345°方向延伸，與主力產(chǎn)層的火山體展布方向接近平行，與天然裂縫發(fā)育方向呈較大角度，與當(dāng)前地層最大主應(yīng)力方向接近垂直。

3.2.3 水平井段長度優(yōu)選

以火山巖地震反射特征為主，盡可能使水平段穿越多個(gè)火山體；采用Joshi等理論公式計(jì)算水平段長度[7，8]大于600m，產(chǎn)量增值幅度明顯變小 （圖2）。綜合氣藏構(gòu)造特征、天然裂縫發(fā)育特征、有效厚度平面分布特征、氣水分布特征和井控程度等地質(zhì)動(dòng)態(tài)認(rèn)識，考慮現(xiàn)有鉆井和壓裂等工藝技術(shù)水平及水平井風(fēng)險(xiǎn)性，結(jié)合理論計(jì)算優(yōu)化確定水平段長度600m。

圖2 水平井產(chǎn)能預(yù)測曲線

3.3 水平井軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)

以上述水平井設(shè)計(jì)參數(shù)論證成果為基礎(chǔ)，在布井區(qū)帶內(nèi)，優(yōu)選構(gòu)造位置相對較高、在常規(guī)地震剖面上火山機(jī)構(gòu)反射特征好、地震反演預(yù)測目的層有效厚度相對較大、地震屬性分析儲(chǔ)層物性和含氣性好、地質(zhì)模型分析鉆遇目的層概率高和有效厚度大的區(qū)帶，確定出水平井井位[9，10]（圖3），即D－平1井。依據(jù)三維地質(zhì)模型和地震三維空變速度場綜合確定水平井靶點(diǎn)海拔深度 （圖4）。

圖4 過水平段常規(guī)地震剖面

圖3 徐深氣田D區(qū)塊井位圖

4 實(shí)施效果分析

D－平 1 井 完 鉆 斜 深3700.1m， 水 平 段 長 度500m。鉆遇儲(chǔ)層490m，占水平段長度的98.0%。其中Ⅰ類 （ρr＜2.4g/cm3）儲(chǔ)層372m，占鉆遇儲(chǔ)層的75.9%； Ⅱ 類 （2.4g/cm3≤ρr≤ 2.48g/cm3） 儲(chǔ) 層97m；Ⅲ類 （2.48g/cm3≤ρr≤ 2.53g/cm3） 儲(chǔ) 層 21m（圖5）。

采用篩管完井，對K1y3的95～100號層 （井段3053.96～3695.78m），采用7.94～14.3mm 油嘴測試求產(chǎn)，日產(chǎn)氣在22.1×104～55.5×104m3之間。采用二項(xiàng)式擬壓力法計(jì)算無阻流量高達(dá)165.9×104m3/d。

圖5 水平井完鉆軌跡

目前同區(qū)塊內(nèi)的11口直井中有6口井自然產(chǎn)能達(dá)工業(yè)氣流，無阻流量介于10.32×104～50.83×104m3之間，平均31.48×104m3；5口壓裂求產(chǎn)井的無阻流量為6.8×104～37×104m3，平均24.75×104m3；11口直井平均無阻流量為28.78×104m3。與同區(qū)塊內(nèi)的直井對比，水平井自然產(chǎn)能最高，其無阻流量是區(qū)塊內(nèi)同層位直井的5.0倍，是區(qū)內(nèi)自然產(chǎn)能獲工業(yè)氣流井的5.3倍，是5口壓后氣井無阻流量的6.7倍，是區(qū)內(nèi)所有氣井平均無阻流量的5.8倍，取得了明顯的增產(chǎn)效果。

5 結(jié) 論

1）形成了徐深氣田火山巖氣藏水平井開發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)，可有效地指導(dǎo)水平井優(yōu)化部署。

2）水平井無阻流量是區(qū)塊內(nèi)同層位直井的5.0倍，增產(chǎn)效果明顯，實(shí)踐表明應(yīng)用水平井提高火山巖氣藏單井產(chǎn)能的潛力較大。

3）D－平1井的成功實(shí)施，預(yù)示水平井技術(shù)有望成為有效開發(fā)徐深氣田火山巖氣藏的主體開發(fā)技術(shù)。

4）開發(fā)試驗(yàn)結(jié)果表明應(yīng)用水平井技術(shù)開發(fā)Ⅰ類火山巖儲(chǔ)層是可行的。與D區(qū)塊相比，徐深氣田已探明的其他區(qū)塊火山巖氣藏埋藏更深，物性更差，儲(chǔ)層主要為Ⅱ、Ⅲ類，氣藏底部也普遍發(fā)育水層，采用單一的直井開發(fā)，部分井區(qū)氣井的產(chǎn)量已接近或低于開發(fā)界限，難以有效動(dòng)用。為了進(jìn)一步試驗(yàn)探討應(yīng)用水平井尋找Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層有利相帶或?qū)λ蕉螌?shí)施分段壓裂提高單井產(chǎn)能、實(shí)現(xiàn)Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層有效動(dòng)用的可行性，建議優(yōu)選有利區(qū)帶，針對Ⅱ、Ⅲ類火山巖儲(chǔ)層繼續(xù)開展水平井開發(fā)試驗(yàn)，為今后徐深氣田大規(guī)模開發(fā)提供技術(shù)支持。

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