徐深氣田火山巖氣藏水平井開發(fā)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(tài)儲量較小，且普遍發(fā)育邊底水，氣井穩(wěn)產能力差。為改善火山巖氣藏開發(fā)效果，在徐深氣田開展了水平井開發(fā)實踐，通過優(yōu)化設計論證，優(yōu)選有利區(qū)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(yōu)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(fā)效益奠定了基礎。

關鍵詞：火山巖氣藏；水平井；優(yōu)化設計；地質導向；開發(fā)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(qū)徐家圍子斷陷，徐家圍子斷陷為松遼盆地北部深層規(guī)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(fā)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(tǒng)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?；鹕綆r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(yōu)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(fā)技術研究。通過現(xiàn)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(yōu)化設計技術，指導水平井井位優(yōu)化設計，取得明顯的應用效果。

2.1 水平井層位優(yōu)選

通過“三選”——平面選區(qū)、空間選體、垂向選層，確定井層。綜合井區(qū)構造、儲層發(fā)育特征、氣水分布規(guī)律、井控程度以及氣井產能等地質動態(tài)特征和地面條件，優(yōu)選有利區(qū)帶部署水平井。采用地震技術識別布井區(qū)塊內火山體個數(shù)、縱向疊置關系和平面展布規(guī)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(qū)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(guī)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(fā)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(qū)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(shù)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(shù)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(xiàn)場氣測和密度數(shù)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(xù)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(fā)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(shù)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(qū)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(tài)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(wěn)產。

另外由于邊底水發(fā)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(tài)，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(yōu)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(fā)效果。（2）鉆遇好的儲層是水平井獲得高產的物質基礎，大規(guī)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(fā)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(fā)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(yè)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(qū)水平井地質設計方法[J].大慶石油地質與開發(fā)，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(fā)技術[J].天然氣工業(yè)，2011，31（8）：60-64.

作者簡介：王報花（1987-），女，2009年本科畢業(yè)于中國石油大學（華東），現(xiàn)工作于大慶油田勘探開發(fā)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(tài)儲量較小，且普遍發(fā)育邊底水，氣井穩(wěn)產能力差。為改善火山巖氣藏開發(fā)效果，在徐深氣田開展了水平井開發(fā)實踐，通過優(yōu)化設計論證，優(yōu)選有利區(qū)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(yōu)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(fā)效益奠定了基礎。

關鍵詞：火山巖氣藏；水平井；優(yōu)化設計；地質導向；開發(fā)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(qū)徐家圍子斷陷，徐家圍子斷陷為松遼盆地北部深層規(guī)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(fā)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(tǒng)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?；鹕綆r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?；鹕綆r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(yōu)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(fā)技術研究。通過現(xiàn)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(yōu)化設計技術，指導水平井井位優(yōu)化設計，取得明顯的應用效果。

2.1 水平井層位優(yōu)選

通過“三選”——平面選區(qū)、空間選體、垂向選層，確定井層。綜合井區(qū)構造、儲層發(fā)育特征、氣水分布規(guī)律、井控程度以及氣井產能等地質動態(tài)特征和地面條件，優(yōu)選有利區(qū)帶部署水平井。采用地震技術識別布井區(qū)塊內火山體個數(shù)、縱向疊置關系和平面展布規(guī)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(qū)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(guī)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(fā)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(qū)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(shù)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(shù)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(xiàn)場氣測和密度數(shù)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(xù)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(fā)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(shù)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(qū)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(tài)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(wěn)產。

另外由于邊底水發(fā)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(tài)，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(yōu)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(fā)效果。（2）鉆遇好的儲層是水平井獲得高產的物質基礎，大規(guī)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(fā)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(fā)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(yè)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(qū)水平井地質設計方法[J].大慶石油地質與開發(fā)，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(fā)技術[J].天然氣工業(yè)，2011，31（8）：60-64.

作者簡介：王報花（1987-），女，2009年本科畢業(yè)于中國石油大學（華東），現(xiàn)工作于大慶油田勘探開發(fā)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(tài)儲量較小，且普遍發(fā)育邊底水，氣井穩(wěn)產能力差。為改善火山巖氣藏開發(fā)效果，在徐深氣田開展了水平井開發(fā)實踐，通過優(yōu)化設計論證，優(yōu)選有利區(qū)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(yōu)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(fā)效益奠定了基礎。

關鍵詞：火山巖氣藏；水平井；優(yōu)化設計；地質導向；開發(fā)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(qū)徐家圍子斷陷，徐家圍子斷陷為松遼盆地北部深層規(guī)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(fā)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(tǒng)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?；鹕綆r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?；鹕綆r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(yōu)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(fā)技術研究。通過現(xiàn)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(yōu)化設計技術，指導水平井井位優(yōu)化設計，取得明顯的應用效果。

2.1 水平井層位優(yōu)選

通過“三選”——平面選區(qū)、空間選體、垂向選層，確定井層。綜合井區(qū)構造、儲層發(fā)育特征、氣水分布規(guī)律、井控程度以及氣井產能等地質動態(tài)特征和地面條件，優(yōu)選有利區(qū)帶部署水平井。采用地震技術識別布井區(qū)塊內火山體個數(shù)、縱向疊置關系和平面展布規(guī)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(qū)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(guī)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(fā)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(qū)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(shù)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(shù)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(xiàn)場氣測和密度數(shù)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(xù)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(fā)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(shù)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(qū)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(tài)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(wěn)產。

另外由于邊底水發(fā)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(tài)，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(yōu)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(fā)效果。（2）鉆遇好的儲層是水平井獲得高產的物質基礎，大規(guī)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(fā)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(fā)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(yè)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(qū)水平井地質設計方法[J].大慶石油地質與開發(fā)，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(fā)技術[J].天然氣工業(yè)，2011，31（8）：60-64.

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