徐深气田火山岩气藏水平井优化设计

李 伟 （中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆163712）

1 气藏主要地质、动态特征

1.1 主要地质特征

徐深气田D区块产气层主要为下白垩统营城组三段 （K1y3）的火山岩地层[1～3]，储层岩石类型主要为酸性的流纹岩、球粒流纹岩，其次为熔结凝灰岩和凝灰岩，有少量的中性岩。埋藏深度3000m左右，火山岩地层厚度200～760m，火山喷发模式呈中心式－裂隙式喷发，以裂隙式喷发为主，中心式喷发为辅，共发育5种岩相 （火山通道相、爆发相、喷溢相、侵出相和火山沉积相）15种亚相。岩相以喷溢相为主，其次为爆发相和火山通道相，喷溢相上部亚相和爆发相热碎屑流亚相为最有利储层。

气藏由多期火山喷发形成的多个火山岩体组成，整体表现为上气下水，底水发育，为受构造和岩性双重因素控制的复合气藏。储层细分为3类，其中Ⅰ类储层为主力产气层、主要发育在区块的北部，Ⅱ、Ⅲ类储层全区发育。火山岩有效储层厚度在40～130m，平均有效厚度50.1m。其中Ⅰ类储层有效储层厚度介于5～60m之间，平均24.1m。

钻井、取心及通过D区块相距832m两口井的井间地震可以看出：火山岩储层内部非均质性极强，储层岩性、岩相横向变化快，有利储层横向连续性差，有利相带延伸范围有限，横向延伸100～1100m，纵向延伸2～20m。

主要储集空间类型有原生气孔、杏仁体内孔、流纹岩中的脱玻化孔、长石的溶蚀孔、基质中的微孔隙、球粒周边收缩缝和裂缝等类型，气孔与微裂缝的组合类型是该区的主力产气层。裂缝以构造缝为主，方向主要以近南北向和近东西向为主。斜交缝和高角度缝所占比例较大，在断层附近及构造高部位区裂缝发育且开启性好。成像测井解释当前地层最大水平主应力方向为近东西向。

统计分析区内9口井262个气层样品的岩心物性分析数据，储层孔隙度介于4.0%～27.5%，平均为8.4%；渗透率介于0.006～319mD，平均值1.19mD，主要分布在0.01～1mD；属于低孔、低渗储层。76块水层岩心分析数据表明，平均孔隙度10.7%，空气渗透率3.8mD，与火山岩气层对比，水层渗透率约是气层的3.4倍。气藏天然气组分以甲烷为主，属于干气气藏。

1.2 主要动态特征

气藏总体动态特征为气井以压裂投产为主，单井产量以中低产为主，井控动态储量较小，气井产量和井控动态储量差异较大，部分井过早产地层水。

区内6口气井试气产能差异较大，其中4口井是压后达工业气流，6口井日产气介于6.82×104～24.56×104m3之间，无阻流量为6.84×104～40.93×104m3/d。在压裂求产井中，有2口井压后产较多的地层水。其中，D 2－7井对2942.0～2949.0m层段自喷求产，日产气9.39×104m3；压裂后日产气6.65×104m3，日产水76.8m3，投产后日产水66m3左右。D 2－25井2905～2986m 层段解释有效厚度81m，综合解释该段底部直接发育水层，对2909～2917m层段压裂求产，日产气6.82×104m3；投入试采后产地层水，连续试采60d日产水稳定在36.5m3左右，试采后关井压力快速恢复到原始地层压力水平。初步分析这2口井产地层水的主要原因是由于压裂规模控制不当，与底部水层沟通造成的。已投产的D2－12井试气时不产水，投产后日产地层水3.23m3。上述气藏地质动态特征表明，采用直井开发如果生产压差过大或压裂规模控制不当，将导致气井过早的产地层水，影响气田开发效果。因此，开展应用水平井技术提高单井产能和有效控制底水开发试验非常必要。

2 水平井储层适应性评价

国内外尚未建立火山岩气藏水平井开发适用标准，参考国内外其他岩性气藏水平井开发经验，主要从气藏类型、气藏埋藏深度、储层厚度、气层渗透率和渗透率各向异性等方面评价徐深气田火山岩储层地质条件的适应性。

区块内8口已完钻井气藏中部深度2866～2976.5m，主力产气层在区块北部分布比较稳定，呈北西向展布，气层有效厚度在19～66m之间，一般在30m；统计分析区内3口井17块主力产层全直径岩心分析样品，孔隙度在2.3%～21.9%之间，平均13.9%；水平渗透率 （Kh）在0.011～3.788mD之间，平均0.609mD；垂向渗透率 （Kv）较高，范围为0.006～1.151mD，平均为0.415mD；水平渗透率与垂向渗透率之比为1.46，气层渗透率各向异性系数平均值为1.21。气层有效厚度与气层渗透率各向异性乘积介于22.99～79.86之间。

与国内外钻水平井对气藏地质条件要求相比[4]，其气藏类型和地质参数范围基本具备钻水平井的地质条件，且普遍发育底水，更适合采用水平井开发。因此，可优选有利区带部署水平井。

3 水平井优化设计

以区块气藏精细地质描述为基础，应用petrol建模软件建立区块三维精细地质模型[5]；综合考虑区块构造特征、火山机构展布特征、气水分布特征、有效厚度分布特征、井控程度及气井试气试采等动态特征，初步筛选出有利布井区带；通过地质－地震－气藏工程等多学科联合攻关，利用常规地震剖面、地震反演剖面、地震相干体切片、地震吸收系数和均方根振幅等多种地震属性分析手段对布井区带内的火山机构反射特征、储层类型、物性、裂缝发育特征[6]和储层含气性进行预测分析；建立确定性模型和随机预测模型对布井区带内的储层类型、有效厚度进行概率分析；结合气藏地质动态认识，借鉴国内外气田水平井开发经验，考虑现有钻井、压裂等工艺技术水平，优选水平井井位，优化水平段位置、水平段长度和水平段延伸方向，完成水平井优化设计 （图1）。

3.1 布井区带优选

区块西北部Ⅰ类储层相对发育，分布范围大，北西向延伸2200m，北东向2000m；预测Ⅰ类储层有效厚度大于30m；区带内尚未钻井；主力产气井D2－1井的西部未布井区带，与之邻近的气井钻遇Ⅰ类储层单层厚19m，23块常规样品岩心分析平均孔隙度13.2%，平均空气渗透率0.78mD，试气自然产能为全区之首，连续试采3a，日稳定产气能力在10×104m3以上；在可部署井区带中构造位置相对较

图1 水平井井位设计流程图

高。因此，优选该区带开展水平井优化设计论证。

3.2 气藏工程参数设计论证

3.2.1 层位优选

试气和试采期间生产测试结果证实，与确定的布井区带邻近的某气井钻遇的Ⅰ类气层位于营城组三段1气层组2小层（K1yⅠ32），岩石密度ρr＜2.40g/cm3，储层物性好，平均孔隙度为13.2%，水平渗透率0.736mD；Kh/Kv＝1.067；4～10mm油嘴，自喷日产气7.02×104～15.13×104m3，为K1y3火山岩储层主力产层，因此，将该层定为水平井目的层。

3.2.2 水平井段延伸方向确定

为了确保水平段沿较好和较厚的主力产气层延伸，并钻遇较多的天然裂缝发育带，扩大气层的连通范围，同时考虑压裂预案，综合前述气藏储层、裂缝发育等地质动态特征，设计水平段沿北西向约345°方向延伸，与主力产层的火山体展布方向接近平行，与天然裂缝发育方向呈较大角度，与当前地层最大主应力方向接近垂直。

3.2.3 水平井段长度优选

以火山岩地震反射特征为主，尽可能使水平段穿越多个火山体；采用Joshi等理论公式计算水平段长度[7，8]大于600m，产量增值幅度明显变小 （图2）。综合气藏构造特征、天然裂缝发育特征、有效厚度平面分布特征、气水分布特征和井控程度等地质动态认识，考虑现有钻井和压裂等工艺技术水平及水平井风险性，结合理论计算优化确定水平段长度600m。

图2 水平井产能预测曲线

3.3 水平井轨迹优化设计

以上述水平井设计参数论证成果为基础，在布井区带内，优选构造位置相对较高、在常规地震剖面上火山机构反射特征好、地震反演预测目的层有效厚度相对较大、地震属性分析储层物性和含气性好、地质模型分析钻遇目的层概率高和有效厚度大的区带，确定出水平井井位[9，10]（图3），即D－平1井。依据三维地质模型和地震三维空变速度场综合确定水平井靶点海拔深度 （图4）。

图4 过水平段常规地震剖面

图3 徐深气田D区块井位图

4 实施效果分析

D－平 1 井 完 钻 斜 深3700.1m， 水 平 段 长 度500m。钻遇储层490m，占水平段长度的98.0%。其中Ⅰ类 （ρr＜2.4g/cm3）储层372m，占钻遇储层的75.9%； Ⅱ 类 （2.4g/cm3≤ρr≤ 2.48g/cm3） 储 层97m；Ⅲ类 （2.48g/cm3≤ρr≤ 2.53g/cm3） 储 层 21m（图5）。

采用筛管完井，对K1y3的95～100号层 （井段3053.96～3695.78m），采用7.94～14.3mm 油嘴测试求产，日产气在22.1×104～55.5×104m3之间。采用二项式拟压力法计算无阻流量高达165.9×104m3/d。

图5 水平井完钻轨迹

目前同区块内的11口直井中有6口井自然产能达工业气流，无阻流量介于10.32×104～50.83×104m3之间，平均31.48×104m3；5口压裂求产井的无阻流量为6.8×104～37×104m3，平均24.75×104m3；11口直井平均无阻流量为28.78×104m3。与同区块内的直井对比，水平井自然产能最高，其无阻流量是区块内同层位直井的5.0倍，是区内自然产能获工业气流井的5.3倍，是5口压后气井无阻流量的6.7倍，是区内所有气井平均无阻流量的5.8倍，取得了明显的增产效果。

5 结 论

1）形成了徐深气田火山岩气藏水平井开发优化设计技术，可有效地指导水平井优化部署。

2）水平井无阻流量是区块内同层位直井的5.0倍，增产效果明显，实践表明应用水平井提高火山岩气藏单井产能的潜力较大。

3）D－平1井的成功实施，预示水平井技术有望成为有效开发徐深气田火山岩气藏的主体开发技术。

4）开发试验结果表明应用水平井技术开发Ⅰ类火山岩储层是可行的。与D区块相比，徐深气田已探明的其他区块火山岩气藏埋藏更深，物性更差，储层主要为Ⅱ、Ⅲ类，气藏底部也普遍发育水层，采用单一的直井开发，部分井区气井的产量已接近或低于开发界限，难以有效动用。为了进一步试验探讨应用水平井寻找Ⅱ、Ⅲ类储层有利相带或对水平段实施分段压裂提高单井产能、实现Ⅱ、Ⅲ类储层有效动用的可行性，建议优选有利区带，针对Ⅱ、Ⅲ类火山岩储层继续开展水平井开发试验，为今后徐深气田大规模开发提供技术支持。

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