徐深气田火山岩气藏水平井开发实践

徐深气田火山岩气藏水平井开发实践
邵锐;孙彦彬;曹宝军;于士泉
【摘要】徐深气田火山岩气藏是大庆油区未来天然气开发上产的主力产层.该类气藏储层物性差,气井以压裂投产为主,单井产量低,井控动态储量较小.底部普遍发育水层,气井稳产能力差.为改善开发效果,针对火山岩储层开展了水平井开发先导性试验,通过开展气藏地质、储层地质条件适应性评价.三维地质建模、地震和气藏工程等多学科优化设计论证,已在6个探明区块优选有利区带部署8口水平井,见到了明显的增产效果.通过水平井现场实践,初步形成了火山岩气藏水平井优化设计和水平井地质导向等开发配套技术,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,对同类气藏的开发具有指导借鉴作用.%Volcanic gas reservoir in Xushen Gas Field is main producing formation in Daqing oil area in the future. This formation is poor, so the gas well be fractured mostly,the single well production is low, well control dynamic reserves is small. The bottom is the water layer generally, and the rate maintenance capability is poor. To improve the development effect, the horizontal development pilot tracey is carried out for volcanic reservoir.Through multi-disciplinary optimize design, including gas reservoir geology, reservoir geology adaptability evaluation, three-dimensional geological modeling, seismic and gas reservoir engineering. Favorable zone and deployed 8horizontal wells in 6 proven territory are optimized, that has seen a significant yield. Through the horizontal well practice, the volcanic gas reservoir optimization design and geosteering for horizontal well have formed initially.These technique can guide similar gas reservoirs.
【期刊名称】《科学技术与工程》
【年(卷),期】2011(011)020
【总页数】6页(P4740-4744,4755)
【关键词】火山岩气藏;水平井;优化设计;地质导向
【作者】邵锐;孙彦彬;曹宝军;于士泉
【作者单位】东北石油大学,大庆,163318;大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,大庆,163712;东北石油大学,大庆,163318;大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,大庆,163712
【正文语种】中文
【中图分类】TE122.11
大庆徐深气田位于松辽盆地北部徐家围子断陷，火山岩储层为其主力产气层。

这类气藏埋藏较深，岩石类型复杂多样，储层平面连续性差、变化快、非均质性较强，底部发育水层;火山岩储层分为三类，总体上以II类、Ⅲ类储层为主，Ⅰ类储层仅发育在局部井区，属于中低孔隙度、低或特低渗透储层。

目前，仅有2个探明区块投入开发，储量动用程度较低。

为提高储量动用程度，增强开发效果，探索合理的开发方式，进行了水平井开发实践。

1 气藏主要动态特征
1.1 储量动用程度低
目前徐深气田火山岩气藏80%以上的井需压裂投产;压裂后64%的井属于低产井(见图1);有利相带延伸范围有限，采用单一的直井开发，储层有效动用难度大。

图1 徐深气田单井压前与压后产量对比图
1.2 气井出水
截至目前，徐深气田探明储量面积内出水井数为31口，占试气、试采和投产总井数的36.47%，影响了气井的产量。

1.3 储层连通复杂
储层连通性复杂，通过500 m井距密井网试验，压裂改造后井间出现干扰，表明
加密调整方式不能有效提高储量动用程度。

2 储层适应性评价
综合国内外气藏水平井开发经验［1］，并不是所有气藏都适合采用水平井开发，水平井开发受气藏地质条件的限制，如果不满足这些条件，气藏水平井开发效果就不好。

目前尚无可借鉴的国内外火山岩气藏水平井开发经验，参考国内外其他岩性气藏水平井经验，主要从气藏类型、气藏埋藏深度、储层厚度、气层渗透率和储层渗透率各向异性等6个方面，评价徐深气田火山岩储层地质条件的适应性。

徐深气田已探明气藏底部发育水层，火山岩气藏类型以构造-岩性气藏为主。

各区
块火山岩气藏顶部埋藏深度范围为(2 833～3 892.4)m;气层主要发育在火山岩顶部，单层有效厚度介于(11～117)m之间;气层水平渗透率(0.003～22)mD;气层垂向渗
透率3 892.4 m;气层主要发育在火山岩顶部，单层有效厚度介于(11～117)m之
间 ;气层水平(0.001～31.8)mD;渗透率各向异性指数范围为0.72～1.34;气层有效
厚度与气层渗透率各向异性指数之积为9.27～98.6，如表1所示。

与钻水平井对
储层的地质条件要求相比，已探明区块，除气层渗透率较低以外，其他地质参数基本具备钻水平井的地质条件，因此，可在各探明区块优选有利区带，开展水平井开发试验。

表1 气藏水平井适应性分析成果表气层渗透率/mD区块气藏类型气藏顶部埋深
/m单层有效厚度/m 水平垂向β βh范围平均范围平均区块 A 构造-岩性 3
321 ～3 642.5 31 ～88 0.004 ～1.265 0.064 1 0.004 ～1.74 0.058 8 1.04 32.37 ～91.88区块 B 构造气藏 3 690.6 ～3 703 59.4 ～64 0.015 ～22 1.718 0.006 ～31.8 2.384 0.85 50.42 ～54.33区块 C 构造-岩性 3 592 ～3 892 27.36 ～58.8 0.006 ～0.482 0.036 9 0.004 ～0.719 0.070 6 0.72 19.78 ～42.51区块 D 构造气藏 2 833 ～2 967.4 18.2 ～66 0.011 ～3.788 0.519
0.006 ～1.151 0.415 3 1.12 20.35 ～73.78区块 E 构造-岩性 3 656.4 ～3 892.4 46 ～72 0.003 ～9.448 0.632 0.001 ～2.562 0.3541.34 61.46 ～96.2区块 F 构造-岩性 2 962.4 ～3 332 11 ～117 0.004 ～1.163 0.053 2 0.001～1.995 0.074 9 0.84 9.27 ～98.6
图2 火山岩气藏水平井优化设计流程
同时利用密井网资料精细解剖表明，徐深气田火山岩储层具有典型的三元结构-岩石基质、高储渗体和裂缝发育带，采用水平井开发能穿越多个火山岩体，钻穿多条天然的垂直裂缝，可以把多个封闭的流动单元与井眼连接起来，扩大气层的连通范围，提高储量动用程度，增加产气量。

3 水平井优化设计
为了探索应用水平井提高该类气藏单井产能和有效控制底水的可行性，探索这类气藏的有效开发模式，开展了水平井开发技术研究。

通过现场实践，初步形成了火山岩气藏水平井优化设计技术(见图2)，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。

3.1 水平井参数设计论证
3.1.1 水平井层位优选
综合分析直井试气和综合解释成果，确定区块主力产气层，将直井钻遇的主力产气层作为水平井的目的层。

3.1.2 水平段延伸方向确定
针对Ⅰ类储层部署的水平井，以射孔完井为主，考虑压裂备案。

其水平段延伸方向与火山体展布方向接近平行，与天然裂缝发育方向呈较大的角度，与地层最大主应力方向呈一定的角度，以便获得较高的自然产能，同时给压裂改造留有余地;针对Ⅱ、Ⅲ类储层部署的水平井，以压裂改造为主，水平段延伸方向与地层最大主应力方向接近垂直，与天然裂缝发育方向呈一定的角度。

3.1.3 水平段长度优化
综合分析布井区带火山机构展布特征、火口位置、构造特征、裂缝发育特征、预测储层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特征，考虑现有钻井和压裂等工艺技术水平，结合理论计算和国内外气田水平井开发经验，优化水平段长度。

3.1.4 水平段位置确定
采用理论公式计算，当水平段位于气藏中部时，水平井产量达到最高，因此，纯气藏水平段位置一般设计在储层中部。

应用气藏数值模拟法确定底水气藏水平段靠近储层顶部开发效果最好。

3.2 水平井地质优化设计
3.2.1 井位初选
对比分析区块内各火山机构规模和展布特征、构造特征、储层发育特征、气水分布特征、井控程度及直井试气试采等动态特征，筛选出有利布井区带;以区块地质动
态认识为基础，结合水平井设计参数优化论证成果，在布井区带内，优选火山机构、构造和储层等有利位置，初步确定水平井井位［2］。

图3 E区块有效储层发育概率地质模型
图4 D平1井完钻轨迹
3.2.2 井位优化
通过开展地震和三维地质模型等综合分析，对初步确定的水平井井位进行优化［3，
4］。

一是以火山岩储层常规地震反射特征为主，结合地震相干体分析、地震叠前叠后裂缝预测、地震均方根振幅和层间能量等多种属性分析，地震储层反演成果和地震含气性预测等地震分析，预测目的层的展布范围和裂缝发育程度及方向，优化水平段延伸方向和长度，初步确定靶点和水平段轨迹位置;二是通过应用区块三维
精细地质模型，开展钻遇储层类型分析，钻遇储层类型和有效厚度等概率分析(见
图3)，进一步优化水平井轨迹，确定水平段靶点位置、水平段长度和轨迹位置(见
图4)。

在储层适应性评价的基础上，按照上述优化设计方法，共优选6个已探明区块开
展水平井开发试验，综合对比分析各火山机构展布特征、火山岩储层地震反射特征、地震含气性检测、地震多种属性分析、构造特征、储层发育特征、气水分布特征、产能分布特征等地质动态认识，以Ⅰ类、Ⅱ、Ⅲ类火山岩储层为序，共陆续完钻8口水平井，设计水平段长度(600～1 000)m。

4 水平井地质导向研究
由于火山岩利储层岩性岩相横向变化快、平面非均质性强，再加上地震分辨率有限，火山岩有利储层预测一直是制约天然气勘探开发的主要技术瓶颈，所以，依靠现有地震资料所建的地质模型存在较多的不确定性，因此，单纯依靠地质模型完成钻井地质导向难度较大。

在水平井钻井过程中，采用斯伦贝谢LWD随钻近钻头测试仪进行随钻测井，测试项目包括密度、中子、电阻率、自然伽马、井斜和方位。

在钻井跟踪调整过程中，地质导向人员通过网络实时掌控钻井运行参数、地质录井参数和随钻测试参数，实时修正三维地质模型;依据钻井、录井和随钻测井等信息，结
合三维地质模型，综合判定钻遇储层性质及其内部流体性质，指导水平井钻进。

一是依据录井岩屑的岩性、颜色、硬度和随钻感应电阻率等信息综合确定火山岩顶面(着陆点);二是依据钻速、钻时、钻压、钻井液黏度、录井岩屑(岩性、颜色、硬度)、气测总烃含量和随钻感应电阻率、密度等信息，结合地质模型综合确定随钻地质导
向(见图5)。

按照上述方法，成功完成8口井地质导向，全部钻遇火山岩储层。

图5 随钻地质导向工作流程图
5 应用效果
截止2010年7月底，已完钻水平井8口，完成试气5口，全部获得工业气流，其中2口井取得重大突破、获较高的自然产能;1口井压后获得高产;已投产的1口水平井，具有较强的生产能力，初步见到较好的开发效果。

主要体现在以下几个方面:
(1)目前水平井钻井成功率达到100%。

目前完钻斜深(3 700～4 717.5)m，从钻遇火山岩储层算起，已完钻井钻进井段长度(500～963.92)m，综合解释储层钻遇率为41.3% ～100%，平均储层钻遇率为75.8%，钻井成功率达到100%。

在已完钻的8口水平井中，2口井以钻遇I类火山岩储层为主，其他6口井以钻遇Ⅱ、Ⅲ类储层为主(表2)。

(2)以钻遇I类火山岩储层为主的水平井，试气可获得较高的自然产能，增产效果明显;以Ⅱ、Ⅲ类储层为主的水平井压后具有工业开采价值。

表2 水平井钻遇火山岩储层发育特征统计表D平1A－平1A－平2C－平1C－平2B－平1F－平1E－平1储层分类长度比例长度比例长度比例长度比例长度比例长度比例长度比例长度比例8 6.2 33 2.99 19.4 4.5 II 17.5 3.3 189.5 28.9 115.5 14 148.3 20 300.3 38 290.3 31.3 268.8 24.38 71.8 35.5 III 1.3 0.2 450.4 68.6 2.5 0.3 57.9 7.8 255.3 32./%I 516 96.5 10.6 1.6 707.9 85.7 163.1 22 20.3 2.6 5/m /%/m /%m/% /m /% /m /% /m /% /m /% /m 3 237.4 25.6 205.3 18.62 87.8 24.3
D平1井是徐深气田完钻的第一口水平井，完钻斜深3 700.1 m，水平段长度500 m，储层钻遇率为100%，其中Ⅰ类储层372 m，占钻遇储层的75.9%。

该
井采用筛管完井，采用二项式拟压力法计算无阻流量高达165.9×104m3/d。

与同一区块内的直井对比，其采气指数是同层位邻近直井的5.2倍，无阻流量是其4.0倍(见图6)。

B-平1井完钻斜深 4 748 m，水平段长度940.3 m，储层钻遇率为63.1%。

该井以钻遇Ⅱ、Ⅲ类储层为主，储层长度分别为290.3 m和237.4 m，钻遇率分别为31.3%和25.6%，分别占钻遇储层的49.6%和40.5%;Ⅰ类储层长度58 m，钻遇率为6.2%，仅占钻遇储层的9.9%。

B-平1井压后无阻流量高达242.3万方/d，位居徐深气田之首。

(3)已投产水平井具有较强的稳产能力，其产气能力明显比同一区块内的其他直井高
图6 D平1井与周边直井采气指数对比曲线
D平1井于2007年12月21日投产，到2010年7月底，已累积开井644 d，投产期间稳定日产气30×104m3左右，累积产气2.2 ×108m3，已见到了明显的增产效果(见图7)。

图7 D平1井综合开采曲线
6 结论
(1)通过开展储层地质条件适应性评价、三维地质建模、地质导向、气藏工程等多学科综合研究，形成了火山岩气藏水平井开发优化设计技术，有效地指导了水平井部署，目前已完钻8口，钻井成功率100%。

(2)试气和生产动态表明，采用水平井开发I类火山岩储层是可行的，可以获得较高的自然产能;Ⅱ、Ⅲ类储层已获得突破;与直井对比，采用水平井技术开发火山岩气藏已取得显著的增产效果。

(3)通过水平井开发实践，探索了火山岩气藏合理开发方式，水平井有望成为火山岩气藏开发的主体技术，为火山岩气藏的合理、高效开发提供了技术支撑。

参考文献
【相关文献】
1 万仁溥.中国不同类型油藏水平井开采技术.北京:石油工业出版社，1997
2 陈舒薇，张永庆，侯继虹.应用地质建模技术提高开发首钻井方案设计水平.大庆石油地质与开发，2003;22(3):53—54
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