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　　摘 要：徐深气田火山岩气藏储层物性差，单井产量低，井控动态储量较小，且普遍发育边底水，气井稳产能力差。为改善火山岩气藏开发效果，在徐深气田开展了水平井开发实践，通过优化设计论证，优选有利区带部署水平井29口，已完钻试气的13口井试气产能为邻近直井的3.7倍，取得明显的增产效果。目前已初步形成了一套火山岩气藏水平井优化设计和随钻地质导向技术，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。

　　关键词：火山岩气藏；水平井；优化设计；地质导向；开发效果

　　1 基本地质特征

　　徐深气田位于松辽盆地北部深层构造单元东南断陷区徐家围子断陷，徐家围子断陷为松辽盆地北部深层规模较大的断陷，近南北向展布，南北向长95km，中部最宽处有60km，主体面积4300km2。松辽盆地北部深层指泉头组二段以下地层，自下而上分别为火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组及泉头组一段、二段地层。主要开发目的层为营城组一段、营城组三段的火山岩储层及营城组四段砾岩储层。

　　火山岩气藏受构造与岩性双重因素控制成藏，无统一的气水界面，多具有边、底水，为沿火山头分布的一系列构造-岩性、岩性-构造复合气藏。火山岩有效储层呈条带状分布，横向范围一般200-800m，纵向2-60m，储层连通性差。火山岩储层，平均孔隙度为5.81%，主要分布范围（2～10）%；平均水平渗透率为0.335×10-3μm2，平均垂直渗透率0.565×10-3μm2，其中渗透率小于0.1×10-3μm2的样品达79%，属于中低孔低渗型储层。

　　2 水平井优化设计

　　为有效提高单井产量和储量动用程度，有效控制底水，进行了水平井开发技术研究。通过现场实践，探索形成了较为成熟的徐深气田火山岩气藏“三选三定”水平井优化设计技术，指导水平井井位优化设计，取得明显的应用效果。

　　2.1 水平井层位优选

　　通过“三选”——平面选区、空间选体、垂向选层，确定井层。综合井区构造、储层发育特征、气水分布规律、井控程度以及气井产能等地质动态特征和地面条件，优选有利区带部署水平井。采用地震技术识别布井区块内火山体个数、纵向叠置关系和平面展布规模，将水平井部署在火山体主体部位，避开火口。垂向上主要选取钻井试气证实的主力产层，Ⅰ类储层至少1000m内有直井控制，Ⅱ、Ⅲ类储层则需500-800m。

　　图2 水平井布井区带 图3 水平井部署火山体

　　2.2 水平井轨迹确定

　　通过“三定”——地上、地下结合定井位；最大主应力方向定水平段延伸方向；地震反射特征确定水平井位置与轨迹。

　　地面井位既要满足地下储层有利，又要保证能够规避地面实施的风险性，就需要结合钻井工艺水平确定靶前距。水平段延伸方向与地层最大主应力方向垂直，一般沿火山体展布方向，从构造高部位向低部位延伸。徐深气田普遍发育底水，一般水平段位于目的层顶部，与邻近直井反射特征相似的区域，距离底水50米以上。水平段要尽量穿过多个火山体，设计长度尽量大于1000m。