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　　2.3 水平井随钻地质导向

　　由于火山岩气藏岩性岩相变化快、平面非均质性强，必须进行随钻跟踪调整，确保水平井储层钻遇率。

　　在跟踪调整过程中，随时将钻井、录井、测井数据加载到地质模型中，并同邻井进行分析对比，参考钻速、岩屑、气测和密度数据进行综合判断，找准火山岩顶面的着陆点和目的层的入靶点。进入目的层后，时时跟踪分析现场气测和密度数据，预测即将钻遇地层情况、及时调整钻井轨迹，确保储层较高钻遇率。在接近终靶点时，如果伽马值保持在150API左右、电阻值在120Ω·m以上，同时气测全烃值在2%以上，结合地震剖面，综合判断还能钻遇较好的储层，可加长轨迹。如果电阻值持续低于120Ω·m、气测全烃值低于2%，则提前完钻。

　　图4 随钻地质导向流程图

　　目前，徐深气田已应用该技术设计水平井29口，完钻15口，钻井成功率100%，平均储层钻遇率达到64%。

　　3 水平井开发效果

　　通过钻井实施，已完钻的15口水平井均达到地质设计要求，完井水平段长度在595～1125m，钻遇储集体个数在1～15个不等，平均储层钻遇率64%，其中两口井采用筛管完井，一口井水利喷砂压力，剩余井均采用裸眼滑套压裂。试气无阻流量13.9～278.5×104m3/d，平均为直井的3.7倍，取得了较好的增产效果。

　　以钻遇Ⅰ类储层为主的水平井，自然产能即可获得高产，例如A平1井，初期日产气36.9×104m3，通过采用合理的工作制度，压力、产量下降缓慢，单位压降采气量为2.6×108m3/Mpa，而且产水量明显低于区块内直井。以钻遇Ⅱ、Ⅲ类储层为主的水平井，由于物性相对较差，需经压裂改造后获得高产。投产后动态特征差异大，平均日产气量在13×104m3左右，但压力下降快，需控制产量以维持稳产。

　　另外由于边底水发育，部分投产水平井以见水，导致产量下降。因此需要根据水平井的实际生产动态，采用采气指示曲线法和临界产量法等确定水平井的生产能力，同时结合产量需求来综合指定合理的工作制度，从而控制底水锥进，延长无水采气期。

　　4 结束语

　　（1）目前形成的水平井优化设计和随钻地质导向技术，能够有效地指导火山岩气藏水平井部署和钻井，确保水平井钻遇有利储层，保证开发效果。（2）钻遇好的储层是水平井获得高产的物质基础，大规模压裂是Ⅱ、Ⅲ类储层为主水平井获得高产的重要提产技术，在钻遇或勾通多个高储渗体和裂缝发育带的情况下，可以大幅度提高水平井的增产效果。（3）要使水平井开发获得较好的经济效益，必须大幅度压缩钻井投资及压裂作业费用，可以考虑老井侧钻等技术工艺。

　　参考文献

　　[1]刘波，刘振，王广运.大庆老区水平井地质设计方法[J].大庆石油地质与开发，2003，22（5）：46-48.

　　[2]李建奇，杨志伦，陈启文，等.苏里格气田水平井开发技术[J].天然气工业，2011，31（8）：60-64.