吉林油田双坨子气藏数值模拟单井注采能力研究

2018-08-20杨金辉

石油知识 2018年4期

关键词：直井储气库单井

杨金辉

（中国石油吉林油田分公司勘探部吉林松原 138000）

本次研究所用注采井的各项工程技术指标参考已建成的地下储气库，结合气藏的地质特点和各断块的生产过程进行了适当调整优化，选取了适合计算的平均参数值。

1 采气能力预测分析

1.1 泉一段单井采气能力

根据建立的三维地质模型和储气库运行方案要求，以数值模拟目前的参数场为基础，注气恢复到原始压力状态下（即注气达到上限压力），设计井同时射开生产，产量上限规定为50×104m3。图1为双坨子气藏泉一段单井注采能力预测井位设计三维立体图。

图1 泉一段采气能力预测井位设计三维图

表1为双坨子气藏泉一段单井采气能力预测表，预测结果显示：在同一压力条件、相同上限产量的情况下，泉一段的平均单井产能大约为6.25～26.94×104m3，直井最大产能为5～19.11×104m3之间，大斜度井产能最高大约为8.53～43.95×104m3，生产井的井底流压随着注采周期的不断循环而呈增大趋势，生产压差逐周期变小，并逐渐趋于稳定。

表1 双坨子气藏泉一段单井采气能力预测表

1.2 泉三段单井采气能力

泉三段含气面积相对较小，根据气库要求，设计注采井9口，所有井为直井。图2为双坨子气藏泉三段单井注采能力预测井位设计三维立体图。

图2 泉三段采气井位部署图

表2为双坨子气藏泉一段单井采气能力预测表，预测结果显示：泉三段储层物性条件整体上比泉一段略好，但面积相对偏小，设计注采井均为直井。模拟结果显示：在同一压力条件、相同上限产量的情况下，平均单井产能大约为10.93～21.05×104m3/d。

表2 双坨子气藏泉三段单井采气能力预测表

2 注气能力预测分析

根据油藏工程公式计算和经验得出：储气库设计的全注全采井的注采能力大体相当，但储气库的注入周期为190天，比采气期要长，而且强注强采过程中气和水的窜流及突进比较明显，对储气库的平稳运行会造成一定的影响，因此，单井的注气量可适当降低一些，有利于气体的均匀扩散。图3为非均质储层注入速度与气体前缘推进关系示意图。

图3 非均质储层注气速度与气体突进示意图

2.1 泉一段单井注气能力

本次研究设计了不同的方案对注气井的注入速度进行预测，方案设定的最终压力为19MPa，并分别设定了三个不同的日注入量：20×104m3、30×104m3、40×104m3。模拟结果显示：日注量为20×104m3时，气藏边界比较稳定，达到30×104m3时，气窜现象比较明显，图4为泉一段气藏不同注入速度下气水边界分布图。综合分析得出：泉一段的最大日注量低于30×104m3比较合理。

图4 泉一段气藏不同注入速度下气水边界分布图

2.2 泉三段单井注气能力

泉三段模型的最终压力设定为12MPa，日注入量分别设定为：20×104m3、30×104m3、40×104m3。模拟结果显示：泉三段的储层性质偏好，日注量为30×104m3以上时，气窜程度比泉一段略低，图5为泉三段气藏不同注入速度下气水边界分布图。结合泉三段储层地质情况，建议储气库注采阶段的单井最大日注量维持在30×104m3左右比较合理。