吉林油田雙坨子氣藏數(shù)值模擬單井注采能力研究

楊金輝

（中國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項工程技術(shù)指標(biāo)參考已建成的地下儲氣庫，結(jié)合氣藏的地質(zhì)特點和各斷塊的生產(chǎn)過程進行了適當(dāng)調(diào)整優(yōu)化，選取了適合計算的平均參數(shù)值。

1 采氣能力預(yù)測分析

1.1 泉一段單井采氣能力

根據(jù)建立的三維地質(zhì)模型和儲氣庫運行方案要求，以數(shù)值模擬目前的參數(shù)場為基礎(chǔ)，注氣恢復(fù)到原始壓力狀態(tài)下（即注氣達到上限壓力），設(shè)計井同時射開生產(chǎn)，產(chǎn)量上限規(guī)定為50×104m3。圖1為雙坨子氣藏泉一段單井注采能力預(yù)測井位設(shè)計三維立體圖。

圖1 泉一段采氣能力預(yù)測井位設(shè)計三維圖

表1為雙坨子氣藏泉一段單井采氣能力預(yù)測表，預(yù)測結(jié)果顯示：在同一壓力條件、相同上限產(chǎn)量的情況下，泉一段的平均單井產(chǎn)能大約為6.25～26.94×104m3，直井最大產(chǎn)能為5～19.11×104m3之間，大斜度井產(chǎn)能最高大約為8.53～43.95×104m3，生產(chǎn)井的井底流壓隨著注采周期的不斷循環(huán)而呈增大趨勢，生產(chǎn)壓差逐周期變小，并逐漸趨于穩(wěn)定。

表1 雙坨子氣藏泉一段單井采氣能力預(yù)測表

1.2 泉三段單井采氣能力

泉三段含氣面積相對較小，根據(jù)氣庫要求，設(shè)計注采井9口，所有井為直井。圖2為雙坨子氣藏泉三段單井注采能力預(yù)測井位設(shè)計三維立體圖。

圖2 泉三段采氣井位部署圖

表2為雙坨子氣藏泉一段單井采氣能力預(yù)測表，預(yù)測結(jié)果顯示：泉三段儲層物性條件整體上比泉一段略好，但面積相對偏小，設(shè)計注采井均為直井。模擬結(jié)果顯示：在同一壓力條件、相同上限產(chǎn)量的情況下，平均單井產(chǎn)能大約為10.93～21.05×104m3/d。

表2 雙坨子氣藏泉三段單井采氣能力預(yù)測表

2 注氣能力預(yù)測分析

根據(jù)油藏工程公式計算和經(jīng)驗得出：儲氣庫設(shè)計的全注全采井的注采能力大體相當(dāng)，但儲氣庫的注入周期為190天，比采氣期要長，而且強注強采過程中氣和水的竄流及突進比較明顯，對儲氣庫的平穩(wěn)運行會造成一定的影響，因此，單井的注氣量可適當(dāng)降低一些，有利于氣體的均勻擴散。圖3為非均質(zhì)儲層注入速度與氣體前緣推進關(guān)系示意圖。

圖3 非均質(zhì)儲層注氣速度與氣體突進示意圖

2.1 泉一段單井注氣能力

本次研究設(shè)計了不同的方案對注氣井的注入速度進行預(yù)測，方案設(shè)定的最終壓力為19MPa，并分別設(shè)定了三個不同的日注入量：20×104m3、30×104m3、40×104m3。模擬結(jié)果顯示：日注量為20×104m3時，氣藏邊界比較穩(wěn)定，達到30×104m3時，氣竄現(xiàn)象比較明顯，圖4為泉一段氣藏不同注入速度下氣水邊界分布圖。綜合分析得出：泉一段的最大日注量低于30×104m3比較合理。

圖4 泉一段氣藏不同注入速度下氣水邊界分布圖

2.2 泉三段單井注氣能力

泉三段模型的最終壓力設(shè)定為12MPa，日注入量分別設(shè)定為：20×104m3、30×104m3、40×104m3。模擬結(jié)果顯示：泉三段的儲層性質(zhì)偏好，日注量為30×104m3以上時，氣竄程度比泉一段略低，圖5為泉三段氣藏不同注入速度下氣水邊界分布圖。結(jié)合泉三段儲層地質(zhì)情況，建議儲氣庫注采階段的單井最大日注量維持在30×104m3左右比較合理。

圖5 泉三段氣藏不同注入速度下氣水邊界分布圖

3 結(jié)論

（1）雙坨子氣庫新鉆井井徑選用27/8″油管可以滿足實際注采要求。

（2）泉一段坨105、坨17斷塊新鉆注采井為大斜度井與直井，單井采氣能力10～35×104m3/d。

（3）泉一段坨深1塊新鉆注采井為大斜度井與直井，單井采氣能力6～50×104m3/d。

（4）泉三段新井均為直井井型，單井采氣能力10～20×104m3/d。

（5）雙坨子氣庫單井日注氣能力以低于50×104m3/d為宜。