论文吉林油田双坨子气藏数值模拟单井注采能力，本文是关于吉林大学毕业论文范文跟坨子和数值模拟和吉林油田有关论文写作资料范文.
杨金辉
（中国石油吉林油田分公司勘探部 吉林松原 138000）
摘 要：本次研究以吉林油田双坨子气藏泉一段和泉三段数值模拟结果为基础,利用单井生产最大产能的极限量进行预测,计算得到了两个气藏各断块内注采井的注采能力和保持储气库平稳运行的合理注采量.
关键词：数值模拟；单井注采；注气能力
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50×104m 3 .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.
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6.25～26.94×10 4 m 3 ,直井最大产能为5～19.11×10 4 m 3 之间,大斜度井产能最高大约为8.53～43.95×10 4 m 3 ,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.
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.
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10.93~21.05×10 4 m 3 /d.
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.
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：20×10 4 m 3 、30×10 4 m 3 、40×10 4 m 3 .模拟结果显示：日注量为20×10 4 m 3 时,气藏边界比较稳定,达到30×10 4 m 3 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30×10 4 m 3 比较合理.
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：20×10 4 m 3 、30×10 4 m 3 、40×10 4 m 3 .模拟结果显示：泉三段的储层性质偏好,日注量为30×10 4 m 3 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30×10 4 m 3 左右比较合理.
3 结论
（1）双坨子气库新钻井井径选用27/8″油管可以满足实际注采要求.
（2）泉一段坨105、坨17断块新钻注采井为大斜度井与直井,单井采气能力10~35×10 4 m 3 /d.
（3）泉一段坨深1块新钻注采井为大斜度井与直井,单井采气能力6~50×10 4 m 3 /d.
（4）泉三段新井均为直井井型,单井采气能力10~20×10 4 m 3 /d.
（5）双坨子气库单井日注气能力以低于50×10 4 m 3 /d为宜.
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参考文献：
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