Investigación sobre las características de inyección de agua de la sección superior de la Formación Guantao en el Área 1 del campo petrolífero Chengdao

Zhao Hongxia, Liu Li, Ren Yunpeng, Li Jianyu en Donghai

También participan en este trabajo: Cui Yingkun, Wang Aijing, Ji Yaxin, Zhang Suling, Jiang Shurong, Wang Shiyan, Zhang Haina, etc.

Resumen La sección superior de la Formación Guantao en el campo petrolífero de Chengdao (denominada "sección superior") tiene una alta presión de saturación del yacimiento, una pequeña diferencia de presión de saturación del suelo y sin borde activo ni agua en el fondo. La energía natural del campo petrolero es insuficiente y se debe inyectar agua para mantener la energía de la formación. Con el fin de mejorar el desarrollo de la inyección de agua del campo petrolífero de Chengdao, este documento utiliza métodos de simulación numérica para llevar a cabo un estudio del campo petrolero desde aspectos tales como la relación inyección-producción, el método de inyección de agua, la capacidad de absorción de agua de la capa de petróleo, las características de inundación de agua, patrón de aumento del contenido de agua, volumen de producción de líquido, cambios en la producción de petróleo, etc. Estudio sobre las características de inyección de agua de la sección superior del Salón del Distrito para guiar el desarrollo de la inyección de agua de la sección superior del campo petrolífero de Chengdao.

Palabras clave Simulación numérica, relación inyección-producción, método de inyección de agua, características de inyección de agua, campo petrolífero de Chengdao

1 Descripción general

El campo petrolífero de Chengdao está ubicado en el extremo. mar poco profundo en la parte sur de la bahía de Bohai. Estructuralmente, está ubicado en el extremo sureste del levantamiento bajo de Chengbei en la intersección de la depresión de Jiyang y la depresión de Bozhong. El campo petrolífero de Chengdao está dividido en tres áreas delimitadas por la latitud norte de 38°15′ y la línea topográfica de este a oeste de 193,8, con el área tres en el norte, el área uno en el medio y el área dos en el sur. La primera área es el área objetivo principal de esta investigación, y su parte principal se utiliza como área de simulación numérica.

El área del modelo de simulación numérica incluye 12 grupos de pozos y 72 pozos individuales, que se han puesto en producción desde 1995. En la etapa inicial de producción, la producción media diaria de petróleo por pozo fue de 79 toneladas. En diciembre de 1999, se abrieron 56 pozos en el área modelo, con una capacidad de producción diaria de líquido de 2432,4 t, una capacidad de producción diaria de petróleo de 1924 t, un nivel de producción diaria de petróleo de 1862 t, una capacidad promedio diaria de producción de líquido de un solo pozo de 41,5 t, una capacidad de producción diaria de petróleo de un solo pozo de 32,8 t y un contenido de agua integral de 20,9, la producción anual de petróleo es de 72,1 × 104 t, la tasa de producción de petróleo es de 1,8, la producción acumulada de petróleo es de 346,85 × 104 t y el grado de recuperación es 6,5.

II.Investigación sobre las principales características de producción

La investigación sobre las características de producción es la base para la investigación sobre las características de la inyección de agua a través de la energía natural, la productividad del pozo petrolero, la disminución de la producción y la presión. cambios de caída en la sección superior de la sección Guan del distrito 1 de Chengdao. El análisis proporciona una base confiable para la simulación numérica.

1. Análisis de energía natural

De acuerdo con el estándar industrial SY/T6167-1995 "Método de evaluación de energía natural de yacimiento", la energía natural de la sección superior del Pabellón del Distrito 1 de Chengdao. Se evaluó: ① Calcular el índice de fluencia elástica Q. =2,6; ② Calcule el valor de caída de presión total de cada reserva geológica producida como 0,72 MPa.

Se puede ver en el estándar de clasificación energética que este punto cae exactamente dentro de cierta caja de energía natural, lo que indica que la sección superior del Distrito 1 de Chengdao tiene cierta energía natural, pero la energía natural es insuficiente. y es necesario inyectar agua para mantener la energía de la formación.

2. Análisis de productividad de los pozos petroleros

Las estadísticas muestran que la capacidad promedio inicial de producción de petróleo diaria de un solo pozo en la sección superior del Distrito 1 de Chengdao es de 68,1 toneladas, y la inicial planificada. La capacidad de producción diaria es de 69 toneladas, lo que concuerda. Sin embargo, el análisis muestra que existen diversos grados de diferencias en varios factores que constituyen la capacidad de producción (Cuadro 1).

Tabla 1 Tabla de análisis de capacidad de producción

Se puede ver que el espesor de producción real y el índice de producción de petróleo de la Zona 1 de Chengdao son mejores de lo planeado, pero la diferencia de presión de producción es solo la valor de diseño planificado la mitad de. Por lo tanto, para mejorar aún más el efecto de desarrollo, podemos comenzar desde el proceso.

3. Disminución de la producción

Hasta ahora, se han puesto en producción 17 grupos de pozos y 108 pozos en la sección superior de Guan de la Zona 1 del campo petrolífero de Chengdao, y solo se han puesto dos pozos. Probado durante 14 días. Por lo tanto, el yacimiento de petróleo todavía se encuentra en la etapa de extracción de energía natural, ya que el yacimiento de petróleo no tiene un suplemento de energía de agua activa en el borde y el fondo, aunque la productividad inicial del pozo de petróleo es alta, ya que la energía de formación disminuye. , la producción de líquido del pozo de petróleo y la producción de petróleo disminuyen rápidamente.

Para este fin, se realizó un análisis de disminución en los 72 pozos que se pusieron en producción en el área modelo. Los resultados encontraron que después de que todos los pozos en el área modelo se pusieron en producción, el promedio diario. La capacidad de producción de petróleo de un solo pozo aumentó gradualmente Aproximadamente un año después, el campo petrolero comenzó a Hay una disminución y una disminución exponencial Durante el período de disminución, la tasa de disminución anual promedio de la producción diaria de petróleo de un solo pozo. es 29,9.

4. Caída de presión en el campo petrolífero

La presión de saturación del yacimiento de petróleo en la sección superior del primer bloque es alta, con un promedio de 10,12 MPa, y la presión de saturación del subsuelo. La diferencia es pequeña, con un promedio de 3,4 MPa. La presión de la formación ha caído a La energía elástica disponible antes de que la presión de saturación sea débil y no hay un suministro de agua activo en el borde y el fondo conectado a un área grande, por lo que la presión de la formación cae rápidamente. Según las estadísticas de datos de medición de presión del yacimiento de petróleo en la sección superior de la primera área, en junio de 1999, la caída de presión total promedio de la formación fue de 4,1 MPa.

1. Establecimiento del modelo

(1) Selección del área del modelo

3 Simulación numérica

La selección del área del modelo requiere una completa y datos precisos La parte principal de la sección superior de la Zona 1 del campo petrolífero de Chengdao con una clara comprensión geológica. El modelo incluye 72 pozos en 12 grupos de pozos. El área regional es de 17,48 km2 y las reservas geológicas son de 5296×104t. Verticalmente, a excepción del grupo de capas de arena (1 2), que no se considera, las otras subcapas están completamente estratificadas geológicamente. Un total de 19 subcapas, a saber, 31~6, 41~5, 51~6, 61. y 63 se utilizan como capas de objetivo de simulación, estas capas incluyen todas las capas de disparos actuales y capas de relleno de futuros planes de producción e inyección.

(2) División de la cuadrícula

La división de la cuadrícula plana tiene en cuenta el espaciamiento real de los pozos, las condiciones de la computadora y otros factores, y el tamaño del paso de la cuadrícula plana del modelo de simulación numérica es de 100 m. × 100 m, lo que puede garantizar que con una separación entre pozos de aproximadamente 300 m, generalmente haya de 2 a 3 rejillas entre los pozos.

División de cuadrícula vertical La división de cuadrícula vertical es consistente con la división geológica de capas pequeñas, es decir, hay 19 cuadrículas verticales. Por lo tanto, el número total de cuadrículas en el área del modelo es 33212. 2. Determinación de los parámetros de control

(1) Perforación

Bajo las condiciones actuales del patrón de pozos, la perforación debe realizarse de acuerdo De acuerdo con las condiciones reales de perforación de los pozos de producción, después de la inyección de agua, reponga los pozos de acuerdo con el plan de producción e inyección.

(2) Presión mínima de flujo de fondo de pozo y diferencia de presión de producción de los pozos de producción

De acuerdo con los resultados del análisis dinámico y el cálculo del flujo de tubería vertical [2], la capacidad de los pozos petroleros Para producir una explosión espontánea es débil, debe basarse en la recuperación mecánica de aceite. La presión mínima de flujo de fondo de pozo en la producción mecánica de petróleo está limitada principalmente por la profundidad de la bomba en el proceso. Se considera que la profundidad de penetración promedio del campo petrolífero de Chengdao es de 1000 m. Para cumplir con la eficiencia de la bomba, considerando una inmersión de 300 m, la profundidad de la parte media de la capa de petróleo es de 1350 m, por lo que la presión mínima de flujo en el fondo del pozo se establece en 6 MPa.

Según los resultados del análisis dinámico, la diferencia de presión de producción promedio inicial es de alrededor de 1,2 MPa. Dado que el momento óptimo de inyección de agua es 0,85 veces la presión de saturación, que es de alrededor de 8,5 MPa, la diferencia máxima de presión de producción después. La inyección de agua se establece en 2,5 MPa.

(3) Producción líquida máxima diaria de los pozos de producción

Los resultados del análisis dinámico muestran que el índice promedio de producción de petróleo de la sección superior del campo petrolífero de Chengdao es de 3,5 t/(d·MPa· m). Después de perfeccionar el patrón del pozo e implementar la inyección de agua, el espesor efectivo promedio de un solo pozo es de 21,6 m. El tiempo razonable de inyección de agua es 0,85 veces la presión de saturación. La presión mínima de flujo en el fondo del pozo es 6 MPa. La diferencia de presión de producción es de 2,5 MPa. La producción de líquido adimensional cuando el corte de agua integral es 60. El índice es de aproximadamente 1,7 y el volumen de líquido máximo calculado es de 321 m3, con un valor de 300 m3. Aunque a medida que aumenta el contenido de agua, el índice de producción de líquido adimensional aumenta y el volumen de líquido continúa aumentando, teniendo en cuenta la capacidad de inyección de agua del pozo de inyección, el equilibrio entre inyección y producción, la capacidad de carga de la tubería de superficie y la comparabilidad del plan. El volumen máximo de líquido de un solo pozo se toma como valor de 300 m3.

(4) La presión máxima de flujo de fondo del pozo y el volumen máximo diario de inyección de agua de los pozos de inyección de agua

Establezca el 80% de la presión de ruptura del yacimiento como límite superior. Utilizando la fórmula de presión de fractura de la "Guía de fracturación" de Williams, la presión de fractura en la sección superior del pabellón se calcula en 21,2 MPa y la presión de flujo máxima del pozo de inyección de agua es de 16,96 MPa.

El volumen máximo de líquido de un solo pozo en un pozo de producción es de 300 m3. Según las necesidades del equilibrio inyección-producción, el volumen máximo diario de inyección de agua de un pozo de inyección de agua se determina en 600 m3. Los cálculos preliminares basados ​​en datos de campos petroleros similares indican que se puede lograr este volumen de inyección de agua.

3. Coincidencia histórica

(1) Principio de ajuste

La precisión del ajuste de reserva se controla dentro de 2; la precisión del ajuste de producción se controla dentro de 1; se requiere que el contenido se ajuste con precisión al contenido de agua de toda el área y al contenido de agua de los pozos típicos; se requiere que la presión se ajuste a la caída de presión de toda el área y a la caída de presión de los pozos típicos;

(2) Resultados de ajuste

Ajuste de reservas: las 35 capas con el mayor error de ajuste de reservas son 1,79, las 41 capas más pequeñas son 0,03 y el error total de ajuste de reservas es 0,09.

Ajuste de producción: según el análisis dinámico, la diferencia de presión de producción real en la primera área del campo petrolífero de Chengdao es de 1 a 1,5 MPa, y la producción inicial en el área del modelo es de 79 t. calibrado para controlar la producción inicial en aproximadamente 80t. Y se ajustó el índice medidor de producción de petróleo de los pozos con datos de medición de presión.

Ajuste del corte de agua: al ajustar la curva de permeabilidad de fase para ajustarse al corte de agua, el error promedio en el área del modelo durante el período de ajuste es 2,7, el error del corte de agua de los pozos típicos está dentro de 9 y el La tendencia creciente del corte de agua es consistente con la situación real.

Ajuste de presión La presión en toda el área se instaló hasta junio de 1999. La caída de presión total de la formación simulada en el área del modelo fue de 4,4 MPa, la caída de presión total de la formación real fue de 4,1 MPa, y la presión de un solo pozo; El error de ajuste de caída fue de aproximadamente 8.

IV.Investigación sobre las características de la inyección de agua

1. Relación inyección-producción

Bajo la premisa de la inyección de agua por etapas, se utilizan cuatro diseños diferentes de 0,8, 0,9, 1.0 y 1.1. La relación inyección-producción se estudió numéricamente. Durante el proceso de inyección de agua, la relación inyección-producción siempre se mantuvo sin cambios.

Cuando la presión de formación se reduce a 0,85 veces la presión de saturación y se inyecta agua, los resultados de predicción del índice (Tabla 2) de diferentes relaciones de inyección a producción de soluciones de simulación numérica muestran que: La relación entre inyección y producción de 0,9 a 1,0 tiene el mejor efecto de desarrollo, y la relación entre inyección y producción de 0,8 tiene el mejor efecto de desarrollo. Lo peor, la relación entre inyección y producción es 1,1 y el efecto de desarrollo está en el medio. Esto se debe principalmente a que cuando la relación inyección-producción es 1,1, la intensidad de la inyección de agua es demasiado alta, la línea de agua avanza de manera desigual y el efecto de inundación de agua es deficiente; cuando la relación inyección-producción es 0,8, la presión de la formación cae rápidamente; la diferencia de presión de producción no se puede garantizar y la tasa de producción de petróleo es baja. Como resultado, el efecto de desarrollo empeora. La relación inyección-producción de 0,9 a 1,0 resuelve bien la contradicción anterior, por lo que el efecto de desarrollo es el mejor.

Tabla 2 Tabla comparativa de indicadores de fin de producción para diferentes relaciones de inyección-producción en el distrito 1 de Chengdao

Un análisis exhaustivo muestra que el campo petrolífero de Chengdao es un campo petrolífero de alta porosidad y alta permeabilidad. El yacimiento que siempre ha mantenido una relación de inyección a producción más alta puede causar fácilmente la canalización de agua y afectar el efecto de desarrollo general. Por lo tanto, la relación de inyección a producción generalmente debe controlarse entre 0,9 y 1,0. Dado que la inyección de agua en el campo petrolífero de Chengdao se retrasó y la formación se desgasificó, se puede considerar que la relación inyección-producción inicial está controlada en un nivel ligeramente superior de 1,0. Cuando la presión de la formación vuelve a la presión de saturación, la inyección-producción. La relación se puede mantener entre 0,9 y 1,0, de modo que ambos pueden mantener una gran diferencia de presión de producción y una tasa de producción de petróleo, pero no hacen que el contenido total de agua aumente rápidamente, la eficiencia de desplazamiento de petróleo disminuya y el efecto de desarrollo se deteriore. debido a que la relación inyección-producción es demasiado alta y la intensidad de inyección de agua es demasiado alta.

2. Método de inyección de agua

Los métodos de inyección de agua se dividen principalmente en dos tipos: inyección de agua general e inyección de agua segmentada. Durante la inyección general de agua, el agua inyectada avanza fácilmente a lo largo de la capa de alta permeabilidad con buenas propiedades físicas. Después de que el pozo de petróleo atraviesa el agua, es fácil formar poros grandes, lo que hace que la línea de agua se eleve en una dirección. No es propicio para mejorar el coeficiente de barrido de inundación de agua, no es propicio para liberar el potencial de cada capa de petróleo y no es propicio para lograr el equilibrio entre inyección y producción en capas, pero el proceso general de inyección de agua es simple y el costo de ingeniería de producción de petróleo es bajo. Por lo general, es adecuado para yacimientos con una heterogeneidad menos grave; la inyección de agua segmentada contribuye a mejorar el coeficiente de barrido de inundación de agua y lograr el equilibrio entre inyección y producción, pero el proceso es relativamente complejo, especialmente en los pozos con largas secciones de producción de petróleo y conflictos entre capas prominentes. , el proceso es aún más complicado, la inversión en ingeniería de producción de petróleo es alta y el riesgo es alto. Por lo general, es adecuado para yacimientos con gran heterogeneidad.

Las propiedades del petróleo crudo y las propiedades físicas del yacimiento de cada capa de petróleo en la sección superior del campo petrolífero de Chengdao varían en diversos grados, tanto entre capas como en el plano, para lograr un desarrollo de alto nivel. En el campo petrolífero de Chengdao, bajo la condición de cierto nivel tecnológico, es necesario llevar a cabo una investigación de optimización del método de inyección de agua.

(1) Estudio de optimización de simulación numérica sobre el método de inyección de agua

Según la investigación sobre asignación de producción e inyección en la sección superior del Distrito 1 de Chengdao, antes de la inyección de agua, el petróleo y Los pozos de agua primero deben rellenarse de acuerdo con el diseño del plan. Dado que la inyección de agua en tres etapas y tres etapas es muy difícil y el proyecto aún es difícil de realizar, la simulación numérica de la inyección de agua en etapas se considera como dos etapas y dos etapas.

Los resultados de la simulación numérica (Tabla 3) de la inyección de agua general y la inyección de agua por etapas muestran que el efecto de desarrollo de esta última es mejor que el de la primera.

Esto se debe principalmente a que la inyección de agua segmentada hace realidad la dosificación segmentada. Las capas con buenas propiedades físicas y gran capacidad de absorción de agua pueden lograr menos inyección ajustando la boquilla de agua o reduciendo la diferencia de presión de inyección de agua. Se puede lograr una menor inyección ajustando la tasa de inyección de agua. La inyección múltiple también se puede lograr abriendo la boca o aumentando la diferencia de presión de inyección de agua, lo que no solo logra el equilibrio general de inyección y producción, sino que también hace básicamente posible el equilibrio. La inyección y producción en etapas, que no solo reduce la intrusión repentina de agua inyectada en una sola capa, ahorra la cantidad de inyección de agua, sino que también mejora la eficiencia del agua, por lo que el efecto de desarrollo de la inyección de agua en etapas es mejor que la inyección de agua general.

Tabla 3 Tabla comparativa de indicadores de fin de minería de diferentes métodos de inyección de agua en el distrito 1 de Chengdao

Sin embargo, las ventajas de la inyección de agua segmentada sobre la inyección de agua general no son muy obvias Las principales razones son las siguientes.

En primer lugar, el indicador predice 15 años, mientras que el período de extracción de energía natural es de 4,5 años y los dos métodos de desarrollo son los mismos. El tiempo de inyección de agua es de sólo 10,5 años y el tiempo de inyección de agua es corto. Por lo tanto, la diferencia en los efectos sobre el desarrollo es pequeña.

En segundo lugar, aunque el campo petrolífero de Chengdao tiene una gran heterogeneidad plana y de capas intermedias, en general sigue siendo un yacimiento de alta porosidad y alta permeabilidad. El análisis central y las estadísticas de permeabilidad muestran que el grupo de la cuarta capa de arena tiene la permeabilidad al aire más alta, con un promedio de 3072×10-3μm2, y el grupo de la quinta capa de arena tiene la permeabilidad al aire más baja, con un promedio de 1440×10-3μm2.

En tercer lugar, la mayor parte del campo petrolífero de Chengdao son pozos inclinados. Debido a las limitaciones tecnológicas actuales, y basándose en datos estáticos reales, los pozos de inyección de agua se pueden dividir en dos secciones como máximo, aunque la heterogeneidad entre las capas de petróleo lo ha hecho. Sin embargo, la diferencia de ley en algunos pozos aún es grande, lo que no es suficiente para avanzar la línea de flotación de manera uniforme.

En cuarto lugar, la cuadrícula del plano modelo tiene una longitud de paso de 100 m y los parámetros físicos dentro de la cuadrícula son los mismos, pero existen diferencias en los estratos reales.

Por ejemplo, durante la inyección general de agua en el pozo 11E-4, el gradiente de permeabilidad es de 18,5. Después de implementar la inyección de agua por etapas, la diferencia de etapas de permeabilidad en la primera sección es de 7,27 y la diferencia de etapas de permeabilidad en la sección. La segunda sección es 3.52. Después de la inyección de agua por etapas, se mejora la heterogeneidad de la capa de aceite. En el pozo 22B-4, la diferencia del grado de permeabilidad durante la inyección general de agua fue de 90,2 después de la inyección de agua por etapas, la diferencia del grado de permeabilidad en la primera sección todavía era de 90,2 y la diferencia del grado de permeabilidad en la segunda sección fue de 9,16. Inyección, la heterogeneidad de la capa de aceite mejoró.

(2) Estudio análogo de los métodos de inyección de agua

En la etapa inicial de producción, las 3 a 4 capas en la primera área del campo petrolífero de Gudao utilizaron un nueve-invertido. patrón de pozo puntual Después del primer ajuste, los pozos de petróleo se convirtieron a producción conjunta para separar la producción, después del segundo ajuste, la inyección combinada de pozos de agua se cambió a inyección separada. El nivel aumentó en 311 toneladas y el corte de agua disminuyó en 0,7 puntos porcentuales. El efecto de la inyección de agua segmentada fue mejor que el de la inyección combinada.

Para resumir los resultados de la investigación anterior, en vista de la severa heterogeneidad del yacimiento en la sección superior del campo petrolífero de Chengdao, se debe implementar una inyección de agua por etapas.

3. Capacidad de absorción de agua de la capa de aceite

(1) Análisis de datos de inyección de prueba

El campo petrolífero de Chengdao solo tiene 22A-3 y 22A-6 en la tubería principal. parte de la primera área El pozo se sometió a una inyección de prueba, y el tiempo fue muy corto, solo 13 días y 22 horas. No se obtuvieron la presión de inyección de prueba correspondiente y otros datos, por lo que no se entendió claramente la capacidad de absorción de agua de la capa de petróleo. .

El pozo 22A-3 está dividido en dos secciones para inyección de agua.

La primera sección son las capas 44 y 51. La capa 44 es la capa de reperforación. Después de un período de drenaje, la capa 51 está rodeada por 25B. El pozo 2 también está extrayendo la misma capa. Hay una cierta caída de presión en la formación. La presión en la boca del pozo durante la inyección de agua es de 4,9 MPa y la inyección de agua acumulada es de 393 m3. Dado que no se han obtenido los datos de la prueba de presión de flujo del pozo de inyección de agua, para comprender los cambios en la capacidad de absorción de agua, se utiliza el índice de absorción de agua aparente para expresar la capacidad de absorción de agua.

El índice de absorción de agua aparente = volumen diario de inyección de agua/presión en boca de pozo, el índice de absorción de agua aparente promedio calculado es 5,76m3/(d·MPa).

La segunda sección tiene las capas 52 a 56. Estas capas son las capas principales del pozo. Hasta el momento, el pozo ha acumulado 38.447 m3 de producción líquida. La presión de la formación ha disminuido significativamente. solo se necesita inyección de agua estática. El agua bajo la presión de la columna de agua puede ingresar a la capa de petróleo, la presión en la boca del pozo es 0 y el volumen acumulado de inyección de agua es 859 m3.

El pozo 22A-6 está dividido en dos secciones para inyección de agua.

Las capas 44 y 51 de la primera sección son capas de reperforación. No hay drenaje ni caída de presión. , la presión en boca de pozo durante la inyección de agua es relativamente alta, con un promedio de 8,6 MPa. La inyección de agua acumulada es de 548 m3 y el índice de absorción de agua aparente promedio calculado es de 4,58 m3/(d·MPa).

La segunda sección tiene las capas 52 a 55. Estas capas son las capas principales del pozo. Los pozos de petróleo circundantes han sido perforados. Hasta el momento, el pozo ha acumulado 54.300 m3 de producción líquida y el subsuelo. El déficit es grave. Durante la inyección de agua, el agua puede ingresar a la capa de petróleo solo dependiendo de la presión de la columna hidrostática. La presión en la boca del pozo es 0 y el volumen acumulado de inyección de agua es 1026 m3.

Debido a que la presión estática de los dos pozos no se midió antes de la inyección de agua, y debido a que las boquillas de agua son muy pequeñas, el daño de las boquillas necesita un estudio más profundo, por lo que la diferencia de presión de inyección es difícil de estimar. .

(2) Método de ingeniería de yacimientos para analizar la capacidad de absorción de agua de la capa de petróleo

El tiempo de inyección de prueba del campo petrolífero de Chengdao fue muy corto y no se obtuvieron muchos datos, por lo que imposible realizar un análisis convencional de la capacidad de absorción de agua. La relación de movilidad agua-petróleo calculada utilizando la curva de permeabilidad relativa promedio petróleo-agua es 2,04. Teóricamente se calcula que la relación entre el índice de absorción de agua por metro y el índice de producción de petróleo por metro en la etapa inicial del yacimiento debe ser igual al. relación de movilidad agua-petróleo El índice de producción de petróleo por metro en el Distrito 1 de Chengdao en la etapa inicial es de 3,5 t/(d·MPa·m), por lo que el índice de absorción de agua por metro en la etapa inicial del cálculo teórico es de 7,14 m3/. (d·MPa·m).

(3) Simulación numérica para estudiar la capacidad de absorción de agua de la capa de petróleo

La práctica de desarrollo de yacimientos petrolíferos muestra que durante el proceso de desarrollo de inyección de agua, a medida que aumenta la saturación de agua, la resistencia al flujo disminuye y la fase acuosa es relativamente permeable. La tasa aumenta y la capacidad de absorción de agua de la capa de aceite aumenta. Después del desarrollo de la inyección de agua, a medida que aumenta el contenido de agua, el índice de absorción de agua por metro continúa aumentando. Los resultados de la simulación numérica en esta área son consistentes con las reglas anteriores. El índice de absorción de agua aumenta lentamente durante el período de contenido de agua medio. Desde la inyección de agua hasta un contenido de agua de 60, el índice de absorción de agua aumenta de 32 m3/(d·MPa) a 55 m3. /(d·MPa); durante el período de alto contenido de agua, el índice de absorción de agua aumenta rápidamente. Cuando el contenido de agua alcanza 92,7, el índice de absorción de agua aumenta a 116 m3/(d·MPa).

4. Características de la inundación de agua

(1) Algunos pozos de petróleo atravesaron el agua prematuramente antes de la inyección de agua.

En las primeras etapas de producción en el campo petrolífero de Chengdao, Debido a diversas razones, algunos pozos El límite del fondo de la perforación no está lo suficientemente controlado o el plano está cerca del límite petróleo-agua, lo que provoca que algunos pozos de petróleo atraviesen el agua poco después de haber sido puestos en producción. Actualmente, 29 de los 72 pozos en. El área del modelo tiene penetración de agua en diversos grados. Hubo 9 pozos que tuvieron producción de agua inmediatamente después de su puesta en producción, representando el 31,0% del número de pozos de agua; 20 pozos que tuvieron producción de agua después de su puesta en producción, representando el 69,0% del número de pozos de agua. Para capas pequeñas con agua en el borde, la saturación de agua en el borde de la capa de petróleo es ligeramente mayor y la velocidad calculada de avance del agua en el borde es de 2,93 m/d.

(2) Después de la inyección de agua, el pozo de petróleo atraviesa el agua rápidamente y el área inundada de agua de la capa de petróleo se expande gradualmente.

La capa de petróleo en la parte superior La sección de la sección Guan del Distrito 1 de Chengdao tiene una gran porosidad y alta permeabilidad. Los resultados de la simulación numérica muestran que el pozo de petróleo es efectivo dentro de los 3 meses posteriores a la inyección de agua en el campo petrolero, y la velocidad de avance de la línea de inyección de agua es de 5,33 m/d en aproximadamente un año y medio, el contenido total de agua alcanza 60; el grado de producción de la capa principal es solo 11,8 y el área de inundación de agua del plano alcanzó 65,1 al final del período de evaluación, el contenido de agua integral fue de 92,7, el grado de producción de la capa de petróleo principal fue de 24,0 y el nivel de producción de agua del plano de la capa de petróleo principal fue de 11,8. el área inundada fue 84.9 (Cuadro 4).

(3) El grado de integridad de la red de pozos de inyección y producción es diferente, la permeabilidad del yacimiento es diferente y el grado correspondiente de inundación de agua es diferente.

El Los resultados de la simulación numérica muestran que el grado de inundación de agua en el plano de la capa de petróleo está relacionado con el grado de inyección. La integridad de la red de pozos de producción está relacionada con la permeabilidad del yacimiento en capas de petróleo con buena red de pozos de inyección y producción y alta permeabilidad del yacimiento. , el coeficiente de barrido plano es grande, por ejemplo, el nivel máximo de la capa 41 es 94,7, mientras que la red de pozos de inyección y producción Para capas no principales con perfección relativamente pobre o capas de petróleo con permeabilidad relativamente baja, por ejemplo, el plano. El coeficiente de barrido de la capa 33 solo alcanzó 28,6 durante el período de corte intermedio, y al final del período de producción, el coeficiente de barrido plano de esta capa era solo 42,9 (Tabla 4).

Tabla 4 Tabla estadística del grado de barrido plano en el distrito 1 de Chengdao

(4) Verticalmente, el grado de inundación de agua en la capa principal es alto, mientras que el grado de inundación de agua en la capa no principal es relativamente baja

Verticalmente, la capa principal tiene un alto grado de inundación de agua y un gran grado de producción, mientras que la capa no principal tiene un grado de inundación de agua relativamente bajo y un pequeño grado de producción. Esto también es válido para un solo pozo En el pozo CB22B-1, se dispararon 8 capas pequeñas, entre las cuales las capas pequeñas 41 y 52 son las capas pequeñas principales. El espesor de la capa única es grande y la permeabilidad es alta, por lo que la El grado de inundación de agua es alto. Aunque 44, 53 y 54 son las capas pequeñas principales, los pozos en estas tres capas están en el límite del cuerpo de arena o el sistema de inyección y producción es imperfecto, por lo que la inundación de agua es relativamente pobre. Por lo tanto, la condición de inundación vertical de agua de la capa de petróleo tiene una gran relación con sus condiciones geológicas y propiedades físicas.

5. Patrón ascendente del corte de agua

(1) Método de ingeniería de yacimientos para analizar el patrón ascendente del corte de agua

El campo petrolífero de Chengdao es un yacimiento de petróleo pesado convencional y petróleo. y comparación de viscosidad del agua Alta, la curva de relación entre el contenido de agua y el grado de producción generalmente muestra una curva convexa, y las principales reservas se producen durante el período de alto contenido de agua. Esto se debe a la inundación de agua no pistón, la mojabilidad de las rocas y la heterogeneidad del yacimiento.

(2) Básicamente no hay un período de producción de petróleo sin agua en el campo petrolero, y el período de bajo corte de agua ha terminado antes de la inyección de agua.

La capa de petróleo en la parte superior La sección Guan del Distrito 1 de Chengdao se puso en desarrollo a gran escala en 1996, y el campo petrolero contenía agua en la etapa inicial de producción >2, básicamente sin período de recuperación de petróleo sin agua ni factor de recuperación sin agua. El contenido de agua integral previsto para el área del modelo antes de la inyección de agua era 29,9, lo que indica que el período de bajo contenido de agua ha terminado. En comparación con otros yacimientos petrolíferos del mismo tipo, el contenido de agua es ligeramente mayor. El contenido de agua durante la inyección de agua en el campo petrolífero de Gudao es <2; el contenido de agua durante la inyección de agua en el campo petrolífero de Gudong es 20,7.

(3) El contenido de agua aumenta rápidamente en el período de contenido de agua medio y bajo

La sección superior del Distrito 1 de Chengdao depende de la energía natural para la minería durante el período de bajo contenido de agua y la etapa inicial de contenido de agua medio en la actualidad, el contenido de agua integral es 20,8, el grado de recuperación es 5,33 y la tasa de aumento del contenido de agua es 3,9, el contenido de agua integral antes de la inyección de agua es 29,9, y el grado de recuperación es 7,81. la tasa de aumento del contenido de agua es 3,83. Las tasas de aumento del contenido de agua en la etapa de extracción de energía natural de tres estratos diferentes en el campo petrolífero de Gudong (3-4 en el Área 6, 5-6 en el Área 6 y 52 3 en el Área 7) son 6,3, 4,9 y 5,4 respectivamente. mientras que la tasa en Gudao Oilfield es de 1,3. La tasa creciente de contenido de agua en el Área 1 de Chengdao es mayor que la de campos petroleros similares en el mismo período. Durante el período de corte medio de agua, las tasas de aumento del contenido de agua de los tres conjuntos de capas en el campo petrolífero de Gudong fueron 16,7, 8,5 y 11,2 respectivamente, la del campo petrolífero de Gudao fue de 5,2 y la del distrito 1 de Chengdao fue de 12,2, lo que fue similar a la tasa creciente de contenido de agua de 52 3 capas en el Bloque Gudong 7 durante el mismo período (Tabla 5).

(4) La tasa de aumento del contenido de agua se desacelera durante el período de alto contenido de agua.

El aumento máximo en el contenido de agua en el Distrito 1 de Chengdao se produce principalmente durante el período de contenido de agua medio. Después de que el contenido de agua excede 60, el contenido de agua aumenta significativamente. Disminuyendo la velocidad, su tasa de aumento es 4,23 y la ley de aumento del contenido de agua es básicamente la misma que la de los yacimientos de petróleo pesado convencionales.

Tabla 5 Tabla estadística de contenido de agua durante la inyección de agua en cada campo petrolero

6. Cambios en la producción de líquidos y producción de petróleo

(1) Producción de líquidos en la etapa de extracción de agotamiento Cambios en el volumen de petróleo y la producción de petróleo

En la etapa de producción de agotamiento, la capacidad diaria de petróleo de un solo pozo en el área del modelo de simulación numérica disminuye a una tasa anual de 29,9, y la cantidad diaria de líquido La capacidad de un solo pozo disminuye a una tasa anual de 23,7. La disminución de la producción es relativamente rápida, la tasa de disminución es relativamente grande.

(2) Métodos de ingeniería de yacimientos para estudiar cambios en la producción de líquidos y de petróleo.

Generalmente, los cambios en la producción de petróleo y de líquidos en yacimientos impulsados ​​por agua se basan principalmente en la permeabilidad relativa. de petróleo y agua Se predicen las curvas de producción de petróleo adimensional y de producción de líquido obtenidas de la curva. Las curvas de producción de petróleo adimensional y de producción de líquido del campo petrolífero de Chengdao muestran que a medida que aumenta el contenido de agua, el índice de producción de petróleo adimensional disminuye gradualmente y el líquido adimensional. El índice de producción aumenta gradualmente. En el período de alto contenido de agua, el índice de extracción de líquido adimensional aumenta más rápidamente. Cuando el contenido de agua es del 60%, el índice de producción de líquido adimensional es 1,7 veces el índice de producción de petróleo en el período sin agua, y cuando el contenido de agua es del 90%, llega a 4 veces.

(3) Análisis de simulación numérica de cambios en la producción de líquido y producción de petróleo

Los resultados de la simulación numérica muestran que: a medida que aumenta el contenido de agua, la capacidad de producción de petróleo disminuye gradualmente y la capacidad de producción de líquidos continúa aumentando. Durante el período de corte medio de agua, la capacidad de producción de petróleo del campo petrolero disminuyó rápidamente, con una tasa de disminución anual promedio de 24,3, y la capacidad de producción de líquidos del campo petrolero aumentó rápidamente, de 6250 m3 a 7400 m3 durante el período de corte alto de agua; La capacidad de producción de petróleo del campo petrolero disminuyó lentamente, con una tasa de disminución anual promedio de 24,3 14. El aumento de la capacidad de producción de líquidos del campo petrolero se ha desacelerado y se ha estabilizado, permaneciendo en alrededor de 11.000 m3. La razón principal del análisis es que el contenido de agua aumenta rápidamente durante el período de corte medio de agua. Bajo la condición de producción con diferencia de presión constante, el aumento en la producción de líquido no es suficiente para compensar el aumento en el contenido de agua, lo que resulta en una rápida disminución. en la producción diaria de petróleo; después de alcanzar un alto corte de agua, debido a que el contenido de agua aumenta más lentamente, por lo que la producción diaria de petróleo disminuye menos. En el período de alto corte de agua, la capacidad de producción de líquido del campo petrolero permanece básicamente sin cambios, principalmente debido a la limitación de la ingeniería de producción de petróleo, que alcanza el volumen máximo de líquido.

V. Conclusión

En vista del retraso en el tiempo de inyección de agua en el Distrito 1 de Chengdao, la relación inyección-producción inicial se puede controlar en un nivel ligeramente superior de 1,0 después de la formación. Cuando la presión vuelve a estar cerca de la presión de saturación, la relación inyección-producción se mantiene entre 0,9 y 1,0.

La sección del pozo petrolero del campo petrolero es larga y se desarrolla un conjunto de estratos para evitar la intrusión de una sola capa de agua inyectada y aumentar el volumen de agua barrida que inunda el agua. Los pozos de inyección deben inyectarse en secciones tanto como sea posible.

La Zona 1 de Chengdao es un yacimiento de alta porosidad y alta permeabilidad. Con el desarrollo de la inyección de agua, la resistencia a la filtración disminuye y la capacidad de absorción de agua de la capa de aceite aumenta. En la etapa de alto contenido de agua, el índice de absorción de agua aumenta más rápidamente, alcanzando 116 m3/(d·MPa).

Las áreas planas inundadas de agua de los campos petroleros varían mucho, y las capas con redes imperfectas de pozos de inyección y producción y una heterogeneidad plana severa tienen bajos niveles de inundación de agua. Cada capa pequeña es generalmente de 11 a 94,7, con un promedio de 67,4. El área de barrido plano promedio de la capa principal puede alcanzar 84,9.

El período de corte de agua del campo petrolero tiene un grado de recuperación bajo de 9,8, y el corte de agua aumenta rápidamente, con una tasa de aumento del corte de agua de 12,2. Después de entrar en el período de alto contenido de agua, la tasa de aumento del contenido de agua se ralentiza y la tasa de aumento del contenido de agua es de 4,2. La mayoría de las reservas recuperables se recuperarán durante el período de alto contenido de agua. El patrón de aumento del contenido de agua es básicamente consistente con el patrón general de los yacimientos de petróleo pesado y de alta permeabilidad.

En los períodos de corte de agua bajo y medio, la producción de petróleo del campo petrolero disminuye rápidamente, con una tasa de disminución anual promedio de la producción diaria de petróleo de un solo pozo de 24,3 en el período de corte de agua alto; la tasa de disminución disminuye a 14,8. Después de la inyección de agua, el volumen de producción de líquido aumenta gradualmente y la mayoría de los pozos pueden alcanzar el volumen máximo de producción de líquido de 300 m3. Por lo tanto, en las últimas etapas de desarrollo, se pueden implementar la inyección forzada y la minería en el distrito 1 de Chengdao.

Referencias principales

[1] Chen Qinlei. Fundamentos del diseño y análisis del desarrollo de campos petroleros. Beijing: Petroleum Industry Press 1982.

[2] Huang Bingguang. , Liu Shuzhi. Ingeniería práctica de yacimientos y métodos de análisis dinámico. Beijing: Petroleum Industry Press 1997.