(Xinxing Petroleum Company Northwest Petroleum Bureau Urumqi 830011)
Los campos petrolíferos Tahe No. 1 y No. 2 utilizan el método de "pozo horizontal + pozo vertical" para explotar el petróleo inferior. formación del Triásico y China Petroleum Group. Al analizar el tiempo de penetración del agua del fondo en pozos verticales y pozos horizontales y sus factores que influyen, se puede llegar a la siguiente comprensión y conclusión: No importa si la producción de un solo pozo de un pozo horizontal es mayor o menor que su producción crítica, los pozos horizontales No producirá agua ni petróleo en las mismas condiciones geológicas. El volumen es mayor que el de los pozos verticales. Si un pozo horizontal se pone en producción por debajo de la producción crítica, su período sin agua será mucho más largo que el de un pozo vertical.
En aplicaciones prácticas, la permeabilidad vertical efectiva alrededor del pozo se puede determinar o verificar en función del tiempo de penetración del agua del depósito de agua del fondo. Si el tiempo real de irrupción del agua excede con creces el período teórico libre de agua, inicialmente se puede determinar que hay una capa intermedia cerca del pozo. Combinado con el análisis de pozos adyacentes durante el período sin agua, la distribución de las capas intermedias se puede juzgar de manera aproximada. Combinado con la curva de registro de la sección horizontal de los pozos horizontales, es útil determinar la ubicación de la salida de agua en la horizontal. sección
Tiempo de penetración del agua del fondo, permeabilidad vertical, producción crítica de petróleo sin agua
Los campos petrolíferos Tahe No. 1 y No. 2 utilizan el método "pozo horizontal + pozo vertical" para explotar la Formación de Petróleo Inferior y la Formación de Petróleo Media del Triásico. Al analizar el tiempo de penetración del agua de fondo de los pozos verticales y horizontales y sus factores que influyen, se pueden sacar las siguientes conclusiones: No importa si la producción de un solo pozo de un pozo horizontal es mayor o menor que su producción crítica, bajo las mismas condiciones geológicas. , los pozos horizontales pueden producir petróleo sin agua. El volumen es mayor que el de los pozos verticales. Es decir, cuando la asignación de producción del pozo horizontal es mayor que su producción crítica (en este momento también es mayor que la producción diaria del pozo vertical en las mismas condiciones), el tiempo de penetración del agua del fondo es equivalente. Si un pozo horizontal comienza a producir por debajo de la producción crítica, el período sin agua es teóricamente infinito. En la práctica, dado que la producción diaria de un solo pozo en un pozo horizontal no siempre puede ser menor que la producción crítica de la variedad en declive, también encontrará agua, pero su período sin agua es mucho más largo que el de un pozo vertical.
En principio, cuando se conoce la permeabilidad vertical cerca de un solo pozo, se pueden utilizar las fórmulas de tiempo de penetración del agua (1-1) y (1-4) de pozos horizontales y pozos verticales en depósitos de agua del fondo. para predecir el período seco del pozo único. Según el análisis del núcleo de diámetro completo, las relaciones de permeabilidad vertical y permeabilidad horizontal en las capas de desarrollo de los campos petrolíferos Tahe No. 1 y No. 2 son 1: 1,5 y 1: 1. En aplicaciones prácticas, debido a la influencia de factores como el número de pozos de extracción de muestras, secciones limitadas de pozos de análisis de diámetro completo, heterogeneidad en el plano del yacimiento, permeabilidad vertical, etc., la distribución de las capas intermedias en la dirección longitudinal del yacimiento será reducirse, especialmente en la sección petrolera. Si se aplica el mismo cálculo numérico, se producirán grandes errores. Diferentes pozos deben determinar el valor numérico de acuerdo con las condiciones específicas. Por lo tanto, para los campos petroleros Tahe No. 1 y No. 2 con una gran heterogeneidad de yacimientos, predecir el tiempo de penetración del agua del fondo tiene poca importancia. Por el contrario, a partir del período libre de agua real y de acuerdo con las fórmulas (1-1) y (1-4), se puede calcular la permeabilidad vertical efectiva cerca del pozo único para obtener este importante parámetro. Después de determinar el valor de permeabilidad vertical efectiva cerca del pozo de cada pozo en el campo petrolero, si el tiempo real de irrupción del agua excede con creces el período libre de agua teórico, combinado con el análisis del período libre de agua de los pozos adyacentes, se puede determinar preliminarmente que hay una capa intermedia cerca del pozo a partir del análisis del período libre de agua de los pozos horizontales, combinado con la curva de registro de la sección horizontal de un pozo horizontal, puede ayudar a determinar la posición de salida de agua de la sección horizontal.
Este artículo analiza principalmente el tiempo de penetración del agua del fondo y sus factores que influyen en los campos petroleros Tahe No. 1 y No. 2, y hace un intento preliminar de aplicarlo en este campo petrolero, con la esperanza de ser útil y Útil para el análisis de yacimientos y la producción de petróleo.
1 Tiempo de penetración del agua en los yacimientos de agua del fondo
Como todos sabemos, cuando la producción acumulada de petróleo sin agua permanece sin cambios, cuanto mayor sea la asignación de producción de un solo pozo, más corta será la tiempo de penetración del agua.
La asignación de producción de los pozos horizontales es mayor que la de los pozos verticales, entonces, ¿el período de producción de petróleo sin agua tiene que ser más largo que el de los pozos verticales?
1.1 Tiempo de penetración vertical del agua de fondo
La fórmula de Sobocinski y la fórmula de Cornelivs del tiempo de penetración vertical de pozos en depósitos de agua de fondo y sus significados simbólicos son los siguientes:
Actas de exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas de la cuenca norte de Tarim
Donde: TBT——tiempo de penetración del agua (d);
μ0——viscosidad del petróleo crudo subterráneo (MPa·s );
ψ-porosidad;
H-espesor de la capa de aceite (metros);-tiempo de penetración del agua (dimensión 1);
ρw y ρ0-la diferencia entre agua de formación y aceite de formación Densidad (g/cm3);
Kv, KH——permeabilidad vertical (10-3 μm 2);
M——movilidad agua-petróleo relación;
α-m < 1 es 0,5, 1 < m < 10 es 0,6
Z - la altura del cono de agua (dimensión 1); p>Hp - Espesor de la sección de perforación (m);
bo——coeficiente de volumen de petróleo crudo subterráneo;
Q.——Producción de petróleo (metros cúbicos/día).
1.2 Tiempo de penetración del agua de fondo abierto
La fórmula teórica para calcular el tiempo de penetración del agua de fondo horizontal propuesta por Erzhakan y Raghavan supone que la interfaz petróleo-agua del yacimiento es una presión constante límite y el agua del fondo El momento del avance es:
Colección de actas sobre exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
Entre ellos: FD - eficiencia de desplazamiento microscópico (dimensión 1); el coeficiente de barrido E es el espaciamiento efectivo entre pozos aD, función del tamaño I, longitud LD, tamaño I, distancia vertical ZWD y tamaño I, radio del pozo rWD, es decir, E=f(aD, LD, ZWD, rWD). (tamaño I);
saturación de agua unida a SWC (decimal);
saturación de aceite residual (decimal);
longitud LD (dimensión 1 );
L——longitud del segmento horizontal (metros);
zwd - distancia vertical (dimensión 1
Zw - distancia vertical entre el segmento horizontal); y la interfaz petróleo-agua (m); los significados de otros símbolos son los mismos que antes.
La fórmula (1-4) se puede reescribir como:
Colección de artículos sobre exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
2 Factores que afectan el tiempo de penetración del agua del fondo
p>
2.1 Análisis teórico
De acuerdo con la fórmula (1-8), la producción de petróleo sin agua solo está relacionada con la función del coeficiente de barrido e. de pozos horizontales y pozos verticales (otros parámetros dependen de las propiedades del yacimiento de la formación y las propiedades del fluido). Se puede ver que para mejorar la producción de petróleo sin agua de los yacimientos de agua del fondo, la clave es encontrar un método de terminación que pueda mejorar en gran medida la eficiencia del barrido Tan, Tahe Oilfield Horizontal Well Reservoir Engineering Phase Research Report No. 1 y 2, Noroeste. Instituto de Planificación y Diseño de la Oficina del Petróleo, 1999.
.
La Figura 1 muestra la relación entre la función del coeficiente de barrido vertical del pozo E, el espaciamiento efectivo entre pozos aD, la apertura vertical del pozo B y el tamaño-radio del pozo rWD. Las definiciones de aD y rWD son las siguientes:
Actas de exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
En la fórmula: rev——radio de drenaje del eje (m); .
La Figura 1 muestra que cuando rWD es constante, E es inversamente proporcional a B y directamente proporcional a aD, pero aD solo funciona cuando es menor que 2 (en este momento, también se puede usar aD=2 para determinar la distancia vertical del pozo). Una vez que se determina el espaciamiento razonable de la red de pozos verticales, solo se puede ajustar la apertura de los pozos verticales. Cuando b = 25%, como se puede ver en la Figura 1, el correspondiente E = 1,3.
La Figura 2 muestra la relación entre el coeficiente de barrido e, el espaciamiento efectivo entre pozos aD, el tamaño-longitud LD y el tamaño-distancia vertical ZwD de pozos horizontales en depósitos de agua de fondo.
La Figura 2 muestra que cuando ZWD permanece sin cambios, e de un pozo horizontal es proporcional a aD y LD, pero a solo funciona cuando 2 ~ 4 (en este momento, ad = 2 ~ 4 también puede ser. se utiliza para determinar el espaciamiento de los pozos horizontales, además, cuanto más largo sea el l., mayor será el AD requerido). Una vez que se determina el espaciamiento razonable de los pozos horizontales, la única forma de aumentar efectivamente E es aumentar la sección horizontal del pozo horizontal.
Se puede ver en el análisis anterior que la única forma de mejorar efectivamente la función del coeficiente de barrido es aumentar la longitud horizontal de los pozos horizontales o reducir la apertura de los pozos verticales.
Figura 1 Eficiencia de desplazamiento de pozo verticalFigura 1 Eficiencia de desplazamiento de pozo vertical
Figura 2 Coeficiente de barrido de pozo horizontalFigura 2 Coeficiente de desplazamiento de pozo horizontal
La Figura 3 muestra la influencia de lo adimensional longitud LD y apertura B en la función del coeficiente de barrido E de pozos horizontales o pozos verticales.
Como se puede ver en la Figura 3, el rango del coeficiente de barrido vertical del pozo E se limita a la esquina inferior izquierda de la figura: a medida que 6 disminuye de 1 a 0,01, E aumenta de 0,01 a 1; rango del pozo horizontal e Se puede dividir en dos partes: una parte está rodeada por el pozo vertical e (esquina inferior izquierda de la línea de puntos), mientras que la otra parte es exclusiva del pozo horizontal y es mucho más alta que el pozo vertical. e. Como se puede ver en la Figura 3, siempre que el pozo horizontal LD sea mayor que 1 (kv = KH El yacimiento homogéneo y el yacimiento heterogéneo con kv=0.1kh se pueden deducir de la fórmula 1. Cuando LD=1, el La influencia de la longitud horizontal del pozo horizontal es 2h y 6,3h) o la longitud horizontal es mayor que 6,3h, entonces e es agua. La producción de petróleo sin agua de los pozos planos es mucho mayor que la de los pozos verticales (debido a que la sección horizontal de los pozos horizontales no pueden tener menos de 6,3 veces el espesor de la capa de petróleo). Es decir, cuando la producción diaria es la misma, el tiempo de irrupción del agua de fondo de los pozos horizontales es mucho mayor que el de los pozos verticales; cuando el tiempo de irrupción del agua de fondo es el mismo, la producción diaria de los pozos horizontales es mucho mayor que la de los pozos verticales; el de los pozos verticales.
Figura 3 Coeficiente de barrido e de pozos horizontales y pozos verticales.
Si un pozo horizontal comienza a producir por debajo de la tasa de producción crítica, el período libre de agua es teóricamente infinito. En la práctica, dado que la producción diaria de un solo pozo en un pozo horizontal no siempre puede ser menor que la producción crítica de la variedad en declive, también encontrará agua, pero su período sin agua es mucho más largo que el de un pozo vertical.
Tabla 1 Comparación de la producción de petróleo sin agua entre pozos horizontales y pozos verticales comparables en el Campo Petrolífero Tahe Tablas 1 y 2 Tabla 1 Comparación de la producción de petróleo sin agua entre pozos horizontales y pozos verticales comparables en el Campo Petrolífero Tahe 1 y 2
2.2 Situación real
El análisis teórico muestra que no importa si la asignación de producción de un solo pozo horizontal es mayor o menor que su producción crítica, la producción de petróleo sin agua de los pozos horizontales es mayor que esa. de pozos verticales en las mismas condiciones. Si la producción diaria de los pozos horizontales es mucho mayor que la de los pozos verticales, el tiempo de penetración del agua en el fondo será el mismo; si los pozos horizontales se ponen en producción por debajo de la producción crítica, su período sin agua será mucho más largo que ese; de pozos verticales. La Tabla 1 puede demostrar que la situación real es la misma: la producción diaria de TK104H, TK105H y TK201H es superior a su producción crítica (55,2 t/d, 106,75 t/d, 32,49 t/d). El espesor de la capa de petróleo es básicamente el mismo que el del TK105H (h. (h. = 21,11m). El pozo equivalente TK106H (h0=22m) se puso en operación y fue ligeramente inferior a la producción crítica (118,72t/ d). Para 1999(.
3 Aplicación del tiempo de penetración del agua de fondo
Al conocer el tiempo de penetración del agua de fondo en un pozo vertical, se determina la permeabilidad vertical efectiva de la formación cerca del pozo. se puede estimar el pozo, y luego se puede estimar el valor de la permeabilidad vertical de la formación cerca del pozo vertical adyacente del pozo horizontal, se puede calcular el período libre de agua teórico que es más consistente con el período libre de agua real de los pozos horizontales. obtenida
La permeabilidad vertical estimada es 3,1
(1) Pozos verticales
De acuerdo con la permeabilidad horizontal de la formación alrededor del pozo proporcionada por el pozo único. Los datos del núcleo, conocer el tiempo de penetración del agua del fondo de un pozo vertical y calcular su permeabilidad vertical efectiva de acuerdo con la fórmula pueden reflejar mejor la situación real de la formación alrededor del pozo. La fórmula es (11):
Colección de artículos sobre exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
Sustituya los parámetros de siete pozos verticales en los pozos 1 y 2 del campo petrolífero de Tahe en las fórmulas (1-3) y (1- 2), (3-1), los resultados del cálculo se muestran en la Tabla 2. Esto muestra que la formación kv/kh cerca de cada pozo es diferente. La porosidad y la permeabilidad horizontal de los pozos TK101 y TK103 en la tabla se refieren a los datos de TK102. Este último es el valor promedio del campo petrolero, por lo que el kv/kh obtenido es solo como referencia. Para los pozos TK103 y AN1, la posible razón por la cual el valor kv/kh es mayor que 1 es que la capa de petróleo puede tener un nivel alto. permeabilidad kx en la dirección X y baja permeabilidad en la dirección Y tasa ky, por lo que su permeabilidad horizontal efectiva es menor que la permeabilidad de alto nivel kx en la dirección X. En este caso, la permeabilidad horizontal efectiva será menor que la vertical. permeabilidad kv.
Tabla 2 Tahe 1 y 2. Tabla de cálculo de la relación de permeabilidad vertical a permeabilidad horizontal en el campo petrolero No. 1 2 Tabla de cálculo de la relación de permeabilidad vertical a permeabilidad horizontal de pozos verticales en Campos petrolíferos Tahe 1 y 2
(2) Pozos horizontales
Debido a que el coeficiente de barrido del pozo horizontal se obtiene mirando el mapa, es función del espaciamiento efectivo entre pozos aD, tamaño-longitud LD, tamaño-distancia vertical ZWD y tamaño-radio del pozo rwD, es decir, E = f (AD, LD, ZWD, RWD), l.
También es función de kv/KH. Para un tBT determinado, la relación entre la permeabilidad vertical y la permeabilidad horizontal de la formación cerca del pozo horizontal no se puede calcular directamente como en los pozos verticales, porque la relación funcional específica de E no se puede retrocalcular ni siquiera conocer. Después de tomar prestados los valores kv/kh (S51, S56) de pozos verticales adyacentes, el período teórico de irrupción del agua (Tabla 3) se obtiene de acuerdo con las fórmulas (1-4) ~ (1-7), que muestran que la extracción de muestras Los datos de análisis en pozos verticales son relativamente completos. Bajo la premisa, se tomaron prestados los parámetros de formación de pozos verticales adyacentes. Además, la Tabla 3 también muestra que el período teórico libre de agua calculado utilizando la longitud efectiva de la sección horizontal es altamente consistente con la situación real, por lo que el valor de la longitud efectiva se sustituye en el cálculo de las fórmulas relevantes para la ingeniería de yacimientos.
Tabla 3 Tabla de cálculo del tiempo de penetración de agua para pozos horizontales en los yacimientos de impulsión de agua de fondo No. 1 y 2 del campo petrolífero Tahe Tabla 3 Tabla de cálculo de tiempo de cono de agua para pozos horizontales de impulsión de agua de fondo en el campo petrolífero Tahe 1.2
3.2 Juicio preliminar de la dirección de distribución de las capas intermedias
(1) Puede haber capas intermedias en la dirección del pozo tk 105h-tk 103 (NEE-SWW).
El período teórico sin agua del TK105H es de 49 días, que es mucho más corto que el período sin agua real de 171 días. Desde que el pozo fue cambiado a producción de boquillas de petróleo de 5mm del 7 de mayo al 9 de junio, la producción promedio diaria de petróleo durante 34 días fue de 93.49 toneladas, la cual fue inferior a su producción crítica de 65,438+006.75 toneladas, por lo que se consideró que estos 34 días se terminaron El agua todavía está en su estado original y no se conifica más. Los 138 días restantes son aún más largos que el período libre de agua teórico (el período libre de agua real es más corto que la sección horizontal del pozo, y la producción de petróleo en la etapa inicial de producción se ve afectada por el tiempo de medición más corto). Esta se considera una de las evidencias de que puede haber capas intermedias en la formación cerca del pozo TK105H.
La permeabilidad longitudinal del Pozo TK103 es mayor que la permeabilidad lateral, lo que es otra evidencia de que puede haber intercapas en dirección TK105h-TK103. Aunque el pozo TK103 no encontró capas intermedias dentro de la capa de petróleo, debido a la existencia de capas de baja permeabilidad en la dirección TK105h-TK103 dentro del rango de control de petróleo del pozo, la permeabilidad en esta dirección es baja y la permeabilidad en el norte- La dirección sur es alta, por lo tanto, la permeabilidad transversal efectiva es menor que la permeabilidad vertical.
(2) Posible distribución de capas intermedias en dirección al pozo tk 105h-tk 103.
A juzgar por el hecho de que el período libre de agua teórico del TK105H es mucho más corto que el período libre de agua real, se cree que la capa intermedia está cerca de la interfaz agua-petróleo. Porque cuanto más cerca esté la capa intermedia de la interfaz petróleo-agua, más obvio será el efecto de suprimir el cono de agua.
(3) Posible distribución de capas intermedias en dirección al pozo tk 105h-tk 103.
El pozo TK101 tiene una capa intermedia de limolita de 2,5 m de espesor en la interfaz agua-petróleo. Entonces, ¿las entreplantas de TK105h-TK103 y TK101 están integradas o son independientes? Si están conectados en un todo, el entrepiso tendrá un amplio alcance en dirección este-oeste e inevitablemente se extenderá en dirección norte-sur. De esta manera, se reducirá la posibilidad de una alta permeabilidad en la dirección norte-sur del Pozo TK103, además, el agua del fondo del Pozo TK105H tardará más en sortear la capa intermedia de gran escala antes de ingresar al pozo; Por lo tanto, se cree que la capa intermedia en dirección al pozo TK105h-TK103 se separa y aniquila cerca del pozo TK103.
3.3 Ayudar a juzgar la posición de salida de agua de la sección horizontal.
A partir de la permeabilidad vertical reflejada en la curva de registro de permeabilidad de la sección horizontal de un pozo horizontal, la diferencia de propiedades físicas en la dirección de la sección horizontal y la existencia de una zona de alta permeabilidad en la capa de petróleo se puede determinar. La Figura 4 muestra la distribución de permeabilidad longitudinal de la sección horizontal TK104H. Tome la sección de suministro de líquido de 3 m más larga (3 m) (5003 ~ 5006 m) y de alta permeabilidad (700×10-3μm2) del pozo. Con base en la producción por unidad de longitud, suponiendo que toda la producción proviene de esta sección, calcule el agua. tiempo de avance El resultado es: 390 ~ 4 días (Tabla 3). Aunque el tiempo real de penetración del agua está dentro de este rango, este rango es muy grande. Es decir, la proporción de la producción de petróleo en la sección de suministro de líquido de 3 m con respecto a la producción total de petróleo es difícil de determinar, por lo que no se puede decir que la capa de alta permeabilidad provoque una penetración temprana de agua en los pozos horizontales. Pero al menos una cosa es segura, es decir, con la cresta de agua del fondo, la capa de alta permeabilidad no sólo aporta más petróleo en la etapa inicial, sino que también aporta más agua después de que el agua estalla. Por lo tanto, utilizar la curva de registro de la sección horizontal para ayudar a calcular el tiempo de penetración del agua en la sección de suministro de líquido es útil para determinar la ubicación con más agua.
Fig. 4 Diagrama de distribución de permeabilidad longitudinal de la sección horizontal del pozo tk 104h.
En resumen, basándose en el tiempo de irrupción del agua del fondo del depósito de agua del fondo, se puede determinar o verificar la permeabilidad vertical efectiva alrededor del pozo si el tiempo de irrupción del agua real excede con creces el período teórico libre de agua; , Se juzga preliminarmente que hay una capa intermedia cerca del pozo, y la distribución de la capa intermedia se puede juzgar aproximadamente combinando el análisis del período libre de agua de los pozos adyacentes. Curva de registro de la sección horizontal auxiliar de pozos horizontales para determinar la posición de salida de agua de la sección horizontal.
Referencia
【1】Wan Renpu. Tecnología de minería de pozos horizontales. Beijing: Petroleum Industry Press, 1995+033 ~ 360.
Predicción y aplicación del tiempo del cono de agua en depósitos de agua con fondo de arenisca
Yang Li Chengjun
(Instituto de Investigación de Planificación y Diseño de la Oficina de Geología del Petróleo del Noroeste de Urumqi 830011)
Resumen: Los grupos inferior y medio del Triásico en los campos petroleros Tahe 1 y 2 son explotados mediante pozos horizontales y pozos verticales respectivamente. Al analizar el tiempo de conificación del agua de fondo de los pozos verticales y horizontales y sus factores que influyen, se pueden sacar las siguientes conclusiones: No importa si la distribución de producción de un solo pozo de los pozos horizontales es mayor o menor que su producción crítica, bajo las mismas condiciones geológicas condiciones, el agua libre de agua de los pozos horizontales La tasa de producción de petróleo es mayor que la de los pozos verticales. Si un pozo horizontal se pone en producción en una producción crítica, su tiempo sin agua será mucho mayor que el de un pozo vertical.
En la práctica, podemos verificar la permeabilidad vertical efectiva alrededor del pozo de petróleo en función del tiempo de conificación del agua del fondo; si el tiempo real libre de agua es mucho mayor que el valor teórico, podemos usar rayas para verificar; si hay una capa intermedia alrededor del pozo, combinado con la ausencia de agua en los pozos adyacentes y las curvas de registro del pozo, puede ayudar a determinar la ubicación de la salida de agua.
Palabras clave: tiempo de conificación del agua del fondo, permeabilidad vertical, velocidad de producción de petróleo libre de agua, velocidad crítica de producción de petróleo