En el estudio de la descripción fina del yacimiento en la sección superior de la Formación West Guantao en el Área 7 del campo petrolífero Gudong, se ha profundizado y desarrollado enormemente la aplicación informática del modelado fino del yacimiento, la descripción del petróleo remanente y la descripción del yacimiento. En el sitio La implementación ha logrado resultados notables. Se espera aumentar el factor de recuperación en 2,67 y aumentar las reservas recuperables en 154,8×65438 9088t, de las cuales 65438 son desarrolladas recientemente en base a resultados de investigación intermedios.
Yacimiento petrolífero de Gudong; desarrollo posterior; efecto de modelado del petróleo restante
1. Introducción
Según las diferentes etapas de desarrollo, la descripción del yacimiento de petróleo puede ser dividido en descripción temprana del yacimiento en la etapa de preparación del desarrollo, descripción del yacimiento a mediano plazo en la etapa de desarrollo principal y descripción fina del yacimiento en la etapa de recuperación mejorada [1 ~ 4].
Después de que el campo petrolero entra en un período de alto contenido de agua, se vuelve cada vez más difícil aprovechar el potencial. El propósito básico de la caracterización del yacimiento en esta etapa es mejorar la recuperación final del campo petrolero. La descripción refinada del yacimiento toma como objeto de investigación unidades de desarrollo que son difíciles de aprovechar, se basa en el establecimiento de un fino modelo geológico tridimensional, se centra en revelar las reglas de distribución espacial del petróleo restante y toma medidas para aprovechar el potencial. del petróleo restante y mejorar la recuperación como objetivo final. Investigación integral multidisciplinaria sobre yacimientos de petróleo [3]. Obviamente, la descripción detallada de yacimientos no es sólo una simple descripción estática de yacimientos, sino que está estrechamente relacionada con el estudio de la distribución del petróleo remanente. Es un proyecto sistemático que integra geología, registro de pozos, simulación numérica e ingeniería de yacimientos.
La descripción refinada del yacimiento y la investigación restante sobre la distribución del petróleo son tecnologías clave para mejorar el factor de recuperación final de los campos petrolíferos con alto corte de agua. A través de la investigación de tecnología individual durante el Octavo Plan Quinquenal y la popularización y aplicación durante el Noveno Plan Quinquenal, se desarrolló una serie de tecnologías de apoyo para la descripción fina de yacimientos y la investigación sobre la distribución del petróleo restante en petróleo con alto y ultra alto corte de agua. No sólo se han formado depósitos, sino que también se han logrado importantes efectos de aplicación. Desde 1995, Shengli Oilfield ha descrito cuatro fases de reservas de 16,9×108t. Las medidas para pozos nuevos y viejos implementadas en las dos primeras fases de descripción precisa del yacimiento finalizaron en febrero de 1998 65438* *El petróleo aumentó en 181×104t, se espera que las reservas recuperables aumenten en 799×104t y el factor de recuperación es aumentó en 1,80.
A principios de 1999, se resumieron sistemáticamente las dos primeras etapas de la descripción de yacimientos finos y se formó una serie de tecnologías de apoyo para la descripción de yacimientos finos: Primero, se estableció un método de petróleo fino adecuado para varios tipos de yacimientos. Se resumen los procedimientos, técnicas y métodos básicos para la descripción de yacimientos y la investigación de la distribución de petróleo restante. En segundo lugar, se resumen las tecnologías clave y la investigación centrada en la descripción fina de yacimientos y la distribución de petróleo restante para diferentes tipos de yacimientos. En tercer lugar, se formó inicialmente un sistema de software y hardware automatizado por computadora para la descripción de yacimientos finos y la investigación de la distribución del petróleo restante. Sin embargo, todavía existen lagunas en los siguientes aspectos: ① El grado de base de datos de los datos básicos es bajo; ② Aunque la descripción del yacimiento es precisa, los límites de las políticas técnicas finas no están claros; ③ El grado de integración estática y dinámica es bajo; El grado de automatización informática no es suficiente.
Este artículo toma principalmente la descripción de yacimientos finos y la investigación de distribución de petróleo restante en la sección superior Xiguan del Bloque 7 del campo petrolífero de Gudong como ejemplo para presentar la profundización y el desarrollo de la tecnología de descripción de yacimientos finos en todo el país. campo petrolero durante el período de alto corte de agua, brindando soluciones para bloques de fallas. Los yacimientos de petróleo especiales, como los de baja permeabilidad, petróleo pesado y costa afuera, brindan ideas de investigación y reservas técnicas.
El segundo es la tecnología de modelado de yacimientos finos.
La tecnología de modelado de yacimientos finos es la base para la investigación restante sobre distribución de petróleo. Su contenido de investigación se puede resumir en el establecimiento de cinco modelos, a saber, modelos estratigráficos. modelo estructural, modelo de yacimiento, modelo de fluidos y modelo de yacimiento. Lo siguiente se centra en cinco tecnologías clave.
1. Correlación estratigráfica fina
La correlación estratigráfica fina en la parte occidental de la séptima área del campo petrolífero de Gudong se basa en la división y comparación anteriores y el desarrollo del campo petrolero. El plan se ajusta de acuerdo con los problemas existentes y el período de corte de agua extremadamente alto, los requisitos para establecer un modelo de predicción de petróleo remanente y un estudio comparativo de las subdivisiones de los yacimientos. De acuerdo con las características sedimentarias de las facies fluviales en el área superior de Xiguan del Área 7, el principio de subdivisión y comparación de reservorios es: controlar las capas por capas estándar y dividir los grupos de capas de arena por ciclo sedimentario y métodos de espesor de litofacies combinados con marcas. las unidades de tiempo se comparan mediante los contornos del cuerpo de arena. Se determinan el modelo, el modelo de contraste de cambio de fase plana, el modelo de contraste de cuerpo de arena superpuesto y el modelo de contraste de cuerpo de arena socavado.
En todo el trabajo de subdivisión y comparación, los grupos de capas de arena, las subcapas y las unidades de tiempo de deposición se controlan capa por capa verticalmente. En el plano, nos guiamos por los resultados de la investigación sedimentológica moderna, basada en. el pozo de extracción de muestras, y basándose en el potencial natural, la curva del microelectrodo y la curva de inducción, con referencia al modelo de contraste cerrado establecido, el modelo de contraste de cambio de fase, la superposición de planos de elevación iguales y el modelo de contraste socavado, se presenta un método de comparación que combina puntos, líneas y superficies. adoptado. Las capas de arena 4 a 6 en la sección superior Xiguan del Área 7 se dividen en 36 unidades de tiempo de depósito, entre las cuales la conectividad de los cuerpos de arena 522 y 531, 621 y 622, 631 y 632, 641 y 642, y 651 y 652 son todas mayor a 40. Por lo tanto, la capa de arena se puede subdividir en 30 unidades de tiempo de deposición (Tabla 1).
Tabla 1 Resultados de la subdivisión de la capa occidental en el Área 7 del campo petrolífero de Gudong
En los dos primeros estudios sobre la descripción fina del yacimiento, no hubo más estudios de los resultados preliminares de las mediciones estratigráficas. División combinada con dinámica de producción, por lo que su practicidad en aplicaciones de campo es relativamente pobre.
2. Investigación de microestructura
La microestructura de la capa de arena se refiere a las ondulaciones en la parte superior o inferior de la capa de arena y tiene cierta relación con el movimiento del petróleo subterráneo. agua y afecta la producción de petróleo y pozos de agua y la distribución del petróleo restante en el avión.
A través de estudios sobre la efectividad del almacenamiento de petróleo restante en microestructuras y la viabilidad de implementar pozos de relleno en microestructuras favorables, se demuestra que la escala de las microestructuras no es menor, pero debe tener economías de escala y. beneficios económicos. La escala de la microestructura del campo petrolero puede cumplir con los requisitos de distinguir las posiciones relativas entre los pozos en la microestructura del patrón de pozo del límite económico final.
En el estudio de la microestructura en la parte occidental de la séptima área del campo petrolífero de Gudong, se utilizó el espaciamiento promedio entre pozos como el período de la información de microestructura recopilada, y luego la resolución horizontal se cambió a la resolución vertical.
Ensayo sobre exploración y desarrollo del área petrolera de Shengli
En otras palabras, la distancia equidistante entre las microestructuras requeridas para el análisis es de 2 m.
En la fórmula: D——espaciamiento igual de la microestructura, m;
L——espaciamiento promedio entre pozos, m;
θ——inclinación del yacimiento. ángulo, (°).
3. Optimización de la interpolación entre pozos de los parámetros del yacimiento
La clave para estudiar el patrón de distribución espacial de los parámetros del yacimiento es describir con precisión la distribución de los parámetros del yacimiento entre los pozos. En el pasado, la interpolación de los parámetros del yacimiento entre pozos era a menudo un método relativamente popular o relativamente nuevo. Generalmente, se usaba el mismo método para interpolar todos los parámetros, lo que fácilmente causaba grandes errores de producción y afectaba la precisión del modelado geológico.
Para la descripción del yacimiento occidental en el Área 7 del campo petrolífero de Gudong, se seleccionaron 17 métodos de interpolación entre pozos en ocho categorías. Se seleccionó el mejor método de interpolación mediante la verificación del refinamiento de la ubicación del pozo y se compiló el software. para realizar la optimización automática del ordenador. La idea de la investigación es: primero, utilizar el método de refinamiento de datos de puntos de pozo para refinar los datos medidos; segundo, usar el método de promedio ponderado de distancia, el método de análisis de tendencia de superficie, el método de kriging, el método de modelado estocástico, etc., para ajustar los parámetros entre pozos. (Griding); en tercer lugar, analiza y compara los errores entre los valores estimados de varios métodos de interpolación y los valores medidos de pozos dispersos, y también puede utilizar varios diagramas equivalentes para análisis y comparación, en cuarto lugar; y características sedimentarias del campo petrolero, optimizando el método de ajuste entre pozos de los parámetros del yacimiento; quinto, utilizando el método de optimización para ajustar la distribución espacial de los parámetros, formando datos de cuadrícula y mapas de isovalores, describiendo parámetros en el espacio y calculando reservas;
Utilizando las ideas de investigación anteriores, el espesor efectivo, la porosidad, el contenido de lodo, la permeabilidad, el coeficiente de variación de la permeabilidad, el tamaño medio de las partículas, el coeficiente de clasificación y parámetros como la saturación de petróleo se interpolaron entre los pozos para formar un volumen de datos de cuadrícula. con 240 parámetros en 30 unidades de tiempo de deposición (Tabla 2).
Tabla 2 Tabla de selección del método de interpolación óptima para los parámetros del yacimiento en la sección Xiguang superior del Área 7 del campo petrolífero de Gudong
La investigación anterior muestra que diferentes tipos de yacimientos y diferentes parámetros del yacimiento corresponden a diferentes El método de interpolación óptimo tiene un gran error entre varios métodos de interpolación. Por lo tanto, es necesario seleccionar múltiples métodos de interpolación entre pozos para verificar la interpolación entre pozos y seleccionar el mejor método de interpolación.
4. Identificación cuantitativa de microfases sedimentarias [4-5]
En el estudio de microfases sedimentarias en la parte occidental de la séptima área del campo petrolífero de Gudong, basado en lo conocido. parámetros de microfase del pozo de extracción de muestras. Al influir en la selección de parámetros de microfase sedimentaria, la estandarización de microfase sedimentaria y el cálculo de los valores característicos de microfase sedimentaria, se logra la cuantificación y automatización informática de las divisiones de microfase sedimentaria.
(1) Selección de parámetros del yacimiento
Según los pozos de extracción de muestras en el área de trabajo, se dividen las microfacies sedimentarias de las capas de extracción de muestras y se dividen 7 parámetros del yacimiento que afectan las microfacies sedimentarias. seleccionados, a saber, espesor del cuerpo de arena, porosidad, permeabilidad, coeficiente de variación de permeabilidad, tamaño medio de partícula, contenido de lodo y coeficiente de clasificación.
(2) Cálculo de las puntuaciones de los parámetros del yacimiento
El método de máxima normalización se utiliza para calcular las puntuaciones de cada parámetro en diferentes microfases. La fórmula del método de máxima normalización es:
Ensayo sobre la exploración y el desarrollo del área petrolera de Shengli
o
Ensayo sobre la exploración y el desarrollo del área petrolera de Shengli
Entre ellos: fi— —un determinado parámetro en una microfase El valor fraccionario de
(3) Cálculo de los coeficientes de compensación de los parámetros del yacimiento
Para diferentes zonas de fase, cuanto más obvios sean los cambios de parámetros, mayor será la determinación de la zona de fase y los cambios menos obvios; en diferentes zonas de fase Los parámetros son menos seguros acerca de las zonas de fase. Por lo tanto, el coeficiente de compensación se puede determinar en función del grado de cambio de cada parámetro en diferentes áreas de fase. La fórmula de cálculo es:
Ensayo sobre exploración y desarrollo del área petrolera de Shengli
<. p>En la fórmula: qi——coeficiente de compensación del parámetro;VI——El coeficiente de variación del valor promedio del parámetro entre diferentes microfases;
vTotal——La suma de los coeficientes de variación de todos los parámetros;
σ-la desviación estándar del parámetro;
〓——el valor promedio del parámetro en diferentes etapas.
(4) Establecimiento de un modelo de identificación cuantitativa
Utilizando las puntuaciones y los coeficientes de compensación de cada parámetro, se utiliza el método de suma ponderada para establecer un modelo de identificación cuantitativa de microfases sedimentarias. y calcular los valores propios integrales de las fases.
De acuerdo con las microfacies sedimentarias de cada cuerpo de arena (o unidad de tiempo) en la capa central del pozo de extracción número 12 en la sección superior de la Formación Xiguantao en el Área 7, el rango completo de valores característicos de diferentes sedimentos Se pueden calcular las microfacies, es decir, el valor propio > 0,50 es la playa central o la playa lateral 0,35