La estructura geológica del área petrolera de Shengli es compleja, y las curvas de prueba de pozos que reflejan sus características dinámicas también son extremadamente complejas. Con base en el análisis exhaustivo de los datos de pruebas de pozos con manómetros electrónicos en el área petrolera de Shengli durante los últimos 15 años, se estudiaron las características de la curva de diferentes datos de pruebas de pozos, incluidas las características variables de la curva de almacenamiento del pozo y los métodos de interpretación de los datos; e interpretación de datos de los límites exteriores de diferentes métodos de yacimientos, así como problemas y soluciones existentes en pruebas de pozos múltiples y de múltiples capas en el campo petrolífero de Shengli. Sobre esta base, se resumió un conjunto de métodos de prueba de pozos y métodos de interpretación de datos adecuados para las complejas características geológicas del campo petrolífero de Shengli.
Pruebas de pozos; interpretación de pruebas de pozos; Campo petrolífero de Shengli, un yacimiento de múltiples capas con límites internos y externos
1 Introducción
Pruebas de pozos modernos en el campo petrolífero de Shengli. comenzó en 1985. Después de quince años de introducción, desarrollo e investigación de aplicaciones, se ha formado una serie de tecnologías modernas de prueba de pozos, que incluyen pruebas de lectura directa en la superficie, pruebas de almacenamiento en el fondo del pozo, pruebas de deslizamiento en alta mar y pruebas de anillo de pozo de bombeo. Hemos realizado sucesivamente pruebas de presión y temperatura, pruebas de recuperación de presión, pruebas de caída de presión, pruebas de interferencia, pruebas de pulso, pruebas de sistemas, pruebas isócronas mejoradas, pruebas de detección de bordes, pruebas de pozos horizontales, pruebas de anillos de pozos de bombeo, fracturación, acidificación y taponamiento de agua. Ensayos de evaluación, cálculo de parámetros del yacimiento de recuperación térmica. Hasta ahora, los manómetros electrónicos han probado 280 pozos (capas), proporcionando datos dinámicos importantes para la exploración y el desarrollo de campos petroleros. Sin embargo, debido a la compleja estructura geológica y los diversos tipos de yacimientos del campo petrolífero de Shengli, las curvas de prueba de los pozos que reflejan las características del yacimiento también son extremadamente complejas, lo que dificulta mucho la interpretación de los datos de las pruebas de pozos. Para mejorar el nivel de interpretación de las pruebas de pozos de nuestra Oficina y aumentar el valor de aplicación de los datos de las pruebas de pozos, estos datos deben analizarse y aplicarse integralmente junto con los resultados de la investigación en el proceso de desarrollo de yacimientos de petróleo y gas para promover el desarrollo continuo y progreso de la tecnología de pruebas de pozos de nuestra Oficina. Con base en el análisis integral de los datos de las pruebas de pozos con manómetros electrónicos en el área petrolera de Shengli, se estudiaron los datos de las pruebas de pozos de diferentes tipos de límites internos y externos del yacimiento, yacimientos multicapa (incluidas pruebas en capas) y pruebas de pozos múltiples. y analizado.
En segundo lugar, análisis e investigación sobre datos de pruebas de pozos de diferentes tipos de límites internos.
El modelo de límites internos está determinado por las condiciones del pozo, incluida la dinámica y la terminación del pozo. La dinámica del pozo se refiere a fenómenos físicos relacionados con los efectos dinámicos del pozo, incluidos los efectos de almacenamiento del pozo, los efectos de cambio de fase del pozo, los efectos de la temperatura del pozo, las pérdidas del pozo, etc. La terminación de pozo se refiere a los efectos relacionados con la estructura física del pozo en sí y la formación cerca de la pared del pozo, incluida la contaminación del pozo, la perforación, el espesor de penetración de la capa de petróleo, si hay fracturas y desviación del pozo, etc. Estas condiciones tienen un gran impacto en las pruebas de pozos inestables y, a menudo, afectan directamente la precisión de los resultados de la interpretación.
1. Pozo de fuente lineal
Independientemente de la dinámica y las condiciones de terminación del pozo, el radio del pozo es muy pequeño en comparación con el tamaño del yacimiento. bien es aproximadamente cero. En este momento, el pozo se llama pozo de fuente lineal. Cuando el radio del pozo es cero, la solución del modelo de interpretación se denomina solución de fuente lineal.
El modelo de pozo de fuente lineal se usa ampliamente en la interpretación de datos de pruebas de interferencia y generalmente se usa cuando no se puede determinar el límite interno del pozo de excitación;
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En la fórmula: PD——presión adimensional;
s——coeficiente de revestimiento;
CD——coeficiente de almacenamiento del pozo adimensional;
PD—— —Cambio adimensional de la presión de almacenamiento del pozo;
l(PD)-modelo de yacimiento ideal (S=0, C). = 0) en espacio laplaciano;
variable z-laplaciana.
La función de presión de almacenamiento de pozo variable dada por Fair es una función exponencial:
Dónde: cφd-constant;
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Tiempo adimensional TD.
Convierta la fórmula (2) en fórmula (1) mediante la transformada de Laplace y luego inviértala al espacio real para obtener la curva de almacenamiento variable típica del pozo en forma exponencial (Figura 1 y Figura 2). Los pozos con almacenamiento de pozo variable mostrarán características similares a los pozos con almacenamiento de pozo constante y coeficiente de almacenamiento CφD en la etapa inicial, seguido de un período de transición en el que domina el almacenamiento de pozo variable, y luego, en la etapa posterior, los pozos volverán a mostrar que el volumen de almacenamiento del pozo controlado únicamente por CD permanece sin cambios.
En algunos casos, se requiere una función de presión de almacenamiento del pozo que cambie más drásticamente que una forma exponencial. Hagerman dio otra forma de función de almacenamiento de pozo variable: función de error:
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En la fórmula: αd——tiempo de almacenamiento del pozo adimensional;
p>
Función de error.
La sección de transición de la curva de almacenamiento de pozo variable con función de error es más grande e intensa. Utilizando múltiples funciones variables de presión de almacenamiento de pozo PφD1, pφD2..., se puede generar un modelo complejo de almacenamiento de pozo variable. Por ejemplo, el almacenamiento temprano del pozo disminuye y luego aumenta. Para algunos pozos de gas con líquidos en el pozo, esta característica de almacenamiento del pozo a veces aparece durante las pruebas de recuperación de presión. En los primeros años, la compresibilidad del gas natural continuó disminuyendo, lo que resultó en un menor almacenamiento en el pozo. Posteriormente, el factor de almacenamiento del pozo aumenta a medida que el líquido vuelve a caer y la fase se redistribuye.
Figura 1 Curva típica de aumento del almacenamiento del pozo
Durante la interpretación de los datos de prueba de 280 pozos en el campo petrolífero de Shengli, se produjeron muchos cambios en el almacenamiento del pozo. * * * Los datos de prueba del pozo 105 tienen un efecto de almacenamiento del pozo variable, incluida una curva en la que el coeficiente de almacenamiento del pozo primero aumenta, luego disminuye y luego aumenta. Por ejemplo, el pozo Chengbei Gu 4 probó las capas 73 y 74 de la Formación Dongying del 3 de julio de 1999 al 5 de junio de 2019. Antes de que se cerrara el pozo, la producción de petróleo era de 313 m3/d y la producción de gas era de 26571 m3/d. Después de que se cerrara el pozo, parte del gas natural se redisolvió en el petróleo, lo que provocó una reducción en el almacenamiento del pozo. Mediante el ajuste, el coeficiente de almacenamiento final del pozo es 1,08×10-2m3/MPa, la relación entre los coeficientes de almacenamiento inicial y final del pozo es 9,92417m3/MPa y el tiempo de almacenamiento adimensional del pozo es 7400.
El almacenamiento variable del pozo tiene un impacto negativo en la interpretación de los datos, especialmente cuando el tiempo de almacenamiento variable del pozo es largo y hay un límite exterior cerca del pozo, la reflexión del límite exterior inicial a menudo estará oscurecida, como Pozo Fu 111-8, afectando así la interpretación de parámetros como los límites exteriores. En la actualidad, este efecto adverso no se puede resolver eficazmente en la teoría de la interpretación de las pruebas de pozos, pero se puede resolver mejorando la tecnología de pruebas. El método específico consiste en cerrar el pozo con un dispositivo de cierre de fondo de pozo o utilizar un caudalímetro de fondo de pozo para medir los cambios en la producción de fondo de pozo y eliminar el impacto de los cambios en el almacenamiento del pozo en los datos de las pruebas del pozo.
Figura 2 Curva típica de reducción del almacenamiento del pozo
3. Coeficiente de piel
En el proceso de exploración y desarrollo de yacimientos petrolíferos, el coeficiente de piel está determinado por lo inestable. Método de prueba de pozos. Se utiliza ampliamente en la evaluación de daños en yacimientos de petróleo y gas. Sin embargo, el coeficiente de piel obtenido de las pruebas de pozos es un coeficiente de piel total, que no solo incluye el coeficiente de piel verdadero causado por la contaminación y el bloqueo de los yacimientos de petróleo y gas cerca del fondo del pozo por el fluido de perforación y el fluido de terminación, sino que también incluye apertura imperfecta de pozos de petróleo y gas, desviación de pozos, etc. y la suma de coeficientes de pseudo-piel causados por flujo que no es Darcy.
Las características de la curva de este modelo de yacimiento se muestran en la Figura 4, que muestra principalmente cuatro períodos de flujo.
La etapa inicial (curva A) es la parte afectada por el almacenamiento del pozo.
Intervalo horario (curva B): el fluido fluye hacia el pozo solo desde la capa de alta permeabilidad, similar a un yacimiento multicapa sin flujo cruzado, y la curva derivada de presión es horizontal en un registro-log. trama.
Período de transición (curva C): La capa de baja permeabilidad comienza a producir, se produce la canalización entre capas y la curva de producción y la curva de presión tienden a cambiar suavemente.
Período posterior (período de tiempo grande, curva D): cuando el tiempo es lo suficientemente grande, la producción de las dos capas alcanza el equilibrio, el flujo de fluido es similar a un depósito de petróleo de una sola capa y la presión La curva derivada refleja el segmento de línea recta radial del sistema total.
3. Análisis de ejemplo
En los datos de pruebas de pozos de yacimientos multicapa en el campo petrolífero de Shengli, la mayoría de ellos muestran las características de yacimientos homogéneos, es decir, las propiedades de cada capa. son similares, pero también hay algunos pozos que muestran características obvias de múltiples capas, como Gudong 10-13 y Shenghai 8. Para estos pozos, generalmente es difícil obtener los parámetros de cada capa pequeña utilizando los dos modelos anteriores. La solución es utilizar pruebas en capas. Aquí, tomamos Well Gudong 10-13 como ejemplo para presentar brevemente este método. Bueno, Gudong 10-13 tiene tres intervalos de producción. El 8 de septiembre de 1999, el manómetro electrónico de almacenamiento y el dispositivo de estratificación inteligente se bajaron al fondo del pozo, y el pozo se abrió y cerró capa por capa de acuerdo con el programa preprogramado para registrar automáticamente los cambios de presión en el fondo del pozo.
En la prueba de este pozo, la tercera capa (primera y segunda capa) se abrió durante 5 días y luego se cerró la tercera capa para realizar mediciones. El volumen de líquido, el volumen de aceite y el contenido de humedad de las tres capas antes de la prueba eran 16,6 m3/d, 0,7 m3/d y 96,6 respectivamente. Durante la prueba de estratificación, la producción de agua de la primera y tercera capa fue de 100. Aunque el espesor de la segunda capa fue de solo 2,0 m, la producción de petróleo llegó a 34,2 m3/d. Después de la explicación, la permeabilidad de la primera y la tercera capa. Las terceras capas fueron respectivamente. La permeabilidad y el coeficiente superficial de la segunda capa son 574,88 × 10-3μm2 y -0,15 respectivamente, lo que indica que la segunda capa tiene buenas características de yacimiento. Según la presión medida, la presión estática de la primera, segunda y tercera capa es 13,2031, 14,9668 y 19,5335 MPa respectivamente, y los coeficientes de presión son 0,97, 0,94 y 1,00 respectivamente, lo que indica la tercera y segunda capa.
5. Pruebas de múltiples pozos
El propósito de las pruebas de múltiples pozos es determinar la conectividad entre pozos y resolver las características de la formación entre pozos. La prueba de pozos de interferencia es el método de prueba de pozos múltiples más comúnmente utilizado y maduro. Durante las pruebas de pozos, un pozo se utiliza como pozo de excitación y otro o más pozos se utilizan como pozos de observación. Un pozo también puede usarse como pozo de observación y otro pozo o pozos pueden usarse como pozos de excitación. El pozo de estimulación cambia el sistema de trabajo, lo que resulta en cambios de presión de formación (a menudo llamado "señal de interferencia" se baja al pozo de observación un instrumento de medición de presión de alta precisión para registrar los cambios de presión causados por el cambio en el sistema de trabajo del pozo de excitación); . A partir de si el pozo de observación puede recibir cambios de presión de "interferencia", se puede juzgar si el pozo de observación y el pozo de excitación están conectados. A partir del tiempo y el patrón de los cambios de presión recibidos, se pueden calcular los parámetros de flujo entre pozos.
El autor realizó un análisis utilizando como ejemplo el bloque de falla Gao 17 que interfirió con las pruebas del pozo. El bloque de falla Gao 17 es el principal bloque de falla petrolero en el campo petrolífero de Gaoqing. Desde la inyección de agua y el desarrollo de este bloque de falla en junio de 1990 65438-10, a excepción del pozo Gao 17-22, otros pozos no han tenido un impacto evidente. Analiza las razones. Para verificar el sellado de la falla y la conectividad de los pozos de petróleo y agua, se ajustó la estructura de inyección y producción y se realizó una prueba de pozo interferencia en el bloque de la falla.
Figura 5 Diagrama de líneas medidas del Pozo Gao 17-9
En esta prueba, se seleccionó el Pozo Gao 17-9 como pozo de observación y el Pozo Gao 17-51 (inyección de agua). pozo) fue seleccionado como pozo de estimulación. La prueba comenzó el 11 de enero de 1991 y finalizó el 1 de enero de 1991. Durante este período, las inyecciones se detuvieron dos veces y las inyecciones comenzaron una vez. La Figura 5 es un gráfico lineal de esta prueba.
El pozo Gao 17-9 se limpió antes de realizar las pruebas. A medida que el nivel del líquido bajó, la presión cayó, como se muestra en la Figura 5. Al comienzo de la prueba, el pozo Gao 17-51 se llenó de agua. Después de detener la inyección durante 20,38 horas, la presión en el pozo de observación continuó cayendo y luego, naturalmente, reanudó su aumento. Después de detener la inyección durante 40 horas, el pozo de estimulación comenzó a inyectar, con un volumen de inyección de 302 m3/d, y la inyección se detuvo después de 96 horas. Durante este período, la presión del pozo observada aún aumentó según la tendencia original, aumentando en 0,044 MPa. La observación duró 71,86 horas después de que se detuvo la inyección, pero la presión aún aumentó sin una tendencia a la baja. Durante todo el proceso de prueba, la presión volvió a 0,093 MPa. Se puede ver en la curva que la recuperación de presión del pozo Gao 17-9 no se vio afectada por varias excitaciones en el pozo Gao 17-51. El motivo del análisis es que existe una falla en la parte este del bloque de falla, lo que provocó que los dos pozos se desconectaran, confirmando así que la falla tiene buenas propiedades de sellado.
Conclusión del verbo intransitivo
El almacenamiento en el pozo tiene un impacto adverso en la interpretación de los datos, y su impacto debe minimizarse mediante la mejora de la tecnología de construcción, la recuperación de presión o la prueba de caída de presión obtenida. El coeficiente de piel a menudo; no puede representar el grado de contaminación del embalse. El coeficiente de piel debe desglosarse según la apertura y la inclinación del pozo para determinar la verdadera contaminación del yacimiento.
El uso de métodos de prueba de pozos para determinar el límite exterior del yacimiento tiene una alta precisión, por lo que se deben probar los pozos que cumplan con las condiciones de prueba. Dado que la interpretación de las pruebas de pozos tiene múltiples soluciones, se debe hacer referencia a otros datos geológicos tanto como sea posible al interpretar los límites.
Los datos de las pruebas de pozos de yacimientos multicapa siguen siendo una dificultad en la interpretación actual de las pruebas de pozos. Si es necesario obtener los parámetros de cada subcapa, se deben realizar pruebas en capas. Sin embargo, la desventaja de las pruebas en capas es la gran carga de trabajo de la construcción en el campo y las duras condiciones de prueba.
Principales referencias
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