El proyecto de demostración probó un total de 4 pozos horizontales de múltiples ramas, incluidos DS01-1V, DS02-1V, PHH-001 y PHH-002, y obtuvo la producción real. datos y capacidad de producción de un solo pozo, alcanzando las metas esperadas del proyecto de demostración.
Desde febrero y agosto de 2006 hasta finales de 2007, se drenaron un total de unos 72 pozos por mes. En general, la producción de un solo pozo DS01-1V en la veta de carbón No. 3 es relativamente alta, alcanzando los 12.000 m3/d/d. A medida que el nivel del líquido cae, la producción de gas aumenta de manera constante y la presión del revestimiento se mantiene en 0,8. ~ 0,9 MPa, lo que muestra una buena capacidad de producción de gas. La producción de gas de la decimoquinta veta de carbón es relativamente baja, pero el pozo PHH-002 puede mantener una producción estable de 4400 m3/d, lo que muestra una buena capacidad de producción de gas, lo que indica que la tecnología de pozos horizontales puede desarrollar eficazmente la decimoquinta veta de carbón.
(1) Potencial de producción de la veta de carbón No. 3 del Grupo Shanxi
Los resultados de la prueba de drenaje del pozo horizontal de múltiples ramas de este proyecto muestran que la veta de carbón No. 3 logró una alta producción de gas utilizando tecnología de pozos horizontales de múltiples ramas. La producción diaria estable de gas de un solo pozo alcanza 1,0×104 ~ 1,2×104 m3.
El siguiente es el historial de producción y análisis de productividad del pozo DS01-1V.
El pozo DS01-1V consta de pozos de ingeniería y pozos de producción. El pozo de ingeniería se denomina DS01-1 y el pozo de producción se denomina DS01-1V. El pozo de ingeniería DS01-1 fue perforado el 26 de febrero de 2005. El 28 de junio de 2006 se completó la operación de 10 pozos ramales. El pozo completo fue perforado por 6,008.00 metros, incluyendo 5,506.00 metros de la sección horizontal de φ152.4 mm. El período de construcción del Pozo DS01-1 fue de 32.8 días y el período de finalización fue de 35.5 días.
La producción de gas comenzó después de 15 días de drenaje el 26 de febrero de 2006. La producción diaria de gas aumentó constantemente, alcanzando los 12.000 m3/d, y la producción acumulada de gas alcanzó los 233×104 m3 (a finales de febrero). 2007). La presión del revestimiento se mantiene entre 0,8 y 0,9 MPa, lo que indica que el pozo tiene un buen potencial de producción de gas (Apéndice, Figura 6-11).
Figura 6-11ds Curva histórica de producción del pozo 01-1V
(2) Potencial de producción de la veta de carbón de la Formación 15 de Taiyuan
La veta de carbón de la Formación 15 de Taiyuan no ha Sin embargo, se formó una tecnología de desarrollo de metano de yacimientos de carbón eficaz, madura y económica. Esta vez intentamos realizar una prueba de desarrollo de tecnología de pozos horizontales y perforamos tres pozos. Excepto uno, los otros dos lograron una producción de gas relativamente buena. El pozo PHH-002 puede mantener una producción estable de 4400 m3/d. En comparación con la veta de carbón No. 3, la producción de gas de la veta de carbón No. 15 es relativamente baja, pero aún muestra una buena capacidad de producción de gas.
Bueno 1. PHH-002
La capa de producción del Pozo PHH-002 es la veta de carbón 15. Fue puesto en operación el 9 de agosto de 2006 y había sido drenado por un total de 17 meses a finales de febrero de 2007. . La producción de gas es de 700 ~ 4500 m3/d, la más alta es de 5000 m3/d y la producción de gas acumulada es de 282300 m3 (Figura 6-12).
2. Pozo PHH-001
La capa de producción del pozo PHH-001 es la veta de carbón número 15 y se puso en producción el 14 de julio de 2006. La producción máxima de gas es de 1600 m3/d y la producción acumulada de gas es de 103900 m3 (Figura 6-13). En 2007, el pozo fue reparado y vuelto a perforar, y se agregaron pozos horizontales secundarios y longitud horizontal total.
Figura 6-Curva histórica de producción del Pozo 12 de PHH-002
Figura 6-Curva histórica de producción del Pozo 13 de PHH-001
2. -Simulación y predicción de productividad de pozo plano de agua de rama
El pozo DS01-1V ha obtenido datos de producción efectiva después de medio año de drenaje. Sobre la base de un estudio en profundidad de las características geológicas estructurales del área y la recopilación de una gran cantidad de parámetros del yacimiento, se estableció un modelo geológico razonable y se utilizó un software avanzado de simulación numérica de metano de yacimientos de carbón para realizar análisis dinámicos y de comparación histórica. investigación para comprender mejor los parámetros del yacimiento y las propiedades de los fluidos. Realizar predicciones multipunto basadas en la distribución y las características cambiantes en el tiempo y el espacio.
(1) Coincidencia histórica de los datos de producción del pozo DS01-1V
La coincidencia histórica se basa en un análisis de sensibilidad y utiliza los datos de producción reales de los pozos de prueba o de los pozos de producción con los parámetros relevantes del yacimiento de carbón. en el área de estudio se invierten y corrigen para hacer predicciones de producción más precisas. Los objetos históricos coincidentes son la producción de gas y la producción de agua y la producción acumulada de gas y agua. La presión de fondo de pozo cambia con el tiempo y se proporciona como un valor conocido basado en los datos medidos. El proceso de coincidencia histórica en simulación numérica es científico. La curva de drenaje se muestra en la Figura 6-14 y la curva de coincidencia histórica se muestra en la Figura 6-15.
Figura 6-14 Curva de producción y drenaje de pozo horizontal de múltiples ramas DS01-1 segmentado
Figura 6-15 Curva de ajuste histórico del pozo horizontal de múltiples ramas DS01-1 segmento
El trabajo de cálculo de simulación se basa en el drenaje y drenaje de agua a largo plazo. Después de un análisis de sensibilidad e investigación, combinados con una gran cantidad de datos geológicos detallados en el área, y sobre la base de análisis y demostraciones científicas, el modelo utiliza datos de producción reales (principalmente producción de gas, producción de agua y profundidad de la superficie del líquido), y a través de Coincidencia histórica, el modelo afecta las vetas de carbón, calibra e identifica parámetros importantes de la producción de gas. Se puede ver en la curva de coincidencia histórica que los parámetros obtenidos mediante la coincidencia histórica son científicos y creíbles, lo que sienta las bases para el siguiente paso en la predicción de la producción.
(2) Predicción de producción de pozos horizontales de múltiples ramas
Los parámetros (Tabla 6-13) y los datos de cambio de permeabilidad relativa obtenidos mediante comparación histórica se muestran en la Tabla 6-14. que se ingresan en el modelo. Pronóstico dinámico de la capacidad de producción. Según el análisis de los resultados de la simulación numérica, los recursos de metano de las capas de carbón en esta área tienen buenas perspectivas de desarrollo.
Tabla 6-13 Tabla de parámetros básicos
① 1 cp=10-3Pa segundo.
Tabla 6-14 Tabla de datos de permeabilidad relativa
Continúa
En este modelo de predicción de pozo horizontal de múltiples ramas, la longitud total de la sección horizontal es de 3000 metros. A través de la operación del modelo, los resultados del cálculo se muestran en la Figura 6-16 y la Tabla 6-15. Los resultados del cálculo muestran que si se prevé que la vida útil de los pozos horizontales de múltiples ramas sea de 10 años, la producción promedio de metano en yacimientos de carbón puede alcanzar 15273,89 m3/d, la producción promedio anual de un solo pozo puede alcanzar 557,5 × 104 m3, la producción acumulada La producción de un solo pozo puede alcanzar los 5574,97 × 104 m3 y la producción acumulada El rendimiento puede alcanzar el 68%. Con una vida útil de 20 años, la producción promedio de metano en yacimientos de carbón puede alcanzar los 10.500 m3/d, la producción anual promedio de un solo pozo puede alcanzar los 381,78 × 104 m3, la producción acumulada de un solo pozo puede alcanzar los 7635,66 × 104 m3 y la producción acumulada de un solo pozo puede alcanzar los 7635,66 × 104 m3. La tasa de recuperación puede llegar a 93,99. Las Figuras 6-17 y 6-18 muestran los cambios en el plano de presión de pozos horizontales de múltiples ramas en los años 5 y 8, respectivamente. Al igual que en los pozos verticales, la presión dinámica cae rápidamente durante los primeros años de desarrollo, pero en etapas posteriores de desarrollo la caída de presión es relativamente estable.
Figura 6-16 Curva de producción prevista de pozos horizontales de múltiples ramas
Figura 6-17 Gráfico de cambio de presión dinámica de pozos horizontales de múltiples ramas (quinto año)
Fig. 6-18 Gráfico de cambio de presión dinámica de pozos horizontales de múltiples ramas (octavo año)
Del análisis comparativo de los resultados de los dos años de servicio anteriores, se puede ver que el uso de múltiples ramas tecnología de pozos horizontales ramificados para desarrollar metano de lecho de carbón, en los primeros 6 años El factor de recuperación puede alcanzar 53,7 en los últimos 14 años, el factor de recuperación ha aumentado en aproximadamente 40;
Los resultados de la simulación muestran que la presión en el fondo del pozo disminuye con el aumento del tiempo de producción. La presión vertical del pozo cayó a 0,77 MPa en el octavo año y a 0,64 MPa en el decimoquinto año. La presión del pozo horizontal cayó a 1,01 MPa en el octavo año y a 0,87 MPa en el decimoquinto año.
Tabla 6-15 Tabla de predicción de producción de simulación de yacimientos de pozos horizontales de múltiples ramas