(Instituto de Planificación e Investigación de Xinxing Petroleum Company, Beijing 100083)
Las fracturas artificiales formadas por fracturación ácida en el pozo 65 están conectadas con la cueva de fractura natural sistema. Para este pozo típico de fracturación ácida, utilizamos el software Saphir desarrollado por la empresa francesa Kappa para interpretar los datos de la prueba de recuperación de presión del pozo utilizando un modelo de yacimiento compuesto. Utilizando el método de ajuste de regresión no lineal de curva típica y el método de línea recta característica MDH, se obtuvieron algunos parámetros básicos de los sistemas de fracturación ácida artificial y de fractura-cavidad natural, y los resultados de la interpretación fueron consistentes con las condiciones reales de la formación. Proporciona un método de investigación de referencia para la interpretación de pruebas futuras de pozos similares con fracturación ácida.
Fracturación ácida; prueba de pozos con cavidades de fractura natural; modelo de yacimiento compuesto; recuperación de presión
1 Descripción básica del yacimiento
El pozo Sha 65 es el pozo No. 4 Campo petrolífero de Tahe Un pozo exploratorio a unos 5 kilómetros al noroeste del pozo Sha 48 está ubicado estructuralmente en el ala oeste de la estructura Aixieke No. 2. El intervalo de terminación del pozo abierto es 5451,82 ~ 5520,0 my la litología es caliza microcristalina gris o amarillo grisácea. Una vez completada la perforación del pozo, la prueba DST primero determinó que era una capa seca y luego se realizó fracturación ácida en la capa de prueba. A partir del análisis de la curva de construcción de la fracturación ácida, se forman grietas artificiales de fracturación ácida en la etapa inicial de la fracturación ácida. Posteriormente, la presión de la bomba disminuye, el desplazamiento aumenta y las grietas naturales se conectan entre sí. El pozo se puso en producción a las 12:40 del 4 de septiembre de 1999, con una alta producción de 336 m3/d con una boquilla de 8 mm. El pozo se cerró a 110 el 4 de septiembre de 1999 y se reanudaron las pruebas de presión (en adelante referidas). como represión).
2 Selección de parámetros de interpretación
El informe de prueba del Pozo Sha 65 no proporcionó todos los parámetros geológicos del yacimiento y los parámetros de propiedad física PVT del fluido necesarios para la interpretación. Dado que el pozo está ubicado en el campo petrolero Tahe No. 4, se compararon las características del yacimiento y las propiedades del fluido del pozo Sha 65 y del pozo Sha 48 (internos). datos) en la cuenca del Tarim, Xinjiang, fueron de 1999.
, como se muestra en la Tabla 1.
Como se puede ver en la Tabla 1, el petróleo crudo del pozo Sha 65 y del pozo Sha 48 es un petróleo crudo de alta viscosidad y las propiedades PVT no son muy diferentes. Por lo tanto, al interpretar los datos de prueba del Pozo Sha 65, el espesor de la capa de petróleo es el espesor de la sección de terminación del pozo abierto y el coeficiente de compresión integral es el valor del Pozo Sha 48. Los valores específicos de los parámetros de interpretación del Pozo Sha 65 se muestran en la Tabla 2.
Tabla 1 Tabla comparativa de parámetros de formación y fluido del Pozo Sha48 y Pozo Sha65 Tabla 1 Tabla comparativa de parámetros de yacimiento y fluido del Pozo S48 y Pozo S65
Tabla 2 Parámetros de interpretación de pruebas de pozo de Pozo Sha65 Tabla de valores 2 Parámetros de interpretación de S65
3 Interpretación de datos de prueba reales
El autor utiliza el software de interpretación de pruebas de pozo Saphir (2.3R) desarrollado por la empresa francesa Kappa para realizar el trabajo de interpretación. Durante el proceso de interpretación se identifican modelos a través de diferentes medios y se selecciona el modelo de interpretación más cercano a las características geológicas del yacimiento. El mismo modelo se compara utilizando múltiples métodos de interpretación para explicar los parámetros del yacimiento.
3.1 Historial de flujo
Después de la verificación, el tiempo total de producción del Pozo Sha 65 el 4 de septiembre de 1999 fue 1438+02:40, y el tiempo de cierre del pozo el 4 de septiembre. , 1999 fue de 11:52, la producción de petróleo fue de 8 mm.
Tabla 3 Interpretación de la prueba de pozo Tabla de flujo para el pozo Sha 65 Tabla 3 Tabla de flujo para el pozo S65
3.2 Identificación del modelo
La Figura 1 son los datos de recuperación de presión de Pozo Sha 65 Curva logarítmica del pozo. Como se puede ver en la figura, las curvas iniciales de presión y derivada de presión no coinciden (la curva derivada de presión está por encima de la línea 450 y la curva de presión está por debajo de la línea 450. Esto se debe principalmente a la superficie de cierre del cabezal del pozo). El caudal es cero durante la prueba de recuperación de presión, mientras que el caudal de cierre del fondo del pozo es cero. El caudal no es causado por el efecto de rueda libre del pozo.
Figura 1 Gráfico logarítmico de recuperación de presión S65 de datos de recuperación de presión del pozo Sha65.
Se corrigió el tiempo de cierre en la Figura 1. En contraste, el tiempo de producción del pozo Sha 65 se extendió en 0,05 horas y los datos de recuperación de presión se tomaron después de 143,35 horas. La gráfica log-log de los datos de recuperación de presión así corregidos se muestra en la Figura 2.
Las características logarítmicas de la recuperación de presión que se muestran en la Figura 2 son las siguientes:
Figura 2 Logaritmo corregido Gráfico de presión de recuperación log-log corregido para S65.
Periodo inicial (AB): La pendiente de la presión y su derivada es 0,5 ~ 1,0. Dado que el pozo ha sido sometido a medidas de fracturación ácida, incorpora las características de fracturación de conductividad infinita y las características de yacimiento de los pozos duales.
En la etapa intermedia (BD), la derivada de presión aparece "hundida".
Dado que la presión del punto de burbuja del petróleo crudo de formación es de aproximadamente 20 MPa, la presión original del yacimiento es de aproximadamente 59,4 MPa, hay un flujo monofásico en el yacimiento y, durante el proceso de apertura del pozo, la producción de gas es muy pequeña y no se puede medir, por lo que la "caída" en la derivada de presión no es causada por el escape de la fase gaseosa en el petróleo crudo, sino por la conexión entre el pozo de petróleo y la presión del ácido. Por lo tanto, el efecto de almacenamiento de doble pozo causado por el almacenamiento de fracturas provocará una "hundimiento" en la derivada de presión, que puede caracterizarse por una presión temprana y su pendiente derivada de 0,5 a 1,0.
Etapa tardía (EF): refleja las características de flujo radial de la formación. Si se excluye el efecto del yacimiento de doble barril, hay dos pasos en la curva derivada de presión en las etapas media y tardía, lo que indica que las fracturas (fracturas artificiales) formadas por las medidas de fracturación ácida están conectadas con el sistema natural fractura-cavidad en la formación, este es el caso de la fracturación ácida del Pozo Sha 65. Esto se puede reflejar en la curva de construcción (Figura 3), formando así dos áreas con diferente permeabilidad.
Figura 3 Curva de construcción de fracturación ácida del Pozo S65 Figura 3 Curva de fracturación ácida del Pozo S65
Por lo tanto, en la interpretación real, el modelo principal debe elegir el modelo de yacimiento compuesto radial. Con base en el análisis anterior, al interpretar los datos de recuperación de presión del pozo Sha 65, el modelo seleccionado en este artículo es "fractura conductiva infinita + almacenamiento de pozo dual (almacenamiento de pozo variable) + yacimiento compuesto radial + límite infinito".
3.3 Interpretación de los parámetros de formación
Después de la identificación del modelo anterior, se utilizan el método de regresión no lineal de curva típica y el método de línea recta característica del software Saphir para la interpretación comparativa, de la siguiente manera:
3.3.1 Método de regresión no lineal de curva típica
Seleccione el modelo "fractura conductiva infinita + almacenamiento de pozo dual (almacenamiento de pozo variable) + yacimiento compuesto radial + límite infinito", y la curva típica se ajusta mediante regresión no lineal. Los resultados se muestran en la Figura 4.
Figura 4 La curva típica de datos de recuperación de presión del Pozo S65 se ajusta mediante regresión no lineal a la curva de registro de S65.
A través del ajuste de la Figura 4, los resultados de la interpretación se muestran en la Tabla 4.
Tabla 4 Resultados del ajuste de regresión no lineal de curvas típicas de datos de recuperación de presión del Pozo S65 Tabla 4 Parámetros del yacimiento explicados por el ajuste de regresión no lineal S65
De acuerdo con los resultados de la explicación anterior, podemos Se calculan los siguientes parámetros:
(1) El coeficiente de almacenamiento inicial del pozo ci y el coeficiente de almacenamiento final del pozo Cf
Las fórmulas de cálculo del coeficiente de almacenamiento inicial del pozo y el coeficiente de almacenamiento final del pozo son los siguientes:
Colección de artículos sobre exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
Se puede encontrar que las ecuaciones (1) y (2) simultáneas son las siguientes: El coeficiente de almacenamiento del pozo (Ci) es 1,54 m3/MPa y el coeficiente de almacenamiento final del pozo (Cf) es 1,76 m3/MPa. El coeficiente de almacenamiento del pozo terminado es mayor que el del pozo inicial, lo que se debe principalmente al efecto del almacenamiento secundario del pozo y al almacenamiento de fracturas.
(2) Permeabilidad natural de la cavidad de fractura k2
La tasa de migración se define como:
Colección de artículos de exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en el Cuenca del Norte de Tarim
La viscosidad del fluido en las áreas interior y exterior del yacimiento compuesto es igual (μ 1 = μ 2), por lo que la permeabilidad del área exterior (área natural de la cavidad de fractura) se calcula como siguiente:
Colección de artículos de exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
p>A partir de (4), se puede calcular que la permeabilidad (k2) de el área natural de la cueva de fractura es 1323× 10-3μ m2.
(3) Valores de porosidad de fracturas naturales - cuevas y fracturas artificiales (fracturación ácida)
La relación del coeficiente de difusión de las áreas interna y externa del yacimiento compuesto es definido como:
Accesos de exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
La viscosidad del fluido en las zonas interior y exterior del yacimiento compuesto es igual (μ 1 = μ 2), y el coeficiente de compresión integral es básicamente el mismo (Ct1=Ct2). Por lo tanto, la relación de porosidad de fracturas-cavidades naturales y fracturas artificiales se puede calcular de la siguiente manera:
Colección de actas sobre exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
Porosidad de fracturas-cavidades naturales y fracturas artificiales La relación de grados (ψ 1 = ψ 2) se puede calcular como 1,455 utilizando la fórmula (6). La porosidad promedio ingresada durante la interpretación es del 5%. Si se utiliza el método del promedio ponderado por volumen para calcular la porosidad promedio del yacimiento, se obtiene la siguiente fórmula:
Colección de artículos de exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
Combinando la Ecuación (6) y la Ecuación (7), se puede calcular que la porosidad promedio (ψ1) de las fracturas artificiales es del 3,45%; la porosidad promedio de las fracturas y agujeros naturales es del 5,02%.
3.3.2 Método de ajuste de línea recta característico
Para verificar el método de ajuste de regresión no lineal de curvas típicas, el Pozo Sha 65 requiere un tiempo de apertura más largo antes de medir los datos de recuperación de presión (. 143.3 h), por lo tanto, al realizar el análisis de ajuste de línea recta característica, se debe utilizar la curva MDH (en lugar de la curva de Homer) para el análisis de ajuste. El ajuste de línea recta característica de MDH se muestra en la Figura 5.
Figura 5 Diagrama de regresión lineal característica MDH de los datos de recuperación de presión s65 del Pozo Sha65.
El resultado característico del ajuste en línea recta es que la permeabilidad natural de la cavidad de la fractura (k2) es 1390×10-3μm2, lo que es básicamente consistente con el resultado del ajuste del método de regresión no lineal de curva típica, lo que indica que el El modelo seleccionado es más consistente con la condición real del yacimiento. El historial de recuperación de presión del pozo Sha65 se muestra en la Figura 6.
Figura 6. Gráfico de ajuste del historial de recuperación de presión del Pozo S65 Figura 6. Gráfico matemático del historial de recuperación de presión de s65.
Con base en los dos métodos de ajuste anteriores, los parámetros de formación explicados son. se muestra en la Tabla 5.
Tabla 5 Resultados de la interpretación de los parámetros de formación de los datos de recuperación de presión del Pozo S65 Tabla 5 Parámetros del yacimiento para la interpretación de la presión de recuperación del S65
4 Conclusiones y sugerencias
A través del análisis de arena Las siguientes conclusiones se pueden extraer de la interpretación de los datos de la prueba de recuperación de presión del Pozo 65:
(1) En un yacimiento de carbonato de cueva de fractura natural, si dos medios del yacimiento con permeabilidades completamente diferentes distribuidos en diferentes áreas (heterogeneidad del yacimiento), se puede equipar con un modelo de yacimiento compuesto (compuesto lineal o radial) y se pueden obtener resultados de interpretación satisfactorios.
(2) Al ajustar el yacimiento heterogéneo de carbonato kárstico de fractura natural con un modelo de yacimiento compuesto, la permeabilidad y la porosidad promedio de la zona de alta permeabilidad y la zona de baja permeabilidad se pueden explicar respectivamente.
(3) En la curva derivada de recuperación de presión de reservorio de carbonato kárstico de fractura natural heterogénea, la característica de "hundimiento" a menudo aparece en el mediano plazo (período de transición). Las razones de este fenómeno incluyen: cambios en el almacenamiento del pozo causados por el flujo de dos fases, doble almacenamiento del pozo causado por fracturas y medios de doble porosidad o doble permeabilidad en los que el fluido de la matriz participa en la filtración. La interpretación debe basarse en un análisis específico de datos geológicos reales, datos de análisis de núcleos y datos de PVT de fluidos, y una selección precisa de modelos de interpretación.
(4) A través de la interpretación del pozo, se obtuvieron algunos parámetros básicos de la fracturación artificial y la fracturación ácida, y se profundizó la comprensión de la permeabilidad de la fracturación ácida. La permeabilidad de las fracturas grabadas con ácido en este pozo es de 291×10-3μm2, la porosidad es del 3,45% y la longitud media de las fracturas artificiales de fracturación ácida es de 44,4 metros.
(5) Ácido La fracturación se utiliza para aumentar la producción y las reservas de los pozos de petróleo en el yacimiento Tahe Ordovícico. Esta importante medida proporciona métodos de investigación e ideas para la interpretación de futuras pruebas de pozos similares a la fracturación ácida.
(6) Esta prueba de recuperación de presión no detectó el límite del yacimiento. Se recomienda aumentar el tiempo de recuperación de presión tanto como sea posible en el diseño de la prueba de recuperación de presión del yacimiento en el futuro, para que el Los datos de recuperación de presión aparecen en el flujo radial de la formación. En etapas posteriores, se detectan los efectos de los límites.
Referencia
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Lin Jiaen. Métodos prácticos de análisis de pruebas de pozos. Beijing: Petroleum Industry Press, 1996.48 ~ 51.
[4]Hierba, Sineo-Lei. Análisis de pruebas de pozos de yacimientos de petróleo naturalmente fracturados. JPT. Enero de 1996, 51~54
Análisis de prueba de pozo de la presión de recuperación del yacimiento de fractura ácida: Pozo S65
Wang Xibin Chen Zhihai
(Instituto del Petróleo CNSPC, Beijing 100083 )
Resumen: Las fracturas artificiales de fractura ácida S65 están conectadas con fracturas naturales. Con base en el software de prueba de pozos Saphir (Kappa), se desarrolló un modelo compuesto y se utilizaron el método de regresión no lineal y el método de regresión lineal característica MDH para explicar los datos de presión de recuperación. Los parámetros básicos de la interpretación son consistentes con los parámetros básicos del yacimiento, y tienen significado de referencia para la interpretación de otros yacimientos similares.
Palabras clave: fracturación ácida, pruebas de pozos de fractura natural, presión de recuperación del yacimiento compuesto