Los yacimientos de baja permeabilidad son densos y frágiles, y son propensos a fracturas naturales bajo la acción de tensiones tectónicas, generalmente fracturas de corte y fracturas de tracción. A una cierta profundidad de enterramiento, las fracturas naturales del yacimiento se cierran. Cuando la presión de la roca circundante cambia o la presión de inyección de agua es mayor que la presión de fractura de la formación, las grietas se abren, provocando que se escape el agua del pozo petrolero (pozo Ruwen 13-20). El agua inyectada tiene una direccionalidad obvia cuando fluye a lo largo del agua de fractura. Los resultados del monitoreo de trazadores de los pozos Wen 13-83, Wen 13-100 y Wen 13-97 muestran que las inundaciones de agua tienen una direccionalidad obvia. La dirección principal de inundación del agua de los pozos Wen 13-83 y Wen 13-100 es básicamente consistente con la dirección del esfuerzo principal horizontal máximo. La dirección principal de inundación del agua del pozo Wen 13-97 es básicamente vertical y paralela a la dirección del pozo. tensión principal horizontal máxima. Las inundaciones direccionales afectarán inevitablemente el volumen barrido de la inyección de agua y la tasa de utilización de la inyección de agua. Las fracturas artificiales generalmente se extienden a lo largo de la dirección de la tensión principal horizontal máxima. Debido al papel del apuntalante, la conductividad es mayor que la de las fracturas naturales. Un control razonable de la longitud, anchura y altura de las fracturas artificiales es crucial para mejorar el coeficiente de barrido de la inyección de agua.
Los resultados de los experimentos de inundación de agua muestran (Tabla 5-4-1) que cuando la tendencia de fractura es de 90° con respecto a la dirección de inyección de agua, la eficiencia de inundación de agua es la más alta (64,32%); la tendencia de fractura es paralela a la dirección de inyección de agua, la eficiencia de inundación de agua es la más alta (64,32%). La eficiencia de desplazamiento de agua es la más baja (42,50%), que es mucho menor que sin grietas (58,72%). Cuando el ángulo entre la tendencia de fractura y la dirección de inyección de agua es de 45°, la eficiencia de inundación de agua es del 57,16%. Dado que hay dos grupos de fracturas naturales y fracturas artificiales básicamente verticales, cuando se implementa la red de pozos de inyección y producción, la conexión entre los pozos de petróleo y agua y la tensión principal máxima son de aproximadamente 45° para mejorar la eficiencia del desplazamiento de petróleo.
Tabla 5-4-1 Tabla estadística de fracturas y eficiencia de inundación de agua
(2) Bloque Norte de Wen 13
La existencia de fracturas tiene ambas ventajas y desventajas para el desarrollo de la inyección de agua. Cuando el punto de inyección y el punto de producción se implementan en el sistema de fractura al mismo tiempo, el agua inyectada se precipitará a lo largo de las fracturas hasta el pozo de producción, provocando una irrupción prematura del agua o una inundación repentina de la capa de petróleo. De acuerdo con la ley básica de canalización de agua en fracturas, si se implementan pozos de inyección de agua en el sistema de fractura, se inyecta agua a lo largo de las fracturas y se desplaza petróleo a ambos lados de las fracturas, el coeficiente de barrido de inyección de agua aumentará y la Se mejorará el efecto de desarrollo de los yacimientos petrolíferos.
1. Reglas de movimiento de petróleo y agua
Al combinar datos dinámicos y propiedades físicas del yacimiento y fracturas estructurales, la racionalidad de la red de pozos de inyección y producción y las reglas de movimiento de petróleo y agua pueden ser analizado
Tome el Pozo Wen 13-28 con buen drenaje líquido y producción de petróleo como ejemplo. Del diagrama de propiedades físicas (Figura 5-4-7), se puede ver que el Pozo Wen 13-15. y el pozo Wen 13-20 están ubicados en 52 sub-arena. La inyección de agua en la capa juega un papel muy bueno en la reposición de energía. Existe una buena correspondencia entre los pozos de inyección y los pozos de producción. Desde el pozo de inyección de agua hasta el pozo de producción, no solo en la dirección de las propiedades físicas crecientes, sino también en la dirección de las fracturas (Figura 5-4-8), o el agua se inyecta desde áreas bajas y se drena desde áreas altas. . Por lo tanto, Well Wen 13-28 tiene buen drenaje. Al mismo tiempo, también se puede ver que la inyección de agua en el Pozo Wen 13-15 también tiene un buen efecto de desplazamiento de petróleo en el Pozo Wen 13-28.
El pozo Wen 13-35 y el pozo Wen 13-36, incluidos el pozo Wen 13-30, el pozo Wen 13-34, el pozo Wen 13-37 y el pozo Wen 13-39, están en la dirección física. aumento de propiedad y fracturamiento.
Figura 5-4-7 Mapa de contorno de permeabilidad 13 de la capa 52 de la escuela secundaria Beisha No.3
Figura 5-4-8 Distribución de grietas en la parte superior de la 72 Capa de la escuela secundaria Beisha No.3. Artículo 13
2. El impacto de las grietas en el desarrollo en diferentes etapas de desarrollo.
En yacimientos de baja permeabilidad, el impacto de las fracturas en el desarrollo del yacimiento se refleja principalmente en dos aspectos: uno es aumentar la productividad de un solo pozo y el otro es la relación de configuración entre las fracturas y la inyección. y red de pozos de producción para evitar la inyección de agua. El agua fluye a lo largo de las fracturas, provocando inundaciones explosivas en los pozos petroleros [146]. Debido a la presión anormalmente alta en el yacimiento de petróleo Wendong Sha No. 3, el yacimiento está poco compactado y las fracturas naturales generalmente están abiertas, por lo que la fracturación generalmente no se utiliza para la producción. Sin embargo, con el desarrollo, la presión de la formación disminuye y las fracturas naturales se cierran gradualmente. En ese momento, todos los pozos petroleros básicamente comenzaron a someterse a estimulación de fracturación para formar fracturas artificiales. En las primeras etapas de desarrollo, las fracturas naturales no están cerradas y domina la influencia de las fracturas naturales en el desarrollo. En este momento, al implementar la red de pozos de inyección y producción, se considera principalmente el impacto de las fracturas naturales en el efecto de inundación de agua. La línea de conexión del pozo de agua y petróleo cruza las fracturas naturales verticalmente o en un ángulo grande. Durante el período de bajo contenido de agua, la presión de formación es alta y existen básicamente fracturas naturales verticales y fracturas artificiales. Cuando se implementa la red de pozos de inyección y producción, la tensión principal máxima en la conexión del pozo de petróleo y agua es de aproximadamente 45°. En las etapas media y posterior de desarrollo, la presión de la formación se reduce aún más hasta cerca de la presión estática de la columna de agua, y las fracturas naturales se cierran básicamente. En este momento, la fractura artificial es el factor dominante.
El despliegue de la red de pozos de inyección y producción considera principalmente el impacto de las fracturas artificiales en el efecto de inundación de agua. La línea de conexión del pozo de agua y petróleo cruza las fracturas artificiales verticalmente o en un ángulo grande, es decir, la línea de conexión del pozo de agua y petróleo. se cruza verticalmente o en un ángulo grande con la dirección de tensión principal horizontal máxima.
El grupo de pozos Wen 13-37 es un ejemplo típico del impacto de dos fracturas (fracturas naturales y fracturas artificiales) en el desarrollo de la inyección de agua (Figura 5-4-9). La flecha apunta en la dirección de la falla de Wendong. Las grietas naturales son paralelas a la falla de Wendong y las grietas artificiales son perpendiculares a la falla de Wendong. La línea que conecta el pozo de petróleo Wen 13-33 y el pozo de inyección de agua Wen 13-37 es aproximadamente paralela a la dirección de las fracturas artificiales. El pozo Wen 1991 se puso en producción en mayo, con una producción diaria inicial de petróleo de 8,5 toneladas y un corte de agua del 33,1%. El corte de agua aumentó al 65.438% después de 6 meses. La línea que conecta el cuerpo del pozo de petróleo 13-45 y el cuerpo de inyección de agua 13-37 intersecta la dirección natural de la fractura en un ángulo pequeño. El pozo Wen 13-45 produjo más de 40 toneladas de petróleo en mayo de 1991, con un contenido de agua del 26%. Un año después, la producción diaria de petróleo se redujo en unas 20 toneladas y el contenido de agua aumentó al 76%. El contenido de agua aumentó rápidamente. Sin embargo, los pozos de petróleo 13 a 35 evitan la dirección de fracturas naturales y fracturas artificiales, y la producción diaria de petróleo y los cambios en el contenido de agua son relativamente estables.
Figura 5-4-9 Diagrama esquemático del grupo de pozos 13-37
3. La relación entre el volumen efectivo de inyección de agua y las fracturas
Para Analizar el impacto de las fracturas planas en el desarrollo de la inyección de agua Impacto, utilizamos los datos históricos de los pozos de petróleo y agua para realizar la inversión del desarrollo de la inyección de agua en bloques y analizamos la respuesta de los pozos de inyección y producción en la capa de arena 72 de la Formación Shahejie en el bloque norte de Wen 13, y obtuvo los siguientes entendimientos:
1) De Wen 13 Desde el desarrollo de la inyección de agua en el norte de China en 1989, el flujo de agua inyectada en el avión ha sido muy diferente, principalmente manifestado en los siguientes fenómenos:
A Desde la inyección de agua del Pozo Wen 13-7 en junio de 1988, el Wen correspondiente No ha habido ningún efecto obvio de inyección de agua en el Pozo 13-3;
B. Después de la inyección de agua en el Pozo Wen 13-3 y el Pozo Wen 13-13, el efecto del Pozo Wen 13-8 no ha sido obvio;
C. Después de la inyección de agua en el Pozo Wen 13 -24, el efecto de Wen 13-15 en el pozo antiguo no es obvio;
D Después de la inyección de agua en el pozo Wen 13-37, el efecto del pozo Wen 13-35 aún no es obvio;
e.Después de la inyección de agua en los pozos Wen 13-13 y Wen 13-17, el efecto de Wen 13-10 aún no es evidente;
F. está inundado con un alto contenido de agua y un alto volumen de líquido (1993 46,8/9,2/80,4%), lo que se vio muy afectado por la inyección de agua en los pozos Wen 13-13 y Wen 13-25.
G. El pozo Wen 13-45 tiene un alto contenido de agua y un alto volumen de inundación de agua líquida (1993 66/3.8/94.3%). Está muy afectado por el pozo Wen 13-37 y afectado por la inyección de agua. Pozo Wen 13-38 más pequeño;
Los pozos H. Wen 13-7 y Wen 13-11 fueron inyectados con agua, y el pozo Wen 13-5 fue efectivo;
1. Los pozos Wen 13-11 fueron inyectados con agua, y los pozos Wen 13-6 y Wen 13-18 tienen efectos significativos;
J. efectos; agua inyectada en el pozo Wen 13-30, el pozo Wen 13-26 tiene efectos obvios, pero tiene poco impacto en el pozo Wen 13-36.
2) La inundación repentina de los pozos de petróleo causada por la inyección de agua en los pozos también muestra que las fracturas tienen una gran influencia en el efecto de desarrollo de la inyección de agua. Por ejemplo, el pozo Wen 13-37, en mayo de 1991, el pozo Wen 13-33, repentinamente produjo agua en septiembre de 1991, la producción diaria de líquido aumentó a 33,4 t/d y el contenido de agua aumentó de aproximadamente 20% a 61,1%. correspondiente a 19966 Wen 13-37 Otro pozo de petróleo, Wen 13-45, produjo repentinamente agua en agosto, con una producción diaria de líquido de 60,5 t/d y una producción diaria de petróleo de 30,1 t/d, que repentinamente aumentó desde básicamente sin agua. al 50,2%. Esta velocidad de avance y conducción del agua excede en gran medida la velocidad promedio de obturación de los pozos petroleros después de 6 a 8 meses de inyección de agua, en la que la desviación de fracturas juega un papel importante.
3) La fila de pozos de inyección de agua en el bloque norte de Wen 13 es aproximadamente perpendicular a las fracturas naturales. Los pozos de producción de petróleo ubicados cerca de las fracturas naturales tienen un mayor volumen de líquido después de una penetración efectiva del agua. Según las estadísticas, la producción líquida diaria promedio de estos pozos puede alcanzar las 50,6 t/d en la etapa inicial de efectividad, y la producción diaria de líquido de algunos pozos incluso supera las 1,20 t/d durante la etapa máxima de efectividad. Sin embargo, debido al alto contenido de agua en el período posterior, la mayoría de los pozos de extracción de gas detuvieron la inyección de gas (la diferencia de presión de producción se volvió muy pequeña), lo que resultó en una disminución en la producción de líquido en el bloque. Se puede observar que debido al desarrollo de fracturas naturales en el bloque de baja permeabilidad Wen 13 Norte, la conductividad de las fracturas durante el proceso de inyección de agua es bastante fuerte.
4) Después de que se observe el efecto de inyección de agua, los pozos de producción de petróleo en el grupo de pozos de inyección de agua donde la dirección de conexión de inyección-producción está en un cierto ángulo o en un ángulo mayor con la orientación de la fractura tendrán un período de alta producción acuífera relativamente más largo y una velocidad de conducción del agua más lenta.
El pozo Wen 13-27 rompió aguas en abril de 1992 (48/36,5/24%), y el contenido de agua aumentó en septiembre de 1993 (120,1/20,8/82,7%). 36636.86868666666
El pozo Wen 13-12 está controlado por tres pozos de inyección de agua Wen 13-1l, Wen 13-13 y Wen 13-25, y el agua estalló en agosto de 1989. El contenido de humedad en abril de 1991 aumentó (70,2/33,4/52,4%), y el contenido de humedad en febrero de 1995 aumentó (54,8/14,5/73,5%).
5) La razón principal del gran ratio acumulado inyección-producción y la alta capacidad de almacenamiento de agua durante el proceso de inyección de agua en el Bloque Norte Wen 13 en los últimos años puede ser que la existencia de fracturas se ha convertido en el principal Canal para la filtración y almacenamiento del agua inyectada. Dado que la mayoría de los pozos de producción de levantamiento de gas han detenido la inyección de gas y dependen de la autoinyección para la producción, el agua inyectada se concentra principalmente alrededor de fracturas naturales y la presión del pozo de petróleo se libera demasiado lentamente, lo que resulta en una presión de formación alta (alrededor de 45 MPa) en el bloquear.
El pozo Wen 13-18 se vio afectado principalmente por el pozo de inyección de agua Wen 13-11 en la etapa inicial. El pozo Wen 13-18 en diciembre de 1991 tenía un alto contenido de agua (51,87/7,2/86,2%) y el Wen 10 en 1993 y el Wen 13 en febrero. A finales de 1997, el Wen 13-18 estaba apuntalado por una bomba de φ 38. con una producción diaria de líquido de 152,9t/d y un contenido de agua del 99,1%. Según el análisis, se cree que puede ser causado por la inyección de agua en el pozo Wen 13-24 (el volumen acumulado de inyección de agua es 26,780080706 en el pozo Wen 13-41, en marzo de 1999, la formación principal 72 de la Formación Shahejie). La presión inicial de petróleo fue de 18 MPa, la producción diaria de líquido fue de 180 m3 / d y la tasa de contenido de agua es del 99,5%. Según el análisis, los dos pozos de petróleo pueden ser Wen 13-24 y Wen 6544. Están ubicados. cerca de las fracturas y han sido inyectados con agua durante mucho tiempo para formar áreas de inundación de agua a alta presión.
Estadísticas sobre la presión de fracturación y la producción total de cada pozo, volumen total de inyección de agua, anual. volumen de producción de petróleo, volumen anual de inyección de agua y realizar los diagramas de contorno correspondientes
4. Relación entre la presión de ruptura y las grietas
A través del análisis de presión se revelaron cinco franjas delgadas de bajo valor en el. Noreste:
① Pozo Wen 13-6, Pozo Wen 13-16, Pozo Wen 13-24, Pozo Wen 13-22 y Pozo Wen 13-32 ② Pozo Wen 13-7, Pozo Wen; 13-5, Bien Wen 13-12, Bien Wen 13-40 ③ Bien Xinwen 13-29, Bien Wen 13-34, Bien Wen 13-37, Bien Wen 13-44 Bien ④ Bien Wen 13-26. Pozo Wen 13-36, Pozo Wen 13-57, Pozo Wen 13-255 y Pozo Wen 13-257, entre los cuales se encuentran cuatro áreas de alto valor con bajas presiones de fractura.
5. Relación entre producción de líquido y fracturas
Análisis de producción anual de petróleo: Los pozos con mayor producción anual de petróleo en esta área se distribuyen en el Artículo 13-16. Tres áreas de Wen 13-23 y Wen 13-22; El pozo Wen 13-5, el pozo Wen 13-12 y la zona del pozo Wen 13-28, el pozo Wen 13-43, el pozo Wen 13-29, el pozo Wen 13-44 y el pozo Wen 13-45 están en la misma dirección que la fractura baja. área de presión y dirección de la fractura.
Análisis del volumen de inyección de agua anual: Los pozos con un gran volumen de inyección de agua anual en esta área se distribuyen en tres áreas: pozo Wen 13-2, pozo Wen 13-24. Wen 13-32 bien; Wen 13-7 bien, Wen 13-9 bien, Xinwen 13-15 bien zona, Wen 13-30 bien, Wen Well 13-57 Su dirección es consistente con la baja. área de presión de la fractura y la dirección de la fractura