(Instituto de Planificación de la Oficina de Petróleo del Noroeste de Urumqi 830011)
El campo de petróleo y gas de Akkule es uno de los primeros campos de petróleo y gas puestos en desarrollo en la Tarifa Norte. Al estudiar el modelo de pozo único y el modelo de grupo de pozos tridimensional, se utilizó el método de simulación numérica de yacimientos para realizar análisis de sensibilidad sobre el mecanismo de producción y los factores que influyen en el proceso de producción del campo de petróleo y gas, y determinar la producción de petróleo razonable. velocidad, posición de perforación, grado de perforación y tiempo de inyección de agua y relación de extracción de inyección.
Simulación numérica; desarrollo de conos de aguas profundas; producción limitada
1 Descripción general de los campos de petróleo y gas
El campo de petróleo y gas de Akkule se perforó en el Ordovícico y el Triásico. Para los flujos industriales de petróleo y gas, el Triásico es la principal formación productora de petróleo y gas. Hay dos grupos de secciones productoras de petróleo reveladas por los yacimientos de petróleo y gas del Triásico: el cuerpo de arena del primer miembro de la Formación Halahatang en el Triásico Superior y el cuerpo de arena del primer miembro de la Formación Akkule en términos de petróleo; y división del grupo de gas, se llama Formación Shangyou (T- ⅰ) y grupo de petróleo inferior (T-ⅲ). La masa de arena del grupo petrolífero inferior (T-ⅲ) tiene un espesor de 95 a 165 m y se distribuye de manera estable en el plano. Es la principal capa productora de este campo de petróleo y gas.
Las propiedades del petróleo crudo en cada bloque de la Formación Xiayou (T-III) varían mucho. Los datos de pruebas y producción de prueba muestran que las áreas IV, V y VII tienen capas de gas, agua de fondo espesa y suficiente suministro de energía. Son aguas de fondo poroelásticas de arenisca que inundan yacimientos saturados. ⅰ, ⅱ, ⅲ, ⅵ y ⅷ son arenisca, porosa, masiva, elástica, con agua de fondo que inunda reservorios no saturados.
Desde que el campo de petróleo y gas de Akkule entró en la etapa de desarrollo rodante en 1992, la conificación del agua del fondo se ha convertido en un problema importante en el desarrollo. En la actualidad, el nivel de producción del grupo de petróleo inferior (T-III) es 38 y el contenido total de agua es 85.
Investigación de simulación numérica del yacimiento 2
2.1 Modelo de pozo único: investigación sobre el mecanismo de producción
El modelo de pozo único se utiliza principalmente para el estudio de la conificación de gas y agua. . Para que los resultados del cálculo sean más universales, se abstrajo el prototipo del modelo de un solo pozo. Los métodos de procesamiento específicos son los siguientes:
(1) En la interpretación del registro del pozo, el espesor del petróleo y el gas. y las capas de agua permanecen sin cambios.
(2) Según los resultados de la interpretación del registro, se dividen longitudinalmente secciones homogéneas de diferentes espesores y se leen los parámetros físicos de cada sección.
(3) Sobre esta base, realice la fusión o división adecuada para formar una cuadrícula longitudinal con un espesor de aproximadamente 1 m. El principio de fusión o división es que el espesor de la rejilla cerca de la interfaz del fluido no debe exceder 1 m, y el espesor de la rejilla debe aumentarse adecuadamente en lugares alejados de la interfaz del fluido.
(4) El radio de control de un solo pozo es de 550 m, que se divide en 20 cuadrículas a lo largo de la dirección radial, y el tamaño de la cuadrícula aumenta en una progresión geométrica. El tamaño de la cuadrícula más interna es de aproximadamente 0,2 m y el tamaño de la cuadrícula más externa es de 100 ~ 150 m.
(5) Según la división de la cuadrícula anterior, la cuadrícula del modelo de petróleo, gas y agua es de 20 × 20 Incluye 8 capas de gas, 9 capas de petróleo y 3 capas de agua.
(6) Convierta los parámetros de propiedad física en valores efectivos subterráneos y asígnelos a cada capa de la cuadrícula.
(7) Ajustar las capas con permeabilidad demasiado baja en el prototipo para que la permeabilidad no sea inferior a 30×10-3μm2.
En el cálculo de la simulación, la relación de permeabilidad vertical y horizontal de la capa de petróleo es 0,2; para capas con capas intermedias de baja permeabilidad, la relación entre permeabilidad vertical y permeabilidad lateral es 0,015 ~ 0,087; La permeabilidad horizontal de la capa de agua es 0,1.
2.2 El cono de agua del fondo y el cono de agua limitan la producción
Los resultados de ejemplo muestran que la tasa de recuperación del grupo de petróleo (T-ⅲ) bajo inundación con gas en solución es muy baja, mientras que la inundación con agua Puede mejorar la recuperación final. Las grandes masas de agua favorecen el efecto de desarrollo de la minería de agotamiento. Para una masa de agua de cierta escala, la conductividad entre la masa de agua y la capa de aceite generalmente tiene poco efecto en la transmisión de presión, pero tiene una gran influencia en el flujo entre la capa de agua y la capa de aceite. Por lo tanto, una baja conductividad vertical es beneficiosa para mejorar el efecto de desarrollo de la capa de petróleo. Sin embargo, cuando la conductividad vertical es demasiado baja y la transmisión de presión es difícil, se formará una situación dominada por la inundación de gas disuelto en la capa de petróleo, lo que reducirá el desarrollo. efecto.
El pozo de petróleo en el modelo tiene una tasa de producción fija de 55t/d. A través del cálculo del índice de desarrollo y la distribución de la saturación de agua en cada paso de tiempo en el perfil, se puede concluir que el pozo de petróleo en el modelo tiene una tasa de producción fija de 55t/d. El proceso de ascenso del agua del fondo de la formación se puede dividir aproximadamente en cuatro etapas: etapa de avance del cono, etapa de propulsión, etapa de conificación y etapa de contención de agua.
El agua del fondo se conifica en 37 días a medida que aumenta la tasa de recuperación, la interfaz petróleo-agua lejos del eje del pozo aumenta lentamente y luego la interfaz petróleo-agua aumenta hasta el período de avance, que es de 142 días cuando la producción alcanza los 240 días. , el agua del fondo se forma un cono en el fondo del pozo, lo que provoca que el pozo de petróleo colapse. Contiene agua y entra en el período de conificación. La altura del cono en el eje del pozo es de 5 m. El período de cono es de 61 días. período acuífero.
Cuando la producción alcanza las 85 t/d, el agua del fondo ingresa al fondo del pozo en forma de cono dentro de 60 días sin un período de elevación obvio. Por lo tanto, bajo las condiciones de perforación actuales del modelo, la producción límite del cono de agua es de aproximadamente 85 t/d
2.3 Selección de posiciones de perforación de pozos de petróleo
Para yacimientos de arenisca con agua de fondo, la posición de perforación El límite inferior del pozo debe ser más alto que la interfaz petróleo-agua para evitar que el agua del fondo rocíe rápidamente hacia el pozo de petróleo después de que el pozo de petróleo se ponga en producción, acortando el período de producción de petróleo libre de agua y reduciendo el tiempo libre de agua. producción de petróleo. El período de producción de petróleo sin agua generalmente se calcula de acuerdo con la siguiente fórmula:
Colección de artículos de exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
Dónde: t— —período de producción de petróleo libre de agua (d);
Hp——espesor hidrofóbico (metro);
Δp——diferencia de presión de producción (MPa);
μo——viscosidad del petróleo crudo subterráneo (MPa·s);
φ——Porosidad ();
k-Permeabilidad de la formación (10-3 μm 2); p>
KH-Permeabilidad horizontal de la formación (10 -3um 2);
kv - permeabilidad vertical de la formación (10-3μm2).
Como se puede ver en la fórmula anterior, entre los parámetros, los dos parámetros que se pueden controlar manualmente son el espesor hidrofóbico y la diferencia de presión de producción. El impacto del espesor hidrofóbico en el período de producción de petróleo libre de agua es mayor que la diferencia de presión de producción, porque el período de producción de petróleo libre de agua en la fórmula es proporcional al cuadrado del espesor hidrofóbico.
En el cálculo de simulación del plan de disparos, se calculó el efecto de desarrollo de cuatro posiciones de disparo. En cada plan, el grado de perforación del pozo petrolero es 30 y la producción fija es 55 t/d. Los principales indicadores de cálculo se muestran en la Tabla 1.
Tabla 1 Indicadores de desarrollo para diferentes ubicaciones de disparos Tabla 1 Cotizaciones de desarrollo para diferentes ubicaciones de disparos
De acuerdo con la relación entre el contenido de agua y el nivel de producción, cuanto más cerca está la posición de disparo del petróleo -interfaz agua, menor será la tasa de producción. Cuanto mayor sea el contenido de humedad, mayor será el grado de descarga. Cuando el factor de recuperación es superior a 28, a medida que se prolonga el tiempo de producción, el efecto de desarrollo del plan A2 es mejor que el del A1, es decir, cuando el contenido de agua del pozo petrolero es inferior a 35, el efecto del agua del fondo es dominante. . Al comparar los factores de recuperación de los cuatro esquemas de disparos bajo diferentes condiciones de producción, se puede ver que el factor de recuperación final del esquema A2 es significativamente mayor que el de otros esquemas, y la presión de la formación se mantiene en un nivel más alto después de 10 años de producción.
2.4 Cálculo de la sensibilidad de apertura
Para optimizar la apertura del pozo de petróleo, el espesor de la capa de petróleo diseñado es de 12 m, la apertura es de 20 ~ 50 y el pozo de petróleo es producido a una tasa de producción fija de 55t/d,* *Se calcularon cuatro escenarios. La comparación de indicadores de desarrollo de cada plan se muestra en la Tabla 2.
Tabla 2 Indicadores de desarrollo con diferentes grados de apertura (t = 10a) Tabla 2 Licitaciones de desarrollo con diferentes grados de perfección (t = 10a años)
Se puede observar en el cálculo Como resultado, a medida que aumenta la apertura, el contenido de agua y la producción acumulada de agua aumentan, el período sin agua se acorta y la producción acumulativa de gas y el grado de recuperación disminuyen. Por lo tanto, durante el proceso de minería, la apertura del pozo de petróleo debe controlarse adecuadamente para evitar que el agua del fondo se concentre y retrase el tiempo de penetración del agua.
Para encontrar una apertura razonable se calculó la relación entre la diferencia de presión de producción y la apertura. Bajo ciertas condiciones de producción, a medida que la apertura disminuye, la diferencia de presión de producción aumenta especialmente cuando la apertura es de 20 ~ 30, la diferencia de presión de producción cambia mucho. Debido a la baja apertura del pozo de petróleo, el fondo del pozo puede ser imperfecto y la resistencia del pozo es grande, lo que requiere una gran diferencia de presión de producción para cumplir con los requisitos de producción. Los resultados de la comparación muestran que cuando la apertura del pozo de petróleo es 20, la sección de perforación está lejos del agua del fondo, tiene el período libre de agua más largo y tiene el mayor grado de recuperación dentro de los 10 años de desarrollo. Cuando el grado de apertura es de 50°, el período libre de agua del pozo de petróleo se acorta en un tercio y el factor de recuperación se reduce en aproximadamente 3°. Por lo tanto, el grado de apertura óptimo del pozo de petróleo debe controlarse entre 20°. y 30°.
2.5 Determinación de la tasa de producción de petróleo razonable
En el estudio de la tasa de producción de petróleo, el radio de suministro de un solo pozo es de 400 m, el plan de perforación es el plan B2 mencionado anteriormente y el La tasa de producción de petróleo de diseño es 1,3 ~ 2,8, se calcularon 6 soluciones. Los resultados del cálculo se muestran en la Tabla 3, Tabla 4 y Tabla 5.
Tabla 3 Cálculo de sensibilidad de la tasa de producción de petróleo Tabla 3 Análisis de sensibilidad de diferentes tasas de producción de petróleo
Tabla 4 Relación entre la tasa de recuperación de petróleo y el contenido de agua bajo diferentes tasas de producción de petróleo Tabla 4 Producción bajo diferentes tasas de producción de petróleo La relación entre el rendimiento y el corte de agua
Tabla 5 Cambios de presión a diferentes tasas de producción de petróleo
Los resultados del cálculo muestran que para los yacimientos de agua del fondo, cuando la tasa de producción de petróleo es Bajo, la producción requerida La diferencia de presión es pequeña, y luego el agua del fondo sube suavemente y el efecto de desarrollo es mejor. Cuanto mayor sea la tasa de producción de petróleo, más rápido aumentará el corte de agua con la producción acumulada de petróleo. Cuando la tasa de producción de petróleo es de 1,6 ~ 1,9, el contenido de agua cambia mucho. Cuando la tasa de recuperación de petróleo v. Cuando = 1,6, el factor de recuperación sin agua puede alcanzar 3,2; cuando el factor de recuperación es 20, el contenido de agua del pozo de petróleo es solo 3,4; Cuando la tasa de producción de petróleo es de 1,3 ~ 1,6, la presión de formación cae lentamente y la producción de autoinyección se puede mantener durante casi 10 años. Cuando la tasa de producción de petróleo es 1,9, la presión cae rápidamente y el ciclo de flujo se acorta a 8 años. Cuando la tasa de producción de petróleo excede 2, el ciclo de flujo es de 3 a 6 años.
Un análisis exhaustivo muestra que si el factor de recuperación del petróleo crudo es inferior a 1,9, se puede obtener un factor de recuperación final más alto. Para el campo petrolífero de Akkule, es más apropiado controlar la tasa de producción de petróleo en 1,6, lo que puede controlar la diferencia de presión por debajo de 3,0 MPa y cumplir con la producción de un solo pozo de 60 t/do.
2.6 Influencia de las capas intermedias
El estudio de las capas intermedias considera principalmente dos factores: uno es el número de capas intermedias y el otro es la longitud de las capas intermedias. En el plan de simulación, hay tres situaciones entre la capa de petróleo diseñada y la capa de agua, 1 y ninguna capa intermedia. Las longitudes de las entreplantas están diseñadas para ser de 0, 25, 100, 200 y 350 metros, con el mismo ancho. La permeabilidad entre la capa de aceite y la capa de agua es inferior a 5×10-3μm2.
Los resultados del cálculo muestran que si la longitud de las capas intermedias es la misma, el número de capas intermedias tiene poco impacto en el índice de desarrollo. Cuando la longitud de la capa intermedia es superior a 200 m, la capa intermedia tiene un impacto significativo en el corte de agua y la recuperación de petróleo.
Estudio sobre el modo de minería del modelo unitario de grupo de pozos tridimensional
El modelo de grupo de pozos tridimensional supone que el grupo petrolero T-ⅲ utiliza pozos Faber de nueve puntos. Debido a la simetría de las líneas de corriente, sólo se seleccionó 1/4 del área del método de nueve puntos para los cálculos de simulación. El modelo utiliza una cuadrícula con espacios iguales, el número de cuadrículas en la dirección X es 12, el espaciado entre pozos es de 800 m, una cuadrícula de capas δ, que incluye 3 capas de capa de gas, 5 capas de capa de petróleo y 2 capas de agua del fondo. El número total de mallas en el modelo es 1080.
3.1 Análisis de energía del agua de fondo
En el cálculo del modelo, el pozo de petróleo está diseñado para utilizar energía natural para la producción bajo diferentes proporciones de volumen de agua-petróleo. Al ajustar la presión medida, se cree que la relación de volumen de petróleo y agua del yacimiento de petróleo y gas T-III en el campo petrolífero de Akel es mayor que 150. En cálculos posteriores, se seleccionó 170 veces el volumen de agua para la simulación.
3.2 Tiempo de inyección de agua
Se estudiaron y calcularon tres opciones para el tiempo de inyección de agua, con una relación inyección-producción de 0,8. El Plan D1 es minería de agotamiento, el Plan D2 está diseñado para iniciar la inyección de agua después del quinto año de producción, el Plan D3 está diseñado para iniciar la inyección de agua después de 10 años de producción y el plan de inyección de agua utiliza inyección de agua en la capa de petróleo.
Se puede ver a partir de los resultados del cálculo de los tres esquemas que el momento de la inyección de agua tiene una gran influencia en el factor de recuperación final. Después del quinto año de extracción de energía natural, cuando la presión total de la formación caiga a 3 MPa, la inyección de agua alcanzará la producción máxima de petróleo. Dado que las medidas de suplemento de presión para los yacimientos de petróleo y gas se tomaron anteriormente, la desgasificación en los yacimientos de petróleo y gas saturados se ralentizó y su producción acumulada de gas fue menor. Al mismo tiempo, la relación entre el grado de recuperación y el contenido de agua también refleja que bajo el mismo grado de recuperación, el plan D2 tiene el contenido de agua integral más bajo. Por lo tanto, para los yacimientos de petróleo saturados, la inyección temprana de agua y el mantenimiento de una cierta presión de formación lograrán mejores resultados de desarrollo. 3.3 Cálculo de la sensibilidad del ratio inyección-producción
Para estudiar el ratio inyección-producción se calcularon cuatro grupos de escenarios, en los que la inyección de agua se inició en el quinto año después de la producción. Los resultados se muestran en la Tabla 6. Los resultados del cálculo de los cuatro esquemas muestran que cuando la relación inyección-producción es superior a 0,8, la presión de formación puede permanecer alta y el grado de producción es mayor cuando el contenido de agua alcanza 75. Si la relación inyección-producción es 1, el agua del fondo puede activarse, provocando que el contenido de agua del pozo de petróleo aumente y detenga la inyección prematuramente. Por lo tanto, el futuro desarrollo de la inyección de agua del yacimiento T-ⅲ en el campo petrolífero Akol debe alcanzar una relación inyección-producción de 0,8 para lograr buenos resultados.
Tabla 6 Cambios de presión de formación con diferentes relaciones inyección-producción Tabla 6 Planes de desarrollo con diferentes grados de perfección
4 Conclusiones
(1) Akkule Oil and Gas Campo III La producción límite del cono de agua del grupo de petróleo inferior (T-ⅲ) en la pila es de 85 t/d
(2) La posición de perforación del pozo de petróleo debe estar en el medio de la capa de petróleo , y la apertura óptima es 20 ~ 30.
(3) La relación inyección-producción del desarrollo de inyección de agua en yacimientos petrolíferos es de 0,8, y la inyección de agua se implementará después de 5 años de desarrollo.
Referencia
Chen Yueming. Fundamentos de la simulación numérica de yacimientos. Beijing: Petroleum University Press, 1994.
Simulación numérica de la formación inferior del Triásico (T-ⅲ) en el yacimiento de petróleo y gas de Akokule
Yang·
(Instituto de Planificación y Diseño de Oficina de Geología del Petróleo del Noroeste,? rümqi 830011)
Resumen: Mediante el estudio de modelos de pozo único y de pozos múltiples utilizando métodos de simulación de yacimientos, se analizó la sensibilidad de la teoría del desarrollo y los factores que influyen en el desarrollo, y se analizó el desarrollo razonable. velocidad, dinámica de desarrollo, velocidad de desarrollo, tiempo de inyección de agua y volumen de inyección de agua.
Palabras clave: Simulación numérica del rendimiento crítico del cono de agua del fondo