Predicción y aplicación del tiempo de penetración del agua de fondo en depósitos de agua de fondo de arenisca
Yang Lei, Tan Chengjun y Li Zongyu
(Xinxing Petroleum Company, Northwest Petroleum Bureau, Urumqi 830011)
Resumen Tahe No. 1 y No. 2 yacimientos petrolíferos adoptan "pozos horizontales + pozos verticales". El método consiste en explotar la Formación de Petróleo Inferior y la Formación de Petróleo Media del Triásico. A través del análisis del tiempo de penetración del agua de fondo de los pozos verticales y horizontales y sus factores que influyen, se puede llegar a la siguiente comprensión y conclusión: No importa si la producción de un solo pozo de los pozos horizontales es mayor o menor que su producción crítica, el agua -La producción libre de petróleo de los pozos horizontales es mayor que la de los pozos verticales en las mismas condiciones geológicas. Si un pozo horizontal se abre y se pone en producción por debajo de la tasa de producción crítica, su período sin agua será mucho más largo que el de un pozo vertical.
En aplicaciones prácticas, la permeabilidad vertical efectiva alrededor del pozo se puede determinar o verificar en función del tiempo de penetración del agua del depósito de agua del fondo; si el tiempo de penetración del agua real excede con creces el período teórico libre de agua, el pozo se puede juzgar preliminarmente. Hay un entresuelo cerca. Combinado con el análisis del período libre de agua de los pozos adyacentes, la distribución de la capa intermedia se puede juzgar de manera aproximada. Combinado con la curva de registro de la sección horizontal del pozo horizontal, puede ayudar a determinar la posición de salida de agua de la sección horizontal. .
Palabras clave tiempo de penetración del agua del fondo, permeabilidad vertical, producción de petróleo sin agua, producción crítica
Los yacimientos petrolíferos Tahe No. 1 y No. 2 adoptan el método "pozo horizontal + pozo vertical" para explotar el grupo de Petróleo del Triásico inferior, grupo de petróleo medio. A través del análisis del tiempo de penetración del agua de fondo de los pozos verticales y horizontales y sus factores que influyen, se puede llegar a la siguiente comprensión y conclusión: Independientemente de si la producción de un solo pozo de los pozos horizontales es mayor o menor que su producción crítica, el agua -La producción libre de petróleo de los pozos horizontales es alta. Es decir, cuando la asignación de producción de un solo pozo de un pozo horizontal es mayor que su producción crítica (que también es mayor que la producción diaria de un pozo vertical en las mismas condiciones), el tiempo de penetración del agua de fondo de los dos es el mismo. . Si se abre un pozo horizontal y se pone en producción por debajo de la producción crítica, el período sin agua es teóricamente infinito. En la práctica, dado que la producción diaria de un solo pozo horizontal no siempre puede ser menor que la producción crítica del cambio gradualmente decreciente. También se encontrará agua. Sin embargo, su período libre de agua es mucho más largo que el de los pozos verticales.
En principio, cuando se conoce la permeabilidad vertical cerca del pozo de un solo pozo, las fórmulas del tiempo de penetración del agua (1-1) y (1-4) para pozos horizontales y pozos verticales en depósitos de agua del fondo Se puede utilizar la predicción del período sin agua para un solo pozo. En el plan de desarrollo de Ai-Sang, se señaló, basándose en un análisis del núcleo de diámetro completo, que las proporciones de permeabilidad vertical y permeabilidad horizontal de las capas de desarrollo de los yacimientos petrolíferos Tahe No. 1 y No. 2 son 1:1,5 y 1:1. En aplicaciones prácticas, la permeabilidad vertical se reducirá debido a la influencia de factores como el número de pozos de extracción de muestras, el número limitado de secciones de análisis de diámetro completo, la heterogeneidad en el plano del yacimiento y la distribución de las capas intermedias en la dirección longitudinal de En el yacimiento, especialmente dentro de la sección de petróleo, si se aplica el mismo cálculo numérico, se producirá un gran error, por lo que el valor debe determinarse de acuerdo con las condiciones específicas de los diferentes pozos. Por lo tanto, en los yacimientos petrolíferos Tahe No. 1 y No. 2, donde la heterogeneidad de los yacimientos es grave, predecir el tiempo de penetración del agua del fondo tiene poca importancia. Por el contrario, basándose en la duración real del período libre de agua y las fórmulas (1-1) y (1-4), la permeabilidad vertical efectiva cerca del pozo de un solo pozo se puede volver a calcular para obtener este importante parámetro. . Después de determinar el valor de permeabilidad vertical efectiva cerca del pozo de cada pozo en el campo petrolero, si el tiempo real de irrupción del agua excede con creces el período libre de agua teórico, y combinado con el análisis del período libre de agua de los pozos adyacentes, puede determinar preliminarmente que hay una capa intermedia cerca del pozo; a partir del análisis del período de agua del pozo horizontal combinado con la curva de registro de la sección horizontal del pozo, puede ayudar a determinar la ubicación de la salida de agua de la sección horizontal.
Este artículo analiza principalmente el tiempo de penetración del agua del fondo y los factores que influyen en los campos petroleros Tahe No. 1 y No. 2, e inicialmente intenta aplicarlo en este campo petrolero, para ayudar y extraer lecciones de Trabajos de análisis de yacimientos y producción de petróleo.
1 Tiempo de penetración del agua en los yacimientos de agua del fondo
Como todos sabemos, cuando la producción de petróleo de acumulación libre de agua es constante, cuanto mayor es la asignación de producción de un solo pozo, más corta es la producción de petróleo del fondo. tiempo de penetración del agua.
La asignación de producción de un solo pozo de los pozos horizontales es mayor que la de los pozos verticales. ¿Es el período de producción de petróleo sin agua necesariamente más largo que el de los pozos verticales?
1.1 Tiempo de penetración del agua de fondo de pozo vertical
Las fórmulas de Sobocinski y Cornelivs y los significados simbólicos del tiempo de penetración del agua de pozo vertical en depósitos de agua de fondo son los siguientes:
Exploración de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim y documentos de desarrollo
En la fórmula: tBT——tiempo de penetración del agua (d);
μ0——viscosidad del petróleo crudo subterráneo ( mPa.s);
ψ——porosidad;
h——espesor de la capa de aceite (m);——tiempo de penetración del agua (dimensión uno);
ρw, ρ0——agua de formación, aceite de formación Densidad (g/cm3);
kv, kh - permeabilidad vertical (10-3μm2);
M - movilidad agua-petróleo relación;
α——0,5 cuando M<1, 0,6 cuando 1 Z——altura del cono de agua (dimensión uno); hp——disparo Espesor de la sección del agujero (m); Bo——coeficiente de volumen del petróleo crudo subterráneo; q. ——Producción de petróleo (m3/d). 1.2 Tiempo de penetración del agua de fondo horizontal La relación teórica propuesta por Ozkan y Raghavan para calcular el tiempo de penetración del agua de fondo horizontal supone que la interfaz agua-petróleo del yacimiento se considera como una Límite de presión constante, el tiempo de avance del agua del fondo derivado de esto es: Colección de artículos de exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim En la fórmula: fd— —Eficiencia de desplazamiento microscópico (dimensión 1); E - eficiencia de barrido, que es una función del espaciamiento efectivo entre pozos aD, la dimensión de una longitud LD, la dimensión de una distancia vertical ZWD y la dimensión de un radio del pozo rWD, es decir, E. =f(aD, LD, ZWD, rWD) (Dimensión 1); Swc - saturación de agua irreducible (decimal); Sor - saturación de aceite residual (decimal); LD ——Longitud (dimensión uno); L——Longitud del segmento horizontal (m); ZWD——Distancia vertical (dimensión uno); Zw——La distancia vertical entre la sección horizontal y la interfaz aceite-agua (m); los significados de otros símbolos son los mismos que antes. La fórmula (1-4) se puede reescribir como: Colección de artículos sobre exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim 2 Factores que afectan el tiempo de penetración del agua del fondo p> 2.1 Análisis teórico Se puede ver en la fórmula (1-8) que la producción de petróleo sin agua solo está relacionada con el barrido función de coeficiente E de pozos horizontales y pozos verticales (el resto de parámetros dependen del yacimiento de las propiedades de la formación y las propiedades del fluido). Se puede ver que para mejorar la producción de petróleo sin agua en los yacimientos de agua del fondo, la clave es encontrar un método de terminación que pueda mejorar en gran medida el coeficiente de barrido. Tan Chengjun, yacimiento de pozo horizontal de Tahe No. Informe de investigación de la fase de ingeniería de los campos petroleros 1 y 2, Instituto de Planificación y Diseño de la Oficina de Petróleo del Noroeste, 1999. . La Figura 1 muestra la relación entre la función del coeficiente de barrido E de un pozo vertical, el espaciamiento efectivo entre pozos aD, el grado de apertura del pozo vertical b y el radio del pozo de dimensión uno rWD y rWD. se definen de la siguiente manera: Colección de artículos sobre exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim En la fórmula: rev——radio de drenaje del pozo vertical (m) ; los significados de otros símbolos son los mismos que antes. La Figura 1 muestra que cuando rWD es constante, E es inversamente proporcional a by directamente proporcional a aD, pero aD solo funciona cuando es menor que 2 (en este momento, también se puede usar aD=2 para determinar la distancia vertical del pozo). Una vez que se determina el espaciamiento razonable de la red de pozos verticales, la única forma de ajustar el grado de apertura del pozo vertical es ajustarlo. Cuando b = 25%, se puede ver en la Figura 1 que el correspondiente E = 1,3. La Figura 2 muestra la relación entre el coeficiente de barrido E, el espaciamiento efectivo entre pozos aD, la dimensión-longitud LD y la dimensión-distancia vertical ZwD de pozos horizontales en yacimientos de agua de fondo. La Figura 2 muestra que cuando ZWD es constante, E de un pozo horizontal es proporcional a aD y LD, pero a. Solo funciona cuando hay 2 a 4 (en este momento, aD = 2 a 4 también se puede usar para determinar el espaciamiento de los pozos horizontales; además, cuanto más largo sea L, se requiere un aD más grande). Una vez que se determina el espaciamiento razonable de los pozos horizontales, la única forma de aumentar efectivamente E es aumentar la longitud de la sección horizontal de los pozos horizontales. Se puede ver en el análisis anterior que la única forma de mejorar efectivamente la función del coeficiente de barrido es aumentar la longitud de la sección horizontal del pozo horizontal o reducir el grado de apertura del pozo vertical. Fig.1 Eficiencia de desplazamiento de pozo verticalFig.l Eficiencia de desplazamiento de pozo vertical Fig.2 Eficiencia de desplazamiento de pozo horizontal La Figura 3 muestra la influencia de la longitud adimensional LD y el grado de apertura b en la función de coeficiente de barrido E de un pozo horizontal o un pozo vertical. Se puede ver en la Figura 3 que el rango del coeficiente de barrido vertical del pozo E está limitado a la esquina inferior izquierda de la imagen: disminuye de 1 a 0,01 con 6, y E aumenta de 0,01 a 1.1; mientras que el E del pozo horizontal El rango involucrado se puede dividir en dos partes: una parte está rodeada por el pozo vertical E (la esquina inferior izquierda de la línea de puntos) y la otra parte es la parte exclusiva del pozo horizontal. pozo y mucho más alto que el pozo vertical E. Se puede ver en la Figura 3 que siempre que el LD del pozo horizontal sea mayor que 1 (de las fórmulas 1-6, se puede concluir que el yacimiento homogéneo con kv=kh y el yacimiento heterogéneo con kv=0.1kh, la sección horizontal del pozo horizontal cuando LD = 1 (la influencia de la longitud es 2 h y 6,3 h) o la sección horizontal es más larga que 6,3 h, la E de los pozos horizontales es mucho mayor que la de los pozos verticales. Es decir, la producción de petróleo sin agua de los pozos horizontales es mucho mayor que la de los pozos verticales (porque la longitud de la sección horizontal de un pozo horizontal no puede ser mucho mayor que 6,3 veces el espesor de la capa de petróleo). En otras palabras, cuando la producción diaria es equivalente, el tiempo de irrupción del agua de fondo de los pozos horizontales es mucho mayor que el de los pozos verticales; cuando el tiempo de irrupción del agua de fondo es igual, la producción diaria de los pozos horizontales es mucho mayor que la de los verticales; pozos. Fig.3 Eficiencia de barrido E de pozo horizontal y pozo vertical Si el pozo horizontal se abre y se pone en producción por debajo de la producción crítica, en teoría, el período libre de agua es infinito En la práctica, dado que la producción diaria de un solo pozo en un pozo horizontal no siempre puede ser menor que la producción crítica del cambiador que disminuye gradualmente, también encontrará agua, pero su período libre de agua es mucho más largo que el de un pozo vertical. Bueno. Tabla 1 Una comparación del petróleo libre de agua entre un pozo horizontal y un pozo vertical comparable en el campo petrolífero Tahe 1,2 2.2 Situación real El análisis teórico muestra que No importa si la producción de un solo pozo de un pozo horizontal es mayor o menor que su producción crítica, la producción de petróleo sin agua del pozo horizontal es mayor que la del pozo directo. Si la producción diaria de los pozos horizontales es mucho mayor que la de los pozos verticales, el tiempo de penetración del agua en el fondo será el mismo; si el pozo horizontal se abre y se pone en producción por debajo de la producción crítica, su período sin agua también será mucho mayor; más largo que el de los pozos verticales. La Tabla 1 puede demostrar que la situación real también es la misma: la producción diaria de TK104H, TK105H y TK201H es superior a sus respectivas producciones críticas (55,2 t/d, 106,75 t/d, 32,49 t/d), y son también mayor que la de los pozos verticales comparables. La producción de petróleo libre de agua es mayor que la del pozo vertical correspondiente, y el período libre de agua es aproximadamente el mismo (puede haber una capa intermedia debajo de la sección horizontal del TK105H, la razón). se discutirá más adelante); y el espesor de la capa de petróleo del pozo TK106H (h0=22m) es básicamente equivalente al de TK105H (h.=21.11m). El pozo fue abierto y puesto en producción a un ritmo ligeramente menor que la producción crítica. (118,72 t/d a finales de 1999 (aún en la etapa sin agua), su producción de petróleo sin agua no sólo era mayor que la del pozo vertical comparable, el S51, sino que el tiempo de penetración del agua del fondo también era superior al del pozo S51. . 3 Aplicación del tiempo de penetración del agua del fondo Al comprender el tiempo de penetración del agua del fondo de un pozo vertical, se puede estimar la permeabilidad vertical efectiva de la formación cerca del pozo. Al valor de permeabilidad vertical de la formación cerca del pozo vertical adyacente, se obtiene un período libre de agua teórico que es consistente con el período libre de agua real del pozo horizontal. 3.1 Estimación de la permeabilidad vertical (1) Pozo vertical Basado en la permeabilidad horizontal de la formación alrededor del pozo proporcionada por datos y comprensión del núcleo de un solo pozo de un pozo vertical El tiempo de penetración del agua del fondo y su permeabilidad vertical efectiva se pueden calcular nuevamente de acuerdo con la fórmula, que puede reflejar mejor la situación real de la formación cerca del pozo. La fórmula (11) se transforma en: Colección de artículos sobre exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim Sustituir los parámetros de los siete pozos verticales en Tahe No 1 y 2 campos petroleros en la fórmula (1-3), (1-2), (3-1), los resultados del cálculo se muestran en la Tabla 2. Muestra que el kv/kh de la formación cerca de cada pozo es diferente. En la tabla, dado que los pozos TK101 y TK103 no han sido perforados, la porosidad y permeabilidad horizontal del primero se refieren a los datos del TK102, y el segundo toma el valor promedio del campo petrolero, por lo que los kv/kh obtenidos son sólo de referencia. . Las posibles razones para que el valor kv/kh de los pozos TK103 y AN1 sea mayor que 1 son: la capa de petróleo puede tener una alta permeabilidad kx en la dirección x y una baja permeabilidad ky en la dirección y, por lo que su permeabilidad horizontal efectiva es menor que el valor en la dirección x. La permeabilidad de alto nivel kx, en este caso, la permeabilidad horizontal efectiva será menor que la permeabilidad vertical kv. Tabla 2 Para calcular la relación entre la permeabilidad vertical y la permeabilidad horizontal del pozo vertical en el campo petrolífero Tahe 1,2 (2) Pozos horizontales Desde el barrido La eficiencia de los pozos horizontales se obtiene consultando gráficos, es la distancia efectiva del pozo aD, la dimensión de la longitud LD, la dimensión de la distancia vertical ZWD y la dimensión de A en función del radio del pozo rwD, es decir, E=f (aD, LD, ZWD, rWD), L. También es función de kv/kh. Para un tBT dado, dado que la relación funcional específica de E no se puede volver a calcular o incluso si se conoce, es difícil volver a calcularla. Por lo tanto, la relación entre la permeabilidad vertical y la permeabilidad horizontal de la formación cerca del pozo horizontal no puede. calcularse directamente como los pozos verticales. Después de tomar prestados los valores kv/kh de los pozos verticales adyacentes (S51 y S56), el período teórico de penetración del agua (Tabla 3) que es consistente con el tiempo real de penetración del agua se obtiene de acuerdo con las fórmulas (1-4) a (1 -7). Esto muestra que, bajo la premisa de que los datos del análisis de extracción de muestras de pozos verticales son relativamente completos, tomar prestados parámetros de formación de pozos verticales adyacentes tiene mayor credibilidad. Además, la Tabla 3 también muestra que el período teórico libre de agua calculado utilizando la longitud efectiva de la sección horizontal es consistente con la situación real. Por lo tanto, el valor de la longitud efectiva se sustituye en el cálculo de las fórmulas relevantes en ingeniería de yacimientos. Tabla 3 Para calcular el tiempo de conificación de agua de pozos horizontales sujetos a impulsión de agua de fondo en el campo petrolífero Tahe 1.2 3.2 Juicio preliminar de la dirección de distribución de las capas intermedias (1) Puede haber capas intermedias en la dirección del pozo TK105H-TK103 (NEE-SWW) El período libre de agua teórico de TK105H es de 49 días mucho menos que el período libre de agua real de 171. días. Dado que el pozo cambió a una boquilla de 5 mm para la producción del 7 de mayo al 9 de junio, con una producción diaria promedio de petróleo de 93,49 t en 34 días, que fue inferior a su producción crítica de 106,75 t, se cree que el agua del fondo permaneció en su estado original durante estos 34 días, y no se produjo más producción de petróleo. En cuanto al hecho de que los 138 días restantes son aún más largos que el período teórico sin agua (el largo período real sin agua también se debe a la longitud relativamente corta de la sección horizontal del pozo y a la producción de petróleo en la etapa inicial de producción se ve afectada por factores como el corto tiempo de medición), se considera que este es el Pozo TK105H Una de las evidencias de que la formación cercana al pozo puede tener intercapas dentro de la capa de petróleo. La permeabilidad vertical del pozo TK103 es mayor que la permeabilidad horizontal, lo que es otra evidencia de que pueden existir capas intermedias en la dirección TK105H-TK103. Aunque no se encontraron capas intermedias en la capa de petróleo durante la perforación de TK103, la presencia de capas de baja permeabilidad en la dirección TK105H-TK103 dentro del rango de control de petróleo del pozo resultó en una baja permeabilidad en esta dirección y una alta permeabilidad en la dirección norte-sur. , por lo que la permeabilidad efectiva horizontal fue menor que la tasa de permeabilidad vertical. (2) Posible distribución longitudinal de la capa intermedia en dirección al pozo TK105H-TK103 Del hecho de que el período teórico libre de agua de TK105H es mucho menor que el período real , se cree que esta capa intermedia está más cerca de la interfaz petróleo-agua. Porque cuanto más cerca está la capa intermedia de la interfaz petróleo-agua, más obvio es su efecto de supresión del cono de agua. (3) Posible distribución de capas intermedias en dirección a los pozos TK105H-TK103 El pozo TK101 tiene una capa intermedia de limolita de 2,5 m de espesor distribuida en la interfaz agua-petróleo. Entonces, ¿las capas intermedias en la dirección de los pozos TK105H-TK103 y las capas intermedias en el pozo TK101 están integradas o son independientes? Si se conecta en uno, este entresuelo tendrá un alcance mayor en dirección este-oeste e inevitablemente tendrá una cierta extensión en dirección norte-sur. De esta manera, la posibilidad de que el pozo TK103 tenga una alta permeabilidad en la dirección norte-sur se reducirá; además, el agua del fondo del pozo TK105H tardará más en evitar la capa intermedia de gran escala para ingresar al pozo. Se cree que la capa intermedia en dirección al pozo TK105H-TK103 es separada y fue aniquilada cerca del pozo TK103. 3.3 Ayuda a determinar la ubicación de la salida de agua en la sección horizontal A partir de la permeabilidad vertical reflejada en la curva de registro de permeabilidad de la sección horizontal del pozo horizontal, la diferencia en Se pueden determinar las propiedades y la capa de aceite en la dirección de la sección horizontal. La existencia de zonas de permeabilidad media y alta. La Figura 4 muestra el diagrama de distribución de permeabilidad vertical de la sección horizontal del TK104H. Tome la sección de suministro de líquido de 3 m del pozo con la longitud más grande (3 m) (5003 ~ 5006 m) y alta permeabilidad (700 × 10-3 μm2). El caudal se calcula en función de la producción por unidad de longitud y suponiendo que toda la producción. De aquí proviene el tiempo de agua, el resultado fue de 390 a 4 días (Cuadro 3). Aunque el tiempo real de penetración del agua está dentro de este rango, el rango es relativamente grande. Es decir, la proporción de la producción de petróleo en la sección de suministro de líquido de 3 m con respecto a la producción total es difícil de determinar, por lo que no se puede decir que la zona de alta permeabilidad provoque una penetración temprana de agua en los pozos horizontales. Pero al menos una cosa es segura, es decir, bajo el camino de la intrusión de la cresta de agua del fondo, la zona de alta permeabilidad no sólo aporta más petróleo en la etapa inicial, sino que también aporta más agua después de la irrupción del agua. Por lo tanto, el uso de curvas de registro de secciones horizontales puede ayudar en el cálculo del tiempo de penetración del agua en la sección de suministro de líquido y ayudar a determinar la ubicación con más agua. Fig.4 La distribución de la permeabilidad vertical en el segmento horizontal de TK104H En resumen, según el depósito de agua del fondo, el tiempo de penetración del agua puede determinar o verificar la permeabilidad vertical efectiva alrededor del pozo; si el tiempo de irrupción del agua real excede con creces el período libre de agua teórico, se puede juzgar preliminarmente que hay una capa intermedia cerca del pozo combinado con el análisis del período libre de agua de los pozos adyacentes, el desarrollo de la capa intermedia. se puede juzgar de forma aproximada la distribución; ayuda a la curva de registro de la sección horizontal del pozo horizontal a determinar la posición de salida de agua de la sección horizontal. Referencias [1] Wan Renpu. Tecnología de minería de pozos horizontales. Beijing: Petroleum Industry Press, 1995.133～360 Predicción y aplicación del tiempo de conificación del agua en depósitos de agua de fondo de arenisca Yang Lei Tan Chengjun Li Zongyu (Academia de Diseño y planificación, Oficina de Geología del Petróleo del Noroeste, Urümqi 830011) Resumen: El grupo inferior y el grupo medio del sistema Triásico se explotan respectivamente mediante pozos horizontales y verticales en el yacimiento petrolífero TaHe 1, 2. Mediante análisis El tiempo de conificación del agua del fondo junto con sus factores que influyen en los pozos verticales y horizontales, podemos sacar las siguientes conclusiones: Cualquier distribución de producción de un solo pozo de un pozo horizontal es mayor que su tasa de producción crítica o menor, la tasa de petróleo libre de agua del pozo horizontal es mayor. que el del pozo vertical con los mismos términos geológicos. Si el pozo horizontal se pone en producción a su velocidad crítica, su tiempo libre de agua es mucho más largo que el del pozo vertical. En la práctica, podemos validarlo. el tamaño efectivo de la permeabilidad vertical alrededor de un pozo, basado en el tiempo de conificación del agua del fondo; si el tiempo práctico libre de agua es mucho mayor que el valor teórico, podemos verificar con franjas que hay una capa intermedia alrededor del pozo y su distribución combinada con el agua libre de los vecinos. pozo, vinculado con la curva logarítmica, ayuda a juzgar las ubicaciones de producción de agua. Palabras clave: Tiempo de conificación del agua del fondo Permeabilidad vertical Tasa de petróleo libre de agua Tasa crítica de producción de petróleo