Investigación en ingeniería de yacimientos y tecnología de simulación numérica de yacimientos
Dado que la situación real de los campos petroleros es muy compleja y los campos petroleros marinos están sujetos a muchas condiciones, el análisis de sensibilidad de los modelos de yacimiento completo o modelos auxiliares se utiliza principalmente para resolver factores inciertos en el proceso de preparación del campo petrolero. planes. Con el aumento de datos estáticos y dinámicos después de que el campo petrolero se pone en producción, es necesario revisar el modelo geológico original mediante la simulación numérica de todos los modelos de yacimientos, se puede profundizar una nueva comprensión del modelo geológico y se puede determinar el volumen de producción. se calculará en función de la coincidencia del historial de producción del campo petrolero.
Por lo tanto, la tecnología de simulación numérica de yacimientos es un medio muy importante en la investigación de ingeniería de yacimientos y el análisis dinámico de yacimientos petrolíferos.
La simulación numérica de yacimientos de CNOOC comenzó a principios de los años 1980. Para acortar la brecha entre esta tecnología y el nivel avanzado internacional lo antes posible, American Core Company introdujo tres conjuntos de software de simulación de yacimientos a gran escala (software de modelo de petróleo negro, software de modelo de componentes y software de modelo de fracturas). y proporcionó equipos informáticos comprados para Chengbei Oilfield y Bozhong 34 -2/4 Oil Field, Bozhong 28-1 Oil Field y Weizhou 10. A fines de la década de 1980, utilizando préstamos del Banco Mundial e inversiones de China National Offshore Oil Corporation, la compañía estadounidense SSI introdujo el software de los modelos comp, ⅲ y ⅳ y los equipó con una computadora VAX8650 para la preparación del desarrollo general de Jinzhou 20. -2 plan de campo de gas condensado y plan de perforación, de acuerdo con el historial de producción del campo petrolero Bozhong 28-1 y Liu Hua 11-65438+.
Cabe señalar que debido a las diferencias en el software de simulación y los equipos informáticos utilizados en diferentes momentos, la precisión de los resultados de la investigación varía mucho.
En lo que respecta al diseño del modelo de red, éste debe ser coherente con el modelo geológico del yacimiento y el tipo de yacimiento, y también debe ser compatible con la potencia de cálculo del ordenador utilizado. Tomando como ejemplo el campo petrolífero de Chengbei, a principios de la década de 1980, cuando se compilaron los planes de perforación para las plataformas A y B, la configuración de la cuadrícula de simulación era aproximada debido a la pequeña memoria de la computadora y la lenta velocidad de computación. Aunque el campo petrolero es pequeño, el cuerpo de agua es más de 100 veces el área petrolífera del yacimiento y se han perforado 54 pozos de desarrollo. El depósito de petróleo está dividido en cinco capas con diferente permeabilidad y interconectadas de arriba a abajo. Debido a la limitación de la capacidad de la computadora, al establecer todas las cuadrículas del modelo de yacimiento, las cinco capas verticales tuvieron que fusionarse en dos capas, y el número de cuadrículas utilizadas fue solo 1344. En el mismo campo petrolero, a principios de la década de 1990, al estudiar la viabilidad de la inyección de agua y la predicción de la producción en el campo petrolero, se utilizaron 5 capas verticalmente. El número de rejillas en todo el modelo de yacimiento fue 4485, un aumento de 3 veces. que es un valor de yacimiento de alta precisión. La simulación crea las condiciones.
A mediados y finales de la década de 1990, SSI Company introdujo WORKBENCH y GeoQuest Company introdujo el software de modelo Eclipse. Al pagar una determinada tarifa de mantenimiento cada año, podemos obtener la última versión del software de la empresa de software de manera oportuna para garantizar el avance del software de simulación. Hacer pleno uso de los datos sísmicos tridimensionales obtenidos, las descripciones de los núcleos y los datos de registro de pozos, y a través de una descripción detallada de los yacimientos, podemos comprender la distribución y los cambios de los yacimientos de los yacimientos petrolíferos, la estructura de los poros y las reglas de distribución de petróleo y agua, y Establecer el modelo geológico del campo petrolero y el modelo de yacimiento y otros sistemas completos de simulación. Esta tecnología se ha aplicado a la calibración de reservas recuperables en el área de prueba del campo petrolero Suizhong 36-1, la preparación del plan de desarrollo del campo petrolero Qinhuangdao 32-6 y el análisis dinámico del campo petrolero Liu Hua 11-1. Por ejemplo, en la calibración de reservas recuperables en el área de prueba del campo petrolero Suizhong 36-1, se establecieron 28,244 nodos de cuadrícula del modelo de yacimiento utilizando el software de modelo Eclipse basado en las condiciones reales del área de prueba. La red modelo utilizada en el plan de desarrollo general. del campo petrolero Qinhuangdao 32-6 El número de nodos de la red llega a 188160, y Liu Hua tiene 11-60.
En resumen, la aplicación del último software de simulación numérica de yacimientos y la mejora de las funciones informáticas han creado las condiciones necesarias para una simulación numérica de yacimientos de alta precisión.
La práctica de desarrollo de campos de petróleo y gas marinos ha demostrado plenamente que la tecnología de simulación numérica de yacimientos no sólo es indispensable en las etapas de evaluación de campos de petróleo y gas y preparación general del plan de desarrollo, sino también en el análisis dinámico del plan. proceso de implementación y producción, y la determinación de medidas de ajuste, también es muy importante en el proceso de formulación de planes de inyección de agua, predicción de perspectivas de producción e investigación de reservas recuperables.
1. Elaborar el plan de desarrollo del campo petrolero y el plan de perforación.
(1) Establecer un modelo de yacimiento que sea compatible con el modelo geológico.
El campo petrolífero de Chengbei es el primer campo petrolífero marino desarrollado conjuntamente por China y una compañía petrolera extranjera. El campo petrolero está ubicado en las aguas occidentales de la bahía de Bohai. Fue descubierto por China en 1972. Las reservas geológicas probadas de petróleo son 2084×104t, que es una capa de gas y una estructura de agua de borde.
Depósito de aceite en capas. Desde finales de 1977 hasta 1981, después de cuatro años de producción de prueba, se aclararon el tipo de accionamiento del campo petrolífero, la energía del agua de borde y las propiedades del petróleo, el gas y el agua, y se acumularon datos importantes para la preparación de planes de desarrollo de campos petroleros.
En mayo de 1980, se firmó un contrato con PetroChina Development Co., Ltd. de Japón para desarrollar conjuntamente el campo petrolífero de Chengbei. China y Japón cooperaron para llevar a cabo una investigación integral centrada en la geología del campo petrolífero y la simulación numérica de yacimientos.
La investigación de simulación numérica de yacimientos incluye los siguientes contenidos: ① Establecimiento del modelo; (2) Una vez completado el modelo de yacimiento, se ingresan varios parámetros de la red y datos de la interfaz petróleo-agua, petróleo-gas, y el modelo calcula automáticamente las reservas geológicas; limitaciones e incertidumbres de la simulación ④ Coincidencia del historial de producción de la simulación del yacimiento, a través del modelo general para simular el historial de producción y la predicción de la producción de la etapa de producción de prueba ⑤ Utilice el modelo radial de pozo único para estudiar el cono de agua en el fondo del pozo de petróleo;
Sobre esta base, preparar un plan de desarrollo del campo petrolero. El plan predice que la producción anual del campo petrolero será de 47×104t y la tasa de producción de petróleo será del 2,3%. Después de 15 años (hasta 2000), la producción acumulada de petróleo fue de 418,8×104t y el grado de recuperación fue del 20,1%. Desde que el campo petrolero se puso en producción en septiembre de 1985 y octubre de 1987 (Plataformas B y A), la producción acumulada de petróleo a finales de 1996 fue de 429×104t, con un nivel de recuperación del 20,6% y un contenido total de agua del 80%. .
Figura 9-30 Comparación de la producción anual de petróleo entre el diseño y el desarrollo del plan del campo petrolífero de Chengbei
La aplicación exitosa de la tecnología de simulación de yacimientos en la preparación del plan del campo petrolífero de Chengbei muestra además que establecer un sistema geológico adecuado Modelar el modelo de yacimiento es muy crítico.
(2) Hacer pleno uso de la información de prueba extendida para preparar un plan general de desarrollo de yacimientos petrolíferos.
El campo petrolero Liu Hua 11-1 es un gran campo petrolero de arrecife desarrollado conjuntamente por China National Offshore Oil Corporation y la estadounidense Amoco Oriental Oil Company. El campo petrolero es un gran depósito de petróleo en el fondo atrapado por arrecifes biológicos. Las reservas geológicas de petróleo probadas son 15378×104t, y las reservas geológicas probadas y controladas de todo el campo petrolero alcanzan las 24015.
Antes de formular el plan general de desarrollo, para determinar las características de producción del yacimiento y la adaptabilidad a diferentes tecnologías, se dispusieron 1 pozo vertical (pozo Liu Hua 11-1-3) y 1 pozo grande en diferentes partes. del arrecife Pozo inclinado en ángulo (pozo Liu Hua 11-1-5), 65438. Los días de producción acumulados de los tres pozos anteriores fueron 48 días, 57 días y 116 días respectivamente (Extended Stratum Test-EDST), lo que obtuvo datos más precisos y abundantes, y profundizó la comprensión de las características de los yacimientos de los campos petroleros, los tipos de yacimientos y las propiedades de los fluidos. , y la productividad de los pozos petroleros y la comprensión de los principales factores que influyen, revelando las inevitables contradicciones básicas en el desarrollo de los campos petroleros.
La simulación numérica del yacimiento utiliza el software Comp y el número total de nodos en toda la cuadrícula del modelo del yacimiento es 17160. El modelo de yacimiento completo recién construido se utilizó para ajustar la historia EDST del pozo Liu Hua 11-1-5 y del pozo Liu Hua 11-1-6, y se utilizó para predecir los indicadores de desarrollo de todo el campo petrolero. El plan de recomendación de campo petrolero finalmente presentado también fue verificado y revisado a través de los resultados de comparación del historial EDST del pozo Liu Hua 11-1-6 (Apéndice Figura 9-31).
Figura 9-31 Comparación de los indicadores de producción reales y el plan general de desarrollo del campo petrolífero Liuhua 1111
El plan de desarrollo fue aprobado por las autoridades gubernamentales en marzo de 1993 y la perforación comenzó en Junio de 1994. Se puso en producción el 29 de marzo (el primer lote de 12 pozos). A finales de 1997, el número total de pozos horizontales llegó a 24, con una producción máxima anual de 20. Después de casi tres años de práctica en el desarrollo de campos petroleros, se ha profundizado nuestra comprensión de los grandes yacimientos de agua de fondo masivos de piedra caliza de arrecife. Sobre esta base, los resultados de la interpretación de los datos sísmicos tridimensionales se utilizaron para modificar el modelo geológico del yacimiento y el software Eclipse se utilizó para realizar la investigación de simulación numérica. A través del emparejamiento dinámico de la historia y la predicción de la producción, los resultados de la predicción se acercan más a los indicadores de desarrollo reales (Tabla 9-1).
Tabla 9-1 Tabla de comparación entre la predicción del plan y la producción real
La práctica muestra que al establecer un modelo geológico de yacimiento adecuado para la geología del campo petrolero y hacer pleno uso de los resultados de comparación histórica del EDST de los pozos de evaluación, Es crucial preparar un plan general de desarrollo para el campo petrolero.
(3) Optimizar el plan de desarrollo y mejorar los beneficios económicos del desarrollo de campos petroleros.
El campo petrolífero Jinzhou 9-3 es un campo de petróleo pesado de tamaño mediano descubierto por la Corporación Nacional de Petróleo Offshore de China en la parte norte de la Bahía de Liaodong en 1988. Las reservas geológicas de petróleo son 3080×104t. En noviembre de 1911, se completaron la evaluación del yacimiento, la simulación numérica del yacimiento y el plan general de desarrollo. El plan general de desarrollo * * * diseña 3 plataformas, 68 pozos de desarrollo y adopta un desarrollo de inyección de agua inversa en nueve puntos. Se prevé que la producción acumulada de petróleo en 15 años será de 604×104m3, el contenido total de agua del campo petrolero será del 94,2% y la tasa de recuperación será del 18,5%. Después de muchas estimaciones presupuestarias y evaluaciones económicas de proyectos, el plan de desarrollo no pudo implementarse debido a demasiadas plataformas y pozos de desarrollo, grandes inversiones en proyectos y escasos beneficios.
La compañía llevó a cabo múltiples rondas de análisis rodantes entre 1992 y 1996 para determinar si el campo petrolífero Jinzhou 9-3 se puede desarrollar de manera eficiente, especialmente el pozo de evaluación Jinzhou 9-3-8D perforado en la posición alta del Estructura de 1995. La prueba extendida duró 40 días y se descubrieron y confirmaron tres conjuntos de yacimientos de gas de alto rendimiento y dos conjuntos de yacimientos de petróleo de alto rendimiento. El volumen de producción diaria de gas de la prueba del yacimiento de gas es de 13×104m3. Las reservas geológicas de gas natural recientemente agregadas son de 2,68 × 108 m3, lo que resuelve el problema del consumo de gas compacto para el desarrollo de campos petroleros. Los resultados de las pruebas del pozo Jinzhou 9-3-8D confirmaron que es posible aumentar la productividad de un solo pozo. Sobre esta base, se restablecieron los cálculos del modelo geológico y de simulación numérica del yacimiento, y finalmente se determinaron los tres planes de desarrollo optimizados. En el proceso de preparación del plan de desarrollo general y el plan de optimización, se realizaron análisis de sensibilidad y demostraciones detalladas sobre el patrón de los pozos, el espaciamiento de los pozos, el número de pozos, la tasa de producción de petróleo y la productividad, y se incorporaron varias incertidumbres y posibles cambios en el plan comparativo. . A través de una investigación de simulación numérica en 38 esquemas, finalmente se determinó el esquema recomendado (Tabla 9-2).
En comparación con el plan de desarrollo general, el plan optimizado recomendado reduce el número de plataformas de 3 a 2, el número total de pozos de 68 a 44 y la productividad de un solo pozo de 40-60 m3/d a 60-80 m3/d. , la producción acumulada de petróleo se redujo de 604 × 104 m3 a 706,9 × 104 m3 y el efecto de desarrollo mejoró enormemente. La perforación de pozos de desarrollo comenzó oficialmente en junio de 1997 165438+octubre.
Tabla 9-2 Tabla comparativa de los indicadores del plan preliminar del campo petrolero Jinzhou 9-3
(4) Determine la mejor posición de perforación del pozo petrolero.
1. Campo petrolífero de Chengbei
En 1985, para cooperar con la preparación del plan de perforación para la plataforma B en el campo petrolífero de Chengbei, se realizó un estudio de simulación numérica del modelo de perfil mediante cuatro perfiles del campo petrolero. Descubra las características dinámicas de producción de los pozos petroleros ubicados en diferentes partes del campo petrolero, la relación entre las diferentes secciones de pozos de perforación y la invasión de gas e inundación de agua, y proponga las mejores secciones de pozos de perforación y niveles de perforación razonables adecuados para todo el campo petrolero. garantizar el diseño de unidad única del plan de desarrollo Mejorar la productividad del pozo, proteger la presión en el área superior del gas, ralentizar la canalización del gas y evitar que el agua del fondo se concentre y explote a lo largo de la capa de alta permeabilidad.
Primero, se ajustó la dinámica de producción (contenido de agua, relación gas-petróleo, presión de formación) de los tres pozos de producción de prueba en el perfil ajustando los parámetros de la formación, y luego se realizaron cálculos de simulación a través de diferentes esquemas. fijado en los cuatro perfiles. La estructura de cuadrícula del modelo de perfil del yacimiento se muestra en la Figura 9-32.
Figura 9-32 Diagrama de estructura de cuadrícula del modelo de perfil de yacimiento
Finalmente, el principio de disparo óptimo es: perforar todas las capas de petróleo en áreas de petróleo puro, los pozos cerca de la capa de gas están a 5 m por debajo del; los pozos de interfaz en el área de la capa de gas, entre 8 y 10 m por debajo de la interfaz de petróleo y gas, los pozos adyacentes a la zona de transición deben evitar la expulsión de la capa de alta permeabilidad en el fondo; los pozos en la zona de transición entre petróleo y agua deben estar entre 6 y 7 m por encima; la interfaz agua-petróleo.
Después de que el campo petrolífero de Chengbei entre en funcionamiento, la producción anual de petróleo será de 40×104t y se mantendrá estable durante 5 años. Después de 14 años de explotación del campo petrolero, el contenido total de agua es del 84%, la producción acumulada de petróleo es de 486,6438+08×104t y la tasa de recuperación es del 23,3%. Los hechos han demostrado que los principios de disparo determinados mediante estudios de simulación numérica son razonables.
2. Campo de gas condensado Jinzhou 20-2
Los puntos medio y alto del campo de gas condensado Jinzhou 20-2 son bloques de petróleo y agua del fondo compuestos de diferentes capas y diferentes litologías. combinaciones. depósito de gas condensado. Para prevenir o reducir la formación de conos de petróleo en el fondo durante la producción de pozos de gas, en la preparación del plan de disparos se utilizaron el modelo Comp y algunos modelos radiales de pozo único de doble permeabilidad y doble orificio. Al ingresar los datos de la producción de la prueba DST y los cambios de presión en el fondo del pozo a lo largo del tiempo, los parámetros del yacimiento de gas se ajustan de modo que los valores medidos de los cambios de presión a lo largo del tiempo sean consistentes con los valores calculados, determinando así las permeabilidades y fracturas verticales y horizontales. alturas de diferentes capas. Sobre esta base, se predijeron el rendimiento de la producción del pozo de gas y las condiciones de conificación del petróleo y del agua del fondo durante el proceso de producción del pozo de gas. Finalizar la ubicación óptima de perforación para el pozo de gas.
Desde que el campo de gas condensado Jinzhou 20-2 se puso en funcionamiento hace 10 años, ha suministrado aproximadamente 3,5 × 108 m3 de gas al downstream cada año. Los hechos han demostrado que el plan general de desarrollo y el plan de disparos son razonables.
En segundo lugar, los valores de investigación de seguimiento de simulación se ejecutan a lo largo de todo el proceso de explotación de campos petroleros.
(1) Ajuste oportuno de las políticas tecnológicas de desarrollo de campos petroleros
Liu Hua 11-1 Oilfield 1996 se pusieron en producción uno tras otro en marzo. A finales de 1997, la producción anual de petróleo era de 245,39×104m3, con una tasa de producción de petróleo del 2,5%. Las características del desempeño de la producción de pozos petroleros en este momento son que casi el 30% de los pozos petroleros tienen un rápido aumento del corte de agua y el 46% de los pozos petroleros tienen un rápido aumento del corte de agua.
En el análisis dinámico del campo petrolero, se aplicaron los datos sísmicos tridimensionales de 118,8 km2 recién completados y los resultados de procesamiento e interpretación de alta resolución, combinados con la simulación numérica del historial de producción que coincide con los resultados de Liu Hua 11-5. Bueno, para implementar el llamado depósito La capa es relativamente densa. Los resultados de la verificación muestran que la permeabilidad promedio de la sección estanca no es inferior a 10×10-3μm3, y la permeabilidad longitudinal es igual o mayor que la permeabilidad lateral. Cuando la diferencia de presión de producción es grande, la conificación del agua del fondo no puede realizarse de manera efectiva. obstruido.
Utilizando el software Eclipse para comparar el historial dinámico y predecir la producción, en 2010, la producción acumulada de petróleo del campo petrolero fue de 1249,2 × 104 m3 (271,2 × 104 m3 menos que el valor previsto del plan ODP). Sobre la base de una nueva ronda de simulación y predicción numéricas, se determinó la política técnica para el desarrollo de yacimientos petrolíferos: mantener vigorosamente los equipos, garantizar una alta tasa de apertura de pozos y una tasa horaria integral, centrarse en el desvío y hacer un buen trabajo en la extracción de líquidos y corte de agua Controlar el aumento del contenido de agua, frenar la disminución del volumen de petróleo y mejorar los resultados de desarrollo y los beneficios económicos.
Tras la implementación de políticas técnicas para el desarrollo de este campo petrolero, se han logrado buenos resultados en la estabilización del petróleo y el control del agua.
(2) Determinar políticas de tecnología de inyección de agua y mejorar los efectos de la inyección de agua.
Desde que se puso en funcionamiento el área de prueba de producción del campo petrolero Suizhong 36-1, ha estado produciendo a una producción anual de alrededor del 2%. A finales de 1995, la presión de formación en algunas áreas estaba cerca del punto de presión de saturación. Según el plan del área de prueba, el campo petrolero debería convertirse a la producción de inyección de agua. Para ello se llevaron a cabo simulaciones numéricas de modelos de inundación por agua y estudios de sensibilidad sobre temas relacionados.
De acuerdo con las características de antirritmo obvio y hidrofilicidad débil del yacimiento en el campo petrolero Suizhong 36-1, se estableció un modelo de mecanismo numérico antirritmo correspondiente. Para facilitar la comparación entre yacimientos de ritmo positivo y antirritmo en el desarrollo de campos petroleros, también se estableció un modelo de mecanismo numérico de ritmo positivo. El grado de recuperación de los dos modelos es significativamente diferente. El grado de recuperación del reservorio antirritmo es un 3,5% mayor que el del reservorio de ritmo positivo.
Además, se estableció un modelo numérico del grupo de pozos representado por A8, y se llevaron a cabo análisis e investigaciones relacionados con la inyección de agua a través de este modelo de grupo de pozos: ① velocidad de inyección de agua y efecto de inyección y producción; ② propiedades del fluido y tasa de recuperación; ③ Diferentes tiempos de inyección de agua y factores de recuperación; ④El impacto de la inyección combinada y la producción combinada y la inyección separada y la producción combinada en los factores de recuperación.
Las principales conclusiones de la simulación del modelo de grupo de pozos son: ① Aunque existen ciertas diferencias en el contenido de agua y el grado de recuperación bajo diferentes tasas de inyección de agua durante los períodos de corte de agua medio y bajo, cuando el corte de agua es 98 %, el contenido de agua bajo diferentes tasas de inyección de agua El factor de recuperación final es básicamente el mismo ② Bajo la misma inyección múltiple, la eficiencia de desplazamiento de petróleo del modelo con baja viscosidad del petróleo crudo es alta, mientras que la eficiencia de desplazamiento de petróleo del modelo; con alta viscosidad se reduce significativamente (3) Cuando la presión de la formación cae a la presión de saturación, es razonable cambiar la inyección ④ La inyección separada y la producción combinada pueden reducir la interferencia entre capas y aumentar la tasa de recuperación;
Con base en esta conclusión, se determinó que la política técnica de desarrollo para la etapa de inyección de agua del área de prueba del campo petrolero Suizhong 36-1 es “utilizar energía natural para proteger completamente la energía de la capa de gas; se transfiere a inyección y se aumenta la presión de formación; y se implementa la asignación en capas "De acuerdo con esta política técnica, el área experimental se transfirió al desarrollo de inyección de agua en 1996 y el efecto de inundación de agua fue bueno.
(3) Realice un seguimiento de la dinámica de producción de los campos petroleros y analice el impacto de la minería de alta velocidad en los factores de recuperación.
Según las estadísticas de 1994, todos los yacimientos de agua de fondo de arenisca que se han puesto en producción en la cuenca de la desembocadura del río Pearl se están explotando a una tasa media anual de producción de petróleo del 4,5% al 8,5%. ¿Tiene esta minería de alta velocidad algún efecto adverso en la recuperación final? Para responder a esta pregunta, se llevó a cabo una nueva ronda de comparación del historial de rendimiento de producción de un solo pozo y una serie de análisis de sensibilidad de la tasa de producción de petróleo en función de las condiciones de producción del campo petrolero y diversos datos geológicos.
Por ejemplo, se ajustó el historial de producción del campo petrolífero Huizhou 26-1 (capa M-10) desde noviembre de 1991 hasta septiembre de 1994, y allí se analizó la sensibilidad de la tasa de producción de petróleo y los cambios en el contenido de agua. no es bajo. Además, la coincidencia del historial de producción y el análisis de sensibilidad del campo petrolífero Huizhou 21-1 (capa 2970) desde noviembre de 1990 hasta marzo de 1994 muestran que la minería de alta velocidad tiene poco impacto en el patrón de aumento del contenido de agua y la producción final de petróleo.
Los resultados de la investigación muestran que la explotación a alta velocidad de los embalses de arenisca del fondo de la cuenca de la desembocadura del río Pearl no sólo no reducirá la tasa de recuperación final de dichos embalses, sino que aumentará el grado de utilización de las reservas en las secciones de baja permeabilidad del embalse. El beneficio directo de la minería de alta velocidad será la pronta recuperación de la inversión.
Las prácticas de producción de Huizhou Oilfield Group, Xijiang Oilfield Group y Lufeng 13-1 Oilfield también confirman la exactitud de la conclusión anterior.
(4) Calibrar oportunamente las reservas recuperables e identificar las reservas recuperables remanentes del campo petrolero.
Han pasado más de cinco años desde que el área de prueba de producción del campo petrolífero Suizhong 36-1 se puso en funcionamiento a principios de 1999. Es muy necesario calibrar con precisión las reservas recuperables de los campos petroleros para guiar el desarrollo futuro de los campos petroleros. Por lo tanto, en la calibración de reservas recuperables, además del método de la curva de impulso del agua, el método de fórmula empírica y el método de analogía de campos petroleros similares, se utiliza principalmente el método de simulación numérica de yacimientos, porque este método considera factores y ajustes integrales y sistemáticos. el área de prueba al mismo tiempo. Con un historial de producción de más de 5 años, sus resultados de pronóstico son más realistas. En la calibración y predicción específicas de las reservas recuperables, las reservas recuperables se predicen a partir de muchos aspectos, como la tasa de recuperación técnica, la tasa de recuperación económica y la tasa de recuperación de la vida útil de la plataforma marina (Tabla 9-3).
Tabla resumen de reservas recuperables en el área desarrollada del campo petrolero 36-1 en la Tabla 9-3
Tasa de recuperación técnica: incluido el cálculo utilizando fórmulas teóricas, áreas de prueba reales y Simulaciones numéricas del yacimiento El factor de recuperación elástico obtenido, el factor de recuperación de inundación de gas de solución y el factor de recuperación de desarrollo de inyección de agua.
Tasa de recuperación económica: con base en la producción anual del punto de equilibrio y los costos de operación de producción del campo petrolero determinados en 1998 por los precios del petróleo crudo, la vida útil y la producción del punto de equilibrio se calculan mediante el método numérico del yacimiento. simulación.
Tasa de recuperación de la vida útil de la plataforma: basándose en la vida útil de diseño de 20 años del equipo de la plataforma, prediga las reservas recuperables y la tasa de recuperación en el área de prueba.
Teniendo en cuenta que la segunda fase del proyecto del campo petrolero de 36 litros de Suizhong se pondrá en producción uno tras otro, el campo petrolero entrará en la etapa de desarrollo general. Para entonces, el área experimental y el área "J" utilizarán las instalaciones de desarrollo generales para reducir los costos de operación de producción y extender la vida útil de la producción hasta el punto de equilibrio mediante la implementación de medidas técnicas como el ajuste de la red de pozos de inyección y producción, el control del perfil del pozo de inyección. y taponamiento de agua de pozos de producción. Mejorar la recuperación de petróleo. Por lo tanto, las reservas recuperables recomendadas para el desarrollo son 2436,8×65438+.
(5) Ajustar el historial de producción del campo de gas y verificar las reservas del campo de gas.
En 1997, el software Comp introducido por SSI se utilizó para establecer un nuevo modelo geológico basado en los resultados de la interpretación sísmica y los resultados de la investigación geológica reinterpretados en 1995. Se ajustó la historia de producción de los pozos de gas en el medio y sur de Gaodian del campo de gas condensado 20-2 de Jinzhou, y las reservas del campo de gas se calcularon basándose en varios análisis de sensibilidad. Los resultados de la simulación numérica muestran que las reservas geológicas de todo el campo de gas son 65438+. Este resultado es básicamente consistente con las reservas geológicas de los yacimientos de gas declaradas y aprobadas por el Comité Estatal de Reservas en 1987, con sólo una diferencia de 1,76×108m3 o 1,4% (Tabla 9-4).
Tabla 9-4 Simulación numérica del punto alto sur y punto medio alto del campo de gas condensado Jinzhou 20-2 y tabla comparativa de reservas aprobadas
Resultados de verificación dinámica de gas natural recursos en el campo de gas condensado Jinzhou 20-2 Proporciona una base de datos confiable para la formulación de planes de desarrollo futuros para campos de gas condensado.