Análisis de los factores de declive de los yacimientos de bloques de falla en el campo petrolífero de Gudong y análisis de contramedidas de los factores de declive natural de los yacimientos con alto corte de agua
Palabras clave: yacimiento de bloque de falla de Gudong; petróleo residual; declive natural
Características del yacimiento de bloque de falla de Gudong 1
1.1 Estructura compleja, hay muchas fallas, muchos bloques de fallas y pequeños bloques de fallas.
La característica estructural del campo petrolífero de bloque de falla de Gudong Oilfield es que sus fallas internas están extremadamente desarrolladas, formando numerosos yacimientos de petróleo y gas de bloque de falla. Por ejemplo, el yacimiento de petróleo del bloque de falla en la parte norte del anticlinal drapeado de Gudong está ubicado en el bajo estructural en el extremo norte del flanco occidental del anticlinal drapeado de Gudong. La estructura está fragmentada y las fallas están extremadamente desarrolladas. Desarrolla principalmente algunas arenas bituminosas pequeñas, incluidas 7 unidades de desarrollo de bloques de fallas, a saber, el Distrito 1 de Guanxia, el Distrito 2 de Guanxia, el Distrito 1 de Dongying, el Distrito 1 de Shahe Street y el Distrito 2 de Shahe Street, así como los bloques 66 y 65x9.
1.2 Las propiedades físicas de los yacimientos, las propiedades del petróleo crudo y la productividad de los yacimientos varían mucho.
Existen diferencias significativas entre bloques de fallas y fallas en términos de propiedades físicas del yacimiento, condiciones de filtración, propiedades del petróleo crudo, etc., así como la productividad de la capa de petróleo. Los yacimientos de bloques de falla tienen muchas capas de arena que contienen petróleo y, a menudo, tienen múltiples conjuntos de capas de desarrollo. La relación de permeabilidad entre bloques de falla es grande, lo que resulta en grandes diferencias en el grado de recuperación y capacidad de absorción de agua entre capas.
1.3 El enriquecimiento de petróleo y gas en los bloques de fallas es desigual.
El enriquecimiento de petróleo y gas entre los bloques de fallas en el campo petrolífero de Gudong es desigual. Por ejemplo, la capa Ed en el bloque GD68 pertenece a un yacimiento de petróleo de bloque de falla cruzada, y los estratos son más bajos en el norte y más altos en el sur. Debido a las buenas propiedades de sellado del yacimiento, existen abundantes reservas de petróleo y gas. La segunda área bajo Ng es principalmente un reservorio de bloques de fallas donde las fallas se cruzan y está rodeada por dos fallas que se cruzan en la dirección ascendente del reservorio oblicuo. Las arenas bituminosas están dispersas, el área petrolera es pequeña y las reservas geológicas son pequeñas.
El método de desarrollo de 1.4 se basa principalmente en energía natural o se complementa con inyección artificial de agua.
En las primeras etapas de producción, la mayoría de los yacimientos de petróleo de bloques de falla tienen agua activa en el borde y el fondo y suficiente energía, y el método de desarrollo se basa principalmente en energía natural. Con el aumento de la tasa de recuperación, la extracción a largo plazo sin inyección conduce a un déficit de energía de la formación, la dirección de inundación del agua es única y la contradicción entre inyección y producción es obvia. Para excavar el petróleo restante y mejorar la tasa de recuperación, generalmente se mejora el patrón del pozo y se utiliza inyección artificial de agua.
2 Factores que afectan el declive natural de los yacimientos de petróleo del bloque de falla
2.1 El impacto de la tasa de recuperación de las reservas recuperables restantes en el declive natural
Si el crudo en etapa La producción de petróleo es mayor que la etapa recuperable. Con el aumento de las reservas de producción, habrá un desequilibrio entre reservas y producción. En este momento, para mantener la misma tasa de disminución de la producción, se debe aumentar la tasa de recuperación de petróleo de las reservas recuperables restantes. Suponiendo que las reservas recuperables no aumenten, que no haya medidas para los pozos antiguos y que no haya producción de pozos nuevos, la disminución natural equivale a una disminución integral que tiene la siguiente relación con la tasa de producción de petróleo de las reservas recuperables restantes en el año anterior. : D=V+V'(1-V), donde d representa una disminución integral; v representa la tasa de producción de petróleo (decimal) de las reservas recuperables restantes en el año anterior; de las reservas recuperables remanentes en el año en curso. Cuanto mayor sea el aumento en la tasa de producción de petróleo de las reservas recuperables restantes en el año anterior, mayor será la disminución general de la producción. Para que la disminución general se mantenga sin cambios, la tasa de producción de petróleo de las reservas recuperables restantes en el año en curso debe aumentarse, lo que tendrá un impacto en la disminución general del próximo año.
Se puede observar que es difícil aumentar las reservas recuperables. La optimización de la estructura de producción de líquidos y una intensidad de producción de líquidos razonable son las formas de controlar la disminución natural.
2.2 El impacto de los patrones de pozos imperfectos en el declive natural
Los yacimientos de bloques de falla en el campo petrolífero de Gudong tienen estructuras complejas, una fuerte heterogeneidad, muchas capas que contienen petróleo y relaciones complejas entre petróleo y agua. Características, difíciles de desarrollar. En las primeras etapas de producción, la mayor parte del agua del borde y del fondo de los yacimientos de petróleo del bloque de fallas está activa y no requiere suplementos energéticos externos. Sólo pueden depender de suficiente energía natural para satisfacer las necesidades de producción de líquidos. A medida que aumenta el grado de recuperación y avanza el agua del borde y del fondo, la línea de flotación se vuelve gradualmente más delgada o puntiaguda desde las partes inferiores de la estructura hasta las partes superiores, y las partes inferiores de la estructura se sumergen gradualmente. En este momento, la distribución de petróleo y agua subterránea es más compleja y la distribución del petróleo restante no utilizado está más dispersa y fragmentada. Durante mucho tiempo, sólo la minería sin inyección daba como resultado una energía de formación insuficiente. Las zonas poco inundadas de agua en los bordes y el fondo son ricas en restos de petróleo. En este momento, se han vuelto cada vez más prominentes contradicciones como la falta de canales externos de suplemento de energía, sistemas de producción e inyección desequilibrados, dirección única de avance de la línea de agua y dificultad para utilizar capas de petróleo deficientes debido a patrones imperfectos de los pozos.
Los cuerpos de arena en algunas unidades de bloques de falla están dispersos, con baja permeabilidad, mala comunicación entre los pozos de petróleo y agua y el efecto de inyección de agua no es obvio. Sin embargo, la inyección de agua a largo plazo puede complementar la formación. energía, sin embargo, algunas unidades de bloques de fallas tienen estructuras suaves y áreas de desarrollo de cuerpos de arena limitadas. Es grande, la sedimentación es relativamente estable, los pozos de petróleo y agua tienen buenas condiciones de conexión y el efecto de inundación de agua es significativo. Por lo tanto, mejorar la red local de pozos de inyección y producción es una forma de aprovechar el potencial petrolero restante del bloque de falla, y también tendrá un cierto efecto de control para retrasar el deterioro natural de los pozos petroleros.
2.3 Otros factores
Debido a sus propias características, el declive natural de los pozos de petróleo del bloque de fallas en el campo petrolífero de Gudong no solo se ve afectado por las reservas recuperables restantes y la red de pozos imperfecta, sino también afectado por la ubicación de los orificios de recarga, la calidad del trabajo, la tecnología, la gestión diaria y los factores del equipo y muchos otros factores complejos.
3 Medidas de control para reducir el declive natural de los yacimientos en bloque de fallas
3.1 Mejorar la red de pozos de inyección y producción y mejorar el grado de control de las inundaciones de agua.
El pozo GO 1-66-8 está ubicado en 66 pequeños bloques de fallas en el Área 1 del campo petrolífero de Gudong, con un total de 53 capas de producción. El intervalo de producción es de 1397,1-1404,3 metros, la profundidad del yacimiento es de 1400,7. metros, y el espesor de la capa de arena 7,2 metros, espesor efectivo 4,4 metros. La presión estática medida en el pozo de petróleo GO 1-66-8 en junio + febrero de 2009 fue de 12,494 MPa, y en agosto de 2008, el valor de presión estática fue de 11,726 MPa. indicando un aumento en la presión de la formación. El análisis muestra que el pozo de petróleo de 53 capas 66X12 fue inyectado el 16 de mayo de 2009, lo que repuso la energía de la formación. Al mismo tiempo, la correspondencia de inyección-producción del pozo GO 1-66-8 se cambió de unidireccional a bidireccional, lo que aumentó la dirección efectiva de desplazamiento del petróleo, amplió el área de control de inundaciones de agua y logró un crecimiento estable del pozo de petróleo. producción y logró buenos efectos de aumento de petróleo. En comparación con la producción del pozo Go1-66x12 antes de la inyección, la producción del pozo Go1-66-8 es 59,9/3,9/93,4 y el nivel de líquido dinámico es de 442 m. Después de la inyección de 59,2/4,4/92,5, el nivel de líquido dinámico. es de 446 metros, y el contenido de agua se reduce en 0,7 puntos porcentuales, con una producción diaria de petróleo de 0,5 toneladas, controlando efectivamente la tasa de disminución (Tabla 1).
Tabla 1 Tabla de ajuste de la inyección del pozo de inyección de agua
3.2 Optimizar la estructura de producción de líquido y establecer una diferencia de presión de producción razonable.
Una diferencia excesiva de presión de producción en la etapa inicial de producción del pozo petrolero conducirá a la formación de un cono de agua, y una diferencia excesiva de presión de producción en el período de corte bajo de agua acelerará la conificación del agua del fondo. En la etapa de corte de agua de media a alta, la diferencia de presión de producción es demasiado pequeña para impulsar las capas de permeabilidad media y baja con una presión inicial alta, especialmente cuando el yacimiento es muy heterogéneo y hay capas de baja permeabilidad y capas intermedias delgadas, este efecto será. más obvio.
El desarrollo estructural de la Formación Dongying en el bloque GOGD 68 es suave, la viscosidad del petróleo crudo es baja y la relación de movilidad relativa petróleo-agua es baja. Bajo la condición de controlar la intensidad razonable de la producción de líquido, el fenómeno de la intrusión de agua en el fondo no es obvio, la línea de agua avanza lentamente y el contenido de agua aumenta lentamente. Desde un análisis plano, este bloque de falla es impulsado principalmente por el agua del borde y del fondo. La parte inferior de la estructura se ve muy afectada por la conificación del agua del fondo y el avance del agua del borde, y está severamente inundada. La cintura de la estructura está ligeramente inundada. la parte alta está poco inundada.
Por lo tanto, en la producción real, se debe formular una diferencia de presión de producción razonable y una intensidad de producción de líquido de acuerdo con las características de las diferentes etapas que contienen agua para controlar eficazmente la disminución natural. Al mismo tiempo, en unidades que han estado fuera de producción durante mucho tiempo, puede haber algo de petróleo residual secundario en partes altas de la estructura debido a la influencia de la inclinación de la formación y la diferenciación de la gravedad petróleo-agua. Elegir un tiempo de recuperación adecuado también es una forma de optimizar la estructura de producción de líquidos. Por ejemplo, GOGD68X6 se encuentra en la etapa de bajo contenido de agua y es adecuado para producción con bajo contenido de líquido y agua y alto rendimiento. Es necesario controlar estrictamente el volumen del líquido, seguir de cerca su estado de producción y evitar que explote el agua del borde y del fondo de los cuatro pozos de petróleo, incluidos GOGD 68-4, GOGD 68-5, GOGD 68X7 y GOGD 68X10; etapa de contenido de agua, que es una etapa sensible al aumento del contenido de agua. El control moderado de agua es el método principal para controlar el agua y estabilizar el petróleo en el período de alto corte de agua, los pozos de petróleo con fallas levantan principalmente líquido para promover la producción y aumentar la producción de petróleo; y reducir la tasa de aumento del corte de agua. Se han implementado medidas de restauración en muchos pozos petroleros, incluidos GOGD 68X10 y GOGD 68X11. La implementación de estas medidas efectivamente retrasó su declive natural.
3.3 Fortalecer la aplicación de tecnología y mejorar las condiciones de trabajo de los pozos de petróleo y agua.
El petróleo pesado, la producción de arena y la formación de cera también se encuentran entre las razones de la intensificación del deterioro natural en los pozos antiguos. Por lo tanto, se plantean mayores requisitos para los procesos de producción de petróleo y la aplicación de tecnologías avanzadas. ya que también se requiere la mezcla de agua con bombas y la inyección de agua a alta presión. Además, debido al profundo enterramiento de los yacimientos de petróleo del bloque de falla, son susceptibles al desgaste excéntrico y a la corrosión, y el daño a la carcasa del pozo es cada vez más grave. Los pozos que han sido operados durante muchas rondas siguen siendo altos, especialmente aquellos. La falla bloquea los pozos de petróleo con suficiente energía de formación, que tienen alta presión durante la operación. Se requiere salmuera de alta concentración para matar el pozo.
Los datos de producción muestran que la producción del pozo se ve muy afectada después de matarlo.
Por ejemplo, en septiembre de 2009, GOGD68-5 fue reemplazado por una varilla pulida para cerrar el pozo. En agosto de 2009, la producción del pozo fue de 36/16,9/53%, la producción de 10 fue de 49,2/13/73,5% y su producción actual es de 47,3/12,7%. El fluido producido en este pozo es altamente corrosivo, con una salinidad total de hasta 24384 mg/L, y el ciclo de reemplazo de la varilla de pulido de 6 meses es normal. Debido a la alta energía de la formación, el pozo debe ser desactivado cada vez, lo que resulta en grandes pérdidas de producción, lo que es extremadamente perjudicial para controlar el declive natural de un solo pozo.
4 Varios puntos de entendimiento
(1) Fortalecer la investigación geológica, describir con precisión las características del yacimiento, aclarar la distribución de los cuerpos de arena bituminosa y utilizar racionalmente la energía natural y la energía suplementaria artificial. es la clave para la producción de petróleo en bloque de fallas. La base de la gestión del desarrollo tibetano.
(2) La comprensión correcta de la etapa de desarrollo del yacimiento y la implementación oportuna de medidas efectivas y una gestión diaria son medios importantes para frenar el declive natural de los yacimientos de bloques de falla.
(3) Tener una comprensión general correcta de los yacimientos de petróleo de bloques de fallas y promover y aplicar activamente nuevas tecnologías basadas en diferentes características geológicas es una forma eficaz de frenar el declive natural.
Referencia
[1] Guan Bingjin, 2006. Información científica y tecnológica, gestión de yacimientos en bloques de fallas complejas.
[2] Jiang Jishui et al., 1999, Tecnología mejorada de recuperación de petróleo [M], Beijing: Petroleum Industry Press.
[3] Liu Wentao et al., 1995, Atlas de estabilización de petróleo y control de agua [M], Petroleum Industry Press.
[4] Mao et al., 2005, Exploración y desarrollo de gas y petróleo en bloques complejos de fallas pequeñas, Sinopec Press.
Acerca del autor
Chen Guobin, hombre (1970.05-), ingeniero, se graduó de la Escuela de Ingeniería de Producción de Campos Petrolíferos de Shengli en julio de 1990 y se ha dedicado a la gestión técnica de sitios de producción de petróleo. por mucho tiempo.