La forma de petróleo restante del yacimiento de carbonato de cavidad de fractura en el área de Tahe 4.

(Instituto de Investigación para la Exploración y el Desarrollo del Petróleo de China, Beijing 100083)

Los yacimientos de petróleo pesado con cavidades de fractura de carbonato del Ordovícico en el campo petrolífero de Tahe se han visto afectados por múltiples Afectadas por movimientos tectónicos, las fracturas y cuevas kársticas se desarrollan de forma interactiva, con una profundidad de enterramiento de más de 5.300 metros, una distribución compleja de petróleo y agua y una fuerte heterogeneidad. La escala característica del flujo espacial de los yacimientos es tan grande como decenas de metros y tan pequeña como micras, y el patrón de flujo es diferente al de los yacimientos de arenisca. La dinámica de producción de los pozos petroleros es cambiante y la controlabilidad del desarrollo es deficiente. Con el fin de estudiar en profundidad la forma del petróleo restante en los yacimientos de carbonato con cavidades de fractura y revelar si el pozo de petróleo aún es valioso después de la inundación, con base en los datos de interpretación integral de los pozos de petróleo y la información sobre el rendimiento de la producción, combinados con la comprensión de las fracturas kársticas. y cuevas en formaciones kársticas modernas, establecimos tres modelos geológicos simplificados de embalses de agujeros laterales. Combinando la teoría de la dinámica de fluidos con experimentos de simulación física, se analizó la forma de existencia del petróleo restante después de la inundación de pozos petroleros en diferentes espacios de almacenamiento y se inició la investigación sobre la tecnología mejorada de recuperación de petróleo para yacimientos de carbonato con cavidades de fractura.

Liu Zhongchun, Yuan Xiangchun, Li Jianglong

(Instituto de Investigación para la Exploración y el Desarrollo del Petróleo, Beijing 100083)

El yacimiento de carbonato del Ordovícico de Tahe es kárstico/en comparación con otros Los yacimientos de carbonatos, los yacimientos de petróleo pesado fracturados se ven afectados por múltiples procesos tectónicos antiguos, lo que resulta en un mayor grado de heterogeneidad y una distribución más compleja del petróleo y el agua. La profundidad del embalse supera los 5.300 metros y la temperatura es de 398K. En condiciones de yacimiento, la viscosidad del petróleo crudo es de aproximadamente 24 MPa·s. Los canales principales incluyen grietas y cuevas con dimensiones características de flujo que van desde decenas de metros hasta varios micrómetros. Los cambios dinámicos de la producción de los pozos petroleros son irregulares y difíciles de controlar. Para estudiar la forma de existencia del petróleo remanente y analizar el valor de utilización de los pozos después de la inundación, se establecieron tres modelos teóricos y experimentales simplificados basados ​​en resultados de interpretación integrales e información sobre el desempeño de la producción de pozos, así como la comprensión del karst moderno y antiguo. . Para la perforación en diferentes trayectorias de flujo en yacimientos carbonatados, se analiza la forma de existencia del petróleo remanente y sus factores que influyen. Al mismo tiempo, se determinó la dirección del desarrollo de la tecnología EOR para yacimientos de carbonatos de fractura/karst.

Modelo teórico de yacimiento de carbonato de fractura/karst forma de simulación física de petróleo restante

Los campos de petróleo y gas de carbonato ocupan una posición importante en la distribución mundial de petróleo y gas, representando el 50% del total. reservas de petróleo y gas mencionadas anteriormente, y la producción ha representado alrededor del 60% de la producción total [1, 2]. En los últimos años, la exploración y el desarrollo de yacimientos de petróleo y gas carbonatados en mi país también han mostrado una tendencia de rápido desarrollo, especialmente el yacimiento petrolífero de Tahe en la cuenca del Tarim. A finales de 2005, Tahe Oilfield tiene reservas geológicas de petróleo probadas de 6,3×108t y una producción anual de petróleo de 4,2×106t. Es el campo petrolero de carbonato paleozoico más grande de China. El yacimiento de petróleo del Ordovícico en el Bloque 4 del campo petrolífero de Tahe está ubicado en el medio del campo petrolífero de Tahe. Está dominado por la estructura Aishek No. 2 y es un yacimiento masivo de petróleo pesado de fondo de agua de tipo fractura-cavidad de karst de carbonato. El yacimiento tiene más de 5.300 metros de profundidad. El tipo de yacimiento es principalmente cuevas kársticas, con un desarrollo extremadamente irregular y una fuerte heterogeneidad vertical y horizontal. Es difícil predecir el yacimiento, y la relación entre el petróleo, el gas, el agua y el tipo de yacimiento son extremadamente complejos. . Después de casi 10 años de exploración y desarrollo continuos, las características de desarrollo de baja tasa de éxito de perforación, baja tasa de recuperación y rápido declive han quedado expuestas. Los pozos de petróleo rompen aguas temprano, no tienen suficiente energía natural y el contenido de agua aumenta rápidamente; la tasa de disminución anual más rápida de los yacimientos de petróleo llega al 44%, y las inundaciones severas pueden reducir la producción de los pozos de petróleo en más del 70%. El grado de utilización de las reservas horizontales y verticales es bajo y el grado medio de recuperación es sólo del 9,5 [5 ~ 11]. Por lo tanto, con base en el conocimiento existente sobre la geología de los yacimientos, existe una necesidad urgente de estudiar la morfología del petróleo restante de los yacimientos de carbonato con cavidades de fractura y explorar nuevos métodos para mejorar la recuperación.

La comprensión de las cuevas, fracturas y rocas matrices en yacimientos de carbonato de 1 cavidad de fractura

El registro, la perforación, el registro y la dinámica de producción de pozos petroleros muestran que algunos pozos petroleros se encuentran directamente sin llenar o semi -llenar cuevas y ponerlas en producción directamente; algunos pozos de petróleo no se encuentran directamente con cuevas, pero mediante fracturación ácida pueden comunicarse con espacios con capacidad de almacenamiento efectiva; también hay algunos pozos perforados en rocas compactas, incluso si son ácidas; La presión no puede comunicarse con el espacio de almacenamiento efectivo.

Comprender las características de los yacimientos de petróleo con cavidades de fractura, identificar la distribución de espacios de almacenamiento efectivos y comprender las reglas de distribución del petróleo restante son la base para mejorar la recuperación de petróleo.

1.1 Comprensión de las cuevas kársticas

Teóricamente, las características de las cuevas subterráneas antiguas deberían ser similares a las del karst moderno. Las Figuras 1 y 2 muestran la distribución y las condiciones de la cueva kárstica moderna más larga del mundo, Shuangjiang, en Guiyang, China.

Figura 1 Mapa de distribución plana de la cueva Shuanghe

Figura 2 Una cueva en la cueva Shuanghe

El desarrollo kárstico moderno tiene las siguientes características: ① La distribución de las cuevas es afectada por la región Controlada por fallas estructurales sexuales; ② el desarrollo de las cuevas está estrechamente relacionado con los sistemas de drenaje subterráneo; ③ las cuevas formadas por karstificación de múltiples etapas tienen múltiples capas; ④ la erosión y la deposición de las cuevas se desarrollan simultáneamente; núcleo y cerca de las alas de los pliegues ⑥Las grandes cuevas kársticas se encuentran principalmente en los tramos medio y superior de los ríos ⑦Con ríos subterráneos como cuerpo principal, se desarrollan muchos afluentes ⑧Las cuevas son de gran escala, con una longitud máxima de 85,3 km; Cueva); el área máxima de la cueva × 104 m2 (Cueva Zhijin) alcanza los 150 m.

En los sistemas kársticos antiguos, debido a los movimientos tectónicos y la sedimentación a largo plazo, en las cuevas kársticas, las capas clave de los estratos suprayacentes se destruyen debido al triple efecto de la gravedad de la roca, la concentración de tensiones y la presión negativa del vacío. . y colapsar. Durante el proceso de perforación en el área Tahe 4, se produjeron graves venteos y fugas en algunos pozos, lo que demostró plenamente la existencia de cuevas sin relleno. Sin embargo, los resultados de la interpretación de los registros de pozos muestran que la mayoría de los sistemas kársticos tienen distintos grados de llenado. Por ejemplo, el pozo T403 tiene cuevas completamente llenas de hasta 67 m de altura y el pozo TK409 tiene cavernas completamente llenas de hasta 75 m de altura. La Figura 3 muestra los resultados de interpretación comparativa del registro del pozo TK429 y el registro de imágenes. La profundidad es de 5420,0 ~ 5427,5 metros y el espesor es de 7,5 metros. Es una sección donde se desarrollan cuevas. Las cuevas grandes contienen brechas de colapso, brechas de ríos sumergidos, depósitos de arenisca y lutita y piedra caliza densa (Fig. 4).

La principal diferencia entre los sistemas kársticos antiguos y los modernos es que el tamaño de las cuevas es más pequeño que el suelo y el grado de llenado de las cuevas es alto.

Registro de figuras e imágenes del Pozo KT429

Figura 4 Diferentes tipos de rellenos en cuevas

1.2 Reglas de desarrollo y distribución de fracturas

Basadas A partir de los datos de registro de imágenes del pozo 14 en el campo petrolífero de Tahe, se calcularon las direcciones de las fracturas y los resultados se muestran en la Figura 5. Se puede ver que el sistema de fallas en esta área está dominado por el sistema de fallas con tendencia NW-SE. Las fallas con una tendencia de 160 ~ 180 o 350 ~ 360 dominan este sistema de fallas con tendencia NE-SW. . El ángulo de inclinación de la grieta se muestra en la Figura 6. El ángulo de inclinación de la mayoría de las fracturas está entre 60 ° y 90 °. La aparición de fracturas es principalmente de ángulo alto y el desarrollo de fracturas de ángulo bajo es raro. El desarrollo de las fracturas más efectivas en rocas carbonatadas del Ordovícico se concentra principalmente en secciones kársticas con brechas de asentamiento locales, por lo que la causa de las fracturas está principalmente relacionada con el colapso kárstico.

Figura 5 Características de la tendencia general del sistema de fracturas del Ordovícico en el campo petrolífero de Tahe

Figura 6 Porcentaje del ángulo de buzamiento de la fractura

Comprensión del sistema de bloques de lecho rocoso 1.3

Según los datos del análisis de la porosidad y permeabilidad del núcleo del yacimiento del Ordovícico Inferior, el rango de distribución de porosidad de las muestras pequeñas en el Bloque 7011 es de 0,01 ~ 10,8, con un promedio de 0,96, de las cuales 71,52 y 6548 muestras son inferiores a 1 , respectivamente. El rango de distribución de permeabilidad de 6473 muestras pequeñas en toda el área es (0,001 ~ 5052) × 10-3 μm 2, de las cuales 67,14 son menores de 0,12 × 10-3 μm2 y menos de 0,6 × 65438 del total de muestras son 94,39. menos de 3 × 10-3 μm2, sólo 5,61 es mayor que 3 × 10-3 μm2. La permeabilidad máxima es 5052×10-3μm2 y la frecuencia media es inferior a 0,1×65438. Los datos del análisis central muestran que las propiedades físicas de la matriz del yacimiento del Ordovícico del campo petrolífero de Tahe son deficientes, y que la porosidad y permeabilidad de la matriz contribuyen poco a la porosidad y permeabilidad del yacimiento.

2 Modelo geológico simplificado y petróleo restante en la zona cercana al pozo

Para revelar aún más la relación entre la dinámica de producción del pozo de petróleo y las propiedades del yacimiento, revele si el pozo de petróleo todavía tiene valor de utilización después de la inundación de agua y el petróleo restante. Según el análisis exhaustivo de datos de los pozos petroleros, se establecieron cuatro modelos geológicos diferentes de las zonas cercanas al pozo.

2.1 Cueva cerrada

Una cueva cerrada de aceite puro se refiere a una cueva que no está conectada con el mundo exterior y solo está llena de aceite. Aún no se han descubierto cuevas de este tipo, pero no hay pruebas suficientes para descartar la posibilidad de que exista una cueva de este tipo.

Este tipo de cueva es explotada íntegramente por la energía elástica natural, que incluye la energía elástica del petróleo crudo y la energía elástica de las propias grietas de la cueva. Al no existir un suplemento energético externo, la presión en la cueva y el rendimiento del pozo de producción disminuyen gradualmente debido a la pérdida de energía natural, hasta que finalmente se detiene la inyección.

2.1.1 Análisis del petróleo remanente mediante el método de balance de materiales

Cuando la presión de flujo del fondo del pozo es menor que la pérdida de presión causada por la presión de la columna hidrostática del pozo y la fricción del pozo, el petróleo Bueno, dejará de explotar.

Pwf = δ p (columna hidrostática) δ p (fricción) (1)

Para pozos de petróleo con terminación de pozo abierto, cuando se detiene la inyección de agua, la presión en la cueva es cercana a la fórmula (1) representa el valor. En este momento, según la ecuación de balance de materiales, la producción acumulada de petróleo del pozo petrolero es:

NpBo=NoBoCt(pi-pwf) (2)

La tasa de recuperación de este tipo de cueva es igual que la de la cueva. El coeficiente de compresibilidad elástica del petróleo crudo y las rocas está relacionado con la caída de presión, que se ajusta a la siguiente fórmula:

Teoría y exploración de la acumulación de petróleo y gas y tecnología de desarrollo

Independientemente de si la producción de la boca del pozo es limitada, cualquier orificio perforado en la cueva habrá petróleo residual en los pozos petroleros y el tamaño del petróleo restante cumple con los siguientes requisitos:

Aceite restante = (1-η)NoBo (4)

2.1.2 Características del flujo de fluido en el pozo

p>

Basado en la ecuación de Bernoulli en Mecánica de fluidos

Teoría de la acumulación de petróleo y gas y tecnología de exploración y desarrollo

Las características del flujo, la presión y los resultados de la distribución adimensional de la velocidad se muestran en la Figura 7. Cuando se abre una cueva cerrada con cierta presión, las líneas de flujo del fluido en la cueva se muestran en la Figura 7. Sólo en la zona cercana al pozo la presión se altera; lejos del fondo del pozo, la presión permanece en el estado inicial. La velocidad del flujo del fluido comienza a perturbarse a una distancia adimensional de 0,5 m, que es aproximadamente la mitad de la altura de la cueva.

Figura 7 Características del flujo de fluido monofásico de un solo pozo en una cueva cilíndrica

2.2 Cuevas submarinas

Las cuevas de agua de fondo se dividen en cuevas de agua de fondo cerradas y cuevas de agua del fondo conectadas. Entre ellas, las cuevas de agua de fondo cerrado se refieren a cuevas que no están conectadas con el mundo exterior y contienen dos fases de petróleo y agua en su interior (Figura 8). Este tipo de cueva también se extrae enteramente mediante energía elástica natural, que incluye la energía elástica del petróleo crudo, el agua de formación y la energía elástica de las propias grietas de la cueva. Las cuevas comunicativas con agua del fondo se refieren a la comunicación con el mundo exterior y se dividen en dos tipos: una es que la velocidad de infiltración de agua externa es menor que la velocidad de producción, y la energía natural de la que depende la cueva en este momento incluye la inmersión en agua y la energía elástica; la otra es La velocidad de inundación externa es igual a la velocidad de producción y la presión dentro de la cueva es constante, por lo que la minería de este tipo de cueva depende completamente de la inundación de agua.

2.2.1 Análisis teórico de la conificación del agua del fondo en cuevas sin relleno

Para las cuevas con agua del fondo, la razón de la disminución en la producción de pozos petroleros no es solo la disminución de la energía, sino también también la disminución de la producción de agua. El agua que fluía de los pozos petroleros aceleró la caída de la producción. El agua de pozo no significa que la interfaz agua-petróleo deba llegar al fondo del pozo. Según la teoría de la mecánica de fluidos, la velocidad del petróleo y el agua en la interfaz petróleo-agua es la siguiente:

Teoría de la acumulación de petróleo y gas y tecnología de exploración y desarrollo

Petróleo y Teoría de la acumulación de gas y tecnología de exploración y desarrollo

Relación de velocidad del petróleo y el agua;

Teoría de la acumulación de petróleo y gas y tecnología de exploración y desarrollo

La viscosidad promedio del crudo subterráneo El petróleo en la Zona 4 del campo petrolífero de Tahe es de 24 MPa·s. Si la viscosidad del agua de formación es de aproximadamente 1 MPa·s, entonces la velocidad del agua en las mismas condiciones es 24 veces mayor que la de la fase de petróleo. Por lo tanto, al perforar una cueva kárstica, inevitablemente se producirá un cono de agua cerca del fondo del pozo debido a la perturbación generada por el pozo de producción. Al mismo tiempo, la separación por gravedad causada por la diferencia de densidad entre el petróleo y el agua puede inhibir el fondo. conificación de agua.

Figura 8 Diagrama esquemático de una cueva de agua de fondo cerrado

El petróleo restante en este tipo de cuevas no sólo depende de la energía natural de la cueva, sino que también está estrechamente relacionado con la grado de conificación del agua del fondo. El avance en la producción de agua de fondo ha acelerado el proceso de cierre de pozos petroleros. Por lo tanto, los factores que afectan el grado de conificación del agua del fondo también afectarán la cantidad de petróleo restante en la cueva.

Hay muchos factores que influyen, incluida la relación de viscosidad petróleo-agua, intensidad de producción de petróleo, altura de la interfaz petróleo-agua de la cueva, ubicación del pozo de producción, densidad de los pozos de producción, geometría de la cueva, etc.

Figura 9 Resultados experimentales del cono de agua del fondo

2.2.2 Simulación física del cono de agua en el fondo de cuevas sin llenar

En el experimento, el flujo de presión negativa generado por la bomba de vacío se utilizó para simular el proceso de conificación del agua del fondo en el espacio de almacenamiento de la cueva. El aceite experimental es aceite blanco con una viscosidad de aproximadamente 15 MPa·s, el agua es salmuera con una salinidad de 2×105 mg/L y la temperatura experimental es 25°C. Los resultados experimentales se muestran en la Figura 9.

El desplazamiento del experimento es de 30 ml/s, que es 2,5 t/d, y la altura del cono de agua es de aproximadamente 0,01 m. Reducir la tasa de producción puede suprimir la generación de conos de agua; el rango de perturbación causado por los conos de agua del fondo del pozo es muy pequeño. Debido a la diferencia de gravedad entre el petróleo y el agua, la altura real del cono de agua es mucho menor que el resultado del cálculo teórico. Si asumimos que la altura del cono de agua es proporcional a la velocidad de producción, se estima que cuando la velocidad de producción real alcance las 250 t/d, la altura del cono de agua será de solo 1 m. Por lo tanto, se puede especular que cuando el pozo de petróleo está en la parte superior de una cueva sin llenar, el potencial de petróleo restante después de la irrupción del agua es muy pequeño, y este petróleo restante puede explotarse eficazmente reduciendo la tasa de producción.

2.3 Tipo de fractura-cavidad cercana al pozo

Después de todo, solo unos pocos pozos de petróleo en el Bloque 4 del campo petrolífero de Tahe encontraron cuevas y la perforación terminó antes de tiempo. La mayoría de los pozos petroleros han completado el proceso de perforación normalmente, algunos pozos petroleros se han puesto en producción después de la finalización natural y algunos pozos petroleros se han puesto en producción después de la fracturación ácida. Los resultados de la observación del núcleo y la interpretación del registro de imágenes proporcionan una cierta comprensión de las fracturas y cuevas encontradas en la sección del pozo abierto.

Figura 10 Perforaciones y fracturas en la sección de pozo abierto y modelo simplificado

Para la investigación teórica, las cuevas y fracturas perforadas en la sección de pozo abierto se simplifican en un conjunto de capilares regulares. flujos (Figura 10). Según las estadísticas de observación, hay 19 grietas con un ancho superior a 1 mm, lo que representa el 2,4 del total. Hay 267 grietas con un ancho de 0,1 ~ 1 mm, que representan el 33,5 del total; hay 512 grietas con un ancho inferior a 0,1 mm, que representan el 64,2 del total;

De acuerdo con la teoría de la mecánica de fluidos y la relación de fractura de las estadísticas del núcleo, las fracturas y cuevas de diferentes tamaños contribuyen de manera diferente al caudal total que ingresa a la sección del pozo abierto. Los resultados muestran que cuando hay un agujero, incluso si solo hay un agujero, cuando el tamaño del agujero es lo suficientemente grande, por ejemplo, cuando el tamaño del agujero es mayor a 50 mm, la contribución al caudal total es mayor que 95,96. Es decir, cuando el tamaño del pozo es mayor a 50 mm, la producción total del pozo de petróleo proviene principalmente del pozo y la contribución de las fracturas es menor. Las principales formas de petróleo restante incluyen petróleo residual en grietas donde el agua del fondo no se ha visto afectada y en las paredes de los poros grandes, y la cantidad depende del grado de heterogeneidad y de la relación de viscosidad petróleo-agua.

Con base en los tamaños y proporciones de las fracturas anteriores, la distribución proporcional de las reservas de fracturas en la zona cercana al pozo se muestra en la Figura 11. Cuando la escala de la cueva es de 1 m, las reservas en la cueva representan el 82% de las reservas totales y las reservas en las fracturas solo representan el 17,8%. Cuando el tamaño de la cueva se reduce a 50 mm, la relación entre las reservas de la cueva y las reservas totales disminuye a 18,7 y las reservas en las fracturas aumentan a 81,3. Aunque en la sección de pozo abierto, cuando el tamaño del pozo se reduce a 50 mm, la contribución del pozo al caudal total sigue siendo alta, después de que el fluido del fondo del pozo es desplazado por el agua del fondo, las reservas en las fracturas no pueden ignorarse.

Figura 11 Porcentaje de reservas de volumen de roca por unidad de cuevas de diferentes tamaños

2.4 Tipos de fracturas cercanas al pozo

La mayoría de los pozos petroleros en el Bloque 4 del campo petrolífero de Tahe se pusieron en producción después de la fracturación con ácido, es decir, no se perforó ningún espacio de almacenamiento efectivo durante la perforación, pero el espacio de almacenamiento efectivo se conecta después de la fracturación con ácido (Fig. 12). Para facilitar la investigación, se simplifica a un haz de capilares.

Figura 12 Fracturas de sección de pozo abierto y modelo simplificado

Dado que la superficie de la roca carbonatada está mojada por petróleo, cuando el agua del fondo desplaza el petróleo crudo en las fracturas, la fuerza capilar es la resistencia al desplazamiento. , inevitablemente quedará una película de aceite residual en la pared de la grieta. En la Figura 13 se muestra una comparación del proceso de desplazamiento de agua en poros lipófilos e hidrofílicos.

Figura 13 Diagrama de distribución de aceite y agua del modelo de poro simulado con diferente humectabilidad

Aún de acuerdo con la relación de distribución de fractura analizada anteriormente, el porcentaje de aceite restante de diferentes espesores de película de aceite se muestra en Figura 14.

Se puede observar que para un cierto volumen de espacio de almacenamiento fracturado, suponiendo que la ola de agua del fondo alcanza 100, cuando el espesor de la película de petróleo alcanza 0,1 mm, el porcentaje de petróleo restante es cercano a 50, y cuando el espesor de la película de petróleo cae a 0,01 mm, puede llegar a 26. El espesor de la película de aceite no solo está relacionado con la humectabilidad de la roca y también depende de la velocidad de desplazamiento. Además, es imposible que el agua del fondo desplace completamente los poros fracturados, por lo que el petróleo restante en los espacios de almacenamiento fracturados también es considerable.

Figura 14 Porcentaje de petróleo remanente bajo diferentes espesores de película de petróleo

3 Factores de producción de petróleo remanente y métodos para mejorar la recuperación de petróleo

Según el análisis de petróleo remanente petróleo en el modelo geológico. Los problemas clave para mejorar la tasa de recuperación de yacimientos de carbonato de cavidad fracturada son: ① El pozo de petróleo no logra comunicarse de manera efectiva con el espacio de almacenamiento efectivo (2) Incluso si el pozo de petróleo está conectado al espacio de almacenamiento efectivo; , debido a la conificación del agua del fondo o a la energía natural. Si es insuficiente, aún se puede producir una gran cantidad de petróleo restante. Para las reservas utilizadas, los factores que afectan el petróleo restante en los yacimientos de agua carbonatada del fondo incluyen la energía y el grado de desplazamiento del agua del fondo, que pueden analizarse desde las dos perspectivas de la eficiencia del desplazamiento del petróleo y la eficiencia del lavado del petróleo. Los resultados se muestran en la Figura 15. La energía natural, la heterogeneidad y la relación de viscosidad petróleo-agua son tres factores clave que afectan la tasa de recuperación de las reservas operativas en yacimientos carbonatados de cavidades de fractura.

Figura 15 Factores que afectan la recuperación en yacimientos de cavidades fracturadas y formas de mejorar la recuperación.

Por lo tanto, para este tipo de yacimiento, se debe llevar a cabo una investigación específica sobre tecnología de recuperación mejorada de petróleo basada en el análisis de la morfología del petróleo restante. Es imperativo tomar "el control general del cono hidráulico y aumentar la productividad de las reservas horizontales y verticales de los pozos petroleros" como objetivo a corto plazo, y utilizar métodos mejorados de producción de petróleo, como "suplementar la energía", como garantías de seguimiento. Específicamente, se puede dividir en dos etapas: la primera es la etapa de energía natural, que incluye investigación técnica sobre pozos de relleno, minería en capas verticales, desvío de pozos horizontales, taponamiento de agua a presión ácida, etc.; la segunda es la etapa de suplemento de energía artificial; con posibles métodos que incluyen inyección de agua, inyección de agua, etc. Gas, inyección de espesante, inyección de agente activo, etc. Los métodos químicos son riesgosos; aunque la inyección de gas tiene ventajas únicas para yacimientos con agua de fondo y fracturas verticales, para yacimientos con una profundidad de enterramiento de más de 5.300 m, la aplicación de este método está limitada por bombas de inyección de agua con presiones de inyección más altas, por lo que. La inyección de agua sigue siendo el método preferido con bajo riesgo y bajo costo. Sin embargo, la experiencia exitosa de inyección de agua de los yacimientos convencionales no es aplicable a los yacimientos de carbonato con cavidades de fractura [3, 4], por lo que existe una necesidad urgente de estudiar nuevos métodos eficaces de inyección de agua.

4 Conclusión y comprensión

(1) La inundación de un pozo petrolero solo significa que el canal de producción de petróleo está inundado, pero no significa que el espacio del yacimiento esté completamente inundado.

(2) Hay cinco formas principales de petróleo restante: ① El petróleo restante no se ve afectado por el agua del fondo causada por la diferencia en el tamaño del espacio de almacenamiento ② El pozo de petróleo no está en la parte superior del; cueva, y el petróleo restante en la parte superior de la cueva no se llena después de la inundación del agua; (3) El petróleo residual ingresa a las cuevas sin llenar debido al agua del fondo; (4) La película de petróleo residual después de las olas de agua; son severamente deficientes.

(3) La investigación de la tecnología EOR debería centrarse en diferentes tipos de formas de petróleo remanentes, basadas en unidades de flujo de cavidad de fractura, con el objetivo a corto plazo de "control general de los conos hidráulicos y mejora de los flujos horizontales y verticales". reservas y productividad de los pozos petroleros". Los métodos EOR como el de "reposición de energía" proporcionan garantías de seguimiento y determinan la dirección de investigación de los métodos EOR.

Referencia

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