Estado de la investigación de yacimientos de baja permeabilidad de profundidad media en el país y en el extranjero
Los yacimientos de petróleo de baja permeabilidad son una base material importante para el desarrollo sostenible de la industria petrolera de mi país. Sus leyes de filtración y estrategias de desarrollo razonables. se han convertido cada vez más en el foco de la investigación sobre el desarrollo de campos de petróleo y gas. Este artículo revisa el estado actual de la investigación sobre las leyes de filtración y las estrategias de desarrollo en yacimientos de baja permeabilidad. Los resultados de la investigación muestran que la filtración de yacimientos de baja permeabilidad no cumple con la clásica ley de Darcy, sino que existe un umbral de presión. Académicos nacionales y extranjeros han realizado muchas investigaciones experimentales y teóricas sobre los factores que causan la presión inicial y sus características de filtración. Además, con base en las características de filtración de los yacimientos de baja permeabilidad, se estudiaron estrategias de desarrollo para yacimientos de baja permeabilidad desde aspectos como la selección del momento de la inyección de agua, la determinación del espaciamiento razonable entre pozos, la selección de la tecnología de desarrollo de fracturamiento y la tecnología de impulso de gas. Los resultados de esta investigación proporcionan una base teórica confiable para el desarrollo eficiente y razonable de yacimientos de baja permeabilidad.
Palabras clave: yacimiento de baja permeabilidad; ley de filtración; estrategias de desarrollo; estado de la investigación
Acerca del autor: Xu Gu, mujer (1985 Dou), estudiante de maestría, dedicada principalmente al petróleo y al gas. Investigación sobre el desarrollo de yacimientos.
Con el desarrollo de la industria petrolera de mi país, los campos petroleros del este han entrado gradualmente en una etapa de alto contenido de agua y es necesario desarrollar nuevos campos petroleros para mantener una producción de petróleo alta y estable. Actualmente, los campos de baja permeabilidad representan una gran proporción de las nuevas reservas probadas de petróleo. Según estadísticas preliminares, las reservas de campos petroleros de baja permeabilidad representan alrededor de dos tercios de las reservas geológicas de petróleo recientemente probadas de China. En los últimos años, ha aumentado la proporción de campos petroleros de baja permeabilidad en las reservas geológicas de petróleo recientemente probadas. Se puede ver que los yacimientos de petróleo de baja permeabilidad son la principal base de recursos para aumentar la producción y las reservas en mi país durante mucho tiempo.
En la actualidad, no existen estándares ni límites unificados y fijos para los yacimientos petrolíferos de baja permeabilidad en el mundo. Es sólo un concepto relativo. Diferentes países lo formulan de acuerdo con los recursos petroleros y las condiciones técnicas y económicas de diferentes períodos, y la gama de cambios es amplia. De acuerdo con las características reales de producción y la permeabilidad promedio de las capas de petróleo, los campos petroleros de baja permeabilidad se pueden dividir en tres categorías: I: La permeabilidad del yacimiento de primera categoría es 1o-50x10san m, que es un campo petrolero de baja permeabilidad general. Las características de este embalse son cercanas a las de los embalses normales. La saturación de agua en condiciones de formación es de 25 -50. Este tipo de yacimiento generalmente tiene una productividad natural industrial, pero es fácil causar contaminación durante la perforación y terminación, por lo que se deben tomar las medidas correspondientes de protección del yacimiento. La permeabilidad del segundo tipo de yacimiento es 1-1Ox 1O-3J..Lm, que es un campo petrolífero de permeabilidad extrabaja. La saturación de agua de este tipo de reservorios varía mucho, y algunos de ellos son reservorios de baja resistividad, lo que dificulta la interpretación de los registros. La productividad natural de tales yacimientos generalmente no cumple con los estándares industriales y requiere fracturación para ponerlos en producción. La permeabilidad del tercer tipo de yacimiento es 0,1-1x 10-3j. Lm es un yacimiento de petróleo estrecho de baja permeabilidad y un campo petrolífero de permeabilidad ultrabaja. Debido a que el radio de los poros es muy pequeño, es difícil que entre gas petróleo. Este tipo de reservorio está cerca del límite inferior de reservorios efectivos, casi no tiene capacidad de producción natural y requiere una reforma de fracturación a gran escala antes de que pueda ponerse en producción.
1 Estado actual de la investigación sobre patrones de filtración en yacimientos de baja permeabilidad
1.1 Descripción general de los patrones de corrientes oceánicas en yacimientos extraños de baja permeabilidad
Para flujo monofásico de baja permeabilidad Problemas de filtración de velocidad no Darcy. En 1924, el ex académico soviético H. J. 1 Bazlevsky estudió el problema de la filtración en campos petrolíferos de baja permeabilidad. Se señala que en algunos casos, el líquido comienza a fluir sólo cuando el gradiente de presión aplicado excede un cierto gradiente de presión inicial. En su estudio sobre las filtraciones de petróleo, Repin propuso por primera vez que las filtraciones de petróleo no se ajustan al flujo de Darcy. Los resultados experimentales también muestran que la filtración en medios de baja permeabilidad no cumple con la ley de Darcy. Von Engelhardt y Thun (1955), Hansbaugh (1960), Miller y Lowe (1963), Mitchell y Younger (1967), Wang y S. Oven (1999). Estos fenómenos incluyen cambios significativos en la permeabilidad con el gradiente de presión (es decir, no existe una relación proporcional lineal entre el caudal y el gradiente de presión) y el "gradiente de presión umbral" (la filtración no ocurrirá por debajo del gradiente de presión umbral). Debido a la falta de datos experimentales consistentes, la investigación se basa en ciertas suposiciones. Kusakov (1940), TeLie Bin (1945), Liertov (1965) y Orphen (1963) encontraron a través de diferentes experimentos que cuando el petróleo crudo que contenía sustancias tensioactivas penetraba arena fina, la permeabilidad caía bruscamente y la velocidad de filtración era la misma que la del petróleo crudo.
Cuando el módulo de presión del fluido es Igradpkλ8 (gradiente de presión inicial), el fluido no fluye. Dieron las ecuaciones de movimiento por partes (lgradpl~?8, lgradpl lt?8). Irmay (1986) también encontró que cuando el fluido pasa a través de arcilla fina, no fluye hasta que el módulo del gradiente hidráulico es menor que un cierto valor, y dio la forma de la ley de Darcy.
Resumen de la investigación sobre las leyes de filtración de yacimientos de baja permeabilidad en el círculo 1,2
En China, IBl como Zheng Xiangke, Tao Yongjian, Cheng Men, etc., basándose en del estudio del flujo de Darcy realizado por Wiggins et al., se establece la ecuación de productividad del flujo no Darcy de baja velocidad con gradiente de presión umbral, que proporciona una base teórica para la aplicación del método analítico de la curva IPR en sistemas de baja permeabilidad y ultra- yacimientos de baja permeabilidad. Con base en la ecuación de productividad establecida, se analizaron las características dinámicas de producción de yacimientos de permeabilidad ultrabaja en campos petroleros reales. Los resultados de la aplicación muestran que los resultados obtenidos por este método pueden predecir mejor la productividad de yacimientos de permeabilidad ultrabaja que los obtenidos a partir de análisis de pruebas de pozos y experimentos de núcleos, y cumplir con los requisitos de precisión del análisis de ingeniería. Para resolver el problema de que los parámetros de producción de los campos petroleros de baja permeabilidad cambian de manera diferente a los de los campos petroleros de permeabilidad media y alta, Gu Jianwei y Mao Zhenqiang [9J] consideraron la presión inicial, la fuerza capilar, la gravedad y otros factores. de campos petroleros de baja permeabilidad y derivó el contenido de agua durante la filtración de dos fases petróleo-agua en campos petroleros de baja permeabilidad, índice de recuperación de petróleo adimensional, índice de recuperación de fluido adimensional y otros parámetros de producción, y el impacto de estos tres factores en. Los parámetros de producción fueron analizados en detalle. Los resultados muestran que la existencia de fuerza capilar y presión inicial hace que el contenido de agua aumente. Lu Chengyuan, Wang Jian y Sun Zhigang [IOJ] midieron experimentalmente las curvas de filtración no Darcy de tres rocas yacimientos de arenisca de baja permeabilidad y muestras de núcleos. El "método de equilibrio capilar" se combina con el tradicional "método de flujo de diferencia de presión" para garantizar la integridad de la curva de filtración no Darcy. En las coordenadas de la relación entre la velocidad de filtración promedio de cada muestra experimental y el gradiente de presión de desplazamiento de viscosidad unitaria, se usa una función lineal para ajustar los puntos de datos experimentales y los cambios en la pendiente y la intersección de la línea tangente de la línea lineal. La curva de función se utiliza para describir el flujo de filtración no Darcy de baja velocidad. Cambios en la permeabilidad del núcleo y el gradiente de presión umbral. Se analiza la relación entre el gradiente de presión inicial y la permeabilidad del aire, la viscosidad del fluido y el gradiente de presión de desplazamiento, y se analiza la relación entre el cambio de permeabilidad en la sección de filtración no Darcy de baja velocidad y la permeabilidad del aire y el gradiente de presión de desplazamiento de viscosidad unitaria. y la fórmula empírica se obtiene por regresión. Huang, Chen Zuhua, Liu et al. [11] basándose en las características del gradiente de presión inicial de yacimientos de arenisca de baja permeabilidad y en base a la fórmula de filtración del gradiente de presión inicial, obtuvieron la fórmula de producción de flujo radial y la fórmula de distribución de presión cuando se formó la formación. se encuentra en producción estable, utilizando el método de balance de materiales Resolver la relación entre el tiempo efectivo de inyección de agua en campos petroleros de baja permeabilidad y la distancia entre los pozos de inyección y producción. Los resultados muestran que el tiempo de propagación de la onda de presión en campos petroleros de baja permeabilidad está estrechamente relacionado con el gradiente de presión, y el tiempo efectivo de inyección de agua es proporcional al cubo del gradiente de presión inicial y el espaciamiento de los pozos. Este método se utiliza para lograr un espaciamiento razonable entre pozos en el bloque Baozhong. La séptima fase determina el estado actual de la investigación de las leyes de filtración y las estrategias de desarrollo en yacimientos de baja permeabilidad como Xujie. Después de la implementación del plan, el tiempo efectivo real de inyección de agua es consistente con el valor calculado. Wu Jingchun, Yuan, Jia et al (12) seleccionaron núcleos naturales y núcleos artificiales con una permeabilidad de 0-50x10-3J. Lffi llevará a cabo experimentos de fugas en interiores. A través de experimentos se estudió el mecanismo de formación y las reglas cambiantes de la diferencia de presión inicial en yacimientos de baja permeabilidad, las condiciones para la generación del flujo no Darcy y sus reglas de filtración, y se estudiaron las ecuaciones de flujo de tres tipos de fluidos bajo filtración no lineal. establecido. Deng y Liu Ciqun (131) establecieron un modelo matemático para la filtración no lineal elíptica de fluidos de dos fases en medios de baja permeabilidad basado en el modelo de función continua de tres parámetros del movimiento de filtración no lineal en medios de baja permeabilidad, utilizando la ley de conservación de masa. y el concepto de filtración elíptica. La solución del modelo se obtuvo utilizando el método de diferencias finitas y el método de extrapolación, y la fórmula de cálculo para el índice de desarrollo antes y después de la penetración de agua en pozos petroleros bajo la condición de fluido elíptico de dos fases. Se derivó la filtración no lineal. Se dieron resultados de ejemplo para mostrar que la filtración no lineal tiene un impacto en la saturación de agua. La distribución de grados tiene una gran influencia la filtración no lineal hace que el impulso del agua avance más rápido que la filtración lineal, lo que aumenta el tiempo de penetración del agua del petróleo. pozo y empeora el índice de desarrollo del petróleo; la filtración no lineal hace que la diferencia de presión sea al mismo tiempo mayor que la filtración lineal, aumentando la cantidad de petróleo. Dificultad de desarrollo. Esto proporciona una base científica para el plan de desarrollo de pozos de fracturación vertical en yacimientos de baja permeabilidad. Jia, Fu y col. (14) Se cree que el fluido tiene cierta elasticidad y plasticidad cuando fluye a baja permeabilidad y baja velocidad. Los experimentos muestran que esta característica está relacionada con el tipo y naturaleza del medio y del fluido.
Cuanto más pequeño es el poro, más estrecha es la garganta y mayor es la relación poro-garganta, por lo que tiene una gran energía superficial específica y energía libre. Cuanto más fuertes sean las fuerzas moleculares sobre las superficies sólidas y líquidas, mayor será la presión inicial. Durante el desarrollo de la inyección de agua, los cambios en las interfaces de fase conducen a muchos procesos físicos y reacciones químicas, que a su vez conducen a propiedades de flujo del fluido que no son las de Darcy. Cheng, Zhang Shengzong y Huang estudiaron el problema de los límites dinámicos de la filtración radial a baja velocidad no Darcy en yacimientos de baja permeabilidad, dieron una solución integral de alta precisión y analizaron el impacto del gradiente de presión umbral en la distribución de presión. Se encontró que cuanto mayor es el gradiente de presión umbral, más rápida es la caída de presión cerca del fondo del pozo y más lenta es la propagación en el límite exterior. , Xin, Peng Shibi, Li Yang y otros creen que la no linealidad de la filtración de fluidos y la variabilidad de los patrones de flujo son las principales características de los yacimientos medianos complejos. De acuerdo con la curva de filtración experimental
basada en las características no lineales de la línea y el principio diferencial, se propone un método generalizado de descripción de la filtración. Este método no solo puede describir la no linealidad de la filtración de fluido, sino que también determina fácilmente la ecuación de filtración de fluido a cualquier velocidad y gradiente de presión, describiendo así de manera efectiva la variabilidad de los patrones de flujo de fluido en el proceso de filtración. Xue Yun, Shi Jingping, He [1η] Según los principios modernos de la química de superficies y coloides y los datos experimentales relacionados, es difícil atribuir el flujo de baja velocidad que no sea Darcy a errores experimentales causados por la contaminación del sistema de prueba, propiedades anormales del capa límite de flujo o película de agua, etc. Creen que el flujo de líquido no Darcy de baja velocidad en muestras de roca seca puede estar relacionado con el flujo plástico causado por la entrada de partículas coloidales en el fluido de los poros en medios porosos, y el flujo de gas no Darcy de baja velocidad. en muestras de rocas que contienen agua puede estar relacionado con la histéresis de permeabilidad de fase de la roca relacionada con la redistribución del agua en la muestra. Huang (18) resumió las características básicas de la filtración de agua y petróleo en yacimientos de baja permeabilidad analizando una gran cantidad de datos experimentales: (1) Cuando el gradiente de presión está en un rango relativamente bajo, la curva de filtración es una curva cóncava no Darcy. Curva de filtración (2) Cuando el gradiente de presión es grande, la velocidad de filtración aumenta en línea recta y la intersección de la extensión de la línea recta y el eje del gradiente de presión no pasa por el origen de las coordenadas, que se denomina presión inicial promedio. gradiente; (3) Características de filtración, permeabilidad y fluido relacionados con la naturaleza. Cuanto menor es la permeabilidad o mayor la viscosidad del petróleo crudo, más se extiende la curva cóncava no de Darcy y mayor es el gradiente de presión umbral. 2 Estado actual de la investigación sobre estrategias de desarrollo de yacimientos de baja permeabilidad
2.1 Descripción general de las estrategias de desarrollo de yacimientos de baja permeabilidad extranjeros. Los yacimientos de petróleo extranjeros de baja permeabilidad se han desarrollado durante mucho tiempo, con una historia de más de 100 años desde el descubrimiento del famoso campo petrolero de Bradford en los Estados Unidos en 1871. Los países extranjeros creen que los campos petroleros de baja permeabilidad, especialmente los campos petroleros de alta presión y baja permeabilidad, tienen una presión inicial alta y una rica energía natural. Es mejor explotar primero la energía natural para extender el corte sin agua y con bajo nivel de agua. período de producción tanto como sea posible. Por lo general, se extraen primero utilizando energía elástica y energía impulsora de gas disuelto, pero la capacidad de producción de la capa de petróleo disminuye rápidamente y la tasa de recuperación primaria es solo de 8 a 15. Cuando la gente entra en un período de baja producción, recurrirá al desarrollo de inyección de agua. Después de la inyección de agua para mantener la energía, el factor de recuperación secundaria se puede aumentar a 25-30.
Un estudio de más de 20 campos petrolíferos de arenisca de baja permeabilidad en los Estados Unidos, la antigua Unión Soviética, Canadá y Australia (19) encontró que la energía natural es principalmente el impulso de gas disuelto, seguido del borde. accionamiento hidráulico y accionamiento elástico. La saturación de agua más alta es 55, la más baja es 8 y el promedio es 22,7. El factor de recuperación primaria más alto es 30 (yacimiento de petróleo Happy Springs "A" en los Estados Unidos), el más bajo es 6,5 (Papina Oilfield, Canadá) y el promedio es 15,8. El factor de recuperación secundaria más alto es 31 (yacimiento de petróleo de Dolinna Vigord en la Unión Soviética) y el más bajo es 1,5 (campo petrolero de Sprabury en los Estados Unidos). La media es 25,39. Según las estadísticas de los yacimientos petrolíferos extranjeros, la mayoría de ellos se centran en la explotación de energía natural, y sólo en las regiones polares.
Algunos yacimientos petrolíferos inyectan agua inmediatamente después de la producción. La inyección de gas también se ha convertido en un método de recuperación secundaria y terciaria para muchos yacimientos petrolíferos de baja permeabilidad, como los de Siberia occidental. Al inyectar slugs cortos y ligeros, slugs de gas seco y una mezcla de gas y agua para lograr una inundación miscible, la eficiencia de desplazamiento de petróleo es entre 13 y 26 mayor que la de la inundación con agua, y se han logrado resultados alentadores. El estudio de viabilidad sobre el desarrollo de la inyección de CO2 en el campo petrolífero de Sprabury comenzó en 1995, y el estudio interior se completó a finales de 1997, seguido de pruebas de campo. La tasa de recuperación de petróleo alcanzó 6 en el primer año. De acuerdo con las condiciones reales de las minas de diferentes tamaños en el país y en el extranjero, los métodos de recuperación de petróleo terciario con ciertos efectos incluyen inundación miscible, inundación de dióxido de carbono, inyección de agua y gas, inyección mixta de agua y gas e inyección periódica de gas.
Según el Informe sobre la industria petrolera rusa de 2000, es prometedor desarrollar yacimientos de baja permeabilidad mediante inyección de gas e inundación mixta de agua y gas. Utilizaron un sistema de evaluación automático para evaluar y analizar las capas de yacimientos de baja permeabilidad y recomendaron inyectar oxígeno molecular en los yacimientos de baja permeabilidad.
Carbonización e inyección de gas; inundaciones extrañas y periódicas de vapor, agua caliente y otros métodos de desarrollo. Un gran número de estudios y prácticas extranjeras han demostrado que las principales tecnologías ampliamente utilizadas en el desarrollo de yacimientos petrolíferos de baja permeabilidad y que logran beneficios económicos obvios siguen siendo la inyección de agua para mantener la energía del yacimiento, la fractura de la capa de petróleo y la inyección de gas, y la geología del yacimiento de petróleo. investigación y medidas de protección de la capa de petróleo. Es una tecnología clave para el desarrollo de campos petroleros.
2.2 Descripción general de la investigación sobre estrategias nacionales de desarrollo de yacimientos de petróleo de baja permeabilidad
Investigación sobre el momento de la inyección de agua: la energía natural de los campos petroleros de baja permeabilidad en mi país es generalmente pequeña y la elasticidad La tasa de recuperación y la tasa de recuperación del impulsor de gas en solución también son muy bajas, y se deben adoptar métodos de desarrollo como la inyección temprana de agua y el mantenimiento de la presión de la formación para obtener una mayor tasa de producción y una tasa de recuperación final. Sin embargo, para campos petroleros con alta elasticidad y presión anormal, el tiempo de inyección de agua se puede retrasar adecuadamente para aumentar la producción de petróleo libre de agua tanto como sea posible para mejorar el efecto de desarrollo general del campo petrolero. La investigación sobre campos petroleros de baja permeabilidad en mi país muestra que a medida que aumenta la presión de sobrecarga, la permeabilidad y la porosidad muestran una tendencia a la baja y el proceso de cambio es un proceso irreversible. Por lo tanto, los campos petroleros de baja permeabilidad deben inyectar agua temprano, mantener presiones altas y bajas, evitar que la porosidad y la permeabilidad de la capa de petróleo caigan significativamente y mantener buenas condiciones de filtración. Investigación sobre espaciamiento razonable entre pozos: en la actualidad, en los campos petroleros de baja permeabilidad, existe un problema común: los pozos de inyección de agua no pueden inyectar agua, lo que forma una zona de alta presión. Los pozos de producción se reducen a zonas de baja presión y no pueden producir petróleo; la situación de la producción petrolera es pasiva o incluso paralizada. La clave para resolver esta contradicción es reducir adecuadamente el espaciamiento de los pozos y aumentar razonablemente la densidad de los mismos. Sólo de esta manera se podrá establecer un sistema de conducción eficaz que permita a los pozos petroleros ver el efecto de la inyección de agua, mantener la estabilidad de la producción y mejorar las tasas de recuperación. Investigación sobre presiones de inyección razonables: los campos petrolíferos de baja permeabilidad generalmente utilizan inyección de agua a alta presión. Sin embargo, a medida que la presión de inyección de agua continúa aumentando, los niveles de presión de formación también continúan aumentando. Esto ha causado ciertos perjuicios al desarrollo de yacimientos petrolíferos de baja permeabilidad. Cómo mantener una presión de inyección razonable es una cuestión que necesita más estudio en campos petrolíferos de baja permeabilidad. La investigación de pruebas de campo muestra que para restaurar la presión de la formación, aumentar la producción de los pozos petroleros y mejorar los resultados del desarrollo de los campos petroleros, la presión de inyección de agua se puede aumentar adecuadamente y se puede inyectar agua en el caso de microfisuras en la capa de petróleo, pero la presión de inyección no puede ser mayor que la presión que causa la deformación o dislocación de la carcasa.
La presión crítica. Para campos petroleros fracturados de baja permeabilidad, se debe prestar especial atención al control estricto de la presión de inyección de agua para que no exceda la presión de apertura y extensión de las fracturas de formación para evitar problemas graves como daños masivos a la carcasa y explosiones e inundaciones de pozos petroleros.
Investigación sobre tecnología de propulsión por gas: la propulsión por fase de CO2 de 71 kun, la propulsión corta con gas miscible y la propulsión con nitrógeno son medios eficaces para mejorar la tasa de recuperación de yacimientos de baja permeabilidad, que pueden aumentar la tasa de recuperación entre 10 y 25 lJ brutos. Vista L[ 21J. Para resolver el problema de la baja tasa de recuperación en campos petroleros de baja permeabilidad, se deben llevar a cabo activamente investigaciones y pruebas de campo sobre inundaciones marinas para mejorar la recuperación de petróleo. (1) Inyección artificial de inundación miscible anormal: bajo alta presión, el gas natural inyectado es miscible con el petróleo en el yacimiento, formando una zona miscible. A medida que aumenta la presión de inyección, el frente miscible es barrido continuamente hacia el precursor, lo que da como resultado la producción de petróleo. La práctica ha demostrado que este método tiene un buen efecto para mejorar la recuperación de petróleo crudo (2) inyección de CO2: se inyecta CO2 en la capa de petróleo para disolver el petróleo crudo a alta presión, reduciendo la viscosidad del petróleo crudo y expandiendo su volumen. y mejorando su fluidez. Si se forma una zona miscible o parcialmente miscible, la tensión interfacial se puede reducir y el factor de recuperación se puede aumentar considerablemente (3) Inyección de nitrógeno: la inyección de nitrógeno N2 se ha desarrollado rápidamente desde mediados de la década de 1970 debido a sus ventajas únicas; La práctica ha demostrado que los yacimientos de baja permeabilidad con grandes profundidades de enterramiento son los más adecuados para la inyección de N2. En mi país, el desarrollo de la inyección de N2 empezó tarde.
Después de 1994, se realizaron pruebas de campo en los campos petrolíferos de Yanling y Jianghan en el norte de China, y se lograron resultados de desarrollo obvios. Investigación sobre tecnología de desarrollo de fracturación: los yacimientos de petróleo de baja permeabilidad tienen una baja productividad natural y generalmente no pueden cumplir con los estándares de flujo de petróleo industrial. Por lo tanto, la tecnología de desarrollo de fracturación es una tecnología clave para el desarrollo de campos petrolíferos de baja permeabilidad. En la actualidad, la tecnología de diseño de optimización de "fracturación integrada" [22J] es un desarrollo importante de la tecnología de fracturación hidráulica en el mundo en los últimos años y ya no es un método común para aumentar la producción e inyección de pozos individuales. Es una parte importante del plan general de desarrollo del campo petrolero.
Las tecnologías de fracturación actuales para yacimientos de baja permeabilidad incluyen: tecnología de fracturación de terminación de flujo limitado, tecnología de fracturación multicapa con bolas, tecnología de fracturación multicapa con packer, tecnología de fracturación con CO2, tecnología de fracturación con gas de alta energía y tecnología de fracturación compuesta, etc.
3 Cuestiones principales
Como se mencionó anteriormente, los académicos nacionales y extranjeros siempre han prestado atención a la investigación sobre el mecanismo de filtración de baja permeabilidad y la tecnología de desarrollo, y se han logrado muchos logros. Sin embargo, el desarrollo de campos petrolíferos de baja permeabilidad es una ingeniería de sistemas enorme y compleja que involucra una amplia gama de áreas y tecnología profunda. Aún quedan muchos aspectos que debemos explorar.
Los principales problemas son: (1) El impacto de la calidad del agua inyectada en el efecto de desarrollo de yacimientos de baja permeabilidad, incluido el impacto de la calidad del agua inyectada en la presión de inyección, el daño de la formación, la productividad y el despliegue del patrón de pozos. de yacimientos de baja permeabilidad (2) La presión de inyección de agua de los yacimientos de petróleo de baja permeabilidad es alta, lo que fácilmente puede causar deformaciones de la carcasa y otros peligros (3) La productividad natural de los yacimientos petrolíferos de baja permeabilidad es baja y solo se fractura; puede tener valor de producción industrial, por lo que es necesario estudiar la tecnología de fracturación adecuada para campos petroleros de baja permeabilidad. (4) La producción diaria de petróleo crudo en campos petrolíferos de baja permeabilidad es baja y se utilizan métodos de minería convencionales para extraerlos. Los costos de operación son altos y los beneficios económicos son escasos, lo que dificulta la utilización económica y efectiva de estos yacimientos petrolíferos. (5) Los yacimientos de petróleo de baja permeabilidad han comenzado a filtrarse;
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