Diseño de proyecto
La selección del área de prueba sigue los siguientes principios: ① Si el yacimiento seleccionado tiene las condiciones geológicas y de desarrollo para la minería capa por capa. ② La estructura del área de prueba no debe ser demasiado compleja ni fragmentada, y se deben seleccionar bloques de fallas pequeños independientes relativamente completos. ③ Fuerte representatividad, con significado rector universal y valor de promoción. ④ Las condiciones del terreno son buenas y la tecnología de recolección y transporte del terreno y el sistema de inyección y producción tienen cierta base. ⑤Cada formación tiene una determinada zona petrolera y base de reservas. ⑥El pozo de petróleo tiene una cierta productividad de una sola capa. ⑦ Evite los pozos viejos y perfore todos los pozos nuevos, de modo que los pozos de petróleo y agua en el área de prueba puedan perforarse capa por capa al mismo tiempo, para que la prueba pueda realizarse sin problemas. ⑧Cuando se extrae la capa inferior y luego se convierte a la capa superior, la tasa de utilización de los pozos de petróleo y agua debe ser de baja inversión y alta eficiencia. ⑨ Las contradicciones en el desarrollo son prominentes y existe una necesidad urgente de ajustar bloques y unidades.
Aunque los campos petroleros de Wendong y Wennan son yacimientos de petróleo anormales multicapa profundos, de alta presión y baja permeabilidad, sus condiciones geológicas básicas siguen siendo diferentes. En términos de anormalidad, el campo petrolífero de Wendong es más especial que el campo petrolífero de Wennan. La profundidad del pozo, el coeficiente de presión y la presión de saturación son todos más altos que los del campo petrolífero de Wennan. Además, el petróleo crudo tiene ciertas propiedades volátiles y la deformación del medio del yacimiento ocurrirá durante el proceso de desarrollo. Para facilitar la promoción y aplicación futuras, se abrieron dos áreas de prueba en Wendong Oilfield y Wennan Oilfield de acuerdo con sus diferentes condiciones geológicas y características mineras y de acuerdo con los principios de selección de pruebas anteriores.
1. Campo petrolífero de Wendong
Se seleccionaron tres capas de arena (8 ~ 10) en el bloque Wen 13-128 como área de prueba de desarrollo de reinyección de agua en capas. Este bloque se desarrolló originalmente en un conjunto de estratos 7 a 10 en la tercera sección de la Formación Shahejie. Posteriormente, la mayoría de los estratos 4 a 10 de la tercera sección de la Formación Shahejie fueron generalmente extraídos e inyectados de la misma manera, lo que agravó las diferencias entre las capas y no logró aprovechar plenamente el potencial de los yacimientos de baja permeabilidad. era deficiente y necesitaba urgentemente un ajuste. Se seleccionó el bloque Wen 13-128 como área de prueba porque cada grupo de capas de arena tiene una cierta base de reserva y productividad cuando la sección del pozo de inyección y producción es pequeña.
El bloque Wen 13-128 tiene características geológicas y de producción típicas del campo petrolífero de Wendong. Es un bloque de falla pequeño relativamente independiente para el desarrollo, lo que facilita la implementación del plan de prueba y la evaluación de la prueba. resultados y tiene cierto valor de aplicación de promoción.
2. Campo petrolífero de Wennan
Basado en las características de yacimiento y producción de cada bloque de falla en el campo petrolífero de Wennan y combinado con el principio de selección de capas, se obtiene la estructura representativa en la parte norte del campo petrolífero de Wennan. Se seleccionó el bloque de falla Wen 33. La parte alta se utiliza como área de prueba, y las principales capas de petróleo 8 a 10 de la Formación Shahejie son los principales objetos de prueba.
El depósito de petróleo superior de Shasan en el bloque Wen 33 se puso en producción y se desarrolló antes (1983). Originalmente era 1 a 5 y 6 a 10. Se desarrollan dos conjuntos de estratos. Debido a la gran distancia entre los pozos (300 ~ 350 m), no se puede inyectar agua y los pozos de petróleo son ineficaces. Cuando se ajustó el revestimiento de la Formación Shahejie en el período posterior, la mayoría de los pozos se reutilizaron. Se utilizaron pocos pozos en la parte superior de la Formación Shahejie, especialmente en las capas 6 a 10 superiores de la Formación Shahejie y el yacimiento. estaba básicamente inactivo. Más adecuado para la reperforación de pruebas de desarrollo. Al mismo tiempo, el bloque de falla del depósito de petróleo superior de Shasan en el bloque Wen 33 está completo, la capa de petróleo en la parte superior de la estructura es estable, hay muchas capas de petróleo y el espesor es relativamente grande, lo que facilita la Implementación del plan de prueba y evaluación del efecto.
(2) Condiciones geológicas de la zona de prueba
El bloque Wen 13-128 es un bloque cerrado, con un bajo grado de utilización antes de la prueba (9,49%), un petróleo- área de rodamiento de 0,5km2, y reservas geológicas 69,54×104t. La capa que contiene petróleo es la Formación Paleógena Shahejie, con capas de arena de 8 a 10 y reservas geológicas de 69,54. La sección del pozo petrolero tiene una longitud de 170 a 240 metros, un espesor efectivo promedio de 23,5 metros y una temperatura de la capa de petróleo de 130 a 150°C. El tipo de calidad del agua de formación es Ca Cl2 y la salinidad total del agua de formación es (31 ~ 34) × 104 mg/L. Los principales parámetros del yacimiento en el área de prueba se muestran en la Tabla 7-2-. 6.
Las reservas geológicas de petróleo de la sección * * de Shasan en el Bloque Wen 33 son 368×104t, la sección que contiene petróleo tiene 200-250 m de largo, el espesor efectivo promedio es de 24,9 m y la capa de petróleo La temperatura es de 120°C. Entre ellos, el área petrolífera desde Shah 4 hasta Shah 2 es de 3,45 km2, con reservas geológicas de 267,3×104t. En el área experimental original en 1993, el área petrolera de 8 a 20 capas de arena en Es3 era de 0,22 km2 y las reservas geológicas eran de 16,4 × 104 t, de las cuales las 8 a 10 capas de arena en Es3 eran de 3,8 × 104 t. y 2,7 × 65438 respectivamente. En la primera capa se encuentran 3 pozos, con un área de control de 0,13km2 y reservas geológicas de 5,1×104t. Después del ajuste, el área de prueba se amplió a 0,68 km2 y las reservas geológicas fueron de 105,2×104t. El tipo de calidad del agua de formación es CaCl2 y la salinidad total del agua de formación es 30×104 mg/L. Los principales parámetros del yacimiento en el área de prueba se muestran en la Tabla 7-2-6.
Tabla 7-2-6 Principales parámetros del yacimiento en el área experimental
(3) Despliegue del plan de pruebas
Principios de despliegue de la red de pozos.
El despliegue de la red de pozos debe seguir los siguientes principios: ① La red de pozos básica para las pruebas debe implementarse de acuerdo con un conjunto de capas de desarrollo en el área de prueba (2) el despliegue de la red de pozos cerrados, el número de pozos; es equivalente a dos o más conjuntos en la misma unidad El número de pozos necesarios para desarrollar la red de pozos de formación anterior ③ Un solo pozo debe controlar una cierta cantidad de reservas geológicas de petróleo ④ La red de pozos de inyección y producción debe garantizar la inyección; y la tasa de conectividad de la capa de petróleo de los pozos de producción es superior al 80%, y los pozos de petróleo tienen tantas direcciones efectivas como sea posible. ⑤ El despliegue de la red de pozos de inyección y producción debe tener en cuenta los factores de fortalecimiento de la inyección de agua en la etapa posterior; Los pozos de inyección de agua pueden formar una nueva relación equilibrada de inyección y producción.
2. Implementación del plan
De acuerdo con las características respectivas de los yacimientos de Wendong y Wennan, para facilitar el análisis comparativo de los resultados de las pruebas, tanto la selección de las pruebas como el despliegue de la red de pozos, el diseño del plan. tiene ciertas diferencias y énfasis. De acuerdo con el principio de implementación de la red de pozos, combinado con la demostración de la serie de capas y la densidad de la red de pozos, así como las ideas y requisitos de prueba propuestos, el plan de prueba general se diseña de la siguiente manera:
(1) Artículo 13-128
De acuerdo con las ideas de desarrollo de reducir el espaciamiento de los pozos en el plano, ampliar el patrón de los pozos, subdividir los estratos en el perfil y la minería en capas, se probaron espacios pequeños entre pozos (150 ~ 180 m). ) se utilizó en la prueba para dividir un patrón de pozo en 4 conjuntos de capas de desarrollo (9 capas de la Formación Shahejie +10 pisos, Shahe Street Group 9 pisos, Shahe Street Group 8 pisos, Shahe Street Group 8 pisos). El diseño general de la prueba es de 10 pozos, incluidos 8 pozos nuevos, 2 pozos antiguos (Figura 7-2-3), 4 pozos de inyección de agua y 6 pozos de producción de petróleo. El ciclo de prueba es de 8 a 10 años y el ciclo de prueba de cada capa de prueba se controla dentro de 2 a 3 años. Bajo la guía de la idea de diseño general, se preparó el plan de diseño general para la prueba y los planes de implementación de inyección y producción para cada capa de prueba, respectivamente.
Figura 7-2-3 13-128 Diagrama de implementación del plan de prueba en bloques
(2) Artículo 33
Implementar la prueba de acuerdo con el patrón de pozo triangular Según Según el plan, el área de prueba debe estar lo más cerca posible de la falla principal de control de petróleo en el bloque, con un gran espesor efectivo y una ubicación alta de la capa de petróleo. Las áreas con capas de petróleo relativamente ricas deben evitar el agua del borde tanto como sea posible. Al mismo tiempo, el pozo de prueba no se ve cortado por fallas, lo que garantiza que todas las capas del pozo de prueba estén dentro de un bloque. Al diseñar los pozos, la capa de petróleo se desarrolló de manera estable a lo largo de la falla Wen 33 y se eligió que el espaciamiento entre los pozos fuera de 250 metros. Sin embargo, la capa de petróleo cambió mucho en la dirección perpendicular a la falla Wen 33, por lo que el espaciamiento entre los pozos fue. elegido ser de 200 metros. El bloque Wen 33 está considerando inicialmente desarrollar un patrón de pozo basado en dos conjuntos de estratos (9 ~ 10 y 8) con inyección de agua de abajo hacia arriba a alta velocidad. Se probaron 5 pozos en el diseño general. Los primeros 3 pozos se implementarán primero y el período de prueba se considerará de 4 años (Figura 7-2-4). Los principales parámetros del Artículo 13-128 y del Artículo 33 se muestran en la Tabla 7-2-7.
Figura 7-2-4 Diseño del plano general de 1993 del Bloque 33 de Shahe Street Group.
Tabla 7-2-7 Principales parámetros y diferencias entre las dos áreas experimentales