Concepto de desarrollo de campo. aceite. Esquema de colocación de pozos, métodos para influir en la formación: inundaciones intracircuitas y periféricas. El concepto de control sobre el desarrollo del campo.

El concepto de métodos de mejora. recuperación de petroleo capas. Métodos térmicos.

Aceite Lugar de nacimiento

Las rocas que forman los estratos terrestres se dividen en dos tipos principales: ígneas y sedimentarias.

· Rocas ígneas: se forman cuando el magma líquido se solidifica en el espesor la corteza terrestre(granito) o lavas volcánicas en la superficie de la tierra (basalto).

· Las rocas sedimentarias se forman por sedimentación (principalmente en un medio acuático) y posterior compactación de sustancias minerales y orgánicas de diversos orígenes. Estas rocas suelen presentarse en capas. Un cierto período de tiempo durante el cual tuvo lugar la formación de complejos rocosos bajo determinadas condiciones geológicas se denomina era geológica (eratema). La relación de estas capas en la sección de la corteza terrestre entre sí se estudia mediante ESTRATIGRAFÍA y se resume en una tabla estratigráfica.

tabla estratigráfica

Eratema	Sistema, año y lugar de establecimiento	Índice	Número de departamentos	Número de niveles
Cenozoico	Cuaternario, 18229, Francia Neógeno, 1853, Italia Paleógeno, 1872, Italia
mesozoico	Tiza, 1822, Francia Jurásico, 1793, Suiza Triassovaya, 1834, Centro. Europa
Paleozoico	Pérmskaya, 1841, Rusia Carbonífero, 1822, Reino Unido Devónico, 1839, Reino Unido Selúrskaya, 1873, Reino Unido Ordovícico, 1879, Reino Unido Cámbrico, 1835, Reino Unido

Los depósitos más antiguos pertenecen al eonotema Criptozoico, que se divide en ARQUIANO y PROTEROSOICO, en el Proterozoico Superior se distingue el RIFENO con tres divisiones y el VENDIANO. No se ha desarrollado una escala taxométrica para los depósitos precámbricos.

Todas las rocas tienen poros, espacios libres entre los granos, es decir. tener porosidad. Clústeres industriales aceite (gas) se encuentran principalmente en rocas sedimentarias: arenas, areniscas, calizas, que son buenos recolectores de líquidos y gases. Estas rocas son permeables, es decir. la capacidad de pasar líquidos y gases a través de un sistema de numerosos canales que conectan huecos en la roca.

Aceite Y gas Se encuentra en la naturaleza en forma de grupos ubicados a profundidades desde varias decenas de metros hasta varios kilómetros de la superficie de la Tierra.

Capas de roca porosa, cuyos poros y grietas están rellenas. aceite, se denominan yacimientos de petróleo (gas) u horizontes.

Formaciones en las que existen acumulaciones de petróleo ( gas) se llaman depósitos de petróleo ( gas).

conjunto de depositos aceite Y gas, concentrado en las profundidades de un mismo territorio y subordinado en el proceso de formación a una estructura tectónica se denomina campo de petróleo (gas).

Generalmente en barbecho aceite (gas) puede limitarse a una determinada estructura tectónica, entendida como la forma de aparición de las rocas.

Las capas de rocas sedimentarias, originalmente situadas horizontalmente, como resultado de la presión, la temperatura y fracturas profundas, subieron o cayeron en su conjunto o entre sí, y también se doblaron en pliegues de diversas formas.

Los pliegues convexos hacia arriba se denominan anticlinales y los pliegues convexos hacia abajo se denominan sinclinales.

Anticlinal Sinclinal

El punto más alto del anticlinal se llama vértice y la parte central se llama arco. Las partes laterales inclinadas de los pliegues (anticlinales y sinclinales) forman alas. Un anticlinal, cuyas alas tienen ángulos de inclinación iguales en todos los lados, se llama cúpula.

Mayoría aceite Y gas Los depósitos del mundo están confinados a pliegues anticlinales.

Normalmente, un sistema plegado de capas (estratos) es una alternancia de convexidades (anticlinales) y concavidades (sinclinales), y en tales sistemas las rocas de los sinclinales están llenas de agua, porque ocupan la parte inferior de la estructura, aceite (gas) si se producen, llenan los poros de las rocas de los anticlinales. Los principales elementos que caracterizan la aparición de capas son.

dirección de caída;

· postración;

· ángulo de inclinación

El buzamiento de las capas es la inclinación de las capas de la corteza terrestre hacia el horizonte. El ángulo más grande que forma la superficie de la capa con el plano horizontal se llama ángulo de buzamiento de la capa.

La línea que se encuentra en el plano de la formación y perpendicular a la dirección de su buzamiento se llama rumbo de la formación.

Las estructuras favorables para la acumulación de petróleo, además de los anticlinales, también son monoclinales. Un monoclinal es un piso de capas de roca con la misma pendiente en una dirección.

Cuando se forman pliegues, normalmente las capas sólo se aplastan, pero no se rasgan. Sin embargo, durante el proceso de formación de montañas, bajo la influencia de fuerzas verticales, las capas a menudo se rompen y se forma una grieta a lo largo de la cual las capas se desplazan entre sí. En este caso se forman diferentes estructuras: fallas, fallas inversas, cabalgamientos, rastrillos, quemaduras.

· Falla: desplazamiento de bloques de roca entre sí a lo largo de una superficie vertical o muy inclinada de una ruptura tectónica. La distancia vertical por la cual los estratos se han desplazado se llama amplitud de falla.

· Si a lo largo del mismo plano no hay una caída, sino un levantamiento de las capas, entonces tal perturbación se llama falla inversa.

· Empuje: perturbación discontinua en la que unas masas de rocas son empujadas sobre otras.

· Rastrillo: sección de la corteza terrestre descendida a lo largo de fallas.

Quemada es una sección de la corteza terrestre elevada a lo largo de fallas.

Las perturbaciones geológicas tienen una gran influencia en la distribución. aceite (gas) en las entrañas de la Tierra - en algunos casos contribuyen a su acumulación, en otros, por el contrario, pueden ser formas de riego petróleo y gas saturados formaciones o petróleo que salen a la superficie y gas.

Para la formación de un depósito de petróleo son necesarias las siguientes condiciones:

§ Disponibilidad de embalse

§ La presencia de capas impermeables encima y debajo de ella (la parte inferior y superior de la capa) para limitar el movimiento del fluido.

La combinación de estas condiciones se denomina trampa de petróleo. Distinguir

§ Trampa de bóveda

§ Proyectado litológicamente

§ Blindado tectónicamente

§ Proyectado estratigráficamente

Introducción ................................................. .... ................................................. ..........................................3

1. Conceptos básicos del desarrollo de campos de petróleo y gas ........................................ ........................ 5

1.1. Distribución de hidrocarburos a lo largo de la altura del yacimiento ......................................... .................5

1.2. El concepto de los contornos de la capacidad portadora de petróleo y la zona agua-petróleo del depósito................................. ..... 7

1.3. Modos de desarrollo de yacimientos petrolíferos ................................. ........................ .....8

1.4. Tecnologías para influir en los depósitos de petróleo ................................. ............................. ................once

1.5. Desplazamiento de petróleo de los yacimientos por diversos agentes.................................14

2. Debitometría y medición de caudal ................................................ ........................................................ .17

2.1. Barometría ................................................. ......................................... ................ ..........19

2.2. Termometría ................................................. .... ................................................. ........ ........20

3. Determinación de las características operativas de las formaciones productivas ........................................ 22

3.1. Determinación del caudal e inyectividad de pozos ................................. .......... .......22

3.2. Determinación de las capacidades de los embalses de trabajo ................................. ........................ ......23

3.3. Determinación del coeficiente de productividad y presión del yacimiento................24

4. Estudio del estado técnico de los pozos ........................................... ............ ........................26

Bibliografía…................................................. ................................................. ..... ................27

Introducción

El éxito del desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas está determinado por la elección del sistema de desarrollo. Durante el proceso de desarrollo, existe la necesidad de monitorear y aclarar el estado de los depósitos, teniendo en cuenta nueva información sobre la estructura geológica obtenida durante su perforación y operación. La alta eficiencia de los sistemas de inyección de agua se debe al hecho de que al inyectar agua aumentan la presión del yacimiento, como resultado de lo cual el petróleo se expulsa más eficientemente del espacio poroso hacia los pozos de producción. La principal ventaja de estos sistemas es que durante la inundación aumenta la intensidad de la extracción de petróleo del yacimiento. Por otro lado, tales métodos para mantener la presión de los yacimientos plantean el peligro de inundación de formaciones productivas. Puede darse una situación en la que el agua inyectada “se adelante” al petróleo, desplazándose por las zonas más permeables. En este caso, parte del petróleo del yacimiento queda aislado en los llamados “pilares”, lo que a su vez complicará su extracción. Es muy importante poder regular los procesos de inyección de agua. Los métodos de control basados ​​en cambios en las tasas de inyección de agua y extracción de petróleo requieren información sobre los cambios actuales en el yacimiento. El control de las inundaciones es uno de los problemas de desarrollo más importantes y difíciles. campos de petróleo. Actualmente, más del 70% del petróleo se produce en campos que se explotan manteniendo la presión del yacimiento mediante inyección de agua. Una de las principales preguntas diseño racional Los campos petroleros con un régimen natural de presión elástica del agua, así como con el uso de inundaciones límite e intracircuito, tienen como objetivo controlar y regular el avance de los contornos petrolíferos.

El objetivo del control geofísico es obtener información sobre el estado y cambios que ocurren en las formaciones productivas durante su operación. Al mismo tiempo, por métodos geofísicos se entienden todos los métodos que se hayan aplicado alguna vez en el territorio del yacimiento. Actualmente, el control del desarrollo se ha desarrollado en una dirección separada con su propia metodología, métodos y equipos. El uso de estos métodos le permite resolver los siguientes problemas:

1. Determinar la posición y monitorear el progreso de OWC y GOC en el proceso de desplazamiento de petróleo del yacimiento;

2. Controlar el movimiento del frente de agua de inyección a través de la formación;

3. Evaluar los coeficientes de saturación de petróleo actual y final y recuperación de petróleo de las formaciones;

4. Estudiar la recuperación e inyectividad (la capacidad de la formación para aceptar agua inyectada) de los pozos;

5. Establecer el estado de los fluidos en el pozo;

6. Identificar los lugares por donde entra agua al pozo y fluye el petróleo y el agua en el espacio anular;

7. Evaluar el estado técnico de los pozos productores e inyectores;

8. Estudiar el modo de funcionamiento Equipo tecnológico pozos de producción;

9. Aclarar estructura geologica y reservas de petróleo.

Hasta finales de los años 40 del siglo XX, la OWC se estudiaba principalmente utilizando datos de registro eléctrico. Esto, naturalmente, impuso sus limitaciones: la investigación se llevó a cabo solo en pozos abiertos, por lo tanto, los geólogos recibieron información sobre la posición inicial del contacto agua-petróleo, el contorno inicial del petróleo, la saturación de petróleo y los intervalos de perforación. El movimiento del contorno interno petrolero sólo podía rastrearse por la aparición de agua en los pozos de producción.

En los años 50 del siglo XX, con la introducción del registro radiactivo, surgió una oportunidad real para crear métodos para separar yacimientos petrolíferos y acuíferos en pozos entubados. Sin embargo, los resultados de estos métodos son confiables solo si se establece que el agua no ingresa al pozo desde otras formaciones debido a una violación de la columna o al taponamiento del pozo. Al monitorear el desarrollo, lo principal es la diferencia en las propiedades neutrónicas del agua de formación mineralizada. Las condiciones más favorables se dan en lugares con una mineralización del agua de formación de más de 100 g/l (capas del Devónico y Carbonífero de la provincia de petróleo y gas del Volga-Ural ~300 g/l). La situación es peor con una mineralización de 20-30 g/l (Siberia occidental). En este caso, recurren a métodos de neutrones pulsados ​​(PNN), que aumentan significativamente la sensibilidad a las propiedades de los neutrones de la formación. Junto con los métodos estacionarios y pulsados, en el seguimiento del desarrollo se han generalizado los métodos de radio, termometría, registro acústico, debitometría y técnicas especiales de interpretación.

El desarrollo de yacimientos de petróleo y gas es un campo de la ciencia que se desarrolla intensamente. Su mayor desarrollo estará asociado con el uso de nuevas tecnologías para la extracción de petróleo del subsuelo, nuevos métodos para reconocer la naturaleza de los procesos in situ, el uso de métodos avanzados para planificar la exploración y el desarrollo de yacimientos, el uso de sistemas de control automatizados. para los procesos de extracción de minerales del subsuelo, el desarrollo de métodos para la contabilidad detallada de la estructura de las capas y los procesos naturales que ocurren en ellas basados ​​​​en modelos deterministas implementados en potentes computadoras.

El desarrollo de campos petroleros es un campo complejo independiente de la disciplina de ciencia e ingeniería, que tiene sus propias secciones especiales relacionadas con el estudio de sistemas y tecnologías para el desarrollo de campos, la planificación y la implementación del principio básico de desarrollo, diseño y regulación del desarrollo de campos.

La ciencia del desarrollo de campos petroleros es la implementación de la extracción científicamente basada del subsuelo de hidrocarburos y los minerales que los acompañan contenidos en ellos. La diferencia fundamental entre el desarrollo de campos petroleros y otras ciencias es que el ingeniero de yacimientos no tiene acceso directo a los yacimientos de petróleo. Toda la información llega a través de pozos perforados.

Los campos de petróleo y petróleo y gas son acumulaciones de hidrocarburos en la corteza terrestre, confinadas a una o más estructuras geológicas localizadas. Los depósitos de hidrocarburos incluidos en los campos suelen presentarse en capas o macizos de rocas porosas y permeables que tienen diferentes distribuciones subterráneas y diferentes características geológicas. propiedades físicas.

El petróleo, que se encuentra en formaciones porosas, está sujeto a la presión hidrostática y a la presión de las aguas de contorno. Las capas experimentan la presión de las rocas: el peso de las rocas suprayacentes. Puede haber una capa de gas encima de un depósito de petróleo, ejerciendo presión sobre el depósito. Dentro del yacimiento actúan las fuerzas elásticas del petróleo, el gas, el agua y la roca de formación.

El petróleo, el agua, el gas y las capas saturadas tienen diferentes densidades y se distribuyen en depósitos de acuerdo con la manifestación de las fuerzas gravitacionales. Líquidos inmiscibles: el aceite y el agua, al estar en contacto en pequeños poros y capilares, están sujetos a la acción de fuerzas moleculares superficiales, y en contacto con una roca sólida, a la tensión de humectación. Cuando se inicia la explotación de la formación, se altera el equilibrio natural de estas fuerzas debido a una disminución de la presión en el yacimiento y comienza su manifestación más compleja, por lo que se inicia el movimiento de fluidos en la formación. Dependiendo de las fuerzas que predominen en este movimiento, se distinguen diferentes modos de funcionamiento de los yacimientos de petróleo.

1. 2. Modos de funcionamiento de los depósitos de petróleo.

El modo de operación de un depósito es la manifestación del tipo predominante de energía del yacimiento durante el proceso de desarrollo.

Hay cinco modos de funcionamiento de los depósitos de petróleo: elástico; bomba de agua; gas disuelto; presion del gas; gravitacional; mezclado. Esta división en regímenes en “forma pura” es muy arbitraria. En el desarrollo de campo real, se observan principalmente modos mixtos.

Modo elástico o cerrado-elástico.

En este modo, el petróleo se desplaza del medio poroso debido a la expansión elástica de los líquidos (petróleo y agua), así como a una disminución (compresión) del volumen de los poros con una disminución de la presión del yacimiento. Volumen total de líquido. tomado de la formación debido a estas fuerzas está determinado por la capacidad elástica de las rocas, la saturación de este volumen con líquido y la magnitud de la disminución de la presión de la formación.

Ql = (Rpl. inicio – Rtek) Vp *

*= metro norte + dónde

* - capacidad elástica

n - capacidad elástica de la roca

g - capacidad elástica del líquido

m- porosidad

Rpl start y P tek – presión inicial y actual del yacimiento

La condición principal para el régimen elástico es que la presión del yacimiento y del fondo del pozo excedan la presión de saturación, entonces el petróleo se encuentra en un estado monofásico.

Si el depósito está limitado litológica o tectónicamente, sellado, entonces aparece un régimen elástico cerrado.

En el volumen de todo el yacimiento, la reserva elástica de petróleo suele constituir una pequeña fracción (aproximadamente 5-10%) en relación con la reserva total, pero puede expresar una cantidad bastante grande de petróleo en unidades de masa.

Este régimen se caracteriza por una disminución significativa en la presión del yacimiento durante el período inicial de extracción de petróleo y una disminución en los caudales de petróleo.

Modo de presión de agua elástica o modo de presión de agua

Si el área del borde del yacimiento de petróleo tiene acceso a la superficie del día o el área del acuífero es extensa y el yacimiento en él es altamente permeable. entonces el régimen de tal formación será la presión elástica natural del agua. El petróleo es desplazado del yacimiento por la presión del contorno o del agua del fondo. Cuando se produce el equilibrio (equilibrio) entre la extracción de líquido del depósito y la entrada de agua marginal o del fondo al depósito, se manifiesta un régimen de presión del agua, que también se denomina presión de agua dura debido a la igualdad de las cantidades del seleccionado. líquido (aceite, agua) y el agua que invade el depósito.

El régimen se caracteriza por una disminución insignificante de Rpl y una reducción constante del contorno petrolífero.

Régimen de presión de agua artificial.

En la etapa actual de desarrollo de la industria petrolera, la importancia predominante es el desarrollo de los yacimientos de petróleo mediante inyección de agua. En el modo de presión de agua artificial, la principal fuente de energía del embalse es la energía del agua bombeada al embalse. En este caso, la extracción de fluido de la formación debe ser igual al volumen de agua inyectada, luego se establece un régimen rígido de presión de agua, que se caracteriza por el coeficiente de compensación por extracción por inyección.

Kcomp =

La compensación por recuperación por inyección es la relación entre el volumen de agua inyectado en la formación y el volumen de fluido extraído de la formación en condiciones de yacimiento.

Si Kcomp > o = 1, entonces se establece un régimen rígido de presión de agua en el depósito.

kcomp< 1. то упругий водонапорный режим.

La compensación por extracción por inyección puede ser actual (en un momento determinado) o acumulada (desde el inicio del desarrollo).

Modo de gas disuelto

Con una baja productividad del yacimiento y una conexión deteriorada con la zona de presión del agua, la presión del yacimiento finalmente disminuye hasta la presión de saturación o menos. Como resultado, el petróleo comienza a liberar gas, que se expande a medida que disminuye la presión y desplaza el petróleo del yacimiento, es decir. La entrada de petróleo se produce debido a la energía de expansión del gas disuelto en el petróleo. Las burbujas de este gas, al expandirse, promueven el petróleo y se mueven a lo largo de la formación hasta el fondo de los pozos.

En la mayoría de los casos, el gas liberado del petróleo flota hacia arriba bajo la influencia de la gravedad, formando una capa de gas (secundaria) y se desarrolla el régimen de la capa de gas.

El efecto del proceso de desplazamiento del petróleo debido a la energía del gas es insignificante, porque Las reservas de energía del gas se agotan mucho antes de que pueda extraerse el petróleo.

El desarrollo de depósitos en esta modalidad va acompañado de:

una rápida disminución del P del yacimiento y una disminución de los caudales de los pozos;

el contorno del aceite permanece inalterado.

Modo de presión de gas

Se manifiesta en depósitos de petróleo con una gran capa de gas. Una capa de gas se refiere a la acumulación de gas libre sobre un depósito de petróleo.

El petróleo fluye hacia el fondo principalmente debido a la energía de expansión del gas del casquete de gas en Ppl menor que la saturación de P. El desarrollo de depósitos va acompañado del movimiento del contacto gas-petróleo, la penetración del gas en los pozos y un aumento del factor gas. La eficiencia de la extracción de petróleo de un yacimiento varía ampliamente dependiendo de las propiedades del yacimiento, la inclinación del yacimiento, la viscosidad del petróleo, etc. Un régimen estricto de presión de gas sólo es posible con la inyección continua de una cantidad suficiente de gas en la capa de gas.

Modo de gravedad

El régimen gravitacional se desarrolla con el agotamiento total de todo tipo de energía. El petróleo del yacimiento cae al fondo del pozo bajo la influencia de la gravedad (gravedad), después de lo cual se extrae.

Se distinguen los siguientes tipos:

1) régimen gravitacional con un contorno de petróleo en movimiento (presión-gravedad), en el que el petróleo, bajo la influencia de su propio peso, desciende por el buzamiento de una formación empinada y llena sus partes inferiores; los caudales de los pozos son pequeños y constantes;

2) régimen gravitacional con un contorno petrolero estacionario (con una superficie libre), en el que el nivel de petróleo está por debajo del techo de una formación horizontal. Los caudales de los pozos son menores que los del modo de presión-gravedad y disminuyen lentamente con el tiempo.

Los regímenes de gravedad y gases disueltos rara vez son dominantes. fuerza motriz, sin embargo, acompañando el proceso de extracción de petróleo, pueden aumentar la recuperación de petróleo hasta un 0,2.

Modos mixtos

En conclusión, cabe señalar que un depósito de petróleo rara vez funciona en algún modo durante todo el período de funcionamiento.

El régimen en el que es posible la manifestación simultánea de las energías del gas disuelto, la elasticidad y la presión del agua, se denomina gas mixto. Las condiciones naturales del yacimiento sólo contribuyen al desarrollo de un determinado modo de funcionamiento. Un régimen específico puede establecerse, mantenerse o sustituirse por otros cambiando la tasa de selección y extracción total de líquido, introduciendo energía adicional en el depósito, etc.

El desarrollo de un campo de petróleo o gas es un conjunto de medidas destinadas a asegurar el flujo de petróleo y gas desde el depósito hasta el fondo de los pozos, previendo para ello un cierto orden de colocación de los pozos en el área, la secuencia de su perforación y puesta en servicio, el establecimiento y mantenimiento de un determinado modo de funcionamiento. Cada depósito de petróleo y gas tiene energía potencial, que durante el desarrollo del depósito se convierte en energía cinética y se gasta en desplazar el petróleo y el gas del yacimiento.

Regímenes naturales

El régimen natural de un depósito es un conjunto de fuerzas naturales (tipos de energía) que aseguran el movimiento del petróleo o gas en el yacimiento hacia el fondo de los pozos de producción.

En los depósitos de petróleo, las principales fuerzas que mueven el petróleo en las formaciones incluyen:

v presión del agua del circuito bajo la influencia de su masa - modo de presión del agua;

v contorno presión del agua como resultado de la expansión elástica de la roca y el agua - presión elástica del agua;

v presión de gas de la tapa de gasolina - presión de gas (modo de tapa de gasolina);

v la elasticidad del gas disuelto liberado del petróleo - gas disuelto;

v gravedad del petróleo - gravitacional.

En los depósitos de gas y condensado de gas, las fuentes de energía son la presión bajo la cual se encuentra el gas en la formación y la presión de las aguas marginales de la formación. En consecuencia, se distinguen los regímenes de presión de gas y elástico-agua-gas.

El régimen natural de un depósito está determinado principalmente por factores geológicos: las características del sistema de presión de agua al que pertenece el depósito y la ubicación del depósito en este sistema en relación con el área de recarga; características geológicas y físicas del depósito: condiciones termobáricas, estado de fase de los hidrocarburos, condiciones de ocurrencia y propiedades de las rocas yacimientos y otros factores; el grado de conexión hidrodinámica del depósito con el sistema de presión de agua.

Las condiciones operativas de los depósitos pueden influir significativamente en el régimen de formación. Cuando se utiliza para el desarrollo de depósitos. especies naturales La intensidad de la caída de la presión del yacimiento y, en consecuencia, la reserva de energía del depósito en cada etapa de desarrollo, así como el comportamiento de los límites móviles del depósito (GOC, GWC, OWC) y las correspondientes tendencias en los cambios de su volumen a medida que se retiran las reservas de petróleo y gas depende del régimen energético. Todo esto debe tenerse en cuenta a la hora de elegir la densidad de la red y la ubicación de los pozos, establecer su caudal, elegir los intervalos de disparos, así como a la hora de justificar un complejo racional y el volumen de investigaciones geológicas y de campo para controlar el desarrollo.

El régimen natural, cuando se utiliza, determina la eficiencia del desarrollo de los depósitos: la tasa de producción anual de petróleo (gas), la dinámica de otros indicadores importantes de desarrollo, el posible grado de extracción final de las reservas de petróleo (gas) del subsuelo. Duración de la operación del pozo. diferentes caminos, selección del esquema de desarrollo del campo para el campo y características. instalaciones tecnológicas para la preparación de petróleo y gas también dependen en gran medida del régimen del yacimiento.

El conocimiento del régimen natural nos permite resolver una de las cuestiones centrales de la justificación sistema de desarrollo racional Depósitos de condensado de petróleo y gas: ¿es posible utilizar un sistema que utilice los recursos energéticos naturales del depósito o es necesario un impacto artificial sobre el depósito?

El régimen de un depósito durante su operación está bien caracterizado por curvas que reflejan el comportamiento de la presión del yacimiento, la dinámica de la producción anual de petróleo (gas) y agua, y el factor de gas del yacimiento para el depósito en su conjunto. Todas estas curvas en combinación con otros datos sobre cambios en el stock de pozos, caudal promedio por pozo, etc. representan el cronograma de desarrollo del yacimiento.

A continuación consideraremos modos con predominio de uno de los tipos de energía natural.

1. Modo de presión de agua

En el modo de presión de agua, el principal tipo de energía es la presión del agua marginal, que se introduce en el depósito y compensa por completo con relativa rapidez la cantidad extraída de petróleo y agua asociada en el volumen del depósito. Durante la explotación de un yacimiento, toda la masa de petróleo se mueve dentro de sus límites. El volumen del depósito se reduce gradualmente debido al aumento del contacto petróleo-agua (OWC) (Figura 8 a).

Figura 8 - Un ejemplo del desarrollo de un depósito de petróleo en condiciones naturales de presión del agua.

a - cambio en el volumen del depósito durante el proceso; b - dinámica de los indicadores clave de desarrollo

posición del VNK: VNK nig - inicial, VNK k - final; presión: Ppl - depósito, Psat - saturación; selecciones anuales: q k - aceite, q l - líquido; B - corte de agua de productos; G - factor de gas de campo; k extract.n - factor de recuperación de petróleo

Uno de los requisitos previos más importantes para el funcionamiento del régimen de presión del agua es una diferencia significativa entre la presión inicial del yacimiento y la presión de saturación del petróleo con gas, que, en combinación con otros factores, asegura que la presión actual del yacimiento exceda la presión de saturación. durante todo el período de desarrollo y mantiene el gas en estado disuelto.

El régimen de presión del agua se distingue por las siguientes características de la dinámica de los indicadores de desarrollo (Figura 8 b):

Existe una estrecha conexión entre el comportamiento de la presión dinámica del yacimiento y la cantidad de extracción actual de fluido del yacimiento: una disminución relativamente pequeña al aumentar la extracción, un valor constante con una extracción constante, un aumento con una disminución de la extracción, restauración casi a la presión inicial del yacimiento con un cese completo de la extracción de líquido del yacimiento; el área de reducción de presión suele estar limitada por el área del depósito;

Los valores promedio del factor de gas del campo se mantienen prácticamente sin cambios durante todo el período de desarrollo;

La alta tasa de producción anual de petróleo lograda durante el período de producción de petróleo altamente estable, llamado etapa II de desarrollo, es de hasta 8% a 10% anual o más de las reservas recuperables iniciales (TIR); selección durante el período principal de desarrollo (para las tres primeras etapas) de alrededor del 85% al ​​90% de las reservas de petróleo recuperables;

Extracción de agua asociada junto con petróleo durante el período de disminución de la producción de petróleo, como resultado de lo cual, al final del desarrollo, la relación de extracción acumulada de agua y petróleo (factor agua-petróleo - WNF) puede alcanzar 0,5 - 1.

En el modo de presión de agua, se logra el factor de recuperación de petróleo más alto: hasta 0,6 - 0,7. Esto se debe a la capacidad del agua, especialmente el agua mineralizada del yacimiento, para lavar bien el petróleo y desplazarlo de los huecos de la roca del yacimiento, así como a la combinación de condiciones geológicas y físicas extremadamente favorables en las que opera el régimen considerado.

El régimen de presión del agua caracteriza los depósitos individuales en los depósitos terrígenos de la región de Grozny, las regiones de Samara, Volgogrado y Saratov y algunas otras áreas.

2. Modo de presión de agua elástica

Un modo en el que el petróleo es expulsado de la formación bajo la influencia de la presión del agua marginal, pero a diferencia del modo de presión del agua, la principal fuente de energía en este caso es la elasticidad de las rocas del yacimiento y el líquido que las satura. En este modo, la extracción de líquido no se compensa completamente con la entrada de agua en el depósito. Como resultado, la disminución de presión en el yacimiento se extiende gradualmente más allá del yacimiento y cubre una gran área de la parte acuífera del yacimiento. En esta zona se produce la correspondiente expansión de la roca y del agua de formación. Los coeficientes de elasticidad del agua y la roca son insignificantes, sin embargo, con grandes áreas de presión reducida, muchas veces mayores que el tamaño del depósito, las fuerzas elásticas de la formación sirven como una fuente de energía significativa.

La proporción de petróleo producida debido a la elasticidad de la región petrolífera de la formación suele ser pequeña debido al pequeño volumen del depósito en relación con la región del acuífero.

El régimen elástico de presión del agua puede manifestarse en diversas condiciones geológicas. Puede estar presente en depósitos de sistemas de infiltración de agua a presión que tienen una conexión hidrodinámica débil (o no la tienen) con la zona de recarga debido a:

Ø gran distancia de él;

Ø permeabilidad reducida;

Ø heterogeneidad significativa de la formación;

Ø aumento de la viscosidad del aceite;

Ø gran tamaño del depósito y, en consecuencia, importantes extracciones de fluido, que no pueden compensarse completamente con la penetración del agua de formación en el depósito.

La aparición de una capa de yacimiento en un área grande fuera del yacimiento contribuye a la manifestación del régimen elástico de presión del agua. Al igual que en el modo de presión de agua, un requisito previo es que la presión inicial del yacimiento supere la presión de saturación.

El proceso de desplazamiento del petróleo por el agua de un yacimiento es similar al régimen de presión del agua, sin embargo, debido a condiciones geológicas y físicas menos favorables, la proporción de reservas no recuperables aumenta ligeramente en comparación con el régimen de presión del agua. La dinámica de los indicadores de desarrollo bajo el régimen elástico de presión del agua (Figura 9) tiene similitudes y diferencias con la dinámica del régimen de presión del agua.

Figura 9 - Dinámica de los principales indicadores del desarrollo de yacimientos de petróleo en modo elástico de presión de agua.

presión: Ppl - depósito, Psat - saturación; selecciones anuales: q k - aceite, q l - líquido; B - corte de agua de productos; G - factor de gas de campo; k extract.n - factor de recuperación de petróleo

La principal similitud es que durante todo el período de desarrollo el factor de gas del campo permanece constante debido al exceso de presión del yacimiento por encima de la presión de saturación. Las diferencias son las siguientes: en el modo elástico de presión de agua, durante todo el período de desarrollo, hay una disminución en la presión del yacimiento; A medida que el área de disminución de presión alrededor del yacimiento se expande, la tasa de caída de presión se ralentiza gradualmente, como resultado, la extracción de fluido cuando la presión cae 1 MPa aumenta gradualmente con el tiempo. La intensidad de la desaceleración de la caída de presión depende del tamaño del área límite del yacimiento.

La tasa de producción de petróleo en condiciones de presión elástica del agua en la etapa II de desarrollo generalmente no excede el 5-7% anual de la NIZ (ver Figura 9). Al final del período principal de desarrollo, normalmente se recupera aproximadamente el 80% de las reservas recuperables. La producción de petróleo va acompañada de un riego de productos más intenso que en el modo de presión de agua. El valor del factor agua-petróleo al final del desarrollo puede alcanzar 2 - 3. Los valores del factor de recuperación final de petróleo no suelen superar los 0,5 - 0,55. El régimen natural de presión elástica del agua, que persiste hasta el final del desarrollo, es característico de los depósitos del Cretácico Superior de la región de Grozny, el este de Ucrania y otras áreas.

3. Modo de presión de gas

El régimen de presión del gas es un régimen de la parte petrolera de un depósito de gas-petróleo, en el que el petróleo se desplaza de la formación bajo la influencia de la presión del gas contenida en la capa de gas. Como resultado de una disminución de la presión del yacimiento en la parte de petróleo del yacimiento, la capa de gas se expande y se produce el correspondiente movimiento descendente del petróleo que condensa el gas. El proceso de expansión de la capa de gas puede intensificarse algo debido a la entrada en ella del gas liberado del petróleo. Dado que en los depósitos de petróleo y gas la presión de saturación suele estar cerca de la presión inicial del yacimiento, poco después del inicio del desarrollo la presión del yacimiento es menor que la presión de saturación, como resultado, comienza la liberación de gas disuelto del petróleo; con una alta permeabilidad vertical de la formación, el gas repone parcialmente la capa.

El régimen en su forma pura puede funcionar en depósitos que no tienen conexión hidrodinámica con la zona marginal o con una actividad muy débil de las aguas regionales. Condiciones geológicas propicias para la manifestación del régimen de presión del gas:

ü la presencia de una gran capa de gas con energía suficiente para desplazar el petróleo;

ü altura significativa de la parte petrolera del depósito;

ü alta permeabilidad vertical de la formación;

ü baja viscosidad del aceite del yacimiento (no más de 2 – 3 MPa×s).

El volumen de la parte petrolera del depósito durante su desarrollo se reduce debido a la disminución del condensado de gasóleo. El tamaño de la zona petrolera permanece constante (Figura 10 a).

El proceso de diseño y desarrollo del desarrollo se basa en etapas. Los documentos de diseño tecnológico son los siguientes:

1. Proyecto de operación de prueba de yacimientos y pozos.

2. Esquemas tecnológicos de desarrollo industrial piloto (para gas - operación).

3. Esquemas de desarrollo tecnológico.

4. proyectos de desarrollo.

5. Proyectos de desarrollo actualizados (antes del desarrollo).

6. análisis del desarrollo.

Los yacimientos de petróleo y gas se ponen en desarrollo sobre la base de los documentos mencionados anteriormente. Las condiciones y el procedimiento para poner en desarrollo yacimientos están determinados por las "Reglas para el desarrollo de yacimientos de petróleo, gas y condensado de gas".

El primer documento de proyecto para el desarrollo de yacimientos de hidrocarburos es un proyecto de operación de prueba (PE). La operación de prueba se lleva a cabo para obtener datos iniciales para la elaboración de un esquema tecnológico para el desarrollo industrial piloto (para depósitos de petróleo) y la operación industrial piloto (para depósitos de gas). Se compilan durante 10 a 15 años. Justifican los indicadores tecnológicos y técnico-económicos del desarrollo de depósitos.

Después de obtener información adicional sobre el depósito y el yacimiento, se elabora un proyecto de desarrollo del yacimiento basado en el recálculo de reservas.

El proyecto justifica todos los indicadores para el desarrollo del depósito hasta el final de la vida útil del campo.

Cuando los indicadores de desarrollo reales se desvían significativamente de los previstos, se elabora un proyecto de desarrollo actualizado.

En la última etapa del desarrollo del campo, se elabora un proyecto de predesarrollo. Su objetivo principal: justificación de medidas para incrementar la recuperación de petróleo.

Hay 4 etapas (ver Fig. 40) y en modo gas hay 3 etapas.

1. Desarrollo de un objeto (depósito): se caracteriza por un aumento en la producción de petróleo, un aumento en el número de pozos y finaliza cuando se logra la producción de petróleo prevista.

2. Etapa principal: caracterizada por un nivel alto y estable de producción de petróleo. Al final de la etapa se produce un aumento en el corte de agua del producto, mientras se recupera entre el 40 y el 60% de las reservas recuperables.

3. Una fuerte disminución en la producción de petróleo: el número de pozos de producción disminuye (debido a su riego), los caudales disminuyen y la cantidad de agua producida aumenta. Al final de la etapa se produce entre el 80 y el 90% de las reservas recuperables.

4. La etapa final, caracterizada por bajos caudales de pozo y un alto corte de agua de los pozos y de la producción en general.

Arroz. 40.

Control geológico y de campo sobre el proceso de desarrollo de yacimientos de hidrocarburos.

Finalidad del control: es necesario obtener una cantidad suficiente de información para tomar una decisión sobre la necesidad de regular el desarrollo.

Se distinguen los siguientes métodos de control:

1. Métodos hidrodinámicos: le permiten estudiar la productividad de las capas y otros parámetros geológicos y físicos utilizando equipos profundos.

2. Métodos geofísicos: le permiten controlar la posición de los contactos y la naturaleza de la saturación de fluido actual de la formación.

3. Métodos físico-químicos que te permiten controlar. composición química y propiedades físicas del petróleo, el gas y el agua.

En el proceso de control del desarrollo se obtiene información inicial para el análisis del desarrollo. El objetivo principal del análisis es comparar los indicadores de diseño y de desarrollo reales. El análisis del desarrollo lo llevan a cabo los departamentos de producción de petróleo y gas (OGPD) y los departamentos de producción de gas (GPU). Los depósitos grandes y medianos se analizan una vez cada 5 años con la participación de institutos de investigación (SRI). En este caso se estudia la evolución en el tiempo de los siguientes indicadores:

Producción de petróleo

Extracción líquida

producción de gas

Inyección de agua y gas.

Bien stock (varios propósitos)

Presión del depósito

Posición de contacto.

Al realizar un análisis de desarrollo se recopilan los siguientes documentos gráficos:

Mapa de desarrollo (mapa de producción total): se elabora sobre la base de un mapa estructural, que muestra las posiciones de los contornos del contenido de petróleo y gas, las posiciones de los pozos de varias categorías. Para cada pozo, se compila un gráfico circular de la producción total (acumulada) de petróleo, gas y agua.

Mapa del estado actual de desarrollo (selecciones actuales) - en el formulario gráficos circulares muestra la tasa de producción actual de los pozos en la fecha de compilación del mapa. Por lo demás, es similar al mapa de desarrollo.

Calendario de desarrollo: cambios en los indicadores de desarrollo a lo largo del tiempo.

Horarios de operación: la dinámica de los principales indicadores del desarrollo de un pozo individual.

Mapa de isobaras: seguimiento de los cambios de presión dentro del yacimiento.

Mapa de corte de agua del producto: el estudio del corte de agua del yacimiento y el movimiento de OWC se compila en isolíneas del porcentaje de agua en el fluido producido.

Mapa de factor de gas: cuando el yacimiento opera en modo de gas disuelto o en modo de presión de gas. Le permiten controlar el proceso de desarrollo. Se observa un aumento del factor gas en zonas de fuerte disminución de la presión del yacimiento.

Cuando se identifican desviaciones de los indicadores reales de los de diseño, se regula el proceso de desarrollo del depósito.