Concepto de desarrollo de campo petróleo... Esquema de colocación de pozos, métodos de estimulación de reservorios: inyección de agua en línea y en línea. El concepto de control sobre el desarrollo de un campo.

Comprender las técnicas de mejora recuperación de petroleo capas. Métodos térmicos.

Petróleo Lugar de nacimiento

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

Rocas ígneas: se forman cuando el magma líquido se solidifica en los estratos. corteza (granito) o lava volcánica en la superficie de la tierra (basalto).

· Rocas sedimentarias - se forman por sedimentación (principalmente en el medio acuático) y posterior compactación de sustancias minerales y orgánicas de diversos orígenes. Estas rocas suelen estar sobrecargadas. Un cierto período de tiempo durante el cual la formación de complejos rocosos bajo ciertas condiciones geológicas se denominó era geológica (erathema). La relación de estas capas en la sección de la corteza terrestre entre sí se estudia por ESTRATIGRAFÍA y se resume en una tabla estratigráfica.

Mesa estratigráfica

Erathema	Sistema, año y lugar de establecimiento	Índice	Numero de departamentos	Numero de niveles
Cenozoico	Cuaternario, 18229, Francia Neógeno, 1853, Italia Paleógeno, 1872, Italia
mesozoico	Cretácico, 1822, Francia Jurásico, 1793, Suiza Triásico, 1834, Centro. Europa
Paleozoico	Permskaya, 1841, Rusia Carbón, 1822, Reino Unido Devónico, 1839, Reino Unido Selurskaya, 1873, Reino Unido Ordovícico, 1879, Reino Unido Cambrian, 1835, Reino Unido

Los depósitos más antiguos se atribuyen al eonotema criptozoico, el cual se divide en ARCHEY y PROTEROZOI, en el Proterozoico Superior se distinguen RIPHEAN con tres subdivisiones y VENDE. No se ha desarrollado la escala taxonométrica de los depósitos precámbricos.

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

Petróleo y gas ocurren en la naturaleza en forma de racimos, a profundidades desde varias decenas de metros hasta varios kilómetros de la superficie terrestre.

Capas de roca porosa, cuyos poros y grietas están rellenos petróleose denominan depósitos de petróleo (gas) u horizontes.

Formaciones en las que hay acumulaciones de petróleo ( gas) se denominan depósitos de petróleo ( gas).

Un conjunto de depósitos petróleo y gas, concentrado en las entrañas del mismo territorio y subordinado en el proceso de formación de una estructura tectónica se denomina campo de petróleo (gas).

Generalmente depositar petróleo (gas) está confinado a una determinada estructura tectónica, que se entiende como la forma de lecho de rocas.

Las capas de rocas sedimentarias, inicialmente en posición horizontal, como resultado de la influencia de presiones, temperaturas, fracturas profundas, subieron o bajaron en su conjunto o en relación entre sí, y también se curvaron 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 cumbre y la parte central se llama arco. Las partes laterales oblicuas de los pliegues (anticlinales y sinclinales) forman alas. Un anticlinal, cuyas alas tienen ángulos de inclinación iguales en todos los lados, se llama cúpula.

Más petróleo y gas Los depósitos del mundo se limitan a pliegues anticlinales.

Por lo general, un sistema plegado de capas (estratos) es una alternancia de protuberancias (anticlinales) y concavidades (sinclinales), y en tales sistemas las rocas de los sinclinales están llenas de agua, porque ocupan el fondo de la estructura, petróleo (gas), si ocurren, llenan los poros de las rocas anticlinales. Los principales elementos que caracterizan la ropa de cama son

· Dirección de caída;

• postración;

· ángulo de inclinación

El buzamiento de los estratos es la inclinación de las capas de la corteza terrestre hacia el horizonte. El ángulo más grande formado por la superficie del estrato con el plano horizontal se llama ángulo de buzamiento del estrato.

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

Además de los anticlinales, los monoclinales también son estructuras favorables para la acumulación de petróleo. Un monoclinal es un nivel de estratos rocosos con la misma inclinación hacia un lado.

Cuando se forman los pliegues, las capas generalmente solo se arrugan, pero no se rompen. Sin embargo, en el proceso de construcción de montañas bajo la acción de fuerzas verticales, los estratos a menudo se rompen, se forma una grieta a lo largo de la cual los estratos se desplazan entre sí. En este caso, se forman varias estructuras: fallas, fallas inversas, fallas de empuje, rastrillos, burnets.

· Falla: desplazamiento de bloques de roca entre sí a lo largo de la superficie vertical o inclinada de la ruptura tectónica. La distancia vertical por la que se han desplazado los estratos se denomina amplitud de caída.

· Si en el mismo plano no hay una caída, sino un aumento de capas, entonces dicha violación se llama falla inversa (falla inversa).

· Empuje: discontinuidad, en la que algunas masas de rocas se empujan sobre otras.

· Grabel: una sección de la corteza terrestre, bajada a lo largo de las fallas.

Goret es una parte de la corteza terrestre levantada a lo largo de fallas.

Las perturbaciones geológicas tienen un gran impacto en la distribución petróleo (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 reservorios o afloramientos de petróleo y gas.

Para la formación de un depósito de aceite, se requieren las siguientes condiciones

§ Disponibilidad de reservorio

§ Presencia de capas impermeables por encima y por debajo (fondo y parte superior del depósito) para restringir el movimiento del fluido.

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

§ Trampa de arco

§ Cribado litológicamente

§ Blindado tectónicamente

§ Proyectado estratigráficamente

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

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

1.1. Distribución de hidrocarburos por altura del embalse ... ......................................... 5

1.2. El concepto de los contornos de las zonas petrolíferas y de agua-petróleo del yacimiento ... 7

1.3. Modos de desarrollo de campos petroleros ... ............................................. ..... 8

1.4. Tecnologías de estimulación de yacimientos de petróleo ... ............................................ ..............once

1.5. Desplazamiento de hidrocarburos de reservorios por diversos agentes ..................... 14

2. Debitometría y medición de flujo ... ............................................ ............................................. 17

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

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

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

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

3.2. Determinación del espesor de trabajo de la formación ... ............................................. ...... 23

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

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

Bibliografía ... ............................................... .................................................. ................ 27

Introducción

El desarrollo exitoso de los campos de petróleo y gas está determinado por la elección del sistema de desarrollo. En el proceso de desarrollo, se hace necesario controlar y esclarecer el estado de los depósitos, tomando 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 con la ayuda de la inyección de agua, la presión del yacimiento aumenta, como resultado de lo cual el petróleo se exprime más eficientemente del espacio poroso hacia los pozos de producción. La principal ventaja de tales sistemas es que la inyección de agua aumenta la tasa de producción de petróleo de la formación. Por otro lado, tales métodos para mantener la presión del yacimiento presentan un riesgo de inundación de formaciones productivas. Puede surgir una situación en la que el agua inyectada "supere" al aceite y se mueva por las zonas más permeables. En este caso, parte del petróleo del yacimiento está aislado en los denominados "pilares", lo que a su vez complicará su extracción. Es muy importante poder regular los procesos de inundación de agua. Los métodos de control basados \u200b\u200ben cambios en las tasas de inyección de agua y extracción de aceite requieren información sobre los cambios actuales en el yacimiento. El control de las inundaciones es uno de los mayores y más desafiantes desafíos de desarrollo campos de petróleo... Actualmente, más del 70% del petróleo se produce en campos que se operan con mantenimiento de la presión del yacimiento mediante inyección de agua. Una de las principales preguntas diseño racional Los campos petrolíferos con un régimen natural de presión de agua elástica, así como con el uso de inundaciones de agua en el circuito y en el circuito, es el control y la regulación del avance de los contornos petroleros.

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, se entiende por métodos geofísicos todos los métodos que se llevan a cabo en cualquier momento en el territorio del campo. Actualmente, el control sobre el desarrollo se ha convertido en una dirección separada con su propia metodología, métodos y equipos. El uso de estos métodos le permite resolver las siguientes tareas:

1. Determinar la posición y observar el movimiento de OWC y GOC en el proceso de desplazamiento de petróleo del depósito;

2. Controle el movimiento del frente de agua de inyección a lo largo del depósito;

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

4. Estudiar el retorno y la inyectividad (la capacidad de la formación para recibir el agua inyectada) de los pozos;

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

6. Identificar los lugares donde el agua ingresa al pozo y los flujos cruzados de petróleo y agua en el espacio anular;

7. Evaluar el estado técnico de los pozos de producción e inyección;

8. Estudie el modo de funcionamiento equipo tecnológico pozos de producción;

9. Aclarar estructura geológica y reservas de petróleo.

Hasta finales de los años 40 del siglo XX, el OWC se estudiaba principalmente de acuerdo con los datos de la tala eléctrica. Esto, por supuesto, impuso sus propias limitaciones: los estudios se llevaron a cabo solo en pozos abiertos, por lo que los geólogos recibieron información sobre la posición inicial del OWC, el contorno inicial del contenido de petróleo, la saturación de petróleo y los intervalos de disparos. El movimiento del contorno interior de la capacidad de carga de petróleo sólo se pudo rastrear por la aparición de agua en los pozos de producción.

En los años 50 del siglo XX, con la introducción de la tala radiactiva, apareció una oportunidad real para crear métodos para separar los depósitos de petróleo y de agua 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 fallas de revestimiento o taponamiento del pozo. Al monitorear el desarrollo, lo principal es la diferencia en las propiedades de los neutrones del agua de formación salina. Las condiciones más favorables existen en lugares con una salinidad del agua de formación de más de 100 g / l (capas Devónico y Carbonífero de la provincia de petróleo y gas Volga-Ural ~ 300 g / l). La situación es peor con una mineralización de 20-30 g / l (Siberia occidental). En este caso, recurren al uso de métodos de neutrones pulsados \u200b\u200b(PNNM), que aumentan significativamente la sensibilidad a las propiedades neutrónicas de la formación. Junto con los métodos estacionarios y pulsados, la radio, termometría, registro acústico, métodos de medición de flujo, así como técnicas especiales de interpretación, se han generalizado en el desarrollo de la monitorización.

El desarrollo de yacimientos de petróleo y gas es un área de la ciencia en intenso desarrollo. Su mayor desarrollo estará asociado con el uso de nuevas tecnologías para la extracción de petróleo del subsuelo, nuevos métodos para reconocer la naturaleza del flujo de los procesos in-situ, el uso de métodos avanzados para planificar la exploración y el desarrollo de depósitos, el uso de sistemas de control automatizados para la extracción de minerales del subsuelo, el desarrollo de métodos para la contabilidad detallada de la estructura de capas y la naturaleza de procesos que ocurren en ellos sobre la base de modelos deterministas, implementados en potentes ordenadores.

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

La ciencia del desarrollo de los campos petroleros se llama la implementación de la extracción con base científica de las profundidades de los hidrocarburos que contienen en ellos y los minerales que los acompañan. La diferencia fundamental entre el desarrollo de campos petroleros de otras ciencias es que el ingeniero de desarrollo no tiene acceso directo a los yacimientos de petróleo. Toda la información pasa por pozos perforados.

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

El petróleo, que se encuentra en formaciones porosas, está sujeto a la presión hidrostática y la presión de las aguas del circuito. Las vetas experimentan la presión de la roca, el peso de las rocas superpuestas. Un tapón de gasolina puede superponerse sobre un depósito de petróleo, ejerciendo presión sobre el depósito. Las fuerzas elásticas del petróleo, el gas, el agua y las rocas de formación actúan dentro del yacimiento.

Las formaciones de petróleo, agua, gas y saturación tienen diferentes densidades y se distribuyen en los depósitos de acuerdo con la manifestación de las fuerzas gravitacionales. Los líquidos inmiscibles - aceite y agua, al estar en contacto en pequeños poros y capilares, están sujetos a la acción de fuerzas moleculares superficiales, y en contacto con roca sólida - a tensión de humectación. Cuando el reservorio comienza a ser explotado, el equilibrio natural de estas fuerzas se altera debido a una disminución de la presión en el reservorio y comienza su manifestación más compleja, como resultado de lo cual comienza el movimiento de los fluidos en el reservorio. Dependiendo de qué fuerzas prevalezcan, provocando este movimiento, distinguir entre los diferentes modos de funcionamiento de los depósitos de petróleo.

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

El modo de operación del reservorio es la manifestación del tipo predominante de energía del reservorio en el proceso de desarrollo.

Hay cinco modos de funcionamiento para los depósitos de aceite: elástico; presión del agua; gas disuelto; presion del gas; gravitacional; mezclado. Esta división en modos en una "forma pura" es bastante arbitraria. En el desarrollo de campo real, generalmente se observan regímenes mixtos.

Modo elástico o elástico cerrado

En este modo, el aceite se desplaza del medio poroso debido a la expansión elástica de los líquidos (aceite y agua), así como a una disminución (compresión) del volumen de poros con una disminución de la presión del yacimiento. El volumen total del líquido. extraído del yacimiento 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 del yacimiento

Qzh \u003d (Rpl. Inicio - Rtek) Vp *

* \u003d m n + dónde está

* - capacidad elástica

n - capacidad de roca elástica

w - capacidad elástica del líquido

m - porosidad

Rpl start y R tech - presión de yacimiento inicial y actual

La condición principal para el régimen elástico es el exceso de presión del yacimiento y la presión del fondo del pozo sobre la presión del punto de burbuja, entonces el petróleo se encuentra en un estado de fase única.

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

En el volumen de todo el depósito, la reserva de petróleo elástica suele ser 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 de la presión del yacimiento en el período inicial de extracción de petróleo y una disminución de las tasas de producción de petróleo.

Modo de presión de agua elástica o presión de agua

Si el área del acuífero del depósito de petróleo tiene una salida a la superficie del día o el acuífero es extenso y el depósito en él es muy permeable. entonces el régimen de dicha capa será la presión elástica natural del agua. El aceite se desplaza del depósito por la presión del agua del contorno o del fondo. Cuando se produce un equilibrio (equilibrio) entre la extracción de líquido del reservorio y la entrada de aguas de borde o fondo al reservorio, se manifiesta el régimen de presión del agua, que también se denomina presión de agua dura debido a la igualdad de las cantidades del fluido extraído (aceite, agua) y el agua que ha invadido el reservorio.

El régimen se caracteriza por una disminución insignificante de Рпл y una reducción constante en el contorno de aceite.

Modo de presión de agua artificial

En la etapa actual del desarrollo de la industria petrolera, el desarrollo de depósitos de petróleo durante la inyección de agua, es decir, mediante la inyección de agua, tiene una importancia predominante. En un modo de impulsión de agua artificial, la principal fuente de energía del depósito es la energía del agua inyectada en el depósito. En este caso, la extracción de fluido de la formación debe ser igual al volumen de agua inyectada, luego se establece un régimen de presión de agua rígido, que se caracteriza por el coeficiente de compensación por extracción por inyección.

Kcomp \u003d

La compensación de la extracción por inyección es la relación entre el volumen de agua inyectada en el depósito y el volumen de fluido extraído del depósito en las condiciones de depósito.

Si Kcomp\u003e o \u003d 1, entonces se establece un régimen de presión de agua rígido en el depósito.

Kcomp< 1. то упругий водонапорный режим.

La compensación por selección por inyección es actual (en un momento dado) y acumulada (desde el inicio del desarrollo).

Modo de gas disuelto

Con una baja productividad del yacimiento, comunicación deteriorada con la zona portadora de agua, la presión del yacimiento finalmente disminuye a la presión del punto de burbuja y por debajo. Como resultado, el gas comienza a desprenderse del petróleo, que se expande con una disminución de la presión y desplaza el petróleo del depósito, 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, expandiéndose, mueven 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 bajo la acción de las fuerzas gravitacionales, formando un casquete de gas (secundario) y se desarrolla el régimen del casquete de gas.

El efecto del proceso de desplazamiento de petróleo debido a la energía del gas es insignificante, porque la reserva de energía de gas se agota mucho antes de que se las arregle para extraer petróleo.

El desarrollo de depósitos en este modo va acompañado de:

una rápida disminución en el reservorio P y una disminución en las tasas de producción de pozos;

el contorno del cojinete de aceite permanece sin cambios.

Modo de presión de gas

se manifiesta en depósitos de petróleo con un gran tapón de gas. Se entiende por tapón de gas la acumulación de gas libre sobre un depósito de petróleo.

El petróleo fluye hacia el fondo del pozo principalmente debido a la energía de expansión del gas del casquete de gas cuando P pl es menor que P saturación. El desarrollo de depósitos va acompañado del movimiento del contacto gas-petróleo, penetración de gas en los pozos y aumento del factor gas. La eficiencia de la recuperación de petróleo de un yacimiento varía ampliamente según las propiedades del yacimiento, la pendiente del yacimiento, la viscosidad del petróleo, etc. El modo de presión de gas rígido solo es posible con la inyección continua de una cantidad suficiente de gas en la tapa de gas.

Modo de gravedad

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

Hay tales variedades:

1) régimen de gravedad con un contorno petrolífero 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 del pozo son pequeños y constantes;

2) régimen de gravedad con un contorno petrolífero estacionario (con una superficie libre), en el que el nivel de aceite se encuentra por debajo de la parte superior de una formación horizontal. Los caudales de los pozos son menores que los caudales en el modo de presión-gravedad y disminuyen lentamente con el tiempo.

La gravedad y el gas disuelto rara vez son primarios fuerza impulsorasin embargo, acompañando el proceso de recuperación de petróleo, pueden aumentar la recuperación de petróleo hasta 0,2.

Modos mixtos

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

El modo en que la manifestación simultánea de las energías del gas disuelto, la elasticidad y la presión del agua, se llama gas mixto. Las condiciones naturales del depósito solo contribuyen al desarrollo de un cierto modo de funcionamiento. Un régimen específico puede establecerse, mantenerse o reemplazarse por otros cambiando la tasa de extracción y la extracción total de fluido, la entrada de energía adicional al reservorio, etc.

El desarrollo de un campo de petróleo o gas es un conjunto de medidas encaminadas a asegurar el flujo de petróleo y gas desde el yacimiento hasta el fondo de los pozos, previendo para ello un determinado procedimiento de colocación de pozos en la zona, la secuencia de su perforación y puesta en servicio, el establecimiento y mantenimiento de un determinado modo de su operación. Cualquier reservorio de petróleo y gas tiene energía potencial, que en el proceso de desarrollo del reservorio se convierte en energía cinética y se gasta en desplazar el petróleo y el gas del reservorio.

Modos naturales

El régimen natural de un reservorio es una combinación de fuerzas naturales (tipos de energía) que aseguran el movimiento de petróleo o gas en el reservorio hacia el fondo de los pozos productores.

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

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

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

v presión de gas del tapón de gas - presión de gas (modo de tapón de gas);

v la elasticidad del gas disuelto en el aceite - el gas disuelto;

v gravedad del aceite - gravitacional.

En los yacimientos de gas y condensado de gas, las fuentes de energía son la presión a la que se encuentra el gas en el yacimiento y la presión de las aguas de formación del borde. En consecuencia, se hace una distinción entre los modos 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 yacimiento: condiciones termobáricas, estado de fase de los hidrocarburos, condiciones de ocurrencia y propiedades de las rocas del yacimiento y otros factores; el grado de conexión hidrodinámica del depósito con el sistema de bombeo de agua.

Las condiciones del yacimiento pueden tener un impacto significativo en las condiciones del yacimiento. Cuando se usa para desarrollar un depósito especies naturales La energía depende del modo de la intensidad de la caída en la presión del yacimiento y, en consecuencia, de la reserva de energía del yacimiento en cada etapa de desarrollo, así como del comportamiento de los límites móviles del yacimiento (GOC, GWC, OWC) y las tendencias correspondientes en su cambio de volumen a medida que se retiran las reservas de petróleo y gas. Todo esto debe tenerse en cuenta al elegir la densidad de la red y la ubicación de los pozos, establecer su caudal, elegir los intervalos de disparos, así como al justificar un complejo racional y el volumen de estudios geológicos y de campo para controlar el desarrollo.

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

El conocimiento del régimen natural permite resolver una de las cuestiones centrales de la justificación sistema de desarrollo racional Depósitos de condensado de petróleo y gas: ¿es posible utilizar el sistema utilizando los recursos energéticos naturales del depósito, o es necesario influir artificialmente en el depósito?

El régimen del yacimiento durante su operación está bien caracterizado por curvas que reflejan el comportamiento de la presión del yacimiento en general para el yacimiento, la dinámica de la producción anual de petróleo (gas) y agua, y el factor de gas de campo. Todas estas curvas junto con otros datos sobre cambios en el stock de pozos, tasa de producción media por pozo, etc. representan el cronograma de desarrollo del reservorio.

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

1. Modo de presión de agua

En el modo impulsado por agua, el tipo principal de energía es la presión del agua del borde, que se introduce en el depósito y compensa de forma relativamente rápida y completa la cantidad extraída de aceite y agua asociada en el volumen del depósito. Durante la operación de un depósito, toda la masa de petróleo se mueve dentro de sus límites. El volumen del depósito está disminuyendo gradualmente debido al aumento del contacto agua-aceite (OWC) (Figura 8 a).

Figura 8 - Un ejemplo del desarrollo de un depósito de petróleo en un modo de conducción de agua natural

a - cambio en el volumen de depósitos en el proceso; b - dinámica de los principales indicadores de desarrollo

posición OWC: OWC inicial - inicial, OWC a - final; presión: Рпл - depósito, Рsat - saturación; extracciones anuales: q a - aceite, q w - líquido; B - corte de agua del producto; G - factor de gas de campo; krev.n - factor de recuperación de petróleo

Uno de los prerrequisitos más importantes para el funcionamiento del régimen impulsado por agua es una diferencia significativa entre la presión inicial del yacimiento y la presión de saturación del petróleo, lo 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 que el gas permanezca en un 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):

Una estrecha relación entre el comportamiento de la presión dinámica del yacimiento y el valor de la extracción de fluido actual del reservorio es una disminución relativamente pequeña con un aumento en la producción, un valor constante con una extracción constante, un aumento con una disminución en la producción, recuperación casi a la presión inicial del reservorio con un cese completo de la extracción de líquido del reservorio; el área de reducción de presión generalmente se limita al área del depósito;

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

Se logró una alta tasa de producción anual de petróleo durante el período de producción de petróleo estable alta, llamado etapa II de desarrollo, - hasta 8-10% por año o más de las reservas recuperables iniciales (NIZ); selección para el período de desarrollo principal (para las tres primeras etapas) alrededor del 85 - 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 proporción de agua acumulada y extracciones de petróleo (factor agua-petróleo - WNF) puede alcanzar 0.5 - 1.

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

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

2. Modo de presión de agua elástica

El régimen en el que el petróleo se desplaza del yacimiento bajo la acción de la presión del agua del borde, pero a diferencia del régimen impulsado por el agua, la principal fuente de energía en este caso es la elasticidad de las rocas del yacimiento y el fluido que las satura. En este modo, la extracción de fluido no se compensa completamente con la penetración del agua en el depósito. Como resultado, la caída de presión en el reservorio se extiende gradualmente más allá del reservorio y cubre una gran área del acuífero del reservorio. En esta área, hay una expansión correspondiente de la roca y el agua de formación. Los coeficientes de elasticidad del agua y la roca son insignificantes, sin embargo, con grandes tamaños del área de presión reducida, muchas veces más grandes que el tamaño del reservorio, las fuerzas elásticas de la formación sirven como una fuente de energía significativa.

La proporción de petróleo producida por la resiliencia del área petrolera de la formación suele ser pequeña debido al pequeño volumen del reservorio en relación con el acuífero.

El régimen de presión elástica del agua puede manifestarse en diversas condiciones geológicas. Puede estar poseído por depósitos de sistemas de infiltración de agua-presión que tengan una conexión hidrodinámica débil (o no la tengan) con el área de recarga debido a:

Ø gran distancia de él;

Ø baja permeabilidad;

Ø heterogeneidad significativa de la formación;

Ø aceite de alta viscosidad;

Ø grandes depósitos y, en consecuencia, importantes extracciones de fluidos, que no pueden compensarse completamente con la penetración del agua de formación en el depósito.

La manifestación del régimen de presión elástica del agua se ve facilitada por la presencia del depósito en un área grande fuera del depósito. Como en el caso de un régimen impulsado por agua, un requisito previo es el exceso de la presión inicial del yacimiento sobre la presión de saturación.

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

Figura 9 - Dinámica de los principales indicadores del desarrollo de un yacimiento de petróleo en el modo de presión de agua elástica

presión: Рпл - depósito, Рsat - saturación; extracciones anuales: q a - aceite, q w - líquido; B - corte de agua del producto; G - factor de gas de campo; krev.n - factor de recuperación de petróleo

La principal similitud es que durante todo el período de desarrollo, el campo GOR permanece constante debido al exceso de presión del yacimiento sobre la presión del punto de burbuja. Las diferencias son las siguientes: en el modo de presión de agua elástica, la presión de formación disminuye durante todo el período de desarrollo; A medida que el área de disminución de presión alrededor del depósito se expande, la tasa de caída de presión disminuye gradualmente, como resultado, la extracción de fluido con una caída de presión de 1 MPa aumenta gradualmente con el tiempo. La intensidad de la desaceleración de la caída de presión en este caso depende del tamaño de la zona del acuífero.

La tasa de producción de petróleo bajo el régimen impulsado por agua elástica en la etapa II de desarrollo generalmente no excede del 5 al 7% por año del NIH (ver Figura 9). Al final del período principal de desarrollo, generalmente se toma alrededor del 80% de las reservas recuperables. La producción de aceite va acompañada de un riego más intensivo del producto que en el régimen impulsado por agua. Al final del desarrollo, el valor del factor aceite-agua puede llegar a 2 - 3. Los valores del factor final de recuperación de aceite no suelen exceder de 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 regiones.

3. Modo de presión de gas

Un régimen de presión de gas es un régimen de la parte de aceite de un depósito de gas-aceite en el que el aceite se desplaza del depósito bajo la acción de la presión del gas contenido en la tapa de gas. Como resultado de una disminución en la presión del depósito en la parte de aceite del depósito, la tapa de gas se expande y se produce el correspondiente movimiento descendente del GOC. El proceso de expansión de la tapa de gas puede activarse algo debido a la entrada de gas liberado del petróleo en él. Dado que la presión de saturación en los depósitos de petróleo y gas a menudo está cerca de la presión inicial del yacimiento, poco después del inicio del desarrollo, la presión del yacimiento está por debajo de la presión del punto de burbuja, como resultado, comienza la liberación de gas disuelto del petróleo; a una alta permeabilidad vertical de la formación, el gas rellena parcialmente la capa.

El régimen en su forma pura puede operar en depósitos que no tienen conexión hidrodinámica con el área marginal, o con una actividad muy débil de aguas de borde. Condiciones geológicas propicias para la manifestación del régimen de presión de gas:

ü presencia de un gran casquete de gas con suficientes reservas de energía 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 de formación (no más de 2 - 3 MPa × s).

El volumen de la parte petrolera del yacimiento durante su desarrollo se reduce debido al hundimiento del GOC. El tamaño del área que contiene aceite permanece constante (Figura 10 a).

Diseño de desarrollo, el proceso de desarrollo es de naturaleza por etapas. Los documentos de diseño tecnológico son los siguientes:

1. proyecto de operación de prueba de depósitos, pozos.

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

3. esquemas de desarrollo tecnológico.

4. proyectos de desarrollo.

5. proyectos de desarrollo refinados (antes del desarrollo).

6. análisis de desarrollo.

Los campos de petróleo y gas se están desarrollando sobre la base de los documentos anteriores. Las condiciones y el procedimiento para la puesta en explotación de campos están determinados por las Reglas para el Desarrollo de Campos de Condensado de Petróleo, Gas y Gas.

El primer documento de proyecto en el desarrollo de depósitos de hidrocarburos es un proyecto de producción de prueba (PE). Se realiza una operación de prueba para obtener los datos iniciales para la elaboración de un esquema tecnológico de desarrollo piloto (para depósitos de petróleo) y operación piloto (para depósitos de gas). Se compilan durante 10-15 años. Fundamentan los indicadores tecnológicos y técnicos y económicos del desarrollo del yacimiento.

Después de recibir información adicional sobre el embalse y el embalse, basada en el recálculo de reservas, se elabora un proyecto de desarrollo del embalse.

El proyecto fundamenta todos los indicadores de desarrollo del yacimiento hasta el final de la vida útil del campo.

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

En la última etapa de desarrollo del campo, se elabora un proyecto de pre-desarrollo. Su principal objetivo: fundamentar las medidas para incrementar la recuperación de petróleo.

Hay 4 etapas (ver Figura 40), y en el modo de gas, 3 etapas.

1. El desarrollo de un objeto (yacimiento) se caracteriza por un aumento en la producción de petróleo, un aumento en el número de pozos y finaliza cuando se alcanza la producción de petróleo de diseño.

2. La etapa principal se caracteriza por un alto nivel estable de producción de petróleo. Al final de la etapa, se nota un aumento en el corte de agua, mientras se extrae el 40-60% de las reservas recuperables.

3. Una fuerte disminución en la producción de petróleo: el número de pozos de producción disminuye (debido a su inundación), las tasas de producción disminuyen, la cantidad de agua producida aumenta. Al final de la etapa, se extrae el 80-90% de las reservas recuperables.

4. La etapa final se caracteriza por bajos caudales de pozo y alto corte de agua en pozos y producción en general.

Figura: 40.

Control de campo geológico sobre el desarrollo de depósitos de hidrocarburos

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

Se distinguen los siguientes métodos de control:

1. Métodos hidrodinámicos: permiten estudiar la productividad de los yacimientos y otros parámetros geológicos y físicos utilizando equipos de fondo de pozo.

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 fisicoquímicos para controlar la composición química y las propiedades físicas del petróleo, el gas y el agua.

En el proceso de seguimiento del desarrollo, se obtiene información inicial para el análisis del desarrollo. El objetivo principal del análisis es comparar el diseño y los indicadores de desarrollo reales. El análisis de desarrollo es realizado por los departamentos de producción de petróleo y gas (NGDU) 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). Al mismo tiempo, se estudia el cambio en el tiempo de los siguientes indicadores:

Producción de petróleo

Extraccion de liquido

Producción de gas

Inyección de agua y gas

Bien stock (para diversos fines)

Presión del yacimiento

Posición de contactos.

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

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

Mapa del estado actual de desarrollo (selección actual) - en el formulario gráficos circulares muestra el caudal actual de los pozos en la fecha del mapa. De lo contrario, es similar al mapa de desarrollo.

Calendario de desarrollo: desarrollo a lo largo del tiempo.

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

Mapa de isobaras: control de los cambios de presión dentro del depósito.

Mapa de corte de agua: el estudio del corte de agua del reservorio y el movimiento de OWC, compilado en isolíneas del porcentaje de agua en el fluido producido.

Mapa de GOR: cuando el depósito está funcionando en el modo de conducción de gas disuelto o gas. Le permiten controlar el proceso de desarrollo. Se observa un aumento en el GOR en áreas de una fuerte disminución en la presión del yacimiento.

Cuando se detectan desviaciones de los indicadores reales de los de diseño, se regula el proceso de desarrollo del yacimiento.