Aplicación de la tecnología de fracturación ácida en los Campos Petrolíferos No.3 y No.4 de Tahe

(Instituto de Planificación y Diseño de la Oficina de Petróleo del Noroeste, Urumqi 830011)

Con base en las características del yacimiento del Ordovícico en el campo petrolífero de Tahe, se establecieron los objetivos de construcción de fracturación ácida y las dificultades técnicas. Se analizaron los aspectos de la construcción de fracturación ácida, se introdujo el sistema ácido, el tipo de proceso de fracturación ácida, las medidas técnicas, el proceso post-ácido, la sarta de tuberías de acidificación y los parámetros de construcción específicos utilizados en el campo petrolífero de Tahe. A través de la comparación de los efectos del aumento de la producción en diferentes etapas y los datos del aumento de la producción de petróleo crudo, se muestra que la fracturación ácida tiene una importancia positiva para el desarrollo del campo petrolífero de Tahe, y se discuten los problemas existentes de la fracturación ácida en el campo petrolífero de Tahe.

Tipos de tecnología de fracturación ácida en el campo petrolífero de Tahe; sarta de fracturación ácida; reflujo de ácido residual

El yacimiento de carbonato del Ordovícico en el campo petrolífero de Tahe tiene una gran heterogeneidad. Debido a las limitaciones del tipo de espacio del yacimiento carbonatado, el grado de desarrollo y el patrón de distribución, las propiedades físicas y la productividad de los pozos varían mucho. La fracturación ácida, como medio eficaz para transformar yacimientos carbonatados, se ha desarrollado amplia y profundamente en este yacimiento petrolífero, marcado por el éxito del Pozo Sha 23. En la etapa inicial de desarrollo, debido a una comprensión insuficiente del yacimiento, la cuestión de la selección de capas y el control del agua no se tomó en serio, y para la construcción se utilizó la "fracturación ácida general" en pozos abiertos largos. Los parámetros eran pequeños y la eficiencia de la construcción. era bajo y había un problema de producción de agua. Sobre la base del resumen de experiencias y lecciones, la Oficina de Petróleo del Noroeste ha profundizado su comprensión de los yacimientos y fortalecido la exploración de tecnologías como la prevención de agua y el control de fracturas, la selección y aislamiento de capas y la fracturación ácida profunda. Tecnologías como el relleno de pozos abiertos, la finalización de perforaciones con revestimiento de 5", la tecnología de estratificación de pozos abiertos con empacador, la fracturación con ácido prehidráulico, la fracturación con ácido por inyección alterna de múltiples etapas y otras tecnologías se han aplicado en el campo petrolero y han logrado resultados fructíferos. En esta etapa Además, se ha propuesto la política técnica de "gran volumen de ácido, gran desplazamiento, pérdida de filtrado reducida, velocidad lenta y penetración profunda" para profundizar y mejorar gradualmente la investigación y aplicación de tipos de líquidos ácidos, sistemas de líquidos de tratamiento y tecnología de procesos. Es una tecnología de estimulación de yacimientos y una operación de terminación de pozos que juega un papel activo en el desarrollo del yacimiento petrolífero de Tahe.

1 Características del yacimiento

1.1 Características del yacimiento

El yacimiento de petróleo del Ordovícico en el campo petrolífero de Tahe está enterrado profundamente (por debajo de los 5300 m) y la temperatura de la formación es alta (124 °C). La litología es piedra caliza microcristalina, (incluida) piedra caliza microcristalina granular y granular. caliza, caliza microcristalina, caliza dolomítica, caliza de grava y roca kárstica. La composición mineral de la roca es principalmente calcita, y el contenido de calcita de la mayoría de las muestras llega al 99%. En segundo lugar, los minerales ampliamente distribuidos son el mineral de hierro. silíceo y dolomita, pero el contenido es mayoritariamente < 1%, y el contenido de dolomita de algunas muestras alcanza el 25%. La composición química de la roca es principalmente carbonato de calcio, con un contenido superior al 80%, y el contenido promedio de carbonato total. es del 90%.

El yacimiento es un yacimiento de carbonato de colina enterrado, y el espacio de almacenamiento es un tipo de poros secundarios, cuevas y fracturas formadas por procesos supergénicos y supergénicos. :

(1) La porosidad de la matriz es baja y la permeabilidad es pobre.

(2) El grado de desarrollo de fracturas secundarias y poros disueltos determina el rendimiento del yacimiento.

(3) El espacio del yacimiento tiene una fuerte heterogeneidad vertical y horizontal, y su distribución varía mucho entre los dos campos petroleros, entre pozos y entre capas.

El sistema Ordovícico en el campo petrolífero de Tahe se puede dividir. en fracturas El análisis de las propiedades físicas del núcleo (muestra) muestra que el rango de distribución de porosidad es 0,1% ~ 4,8%, 81,75% es inferior al 1% y la porosidad promedio es 0,8% El rango es <0,1 × 10-3 ~. 252 × 10-3 μm 2, 91,69% es < 1 × 10-3 μ m2 y la permeabilidad promedio es < 0,65438 Las fracturas son el espacio poroso más desarrollado en el yacimiento del Bajo Ordovícico. El campo petrolífero de Tahe está dominado por fracturas verticales o de ángulo medio-alto con una apertura de <0,1 mm.

1.2 Daño del yacimiento

Presión equivalente de la formación del campo petrolífero de Tahe La densidad es de 1,08 ~ 1,10 g. /cm3 Al perforar, generalmente se utiliza el sistema de lodo de polímero a base de potasio o polisulfonato, y la densidad es generalmente de 1,13 ~ 1,16 g/cm3. Los pozos con buenas propiedades físicas del yacimiento tienen problemas de fugas en diversos grados, lo que causa graves daños a la formación.

La fracción total de petróleo crudo en Tahe No. 3 y No. 4. los campos petroleros es bajo y el contenido de goma, asfalteno y parafina es mayor. Por ejemplo, la fracción total del Pozo S47 en el Campo Petrolífero Tahe No. 3 es del 52% al 67% de la fracción total del Pozo T401 en Tahe No. 4 Oilfield es del 18,5% al ​​27,5%.

Durante el proceso de perforación y terminación, las fluctuaciones en la temperatura y presión de la formación harán que el petróleo crudo del yacimiento se descomponga en coloide, asfalto y parafina, bloqueando los canales de petróleo y gas y reduciendo en gran medida la capacidad de filtración del yacimiento.

1.3 Análisis de sensibilidad del yacimiento

A través de experimentos con núcleos interiores, se obtuvieron los resultados del análisis de sensibilidad del yacimiento.

Sensibilidad al agua: débil. Principalmente por el bajo contenido de minerales arcillosos sensibles al agua en la formación.

Sensibilidad ácida: débil-moderada. Es causada principalmente por la migración de partículas causada por la disolución ácida.

Sensibilidad a los álcalis: Moderada. Es causada por la inestabilidad de la solución de silicato que se forma cuando el pedernal entra en contacto con un álcali fuerte.

Sensibilidad a la velocidad: débil. El caudal crítico de la estructura nº 3 es 0,75 ml/min y el caudal crítico de la estructura nº 4 es 1,5 ml/min. Dado que el caudal durante la fracturación ácida es mucho menor que 0,75 ml/min, no se producirán daños relacionados con la velocidad.

2 Proceso de fracturación ácida

2.1 Objetivos de construcción y dificultades técnicas

La fracturación ácida elimina el bloqueo cercano al pozo mediante la disolución y erosión del líquido ácido y mejora la capacidad de almacenamiento Reservorio de capa y permeabilidad. Al mismo tiempo, las fracturas formadas por la fracturación ácida pueden extenderse a través de la capa de baja permeabilidad cerca del pozo, formando canales de corrosión de larga distancia con alta conductividad. Si se conecta a la capa de alta permeabilidad con fracturas desarrolladas, se puede obtener el efecto ideal de aumento de la producción.

Para obtener efectos ideales de fracturación ácida, se deben considerar plenamente la ubicación del pozo y los factores de capa, se deben analizar y resolver las dificultades de la construcción, se deben formular los objetivos de la construcción y se deben evaluar los sistemas de líquidos ácidos, los tipos de procesos y los parámetros técnicos. debe ser seleccionado razonablemente.

Con base en los objetivos de la fracturación ácida del Ordovícico en el campo petrolífero de Tahe, y con base en las características del yacimiento, se analizaron las dificultades técnicas y se lograron los siguientes resultados:

(1) Cuándo Las fracturas naturales se desarrollan y son verticales. O en formaciones dominadas por fracturas de ángulo medio y alto, la tecnología de caída de presión ácida y pérdida de fluido y la tecnología de control de la altura de la fractura vertical son difíciles.

(2) Cuando el depósito se entierra más profundamente y la longitud de la tubería aumenta, la fricción de la tubería aumentará inevitablemente, lo que limita el aumento del flujo de inyección y no favorece el aumento de la distancia efectiva. del ácido.

(3) La temperatura es un factor importante que afecta la velocidad de reacción de la roca ácida. La alta temperatura del pozo acelerará la velocidad de reacción de la roca ácida y acortará el tiempo de acción efectiva del ácido.

(4) El alto contenido de roca carbonatada y la alta tasa de disolución son condiciones importantes para la fracturación ácida. Al mismo tiempo, la rápida tasa de disolución aumentará inevitablemente el consumo cerca del pozo y no favorece una penetración profunda.

(5) El petróleo pesado contiene un alto contenido de coloides y asfaltenos. Por un lado, es fácil formar residuos ácidos y, por otro lado, es fácil formar una emulsión con ácido residual, lo que provoca. daño secundario al yacimiento; la fuerza relativa del petróleo pesado La densidad y la viscosidad son altas, lo que no favorece el reflujo de ácido residual.

(6) La baja presión de formación no favorece el drenaje.

2.2 Tipo de ácido

2.2.1 Requisitos básicos para la solución ácida

(1) La solución ácida debe coincidir con la roca yacimiento y el fluido a tratar. buena resistencia a la temperatura.

Analizar y comprender las propiedades físicas y químicas de las rocas y fluidos del yacimiento, seleccionar agentes de tratamiento a través de experimentos y determinar la fórmula del sistema ácido.

(2) Aumentar la distancia de acción efectiva del ácido para asegurar la profundidad e intensidad de la estimulación del yacimiento.

La pérdida de fluido del líquido ácido y la velocidad de reacción de la roca ácida son factores importantes que afectan la distancia de acción efectiva del líquido ácido. Se pueden tomar las siguientes medidas para reducir estos dos indicadores de desempeño.

①Selecciona la concentración de ácido (HC1).

(2) La viscosidad de la solución ácida es alta, como el ácido gelificado de alta viscosidad y el ácido emulsionado preparado con agentes gelificantes y emulsionantes.

③Utilizar reductor y retardador de pérdida de fluido.

(3) Reduce la corrosión ácida en el aceite y la carcasa.

Los inhibidores de corrosión se utilizan para frenar la corrosión ácida del aceite y la carcasa.

(4) Alivia eficazmente el bloqueo de la formación y evita daños secundarios.

(1) Previene eficazmente la formación de precipitaciones secundarias y residuos ácidos.

Utilizar agentes antihinchazón para evitar que los minerales arcillosos se hinchen y migren en la formación; utilizar agentes anti-escoria ácida para evitar la precipitación de escoria ácida que puede ocurrir debido a la acción del líquido ácido y el uso de petróleo pesado; Estabilizadores de iones de hierro para evitar la disolución en la formación Los iones de hierro producidos por soluciones ácidas en las tuberías de petróleo (casing) precipitan en la formación.

(2) Tiene cierta capacidad de suspensión y puede transportar las partículas inertes insolubles en ácido y el sedimento generado por la reacción de la roca ácida de regreso al exterior del pozo.

③ Previene eficazmente que el ácido residual emulsione y rompa la emulsión generada para facilitar el reflujo y evitar nuevas obstrucciones.

④El ácido residual se puede descargar de forma rápida y oportuna.

Utilice coadyuvantes de filtración para reducir la tensión superficial del ácido residual y mejorar los efectos de drenaje.

2.2.2 Fórmula y rendimiento de la solución ácida

Según el ensayo de reacción de la roca y la teoría básica de la fracturación ácida, la concentración de ácido clorhídrico (HCl) es del 20%.

La fórmula y el rendimiento del fluido ácido utilizado para la fracturación ácida en el campo petrolífero de Tahe se muestran en la Tabla 1.

El sistema ácido espesado (gelificado) tiene una cierta viscosidad, lo que puede reducir en gran medida la pérdida de ácido por filtración, reducir en gran medida la tasa de transferencia de masa del ácido a la superficie de la fractura y ralentizar la velocidad de reacción entre el ácido y Roca y aumenta el rango efectivo de ácido. Al mismo tiempo, este sistema puede reducir la fricción de la tubería y aumentar la presión en el fondo del pozo, por lo que la capacidad de creación de fracturas de este sistema es más fuerte que la de los sistemas ácidos retardados convencionales.

Al principio, Tahe Oilfield solo usaba sistemas ácidos retardantes convencionales, pero ahora utiliza principalmente sistemas ácidos espesantes (gelificantes).

2.3 Tipos de procesos de fracturación ácida

(1) Fracturación ácida lenta convencional

Tabla 1 Tipo de ácido, fórmula y rendimiento Tabla 1 Tipo de líquido ácido, composición y rendimiento

Es el tipo de proceso de fracturación ácida lenta convencional. Esta tecnología de fracturación ácida solo se utilizó en las primeras etapas del campo petrolífero Tahe, como el pozo Sha 23.

(2) Fracturación ácida con ácido espesado (gelificado)

Es decir, el tipo de proceso de fracturación ácida con ácido espesado (gelificado). Es uno de los principales tipos de proceso de fracturación ácida en el campo petrolífero de Tahe. Por ejemplo los pozos TK408 y TK409.

(3) La fracturación ácida inyecta alternativamente fluido previo a la fracturación y fluido ácido.

El proceso de fracturación ácida consiste en inyectar presión hidráulica previa (fracturación) de alta viscosidad para abrir el yacimiento o extender las fracturas originales en el yacimiento, luego inyectar ácido y repetir el proceso de inyección anterior muchas veces.

Los fluidos de prefracturación reducen las temperaturas de fracturación y la posterior filtración de ácido, mejoran la geometría de la fractura, causan un ataque ácido desigual en las superficies de la fractura a través de digitaciones viscosas, aumentan la distancia de penetración y mejoran la conductividad de la grieta. La inyección alternativa de líquido de prefracturación y ácido favorece una mayor expansión y ensanchamiento de las grietas, aumentando la profundidad de penetración del ácido y mejorando la tasa de utilización del ácido. La fracturación ácida, que inyecta alternativamente fluido previo a la fracturación y fluido ácido, es una tecnología con fuertes capacidades de creación de fracturas.

Tahe Oilfield generalmente adopta de 2 a 3 niveles de inyección, utilizando una combinación de fluido de prefracturación y ácido gelificado. La fórmula del ácido gelificante utilizado se muestra en el ácido gelificante (3) en la Tabla 1. Según el tipo y rendimiento del fluido de fracturamiento previo, se puede dividir en dos tipos:

① Inyectar fluido de fracturamiento ácido del mismo género alternativamente.

Es decir, el fluido de fracturación es del mismo tipo y rendimiento y no cambiará durante la construcción. Como el pozo T403 (segunda vez) y el pozo TK404.

La viscosidad del prefluido (fluido de fracturación) en el campo petrolífero de Tahe es de aproximadamente 70 MPa·s (la velocidad de corte es de 170 s-1) y la relación de viscosidad con respecto al líquido ácido es de aproximadamente 3.

Composición de la fórmula: 5% HPG+1% AR+1% PJ+2% A-25+0,5% ZA-5+0,5% sp 169.

②La fracturación ácida inyecta alternativamente fluido de fracturación anisotrópico.

Es decir, el tipo o las propiedades del fluido de fracturación son diferentes o cambiarán durante la construcción. Como por ejemplo el TK411.

La secuencia de construcción de este tipo de proceso en Tahe Oilfield es la siguiente:

Fluido de fracturación lineal+fluido de fracturación en gel+ácido gelificado+fluido de fracturación en gel+ácido gelificado+.

Composición fórmula del fluido de fracturamiento:

Fluido base: 6% HPG+1% Ar+1% PJ+2% A-25+0,5% ZA-5+0,5% sp 169 ;

Solución de reticulación: 1% bcl-6(a)+0,5% BC 1-6(b);

Rompedor de gel: 0,5% rompedor de gel.

A una velocidad de corte de 170 s-1, la viscosidad del fluido base es de 69 ~ 73 MPa·s a 90 °C y una velocidad de corte de 1708-1, la viscosidad del gel formador; La solución a los 90 minutos es de 600 ~ 210 MPa·s, la viscosidad de la solución para romper el gel después de 120 minutos es de 6 MPa·s.

2.4 Proceso y medidas técnicas

(1) Tomar medidas efectivas para mejorar la pertinencia de la fracturación ácida y asegurar la intensidad del tratamiento de las capas de transformación seleccionadas.

①Relleno largo de pozo abierto

La zona de desarrollo de fracturas y poros disueltos de la corteza erosionada es el principal reservorio del yacimiento del Ordovícico en el campo petrolífero de Tahe. Para pozos con terminaciones de pozo abierto, acorte la sección expuesta del pozo a menos de 100 m mediante tapones de cemento o relleno de arena para reducir la posibilidad de comunicación con la capa de agua subyacente. Este método se utiliza comúnmente en la terminación de pozos abiertos en el campo petrolífero de Tahe.

② Cambia el método de finalización.

Adopte el método de terminación con revestimiento de 5", seleccione la capa y perfore, y lleve a cabo la construcción de fracturación ácida. El pozo TK404 es el primer pozo de terminación con revestimiento de 5" en el campo petrolífero de Tahe, está fracturado con ácido y es de alto rendimiento. Bueno.

Para el método de terminación de disparos del casing, la calidad de la cementación es la clave para garantizar un aislamiento efectivo entre capas. La cementación del revestimiento de 5" en el campo petrolífero de Tahe tiene problemas como la profundidad del pozo, la sección corta del pozo, el diámetro pequeño de la tubería, los espacios pequeños y la fácil fuga de la formación. La construcción de cementación es difícil. Fortalecer la investigación y la aplicación del sistema de lechada de cemento y la tecnología de construcción para mejorar 5" La calidad de la cementación del revestimiento proporciona la garantía necesaria para la construcción posterior.

③Fracturación ácida en capas de packer en agujero abierto.

La fracturación con ácido estratificado del empacador de pozo abierto puede generar la posibilidad de sellado superior e inferior del empacador y la posibilidad de inestabilidad del pozo. La posición de instalación debe seleccionarse estrictamente y se deben formular las medidas de seguridad correspondientes. .

A. Capa de doble sello en pozo abierto

El pozo TK304X en el campo petrolífero de Tahe adopta tecnología de fracturación ácida en capas con empacador de pozo abierto doble, y el empacador adopta un empacador de expansión de 45/8", utilizando el positivo método de presión para el ajuste.

B. Capas de sellado simple en pozo abierto

El pozo TK413 en el campo petrolífero de Tahe adopta tecnología de fracturación ácida en capas con empaquetador de pozo abierto único, el método de ajuste es el mismo. como se indica arriba.

(2) Inyecte líquido de limpieza antes del tratamiento con presión ácida para eliminar la obstrucción de materia orgánica, mejorar el efecto del tratamiento con ácido y ayudar a reducir o evitar la generación de residuos ácidos. La fórmula del fluido de limpieza y el sistema ácido de soporte utilizados en Tahe Oilfield se muestran en la Tabla 2.

(3) El fluido de reemplazo debe considerar completamente la limpieza, el reflujo, el enfriamiento y la compatibilidad con los fluidos de formación y otros factores de tratamiento. y coincide con el tipo de proceso y los requisitos de construcción.

La fórmula del fluido de desplazamiento y el sistema ácido de soporte utilizados en el campo petrolífero Tahe se muestran en la Tabla 2.

(4) Mejorar el drenaje de inyección. una medida importante para aumentar la distancia de acción efectiva del ácido.

El desplazamiento de inyección es un factor importante que afecta la distancia de acción efectiva del ácido. Aumentar el desplazamiento de inyección y aumentar el caudal de ácido en las fracturas aumentará la resistencia. de la velocidad de reacción de la roca ácida, pero puede mantener el ácido activo en lo profundo de la formación, aumentando así la distancia de penetración del ácido, de modo que las fracturas grabadas con ácido formadas después de la acidificación tengan una alta conductividad en la etapa inicial de la fracturación ácida. En el campo petrolífero de Tahe, el desplazamiento de inyección fue de 1,5 m3/min, en el lado bajo. Después de analizar exhaustivamente la curva de construcción, los efectos de la construcción y la posibilidad de conexión entre capas (capa de agua), el desplazamiento de inyección se incrementó a 2,5 ~ 3,5 m3. /min y se lograron buenos resultados de construcción.

Tabla 2 La relación de coincidencia entre la fórmula del líquido de tratamiento auxiliar y la solución ácida Tabla 2 La relación entre el líquido de tratamiento auxiliar y la solución ácida

Por supuesto, no podemos perseguir ciegamente aumentar el desplazamiento de inyección cuando el desplazamiento de inyección aumenta a un cierto nivel. Cuando aumenta la distancia de penetración del ácido, la tasa de crecimiento de la altura de la junta vertical puede aumentar. Por lo tanto, el desplazamiento de inyección debe determinarse en función. sobre las condiciones específicas del pozo y la consideración integral de los factores técnicos y económicos

2.5 Tratamiento post-ácido

Reacción de cierre

Después de exprimir el. fluido de desplazamiento, cerrar el pozo y esperar la reacción ácida. El tiempo de reacción de cierre inicial para la fracturación ácida en el campo petrolífero de Tahe es de 60 a 120 minutos. y drene el líquido lo antes posible. El tiempo de reacción de cierre se controla dentro de los 30 minutos.

Tecnología de drenaje

Después de abrir el pozo, el ácido residual debe descargarse rápidamente. La tasa de descarga no es inferior al 70%. Durante el período de reflujo, la descarga es controlada por el estrangulador y el diámetro del estrangulador depende de la presión del cabezal del pozo. Sistema de trituración al agregar materiales residuales

El proceso de drenaje utiliza una combinación de drenaje en capa y drenaje artificial para aumentar la velocidad de drenaje y la tasa de retorno.

(1) Dispositivo auxiliar de drenaje del piso.

① Utilice equipo auxiliar de drenaje.

Agregar coadyuvantes de filtración a la solución ácida puede reducir la tensión superficial de la solución ácida, cambiar la humectabilidad de la roca y aumentar la interacción entre los. solución ácida y el ángulo de contacto de la roca, reduciendo así la resistencia capilar de la masa rocosa, mejorando el flujo de retorno del ácido residual y logrando el propósito de auxiliar de filtración en la capa. Los auxiliares de filtración utilizados en el líquido ácido de Tahe Oilfield incluyen ZP-1, ZA-5, etc.

②Inyección mixta de nitrógeno líquido

Al inyectar ácido, el nitrógeno líquido se mezcla con la solución ácida. Después de la fracturación ácida, se alivia la presión en la boca del pozo y se inyecta nitrógeno para expandirse y aumentar la energía. , que puede acelerar el drenaje por gravedad. Además, agregar nitrógeno líquido a la solución ácida también puede disminuir la velocidad de reacción de la roca ácida, reducir la pérdida del filtro ácido y aumentar la distancia de acción del ácido. El volumen de inyección mixta de nitrógeno líquido en el campo petrolífero de Tahe es de 20 a 30 m3, dependiendo de las condiciones de construcción.

(2) Drenaje manual

Si el pozo de petróleo no puede expulsar o deja de expulsar, se deben tomar medidas de drenaje manual rápidamente para evitar que el ácido residual cause contaminación secundaria. En las primeras etapas de desarrollo del campo petrolífero de Tahe, el bombeo se utilizaba para la minería. Los camiones con tubería flexible y los camiones con bomba de nitrógeno líquido se utilizan a menudo para el drenaje por elevación de gas debido a su bajo rendimiento. Este método tiene las siguientes ventajas: se realiza el drenaje de líquido en la tubería, el obturador se abre, el ácido residual no puede ingresar al espacio anular y la carcasa está protegida; la tasa de utilización de nitrógeno es alta, la velocidad de drenaje es rápida y la construcción es segura; La profundidad del levantamiento de gas puede alcanzar los 4.500 metros.

2.6 Tubería de acidificación

2.6.1 Plan de tubería

Adoptar el plan de tubería de petróleo combinado. La longitud es de 2000 ~ 3500 metros, dependiendo de los requisitos de construcción y las condiciones específicas del pozo.

Solución de empacador

Para proteger la carcasa y el cabezal del pozo, garantizar la seguridad de la construcción y cumplir con requisitos especiales de construcción (como el taponamiento de pozos abiertos), los empacadores se utilizan para la fracturación ácida en el campo petrolífero de Tahe. . Según los diferentes métodos de terminación y ubicaciones de taponamiento, las soluciones de empacador se pueden dividir en las siguientes categorías:

(1) Terminación de pozo abierto

①Fracturación ácida en pozo abierto

Usando un empacador recuperable de 7", la carcasa de 7" se ajusta mediante presión o rotación.

Plan de combinación de sarta de tubería:

Trompeta + tubería + packer de 7" + anclaje hidráulico de 7" + tubería + válvula de circulación + válvula de cierre + combinación de sarta de tubería.

②Fracturación ácida en capas con doble sello de orificio abierto

Utilice dos empacadores inflables encima y debajo de la capa de fracturación ácida, adopte el método de ajuste de presión positiva y seleccione la capa de orificio abierto para el ajuste.

Plan de combinación de sarta de tuberías:

Junta ciega + empacador (abajo) + tubería de aceite + válvula de circulación de control de presión + junta de expansión + empacador (superior) + junta de expansión + tubería de aceite +circulación combinación de válvula+válvula de cierre+sarta de tubería.

③Fracturación ácida en capas con sello único de orificio abierto

Utilice un empacador inflable, adopte un método de ajuste de presión positiva y elija la configuración de orificio abierto.

Plan de combinación de sarta de tuberías:

Tapón inferior + tubería + empacador + válvula de cierre + tubería + anclaje hidráulico de 7” + junta de expansión + combinación de sarta de tubería.

(2) Finalización de la perforación del revestimiento de 5"

Dependiendo de las condiciones del pozo, se puede utilizar un empacador recuperable de 5" y un revestimiento de 5" para el ajuste.

Plan de combinación de sarta de tuberías:

Ancla hidráulica + tubería de aceite + empacador de 5" + anclaje hidráulico de 5" + tubería de aceite + válvula de circulación + válvula de cierre + combinación de sarta de tubería de aceite.

2.7 Condiciones de construcción

El tipo de fracturación ácida, la dosis, la relación de proporción y los parámetros de construcción son, sin duda, parámetros importantes que afectan el efecto de la fracturación ácida. La Tabla 4 refleja los parámetros de varios medios técnicos utilizados en Tahe Oilfield.

En el proceso inicial de fracturación ácida del campo petrolífero de Tahe, no se adoptaron medidas de taponamiento ni relleno, pero se adoptaron fracturación ácida lenta convencional y fracturación ácida espesante. El consumo de ácido es pequeño (convertido en consumo de ácido por metro), la sección del pozo abierto es larga, los parámetros de construcción son pequeños y el efecto de construcción no es ideal. Con la profundización del conocimiento, se optimizó la tecnología de construcción, se mejoraron varios parámetros y se lograron buenos resultados (ver Tabla 4).

Tabla 4 Datos de construcción Tabla 4 Datos de operación de fracturación ácida

3 Efecto de la fracturación ácida

Excepto el pozo T302, los pozos en el campo petrolífero de Tahe que se han sometido a fracturación ácida Ninguno produjo antes de la fracturación ácida y se probaron algunos pozos en busca de petróleo, pero los resultados no fueron ideales. Después de la fracturación ácida, un gran número de pozos alcanzaron productividad o incluso una alta producción. El análisis exhaustivo de los efectos de la fracturación ácida en el campo petrolífero de Tahe se muestra en la Tabla 5.

Análisis integral de los efectos de la fracturación ácida en el campo petrolífero de Tahe Tabla 5 Análisis completo de la eficiencia de la fracturación ácida

El efecto del pozo Sha 23 construido a finales de 1998 en el campo petrolífero de Tahe fue mejor, pero El efecto de la fracturación ácida en el segundo trimestre de 1999 No es ideal. Como puede verse en la Tabla 5, el valor promedio diario de petróleo crudo producido mediante fracturación ácida durante este período fue bajo y la contribución a la capacidad de producción fue limitada. Las manifestaciones específicas son: pocos pozos de producción, baja producción por pozo, rápido deterioro y corto período de validez. Las razones incluyen la selección de la ubicación de los pozos, las capas y la fracturación ácida, así como los pocos pozos de construcción, las medidas técnicas insuficientes, los bajos parámetros de construcción y la descarga de agua después de la fracturación. Durante este período, se construyeron 7 pozos y 4 pozos aumentaron la producción, lo que aumentó la producción anual de petróleo crudo en 1,9383×104t a la producción anual acumulada de petróleo de fracturación ácida del 1,999%, lo que representa el 1,999% de la producción total de petróleo crudo de Northwest Petroleum. Oficina. Un solo pozo incrementó el petróleo crudo en 0,2769×104t, y solo el pozo Sha 23 mantuvo una producción normal. Wells TK405, T302 y Sha 64 dejaron de funcionar antes de 19991. En el tercer y cuarto trimestre de 1999, con el avance de la comprensión, la mejora de la tecnología y la mejora de las medidas, la fracturación ácida logró un desarrollo más amplio y profundo en el campo petrolífero de Tahe. Durante este período se construyeron 17 y 18 pozos y se agregaron 11 pozos.

En 1999, la producción de petróleo crudo aumentó en 21,9979×104t, lo que representó el 91,9% de la producción total de petróleo de fracturación ácida en 1999 y el 19,22% de la producción total de petróleo crudo de Northwest Petroleum Bureau. La producción de petróleo crudo de un solo pozo es de 1,2221×104t y todos los indicadores han mejorado considerablemente en comparación con el período anterior. Han aparecido varios pozos de alto rendimiento, como Sha65, Sha67, TK404, TK408, TK409, TK410 y. TK466. El pozo T403, donde la fracturación ácida falló por primera vez, se volvió altamente productivo después de la segunda estimulación (136,81t/d 1999 65438+2 meses, boquilla de 7 mm).

En 1999, el aumento acumulado de la presión ácida en el campo petrolífero de Tahe fue de 23,9362×104t (7,6919×104t en pozos de exploración y 16,2443×104t en pozos de desarrollo). La producción anual de petróleo crudo (medición de un solo pozo) de la Oficina de Petróleo del Noroeste es de 114,4249×104t, y el aumento de la fracturación ácida representa el 20,9% de la producción anual total de petróleo crudo.

Como se puede ver en la Tabla 5, hay 10 pozos inválidos de fracturación ácida en el campo petrolífero de Tahe, lo que representa el 40% del número total de pozos en construcción. Las razones son: ① El yacimiento del Ordovícico en el campo petrolífero de Tahe es muy heterogéneo y es difícil captar los patrones de distribución lateral de los poros disueltos y las zonas de desarrollo de fracturas. Debido a factores objetivos como las características de desarrollo del propio yacimiento y la ubicación estructural de cada pozo, muchos pozos no han logrado el propósito de comunicarse con zonas donde se enriquece petróleo y gas y se desarrollan propiedades físicas. (2) Si el plan de construcción es razonable, si las medidas técnicas son perfectas y si la intensidad de la construcción es suficiente afectará directamente el efecto final de la construcción. La fracturación ácida y la producción de agua insuficientes después de la fracturación ácida son las razones por las que la fracturación ácida de un solo pozo es ineficaz, como la primera fracturación ácida en el pozo T403 y la fracturación ácida secundaria en el pozo TK405. ③ La fracturación ácida repetida en un solo pozo aumentará la cantidad de pozos no válidos, como el pozo TK406.

4 Preguntas y Discusiones

(1) La altura de la grieta entre el agua a presión ácida y la presión ácida.

El yacimiento del Ordovícico en el campo petrolífero de Tahe tiene una fuerte heterogeneidad y fracturas bien desarrolladas, la mayoría de las cuales son fracturas verticales o de ángulo medio-alto con una apertura inferior a 0,1 mm. La fractura ácida inevitablemente se verá afectada por la. características de desarrollo de las fracturas del yacimiento e influencia de la tendencia. Si bien se aumenta la extensión horizontal de la presión ácida, controlar el desarrollo de la altura de la fractura vertical para evitar la comunicación con la capa de agua del Ordovícico es una cuestión muy importante que enfrenta el campo petrolífero de Tahe. Las aguas residuales afectan directamente la producción de petróleo crudo, la evaluación de los efectos de la fracturación ácida y la formulación e implementación de medidas adicionales. Por lo tanto, al tiempo que se fortalece la investigación teórica, se debe utilizar tecnología de ingeniería para medir la capa de absorción de ácido y la altura de fractura de los pozos en pozos abiertos para mejorar la comprensión del mecanismo de fracturación ácida de los yacimientos del Ordovícico y guiar la formulación y construcción de planes de fracturación ácida. Según el estado técnico de Tahe Oilfield, se pueden utilizar los siguientes métodos:

①Utilizar curvas de medición eléctrica

Utilizar curvas de registro integrales (todo o parte del proyecto), seis electrodos Se analizaron y compararon curvas laterales, curvas de registro de resistencia de fluidos y temperatura del pozo, y curvas de registro eléctrico antes y después de la fracturación ácida.

② Realizar registro de producción.

Utilice registros de caudalímetro rotacional, registros de temperatura, registros de trazadores radiactivos y registros de ruido para medir el perfil de flujo y la altura de la fractura, comprender la contribución a la productividad de cada capa y evaluar el efecto de la fracturación ácida.

(2) Fracturación ácida repetida y efectos

En vista de las deficiencias de la fracturación ácida "convencional" con largos agujeros abiertos, la Oficina de Petróleo del Noroeste seleccionó varios pozos iniciales de fracturación ácida y utilizó tapones de cemento para rellenarlos. El método acortó la longitud del agujero abierto y llevó a cabo repetidas fracturas ácidas. Según los resultados de la primera fracturación ácida, los cuatro pozos que fueron fracturados repetidamente con ácido se pueden dividir en dos categorías: uno son los pozos que produjeron agua después de la primera fracturación ácida, como TK405 y T302, y el otro son los pozos que produjeron agua después de la primera fracturación ácida. que no pudieron producir después de los primeros pozos de fracturación ácida, como los pozos TK406 y T403. Después de múltiples fracturas con ácido, el pozo 1302 (dos veces) y el pozo TK406 (tres veces) no produjeron líquido, el pozo TK405 produjo agua (dos veces) y el pozo T403 (dos veces) tuvo una alta productividad.

El análisis cree que:

①Las características de desarrollo del yacimiento en sí son la razón fundamental para que la fracturación ácida pueda obtener capacidad de producción. Para yacimientos con baja porosidad y baja permeabilidad y pocos poros, agujeros y fracturas, aunque la presión ácida puede penetrar una gran distancia, si no es suficiente para conectar capas con rico petróleo y gas y propiedades físicas desarrolladas, el efecto de estimulación ideal no puede lograrse. obtenido. .

②La resistencia, la escala y los parámetros de construcción del ácido utilizado para la fracturación ácida repetida deben ser mayores que los de la fracturación ácida anterior, y se debe seleccionar un tipo de proceso con una fuerte capacidad de creación de juntas.

(3) El agua producida por la presión ácida en la etapa inicial aumentará en gran medida la dificultad del tratamiento posterior. Dado que las grietas pueden extenderse y conectarse dentro de la capa, la cementación no puede garantizar un relleno eficaz y la fracturación ácida repetida no puede garantizar buenos resultados. Pozos como este deben analizarse y tratarse caso por caso.

(4) La fuente de agua se encuentra en la formación Ordovícica en el fondo del pozo. El método de rellenar el pozo con tapones de cemento puede reducir o evitar la conexión de la capa de agua y fortalecer la pertinencia de la fracturación ácida.

(3) El problema del reflujo ácido residual

La presión de formación del Ordovícico es baja (la densidad es de 1,08 ~ 1,10 g/cm3). Los datos del análisis de muestras de agua de drenaje muestran que el agua de la formación del Ordovícico está altamente mineralizada y su densidad es cercana o incluso mayor que la densidad equivalente de presión de la formación del Ordovícico. Después de la fracturación ácida, una gran producción de agua o un alto contenido de humedad inhibirán las capacidades de autoflujo y drenaje de la formación y tendrán un impacto extremadamente negativo en el retorno del ácido residual. Si la presión del ácido no está conectada con la zona de enriquecimiento de petróleo y gas y desarrollo de propiedades físicas, el suministro de energía del fondo del pozo no se puede mejorar fundamentalmente y el retorno del ácido residual se volverá más difícil, causando daños secundarios al yacimiento. Por lo tanto, es necesario fortalecer la selección científica de pozos y la selección de capas, y fortalecer la investigación y aplicación de la tecnología de drenaje ácido residual.

La fracción total de petróleo crudo en el campo petrolífero Tahe No. 4 es baja, la viscosidad es alta y la pérdida de presión del flujo de petróleo en el pozo es grande. Por lo tanto, se debe llevar a cabo la investigación y aplicación de las características del flujo de petróleo crudo y la tecnología de reducción de la viscosidad del pozo en el campo petrolífero Tahe No. 4 para mejorar la capacidad de drenaje del pozo de petróleo.

(4) Optimización de los parámetros de construcción

La selección de parámetros de construcción como el volumen de inyección y la velocidad de inyección debe considerar la capacidad real de construcción, la seguridad en el pozo y el impacto de la construcción. de la intensidad y profundidad de la transformación; por otro lado, también se debe considerar el desarrollo de grietas verticales y cambios de tensiones. Para los pozos que han sido fracturados con ácido, es necesario utilizar registros eléctricos, registros de producción, análisis de pruebas de pozos y otros medios para evaluar integralmente el efecto de la fracturación con ácido, fortalecer la comprensión del rango de extensión y la tendencia de las fracturas de fracturación con ácido del Ordovícico. y establecer un sistema adecuado para las fracturas de fractura ácida del Ordovícico en el campo petrolífero de Tahe. Modelo de características del yacimiento cerámico, cálculo científico y selección razonable del volumen de inyección, tasa de inyección y otros parámetros de construcción.

(5) Optimización del plan de fracturación ácida

El yacimiento del Ordovícico en el campo petrolífero de Tahe tiene una fuerte heterogeneidad. Para capas de baja porosidad, baja permeabilidad y bajo rendimiento, si la capa de enriquecimiento de petróleo y gas y la zona de desarrollo físico pueden conectarse determina el efecto final de la fracturación ácida. Es crucial aumentar tanto la distancia de penetración del ácido. lo más posible. Debemos partir de aspectos como la estratificación, el control del craqueo, la desaceleración y la reducción de la pérdida del filtro, como el uso de ácido multietapa, el ajuste del volumen del líquido y la relación de rendimiento del fluido de prefracturación y los líquidos ácidos en todos los niveles, etc. , optimizar aún más el plan del proceso y mejorar el efecto de fracturación ácida.

Aplicación de la tecnología de fracturación ácida en el campo petrolífero de Tahe

Yang Lantian

(Instituto de Planificación y Diseño de la Oficina de Geología del Petróleo del Noroeste,? rümqi 830011)

Resumen: A través del análisis de las características del yacimiento Ordovícico del campo petrolífero de Tahe, se determinó el objetivo de fracturación ácida y se analizaron el sistema de líquido ácido, el tipo de proceso de fracturación ácida, el proceso de post-acidificación, la combinación de sartas de fracturación ácida y los parámetros de construcción. Al comparar los efectos y los datos del aumento de la producción de petróleo crudo en diferentes períodos, se introdujo la importancia de la tecnología de fracturación ácida. Finalmente, se discuten los problemas existentes en las operaciones de fracturación ácida en el campo petrolífero de Tahe.

Palabras clave: tipo de fracturación ácida de Tahe Oilfield, sistema de tecnología de fracturación ácida, combinación de columna de fracturación ácida, retorno de ácido residual