Principios y técnicas básicas

1. Base teórica

En el desarrollo de muchos campos petroleros, para ahorrar costos y optimizar la producción, la mayoría de los pozos de producción son de explotación mixta de varias capas de petróleo. Por tanto, el petróleo producido proviene de diferentes yacimientos. Es de gran importancia para los campos petroleros aclarar la contribución de cada capa de petróleo a la producción conjunta, monitorear los cambios en la producción a lo largo del tiempo, monitorear la dinámica de producción de los pozos de petróleo, administrar los yacimientos de petróleo en capas e identificar si hay canalización o borde del pozo de petróleo. intrusión de agua. La cromatografía de gases se ha utilizado durante mucho tiempo para analizar y resolver problemas en la exploración de petróleo y gas. En la década de 1980, Chevron Petroleum Company fue pionera con éxito en el campo de aplicación del desarrollo y producción de campos petroleros. Utilizó tecnología de comparación de huellas dactilares cromatográficas para determinar el perfil de producción y la contribución a la productividad de una sola capa de petróleo, y logró resultados notables.

Figura 6-1 La relación entre la altura máxima de la huella cromatográfica del petróleo crudo y el contenido del compuesto

Comparación de huellas de la misma muestra de aceite con diferentes contenidos estándar de antraceno

Uso de la huella cromatográfica El cálculo de la contribución al rendimiento del mapa se basa en los dos principios básicos siguientes. En primer lugar, los picos cromatográficos (huellas dactilares) del petróleo crudo son aditivos (principio químico). La llamada aditividad significa que cuando las condiciones experimentales son consistentes, el contenido del compuesto representado por un cierto pico de huella en el petróleo crudo es proporcional a la altura de su pico de huella (Figura 6-1). Suponiendo que el contenido de un compuesto de huellas dactilares específico en diferentes capas individuales de petróleo crudo es diferente, y se mezclan diferentes capas individuales de petróleo crudo que contienen el compuesto de huellas dactilares, la altura del pico de huellas dactilares en el petróleo crudo mezclado debe ser consistente con su contenido en cada capa de petróleo crudo y la capa única de petróleo crudo Existe una relación lineal entre la proporción de mezcla de las capas de petróleo crudo (Figura 6-2). El segundo son las similitudes y diferencias en las huellas cromatográficas del petróleo crudo de una sola capa (condiciones geológicas). El petróleo crudo del mismo conjunto de rocas generadoras generadas al mismo tiempo tiene la misma migración, proceso de acumulación y evolución de acumulación, y sus propiedades físicas y características de huellas cromatográficas son similares. Sin embargo, debido a que el petróleo y el gas provienen de diferentes rocas generadoras, o son productos de la misma roca generadora en diferentes momentos, o los procesos de migración y acumulación de petróleo y gas son diferentes, o las interacciones entre el petróleo, el agua y la roca en diferentes yacimientos son diferentes, o las huellas cromatográficas del reservorio pueden cambiar debido a diferentes alteraciones como el lavado con agua, la oxidación y la biodegradación.

Figura 6-2 Relación proporcional entre las características de las huellas cromatográficas del petróleo crudo mixto y el petróleo crudo de una sola capa

Por lo tanto, en un bloque de producción, el petróleo crudo clasificado como la misma capa única en diferentes pozos Las huellas cromatográficas de diferentes zonas de pozos son más similares que las de diferentes capas individuales de petróleo crudo, mientras que las huellas cromatográficas de diferentes capas individuales de petróleo crudo en diferentes zonas de pozos son más diferentes que las de la misma capa única de petróleo crudo . Este es también el "mapa de características de una sola capa" que determinaremos más adelante. Aunque el grado de similitud y diferencia puede ser pequeño, siempre existe objetivamente en condiciones geológicas reales.

Según el modelo físico y químico (Figura 6-3), para m mezclas de aceite de una sola capa, cada muestra de aceite de una sola capa toma n parámetros característicos de huellas dactilares, luego el parámetro bi en la muestra de aceite mezclado está dado por n Un sistema de huellas dactilares compuesto por parámetros de huellas dactilares característicos de compuestos conocidos, por lo que existe αji correspondiente a cada parámetro característico:

Investigación de geoquímica de yacimientos en Nanlin Sag

Donde: I representa el I-ésimo parámetro característico; εi representa el error estadístico del I-ésimo parámetro característico en la muestra mixta; αji es el I-ésimo parámetro característico estándar de la J-ésima capa, que es una matriz de coeficientes no singular. Xj es la tasa de contribución de la capa J en la muestra mixta ().

La expresión matricial anterior es AX=b, es decir, a = [α Ji] es una matriz de n×m y b = [Bi] es una matriz de orden n. Haciendo referencia a estas dos bases de datos matriciales, a saber, la base de datos de parámetros de huellas dactilares características A y la base de datos de huellas dactilares de muestras mixtas B, se establece un modelo matemático para el análisis de rendimiento de una sola capa.

En comparación con los métodos tradicionales, como la medición mecánica y el registro de producción, la tecnología cromatográfica de huellas dactilares tiene las ventajas de bajo costo, rápida rotación, buena reproducibilidad y alta confiabilidad para determinar la contribución de una sola capa a la productividad, y No requiere ninguna atención. El pozo está cerrado y tiene amplias perspectivas de aplicación en el monitoreo dinámico de la producción de pozos de petróleo.

2. Métodos básicos y pasos técnicos

Al analizar y comparar las diferencias en las huellas dactilares de diferentes petróleos crudos, generalmente se selecciona la relación entre una serie de picos cromatográficos adyacentes con diferentes intensidades. reflejan la diferencia de contenido del grupo de petróleo crudo. Para representar gráficamente los datos de la relación de altura máxima, se utiliza el método de coordenadas polares para dibujar. Cada eje polar representa un conjunto específico de datos de relación de altura máxima. Los puntos de datos están conectados para formar un gráfico estelar, que puede reflejar claramente los datos. relación entre el petróleo crudo y las diferencias o correlaciones de composición.

Los métodos, ideas y pasos técnicos específicos son los siguientes:

Figura 6-3 Cambios de huellas dactilares de la producción combinada de petróleo crudo

1) Recolecte una muestra de aceite de una sola capa para la producción combinada , generalmente de la terminación de un pozo. De una sola capa de petróleo aislada por un empacador, o recolectada de RFT (pruebas de formación repetidas), DST (pruebas de sarta de perforación) y pruebas de petróleo en capas.

2) Analizar una sola capa con; cromatografía de gases Para la fracción de hidrocarburos saturados (o composición total de hidrocarburos) de la muestra de petróleo, seleccione y calcule los parámetros de huellas dactilares característicos que reflejen las diferencias entre diferentes petróleos crudos. Estos compuestos característicos de huellas dactilares deben tener una distribución estable, características obvias, una fuerte reproducibilidad en la misma capa de muestras de aceite y diferencias significativas en diferentes capas de muestras de aceite.

3) Prepare aceites mixtos con diferentes proporciones de un solo compuesto; aceites de capa Se tomaron muestras y se realizó un análisis cromatográfico de huellas dactilares para establecer un gráfico estándar de la distribución de productividad de cada capa individual de aceite en el aceite mezclado, y se midieron los parámetros cromatográficos de huellas dactilares del aceite de producción conjunta. se puede determinar la contribución a la productividad de cada capa de petróleo;

4 ) Establecer un modelo matemático y un programa de análisis de proporción de mezcla de petróleo crudo correspondiente al gráfico, analizar el petróleo mezclado del yacimiento y determinar la proporción relativa contribución de cada capa de petróleo;

5) Si se pueden obtener datos de producción, analizar la proporción de mezcla de petróleo crudo en base a estos datos. Se evalúa el programa de análisis y se verifican y corrigen las tablas establecidas.

II.Condiciones y técnicas experimentales

1. Condiciones experimentales

El instrumento utilizado es el cromatógrafo Shimadzu GC-17A y la columna cromatográfica es la capilar BP-5. columna (25 m × 0,25 mm), el gas portador es N2, la relación de división es 1: 9 y el caudal en la columna es 1 ml/min. Aumento de temperatura programado, la temperatura inicial es de 45 °C, la temperatura constante es de 65438 ± 0 min, luego se eleva a 300 °C a una velocidad de 4 °C/min y luego se mantiene a temperatura constante durante 30 min. La temperatura del detector/inyector es de 300°C.

2. Prueba de repetibilidad de la cromatografía

La estabilidad del funcionamiento del cromatógrafo es crucial para la fiabilidad de los resultados experimentales, lo que a su vez afecta a la precisión del estudio de la relación de capacidad de una sola capa. El análisis repetido de la misma muestra de aceite es un medio eficaz para probar la estabilidad del cromatógrafo. Probamos repetidamente las muestras de aceite que recolectamos. La Figura 6-4 muestra los resultados comparativos de dos análisis cromatográficos de petróleo crudo en el Pozo Xia 32-704. La reproducibilidad de la muestra es superior a 98, lo que confirma la viabilidad del método y la confiabilidad de los resultados del análisis cromatográfico.

Figura 6-4 Detección cromatográfica repetida de petróleo crudo en el Pozo Xia 32-704