Optimización del sistema de producción de petróleo de esquisto en la cuenca de Ordos, China

Scientific Reports volumen 13, Número de artículo: 6515 (2023) Citar este artículo

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En este documento, el sistema de producción (PS) de petróleo de esquisto se optimiza de acuerdo con los datos de producción y los experimentos en interiores, incluidas las pruebas de núcleo y fluidos. Los resultados mostraron que: ① La tasa de caída de presión en la cabeza del pozo es una referencia razonable para la determinación de la duración del cierre posterior a la fractura (PFSID). Cuando la presión en la boca de un pozo horizontal es relativamente estable y la caída de presión es inferior a 0,1 MPa por día durante tres días consecutivos, el PFSID finaliza; ② La intensidad del reflujo del fluido de fracturación afecta la eficacia del apuntalante subterráneo, por lo que la intensidad del reflujo puede determinarse por el índice de flujo crítico y el factor de seguridad de cada apuntalante; ③ La intensidad del reflujo debe variar durante las diferentes etapas de desarrollo, que podrían dividirse en cuatro según la relación de producción de gas y petróleo (GOR) de un pozo horizontal de petróleo de esquisto: GOR de producción baja, media-alta, alta y alta-baja. Durante la etapa de GOR de baja producción, la relación entre la presión de flujo y la presión de saturación debe mantenerse mayor que 1,0, y la productividad líquida diaria inicial para una longitud lateral de cien metros de aceite en un pozo horizontal es de 2,4 ~ 2,9 m3/d; y durante las etapas de GOR de producción media-alta, GOR de producción alta y GOR de producción alta-baja, la productividad líquida diaria inicial de respuesta debe mantenerse entre 0,8 ~ 1,0 o menos de 0,8 respectivamente.

El reservorio continental de petróleo de esquisto de China es muy diferente al de América del Norte en términos de tamaño de cuenca, ambiente tectónico y condiciones sedimentarias. Las capas que contienen petróleo en América del Norte son gruesas y tienen buena continuidad y el petróleo de esquisto se encuentra en la ventana de condensado de petróleo ligero, con una alta relación gas-petróleo y suficiente energía de formación. Un pozo horizontal generalmente logra una alta producción inicial y acumulada después de la operación de fracturamiento e industrialización. Sin embargo, los yacimientos continentales de petróleo de esquisto en China cambian rápidamente en su distribución plana y, al mismo tiempo, la selección del punto "dulce" es difícil. Con un bajo grado de evolución térmica y energía de formación, la producción de un solo pozo es relativamente baja. Los estratos de esquisto continental en China son ricos en recursos de petróleo y se dividieron en tres categorías: capa intermedia, sedimento híbrido y esquisto1. Los hidrocarburos líquidos acumulados o retenidos en los estratos continentales de lutitas ricas en materia orgánica de la cuenca de Ordos son recursos no convencionales típicos de fuente introductoria, y los reservorios son capas intermedias y lutitas2,3,4,5. La cuenca de Ordos se encuentra en la unión de los dominios tectónicos oriental y occidental de China. Fue parte de la cuenca del norte de China durante la era Paleozoica. El movimiento indosinio procesado en el Triásico tardío hizo que la placa Yangtze se comprimiera y chocara hacia el norte con la placa del norte de China, y durante el mismo tiempo el cinturón orogénico de Qinling occidental se elevó, formando una gran depresión interior asimétrica cuenca lacustre con ancho y suave en el noreste mientras empinada y estrecha en el suroeste6. Los yacimientos de capas intermedias de petróleo de esquisto son formaciones sedimentarias clásticas continentales con malas propiedades físicas y estructuras complejas de microporos7,8,9. La porosidad de sus estratos que contienen petróleo está entre 4,0 ~ 12,9 %, con un promedio de 7,4 %, y la permeabilidad entre (0,01 ~ 1,55) × 10−3 μm2, con un promedio de 0,1 × 10−3 μm210,11,12. Después de decenas de años de prácticas de exploración y desarrollo de petróleo de esquisto bituminoso en la cuenca de Ordos, el campo petrolero de Qingcheng se construyó como un área de demostración para un desarrollo comercial de petróleo de esquisto bituminoso a gran escala durante el año 2018 ~ 2021, y se han perforado más de 600 pozos horizontales. en producción a fines de 2021, con un espacio entre pozos de 300 ~ 450 m y una longitud lateral promedio de 1650 m. La producción anual de petróleo de los yacimientos de petróleo de esquisto entre capas ha alcanzado el nivel de millones de toneladas.

El desarrollo comercial a gran escala del petróleo de esquisto tiene como objetivo garantizar un rápido retorno de la inversión, y el método principal es utilizar energía 'casi natural' después de la fracturación por volumen (VF, una fractura hidráulica con gran cantidad de fluido y apuntalante para 'cortar' el depósito en pedazos muy pequeños) en un pozo horizontal. Estos pozos muestran características de alta tasa de producción en su etapa inicial de recuperación (los tres primeros meses del ciclo de vida de recuperación de un pozo horizontal) y una alta tasa decreciente. El índice de recuperación es relativamente bajo y puede recibir beneficios económicos con precios altos del petróleo, mientras que el desarrollo apenas puede sostenerse con precios bajos del petróleo. Por lo tanto, un PS razonable destinado a lograr una tasa de recuperación más alta es esencial para el desarrollo de petróleo de esquisto bajo precios bajos del petróleo, además de la selección del "punto óptimo", la optimización del diseño del pozo y las tecnologías de ingeniería, y la reducción de la inversión. Un PS razonable de un pozo horizontal debería lograr una transición suave de diferentes energías impulsadas mientras reduce el daño de formación aplicado por el líquido de fracturamiento13. Un proceso general de desarrollo de petróleo de esquisto se puede dividir en tres etapas: etapa de cierre posterior a la fractura, etapa de drenaje y etapa de recuperación. Por lo tanto, un PS razonable debe ser adecuado para diferentes etapas: optimizar el PFSID para maximizar la liberación de energía impuesta por la fracturación hidráulica mientras se reduce el daño a la formación; para certificar una intensidad de reflujo razonable del líquido de fracturamiento, ya que una intensidad de reflujo inadecuada puede provocar la salida de arena de un yacimiento fracturado, mientras que una intensidad adecuada ayuda al cierre de las grietas fracturadas y es importante para el mantenimiento de la energía durante las etapas posteriores de recuperación de petróleo y para reducir la disminución tasa de un pozo horizontal; optimizar la intensidad de recuperación de fluidos durante las etapas de recuperación, durante las cuales un uso efectivo de la energía de formación reduce la tasa decreciente durante la etapa inicial. La energía elástica impuesta por el líquido de fracturamiento se libera durante la etapa de producción, y una alta productividad del líquido en esta etapa conduce a la liberación de gas disuelto y aparece la impulsión de gas disuelto durante esta etapa, lo que da como resultado un flujo de dos fases de petróleo y gas y una alta tasa decreciente. Así, una productividad razonable de un pozo horizontal asegura una liberación ordenada de tres tipos de energías elásticas subterráneas: la energía impuesta por los líquidos de fracturamiento bombeados, por la deformación de las rocas y líquidos de la formación y por el gas disuelto. Para el desarrollo de petróleo de esquisto continental en China, la práctica in situ está por delante de la investigación teórica, y este documento tiene como objetivo encontrar soluciones a los problemas encontrados durante el desarrollo del petróleo de esquisto bituminoso, que se mencionan anteriormente. Y las siguientes tres secciones son las soluciones a cada uno de los problemas anteriores. En este trabajo, se determinaron una serie de PS razonables para pozos horizontales con base en análisis teóricos y prácticas in situ, con el objetivo de mejorar la productividad individual de los pozos durante la etapa inicial y la recuperación final estimada (EUR).

La humectabilidad general del yacimiento de petróleo de esquisto en la cuenca de Ordos es neutra o débilmente hidrófila. La presión de fondo de pozo (BHP) de un pozo horizontal es mucho más alta que la presión de formación inicial (IFP) después de una VF a gran escala, y acelera el intercambio de líquido entre el pozo y el yacimiento, donde el petróleo subterráneo es desplazado por el líquido de fractura 'embebido' en la matriz del yacimiento. El cierre posterior a la fractura termina cuando BHP e IFP alcanzan un equilibrio.

La humectabilidad del yacimiento es un factor clave que afecta la eficiencia de la imbibición de agua bajo tierra, y un yacimiento hidrofílico muestra una mayor eficiencia de desplazamiento de petróleo5. Se recolectaron dieciocho muestras de núcleos para probar la humectabilidad del yacimiento mediante el método de autoabsorción. La humectabilidad general es neutra a débilmente hidrófila (Tabla 1).

En los medios porosos, el líquido de fractura se absorbe en el yacimiento hidrofílico que contiene petróleo, lo que desplaza el petróleo de la matriz, y el movimiento del líquido de fractura se ve afectado por la presión capilar y la gravedad10. Durante este proceso, el petróleo fluye desde la matriz del yacimiento hacia las grietas fracturadas y el líquido de fracturamiento hacia los pequeños poros del yacimiento. Investigaciones anteriores de experimentos de imbibición inversa y agua huff and puff mostraron que para una muestra central con una permeabilidad de 0,2 × 10−3 μm2, el punto de inflexión de su distancia de imbibición aparece como 7,6 cm, y esta es una distancia de imbibición muy corta14,15,16. Durante las prácticas in situ del proceso de cierre posterior a la fractura del desarrollo del petróleo de esquisto, la imbibición solo tiene lugar donde llega el líquido de fractura, y el volumen de barrido es entonces un factor clave que afecta la recuperación del petróleo de esquisto.

La recuperación relativa de muestras de núcleos con diferentes propiedades físicas mostró que la imbibición ocurre principalmente en poros medianos y pequeños (Tabla 2), y la curva del proceso muestra una forma de "dos pasos": el primer paso se denomina período de "velocidad rápida". la velocidad de imbibición muestra una tasa de disminución rápida durante el período inicial, y la recuperación de petróleo acumulada por imbibición aumenta bruscamente; el segundo paso es el período "estable", el punto de inflexión aparece a los 7 días cuando el cambio de la velocidad de imbibición y las curvas de recuperación acumuladas se vuelven suaves (Figs. 1 y 2).

Velocidad de imbibición de diferentes núcleos.

Recuperación de imbibición acumulada de diferentes núcleos.

Para examinar el impacto del líquido de fracturamiento en la fluidez del petróleo crudo, analizamos la viscosidad del petróleo en la superficie recolectada de 4 pozos horizontales en el campo petrolero de Qingcheng con 135 días de PFSID promedio. El experimento se realizó a temperatura de formación (60 °C) y presión atmosférica. Los resultados mostraron que la viscosidad promedio de las muestras de petróleo fue de 12,5 mPa.s, tres veces mayor que la viscosidad del petróleo crudo normal en la superficie (4,0 mPa·s) (Fig. 3), lo que significa que durante el período de cierre posterior a la fractura, El petróleo muestra emulsificación que conduce a una mayor viscosidad y una menor fluidez del petróleo crudo. El PFSID debe mantenerse en una ventana razonable.

Viscosidad del crudo emulsionado de 4 pozos horizontales bajo temperatura de formación (60 °C) y presión atmosférica.

Excepto por los experimentos realizados anteriormente, también encontramos que PFSID podría determinarse mediante BHP. BHP generalmente se calcula por la presión del cabezal del pozo que se mide con un piezómetro instalado en el cabezal del pozo después de la fractura hidráulica. La forma de la curva de caída de presión muestra dos etapas (Fig. 4): etapa de caída rápida (tasa de caída de presión superior a 0,5 MPa/d) y etapa de caída lenta (tasa de caída de presión entre 0,1 y 0,5 MPa/d), y corresponden a " período de "velocidad rápida" y período "estable" del proceso de imbibición mencionado en 2.2. Por lo tanto, considerando la distancia de imbibición, la etapa de imbibición y la fluidez del fluido, usamos la tasa de caída de presión en la cabeza del pozo para dividir las diferentes etapas de PFSI y determinar cuándo finaliza la PFSID. Cuando la tasa de caída de presión es superior a 0,5 MPa/d, el BHP aumenta debido a que el fluido de fracturamiento se expande desde el pozo hasta la matriz del yacimiento; cuando la tasa de caída de presión está entre 0,1 ~ 0,5 MPa/d, se considera que se produce un desplazamiento de agua por aceite; y el cierre del pozo termina cuando la tasa de caída de presión es inferior a 0,1 MPa/d durante tres días consecutivos (Fig. 5). Todo el proceso suele durar menos de 30 días.

Curva de caída de presión en boca de pozo con el tiempo del pozo horizontal en un yacimiento de petróleo de esquisto entre capas.

División de etapas de cierre de pozo utilizando la caída de presión en boca de pozo.

El pozo horizontal se encuentra en su etapa de drenaje después de PFSI y cuando la salinidad del agua producida iguala a la del agua de formación inicial, la etapa finaliza. Tanto la salinidad del agua producida como el agua de formación se pueden obtener a partir de experimentos en interiores, y la salinidad del agua de formación también se puede obtener de pozos de exploración, pozos de evaluación y pozos de estructura que han estado produciendo durante más de dos años. Los datos de producción del campo petrolero de Qingcheng muestran que la tasa de drenaje promedio de los pozos horizontales (proporción de agua producida tanto durante la prueba de petróleo como durante la etapa de desarrollo y el líquido de fracturamiento total) es del 13,5 %.

La salinidad del agua de formación en el área de Qingcheng es de 53,9 g/L. La salinidad del líquido producido aumenta con su flujo desde el subsuelo y eventualmente será igual a la del agua de formación. El aumento de la salinidad disminuye cuando la saturación de agua del líquido producido cae al 60% y este es el momento en que la salinidad del líquido producido es igual a la del agua de formación. La curva de salinidad se estabiliza cuando la saturación de agua está entre 75 y 50% y se mantiene alrededor de 50 g/L después de una pequeña fluctuación. De nuestras prácticas in-situ y para nuestra conveniencia de evaluar todos los pozos horizontales, usualmente usamos una saturación de agua de 60% como el punto donde termina la etapa de drenaje. Así, la etapa de drenaje finaliza cuando la saturación de agua desciende al 60% (Fig. 6).

Curva de saturación de agua, salinidad y tasa de reflujo en el área de Qingcheng.

Una estrategia agresiva de flujo de retorno puede acelerar la productividad en las primeras etapas del ciclo de vida de un pozo y tener un impacto mínimo en el desempeño a largo plazo de un pozo con terminación moderna cuando no se consideran las grietas y el daño a la formación17. Una estrategia de flujo de retorno razonable está determinada por el índice de flujo crítico del apuntalante y puede calcularse mediante la fórmula de flujo crítico.

El caudal crítico es el momento en que la arena de apuntalamiento comienza a moverse bajo tierra:

donde: ρs—densidad del apuntalante, kg/m3;ρ—densidad del fluido de fracturamiento, kg/m3;ds—diámetro de la arena apuntalante, mm;g—aceleración gravitatoria, m/s2;Vc—caudal crítico, m/s.

Asumimos que la forma de las grietas fracturadas es rectangular y el volumen de flujo crítico se calcula de la siguiente manera:

donde: Qc—volumen de flujo crítico, m3/h;N—número de conglomerados efectivos;hf—espesor del yacimiento, m;wf—ancho de las grietas fracturadas, m;Φp—porosidad plana de la fractura apuntalada, %;Bo—volumen factor.

El espesor promedio del depósito de petróleo de esquisto en el área de Qingcheng de la cuenca de Ordos es de 15 m, y el tamaño de la arena de cuarzo utilizada como apuntalante durante la fracturación es de entre 40 y 70 mallas. La porosidad y el ancho de la fractura apuntalada es del 20% y 0,01 m. El factor de volumen del fluido de fracturamiento a base de agua es 1.1. Dibujamos un gráfico sobre los tamaños de apuntalante y la tasa crítica de flujo de retorno (Fig. 7). Con el tamaño de la arena de cuarzo de menos de 70 mallas, la tasa crítica de reflujo es menos de 95 m3/d. Agregamos un factor de seguridad de 0,85 ~ 0,90 cuando usamos este gráfico para determinar la tasa crítica de reflujo bajo prácticas in situ: la intensidad de reflujo de una horizontal es la tasa crítica de reflujo multiplicada por el factor de seguridad.

Relación entre la tasa crítica de reflujo y el tamaño de la arena de cuarzo.

La porosidad del yacimiento de petróleo de esquisto Chang 7 del área de Qingcheng es del 8% con una saturación de petróleo del 71% y un espesor del yacimiento de 16 m. En esta área se desplegaron diez pozos horizontales (HP1 ~ 10) con una longitud lateral de 1500 m y un espacio de pozo de 1000 m. La intensidad de reflujo calculada del pozo HP1 ~ 5 es de 500 ~ 1000 m3/d, y estos pozos mostraron una división de arena muy severa en el pozo durante el reflujo, mientras que se aplicó una intensidad de reflujo de 80 ~ 100 m3/d para el pozo HP6 ~ 9 y no mostró división de arena. Aquí, se toma como ejemplo el pozo HP7, en el que se aplicó fracturamiento segmentado multi-cluster con obturador de agujero abierto. El pozo se fracturó en 12 etapas con 7352,2 m3 de líquido de fractura. El tamaño del apuntalante es de malla 70 y con una densidad de 1410 kg/m3. La densidad del líquido de fracturamiento es de 1000 kg/m3 y el diámetro de la arena apuntalante es de 0,000212 m. La porosidad plana de la fractura apuntalada es del 20% y el factor de volumen de 1,1. El volumen de reflujo crítico calculado es de 95 m3/d y la intensidad de reflujo de 80 ~ 86 m3/d. La intensidad del reflujo in situ es de 85 ~ 92 m3/d y produjo 1227,2 m3 de fluido en 14 días. El pozo se puso en producción en noviembre de 2013 y se recuperaron 28 mil toneladas de petróleo a diciembre de 2021, el EUR es 9,4% y el petróleo acumulado final se estima en 51,7 mil toneladas.

Para utilizar completamente la energía de la impulsión de gas disuelto, un ciclo de vida completo de recuperación de petróleo de esquisto se puede dividir en cuatro etapas según el GOR de producción, en referencia al reservorio de inyección de agua: GOR de producción baja, media-alta, alta y alta-baja (Fig. . 8). La consideración principal durante el desarrollo de petróleo de esquisto es cómo utilizar completamente la energía de formación subterránea, por lo que se analiza la relación entre GOR, la presión de flujo y la productividad del petróleo para optimizar la intensidad del líquido durante las diferentes etapas de recuperación.

División de etapas de desarrollo de energía casi natural de pozos horizontales de petróleo de esquisto con fracturamiento de volumen a gran escala.

Ciento diecinueve pozos en el área de Qingcheng que han estado produciendo continuamente durante más de un año y medio fueron seleccionados para estudiar el rendimiento de producción de los pozos horizontales de petróleo de esquisto. La longitud lateral promedio de estos pozos es de 1695 m con un 73,2% de longitud lateral petrolífera y un 11,0% de hidrocarburo total probado. Fueron fracturados en 22 etapas y 107 clusters, y en cada pozo se bombeó un promedio de 28,808 m3 de líquido y 3219 m3 de arena. La productividad diaria promedio inicial de petróleo es de 15,9 t/d y la productividad diaria actual es de 9,7 t/d.

Descubrimos que la caída de GOR comienza a acelerarse cuando la presión de flujo es inferior al 80% de la presión de saturación (Fig. 9). RFS está correlacionado positivamente tanto con la productividad del pozo por cien metros de longitud lateral petrolífera como con la producción acumulada de petróleo. La curva de la correlación muestra características de "tres etapas": RFS no muestra una correlación obvia con la productividad del pozo cuando es superior a 1; la productividad del pozo comienza a disminuir con la caída del RFS y la tendencia de caída se acelera cuando el RFS es inferior a 0,8. Para pozos con baja RFS, aparece una desgasificación muy grave y el bajo uso de la energía de formación da como resultado un desarrollo deficiente del petróleo de esquisto (Fig. 9a,b).

(a) relación entre RFS y la producción diaria de petróleo por cien metros-metro de formación petrolífera (b) relación entre el índice de saturación del flujo y la producción acumulada de petróleo para una longitud lateral petrolífera de cien metros.

La Figura 10 muestra una relación entre la productividad líquida inicial y la producción acumulada de petróleo por cada cien metros de longitud lateral petrolífera del pozo horizontal en diferentes períodos. La productividad líquida durante la etapa de GOR bajo puede optimizarse mediante el análisis de la productividad líquida inicial y la producción acumulada de petróleo por cada cien metros de longitud lateral que contiene petróleo. Encontramos que durante la etapa baja de GOR, la productividad del líquido debe mantenerse entre 3,0 ~ 4,0 m3/d para una longitud lateral de cien metros que contenga petróleo para recibir una mayor productividad durante la etapa inicial, y que entre 2,4 m3/d y 2,9 m3/d tener una mayor producción acumulada de aceite en etapas posteriores (Fig. 10).

Relación entre la productividad líquida inicial y la producción acumulada de petróleo por cien metros de longitud lateral petrolífera en diferentes períodos.

La productividad líquida en las etapas GOR de producción media-alta, alta y alta-baja podría optimizarse mediante la predicción de la producción de petróleo. Las características decrecientes de la producción de petróleo en el área de Qingcheng son similares a la disminución hiperbólica de los Alpes (Fig. 11)18. El ajuste de datos de la tendencia de producción mostró que la tasa de caída de producción varía para los pozos que entraron en producción en los años 2018, 2019 y 2020. Para los pozos de 2018, las tasas de caída de los primeros tres años son 28,5%, 21,3% y 15,0%; y la de 30.3%, 18.7%, 13.6% para pozos de 2019 y 32.6%, 19.6%, 14.0% para pozos de 2020. Las diferencias en estas tasas de caída es menor al 1% en sus primeros cinco años de producción (Fig. 12) . Por lo tanto, para pozos en sus etapas GOR de producción media-alta, alta y alta-baja, la productividad líquida razonable se puede calcular mediante la tasa de caída prevista.

Curva de ajuste de caída de producción anual de pozos horizontales en el área de Qingcheng.

Disminución de la producción anual de pozos horizontales de petróleo de esquisto en la cuenca de Ordos.

Etapa GOR de baja producción: GOR está entre 100 m3/t y 200 m3/t. Durante esta etapa, la energía aumentada por el líquido bombeado, por la deformación del reservorio y por el fluido subterráneo, así como la energía de expansión del gas disuelto, debe ser utilizada en su totalidad. La energía de expansión del gas disuelto proviene del gas que se expande en el aceite y, sin embargo, no comienza a fluir. Esta energía es capaz de impulsar el petróleo hasta el fondo de un pozo. Durante esta etapa, FSR es superior a 1,0. La productividad líquida inicial está entre 2,0 m3/d y 2,5 m3/d para una longitud lateral petrolífera de cien metros. Y se prevé que esta etapa se mantenga durante 3 años y se deben aplicar métodos para prolongar esta etapa para aumentar la recuperación final de petróleo.

GOR de producción media-alta: GOR está entre 200 m3/t y 600 m3/t. Esta es la primera etapa de la impulsión de gas disuelto. El factor de compresibilidad del gas es mucho más alto que el factor de compresibilidad integral, entonces la energía de expansión elástica del gas disuelto es la principal fuerza impulsora durante esta etapa. La presión de flujo disminuye con la caída de la presión de formación. En esta etapa, RFS se mantiene entre 0,8 y 1,0 para mantener una cierta intensidad líquida.

GOR de alta producción: GOR es superior a 600 m3/t y el pozo se encuentra en su etapa media-tardía de empuje de gas disuelto con RFS inferior a 0,8. En esta etapa, el fluido subterráneo está altamente desgasificado y aumenta la viscosidad del petróleo. La fluidez disminuye y el GOR de producción es 6 veces mayor que el GOR inicial.

GOR de alta-baja producción. Esta es la última etapa de la impulsión de gas disuelto. Durante esta etapa, la energía de la formación se ha consumido en gran medida y tanto la productividad del líquido como el GOR de producción están disminuyendo continuamente, y el pozo terminará sin producir gas ni líquido.

El desarrollo de petróleo de esquisto con pozos horizontales en Qingcheng comenzó en 2018 y ganó mucha experiencia desde entonces. Seleccionamos HH11-1 como el pozo típico porque sus condiciones geológicas y escala de fracturamiento están cerca del nivel promedio del área, y ha estado produciendo durante un período relativamente largo. Su longitud lateral es de 1719 m con 972 m de longitud lateral petrolífera y 195 m de longitud lateral petrolífera inferior. El pozo está fracturado en 22 etapas y 98 clusters con 4285 m3 de arena y 30,377 m3 de líquido bombeado bajo tierra. La proporción de arena de fracturamiento es de 18,5% y el volumen de tratamiento es de 11,2 m3/min. La productividad diaria de líquido y aceite durante la etapa inicial es de 29,1 m3 y 20,0 t respectivamente, y la intensidad del reflujo de líquido es de 2,5 m3/d por cada cien metros de longitud lateral. El FSR se mantiene por encima de 1,0 (BHP es 10 MPa). Este pozo ha estado produciendo durante más de tres años y la productividad diaria actual de líquido y petróleo es de 17,2 m3/dy 11,6 m3/d. La producción acumulada de petróleo es de 18.933 t y el pozo muestra un buen resultado de desarrollo (Fig. 13).

Curva de producción del pozo HH11-1.

El yacimiento de petróleo de esquisto de la cuenca de Ordos es neutral o débilmente hidrofílico, lo que favorece el desplazamiento por imbibición de petróleo; este proceso tiene lugar principalmente en poros medianos-pequeños en la matriz y la curva muestra una forma de "dos pasos": período de velocidad rápida y velocidad lenta; cuanto más larga sea la duración del cierre posterior a la fractura, mayor será la posibilidad de que el aceite se emulsione y la fluidez empeore. El PFSID se determina por el cambio de presión en la cabeza del pozo. El cambio de presión se puede dividir en 3 etapas y su tasa decreciente se ralentiza después de 30 días de PFSID. Mediante el análisis que mencionamos en este documento, propusimos que una duración razonable de cierre debe dividirse por la tasa de caída de presión, y la duración finaliza en 30 días.

El sesenta por ciento de la saturación del agua marca el final del proceso de reflujo, y ese es el momento en que la salinidad del líquido de reflujo es igual a la del agua de formación. La intensidad del reflujo se puede calcular mediante la tasa crítica de reflujo del factor de seguridad de tiempos de apuntalante. Para las características físicas del yacimiento de petróleo de esquisto en la cuenca de Ordos, hemos formado un gráfico que muestra la relación entre el caudal crítico y los tamaños de los apuntalantes, y ayuda a determinar la intensidad del reflujo de un pozo horizontal.

Todo el ciclo de vida de desarrollo de un pozo horizontal se puede dividir en cuatro etapas según el cambio de GOR de producción: GOR de producción baja, media-alta, alta y alta-baja;

La intensidad del reflujo durante las diferentes etapas de desarrollo se puede optimizar de acuerdo con las relaciones entre la GOR de producción, la presión de flujo y la productividad. La intensidad del reflujo durante la etapa de GOR de baja producción se puede optimizar mediante la productividad líquida y la producción acumulada por cada cien metros de longitud lateral de aceite, y durante la GOR de producción media-alta, alta y alta-baja se puede optimizar mediante la tasa de caída prevista. Para los pozos horizontales en el campo petrolífero de Qingcheng, la intensidad del flujo de retorno debe mantenerse entre 3,0 ~ 4,0 m3/d para una longitud lateral de cien aceite durante la etapa inicial y 2,4 ~ 2,9 m3/d durante la etapa de producción posterior.

Todos los datos generados o analizados durante este estudio se incluyen en este artículo publicado [y sus archivos de información complementarios].

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Descargar referencias

La financiación fue proporcionada por el Proyecto Principal de Ciencia y Tecnología Nacional del Ministerio de Ciencia y Tecnología de China, 2017ZX05013-004.

Facultad de Geociencias, Universidad China del Petróleo (Beijing), Beijing, 102249, China

Xiaolong Wan

PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, 710018, República Popular China

Xiaolong Wan y Jianming Fan

Instituto de Investigación de Exploración y Desarrollo, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, 710018, República Popular China

Shuwei Ma, Jianming Fan, Yuanli Zhang y Chao Zhang

Laboratorio Nacional de Ingeniería para la Exploración y Desarrollo de Campos de Petróleo y Gas de Baja Permeabilidad, Xi'an, 710018, República Popular China

Shuwei Ma, Jianming Fan, Yuanli Zhang y Chao Zhang

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XW preparó y completó el cuerpo principal del manuscrito del pater. SM dio ideas del artículo y es responsable de la presentación del artículo y es el autor correspondiente. JF proporcionó los datos de producción en papel. YZ ayudó a organizar los datos de producción y preparó las Figs. 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12. Las Figs. preparadas en ZC. 1, 2, 3, 4, 5.

Correspondencia a Shuwei Ma.

Los autores declaran no tener conflictos de intereses.

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Reimpresiones y permisos

Wan, X., Ma, S., Fan, J. et al. Optimización del sistema de producción de petróleo de esquisto en la cuenca de Ordos, China. Informe científico 13, 6515 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-33080-8

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Recibido: 09 Septiembre 2022

Aceptado: 06 abril 2023

Publicado: 21 abril 2023

DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-023-33080-8

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