1. Análisis de los datos de producción de cada pozo
El proyecto de demostración realizó drenaje y producción en cuatro pozos horizontales de múltiples ramas, incluidos DS01-1V, DS02-1V, PHH-001 y PHH-002. Pruebe, obtenga datos de producción reales y productividad de un solo pozo, y alcance los objetivos esperados del proyecto de demostración.
Desde febrero a agosto de 2006 hasta finales de 2007, se descargaron aproximadamente 72 meses-pozo. En general, la producción de un solo pozo DS01-1V en la veta de carbón No. 3 es relativamente alta, alcanzando un máximo de 12.000 m3/d. A medida que cae el nivel del líquido, la producción de gas aumenta de manera constante, manteniendo una presión de revestimiento de 0,8 a. 0,9 MPa, lo que muestra una buena capacidad de producción de gas. La producción de gas de la veta de carbón No. 15 es relativamente baja. El pozo PHH-002 puede mantener una producción estable de 4400 m3/d, lo que muestra una capacidad de producción de gas relativamente buena, lo que indica que la tecnología de pozo horizontal puede desarrollar eficazmente el carbón No. 15.
(1) Potencial de producción de la veta de carbón No. 3 en la Formación Shanxi
Los resultados de las pruebas de drenaje de los pozos horizontales de múltiples ramas en este proyecto muestran que el uso de múltiples ramas La tecnología de pozo horizontal en la veta de carbón No. 3 puede lograr una alta producción de gas. La producción diaria estable de gas de un solo pozo alcanza 1,0×104~1,2×104m3.
El siguiente es el historial de producción y el análisis de la capacidad de producción del pozo DS01-1V.
El pozo DS01-1V consta de un pozo de ingeniería y un pozo de producción. El pozo de ingeniería se denomina DS01-1 y el pozo de producción se denomina DS01-1V. El pozo de ingeniería DS01-1 fue perforado el 26 de diciembre de 2005. El 28 de enero de 2006 se completó la operación de 10 pozos ramales. El metraje total del pozo es de 6008,00 m, de los cuales el metraje de la sección horizontal de φ152,4 mm es de 5506,00 m. El plazo de construcción del pozo DS01-1 es de 32,8 días y el plazo de finalización es de 35,5 días.
La prueba de drenaje comenzó el 12 de febrero de 2006. El 26 de febrero de 2006, la producción de gas comenzó 15 días después del drenaje. La producción de gas aumentó de manera constante. La producción diaria de gas alcanzó los 12.000 m3/d y la acumulada. La producción de gas ha alcanzado los 233×104m3 (a finales de febrero de 2007). La presión del casing se mantiene entre 0,8 y 0,9 MPa, que es una presión relativamente alta, lo que indica que el pozo tiene un buen potencial de producción de gas (Figura 6-11).
Figura 6-11 Curva histórica de producción del pozo DS01-1V
(2) Potencial de producción de la veta de carbón No. 15 de la Formación Taiyuan
La La veta de carbón número 15 de la Formación Taiyuan aún no se ha formado. Tecnología de desarrollo de metano de lecho de carbón madura y rentable, esta vez intentamos realizar una prueba de desarrollo de tecnología de pozo horizontal. Se perforaron tres pozos. gran producción de agua, los otros dos obtuvieron una producción de gas relativamente buena. El pozo PHH-002 puede mantener una producción estable de 4400m3/d. En comparación con la veta de carbón No. 3, la producción de gas de la veta de carbón No. 15 es relativamente baja, pero aún muestra una capacidad de producción de gas relativamente buena.
1. Pozo PHH-002
La capa de producción del Pozo PHH-002 es la veta de carbón No. 15. Se puso en producción el 9 de agosto de 2006 y había sido minado. durante 17 meses hasta finales de diciembre de 2007. . La producción de gas es de 700~4500m3/d, con un máximo de 5000m3/d, y la producción acumulada de gas es de 282300m3 (Figura 6-12).
2. Pozo PHH-001
La capa de producción del pozo PHH-001 es la veta de carbón No. 15 y se puso en producción el 14 de julio de 2006. La producción máxima de gas es de 1600 m3/d y la producción acumulada de gas es de 103900 m3 (Figura 6-13). El pozo se sometió a reparación en 2007, se volvió a perforar y se agregaron pozos horizontales ramificados y longitud horizontal total.
Figura 6-12 Curva histórica de producción del pozo PHH-002
Figura 6-13 Curva histórica de producción del pozo PHH-001
II. Predicción de simulación de productividad
Después de medio año de drenaje y producción, el pozo DS01-1V ha obtenido datos de producción efectivos basados en un estudio en profundidad de las características estructurales y geológicas del área y la recopilación de una gran cantidad. número de parámetros del yacimiento, estableció un modelo geológico razonable, utilizó software avanzado de simulación numérica de metano en lechos de carbón para llevar a cabo investigaciones de análisis dinámico y comparación histórica, comprendió mejor la distribución y las características de cambio de los parámetros del yacimiento y las propiedades de los fluidos a lo largo del tiempo y el espacio, y predijo la El futuro de la tecnología de pozos horizontales de múltiples ramas. La contribución de su aplicación a la mejora de la recuperación de petróleo proporciona una base para la evaluación de los beneficios económicos.
(1) Coincidencia histórica de los datos de producción del pozo DS01-1V
La coincidencia histórica se basa en el análisis de sensibilidad y en el uso de los datos de producción reales de los pozos de prueba o de los pozos de producción. Invertir y corregir. parámetros relevantes del yacimiento de carbón en el área de estudio para hacer predicciones de producción más precisas. El objeto de la historia que coincide esta vez es la producción de gas y agua y la producción acumulada de gas y agua. La presión del fondo del pozo cambia con el tiempo y se proporciona como un valor conocido basado en los datos medidos. El proceso de comparación histórica es tan científico como el procedimiento de trabajo de simulación numérica. La curva de descarga se muestra en la Figura 6-14 y la curva de comparación histórica se muestra en la Figura 6-15.
Figura 6-14 Curva de drenaje del pozo horizontal de múltiples ramas Duanshi DS01-1
Figura 6-15 Curva de ajuste histórico del pozo horizontal de múltiples ramas Duanshi DS01-1
El trabajo de cálculo de simulación se realiza sobre la base del drenaje y la producción de gas a largo plazo. El modelo ha sido estudiado mediante análisis de sensibilidad, combinado con una gran cantidad de datos geológicos detallados de la región, y basado en análisis y demostraciones científicas, utilizando datos de producción reales (principalmente producción de gas, producción de agua y profundidad de la superficie del líquido), y a través de datos históricos. Coincidencia Se corrigieron e identificaron parámetros importantes que afectan la producción de metano en yacimientos de carbón. Se puede ver en el gráfico de la curva de coincidencia histórica que los parámetros obtenidos a través de la coincidencia histórica son científicos y creíbles, lo que sienta las bases para el siguiente paso del trabajo de predicción de producción.
(2) Predicción de producción de pozos horizontales de múltiples ramas
Usando los parámetros obtenidos por comparación histórica (Tabla 6-13), los datos de cambio de permeabilidad relativa se muestran en la Tabla 6- 14, entrada en el modelo Realizar pronósticos dinámicos de la capacidad de producción. El análisis de los resultados obtenidos de la simulación numérica muestra que los recursos de metano de las capas de carbón en esta área tienen perspectivas de desarrollo considerables.
Tabla 6-13 Tabla de parámetros básicos
① 1 cp=10-3Pa·s.
Tabla 6-14 Tabla de datos de permeabilidad relativa
Continuación de tabla
En este modelo de predicción de pozo horizontal de múltiples ramas, la longitud total de la sección horizontal es de 3000 m . A través de la operación del modelo, los resultados del cálculo se muestran en la Figura 6-16 y la Tabla 6-15. Los resultados del cálculo muestran que cuando se prevé que la vida útil de los pozos horizontales de múltiples ramas sea de 10 años, la producción promedio de metano en yacimientos de carbón puede alcanzar 15273,89 m3/d, la producción promedio anual de un solo pozo puede alcanzar 557,5 × 104 m3, y la La producción acumulada de un solo pozo puede alcanzar los 5574,97×104m3. La tasa de recuperación acumulada puede alcanzar el 68,62%. Con una vida útil de 20 años, la producción promedio de metano en yacimientos de carbón puede alcanzar los 10.500 m3/d, la producción anual promedio de un solo pozo puede alcanzar los 381,78 × 104 m3, la producción acumulada de un solo pozo puede alcanzar los 7635,66 × 104 m3 y la producción acumulada de un solo pozo puede alcanzar los 7635,66 × 104 m3. La tasa de recuperación puede alcanzar el 93,99%. La Figura 6-17 y la Figura 6-18 muestran respectivamente los cambios en el plano de presión de los pozos horizontales de múltiples ramas en los años 5 y 8. Al igual que en los pozos verticales, la presión dinámica cae rápidamente en los primeros años de desarrollo, mientras que en los últimos. etapas de desarrollo el rendimiento es La caída de presión es relativamente estable.
Figura 6-16 Curva de producción prevista de pozos horizontales de múltiples ramas
Figura 6-17 Gráfico de cambio de presión dinámica de pozos horizontales de múltiples ramas (quinto año)
Fig. 6-18 Diagrama de cambio de presión dinámica de pozos horizontales de múltiples ramas (octavo año)
Del análisis comparativo de los dos resultados de vida útil anteriores, el uso de la tecnología de pozos horizontales de múltiples ramas para desarrollar metano de carbón se puede lograr en los primeros 6 años. Dentro de este período, la tasa de recuperación alcanzó el 53,7% y en los siguientes 14 años, la tasa de recuperación aumentó en aproximadamente un 40%;
Las simulaciones muestran que la presión de fondo de pozo disminuye a medida que aumenta el tiempo de producción. La presión del pozo vertical cayó a 0,77 MPa en el octavo año y a 0,64 MPa en el decimoquinto año. La presión del pozo horizontal cayó a 1,01 MPa en el octavo año y a 0,87 MPa en el decimoquinto año.
Tabla 6-15 Tabla de predicción de producción de simulación de yacimientos de pozos horizontales de múltiples ramas