Resumen

El "huff and puff" de agua en pozos horizontales en yacimientos herméticos ha logrado buenos resultados en la reposición de la energía de la formación. Sin embargo, tras varias rondas de tratamiento, se produce una rápida disminución de la presión de la formación que dificulta el mantenimiento de una producción estable. Para mejorar la tasa de recuperación de petróleo de los yacimientos estancos, es inminente cambiar el modo de desarrollo. En este trabajo, se analizaron las características de la distribución de tensiones en las puntas de las fracturas basándose en la teoría de Irwin y la teoría elástica. Se estableció un modelo de propagación y longitud de cierre de las fracturas basado en el mecanismo de propagación de la fractura natural inducida por la inyección de agua y en el principio de equilibrio energético de la mecánica de fracturas. Se llevaron a cabo experimentos de imbibición de surfactantes de acuerdo con el principio de imbibición del sistema de surfactantes, y se describió la ley de propagación de las fracturas naturales con una simulación numérica para analizar las características de infiltración de la red de fracturas dinámicas. Sobre la base de los trabajos anteriores, se propuso la alternancia del soplo de agua en la inyección y la producción segmentadas de acuerdo con la ley de distribución de la red de fracturas dinámicas. Se simuló el proceso de desarrollo de un caso de pozo real mediante estos dos modos de desarrollo para predecir 18 años de recuperación acumulada, la distribución de la presión y la tasa de recuperación. Los resultados mostraron que cuando el factor de intensidad de la tensión supera la tenacidad de la fractura, las fracturas naturales se extenderán a lo largo de sus direcciones originales y se conectarán, formando una red de fracturas irregular. Las longitudes de las fracturas después de la propagación y el cierre no provocarán la canalización del agua, ya que son mucho más cortas que el espacio entre pozos e intervalos. El tensioactivo podría disminuir la resistencia de la capa límite reduciendo el ángulo de contacto de humectación, lo que acabaría mejorando la eficacia de la imbibición. El desplazamiento radial y la imbibición dinámica se producen simultáneamente en una red de fracturas dinámicas durante la fase inicial de la inyección de agua, mientras que la imbibición estática se produce principalmente durante el período de cierre de la inyección y el remojo del pozo. De acuerdo con la comparación, el área de barrido de la inyección y la producción segmentadas fue mayor, terminando con un aumento continuo de la tasa de recuperación simulada y la recuperación acumulada. Los resultados de este estudio muestran que la alternancia de la inyección y la producción de agua después de la inyección segmentada en un yacimiento fracturado puede permitir el pleno aprovechamiento del potencial de la red de fracturas dinámicas y lograr una mejora efectiva de la tasa de recuperación de petróleo.

• Materias:Dióxido de carbono Perforación de pozos de minas Yacimientos minerales Minería Minas y minería Geofluidos
• Subjects:Carbon dioxide Shaft sinking Mineral deposits Mining Mines and mining Geofluids
• Palabras claves:red de fracturas dinámicas, tasa de recuperación de petróleo, longitud de la fractura, huff de agua, inyección segmentada, inyección de agua, fractura natural, yacimiento apretado, recuperación acumulada, modelo de propagación
• Keywords:dynamic fracture network, oil recovery rate, length of fracture, water huff, segmented injection, water injection, natural fracture, tight reservoir, cumulative recovery, model of propagation