Optimisation du système de production du développement de l'huile de schiste dans le bassin d'Ordos, Chine

Rapports scientifiques volume 13, Numéro d'article : 6515 (2023) Citer cet article

316 accès

Détails des métriques

Dans cet article, le système de production (PS) d'huile de schiste est optimisé en fonction des données de production et des expériences en intérieur, y compris des tests de carottes et de fluides. Les résultats ont montré que : ① Le taux de chute de pression à la tête de puits est une référence raisonnable pour la détermination de la durée d'arrêt post-fracture (PFSID). Lorsque la pression à une tête de puits de puits horizontal est relativement stable et que la chute de pression est inférieure à 0,1 MPa par jour pendant trois jours consécutifs, la PFSID prend fin ; ② L'intensité du reflux du fluide de fracturation affecte l'efficacité de l'agent de soutènement souterrain, ainsi l'intensité du reflux peut être déterminée par le débit critique et le facteur de sécurité de chaque agent de soutènement ; ③ L'intensité du reflux doit être variée au cours des différentes étapes de développement, qui pourraient être divisées en quatre selon le rapport de production de gaz et de pétrole (GOR) d'un puits horizontal de pétrole de schiste : GOR de production faible, moyenne-élevée, élevée et élevée-faible. Au cours de la phase de faible GOR de production, le rapport de la pression d'écoulement et de la pression de saturation doit être maintenu supérieur à 1,0, et la productivité initiale quotidienne de liquide pour une longueur latérale pétrolifère de cent mètres dans un puits horizontal est de 2,4 ~ 2,9 m3/j ; et pendant les stades GOR de production moyenne à élevée, GOR de production élevée et GOR de production élevée-basse, la productivité liquide quotidienne initiale doit être maintenue entre 0,8 ~ 1,0 ou moins de 0,8 respectivement.

Le réservoir d'huile de schiste continental de la Chine est très différent de celui de l'Amérique du Nord en termes de taille de bassin, d'environnement tectonique et de conditions sédimentaires. Les couches pétrolifères en Amérique du Nord sont épaisses et ont une bonne continuité et l'huile de schiste se trouve dans la fenêtre pétrole léger-condensat, avec un rapport gaz-pétrole élevé et une énergie de formation suffisante. Un puits horizontal atteint généralement une production initiale et cumulée élevée après fracturation et exploitation industrialisée. Cependant, les réservoirs continentaux d'huile de schiste en Chine changent rapidement dans leur distribution planaire et, en même temps, la sélection des points « soucis » est difficile. Avec un faible degré d'évolution thermique et d'énergie de formation, la production d'un seul puits est relativement faible. Les strates de schistes continentaux en Chine sont riches en ressources pétrolières et ont été divisées en trois catégories : intercouche, sédiments hybrides et schistes1. Les hydrocarbures liquides accumulés ou retenus dans les strates continentales de schiste riche en matière organique du bassin d'Ordos sont des ressources non conventionnelles d'intro-source typiques, et les réservoirs sont des intercouches et du schiste2,3,4,5. Le bassin d'Ordos est situé à la jonction des domaines tectoniques oriental et occidental de la Chine. Il faisait partie du bassin de la Chine du Nord à l'époque paléozoïque. Le mouvement indosinien traité au Trias supérieur a provoqué la compression et la collision de la plaque du Yangtze vers le nord avec la plaque de la Chine du Nord, et pendant le même temps, la ceinture orogénique de West Qinling s'est soulevée, formant un grand bassin lacustre de dépression intérieure asymétrique avec large et doux dans le nord-est tandis que raide et étroit dans le sud-ouest6. Les réservoirs intercouches d'huile de schiste sont des formations sédimentaires clastiques continentales avec de mauvaises propriétés physiques et des structures de micropores complexes7,8,9. La porosité de ses strates pétrolifères est comprise entre 4,0 ~ 12,9 %, en moyenne à 7,4 %, et la perméabilité entre (0,01 ~ 1,55) × 10−3 μm2, en moyenne à 0,1 × 10−3 μm210,11,12. Après des dizaines d'années d'exploration et de pratiques de développement de l'huile de schiste dans le bassin d'Ordos, le champ pétrolifère de Qingcheng a été construit comme zone de démonstration pour un développement commercial à grande échelle de l'huile de schiste au cours de l'année 2018 ~ 2021, et plus de 600 puits horizontaux ont été en production d'ici la fin de 2021, avec un espacement des puits de 300 ~ 450 m et une longueur latérale moyenne de 1650 m. La production annuelle de pétrole à partir des réservoirs d'huile de schiste intercouche a atteint le niveau d'un million de tonnes.

Le développement commercial à grande échelle de l'huile de schiste vise à assurer un retour sur investissement rapide, et la principale méthode consiste à utiliser l'énergie «quasi-nature» après la fracturation volumique (VF, une fracture hydraulique avec une grande quantité de fluide et d'agent de soutènement pour «couper» le réservoir en très petits morceaux) sur un puits horizontal. Ces puits présentent des caractéristiques de taux de production élevé dans sa phase de récupération initiale (les trois premiers mois du cycle de vie de récupération d'un puits horizontal) et un taux de décroissance élevé. Le taux de récupération est relativement faible et est en mesure de recevoir des avantages économiques en cas de prix élevés du pétrole, tandis que le développement peut à peine se maintenir en cas de prix bas du pétrole. Ainsi, un PS raisonnable visant à atteindre un taux de récupération plus élevé est essentiel pour le développement du pétrole de schiste à des prix bas du pétrole, autre que la sélection du "sweet spot", l'optimisation de la disposition des puits et des technologies d'ingénierie, et la réduction des investissements. Un PS raisonnable d'un puits horizontal devrait permettre une transition en douceur des différentes énergies entraînées tout en réduisant les dommages à la formation appliqués par le liquide de fracturation13. Un processus global de développement d'huile de schiste peut être divisé en trois étapes : étape de fermeture post-fracture, étape de drainage et étape de récupération. Ainsi, un PS raisonnable devrait convenir à différentes étapes : optimiser le PFSID pour maximiser la libération d'énergie imposée par la fracturation hydraulique tout en réduisant les dommages à la formation ; pour certifier une intensité de reflux raisonnable du liquide de fracturation, étant donné qu'une intensité de reflux inappropriée peut provoquer une projection de sable à partir d'un réservoir fracturé, tandis qu'une intensité appropriée aide à la fermeture des fissures fracturées et est importante pour le maintien de l'énergie lors des étapes ultérieures de récupération du pétrole et pour réduire la diminution débit d'un puits horizontal; pour optimiser l'intensité de récupération de fluide pendant les étapes de récupération, au cours desquelles une utilisation efficace de l'énergie de formation réduit le taux de diminution pendant l'étape initiale. L'énergie élastique imposée par le liquide de fracturation est libérée pendant l'étape de production, et une productivité liquide élevée à cette étape conduit à la libération de gaz dissous et un entraînement de gaz dissous apparaît au cours de cette étape, entraînant un écoulement diphasique de pétrole et de gaz et une forte taux dégressif. Ainsi, une productivité raisonnable d'un puits horizontal assure une libération ordonnée de trois types d'énergies élastiques souterraines : l'énergie imposée par les liquides de fracturation pompés, par la déformation des roches et des liquides de formation et par les gaz dissous. Pour le développement du pétrole de schiste continental en Chine, la pratique in situ est en avance sur la recherche théorique, et cet article vise à trouver des solutions aux problèmes rencontrés lors du développement du pétrole de schiste, qui sont mentionnés ci-dessus. Et les trois sections suivantes sont les solutions à chacun des problèmes ci-dessus. Dans cet article, une série de PS raisonnables pour les puits horizontaux a été déterminée sur la base d'une analyse théorique et de pratiques in situ, visant à améliorer la productivité des puits individuels pendant la phase initiale et la récupération ultime estimée (EUR).

La mouillabilité globale du réservoir d'huile de schiste dans le bassin d'Ordos est neutre ou faiblement hydrophile. La pression de fond de trou (BHP) d'un puits horizontal est beaucoup plus élevée que la pression de formation initiale (IFP) après une VF à grande échelle, et elle accélère l'échange de liquide entre le puits de forage et le réservoir, où le pétrole souterrain est déplacé par le liquide de fracture «imbibé» dans la matrice réservoir. L'isolement post-fracture se termine lorsque le BHP et l'IFP atteignent un équilibre.

La mouillabilité du réservoir est un facteur clé affectant l'efficacité d'imbibition de l'eau souterraine, et un réservoir hydrophile montre une efficacité de déplacement d'huile plus élevée5. Dix-huit carottes ont été prélevées pour tester la mouillabilité du réservoir par la méthode d'auto-absorption. La mouillabilité globale est neutre à faiblement hydrophile (tableau 1).

Dans les milieux poreux, le liquide de fracture est imbibé dans un réservoir hydrophile contenant de l'huile, déplaçant l'huile de la matrice, et le mouvement du liquide de fracture est affecté par la pression capillaire et la gravité10. Au cours de ce processus, le pétrole s'écoule de la matrice du réservoir vers les fissures fracturées et le liquide de fracturation dans les petits pores du réservoir. Des recherches antérieures à partir d'expériences d'imbibition inverse et de bouffée d'eau ont montré que pour un échantillon de carotte avec une perméabilité de 0,2 × 10−3 μm2, le point d'inflexion de sa distance d'imbibition apparaît à 7,6 cm, et il s'agit d'une distance d'imbibition très courte14,15,16. Au cours des pratiques in situ du processus d'arrêt post-fracture du développement de l'huile de schiste, l'imbibition n'a lieu que là où le liquide de fracturation atteint, et le volume de balayage est alors un facteur clé affectant la récupération de l'huile de schiste.

La récupération relative pour les carottes ayant des propriétés physiques différentes a montré que l'imbibition se produit principalement dans les pores moyens et petits (tableau 2), et la courbe du processus montre une forme en "deux étapes": la première étape est appelée période de "vitesse rapide", la vitesse d'imbibition montre un taux de décroissance rapide pendant la période initiale, et la récupération cumulée d'huile par imbibition augmente fortement ; la deuxième étape est une période "stable", le point d'inflexion apparaît à 7 jours lorsque le changement de vitesse d'imbibition et les courbes de récupération cumulative deviennent doux (Figs. 1 et 2).

Vitesse d'imbibition de différents noyaux.

Récupération d'imbibition cumulative de différents noyaux.

Pour examiner l'impact du liquide de fracturation sur la fluidité du pétrole brut, nous avons analysé la viscosité du pétrole à la surface collectée à partir de 4 puits horizontaux dans le champ pétrolifère de Qingcheng avec 135 jours de PFSID moyen. L'expérience a été menée sous température de formation (60 °C) et pression atmosphérique. Les résultats ont montré que la viscosité moyenne des échantillons de pétrole était de 12,5 mPa.s, soit trois fois plus élevée que la viscosité du pétrole brut normal à la surface (4,0 mPa·s) (Fig. 3), ce qui signifie que pendant la période d'arrêt post-fracture, l'huile présente une émulsification conduisant à une viscosité plus élevée et à une fluidité plus faible du pétrole brut. Le PFSID doit être maintenu dans une fenêtre raisonnable.

Viscosité du pétrole brut émulsionné de 4 puits horizontaux sous température de formation (60 °C) et pression atmosphérique.

À l'exception des expériences menées ci-dessus, nous avons également constaté que le PFSID pouvait être déterminé par le BHP. Le BHP est généralement calculé par la pression en tête de puits qui est mesurée par un piézomètre installé en tête de puits après une fracture hydraulique. La forme de la courbe de chute de pression montre deux étapes (Fig. 4) : étape de chute rapide (taux de chute de pression supérieur à 0,5 MPa/d) et étape de chute lente (taux de chute de pression entre 0,1 et 0,5 MPa/d), et elles correspondent à " période "à vitesse rapide" et période "stable" du processus d'imbibition mentionné en 2.2. Ainsi, compte tenu de la distance d'imbibition, du stade d'imbibition et de la fluidité du fluide, nous utilisons le taux de chute de pression à la tête de puits pour diviser les différents stades PFSI et pour déterminer quand le PFSID se termine. Lorsque le taux de chute de pression est supérieur à 0,5 MPa/j, le BHP augmenté par le fluide de fracturation se dilate du puits de forage à la matrice du réservoir ; lorsque le taux de chute de pression est compris entre 0,1 et 0,5 MPa/j, on considère qu'un déplacement huile-eau a eu lieu ; et la fermeture du puits se termine lorsque le taux de chute de pression est inférieur à 0,1 MPa/j pendant trois jours consécutifs (Fig. 5). L'ensemble du processus dure généralement moins de 30 jours.

Courbe de chute de pression de la tête de puits avec le temps du puits horizontal dans le réservoir d'huile de schiste intercouche.

Division des étapes de fermeture de puits à l'aide de la perte de charge en tête de puits.

Le puits horizontal est dans sa phase de drainage après PFSI et lorsque la salinité de l'eau produite est égale à celle de l'eau de formation initiale, la phase se termine. La salinité de l'eau produite et de l'eau de formation peut être obtenue à partir d'une expérience en intérieur, et la salinité de l'eau de formation peut également être obtenue à partir de puits d'exploration, de puits d'évaluation et de puits de structure qui produisent depuis plus de deux ans. Les données de production du champ pétrolifère de Qingcheng montrent que le taux de drainage moyen des puits horizontaux (rapport entre l'eau produite à la fois pendant les essais pétroliers et la phase de développement et le liquide de fracturation total) est de 13,5 %.

La salinité de l'eau de formation dans la région de Qingcheng est de 53,9 g/L. La salinité du liquide produit augmente avec son écoulement souterrain et sera finalement égale à celle de l'eau de formation. L'augmentation de la salinité ralentit lorsque la saturation en eau du liquide produit chute à 60% et c'est le moment où la salinité du liquide produit est égale à celle de l'eau de formation. La courbe de salinité devient stable lorsque la saturation en eau est comprise entre 75 et 50 %, et se maintient autour de 50 g/L après une légère fluctuation. D'après nos pratiques in situ et pour notre commodité d'évaluer tous les puits horizontaux, nous utilisons généralement une saturation en eau de 60 % comme point où se termine l'étape de drainage. Ainsi, l'étape de drainage se termine lorsque la saturation en eau tombe à 60 % (Fig. 6).

Courbe de saturation en eau, salinité et taux de reflux dans la région de Qingcheng.

Une stratégie de reflux agressive est capable d'accélérer la productivité au début du cycle de vie d'un puits et d'avoir un impact minimal sur les performances à long terme d'un puits avec une complétion moderne sans tenir compte des fissures et des dommages à la formation17. Une stratégie de reflux raisonnable est déterminée par le débit critique de l'agent de soutènement et peut être calculée par la formule du débit critique.

Le débit critique est le moment où le sable de soutènement commence à se déplacer sous terre :

où : ρs : densité de l'agent de soutènement, kg/m3 ; ρ : densité du fluide de fracturation, kg/m3 ; ds : diamètre du sable de soutènement, mm ; g : accélération gravitationnelle, m/s2 ; Vc : débit critique, m/s.

Nous avons supposé que la forme des fissures fracturées est un rectangle et le volume d'écoulement critique est calculé comme suit :

où : Qc—volume d'écoulement critique, m3/h ;N—nombre d'amas effectifs ;hf—épaisseur du réservoir, m;wf—largeur des fissures fracturées, m;Φp—porosité plane de la fracture étayée, % ;Bo—volume facteur.

L'épaisseur moyenne du réservoir d'huile de schiste dans la région de Qingcheng du bassin d'Ordos est de 15 m, et la taille du sable de quartz utilisé comme agent de soutènement lors de la fracturation est comprise entre 40 et 70 mesh. La porosité et la largeur de la fracture étayée sont de 20 % et 0,01 m. Le facteur de volume du fluide de fracturation à base d'eau est de 1,1. Nous avons dessiné un tableau sur les tailles d'agent de soutènement et le taux de reflux critique (Fig. 7). Avec une taille de sable de quartz inférieure à 70 mesh, le taux de reflux critique est inférieur à 95 m3/j. Nous ajoutons un facteur de sécurité de 0,85 ~ 0,90 lorsque nous utilisons ce tableau pour déterminer le taux de reflux critique dans le cadre de pratiques in situ - l'intensité du reflux d'une horizontale est le taux de reflux critique multiplié par le facteur de sécurité.

Relation entre le taux de reflux critique et la taille du sable de quartz.

La porosité du réservoir d'huile de schiste Chang 7 de la région de Qingcheng est de 8 % avec une saturation en huile de 71 % et une épaisseur de réservoir de 16 m. Dix puits horizontaux (HP1 ~ 10) ont été déployés dans cette zone avec une longueur latérale de 1500 m et un espace de puits de 1000 m. L'intensité de reflux calculée du puits HP1 ~ 5 est de 500 ~ 1000 m3/j, et ces puits ont montré une très forte séparation du sable dans le puits de forage pendant le reflux, tandis qu'une intensité de reflux de 80 ~ 100 m3/j a été appliquée pour le puits HP6 ~ 9 et n'a montré aucun fendage de sable. Ici, le puits HP7 est pris comme exemple, sur lequel la fracturation multi-cluster segmentée avec un obturateur à trou ouvert a été appliquée. Le puits a été fracturé en 12 étapes avec 7352,2 m3 de liquide de fracturation. La taille de l'agent de soutènement est de 70 mesh et avec une densité de 1410 kg/m3. La densité du liquide de fracturation est de 1000 kg/m3 et le diamètre du sable de soutènement est de 0,000212 m. La porosité plane de la fracture étayée est de 20 % et le facteur de volume de 1,1. Le volume de reflux critique calculé est de 95 m3/j et l'intensité de reflux de 80 ~ 86 m3/j. L'intensité du reflux in situ est de 85 ~ 92 m3/j et a produit 1227,2 m3 de fluide en 14 jours. Le puits a été mis en production en novembre 2013 et 28 000 tonnes de pétrole ont été récupérées en décembre 2021, l'EUR est de 9,4 % et le pétrole cumulé final est estimé à 51 700 tonnes.

Pour utiliser pleinement l'énergie de l'entraînement au gaz dissous, un cycle de vie complet de récupération de l'huile de schiste peut être divisé en quatre étapes selon le GOR de production, se référant au réservoir d'inondation : GOR de production faible, moyen-élevé, élevé et élevé-faible (Fig. . 8). La principale considération lors du développement de l'huile de schiste est de savoir comment utiliser pleinement l'énergie de la formation souterraine, ainsi la relation entre le GOR, la pression d'écoulement et la productivité du pétrole est analysée pour optimiser l'intensité du liquide au cours des différentes étapes de récupération.

Division des étapes de développement de l'énergie quasi-naturelle des puits horizontaux d'huile de schiste avec fracturation volumique à grande échelle.

Cent dix-neuf puits dans la région de Qingcheng qui produisent en continu depuis plus d'un an et demi ont été sélectionnés pour étudier les performances de production des puits horizontaux d'huile de schiste. La longueur latérale moyenne de ces puits est de 1695 m avec 73,2% de longueur latérale pétrolifère et 11,0% d'hydrocarbures entiers testés. Ils ont été fracturés en 22 étapes et 107 grappes, et une moyenne de 28 808 m3 de liquide et 3 219 m3 de sable ont été pompés sous chaque puits. La productivité pétrolière journalière initiale moyenne est de 15,9 t/j et la productivité journalière actuelle est de 9,7 t/j.

Nous avons constaté que la chute de GOR commence à s'accélérer lorsque la pression d'écoulement est inférieure à 80 % de la pression de saturation (Fig. 9). La RFS est positivement corrélée à la fois à la productivité du puits par centaine de mètres de longueur latérale pétrolifère et à la production cumulée de pétrole. La courbe de la corrélation montre une caractéristique en « trois étapes » : RFS ne montre pas de corrélation évidente avec la productivité du puits lorsqu'elle est supérieure à 1 ; ainsi la productivité commence à diminuer avec la baisse de RFS et la tendance à la baisse s'accélère lorsque RFS est inférieur à 0,8. Pour les puits à faible RFS, un dégazage très important apparaît et la faible consommation d'énergie de formation se traduit par un mauvais développement de l'huile de schiste (Fig. 9a,b).

(a) relation entre le RFS et la production pétrolière quotidienne par cent mètres de formation pétrolifère (b) relation entre le taux de saturation du débit et la production pétrolière cumulée pour une longueur latérale pétrolifère de cent mètres.

La figure 10 montre une relation entre la productivité liquide initiale et la production cumulée de pétrole par centaine de mètres de longueur latérale pétrolifère à partir d'un puits horizontal à différentes périodes. La productivité liquide pendant la phase de faible GOR peut être optimisée en analysant la productivité liquide initiale et la production cumulée de pétrole par cent mètres de longueur latérale pétrolifère. Nous avons constaté qu'au cours de l'étape à faible GOR, la productivité liquide doit être maintenue entre 3,0 et 4,0 m3/j pour une longueur latérale pétrolifère de cent mètres pour recevoir une productivité plus élevée au cours de l'étape initiale, et qu'entre 2,4 m3/j et 2,9 m3/j pour avoir une production de pétrole cumulée plus élevée dans les étapes ultérieures (Fig. 10).

Relation entre la productivité liquide initiale et la production cumulée de pétrole par centaine de mètres de longueur latérale pétrolifère à différentes périodes.

La productivité liquide dans les stades de production GOR moyen-élevé, élevé et élevé-faible pourrait être optimisée par la prévision de la production de pétrole. La baisse des caractéristiques de la production pétrolière dans la région de Qingcheng est similaire au déclin hyperbolique des Alpes (Fig. 11)18. L'ajustement des données de la tendance de la production a montré que le taux de baisse de la production varie pour les puits mis en production au cours des années 2018, 2019 et 2020. Pour les puits de 2018, les taux de baisse des trois premières années sont de 28,5 %, 21,3 % et 15,0 % ; et celui de 30,3 %, 18,7 %, 13,6 % pour les puits de 2019 et de 32,6 %, 19,6 %, 14,0 % pour les puits de 2020. Les différences dans ces taux de chute sont inférieures à 1 % au cours de leurs cinq premières années de production (Fig. 12) . Ainsi, pour les puits dans leurs stades GOR de production moyenne-élevée, élevée et élevée-basse, la productivité liquide raisonnable peut être calculée par le taux de chute prévu.

Courbe d'ajustement de la baisse de production annuelle des puits horizontaux dans la région de Qingcheng.

Baisse de la production annuelle des puits horizontaux d'huile de schiste dans le bassin d'Ordos.

Étape GOR de production faible : GOR est compris entre 100 m3/t et 200 m3/t. Au cours de cette étape, l'énergie augmentée par le liquide pompé, provenant de la déformation du réservoir et du fluide souterrain, ainsi que l'énergie d'expansion du gaz dissous doit être pleinement utilisée. L'énergie d'expansion du gaz dissous provient du gaz qui se dilate dans l'huile et qui pourtant ne commence pas à s'écouler. Cette énergie est capable de conduire le pétrole au fond d'un puits. Au cours de cette étape, FSR est supérieur à 1,0. La productivité liquide initiale est comprise entre 2,0 m3/j et 2,5 m3/j pour une longueur latérale pétrolifère d'une centaine de mètres. Et cette étape devrait être maintenue pendant 3 ans et des méthodes devraient être appliquées pour prolonger cette étape afin d'augmenter la récupération finale du pétrole.

GOR de production moyenne à élevée : Le GOR est compris entre 200 m3/t et 600 m3/t. C'est le stade précoce de l'entraînement des gaz dissous. Le facteur de compressibilité du gaz est beaucoup plus élevé que le facteur de compressibilité global, puis l'énergie d'expansion élastique du gaz dissous est la principale force motrice au cours de cette étape. La pression d'écoulement diminue avec la chute de la pression de formation. Dans cette étape, RFS est maintenu entre 0,8 et 1,0 pour maintenir une certaine intensité de liquide.

GOR à production élevée : le GOR est supérieur à 600 m3/t et le puits est dans son stade moyen-tardif d'entraînement des gaz dissous avec un RFS inférieur à 0,8. A ce stade, le fluide souterrain est fortement dégazé et la viscosité de l'huile augmente. La coulabilité diminue et le GOR de production est 6 fois supérieur au GOR initial.

GOR de production haut-bas. C'est le dernier stade de l'entraînement des gaz dissous. Au cours de cette étape, l'énergie de formation a été fortement consommée et la productivité et la production de liquide GOR diminuent continuellement, et le puits finira par ne produire ni gaz ni liquide.

Le développement de l'huile de schiste avec des puits horizontaux à Qingcheng a commencé à partir de 2018 et a acquis de nombreuses expériences depuis lors. Nous avons sélectionné HH11-1 comme puits typique car ses conditions géologiques et son échelle de fracturation sont proches du niveau moyen de la zone, et il produit depuis une période relativement longue. Sa longueur latérale est de 1719 m avec 972 m de longueur latérale pétrolifère et 195 m de longueur latérale pétrolifère inférieure. Le puits est fracturé en 22 étages et 98 grappes avec 4 285 m3 de sable et 30 377 m3 de liquide pompés sous terre. Le ratio de sable de fracturation est de 18,5 % et le volume de traitement est de 11,2 m3/min. La productivité quotidienne de liquide et de pétrole pendant la phase initiale est de 29,1 m3 et 20,0 t respectivement, et l'intensité du reflux de liquide est de 2,5 m3/j pour une longueur latérale de cent mètres. Le FSR est maintenu supérieur à 1,0 (BHP est de 10 MPa). Ce puits est en production depuis plus de trois ans et la productivité journalière actuelle en liquide et en pétrole est de 17,2 m3/j et 11,6 m3/j. La production pétrolière cumulée est de 18 933 t et le puits montre un bon résultat de développement (Fig. 13).

Courbe de production du puits HH11-1.

Le réservoir d'huile de schiste du bassin d'Ordos est neutre ou faiblement hydrophile, ce qui favorise le déplacement de l'imbibition d'huile ; ce processus se déroule principalement dans les pores moyens à petits de la matrice et la courbe présente une forme en "deux étapes": période de vitesse rapide et de vitesse lente; plus la durée de fermeture post-fracture est longue, plus l'huile est émulsifiée et la fluidité se détériore. Le PFSID est déterminé par le changement de pression à la tête de puits. Le changement de pression peut être divisé en 3 étapes et son taux de diminution ralentit après 30 jours de PFSID. Par l'analyse que nous avons mentionnée dans cet article, nous avons proposé qu'une durée d'arrêt raisonnable soit divisée par le taux de chute de pression, et que la durée se termine en 30 jours.

Soixante pour cent de la saturation en eau marque la fin du processus de reflux, et c'est le moment où la salinité du liquide de reflux est égale à celle de l'eau de formation. L'intensité de reflux peut être calculée par le taux de reflux critique de l'agent de soutènement multiplié par le facteur de sécurité. Pour les caractéristiques physiques du réservoir d'huile de schiste dans le bassin d'Ordos, nous avons formé un graphique montrant la relation entre le débit critique et la taille des agents de soutènement, et cela aide à déterminer l'intensité du reflux d'un puits horizontal.

L'ensemble du cycle de vie de développement d'un puits horizontal peut être divisé en quatre étapes selon le changement de GOR de production : GOR de production faible, moyenne-élevée, élevée et élevée-basse ;

L'intensité du reflux au cours des différentes étapes de développement peut être optimisée en fonction des relations entre le GOR de production, la pression d'écoulement et la productivité. L'intensité du reflux pendant l'étape GOR de faible production peut être optimisée par la productivité liquide et la production cumulée par cent mètres de longueur latérale pétrolifère, et que pendant la production moyenne-élevée, élevée et élevée-basse, le GOR peut être optimisé par le taux de chute prévu. Pour les puits horizontaux du champ pétrolifère de Qingcheng, l'intensité du reflux doit être maintenue entre 3,0 et 4,0 m3/j pour une centaine de longueurs latérales pétrolifères pendant la phase initiale et entre 2,4 et 2,9 m3/j pendant la phase de production ultérieure.

Toutes les données générées ou analysées au cours de cette étude sont incluses dans cet article publié [et ses fichiers d'informations supplémentaires].

Jiao, FZ, Zou, CN & Yang, Z. Théorie géologique et pratique de l'exploration et du développement de l'accumulation d'hydrocarbures dans les cuisines continentales. Animal de compagnie. Explorateur. Dév. 47(6), 1067-1078 (2020).

Article Google Scholar

Yang, H. et al. Caractéristiques et perspectives de ressources du pétrole étanche et du pétrole de schiste dans le bassin d'Ordos. Acta Essence. Péché. 34(1), 1–11 (2012).

Google Scholar

Zou, CN et al. Concepts géologiques, caractéristiques, potentiel de ressources et techniques clés des hydrocarbures non conventionnels : sur la géologie pétrolière non conventionnelle. Animal de compagnie. Explorateur. Dév. 40(4), 385–399 (2013).

Article Google Scholar

Yang, ZM et al. Analyse des facteurs influençant l'imbibition et évaluation de l'effet de l'imbibition dans les réservoirs étanches. Animal de compagnie. Explorateur. Dév. 46(4), 739–745 (2019).

Article Google Scholar

Yang, Z. & Zou, CN "Exploration du pétrole à l'intérieur de la cuisine source": Connotation et perspectives du pétrole et du gaz de la roche mère. Animal de compagnie. Explorateur. Dév. 46(1), 173–184 (2019).

Article CAS Google Scholar

Zhao, WZ, Hu, SY & Hou, LH Connotation et rôle stratégique du traitement de conversion in situ du pétrole de schiste souterrain dans la Chine onshore. Animal de compagnie. Explorateur. Dév. 45(4), 537–545 (2018).

Article CAS Google Scholar

Zou, CN et al. Concept, technologie et pratique du développement de "réservoirs artificiels". Essence. Explorateur. Dév. 44(1), 144-154 (2017).

Article Google Scholar

Lin, SH et al. Statut et inspiration du développement du pétrole étanche aux États-Unis. Lithol. Rés. 23(4), 25–29 (2011).

Google Scholar

Sun, LD et al. Caractéristiques et direction du développement du pétrole et du gaz étanches en Chine. Animal de compagnie. Explorateur. Dév. 46(6), 1015-1026 (2019).

Article Google Scholar

Jiao, FZ Technologies et pratiques théoriques concernant le "développement en volume" de l'huile de schiste continentale à basse pression : étude de cas de l'huile de schiste dans le membre Chang 7, bassin d'Ordos, Chine. Nat. Gaz Geosci. 32(6), 836–844 (2021).

Google Scholar

Jiao, FZ La recherche et l'application du réseau de fractures ont balayé le développement de l'huile de schiste dans le bassin d'Ordos. Pétrole Gaz Géol. 42(5), 1181–1187 (2021).

Google Scholar

Zhao, WZ et al. Types et potentiel de ressources du pétrole de schiste continental en Chine et sa frontière avec le pétrole étanche. Essence. Explorateur. Dév. 47(1), 1–10 (2020).

Article CAS Google Scholar

Zou, CN, Yang, Z. & Zhu, RK Progrès de l'exploration et du développement pétroliers et gaziers non conventionnels et de la technologie théorique en Chine. Acta Géol. Péché. 89(6), 979-1007 (2015).

CAS Google Scholar

Wang, X. & Sheng, JJ Analyse d'imbibition spontanée dans les réservoirs de schiste basée sur la modélisation du réseau de pores. J.Pet. Sci. Ing. 169, 663–672 (2018).

Article CAS Google Scholar

Xie XY et al., OccidentalFlowback Strategy Optimization for Permian Unconventional Bone Spring Sands and Wolfcamp Wells. Conférence sur les technologies des ressources non conventionnelles. URTeC : 5088, 26–28 (2021).

Li, XW et al. Technologie de fracturation volumétrique des puits horizontaux de réservoirs de pétrole étanches à basse pression dans différentes conditions de développement dans le bassin d'Ordos. Percer. Prod. Technol. 39(3), 34–36 (2016).

MathSciNet CAS Google Scholar

Wang, QR, Tao, SZ & Guan, P. Progrès dans la recherche et l'exploration et le développement de l'huile de schiste dans les bassins continentaux en Chine. Nat. Gaz Geosci. 31(3), 417–427 (2020).

Google Scholar

Ahmed T. "Manuel d'ingénierie des réservoirs (5e édition)". Traduction chinoise publiée par Petroleum Industry Press, 708–710 (2021).

Télécharger les références

Le financement a été fourni par le National Science and Technology Major Project du ministère de la Science et de la Technologie de Chine, 2017ZX05013-004.

Collège des géosciences, Université chinoise du pétrole (Pékin), Pékin, 102249, Chine

Xiaolong Wan

PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, 710018, République populaire de Chine

Fan de Xiaolong Wan et Jianming

Institut de recherche sur l'exploration et le développement, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, 710018, République populaire de Chine

Shuwei Ma, fan de Jianming, Yuanli Zhang et Chao Zhang

Laboratoire national d'ingénierie pour l'exploration et le développement des champs de pétrole et de gaz à faible perméabilité, Xi'an, 710018, République populaire de Chine

Shuwei Ma, fan de Jianming, Yuanli Zhang et Chao Zhang

Vous pouvez également rechercher cet auteur dans PubMed Google Scholar

XW a préparé et complété le corps principal du manuscrit du pater. SM a donné des idées de l'article et est responsable de la soumission de l'article et est l'auteur correspondant. JF a fourni les données de production sur papier. YZ a aidé à organiser les données de production et à préparer les Figs. 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12. ZC préparé Figs. 1, 2, 3, 4, 5.

Correspondance à Shuwei Ma.

Les auteurs ne déclarent aucun intérêt concurrent.

Springer Nature reste neutre en ce qui concerne les revendications juridictionnelles dans les cartes publiées et les affiliations institutionnelles.

Libre accès Cet article est sous licence Creative Commons Attribution 4.0 International, qui autorise l'utilisation, le partage, l'adaptation, la distribution et la reproduction sur tout support ou format, à condition que vous accordiez le crédit approprié à l'auteur ou aux auteurs originaux et à la source, fournissez un lien vers la licence Creative Commons et indiquez si des modifications ont été apportées. Les images ou tout autre matériel de tiers dans cet article sont inclus dans la licence Creative Commons de l'article, sauf indication contraire dans une ligne de crédit au matériel. Si le matériel n'est pas inclus dans la licence Creative Commons de l'article et que votre utilisation prévue n'est pas autorisée par la réglementation légale ou dépasse l'utilisation autorisée, vous devrez obtenir l'autorisation directement du détenteur des droits d'auteur. Pour voir une copie de cette licence, visitez http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/.

Réimpressions et autorisations

Wan, X., Ma, S., Fan, J. et al. Optimisation du système de production du développement de l'huile de schiste dans le bassin d'Ordos, Chine. Sci Rep 13, 6515 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-33080-8

Télécharger la citation

Reçu : 09 septembre 2022

Accepté : 06 avril 2023

Publié: 21 avril 2023

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

Toute personne avec qui vous partagez le lien suivant pourra lire ce contenu :

Désolé, aucun lien partageable n'est actuellement disponible pour cet article.

Fourni par l'initiative de partage de contenu Springer Nature SharedIt

En soumettant un commentaire, vous acceptez de respecter nos conditions d'utilisation et nos directives communautaires. Si vous trouvez quelque chose d'abusif ou qui ne respecte pas nos conditions ou directives, veuillez le signaler comme inapproprié.