La contribución de producción no uniforme causada por la insuficiente estimulación del reservorio durante la fracturación inicial limita significativamente el ciclo de vida y la recuperación final estimada (EUR) de los pozos horizontales. Por lo tanto, se requiere urgentemente la refracturación para reconstruir redes de fractura y activar reservas no desarrolladas. En este estudio, se desarrolla un modelo acoplado de geomecánica-matriz-fractura-infiltración basado en el Modelo de Fracturación No Convencional (UFM) para caracterizar la evolución de la energía de formación y la distribución de petróleo residual. Los resultados de la simulación indican que la fracturación inicial crea un radio de difusión de presión limitado (5-30 m), resultando en una distribución de presión de "fuerte cerca del pozo, débil en el campo lejano" y una utilización ineficiente del petróleo residual. Para abordar esto, se propone una estrategia sinérgica, integrando la "re-presurización de fracturas existentes" para reabastecimiento de energía con "fracturación de relleno" para la activación de reservas pasadas por alto. Esta estrategia supera significativamente a la refracturación convencional, aumentando la producción de petróleo acumulada prevista en un 55.86%. La optimización de parámetros indica que mantener una tasa de bombeo de 10-12 m3/min y una intensidad de fluido de 1700-1900 m3/etapa, al optimizar las proporciones de propantes para la conductividad, maximiza la recuperación. Este trabajo proporciona una guía teórica para la evaluación de puntos óptimos y el diseño de refracturación en reservorios de permeabilidad ultra baja.
Zhang et al. (Sat,) estudiaron esta cuestión.
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