Состояние и перспективы разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

1.

Газопромысловое управление
Центр по подготовке кадров
ООО «Газпром добыча Оренбург"
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения
Р.К. Мусалов – зам. начальника ОПС-2
Газопромыслового управления
ООО «Газпром добыча Оренбург»
2019 г.

2.

Оренбургское нефтегазоконденсатное
месторождение
8
15061
14038
15047
2021
14011
12017
12011
323P
3003
2014
85
230
7015
9018
9033
601
603
369P
618
553n
564n
568n
512n
516n
9p
67p
63
ГН
К
-1
72
0
м
ГНК
-166
3м
ГНК -1670 м
ГНК -1720 м
2
Среднекаменноугольная
газонефтяная залежь
Основная
газоконденсатн
ая залежь
72 0
м м
704
ВНК -1825 м
м
ВНК -1750
Филипповская
нефтегазоконденсат
ная залежь
ГН
К -1
-1
ГНК
Ассельская
газонефтян
ая залежь
Артинско-сакмарская
газонефтяная залежь
(ЗАО «Газпром нефть
Оренбург»)
Текущие показатели разработки Оренбургского НГКМ на 01.01.2019

3.

Требования к разработке
Оренбургского НГКМ
Основные документы определяющие условие и порядок разработки
Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения:
- Лицензия на право пользования недрами Оренбургского НГКМ ОРБ
02175 НЭ с Соглашением об условиях пользования недрами.
- Технологический проект разработки Оренбургского НГКМ (лицензионный
участок ООО «Газпром добыча Оренбург»), утвержденный протоколом
ЦКР Роснедр по УВС от 25.12.2012 №198-Г/2012.
3
Текущие показатели разработки Оренбургского НГКМ на 01.01.2019

4.

Состояние выработки запасов
на Оренбургском НГКМ
Остаточные балансовые
запасы категории А+В+С1
Газа - 576,16 млрд.м3
Конденсата – 90,74 млн.т
Нефти – 145,86 млн.т
Выполнение проектных уровней добычи
УВС в 2018 году
Факт
Проект
Откл.
Газа (млн.м3), в т.ч из:
11601
11556
+0,4%
- основной залежи
10086
11240
-10,3%
323
316
+2,3%
151,1
550
539
-82,3%
-97,1%
-99,0%
- филипповской залежи
Конденсата (тыс.т), в т.ч из: 94,34
С начала разработки
отобрано от балансовых
запасов
Газа
- 68,8 %
Конденсата - 33,6 %
Нефти - 3,45 %
5
- основной залежи
- филипповской залежи
- арт.-сакм. залежи
Нефти (тыс.т), в т.ч из:
60,37
9,41
24,55
47,55
- ассельской залежи
26,73
- среднекаменноуг. залежи 15,5
- филипповской залежи
5,16
- арт.-сакм. залежи
0,16
Текущие показатели разработки Оренбургского НГКМ на 01.01.2018

5.

Динамика добычи свободного газа
по ОНГКМ
Остаточные запасы газа
составляют 586,7 млрд. м3
С начала разработки
отобрано 1 трлн. 302 млрд. м3
природного газа
Добыча в 2018 году
составила 11,6 млрд. м3
5
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения

6.

Основная газоконденсатная
залежь ОНГКМ
Начальные балансовые запасы газа по
категории А+В+С1 – 1 трл. 726 млрд. м3
На 01.01.2018 отобрано из залежи
1 трл. 244 млрд.м3 природного газа.
Среднее потенциальное содержание С5+
в добываемом газе составляет 6,4 г/м3.
6
Текущие показатели разработки Оренбургского НГКМ на 01.01.2018

7.

Динамика показателей разработки
Основной залежи
7
Текущее показатели
состояние разработки
Текущие
разработкиОренбургского
ОренбургскогоНГКМ
НГКМ на 01.01.2018

8.

Филипповская нефтегазоконденсатная
залежь
Нефтяная
оторочка
Газоконденсатная
часть залежи
Разработка газоконденсатной части
залежи ведется в условиях ограниченных
отборов газа.
По состоянию на 01.01.2018
извлечено 6,11 млрд. м3 газа.
В 2017 году в эксплуатацию введена
нефтяная оторочка Филипповской залежи.
Среднее потенциальное содержание С5+ в
добываемом газе составляет 32,3 г/м3.
8
Текущие показатели разработки Оренбургского НГКМ на 01.01.2018

9.

Динамика показателей разработки
Филипповской залежи
9
Текущие показатели разработки Оренбургского НГКМ на 01.01.2018

10.

Ассельская газонефтяная залежь ОНГКМ
По состоянию на
01.01.2018
добыто 3,72 млн.т нефти.
Средний газовый фактор
добываемой нефти
Ассельской залежи
составляет 198 м3/т.
10
Текущие показатели разработки Оренбургского НГКМ на 01.01.2018

11.

Динамика показателей разработки
Ассельской залежи
11
Текущие показатели разработки Оренбургского НГКМ на 01.01.2018

12.

Среднекаменноугольная газонефтяная
залежь
По состоянию на 01.01.2018
добыто 1,41 млн.т нефти.
Средний газовый фактор
добываемой нефти
Среднекаменноугольной
залежи составляет 228 м3/т.
12
Текущие показатели разработки Оренбургского НГКМ на 01.01.2018

13.

Динамика показателей разработки
Среднекаменноугольной залежи
13
Текущие показатели разработки Оренбургского НГКМ на 01.01.2018

14.

Запасы углеводородов разрабатываемых газонефтяных залежей
ОНГКМ в пределах лицензионного участка Общества
по состоянию на 01.01.2019
Газ: млрд.м3
Нефть, конденсат: млн.т
УВ
Запасы категории А+В+С1
Начальные
геологические
Дренируемые(г)
Извлекаемые(н)
Отобранные
Текущие
Отобрано (%) от
Начальных
геологических
Темп отбора (%) от запасов
Отобрано в
2016 г.
Дренируемых (г)
Начальных
геологических
Извлекаемых (н)
Дренируемых (г)
Остаточных
Извлекаемых (н)
Филипповская нефтегазоконденсатная залежь
своб. газ
конденсат
нефть
111,157
7,469
43,023
32,9
6,124
24,911
5,77
0,252
0,008
105,387
7,217
43,015
5,19
3,4
0,02
17,5
4,1
0,03
0,462
0,015
-
0,42
0,2
-
1,4
0,24
-
0,4
0,21
-
0,6
1,4
0,84
0,08
0,25
0,08
0,42
0,2
0,11
1,4
0,24
0,25
0,4
0,21
0,12
Ассельская газонефтяная залежь
нефть
12,821
5,628
3,660
9,161
28,5
65
0,077
Среднекаменноугольная газонефтяная залежь
нефть
51,205
16,142
1,374
49,83
2,68
8,51
0,041
ВСЕГО по газонефтяным залежам ОНГКМ
своб. газ
конденсат
нефть
111,157
7,469
107,049
14
32,9
6,124
46,681
5,77
0,252
5,042
105,387
7,217
102,007
5,19
3,4
4,7
17,5
4,1
9,5
0,462
0,015
0,118
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения

15.

Энергетическая характеристика
Основной залежи ОНГКМ
Давление, МПа
на 01.01.2019
≈5,2 МПа
Текущее Рпл.
Снижение от
первоначального
Проницаемость, мД
4
Анализ разработки Оренбургского НГКМ

16.

Состояние фонда скважин Оренбургского НГКМ
по состоянию на 01.01.2019
Эксплуатационный фонд – 845 скважин, в том числе:
– газоконденсатных - 779
– нефтяных
- 66
Действующий фонд
– 824 скважин, в том числе
– газоконденсатных - 759
– нефтяных
- 65
Ликвидировано
- 168 скважин
Всего фонд (с ликвидированными)
- 1100 скважин
16
7
Анализ разработки Оренбургского НГКМ

17.

Плановые показатели по добыче
ООО «Газпром добыча Оренбург» на 2019 г.
Наименование
газ (млн.м3)
2019 год
11000
конденсат (тыс. тонн)
74,6
нефть (тыс. тонн)
85,0
газ нефтяной (млн.м3)
17
38
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения

18.

Обводнение Основной залежи ОНГКМ на 01.01.2017
Распределение фонда
газовых скважин
«сухой» фонд-
обводненный фонд
23%
Распределение добычи
фондом газовых скважин
«сухой» фонд- 81%
17%
2%
обводненный
фонд
С начала эксплуатации обводнилось 417 скважин 95 из которых
ликвидированы;
В действующем фонде 172 обводнённых скважин 54 из них работают
без выноса воды;
19%
5
Анализ разработки Оренбургского НГКМ

19.

Слайд №9
Обводнение Основной залежи ОНГКМ
6
Анализ разработки Оренбургского НГКМ

20.

Пример обводнения газовых скважин ОНГКМ
500
Р уст. (кгс/см2)
450
Q газа (тыс.м3/сут)
400
q воды (м3/сут)
350
300
В период 2000-2011 г. аналогичным
образом обводнилось 46 скважин.
250
200
150
Капитальный
ремонт
100
50
0
янв.2003
21
янв.2004
янв.2005
янв.2006
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения
янв.2007

21.

Апробация и внедрение новых методов интенсификации
притока и повышения углеводородоотдачи на ОНГКМ
Расширение
открытого
ствола
Механизированный способ
добычи нефти
Радиальное вскрытие пласта (РВП)
Испытания УЭЦН для
совместной добычи газа и воды
17
РИР с предварительным расширением
водоотдающих интервалов
Применение твердых и жидких ПАВ
Анализ разработки Оренбургского НГКМ

22.

Оценка эффективности РИР с фрезерованием
В 2011 году по мероприятию РИР с фрезерованием эксплуатационной колонны и
расширением ствола скважины суммарный прирост дебита газа составил 250 тыс.м3/сут.
Вид ремонта
Количество
скважин
Суммарный
при рост
дебита газа,
тыс. м³/сут
Прирост дебита
газа на 1 скважину,
тыс. м³/сут
РИР без
фрезерования
15
259
17 тыс. м³/сут
РИР с
фрезерованием
26
512
19,7 тыс. м³/сут
Примечания
эффективность изоляции
47 %
эффективность изоляции
88,5 %
Фрезер колонный раздвижной типа ФКР
предназначен для вырезания участка обсадной
колонны по всему диаметру в любом интервале
ствола скважины. НПП «Буринтех»
23
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения

23.

Динамика добычи газа и пластовой воды с УЭЦН на
газовой скважине № 6010 ОНГКМ
Принципиальная схема совместной
добычи газа и пластовой воды
Вода
Qводы, м3/сут
Qгаза, м3/сут
Газ
180
3800
160
140
3400
120
3000
Газ
100
80
2600
60
Эксплуатационная
колонна
40
2200
НКТ
Насос
20
1800
Вода
Га з
0
Клапан
Q газа
24
Q воды
Линейная (Q газа)
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения
Вода

24.

Результаты испытания технологи механизированной
добычи газа и пластовой воды с использованием УЭЦН на скв. №178
Принципиальная схема
механизированной добычи
10
Qг
(тыс.м3/сут)
Анализ разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения
Qв
(м3/сут)

25.

Радиальное вскрытие пласта
В период 2009-2011гг. РВП
проведено в 19 скважинах
16 скважин пущены в
эксплуатацию с 2-3 кратным
приростом дебита.
Дополнительная добыча газа с
начала внедрения составила
около 160 млн.м3
20
Анализ разработки Оренбургского НГКМ

26.

Радиальное вскрытие пласта
120
Qг до РВП
Qг после РВП
Qг, тыс.м3/сут
100
80
60
40
20
Количество скважин-операций
без изоляции водопритока
14
12
10
9
8
7
10
6
4
2
2
0
2009
2010
Годы
27
2011
14037
7027
12014
3038
2009
9006
104
9002
15058
9020
15049
282
10053
16
№ скв
476
Количество операций в год
0
2021
18
19
Всего скважин с РВП
566н
20
с изоляцией водопритока
Время прохождения одного канала длиной 100 метров
в карбонатных породах ОНГКМ 30-40 минут, с учетом
вспомогательных технологических операций и фрезерования
(сверления) эксплуатационной колонны - 12 часов.
После нескольких месяцев эксплуатации скважины
работают
дебитами
превышающими
доремонтные
характеристики в 2,5 раза.
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения

27.

Испытание технологии плунжерного лифта на скв. 102
Якорь
28
Амортизатор
Плунжер
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения

28.

Результаты испытания технологии плунжерного
лифта на скв. 102
80
25
Р труб
Количество циклов в сутки
60
50
Р, атм
Qг (тыс.м3 /сут), Qж (м3/сут)
20
Р затр
70
Газожидкостной фактор
Дебит газа (С-501К)
Дебит жидкости
Дебит газа (Гео-Тест)
15
40
30
20
10
10
0
13.07.2012
5
15.07.2012
17.07.2012
19.07.2012
28.05.2012
30.05.2012
01.06.2012
03.06.2012
05.06.2012
07.06.2012
09.06.2012
11.06.2012
13.06.2012
15.06.2012
17.06.2012
19.06.2012
21.06.2012
23.06.2012
25.06.2012
27.06.2012
29.06.2012
01.07.2012
03.07.2012
05.07.2012
07.07.2012
09.07.2012
11.07.2012
13.07.2012
15.07.2012
17.07.2012
19.07.2012
21.07.2012
23.07.2012
25.07.2012
27.07.2012
29.07.2012
31.07.2012
02.08.2012
04.08.2012
06.08.2012
08.08.2012
10.08.2012
12.08.2012
0
На 15.08.2012 с начала испытания технологии отобрано
около 235,88 тыс. м3 газа и около 802,16 м3 жидкости (при КРС
закачено 122,2 м3 жидкости, при освоении извлечено 47,5 м3).
В период с 17.08.2012 по 27.08.2012 скважина работала в
режиме срабатывания устьевого клапана по таймеру через
каждые 1 час 45 минут. Время отработки – 13 минут. Плунжер
совершал 12 циклов в сутки. Среднесуточный дебит газа
варьировался в пределах от 3,34 до 4,67 тыс.м3/сут, средний
дебит воды 13 м3/сут.
29
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения
21.07.2012

29.

Динамика ввода новых горизонтальных скважин и скважин
восстановленных зарезкой горизонтального ствола
Горизонтальные скважины
140
20
19
Зарезка БГС
Всего горизонтальных скважин
Всего скважин с БГС
120
118
14
13
13
88
80
9 75
9
60
56
6
40
5
5
4
3
20
3
2
1
0
1
3
1
3
1992
30
3
6
1994
7
3
101
13
1
1
1996
6
18
1
1998
19
1
4
3
19
8
23
20 2
16
10
43
36
102
93
14
85
75
628
68
10
10
9
7
7
6
45
14
12
8
54
18
16
111
15
100
122
8
6
4
28
22
4
2
0
2000
2002
2004
2006
2008
2010 2011
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения

30.

Радиальное вскрытие пласта на
горизонтальных скважинах
Схема дренирования пластов горизонтальной скважиной.
Кровля продуктивного горизонта
Схема дренирования пластов горизонтальной скважиной после РВП
Кровля продуктивного горизонта
Условные обозначения:
- газонасыщенный пласт
19
- движение газа по пласту к скважине (дренирование пласта)
- движение газа по стволу горизонтальной скважины
Анализ разработки Оренбургского НГКМ

31.

Фильтрационно-емкостная характеристика
эксплуатационных объектов ОНГКМ
Параметры
№
1
Площадь газоносности, км2
300 млрд. м3
22
III
I объект
II объект
1215
728
463
0,123
0,126
0,114
2,3
15
20,5
объект
2
Коэффициент пористости, Кп, доли ед.
3
Коэффициент проницаемости, К, 10-15м2
4
Толщина общая, h общ., м
75,5
57
121
5
Эффективная толщина, hэф., м
12,1
23,2
34,0
6
hэф/hобщ., %
16
40
28
Анализ разработки Оренбургского НГКМ

32.

Конструкция многоствольных
скважин на ОНГКМ
Суммарная длина
3-х стволов - 2800 м
Основная
газоконденсатная
залежь
24
Анализ разработки Оренбургского НГКМ

33.

Прогноз динамики добычи
газа Основной залежи ОНГКМ
27
Анализ разработки Оренбургского НГКМ

34.

Вовлечение
в разработку газонефтенасыщенных
50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150
интервалов
в нижней части продуктивного разреза
1400
IV объект 1564-1595, 1596-1616
(1467,75-1498,75 1499,75-1519,75)
V объект 1496-1499, 1522-1530
(1399,75-1402,75 1425,75-1433,75)
1450
Распределение давления
по разрезу скв 1-ВМС
1500
5 объект
69,2
1550
74,5
1600
1650
1700
1750
4 объект
55,9
3 объект
Условные обозначения
63,7
2 объект
-распределение пластового
давления по испытанным
интервалам
1800
-не испытанные интервалы
127,9
1850
1900
1 объект
- известняк
- газонасыщенный
- водоонасыщенный
1950
35
2000
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения

35.

Испытание скважины № 1 – ВМС
(интервал 1630-1700 м)
Пласты выделенные по ГИС
как водогазонасыщенные
работали
газом
и
конденсатом.
Признаков
воды не выявлено
1630 – 1700 м
Qг=71-76 т.м3/сут
КГФ до 5-6 г/м3
- известняк
36
- газонасыщенный
- водоонасыщенный
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения

36.

Матричная нефть ОНГКМ
Процентное соотношение суммарных весовых перспективных ресурсов и
запасов категории С2 матричной нефти с суммарными весовыми
геологическими запасами нефти , газа и конденсата
Геологические запасы газа
и конденсата,
47%
Геологические запасы
матричной нефти
53%
Суммарные перспективные ресурсы матричной нефти
превышают суммарные геологические запасы газа, конденсата
и почти в 3 раза превышают остаточные запасы газа и конденсата.
37
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения

37.

Газопромысловое управление
Благодарю
за внимание!
Мусалов Р.К.
Состояние и перспективы разработки Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения