Технологии интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах Пермского края

1.

Всегда в движении!
Технологии интенсификации
добычи нефти в карбонатных
коллекторах Пермского края
Россия, Пермь
24.05.2016
Андрей Сергеевич Казанцев

2. Доля запасов в карбонатных коллекторах Пермского края

Всегда в движении!
Доля запасов в карбонатных коллекторах
Пермского края
Месторождения
Пермской области
Месторождения
Пермского
Доля НИЗ (кат. АВС1)
Доля НГЗ (кат. АВС1)
края
Доля ОИЗ (кат. АВС1)
Головной
Чердын ский
Перевальная
55
%
Вижай
Пильв а
ЧЕРНОРЕЧЕНСКИЙ
Валай
НЫРОБ
Верх.Буд ым
Вильгорт
Гаинский
Усть-Черная
Бондюг
Покча
Кебраты
45
%
Березово
Булдырья
Серебрянка
ЧЕРДЫНЬ
46
%
54
%
КРАСНОВИШЕРСК
62
%
38
%
Усть-Язьв а
ГАИНЫ
Рябинин о
Краснов ишерский
Верх.Ст ар ица
Косин ский
КЕРЧЕВСКИЙ
Соликамский
Кочевский
терригенный
СОЛИКАМСК
Усольский
Юрлинский
карбонатный
терригенный
карбонатный
терригенный
карбонатный
Александровский
Земли города Березники
УСОЛЬЕ
БЕРЕЗНИКИ
ОРЕЛ
ЯЙВА
Чус
ВСЕВОЛОДО- ВИЛЬВА
АЛЕКСАНДРОВСК
Юсьв ин ский
Кизеловский
ШАХТА
ПОЖВА
КИЗЕЛ
КУДЫМКАР
Кудымкарский
МАЙК ОР
21,6%
ЦЕНТР.-К ОСПАШСКИЙ
ШАХТНЫЙ
УГЛЕУРАЛЬСКИЙ
Губахинский
Гремячинский
ГУБАХА
Размер круга – доля от суммарных ОИЗ категории
АВС1+С2, %
ЧЕРМОЗ
ШУМИХИНСКИЙ
УСЬВА
Ильин ский
САРАНЫ
ГРЕМЯЧИНСК
Карагайский
Сив ин ский
Горнозав одский
Добрянский
ИЛЬИНСК ИЙ
ДОБРЯНКА
Чусовской
СЕВЕРНЫЙ_КОММУНАР
СКАЛЬНЫЙ
ПОЛАЗНА
ДИВЬЯ
КАЛИНО
ЗЮК АЙКА
Краснокамский
Верещагин ский Нытв енский
ВЕРЕЩАГИНО
ЧУСОВОЙ
ЛЯМИНО
КУСЬЕ-АЛЕКСАНДРОВСКИЙ
ВЕРХНЕЧУСОВСКИЕ- ГОРОДК И
ЛЫСЬВА
КОМАРИХИНСКИЙ
КРАСНОКАМСК
НОВ.ЛЯДЫ
СЫЛВА
Лысь венский
ПЕРМЬ
Очерский
ОЧЕР
66,1%
ТЕПЛАЯ_ГОРА
ПАШИЯ
ГОРНОЗАВОДСК
НЫТВА
9,6%
НОВОИЛЬИНСКИЙ
ПАВЛОВСКИЙ
Мул янка
КЫН
Пермский
ЮГ
ОХАНСК ЮГО-КАМСКИЙ
Охан ский
Березов ский
КУКУШТАН
Большесосновский
Кунгурский
КУНГУР
Част инский
Осинский
Частые
КОРДОН
Кишертский
Калинино
2,7%
ОСА
Орд а
Ординский
Мес т ор ож де ния не фт и
Ашап
Ножовка
Елово
Ме сто ро жде ни я н еф ти
Елов ский
Бардинский
Нер асп ре де ле нны й фо нд
Уинское
Уинский
ООО Ура лОйл
ОАО ЧУРС
ЧАЙКОВСКИЙ
Бол.Уса
Чайковский
Богородск
Куедин ский
ООО Више ра не фтег аз
ЗАО Ура ль ская н ефт яна я ком пан и
Ошья
Чернушинский
ОКТЯБРЬСКИЙ
ЧЕРНУШКА
ООО ДД М
ООО Тазме рское
Суксунский
Дуброво
ЗАО ЛУКОЙЛ -ПЕРМ Ь
ЗАО С П Пе рмТОТИн ефть
СУК СУН
ЩУЧЬЕ_ОЗЕРО
Октябрьский
КУЕДА
ЗАО И нсти тут РОСТЭ К
ЗАО Ви шер ан ефть
ЗАО Акса ито вне фть
1 стадия
2 стадия
3 стадия
4 стадия
2

3. Применяемые технологии ИДН и ПНП на карбонатном коллекторе

Всегда в движении!
Применяемые технологии ИДН и ПНП на карбонатном
коллекторе
Бурение боковых стволов
Гидроразрыв пласта
Вторичное вскрытие пласта
Химические технологии ОПЗ

4.

Всегда в движении!
Объект Т-Фм-Фр (северная группа месторождений)
Резкое снижение продуктивности добывающих скважин.
Динамика продуктивности
Параметр
Эффективная н/н толщина, м
Коэффициент пористости, д.ед
Проницаемость по ГДИ, мкм2
Расчлененность, д.ед.
Начальное пластовое давление, МПа
Давления насыщения, МПа
Вязкость нефти в пл. условиях, МПа с
min
0,9
0,08
0,002
3,5
18,2
8,75
0,5
max
22,2
0,13
0,117
40
27,8
27
4,04
среднее
9,5
0,1
0,033
12,1
22,63
14,68
1,4
Динамика дебитов
жидкости
Характерно для добывающих скважин расположенных в фациальных зонах:
•Рифовый гребень
•Нижняя часть тылового шлейфа
Основные причины
•Высокая прерывистость коллекторов (линзовидность)
•Низкие ФЕС поровой матрицы
•Малая емкость трещин и снижении трещинной проницаемости при снижении
давления.
4

5.

Всегда в движении!
Объект Т-Фм-Фр. Применяемые технологии.
Технологии применямемые для
интенсификации добычи нефти:
- Применение различного типа
заканчивания скважин;
- Многоствольные и
многозабойные скважины;
- Бурение боковых стволов;
- Различные технологии КГРП
*многообъемный, многорасходный,
КГРП
РБ
КГРП
КГРП
поинтервальный, КГРП с SDA, КГРП с ксилолом,
МКГРП, КГРП с закреплением проппантом;
- Радиальное бурение (+8,3 т/сут);
- Тоннелирование (6скв/+17,0т/сут);
- Кислотная обработка (+6,6 т/сут)
*ДН-9010,Флаксокор-210, ИТПС-708;
5

6. Бурение многоствольных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

Всегда в движении!
Бурение многоствольных скважин и боковых стволов с
горизонтальным окончанием
Бурение многоствольных скважин
Особенностью данной технологии является бурение одного или нескольких боковых стволов без ликвидации основного
ствола скважины с последующей его эксплуатацией совместно с боковыми стволами
Эффективность применения технологии
Основные этапы строительства многоствольной
скважины :
1.
2.
3.
4.
5.
Подвеска хвостовика
(проходная)
Временную изоляцию основного ствола
Вырезку «окна» с извлекаемого клина
Бурение, крепление и освоение бокового ствола
Переосвоение основного ствола (при
необходимости)
Подвеска хвостовика
Спуск ГНО
(проходная)
Хвостовик
Хвостовик
Подвеска хвостовика
(проходная)
Все скважины введены в эксплуатацию. Проектный дебит достигнут на всех скважинах.
В связи с большим количеством аварий NPV по скважинам – отрицательный
Бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием
Извлекаемая мостовая
пробка или цементный мост
Жидкость
глушения (ВУС)
Эффективность применения технологии
Основные этапы строительства бокового ствола:
1.
2.
3.
4.
5.
Подготовительные работы к бурению бокового ствола ( ликвидация части основного ствола);
Вырезание «окна» с не извлекаемого клина отклонителя;
Бурение бокового ствола с горизонтальным окончанием;
Работы по освоению (перфорация, вызов притока);
Спуск ГНО
Все скважины введены в эксплуатацию. Проектный дебит достигнут
в 3 скважинах (37,5 %). Средняя эффективность составила 13,0 т/сут
(по БС средняя эффективность 9,1 т/сут).

7. КГРП с закреплением проппантом

Всегда в движении!
КГРП с закреплением проппантом
Цель выполнения работ:
Увеличение эффективности КГРП за счет
повышения продолжительности эффекта.
Условия применения технологии:
1. Низкая продолжительность эффекта от стандартного
КГРП;
2. Высокая расчлененность (10-30 ед.) и неоднородность
разреза;
3. Пониженное пластовое давление Рпл=0,5-0,6 от Рнач.
Пример проведения КГРП с проппантом в
фаменских отложениях
Рпл/Рнач,
д.ед
Кпр ПЗП,
мкм2
Кпр УЗП,
мкм2
Расчлененность,
ед.
0,5
0,0001
0,0001
22
Технология проведения работ:
1. Закачка чередующимися пачками стадий
отклонителя (Vср=120 м3) и кислотного состава
(Vср=100 м3);
2. В стадии с отклонителем подается проппант –
служит в качестве механического отклонителя
потока;
3. В стадию продавки также подается проппант – с
целью закрепления полученной трещины (средняя
масса проппанта – 8 тонн).
Сравнение темпов падения приростов дебита нефти при
стандартном КГРП и КГРП с проппантом
Пути
1.
2.
3.
Интервал ГРП
Стандартный
КГРП
КГРП с
проппантом
повышения эффективности ГРП в карбонатных коллекторах:
Получены более низкие темпы падения дебита нефти 6 % (стандартная технология – 16%);
Продолжительность эффекта увеличилась с 9 мес. до 18 мес;
Дополнительная добыча нефти больше на 48% по сравнению со стандартной технологией;

8. Радиальное бурение

Всегда в движении!
Радиальное бурение
Динамика применения технологии
Один уровень
вскрытия
Два уровня
вскрытия
а
б
Три уровня
вскрытия
Четыре уровня
вскрытия
г
в
Зависимость прироста дебита нефти от
эффективной н/н толщины
РБ
Изменение эффективных
нефтенасыщенных толщин и
удельных приростов
2 канала
Область применения технологии РБ :
- карбонатный коллектор
- эффективные н/н толщины под РБ 2-4 м
Снижение эффективности и количества проводимых операций РБ связано с
перераспределением технологий в пользу ГРП и СП при этом величина
удельного прироста практически постоянная
2 канала

9.

Всегда в движении!
Создание коротких боковых стволов в карбонатных
коллекторах по технологии тоннелирования Компании
Baker Hughes
Цель проведения работ: увеличение охвата воздействием стандартных
технологий на объектах с низкими темпами выработки запасов,
оборудованных открытыми стволами
Работы на скважинах:
Технологическая эффективность в сравнении со
стандартными технологиями (2014-2015 гг.)
Геолого-физические
характеристики
Нэф, kп,
м
%
kн, kпр,
% мД
1.3 13.4
1.8 16.6
1.0 6.4
85
78
51
30.4
81.6
1.0
2.0 6.5
3.9 13.5
1.3 15.6
51
89
87
1.1
31.4
61.2
2.6 16.1
58
70.8
4.0
60
2.4
7.7
скв. № 9070 Гагаринского м-я
(объект Фм)
3
2
1
Рекомендуется в сложнопостроенных турнейско-фаменских объектах, характеризующихся неоднородностью
геологического строения.
9

10.

Всегда в движении!
Создание коротких боковых стволов в карбонатных коллекторах по
технологии тоннелирования Компании Baker Hughes
Цель проведения работ: интенсификация добычи нефти за счет улучшения гидродинамической связи скважины с
пластом и увеличения эффективного радиуса скважины.
Особенности технологии:
- для создания коротких боковых стволов в
карбонатных коллекторах используется
ГНКТ;
- в качестве нагнетаемой жидкости
применяется кислотный состав на основе
соляной кислоты;
- возможно создание в стволе скважины
каналов длиной до 25 м.
Решаемые проблемы разработки:
- наличие участков с не дренируемыми
запасами
по
причине
низких
коллекторских свойств;
- отсутствие эффективной технологии,
направленной
на
вовлечение
в
разработку всей залежи по толщине с
низкими коллекторскими свойствами;
- низкие темпы разработки.
В 2014-2015 гг технология реализована на шести скважинах месторождений
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
35.0
60
25.0
Длина канала, м
Дебит нефти, т/сут
70
ОПР
30.0
20.0
15.0
10.0
5.0
50
0.0
2
3
4
5
6
7
Месяцы
9070
466
418
24
41
* Скважина 460 Озерного месторождения не успешная
Суммарная ожидаемая дополнительная добыча
27,02 тыс.тонн,
суммарный чистый дисконтированный доход (NPV15%)
1,54 млн.$.
20
10
40
20
16
22
30
20
21
2.2
20
7.3
20
10
1
до 25 м
0
20
20
20
8
24
20
10
10
41
1
418
9070
466
24
Первый канал
Второй канал
Третий канал
460
Четвертый канал
Рекомендуемые критерии применения:
тип коллектора – карбонатный;
наличие участка открытого ствола;
общая толщина пласта – не менее 50 м;
нефтенасыщенная толщина – не менее 10 м;
обводнённость добываемой продукции – менее 50 %;
преимущественно поровый тип коллектора;
карбонатность более 85%, отсутствие включений не растворимых в соляной
кислоте пород.
10

11. Кислотная обработка в горизонтальных скважинах с открытым стволом с применением установки непрерывной гибкой трубы

Всегда в движении!
Кислотная обработка в горизонтальных скважинах с открытым
стволом с применением установки непрерывной гибкой трубы
Цель проведения работ:
• интенсификация добычи нефти за счет повышения продуктивности призабойной зоны пласта
Год
Стадии
2013
Скв. № 1
2014
Скв. № 2
Скв. № 3
Скв. № 4
Скв. № 5
Скв. № 6
1
ЭКС-ЭМ
10 м3
ЭКС-ЭМ
10 м3
Флаксокор-210
2168-2220 м
75 м3 120атм
Флаксокор-210
2451 м
75 м3 100атм
Флаксокор-210
2178-2428 м
80 м3 0атм
Флаксокор-210
1575-1661 м
80 м3 80атм
2
тех вода
(1 г/см3)
7 м3, 0 атм
тех вода
(1 г/см3)
7 м3, 70 атм
тех вода
(1 г/см3)
6 м3, 120 атм
тех вода
(1 г/см3)
6 м3, 80 атм
тех вода
(1 г/см3)
6 м3, 25 атм
тех вода
(1 г/см3)
4 м3, 80 атм
3
Флаксокор-210
2124-2365 м
35 м3 120атм
Флаксокор-210
2171-2418 м
75 м3 100атм
4
ЭКС-ЭМ
10 м3
5
тех вода
(1 г/см3)
7 м3, 0атм
6
Флаксокор-210
2124-2365 м
55 м3 120атм
7
тех вода
(1 г/см3) с
Полипав 50 л
3,5 м3, 0 атм
Описание технологии:
технология обеспечивает проведение кислотной обработки поверхности горизонтального
ствола по всей его протяженности или в конкретных точках и интервалах в динамическом
режиме. Гидромониторное вскрытие по данной технологии может осуществляться как в
скважинах с циркуляцией, так и на скважинах с отсутствием циркуляции
КО в ГС
скв. № 2
Соответствие скважин утверждённым критериям
2013
2014
скв № 1 скв № 2 скв № 3 скв № 4 скв № 5 скв № 6
Тип коллектора
карбонатный
Фм
Фм
Фм
Т-Фм
Т-Фм
Т
Категория скважины
нефт.
нефт.
нефт.
нефт.
нефт.
нефт.
нефт.
Остаточные извлекаемые запасы нефти на скважину, тыс.т.
≥10
20,8
40,3
40,3
93,4
68,8
15,1
Обводненность за всю историю эксплуатации скважины, %
≤30
2,1
0,89
6,1
2,1
2,4
10
Отношение Рпл/Рнас, д.ед.
≥1
1,2
1,5
1
0,7
0,7
1
Наличие/возможность формирования участка открытого ствола
да
да
да
да
да
да
да
Предполагаемая мощность плотной перемычки до ВНК, м
≥1
≥1
≥1
≥1
≥1
≥1
≥1
Предполагаемое расстояние до водонасыщенных пропластков, м
≥3
≥3
≥3
≥3
≥3
≥3
≥3
Отсутствие деформаций и нарушений эксплуатационной колонны
да
да
да
да
да
да
да
Отсутствие заколонных перетоков
да
да
да
да
да
да
да
Утверждённые критерии подбора скважин
Значение
Результаты:
1. Работы в скважинах проведены по
двум технологиям: с закачкой ЭКС-ЭМ
и без закачки ЭКС-ЭМ;
2. Закачка ЭКС-ЭМ производилась в двух
скважинах: № 1 (закачка реагентов
выполнена в 2 этапа) и № 2;
3. Средний объем закачанного КС
Флаксакор-210 – 80 м3.

12. Обработка призабойной зоны

Всегда в движении!
Обработка призабойной зоны
Физико-химические свойства кислотных составов
Кислотные составы
применяемые в
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»:
ДН-9010
ИТПС-708
Флаксокор-210
КСПЭО-2
№
п/п
1
2
3
Реагенты
Наименование показателя
Массовая доля железа, %
Межфазное натяжение на границе
с нефтью (ρ=0,854 г/см3,
μ=9,07 мПа.С), мН/м
Скорость растворения мрамора
при 200С, г/ч.м2
0,01
Флоксокор210
0,01
0,03-0,05
< 0,01
4800
5080
Образование эмульсии:
нефть ρ=0,854 г/см3, μ=9,07 мПа.С
Не образует
Эмульсии не
образует
текучая
эмульсия (без
остатка)
Эмульсии не
образует
4
нефть ρ=0,917 г/см3,
μ=77,7 мПа.С
Направления совершенствования технологий КО:
оценка скорости реакции с карбонатной породой;
проведение тестов на вторичное осадкообразование;
определение совместимости с водой и нефтью.
КСПЭО-2
ДН-9010
ИТПС-708
0,026
Не измеряется
(темная
жидкость)
0,01
ИТПС-708
марки «Б»
0,01
0,46
1,19
2195
3233
3600
текучая
эмульсия
(без остатка)
текучая
эмульсия
(без остатка)
текучая
эмульсия
(без остатка)
текучая
эмульсия
(без остатка)
Эмульсии не
образует
Эмульсии не
образует

13.

Всегда в движении!
Объект Т (южная группа месторождений)
Т1
Т2
Параметр
Эффективная н/н толщина, м
Коэффициент пористости, д.ед
Проницаемость по ГДИ, мкм2
Расчлененность, д.ед.
Начальное пластовое давление, МПа
Давления насыщения, МПа
Вязкость нефти в пл. условиях, МПа с
min
max
среднее
0,5
0,07
0,001
1,0
14,3
5,0
0,9
17,0
0,21
0,996
32,0
21,1
15,3
99,9
5,6
0,12
0,089
8,0
16,3
10,1
13,5
13

14.

Всегда в движении!
Объект Т. Применяемые технологии.
Технологии применямемые для
интенсификации добычи нефти:
-Применение различного типа
заканчивания скважин;
- Бурение боковых стволов;
- Различные технологии КГРП;
* МГРП, проппантный ГРП и др.;
- Радиальное бурение (+5,1 т/сут);
- Кислотная обработка (+3,6 т/сут);
РБ
КГРП
14

15. Бурение горизонтальных скважин с применением технологии многозонного ГРП

Всегда в движении!
Бурение горизонтальных скважин с применением
технологии многозонного ГРП
Карта текущих отборов объекта Т
Сопоставление дебитов нефти по скважинам
(объект Т)
ГС с МГРП
БГС без ГРП
ВС без ГРП
Дебит нефти, т/сут
40
30
- ГС с МГРП
- БГС без ГРП
- ННС без ГРП
20
Сопоставление накопленной добычи нефти по типу заканчивания
скважин на объекте Т
10
0
1
2
3
4
5
6
Месяцы
В 2012-2015 гг. пробурена 31 горизонтальная скважина с
многозонным ГРП (МГРП). Кратность увеличения дебитов 1,5
раза по сравнению с ГС без ГРП.
Результат:
Вовлечение в активную разработку трудноизвлекаемых запасов
в низкопроницаемых коллекторах.

16. Кислотный ГРП с применением гидрофобной эмульсии

Всегда в движении!
Кислотный ГРП с применением гидрофобной эмульсии
Цель проведения работ: проведение КГРП с применением гидрофобной эмульсии для расширения области применения
технологии в скважинах с повышенной обводненностью продукции.
Описание технологии:
Механизм действия эмульсионных систем (ЭС) обусловлен дисперсным характером,
позволяющим эмульсиям избирательно фильтроваться в наиболее проницаемые пропластки и
трещины коллектора, а также их способностью к загущению и структурированию при механическом
перемешивании с пластовой водой во время фильтрации в глубь пласта и наоборот - к разжижению
при диспергировании с нефтью.
180
170
Вязкость мПа*с, Скорость сдвига 1/с
160
150
140
130
Скорость сдвига, 1/с
Вязкость, мПа*с
120
110
100
90
80
0
50
100
150
200
250
300
Время, мин
Результаты лабораторных исследований: коэффициент восстановления проницаемости
по нефти – 0,731 д.ед., по воде – 0,233 д.ед.
В 2015 г. работы проведены на 5 скважинах
20
12
17
пос
ле
Прирост дебита нефти, т/сут
7
16
9
20
7
7
7
6
0
-9
14
12.6
-20
12
10
-40
8.4
8
6
6
5
5.5
6
6
6
5.2
-60
4
2.7
Прирост обводненности, %
12
18
-80
2
0
-100
4004
813
889
904
906
Плановый прирост дебита нефти, т/сут
Первоначальный прирост, дебита нефти, т/сут
Первоначальный прирост обводненности, %
Текущий прирост обводненности, %
ГРП
Реализация технологии позволяет расширить критерии
подбора скважины для ГРП по показателю обводненности
до 50% (при реализации стандартной технологии критерии
- менее 30%) .
средний прирост дебита нефти составил 6,9
т/сут;
увеличение коэффициента продуктивности по
нефти во всех скважинах;
отмечается меньший прирост обводненности
по сравнению со стандартными технологиями;
наблюдаются
положительные
экономические показатели.
технико-

17.

Всегда в движении!
Объект Бш-Срп
Параметр
Эффективная н/н толщина, м
Коэффициент пористости, д.ед
Проницаемость по ГДИ, мкм2
Расчлененность, д.ед.
Начальное пластовое давление, МПа
Давления насыщения, МПа
Вязкость нефти в пл. условиях, МПа с
min
max
среднее
0,7
0,10
0,002
2,0
10,3
4,9
0,7
27,3
0,19
0,895
21,4
22,0
19,7
38,4
4,1
0,14
0,095
5,9
13,6
9,7
9,1
17

18.

Всегда в движении!
Объект Бш-Срп. Применяемые технологии.
Технологии применямемые для
интенсификации добычи нефти:
- Скважины малого диаметра;
- Различные технологии КГРП;
- Радиальное бурение (+5,3 т/сут);
- Кислотная обработка (+4,2 т/сут);
- Приобщение пласта (ОРЭ).
18

19.

Всегда в движении!
Бурение многозабойных скважин
Цель – Поиск технологий, альтернативных проведению
МГРП в ГС, снижение рисков прорыва подошвенной
воды.
Проблемы:
Невозможность
проведения
МГРП
в
горизонтальных скважинах для стимуляции
добычи
(близость
к
водонефтяному
контакту, отсутствие надежных перемычек).
Решение:
Строительство многозабойных ГС с целью приобщения
удаленных от основного ствола нефтенасыщенных зон
коллектора (альтернатива МГРП), а также уменьшения
депрессии на пласт в процессе эксплуатации залежи.
Структурная карта по кровле пласта Бш
- порода коллектор
- порода неколлектор
График эксплуатации МЗС (Бш)
Qжид.факт=55 м3/сут
Qн. Факт=45 т/сут
1,0 % Н2О
309
19

20. Бурение скважин малого диаметра (СМД)

Всегда в движении!
Бурение скважин малого диаметра (СМД)
Конструкция СМД
Бурение наклонно-направленных скважин малого диаметра
мобильная
установка для
бурения СМД
Направление
324 мм
Пробурены 35 СМД (31доб.+4нагн.)
Средний дебит нефти – 8,3 т/сут
Кондуктор
245 мм
Тех. колонна
168 мм
Экспл. колонна
114 мм
Оценка рентабельных удельных запасов
в зависимости от диаметра скважин
50
40
СМД
(ЭК 114 мм)
30 тыс.т
30
NPV, млн.руб.
20
Бурение скважин малого диаметра с горизонтальным окончанием
R² = 0,8997
R² = 0,8797
10
0
0
-10
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
-20
-30
-40
Разрез по стволу СМД с ГС (объект В3В4)
Удельные извлекаемые запасы нефти, тыс.т
ЭК 168 мм
36 тыс.т
Длина гориз. ствола 231 м
Факт. проходка по коллектору 201 м
Динамика работы СМД с ГС
-50
Зависимость удельных извлекаемых запасов СМД от NPV, 15% на одну скважину
Результаты:
вовлечение в разработку недренируемых
запасов;
снижение затрат на разбуривание
низкопродуктивных залежей повышение
эффективности разработки объектов
(среднее увеличение NPV на 19 %) ;
сформирована программа бурения СМД
до 2024 г.
Пробурена 1 СМД с ГС в 2014 г на объект В3В4
Первоначальный дебит нефти – 15,8 т/сут

21.

Всегда в движении!
Технология
одновременно-раздельной эксплуатации
За период с 2011-2014 гг. ОРЭ
внедрено на 101 скважине
В 2015-2024 гг. одновременнораздельная
эксплуатация
объектов разработки планируется
на 376 скважинах, на 87 объектах
разработки.
Добыча нефти составит более
4,110 млн. тонн нефти
Объект В3В4:
Интервал
посадки
пакера
Объект Бш:
Учет Qж, Qн ведется
индивидуально по каждому
объекту. Показания
фиксируются по расходомеру
СКЖ 30 установленному на
каждой скважине с ОРЭ.
21

22.

Всегда в движении!
Опытно-промышленные работы по испытанию новых
технологий ИДН
Основные направления:
применение отклонителей;
замедление скорости реакции кислоты с породой;
термохимическое воздействие;
КО с койлтюбингом в ГС;
туннелирование.
Испытание самоотклоняющихся кислотных составов (СОКС)
Цель: повышение охвата пласта по разрезу воздействием кислоты.
Описание технологии:
Система, содержащая сшиватель и гелеобразователь, сшивается
за счет реакции с карбонатным/доломитным коллектором при
рН от 3 до 4. При рН ≥ 4 вязкость понижается до первоначального
значения.
Технология проведения работ:
1 стадия – протравка кислотой 15 % НСl;
2 стадия – закачка СОКС 5 % НСl;
3 стадия – закачка гелированной кислоты 15 % НСl.
Количество циклов – от 2 до 5;
Объемы СОКС на 1 ГТМ – от 5 до 10 м3;
Объемы гелированной кислоты на 1 ГТМ – от 10 до 20 м3.
Результаты
1. Увеличение коэффициента работающих толщин на 5
скважинах из 8 в среднем на 83 %;
2. Средняя кратность увеличения коэффициента
продуктивности – 2,1 раза.
Рис. 1
Рис. 2
Рис. 1 - Сшивка полимера в процессе нейтрализации кислоты
Рис. 2 - Гель после полной нейтрализации кислоты

23. Проведение кислотных ОПЗ с применением отклоняющихся систем

Всегда в движении!
Проведение кислотных ОПЗ с применением
отклоняющихся систем
Цель проведения работ: интенсификация добычи нефти за счёт увеличения доли работающей толщины пласта и глубины
проникновения кислотного состава.
Описание технологии:
Отклоняющим агентом является кислотная система с реагентом Сурфогель при
взаимодействии которой с карбонатной породой происходит изменение ее вязкости в
зависимости от степени истощения кислотного состава (pH среды).
Результаты лабораторных исследований:
1. Коэффициент восстановления проницаемости более 100 д.ед.
2. Для исключения риска увеличения обводненности рекомендована обработка только
нефтенасыщенной части перфорированного пласта.
В 2015 г. работы проведены на 5 скважинах
Изменение профиля
притока
8
7
30
16
10
20
12
7
6
5
8
16
1
4
10
4
7
6.4
6
-10
5.1
4
4
4
4
0
4
4
-20
-30
2.4
2
0.4
Прирост обводненности, %
Приростдебита нефти, т/сут
Приток после ОПЗ
Приток до ОПЗ
12
-40
6
5
4
3
2
1
0
1
2
3
4
5
6
7
8
7
8
Месяцы работы
2344
243
889
890
891
90
80
70
Обводненность, %
32
Дебит нефти, т/сут
40
60
50
40
30
20
10
0
1
2
3
4
5
6
Месяцы работы
0
-50
2344
243
889
Плановый прирост дебита нефти, т/сут
Первоначальный прирост обводненности, %
890
2344
243
889
890
891
891
Первоначальный прирост дебита нефти, т/сут
Текущий прирост обводненности, %
Реализованная технология расширяет область применения
кислотных составов по критерию обводненности (с менее
30% для стандартной технологии до 30-60 % при технологии
ОПР) при положительной экономической эффективности.
средний прирост дебита нефти - 4,3 т/сут;
увеличение коэффициента продуктивности по нефти во
всех скважинах;
меньший прирост обводненности
стандартными технологиями;
по
сравнению
положительные технико-экономические показатели.
со

24.

Всегда в движении!
Объекты В3В4, КВ1, Пд,
Параметр
min
max
среднее
Эффективная н/н толщина, м
0,7
4,5
3,4
0,11
0,21
0,16
0,001
0,705
0,101
1,0
7,5
3,5
10,0
12,8
11,3
Давления насыщения, МПа
5,0
12,3
8,8
Вязкость нефти в пл. условиях, МПа с
0,9
35,4
9,5
Коэффициент пористости, д.ед
Проницаемость по ГДИ,
мкм2
Расчлененность, д.ед.
Начальное пластовое давление, МПа
24

25.

Всегда в движении!
Объекты КВ1, В3В4, Пд. Применяемые технологии.
Технологии применямемые для
интенсификации добычи нефти:
- Скважины малого диаметра(СМД)
- КГРП;
- Проппантный ГРП;
- Радиальное бурение;
- Кислотная обработка;
- Приобщение пласта (ОРЭ);
25

26. Проппантовый ГРП в карбонатных коллекторах

Всегда в движении!
Проппантовый ГРП в карбонатных коллекторах
Условия применения технологии ГРП:
1.Текущее пластовое давление выше давления
насыщения;
2.Низкая эффективность стандартного КГРП на объекте;
3.Наличие плотных перемычек в кровле и подошве
интервала ГРП не менее 3,5 м.
Цели проведения технологии на карбонатных
коллекторах:
1.Закрепление созданной трещины проппантом;
2.Увеличение зоны дренирования.
Технология ГРП:
1.Загрузка полимера 3,4-3,6 кг/м3;
2.Максимальная концентрация проппанта 1000 кг/м3;
3.Темп закачки 3,8-4,0 м3/мин;
4.Тоннаж проппанта до 32 т;
70.0
5.Объем жидкости до 200 м3.
STP 1
Пример проведения ГРП на
карбонатном коллекторе
Интервал
проведения ГРП
В 2014 году технология проппантного ГРП
тиражирована на объект В3В4.
Средний прирост в 2 раза выше, чем по стандартной
технологии.
Удельный прирост на 1 м эффективной толщины
составил 2,6 т/сут
Давление и концентрация,03.12.14.LP170F.14 LP B3B4
STP 2
Annulus
Blender
BH Conc
Dens
Plan
60.0
Результат ГРП
График закачки
Дизайн ГРП
1000.0
ГИС : GKPT
ВГ(м)
Свойства пропластка
Тип поро...
NGK (...
1
5
Глина
Глина
Напряже...
100
500
1025
Проводимость трещины (мД·м)
ВГ(м)
10
20
1025
Профил...
30
40
50
Закрепленная длина (м)
Общая закрепленная высота (м)
Глубина верхней границы трещины (м)
Глубина нижней границы трещины (м)
Средняя ширина трещины (см)
Безразмерная проводимость
60
70
66,3
34,4
1040,6
1080,4
0,490
1,768
0
ВГ(м)
1025
30.0
1050
Глубина, ВГ (м)
Давление, Mpa
40.0
GK (m...
0,5
20
Концентрация, kg/m3
Проппантный
ГРП
50.0
20.0
1075
1050
1050
1075
1075
Карбонат
Карбонат п...
п...
Карбонат
Карбонат п...
п...
Глина
Глина
Карбонат
Карбонат п...
п...
Глина
Глина
10.0
Проводимость трещины (мД·м)
0
0
1100
10
20
30
40
50
Проф иль трещины с ГИС и 60
пропластками
1100
0
0
230
460
690
920
1150
1380
1610
1840
2070
2300
1100
Elapsed Time, min
На сегодняшний день по данной технологии проведено 56 ГРП в коллекторах с проницаемостью до 200 мД.
Первоначальная эффективность технологии пропантного ГРП в карбонатных коллекторах не значительно выше (в 1,2 раза) в
сравнении с КГРП, однако, отличается большей продолжительностью эффекта. Темп падения прироста дебита нефти для технологии
проппантового ГРП составляет 0,92, для кислотного ГРП - 0,74. Продолжительность эффекта увеличивается за счет создания более
длинных, высокопроводимых трещин ГРП, о чем свидетельствуют более высокие значения эффективного давления.
1. Технология проппантного ГРП на карбонатном коллекторе зарекомендовала себя как высокоэффективный метод ПНП
2. Необходимо продолжение тиражирования технологии на объектах с низкой эффективностью стандартного КГРП

27. Применение технологии проппантного ГРП на карбонатном коллекторе. (Батырбайское месторождение. Объект В3В4).

Всегда в движении!
Применение технологии проппантного ГРП на карбонатном коллекторе.
(Батырбайское месторождение. Объект В3В4).
По результатам ОПР 2013г технология проппантного ГРП на
карбонатном коллекторе массово внедрена на верейском
объекте Батырбайского месторождения.
Проппантный ГРП выполняется по стандартной технологии
с закачкой 22,8 т проппанта при среднем давлении 202 атм (темп
закачки – 3,9 м3/мин).
Преимущество: темп падения дебита нефти после проппантного
ГРП в 3,5 раза ниже, чем при КГРП (0,4 т/мес. (1,4 т/мес.
соответственно)
График динамики добычи нефти по объекту В3В4
Батырбайского месторождения
График работы скв.№ 125 с выполненным проппантным ГРП
Проппантный ГРП на доб. ф.
Проппантный ГРП на нагн. ф.
Асюльская площадь
За 2015 г. добыча нефти по объекту В3В4 увеличилась на 39,5 тыс.т. по сравнению с 2014 годом, за счет массового
применения технологии проппантного ГРП. Темп отбора от НИЗ на объекте увеличился с 2,4 % до 3,7 %.
27

28. Опыт проведения пропантного ГРП в низкопродуктивном карбонатном коллекторе. Шумовское месторождение. Объект К+Пд.

Всегда в движении!
Опыт проведения пропантного ГРП в низкопродуктивном карбонатном
коллекторе. Шумовское месторождение. Объект К+Пд.
Совмещенная карта распределение плотности остаточных
запасов и текущих отборов
Особенности объекта К-Пд:
•НИЗ К+Пд 2917 тыс.т, ОИЗ 2516 тыс.т;
•Низкая плотность геологических запасов (К н/н
0,63), низкая продуктивность без ГРП (1,1
м3/сут/МПа);
•Высоковязкая нефть на объекте К (45,7 мПа*с);
•50% площади не разбурено;
•Обширная водонефтяная зона;
•Низкая эффективность стандартных методов
ИДН и ПНП.
Пласт К
472
456
Распределение фонда скважин
по состоянию на 01.2017
Показатель
Без ГРП
С ГРП
Дебит жидкости,
4,3
16,4
м3/сут
Дебит нефти, т/сут
2,7
7,2
Обводненность, %
23,0
49,0
Изменение темпов отбора от НИЗ за счет проведения
пропантного ГРП
Пласт Пд
492
491
192
472
499
Темп отбора +11 %
Дебит нефти +81 %
24
141
За период 2008-2014 гг
выполнено 10 ГТМ со
средним приростом 1,4 т/сут
Опыт КГРП
В 2008 году выполнен в 2
скважинах, средний прирост
дебита нефти 1,5 т/сут
38
574
Факт ГРП
План ГРП
(2017 г)
В течение 2015-2016 гг на
объекте выполнено
10 пропантных ГРП со
средним приростом 6,4 т/сут
1. В рамках комплексного научно-инженерного сопровождения работ ГРП подобрана эффективная
технология пропантного ГРП к условиям К-Пд отложений Шумовского месторождения.
2. Доп.добыча нефти на конец 2016 г от 10 ГРП ~10 тыс.т, что составляет ~50 % добычи 2014 г. по
объекту.
3. В 2017 г. запланировано проведение 8 ГРП (6 скважин).
28

29. Развитие технологий ИДН и ПНП на карбонатном коллекторе

Всегда в движении!
Развитие технологий ИДН и ПНП на карбонатном
коллекторе
Бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием
Бурение скважин малого диаметра с горизонтальным окончанием
КГРП с системами контроля утечек жидкости в условиях пониженного Рпл
Многообъемный КГРП с закреплением проппантом
Проппантный ГРП в карбонатных коллектора
ГРП с водоизоляционным эффектом (на углеводородной основе, с применением
гидрофобной эмульсии , модификаторов фазовой проницаемости)
Многозонный КГРП
Применение кислотного состава при создании радиальных каналов
Создание коротких боковых стволов (тоннелирование) в скважинах с открытым
стволом
Селективные кислотные обработки с применением отклонителей
Кислотные обработки с койлтюбингом в горизонтальных скважинах с открытым
стволом

30.

Всегда в движении!
Спасибо за внимание
30

31. Технологии ГРП, опробованные в карбонатных коллекторах Пермского края. Пути повышения эффективности

Всегда в движении!
Slide 31
Технологии ГРП, опробованные в карбонатных коллекторах Пермского
края. Пути повышения эффективности
Технологии ГРП с максимальной эффективностью
200
Пермского края опробовано 15 технологий
180
ГРП в карбонатных коллекторах:
160
Стандартный КГРП
2.
Многообъемный КГРП
3.
КГРП с закреплением проппантом
4.
Многозонный КГРП
5.
КГРП с СОКС SDA
6.
Термогазокислотный ГРП
7.
Поинтервальный КГРП
8.
КГРП без стадий отклонителя
9.
КГРП с Р до 100 МПа в БС
10.
Эмульгированный КГРП с ксилолом
11.
КГРП с понизителем трения XG
12.
Пенный КГРП с азотом
13.
Проппантовый ГРП
14.
КГРП с применением гидрофобной эмульсии
15.
ГРП с ЖР на углеводородной основе
5
4.9
4.8
Количество скважинно-операций, шт
1.
6
5
4.1
4.3
140
4
3.3
120
3
2.5
2.4
2.3
100
2.1
2.1
80
1.5
2.1
1.9
1
0.9
60
1.4
1.3
1
0.9
92
34
0.7
61
20
18
43
32
2
1.8
1.2
1.8
1.4
1.3
40
2
29
17
12
12
6
1
6
5
7
12
33
3
4
31
23
0.2
20
46
4
9
19
0
Удельный прирост дебита нефти, т/сут*м
В период с 2007 по 2015 гг. на месторождениях
5
0
-1
2007
2008
Стандартный КГРП
2009
2010
Многообъемный КГРП
2011
Многозонный КГРП
2012
КГРП с проппантом
2013
2014
2015
Проппантовый ГРП в карбонатах
Пути повышения эффективности ГРП в карбонатных коллекторах:
1.
Расширение спектра применяемых кислотных составов
2.
КГРП с новыми системами контроля утечек жидкости – увеличение
эффективности КГРП в условиях пониженного Рпл.
3.
КГРП с применением гидрофобной эмульсии – в случаях риска повышения
обводненности
4.
Многообъемный КГРП с проппантом – увеличение эффективного радиуса
скважины в условиях пониженного Рпл.
5.
Совершенствование технологии проппантового ГРП в карбонатных
коллекторах – увеличение зоны дренирования
СЕМИНАР SPE по технологиям,
22 марта 2016г.

32. Создание коротких боковых стволов в карбонатных коллекторах по технологии тоннелирования Компании Baker Hughes

Всегда в движении!
Создание коротких боковых стволов в карбонатных коллекторах по
технологии тоннелирования Компании Baker Hughes
Цель проведения работ: увеличение охвата воздействием стандартных технологий на объектах с низкими темпами выработки
запасов, оборудованных открытыми стволами
Эффективность стандартных технологий
Лабораторные исследования не предусмотрены
Результаты работ на скважинах:
Геолого-физические
характеристики
Нэф, kп,
м
%
1.3 13.4
1.8 16.6
1.0 6.4
скв. № 1(объект Фм)
kн, kпр,
% мД
85
78
51
30.4
81.6
1.0
X
2.0 6.5
3.9 13.5
51
89
1.1
31.4
1.3 15.6
87
61.2
2.6 16.1
58
70.8
4.0
60
2.4
7.7
3
2
1
скв. № 1
Рекомендуется в сложнопостроенных турнейско-фаменских объектах, характеризующихся неоднородностью геологического строения.