Всегда в движении!

Всегда в движении!

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«КогалымНИПИнефть» в г. Тюмень

«Опыт разработки залежи пласта ЮВ1 системой ГС с МГРП на примере

Западно-Урьевского участка Урьевского месторождения»

1

Всегда в движении!Краткий обзор применение МГРП на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

2

Опытные работы начаты в 2010 году первая скважина введена в январе 2011 года 7633Г объект ЮВ1 Урьевское месторождение

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» введено в эксплуатацию 211 скважин с МГРП

Суммарный входной дебит: 11552 т/сутСуммарный текущий дебит: 6497 т/сут

в т.ч. по Урьевскому месторождению введено 55 скважин с МГРП

Суммарный входной дебит: 3033 т/сутСуммарный текущий дебит: 1210 т/сут


3

Геологическое строение Западно-Урьевского участка Урьевского месторождения

ПараметрыЗападно-

Урьевскийучасток

Глубина залеганиястратигр.кровли, абс.отм., м

-2550.0

Тип залежипл. сводовая

литологически экранированная

Тип коллектора терригенный поровый

Площадь нефтеносности, тыс. м2 154810

Ср. общая толщина, м 20.8

Ср. эффективная толщина, м 10.3

Ср. нефтенасыщенная толщина, м

8.5

Пористость, % 17.0

Ср. нефтенасыщенность пласта,

доли ед.0.572

Проницаемость, *10-3 мкм2 4.7

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0.50

Расчлененность (по Ннн), ед. 2.2

Плотность нефти в поверх. усл.,

т/м3

0.835


Результаты моделирования расчетных вариантов

Нап

равл

ен

ие т

рещ

ин

оватост

и

Оптимальная система разработки – комбинированная 9-ти точечная с ГС и ННС

Оптимальная система разработки – комбинированная 9-ти точечная с ГС и ННС

Интервалы ГРП


Фактическая реализация системы разработки с применением ГС с МГРП

5

введено 55 скважин с МГРПСуммарный входной дебит: 3033 т/сутСуммарный текущий дебит: 1210 т/сут

На 01.08.2013г.Накопленная добыча нефти по ГС с МГРП составляет 1.1 млн.т (20 тыс.т./скв)

1 3 5 7 9

11

13

15

17

19

21

23

25

27

29

31

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0

10

20

30

40

50

60

70фонд ГС Обв-ть ГСОбв-ть ННС Добыча ГСДобыча ННС

Фонд

ГС

, ед

.;

Обвод

ненность,

%Д

обы

ча н

еф

ти,

ты

с.т

0 10 20 30 40 50 600

2

4

6

8

10

12

14ГС ННС

Обводненность, %

Отб

ор

от

НИ

З,

%


Сопоставление графиков выработки ГС и ННС

6

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000.000

0.050

0.100

0.150

0.200

0.250

0.300 0.294

34

Обводненность, %

КИ

Н,

д.е

д.

2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 20800

2

4

6

8

10

12

43

Годы

Тем

п о

тбор

а о

т Н

ИЗ

, %


Динамика показателей по скважинам с МГРП

7

10596

8779

7468 67 67 6662 63 59

54 5146 45 45 46

4234 32 32 32 34 34 33 31

0

20

40

60

80

100

0

20

40

60

80

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Обв

одне

ннос

ть,

%

Деб

ит ж

идко

сти,

т/с

ут

Месяцы работы

qж, т/сутqн, т/сутf, % Дебит жидкости стабилизируется

на отметке 67 т/сут

Дебит нефти стабилизируется на отметке 45 т/сут

По сравнению с ННС:

Кратность дебита жидкости после стабилизации составляет – 2.2 раза

Кратность дебита нефти после стабилизации составляет – 1.9 раза

Кратность входных дебитов:по жидкости – 3.3 разапо нефти – 2.4

Кратность нак. добычи нефти за первые полгода на 1 скважину – 2.3 раза

ГС

32 32 31 30 30 29 30 30 30 30 30 30

26 27 27 26 26 25 25 25 25 25 25 25

1816 15 15 15 15 16 16 17 17 18 17

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Обв

одне

ннос

ть,

%

Деб

ит, т

/сут

qж, т/сут

qн, т/сут

f, %

ННС

Стабилизация дебита жидкости – 7 мес

55 скв.

308 скв.


Снижение дебитов жидкости по ГС с МГРП

8

0

10

20

30

40

50

60

0 50 100 150 200 250 300 350 400Время работы, сут

Деб

ит

жи

дкос

ти, м

3/м

ин

1 трещина 2 трещина 3 трещина 4 трещина 5 трещина

Процент падения за 1-е полугодие

65% скважин характеризуются лучшей динамикой qж

0 30 60 90 120 150 1800

20

40

60

80

5 мД- ГРП 20 мД- ГРП 50 мД- ГРП 5 мД20 мД 50 мД

Время, сут

Деби

т п

о ж

ид

кост

и,

куб.м

/сут.

Расчет аналитический (неустановившийся режим)

41%

Процент падения - 34%

Факт 6 мес – 36%

Расчет в ПК Frac Pro


9

Снижение дебитов жидкости по ГС с МГРП

7792Г

7331Г

Скважины с неблагоприятной геологией

имеют наибольшие проценты снижения qж

Скважины работающие в ячейках со своевременным формированием системы ППД имеет менее выраженный характер по

процентам снижения qж


Влияние своевременности формирования системы ППД

Сравнение этапности освоения системы ППД (модельные расчеты)

Формирование системы ППД без отставанияВсе нагнетательные скважины вводятся без

отработки на нефть (факт)


11

Рекомендации по дальнейшим ОПР в условиях низкой и крайне низкой проницаемости

11

Площадь дренирования равна 2.2 площади стандартной ячейки при той же системе ППД

Доля влияния нагн.скважин (геометрически) - 0.5 д. е.

Необходимы работы по существенному увеличению охвата заводнения - бурение уплотняющих нагнетательных БГС


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

Обв

одне

ннос

ть,

%

Водонасыщенность, д. ед.

f, %7022Г7477Г7508Г7548Г7588Г7610Г7633Г7659Г7680Г7703Г7737Г7792Г8031Г8049Г8051Г

Анализ выработки по ГС с МГРП

12

0

20

40

60

80

100

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

ОФ

П, д

.ед

Водонасыщенность, д.ед.

Кнефть

Квода

f, %

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Обв

одне

ннос

ть, %

Отбор от НИЗ, %

Обв-ть соответствует выработке

7792Г прогноз

7792Г

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Обв

одне

ннос

ть, %


Обв-ть соответствует выработке7633Г прогноз



7737Г

7548Г

7633Г

7610Г

7588Г

7022Г

8031Г


Причины расхождения плановых показателей по обводненности

13

Причина – продолжительный выход скважин на установившийся режим фильтрации

Выход ГС с МГРП на установившийся режим фильтрации – до 5 месяцев

Среднее снижение обводненности за 5 месяцев – 10%

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Мод

ель

(уст

анов

ивш

ийс

я)

Факт (первые дни работы)

сопоставление план/факт по обводненности по ГС с МЗГРП

7348Г8003Г7335Г

7635Г

1 2 3 4 5 6 7 820

25

30

35

40

45

42

34

32 32 3234 34 33

Средняя обводненность


Обвод

ненность,

%


0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Мод

ель

(уст

анов

ивш

ийс

я)

Факт (установившийся режим)

установившийся режим

7348Г8003Г7335Г

7635Г

7635Г8003Г7335Г

7348Г

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Мод

ель

(неу

стан

овив

ши

йся)

Факт (первый месяц)

неустановившийся режим(первый месяц)

7477Г

7676Г

7022Г

Подтверждаемость ГГДМ

14

Неподтверждаемость модели по обводненности – 10 из 53 ГС (19%)


Причины недостижения плановых показателей по обводненности

15

Обводненность по модели – 27%

Факт: входная обводненность – 52% обводненность после выхода на режим – 24%


Причины недостижения плановых показателей по обводненности

16

Обводненность по модели – 10%

Факт: входная обводненность – 39% обводненность после выхода на режим – 11%


50

70

90

110

130

150

170

1 2 3 4 5 6 7 8

Деб

ит ж

идко

сти,

т/с

ут


среднее пологие

среднее восходящие

среднее горизонтальные

Особенности работы горизонтальных скважин с различным профилем

заканчивания

17

0

20

40

60

80

100

0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80

Обв

одне

ннос

ть,

%

Водонасыщенность, д.ед

восходящие

горизонтальные

пологие

эталон

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6 7 8

Обв

одне

ннос

ть, %


среднее восходящие

среднее горизонтальные

среднее пологие

010

2030

4050

6070

8090

100

0 20 40 60 80

Обв

одне

ннос

ть т

екущ

ая,

%


Пологие

восходящие

горизонтальные

хуже эталона

лучше эталона

10 скв. 10 скв. 23 скв.


18

Специальные исследования

Кросс-дипольный каротаж

Из пяти экспериментов можно сделать вывод о подтверждаемости представлений о распространении трещиноватости в направлении север-юг

Трассерные исследования


19

Результаты проведения ОПР (8-ми зонный ГРП) на Урьевском месторождении. Объект ЮВ Пробурена скважина 7676Г, с длиной

горизонтального ствола 750 м и проведением 8-ми зонного ГРП

№ скв.

Проектные показатели

Фактические показатели

Факт (на 01.07.2013)Нак.

добыча нефти (6 мес.), т.т

qн, т/сут

qж, т/сут

Fv, %qн,

т/сутqж,

т/сутFv, %

qн, т/сут

qж, т/сут

Fv, %

7676Г 54.0 85.0 24.0 62.2 186.060.0

71.6 98.5

27.3 29.5

На протяжение 9 месяцев эксплуатации скважины 7676Г отмечается снижение обводненности. Входной дебит нефти ниже окружающих 4-х портовых ГС, дебит жидкости выше на протяжении всего времени работы

6.2012

7.2012

8.2012

9.2012

10.11.

12.

1.2013

2.2013

3.2013

4.2013

5.2013

6.2013

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200 0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

Динамический уровень Дебит нефти 7676ГДебит жидкости 7676Г Обводненность 7676ГДебит нефти 7699Г Обводненность 7699Г

Дебит н

еф

ти и

жид

кости,

т/с

ут;

обвод

ненность,

%

Динам

ические у

ровни

Сравнение технологических показателей по скв. №7676Г и соседних ГС МГРП

7676Г

7699Г

№ скв.

Входные показателиПоказатели на

01.07.2013 Кол-во портовqн,

т/сутqж,

т/сутFv, %

qн, т/сут

qж, т/сут

Fv, %

7676Г 62 186 60 72 99 27.3 8

7633Г 95 137 17 75 97 22.9 47699Г 82 115 15 24 101 76.2 47657Г 73 103 15 27 32 15.1 4ГС 4 ГРП 83 102 18.5 42 77 45.2

4

Показатели работы окружающих скважин

ЭЦНА5-125-2200


Итого ГС с МГРП: «Плюсы» и «Минусы»

1.Увеличение коэффициента охвата пласта2.Максимальный контакт с коллектором (МКК)3.Сокращение количества скважин4.Большие дебиты

1.Увеличения сложности скважин (длительность, аварийность, стоимость)

2.Сложности исследований ГУ3.Трудности последующих ремонтов КРС


Ограничения применения ГС с МГРП

Геологические - Водонефтяная зона пласта для ГС с МГРП (f[1]>0,6) - Пониженная нефтенасыщенность пласта для ГС с МГРП (f[2] >0,6) - Наличие в разрезе разобщенных нефтенасыщенных коллекторов

с глинистой перемычкой более 8 метров

Технологические- Кратность прироста ожидаемого дебита нефти по ГС

относительно ННС менее 2

[1] – формула расчета доли свободной подвижной воды для неустановившегося режима фильтрации в случае ВНЗ:

[2] – формула расчета доли свободной подвижной воды для неустановившегося режима фильтрации в случае ЧНЗ:

, где:


Перспективы применения ГС с МГРП

1.Увеличение интенсивности разработки низкопроницаемых коллекторов

2.Ввод в разработку низкопроницаемых коллекторов малой мощности, разработка которых системой ННС экономически неэффективна

3.Отработка систем разработки месторождений ГС с МГРП – добывающие и нагнетательные при вводе новых залежей

4.Увеличение эффективности разработки и повышение КИН на разбуренных площадях за счет применения БГС с МГРП


23

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ


24

АРХИВ


Снижение дебита по жидкости на неустановившемся режиме

25

5 20 50

30 20,4 18,9 17,9

60 23,6 21,9 20,8

90 25,3 23,5 22,4

120 26,5 24,7 23,5

150 27,4 25,5 24,4

180 28,2 26,2 25,0

Проницаемость, мД

Снижение дебита по жидкости, %

Время, сут.

0 30 60 90 120 150 1800

20

40

60

80

100

5 мД- ГРП 20 мД- ГРП 50 мД- ГРП5 мД 20 мД 50 мД

Время, сут

Деби

т п

о ж

ид

кост

и,

куб.м

/сут.

Расчет падения дебита на неустановившемся режиме

[Каневская, Мат. моделирование ГРП, Недра-Бизнесцентр,1999г.]

2

25.2ln

4

cr

t

PkhQ

20

01ln

2

cr

tf

f

PkhQ

Расчет падения дебита на неустановившемся режиме[Проектирование разработки, Недра,1965г.]

стр.169 стр.175

h 8 м толщина пласта

Pпл. 170 атм давление пластовое

Рзаб. 90 атм давление забойное

m 1,95 мПа*с вязкость нефти

rcкв. 0,05 м радиус скважины

m 0,2 д.ем пористость

bп 0,00004 1/атм сжимаемость породы

bв 0,00013 1/атм сжимаемость воды

bн 4,7E-05 1/атм сжимаемость нефтиkf 8000 мД проницаемость трещины

wf 7 мм толщина трещины

xf 70 м полудлина трещины

Параметры пласта

5 20 50

30 39,0 27,0 22,2

60 43,6 30,8 25,6

90 46,0 32,9 27,5

120 47,5 34,3 28,7

150 48,7 35,3 29,6

180 49,6 36,1 30,4

Время, сут.

Проницаемость, мД

Снижение дебита по жидкости, %

Для скважин без ГРП Для скважин с ГРП


26

Карты участков по геологии, с падениями

Участки по геологии:

группа 1 пласты в ЧНЗ с высокими значениями

группа 2 – наличие недонасыщенных или пропластков с низкими ФЕС

группа 3 - наличие в пределах пласта переходной зоны и ВНК с низкими ФЕС


27

Обоснование выделения групп по геологии и ППД

ЧНЗ

Кн.н~0.6

Кн.н~0.45

экран

экран экра

н

экран

ЧНЗ

Выделение групп по геологии

1 группа – пласты в ЧНЗ с хорошими экранами

(13)

2 группа – наличие в кровле или подошве пласта

недонасыщенных нефтью или водонасыщенных пропластков

с низкими ФЕС (11)

3 группа – наличие в пределах пласта

переходной зоны и ВНК с высокими ФЕС

(18)

Выделение групп по ППД

1 группа – время за первые 5 месяцев введено 4 нагн.

скважины(19)

2 группа – время за первые 5 месяцев введено 2-3 нагн.

скважины(17)

3 группа – время за первые 5 месяцев введено 0-1

нагн. скважины(6)

ГИС:Ннн – 10.1 мКп – 18.1 д.еКпр – 15.3 мДКн – 0.64 д.е

Керн:


Керн:


Керн:


Выбор системы разработкиХарактеристика расчетных вариантов

Выбор системы разработкиХарактеристика расчетных вариантов

Характеристики моделей

Распределение проницаемости

по разрезу

Средняя проницаемость 5 мД, 10 мД, 25 мД, 50 мД

Анизотропия по вертикали 0.01 0.1 0.5

Анизотропия по латерали

Ky=Kx, Ky=0.2Kx, Kx=0.2Ky, Ky=0.5Kx, Kx=0.5Ky

Характеристики вариантов

Тип скважин НС, ГС, НС с ГРП, ГС с ГРП

Система 7-точечная, 9-точечная, 5-точечная, трехрядная

Расстояние между

скважинами400 500 600

Рзаб добывающих

скважин

ниже начального пластового давления на

80 атм, 100 атм и 140 атм

Освоение ППДБез отработки на нефть,

отработка 1 кв. всех скважин,отработка 2 кв. через одну скважину

Варианты заканчивания

нагнетательных скважин

Вертикальные,Пологие,

Горизонтальные


29

Сравнение работы горизонтальных скважин с 8-ми зонным ГРП и с 4-х зонным ГРП

Скважина с 8-ми зонным ГРП 7676Г пробурена в южном районе Западно-Урьевского участка

7676Г

0

20

40

60

80

100

120

140

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Месяц эксплуатации

Дебит нефти, т/сут

Среднее ГС 3 порта

Среднее ГС 4 порта

7676Г (8 портов)0

20406080

100120140160180200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Месяц эксплуатации

Дебит жидкости, т/сут

Среднее ГС 3 портаСреднее ГС 4 порта7676Г (8 портов)

К участку относятся две скважины с 3 портами ГРП, восемь скважин с 4 портами ГРП. Средние показатели:

Скважины

Первый месяц работы Шестой месяц работы



Обводнен-ность,

%



Обводнен-ность,

%

3 порта ГРП

7792Г, 7712Г 73.0 116.3 37.2 110.6 125.5 11.9

4 порта ГРП

7610Г, 7633Г, 7657Г, 7678Г, 7699Г, 7714Г, 7721Г, 7816Г

68.4 105.4 35.1 59.2 82.5 28.3

8 портов

ГРП7676Г 62.2 175.5 64.6 80.8 124.9 35.3

Среднее 68.7 113.8 39.6 68.3 93.2 26.7

Не смотря на большую длину ствола и кол-во портов ГРП, скважина 7676Г работает с дебитом нефти не выше скважин с 3 и 4 портами. Дебит жидкости значительно снижается (на 30% за 6 месяцев) при стабильном дебите жидкости в районе.


Карта снижения дебита жидкости с нанесением формирования системы ППД

30

Всегда в движении!Результаты микросейсмики скважин 6821Г

и 6877Г Тевлинско-Русскинского месторождения

31

Шаг сетки 100 м-600

1000

800

400

Скважина ГРП 6821Г

Отверстие гидроразрыва

200

0

Наблюдательная скважина 1800

600

-400 -200 0 200 400

Сейсмоприемники

Стадия 1Стадия 2Стадия 3Стадия 4Стадия 5

В

С

З

Ю

В горизонтальной скважине 6821Г в ходе пятистадийного ГРП была выполнена регистрация микросейсмических данных. Результаты позволяют сделать следующие выводы:

•Во время стимулирования стадии 2 возникли новые трещины, приуроченные к муфтам стадии 1.

•Во время гидроразрыва 3 стадии, сеть трещин уходит в сторону близлежащей наблюдательной скважины 1800, последующее стимулирование стадии 4 и 5 проходило по пути стадии 3, что увеличило трещины 3 стадии за планируемые пределы.

•Таком образом, каждая последующая стадия ГРП может стимулировать в том числе предыдущие трещины.

•Сформирована не равномерная сеть трещин, а две зоны трещин, что снизило коэффициент охвата вытеснением.

1 зона трещин 2 зона трещин

Всегда в движении!

Documents