Всегда в движении!

1. Всегда в движении! «Опыт разработки залежи пласта ЮВ1 системой ГС с МГРП на примере Западно-Урьевского участка Урьевского месторождения» Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмень

2. Краткий обзор применение МГРП на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» Опытные работы начаты в 2010 году первая скважина введена в январе 2011 года 7633Г объект ЮВ1Урьевское месторождение ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» введено в эксплуатацию211скважин с МГРП Суммарный входной дебит: 11552 т/сут Суммарный текущий дебит: 6497 т/сут в т.ч. по Урьевскому месторождению введено 55скважин с МГРП Суммарный входной дебит: 3033 т/сут Суммарный текущий дебит: 1210 т/сут

3. Геологическое строение Западно-Урьевского участка Урьевского месторождения

4. Интервалы ГРП Результаты моделирования расчетных вариантов Направление трещиноватости Оптимальная система разработки – комбинированная 9-ти точечная с ГС и ННС

5. Фактическая реализация системы разработки с применением ГС с МГРП введено 55 скважин с МГРП Суммарный входной дебит: 3033 т/сут Суммарный текущий дебит: 1210 т/сут На 01.08.2013г. Накопленная добыча нефти по ГС с МГРП составляет 1.1млн.т (20 тыс.т./скв)

6. Сопоставление графиков выработки ГС и ННС

7. Динамика показателей по скважинам с МГРП ГС Стабилизация дебита жидкости – 7 мес 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 раза по нефти – 2.4 Кратность нак. добычи нефти за первые полгода на 1 скважину – 2.3 раза 55 скв. ННС 308 скв.

8. Снижение дебитов жидкости по ГС с МГРП Процент падения за 1-е полугодие Расчет в ПК Frac Pro 65% скважин характеризуются лучшей динамикой qж Процент падения- 34% 41% Факт 6 мес – 36%

9. Снижение дебитов жидкости по ГС с МГРП 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 7792Г 7331Г

10. Влияние своевременности формирования системы ППД Формирование системы ППД без отставанияВсе нагнетательные скважины вводятся без отработки на нефть (факт) Сравнение этапности освоения системы ППД (модельные расчеты)

11. Рекомендации по дальнейшим ОПР в условиях низкой и крайне низкой проницаемости Доля влияния нагн. скважин (геометрически) - 0.5д. е. Площадь дренирования равна 2.2 площади стандартной ячейки при той же системе ППД Необходимы работы по существенному увеличению охвата заводнения - бурение уплотняющих нагнетательных БГС 10

12. Анализ выработки по ГС с МГРП 7588Г 7022Г 7548Г 8031Г 7633Г 7610Г

13. Причины расхождения плановых показателей по обводненности 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%

14. Подтверждаемость ГГДМ Неподтверждаемость модели по обводненности – 10 из 53 ГС (19%)

15. Причины недостижения плановых показателей по обводненности Обводненность по модели – 27% Факт: входная обводненность – 52% обводненность после выхода на режим – 24%

16. Причины недостижения плановых показателей по обводненности Обводненность по модели – 10% Факт: входная обводненность – 39% обводненность после выхода на режим – 11%

17. Особенности работы горизонтальных скважин с различным профилем заканчивания 10 скв. 10 скв. 23скв. хуже эталона лучше эталона

18. Специальные исследования Кросс-дипольный каротаж Трассерные исследования Из пяти экспериментов можно сделать вывод о подтверждаемости представлений о распространении трещиноватости в направлении север-юг

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 7699Г 7676Г Сравнение технологических показателей по скв. №7676Г и соседних ГС МГРП Показатели работы окружающих скважин 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 ЭЦНА5-125-2200

20. Итого ГС с МГРП: «Плюсы» и «Минусы» Увеличение коэффициента охвата пласта Максимальный контакт с коллектором (МКК) Сокращение количества скважин Большие дебиты Увеличения сложности скважин (длительность, аварийность, стоимость) Сложности исследований ГУ Трудности последующих ремонтов КРС

21. 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 нефтенасыщенныхколлекторов 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: , где: [2] – формула расчета доли свободной подвижной воды для неустановившегося режима фильтрации в случае ЧНЗ:

22. Перспективы применения ГС с МГРП Увеличение интенсивности разработки низкопроницаемых коллекторов Ввод в разработку низкопроницаемых коллекторов малой мощности, разработка которых системой ННС экономически неэффективна Отработка систем разработки месторождений ГС с МГРП – добывающие и нагнетательные при вводе новых залежей Увеличение эффективности разработки и повышение КИН на разбуренных площадях за счет применения БГС с МГРП

23. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

24. АРХИВ

25. Снижение дебита по жидкости на неустановившемся режиме стр.175 стр.169 Параметры пласта 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 пропластковс низкими ФЕС группа 3 - наличие в пределах пласта переходной зоны и ВНК с низкими ФЕС

27. Обоснование выделения групп по геологии и ППД ГИС: Ннн – 10.1 м Кп – 18.1 д.е Кпр – 15.3 мД Кн – 0.64 д.е Керн: ГИС: Ннн – 13.5 м Кп – 17.2 д.е Кпр – 10.4 мД Кн – 0.56 д.е Керн: ГИС: Ннн – 11.4 м Кп – 16.1 д.е Кпр – 8.3 мД Кн – 0.52 д.е Керн: экран экран Кн.н~0.6 Кн.н~0.45 ЧНЗ ЧНЗ экран экран

28. Выбор системы разработки Характеристика расчетных вариантов

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 К участку относятся две скважины с 3 портами ГРП, восемь скважин с 4 портами ГРП. Средние показатели: 7676Г 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.

30. Карта снижения дебита жидкости с нанесением формирования системы ППД

31. Результаты микросейсмики скважин 6821Г и 6877Г Тевлинско-Русскинского месторождения -600 -200 0 200 -400 400 • 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. Шаг сетки 100 м Сейсмоприемники 1000 Отверстие гидроразрыва 800 600 1 зона трещин 2 зона трещин Скважина ГРП6821Г 400 В Наблюдательная скважина1800 200 Стадия1 Стадия2 Стадия3 Стадия4 Стадия5 С Ю 0 З