Всегда в движении! «Опыт разработки залежи пласта ЮВ1 системой ГС с МГРП на примере ЗападноУрьевского участка Урьевского месторождения» Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмень 0 Всегда в движении! 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 ЮВ1 Урьевское месторождение ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» введено в эксплуатацию 211 скважин с МГРП Суммарный входной дебит: 11552 т/сут Суммарный текущий дебит: 6497 т/сут в т.ч. по Урьевскому месторождению введено 55 скважин с МГРП Суммарный входной дебит: 3033 т/сут Суммарный текущий дебит: 1210 т/сут 1 Всегда в движении! Геологическое строение Западно-Урьевского участка Урьевского месторождения Параметры Глубина залегания стратигр.кровли, абс.отм., м ЗападноУрьевский участок -2550.0 Тип залежи пл. сводовая литологически экранированная Тип коллектора терригенный поровый Площадь нефтеносности, 2 тыс. м 154810 Ср. общая толщина, м 20.8 Ср. эффективная толщина, м 10.3 Ср. нефтенасыщенная толщина, м Пористость, % Ср. нефтенасыщенность пласта, доли ед. Проницаемость, *10-3 мкм2 8.5 17.0 0.572 4.7 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0.50 Расчлененность (по Ннн), ед. 2.2 Плотность нефти в поверх. усл., 3 т/м 0.835 2 Всегда в движении! Направление трещиноватости Результаты моделирования расчетных вариантов Интервалы ГРП Оптимальная система разработки – комбинированная 9-ти точечная с ГС и ННС Всегда в движении! Фактическая реализация системы разработки с применением ГС с МГРП фонд ГС Добыча ННС Обв-ть ННС 60 Добыча ГС Обв-ть ГС 100 90 80 50 70 40 60 30 40 50 30 20 20 10 ГС 1/6/2013 1/4/2013 1/2/2013 1/12/2012 1/10/2012 1/8/2012 1/6/2012 1/4/2012 1/2/2012 1/12/2011 1/8/2011 1/6/2011 1/4/2011 1/2/2011 1/10/2011 14 10 1/12/2010 0 Фонд ГС, ед.; Обводненность, % 70 Добыча нефти, тыс.т введено 55 скважин с МГРП Суммарный входной дебит: 3033 т/сут Суммарный текущий дебит: 1210 т/сут 0 ННС Отбор от НИЗ, % 12 10 8 6 4 2 0 0 10 20 30 40 Обводненность, % 50 60 На 01.08.2013г. Накопленная добыча нефти по ГС с МГРП составляет 1.1 млн.т (20 тыс.т./скв) 4 Всегда в движении! Сопоставление графиков выработки ГС и ННС 0.294 0.284 0.300 КИН, д.ед. 0.250 0.200 0.150 3 0.100 4 0.050 0.000 0 20 40 60 80 100 Обводненность, % 25 Темп отбора от НИЗ, % 20 15 4 10 3 5 0 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 Годы 5 Всегда в движении! Динамика показателей по скважинам с МГРП 96 87 79 74 80 63 62 59 60 54 51 Стабилизация дебита жидкости – 7 мес 100 80 68 67 67 66 46 45 45 46 60 40 40 42 34 20 0 32 32 30 34 33 31 2 3 4 5 6 Месяцы работы 7 8 26 32 27 40 31 30 30 29 30 30 30 30 30 30 27 26 26 25 25 25 25 25 25 25 25 20 25 18 16 15 15 15 15 16 16 17 17 18 17 15 15 qж, т/сут 10 5 0 20 qн, т/сут 308 скв. 1 2 3 f, % 4 5 6 7 8 9 10 11 10 5 Дебит нефти стабилизируется на отметке 45 т/сут По сравнению с ННС: Кратность дебита нефти после стабилизации составляет – 1.9 раза 35 30 Дебит жидкости стабилизируется на отметке 67 т/сут Кратность дебита жидкости после стабилизации составляет – 2.2 раза 9 ННС 32 20 0 40 35 34 32 55 скв. 1 Дебит, т/сут qж, т/сут qн, т/сут f, % Обводненность, % Дебит жидкости, т/сут 100 Обводненность, % ГС 105 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 0 12 6 Всегда в движении! Снижение дебитов жидкости по ГС с МГРП Процент падения за 1-е полугодие 60 Расчет в ПК Frac Pro 65% скважин характеризуются лучшей динамикой qж Дебит жидкости, м3/мин 50 40 30 20 10 Процент падения - 34% 0 0 50 100 Дебит по жидкости, куб.м/сут. 1 трещина 150 200 250 Время работы, сут 2 трещина 120 3 трещина 300 350 4 трещина 400 5 трещина Расчет аналитический (неустановившийся режим) 100 80 60 41% 40 20 0 0 30 60 90 120 150 180 Время, сут Факт 6 мес – 36% 5 мД- ГРП 5 мД 20 мД- ГРП 20 мД 50 мД- ГРП 50 мД 7 Всегда в движении! 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 8 Всегда в движении! Влияние своевременности формирования системы ППД Формирование системы ППД без отставания Все нагнетательные скважины вводятся без отработки на нефть (факт) Сравнение этапности освоения системы ППД (модельные расчеты) Всегда в движении! Рекомендации по дальнейшим ОПР в условиях низкой и крайне низкой проницаемости Доля влияния нагн. скважин (геометрически) 0.5 д. 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 Всегда в движении! Анализ выработки по ГС с МГРП f, % 7022Г 7477Г 7508Г 7548Г 7588Г 7610Г 7633Г 7659Г 7680Г 7703Г 7737Г 7792Г 8031Г 8049Г 8051Г 100 0.7 0.6 90 100 ОФП, д.ед 80 0.4 60 0.3 40 0.2 Кнефть Квода f, % 20 0.1 0 0.4 0.5 0.6 0.7 70 50 7022Г 40 8031Г 30 0.8 100 100 90 90 60 7792Г прогноз 50 0.4 0.5 0.6 0.7 Водонасыщенность, д. ед. 80 70 60 7737Г прогноз 50 40 0.8 Обв-ть соответствует выработке 7633Г прогноз Обводненность, % Обв-ть соответствует выработке 70 7633Г 0 0.3 80 7548Г 7610Г 10 Водонасыщенность, д.ед. Обводненность, % 7588Г 60 20 0 0.3 Обводненность, % 80 0.5 40 30 7792Г 20 20 10 10 0 0 10 20 30 40 50 60 70 Отбор от НИЗ, % 80 90 100 7610Г прогноз 30 7737Г 0 0 10 20 30 40 50 60 70 Отбор от НИЗ, % 80 90 100 11 Всегда в движении! Причины расхождения плановых показателей по обводненности 1 45 42 0.8 Обводненность, % Модель (установившийся) 0.9 сопоставление план/факт по обводненности по ГС с МЗГРП 0.7 0.6 0.5 7635Г 0.4 0.3 40 34 35 32 32 32 3 4 5 34 34 6 7 33 30 25 7348Г 7335Г 8003Г 0.2 Средняя обводненность 0.1 20 1 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 Факт (первые дни работы) 0.9 1 2 8 Месяцы работы 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% 12 Всегда в движении! Подтверждаемость ГГДМ неустановившийся режим (первый месяц) 1 0.9 Модель (неустановившийся) 0.8 0.7 0.6 7635Г 7477Г 0.5 7335Г 0.4 8003Г 7348Г 7676Г 0.3 0.2 7022Г 0.1 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 Факт (первый месяц) 0.8 0.9 1 установившийся режим 1 Модель (установившийся) 0.9 Неподтверждаемость модели по обводненности – 10 из 53 ГС (19%) 0.8 0.7 0.6 0.5 7635Г 0.4 0.3 7348Г 7335Г 8003Г 0.2 0.1 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 Факт (установившийся режим) 0.9 1 13 Всегда в движении! Причины недостижения плановых показателей по обводненности Обводненность по модели – 27% Факт: входная обводненность – 52% обводненность после выхода на режим – 24% 14 Всегда в движении! Причины недостижения плановых показателей по обводненности Обводненность по модели – 10% Факт: входная обводненность – 39% обводненность после выхода на режим – 11% 15 Всегда в движении! Особенности работы горизонтальных скважин с различным профилем заканчивания 130 10 скв. 110 10 скв. 23 скв. среднее пологие 90 70 среднее восходящие 50 среднее горизонтальные 1 2 3 4 5 6 Месяцы работы 7 8 60 80 Пологие 70 восходящие 60 горизонтальные 50 40 30 20 10 0 20 40 Отбор от НИЗ, % 60 80 100 50 Обводненность, % 90 0 среднее восходящие 40 среднее горизонтальные 30 20 среднее пологие Обводненность, % Дебит жидкости, т/сут 150 Обводненность текущая, % 100 170 80 60 20 0 0 2 3 4 5 6 Месяцы работы 7 8 восходящие горизонтальные 40 10 1 хуже эталона пологие эталон лучше эталона 0.30 0.40 0.50 0.60 Водонасыщенность, д.ед 0.70 0.80 16 Всегда в движении! Специальные исследования Кросс-дипольный каротаж Трассерные исследования Из пяти экспериментов можно сделать вывод о подтверждаемости представлений о распространении трещиноватости в направлении север-юг 17 Всегда в движении! 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 Проектные показатели Фактические показатели № скв. Факт (на 01.07.2013) qн, т/сут qж, т/сут Fv, % qн, т/сут qж, т/сут Fv, % qн, т/сут qж, т/сут Fv, % 7676Г 54.0 85.0 24.0 62.2 186.0 60.0 71.6 98.5 27.3 Нак. добыча нефти (6 мес.), т.т 29.5 Сравнение технологических показателей по скв. №7676Г и соседних ГС МГРП Динамический уровень Обводненность 7676Г Дебит жидкости 7699Г Входные показатели № скв. qн, т/сут qж, т/сут Fv, % Показатели на 01.07.2013 qн, т/сут qж, т/сут Fv, % Кол-во портов 62 186 60 72 99 27.3 8 7633Г 95 7699Г 82 7657Г 73 ГС 4 ГРП 83 137 115 103 102 17 15 15 18.5 75 24 27 42 97 101 32 77 22.9 76.2 15.1 45.2 4 4 4 4 7676Г 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 Дебит жидкости 7676Г Обводненность 7699Г 0 180 160 140 120 100 80 60 40 500 Динамические уровни Показатели работы окружающих скважин Дебит нефти и жидкости, т/сут; обводненность, % 200 Дебит нефти 7676Г Дебит нефти 7699Г 1,000 1,500 2,000 2,500 20 0 3,000 ЭЦНА5-125-2200 18 Всегда в движении! Итого ГС с МГРП: «Плюсы» и «Минусы» 1.Увеличение коэффициента охвата пласта 2.Максимальный контакт с коллектором (МКК) 3.Сокращение количества скважин 4.Большие дебиты 1.Увеличения сложности скважин (длительность, аварийность, стоимость) 2.Сложности исследований ГУ 3.Трудности последующих ремонтов КРС Всегда в движении! 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: , где: [2] – формула расчета доли свободной подвижной воды для неустановившегося режима фильтрации в случае ЧНЗ: Всегда в движении! 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 Всегда в движении! СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ 22 Всегда в движении! АРХИВ 23 Всегда в движении! Снижение дебита по жидкости на неустановившемся режиме Q 4kh P 2.25t ln 2 rc стр.169 Q 2 kh P ln 1 f 0 t f0 2 rc Дебит по жидкости, куб.м/сут. Расчет падения дебита на неустановившемся режиме [Проектирование разработки, Недра,1965г.] стр.175 Расчет падения дебита на неустановившемся режиме [Каневская, Мат. моделирование ГРП, Недра-Бизнесцентр,1999г.] 100 80 60 40 20 0 0 30 8 м 170 атм давление пластовое Рзаб. 90 атм давление забойное m rcкв. m 1,95 мПа*с вязкость нефти 0,05 м радиус скважины 0,2 д.ем 5 мД- ГРП 5 мД толщина пласта Pпл. пористость Время, сут. 5 50 Время, сут. 5 20 50 Снижение дебита по жидкости, % 20,4 18,9 17,9 30 39,0 27,0 22,2 60 23,6 21,9 20,8 60 43,6 30,8 25,6 23,5 22,4 90 46,0 32,9 27,5 26,5 24,7 23,5 120 47,5 34,3 28,7 150 27,4 25,5 24,4 150 48,7 35,3 29,6 180 28,2 26,2 25,0 180 49,6 36,1 30,4 0,00013 1/атм сжимаемость воды 90 25,3 bн kf 4,7E-05 1/атм 8000 мД сжимаемость нефти проницаемость трещины 120 толщина трещины полудлина трещины 20 50 мД- ГРП 50 мД 30 bв 70 м 180 Проницаемость, мД Снижение дебита по жидкости, % сжимаемость породы xf 150 Для скважин с ГРП Проницаемость, мД 0,00004 1/атм 7 мм 120 20 мД- ГРП 20 мД Для скважин без ГРП bп wf 90 Время, сут Параметры пласта h 60 24 Всегда в движении! 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 25 Всегда в движении! 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 экран ЧНЗ Керн: экран Кн.н~0.6 Кн.н~0.45 ЧНЗ ГИС: Ннн – 13.5 м Кп – 17.2 д.е Кпр – 10.4 мД Кн – 0.56 д.е ГИС: Ннн – 11.4 м Кп – 16.1 д.е Кпр – 8.3 мД Кн – 0.52 д.е Керн: Керн: экран экран 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) 26 Всегда в движении! Выбор системы разработки Характеристика расчетных вариантов Характеристики моделей Распределение проницаемости по разрезу Характеристики вариантов Тип скважин НС, ГС, НС с ГРП, ГС с ГРП Система 7-точечная, 9-точечная, 5-точечная, трехрядная Расстояние между скважинами Средняя проницаемость Анизотропия по вертикали Анизотропия по латерали 5 мД, 10 мД, 25 мД, 50 мД 0.01 0.1 0.5 Ky=Kx, Ky=0.2Kx, Kx=0.2Ky, Ky=0.5Kx, Kx=0.5Ky Рзаб добывающих скважин 400 500 600 ниже начального пластового давления на 80 атм, 100 атм и 140 атм Без отработки на нефть, Освоение ППД отработка 1 кв. всех скважин, отработка 2 кв. через одну скважину Варианты заканчивания нагнетательных скважин Вертикальные, Пологие, Горизонтальные Всегда в движении! 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: Первый месяц работы Шестой месяц работы Дебит Дебит Дебит Дебит ОбводненОбводненнефти, жидкости, нефти, жидкости, ность, % ность, % т/сут т/сут т/сут т/сут Скважины 3 порта 7792Г, 7712Г 73.0 ГРП 116.3 37.2 110.6 125.5 11.9 105.4 35.1 59.2 82.5 28.3 62.2 175.5 64.6 80.8 124.9 35.3 68.7 113.8 39.6 68.3 93.2 26.7 7610Г, 7633Г, 4 порта 7657Г, 7678Г, 68.4 ГРП 7699Г, 7714Г, 7676Г 7721Г, 7816Г 8 портов ГРП Среднее 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. 140 Дебит нефти, т/сут 120 100 80 60 40 Среднее ГС 3 порта 20 Среднее ГС 4 порта 7676Г (8 портов) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Месяц эксплуатации 9 10 11 12 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Дебит жидкости, т/сут Среднее ГС 3 порта Среднее ГС 4 порта 7676Г (8 портов) 1 2 3 4 5 6 7 8 Месяц эксплуатации 9 10 11 12 28 Всегда в движении! Карта снижения дебита жидкости с нанесением формирования системы ППД 29 Всегда в движении! Результаты микросейсмики скважин 6821Г и 6877Г Тевлинско-Русскинского месторождения -600 -200 -400 0 200 400 Шаг сетки 100 м Сейсмоприемники 1000 Отверстие гидроразрыва 800 600 1 зона трещин 2 зона трещин 400 Скважина ГРП 6821Г 200 С Ю 0 • 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. В Наблюдательная скважина 1800 В горизонтальной скважине 6821Г в ходе пятистадийного ГРП была выполнена регистрация микросейсмических данных. Результаты позволяют сделать следующие выводы: Стадия Стадия Стадия Стадия Стадия 1 2 3 4 5 • Сформирована не равномерная сеть трещин, а две зоны трещин, что снизило коэффициент охвата вытеснением. З 30