Проблемы разработки, результаты применения технологий эффективности на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ

Всегда в движении!
Проблемы разработки, результаты применения технологий
интенсификации добычи нефти и пути повышения их
эффективности на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
2012 год
Начальник отдела планирования и мониторинга методов ПНП
Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Кондратьев Сергей Анатольевич
Всегда в движении!
Характеристика месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Основные проблемы разработки
Начальные извлекаемые запасы нефти по ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» - более 1 000 000 тыс.т
Распределение остаточных запасов по
стадиям разработки
21,1 %
Около 75% годовой добычи нефти ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» приходится на месторождения 3 стадии
66,1%
9,4%
2,7 %
Размер круга – доля от суммарных
ОИЗ категории АВС1+С2, %
1 стадия
2 стадия
3 стадия
4 стадия
1
Всегда в движении!
Динамика добычи нефти по месторождениям ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Дополнительная добыча нефти и количество проведенных ГТМ
Распределение дополнительной добычи нефти по технологиям
Всегда в движении!
ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА
Обоснование оптимальных объемов проппанта и кислоты
проппантовые ГРП
Динамика приростов дебита нефти
Расчет оптимальных объемов проппанта
- коэффициент продуктивности
Основные причины
недостижения эффективности
скважины после ГРП
- безразмерный коэффициент
продуктивности скважины
- безразмерное число проппанта
- объем проппанта
- коэффициент вдавливания проппанта в породу
закрепленный
объем трещины
объем проппанта,
вдавленного в породу
- средний размер зерна проппанта
- зависимость высоты
трещины от нефтенасыщенной
толщины пласта
- зависимость высоты
трещины от нефтенасыщенной
толщины пласта
кислотные ГРП
Динамика приростов дебита нефти
Основные причины
недостижения эффективности
3
Всегда в движении!
ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА
оптимизация объемов кислотных составов на основе техникоэкономического анализа.
1. Выявление зависимости удельного прироста дебита
нефти от удельного расхода кислоты на 1 метр
нефтенасыщенной толщины, для объектов
массового применения технологии КГРП. Получены
явные зависимости по объектам:
• Озерное Фм;
• Гагаринское Т-Фм;
• Шершневское Т-Фм;
• Осинское Бш.
2. Выполнен расчет дополнительной добычи нефти
для различных вариаций расхода кислоты, с шагом
2 м3/м на основе рассчитанного темпа падения
прироста дебита нефти для каждого объекта.
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
3. Получены зависимости NPV от
закачиваемого объема кислотного
состава для пласта с толщиной 5м.
Существует значительный потенциал увеличения
эффективности КГРП за счет оптимизации объемов
кислотных составов
Всегда в движении!
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
Проблема недостаточной эффективности существующих методов оценки характера
насыщения не вскрытых перфорацией пластов
Динамика приростов дебита нефти
Программа ОПР по оценке текущей нефтенасыщенности
пород-коллекторов
Комплекс исследований
Стандартный
CO-каротаж
Определение
гидродинамических
характеристик пласта по
разрезу
Определение характера
насыщения невскрытых
коллекторов
Прямое определение
характера насыщения
(при бурении БС)
Основные причины
недостижения эффективности
Дивергентный
каротаж
ГДК-ОПК
СИНГК-CL*
ИПТ
СНГК-CL*
Проблема:
Низкая достоверность определения текущего
характера насыщения стандартными методами ГИС
Определение УЭС пород
в скважине через ЭК
ИННК
Диэлектрический
каротаж
Дополнительный (реализован в
качестве ОПР в программе по
оценке текущей
нефтенасыщенности
По результатам программы ОПР по оценке текущей нефтенасыщенности
планируется в 2012-2014 г.г. выполнение темы НИР по разработке методики
определения текущей нефтенасыщенности
5
Всегда в движении!
Поиск новых технологий для эффективного решения проблем разработки
через реализацию ОПР.
Вовлечение в разработку
низкопродуктивных
объектов
Задачи
Вовлечение в
разработку
низкопроницаемых
коллекторов
Увеличение коэффициента
охвата по площади и
разрезу
Интенсификация
добычи
Методы
Бурение
ГС с
МГРП
Внедрение
ОРЭ, ОРЗ
Ограничение
водопритока с
отсечением части
ИП
РИР
ВИР
Полимерное
заводнение
ВПП
Контроль
физических
свойств
закачиваемого
агента
Увеличение
эффективности ГРП
Увеличение
эффективности ОПЗ на
малопродуктив.
коллекторах
«ПКТБ ТП»
«ЭлкамНМ»
«Татнефть»
Технологии
Подбор
состава
для РИР
Schlumb
erger
РИР
ДТС
ВИР
DSGA
ВИР
BASF
Реагент
SNF
Реагент
BASF
НИОКР
Технология
IRIS
Технология
ЭКС-ЭМ
Азотный
ГРП
Трайкан
План на 2012 г.
ОРЗ
Бурение
МЗС
Компоновка
«Трайкан»
РЕПЛАСТ,
Пластик-КС
АКОР-БН
Реагент
BASF
Типовые этапы реализации ОПР:
1. Формирование планов работ
2. Проведение необходимых исследований, в том числе лабораторных - на
керновом материале.
3. Проведение гидродинамических исследований до и после КРС.
4. Проведение КРС, отработка технологий работ.
5. Оценка успешности и эффективности.
6. Оценка возможности промышленного внедрения метода.
Реагент
SNF
ВПП
ЭКС-ЭМ
Поинтервальный
ГРП
Титановый
коагулянт
ГРП с применением
проппанта RCP
КГРП с
системой
контроля
потерь
жидкости
(проппант)
Термогазощелочное
воздействие
«РИКойл-сервис»
ГРП по
технологии Isojet
ОПЗ
«Гидровибр
офрак»
Сверлящая
перфорация
ПГМ-5
ГРП с добавкой в
жидкостьпесконоситель
- в 2011 году проведены работы на скважинах
- в 2011 году проведены лабораторные исследования, НИОКР
- план на 2012 г.
6
Всегда в движении!
ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА
Результаты анализа эффективности проведения ГРП
1. Литолого-фациальный анализ
2
2. Анализ, оптимизация технологии КГРП 2010г проведение многообъемного ГРП
Скв.№458 ΔQн-17 т/сут Доп.добыча-7520 т
Скв.№417 ΔQн-27 т/сут Доп.добыча-11320 т
3. Модернизированные технологии КГРП
с отклонителями и системами контроля
потерь жидкости 2011 г.
 Скв.№441, ; №465темп падения дебита
0,95, по объекту 0,76
4. КГРП с закреплением проппантом
 Скв.№440 Озерного м-я, прирост дебита
нефти составил в среднем 12 т/сут
(увеличение в 25 раз)
Литолого-фациальная
модель объекта Т-Фм
Выделение фациальных
зон на ГДМ
1
2
50
3
426
424
440
449
456
433
408
409 410
38
404
441
458 417
465
469468
1 - Рифовый склон
2 - Рифовый гребень
3 - Зарифовое мелководье
Озерное месторождение,
объект т-фм
Выделение
оптимальных
объемов
Сравнительные испытания кислот
гелированных ПАВ (Флаксокор-210С) и полимером (DSGA).
5. Перспективные технологии
Существующие технологии гелирования кислот:
VDA
(Schlumberger),
Zonal
Coverage
Acid
(Halliburton), Liquid HE-150XPT (Chevron Phillips),
Флаксокор-210 С
Испытание технологии поинтервального ГРП
Многозонный ГРП
Коэффициент восстановления проницаемости (К2/К1)
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
- Ф-15
- Ф-12
- Ор-9
- Ор-13
Промысловые испытания показали
увеличение дебита нефти в 1,6 раза.
0.2
0.1
0
0
20
40
60
80
100
Проницаемость (К1), мД
120
140
160
180
Всегда в движении!
РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ
Технология ДТС
Применение технологии ДТС на
Москудьинском
месторождении 2009 г. для ВПП,
получен положительный
результат
Месторождение
Пласт
№ скв
Категория
ГТМ
Технология
Москудьинское
Москудьинское
Москудьинское
Москудьинское
Москудьинское
ясн
ясн
ясн
ясн
ясн
281
303
363
517
1272
нагн
нагн
нагн
нагн
нагн
ВПП
ДТС
Закачка ДТС
1 лучшая модель
Доп.добыча по скв. №342
6 тыс.т
Модель Камбаров а-2
Qн*Qж=A+B*(Qж)
ГТМ
ГТМ
6.866E5 6.916E5 6.966E5 7.016E5 7.066E5 7.116E5 7.166E5 7.216E5 7.266E5 7.316E5 7.366E5 7.416E5 7.466E5 7.516E5 7.566E5 7.616E5 7.666E5 7.716E5 7.766E5 7.816E5 7.866E5 7.916E5 7.966E5 8.016E5 8.066E5 8.116E5 8.166E5 8.216E5 8.266E5 8.316E5 8.366E5 8.416E5 8.466E5 8.516E5 8.566E5 8.616E5 8.666E5 8.716E5
Эффект
Факт
Прогноз
Применение технологии ДТС на
Шагиртско-Гожанском
месторождении 2010 г.
Проведение
РИР
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Применение технологии ДТС на
Уньвинском месторождении
2011 г.
скв.№550, мгновенный прирост
дебита нефти 8,8 т/сут,
120
100
80
60
40
20
0
1998
1999
% воды объемный
Деб.нефти, т/сут
Деб.жидк, м3/сут
2011
Всегда в движении!
РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ
Применение технология ДТС на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Количество
скважино-операций
Уньвинское месторождение
Доп.добыча
12,6 тыс.т
скв.№545 (нагнетательная) Бш
Эффективность проведенных мероприятий
на добывающем фонде скважин
скв.№550 (добывающая) Бш
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
120
100
80
60
40
20
0
1998
1999
% воды объемный
Деб.нефти, т/сут
Деб.жидк, м3/сут
2011
Всегда в движении!
ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
Предварительные результаты технико-экономических обоснований опытнопромышленных работ
BASF
Шагиртско-Гожанское м-е
2097
298
SNF
Москудьинское м-е
10
Всегда в движении!
Выводы
1. Начальные извлекаемые запасы месторождений ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"
составляют более 1 млрд. тонн нефти, из которых более 35% запасов по состоянию на
01.01.2012 отобрано.
2. Выделены пять основных проблем разработки, только 3% остаточных
извлекаемых запасов вырабатываются без выраженных проблем.
3. Доля дополнительной добычи нефти от проведения ГТМ в общем объеме добычи
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ежегодно увеличивается с 18,1 % в 2007 до 31,8 % в 2011 году,
преимущественно за счет применения физических и гидродинамических методов.
4. Выявлены основные причины снижения технологической эффективности ГТМ,
связанные с ухудшением геолого-физических характеристик ПЗП скважин,
неподтверждением энергетического состояния и характера насыщения объектов
воздействия.
5. С целью поддержания запланированных уровней добычи и расширения
применения технологий ИДН проводятся работы по оптимизации стандартных
технологий и испытанию новых технологий.
6. Технологии показавшие высокую технико-экономическую эффективность по
результатам ОПР применяются в промышленном масштабе (многообъемный КГРП и
ГРП, ВИР и ВПП ДТС).
7. Существует потребность в поиске, опробовании новых технологий направленных
на повышение коэффициента извлечения нефти и научно-практическом обосновании
их применения для объектов разработки.
11
Всегда в движении!
Спасибо за внимание!
12