Download - 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
Всегда в движении!
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
Всегда в движении!
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
Всегда в движении!
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,
%
Всегда в движении!
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
, %
Всегда в движении!
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.
Всегда в движении!
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
Всегда в движении!
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
Всегда в движении!
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)
Всегда в движении!
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
Всегда в движении!
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, %
Отбор от НИЗ, %
Обв-ть соответствует выработке7633Г прогноз
7737Г прогноз
7610Г прогноз
7737Г
7548Г
7633Г
7610Г
7588Г
7022Г
8031Г
Всегда в движении!
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
Месяцы работы
Обвод
ненность,
%
Всегда в движении!
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%)
Всегда в движении!
Причины недостижения плановых показателей по обводненности
15
Обводненность по модели – 27%
Факт: входная обводненность – 52% обводненность после выхода на режим – 24%
Всегда в движении!
Причины недостижения плановых показателей по обводненности
16
Обводненность по модели – 10%
Факт: входная обводненность – 39% обводненность после выхода на режим – 11%
Всегда в движении!
50
70
90
110
130
150
170
1 2 3 4 5 6 7 8
Деб
ит ж
идко
сти,
т/с
ут
Месяцы работы
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, %
Месяцы работы
среднее восходящие
среднее горизонтальные
среднее пологие
010
2030
4050
6070
8090
100
0 20 40 60 80
Обв
одне
ннос
ть т
екущ
ая,
%
Отбор от НИЗ, %
Пологие
восходящие
горизонтальные
хуже эталона
лучше эталона
10 скв. 10 скв. 23 скв.
Всегда в движении!
18
Специальные исследования
Кросс-дипольный каротаж
Из пяти экспериментов можно сделать вывод о подтверждаемости представлений о распространении трещиноватости в направлении север-юг
Трассерные исследования
Всегда в движении!
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
Всегда в движении!
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
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:
[2] – формула расчета доли свободной подвижной воды для неустановившегося режима фильтрации в случае ЧНЗ:
, где:
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!
23
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ
Всегда в движении!
24
АРХИВ
Всегда в движении!
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
Всегда в движении!
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
Всегда в движении!
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:
ГИС:Ннн – 13.5 мКп – 17.2 д.еКпр – 10.4 мДКн – 0.56 д.е
Керн:
ГИС:Ннн – 11.4 мКп – 16.1 д.еКпр – 8.3 мДКн – 0.52 д.е
Керн:
Всегда в движении!
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
Всегда в движении!
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
Дебит нефти, т/сут
Дебит жидкости, т/сут
Обводнен-ность,
%
Дебит нефти, т/сут
Дебит жидкости, т/сут
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.
Всегда в движении!
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