Технологии интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах Пермского края

ОПЗ

Гидроразрыв пласта

Вторичное вскрытие пласта

для добывающих скважин расположенных в фациальных зонах:
Рифовый гребень
Нижняя часть тылового шлейфа
Основные причины
Высокая прерывистость коллекторов (линзовидность)
Низкие ФЕС поровой матрицы
Малая емкость трещин и снижении трещинной проницаемости при снижении давления.

типа заканчивания скважин;
Многоствольные и многозабойные скважины;
Бурение боковых стволов;
Различные технологии КГРП
*многообъемный, многорасходный, поинтервальный, КГРП с SDA, КГРП с ксилолом, МКГРП, КГРП с закреплением проппантом;
Радиальное бурение (+8,3 т/сут);
Тоннелирование (6скв/+17,0т/сут);
Кислотная обработка (+6,6 т/сут)
*ДН-9010,Флаксокор-210, ИТПС-708;

КГРП

КГРП

КГРП

РБ

является бурение одного или нескольких боковых стволов без ликвидации основного ствола скважины с последующей его эксплуатацией совместно с боковыми стволами

Основные этапы строительства многоствольной скважины :
Временную изоляцию основного ствола
Вырезку «окна» с извлекаемого клина
Бурение, крепление и освоение бокового ствола
Переосвоение основного ствола (при необходимости)
Спуск ГНО

Все скважины введены в эксплуатацию. Проектный дебит достигнут на всех скважинах.
В связи с большим количеством аварий NPV по скважинам – отрицательный

Эффективность применения технологии

Бурение многоствольных скважин

Бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием

Эффективность применения технологии

Основные этапы строительства бокового ствола:
Подготовительные работы к бурению бокового ствола ( ликвидация части основного ствола);
Вырезание «окна» с не извлекаемого клина отклонителя;
Бурение бокового ствола с горизонтальным окончанием;
Работы по освоению (перфорация, вызов притока);
Спуск ГНО

Все скважины введены в эксплуатацию. Проектный дебит достигнут в 3 скважинах (37,5 %). Средняя эффективность составила 13,0 т/сут (по БС средняя эффективность 9,1 т/сут).

отложениях

Сравнение темпов падения приростов дебита нефти при стандартном КГРП и КГРП с проппантом

Условия применения технологии:
Низкая продолжительность эффекта от стандартного КГРП;
Высокая расчлененность (10-30 ед.) и неоднородность разреза;
Пониженное пластовое давление Рпл=0,5-0,6 от Рнач.

Технология проведения работ:
Закачка чередующимися пачками стадий отклонителя (Vср=120 м3) и кислотного состава (Vср=100 м3);
В стадии с отклонителем подается проппант – служит в качестве механического отклонителя потока;
В стадию продавки также подается проппант – с целью закрепления полученной трещины (средняя масса проппанта – 8 тонн).

Цель выполнения работ:
Увеличение эффективности КГРП за счет
повышения продолжительности эффекта.

Пути повышения эффективности ГРП в карбонатных коллекторах:
Получены более низкие темпы падения дебита нефти 6 % (стандартная технология – 16%);
Продолжительность эффекта увеличилась с 9 мес. до 18 мес;
Дополнительная добыча нефти больше на 48% по сравнению со стандартной технологией;

РБ :
карбонатный коллектор
эффективные н/н толщины под РБ 2-4 м

Снижение эффективности и количества проводимых операций РБ связано с перераспределением технологий в пользу ГРП и СП при этом величина удельного прироста практически постоянная

Изменение эффективных
нефтенасыщенных толщин и удельных приростов

Динамика применения технологии

Baker Hughes

Цель проведения работ: увеличение охвата воздействием стандартных технологий на объектах с низкими темпами выработки запасов, оборудованных открытыми стволами

Работы на скважинах:

Геолого-физические характеристики

2

3

1

скв. № 9070 Гагаринского м-я (объект Фм)

Технологическая эффективность в сравнении со стандартными технологиями (2014-2015 гг.)

Рекомендуется в сложнопостроенных турнейско-фаменских объектах, характеризующихся неоднородностью геологического строения.

Baker Hughes

Цель проведения работ: интенсификация добычи нефти за счет улучшения гидродинамической связи скважины с пластом и увеличения эффективного радиуса скважины.

до 25 м

Решаемые проблемы разработки:
- наличие участков с не дренируемыми запасами по причине низких коллекторских свойств;
- отсутствие эффективной технологии, направленной на вовлечение в разработку всей залежи по толщине с низкими коллекторскими свойствами;
- низкие темпы разработки.

Особенности технологии:
- для создания коротких боковых стволов в карбонатных коллекторах используется ГНКТ;
- в качестве нагнетаемой жидкости применяется кислотный состав на основе соляной кислоты;
- возможно создание в стволе скважины каналов длиной до 25 м.

В 2014-2015 гг технология реализована на шести скважинах месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Суммарная ожидаемая дополнительная добыча 27,02 тыс.тонн,
суммарный чистый дисконтированный доход (NPV15%) 1,54 млн.$.

* Скважина 460 Озерного месторождения не успешная

Рекомендуемые критерии применения:
тип коллектора – карбонатный;
наличие участка открытого ствола;
общая толщина пласта – не менее 50 м;
нефтенасыщенная толщина – не менее 10 м;
обводнённость добываемой продукции – менее 50 %;
преимущественно поровый тип коллектора;
карбонатность более 85%, отсутствие включений не растворимых в соляной кислоте пород.

непрерывной гибкой трубы

Цель проведения работ:
интенсификация добычи нефти за счет повышения продуктивности призабойной зоны пласта

Описание технологии:
технология обеспечивает проведение кислотной обработки поверхности горизонтального ствола по всей его протяженности или в конкретных точках и интервалах в динамическом режиме. Гидромониторное вскрытие по данной технологии может осуществляться как в скважинах с циркуляцией, так и на скважинах с отсутствием циркуляции

Соответствие скважин утверждённым критериям

Результаты:
Работы в скважинах проведены по двум технологиям: с закачкой ЭКС-ЭМ и без закачки ЭКС-ЭМ;
Закачка ЭКС-ЭМ производилась в двух скважинах: № 1 (закачка реагентов выполнена в 2 этапа) и № 2;
Средний объем закачанного КС Флаксакор-210 – 80 м3.

оценка скорости реакции с карбонатной породой;
проведение тестов на вторичное осадкообразование;
определение совместимости с водой и нефтью.

Физико-химические свойства кислотных составов

заканчивания скважин;
Бурение боковых стволов;
Различные технологии КГРП;
* МГРП, проппантный ГРП и др.;
Радиальное бурение (+5,1 т/сут);
Кислотная обработка (+3,6 т/сут);

КГРП

РБ

31 горизонтальная скважина с многозонным ГРП (МГРП). Кратность увеличения дебитов 1,5 раза по сравнению с ГС без ГРП.
Результат:
Вовлечение в активную разработку трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых коллекторах.

Сопоставление дебитов нефти по скважинам
(объект Т)

Сопоставление накопленной добычи нефти по типу заканчивания скважин на объекте Т

Карта текущих отборов объекта Т

избирательно фильтроваться в наиболее проницаемые пропластки и трещины коллектора, а также их способностью к загущению и структурированию при механическом перемешивании с пластовой водой во время фильтрации в глубь пласта и наоборот - к разжижению при диспергировании с нефтью.

Результаты лабораторных исследований: коэффициент восстановления проницаемости по нефти – 0,731 д.ед., по воде – 0,233 д.ед.

Кислотный ГРП с применением гидрофобной эмульсии

Цель проведения работ: проведение КГРП с применением гидрофобной эмульсии для расширения области применения технологии в скважинах с повышенной обводненностью продукции.

В 2015 г. работы проведены на 5 скважинах

Реализация технологии позволяет расширить критерии подбора скважины для ГРП по показателю обводненности до 50% (при реализации стандартной технологии критерии - менее 30%) .

средний прирост дебита нефти составил 6,9 т/сут;
увеличение коэффициента продуктивности по нефти во всех скважинах;
отмечается меньший прирост обводненности по сравнению со стандартными технологиями;
наблюдаются положительные технико-экономические показатели.

диаметра;
Различные технологии КГРП;
Радиальное бурение (+5,3 т/сут);
Кислотная обработка (+4,2 т/сут);
Приобщение пласта (ОРЭ).

КГРП

КГРП

КГРП

РБ

по кровле пласта Бш

Qжид.факт=55 м3/сут
Qн. Факт=45 т/сут
1,0 % Н2О

309

Цель – Поиск технологий, альтернативных проведению МГРП в ГС, снижение рисков прорыва подошвенной воды.

Проблемы:
Невозможность проведения МГРП в горизонтальных скважинах для стимуляции добычи (близость к водонефтяному контакту, отсутствие надежных перемычек).

Решение:
Строительство многозабойных ГС с целью приобщения удаленных от основного ствола нефтенасыщенных зон коллектора (альтернатива МГРП), а также уменьшения депрессии на пласт в процессе эксплуатации залежи.

на разбуривание низкопродуктивных залежей повышение эффективности разработки объектов (среднее увеличение NPV на 19 %) ;
сформирована программа бурения СМД до 2024 г.

СМД
(ЭК 114 мм)
30 тыс.т

ЭК 168 мм
36 тыс.т

Оценка рентабельных удельных запасов в зависимости от диаметра скважин

Бурение наклонно-направленных скважин малого диаметра

Бурение скважин малого диаметра с горизонтальным окончанием

Пробурены 35 СМД (31доб.+4нагн.)
Средний дебит нефти – 8,3 т/сут

Пробурена 1 СМД с ГС в 2014 г на объект В3В4
Первоначальный дебит нефти – 15,8 т/сут

Динамика работы СМД с ГС

гг. ОРЭ внедрено на 101 скважине

В 2015-2024 гг. одновременно-раздельная эксплуатация объектов разработки планируется на 376 скважинах, на 87 объектах разработки.
Добыча нефти составит более 4,110 млн. тонн нефти

Учет Qж, Qн ведется индивидуально по каждому объекту. Показания фиксируются по расходомеру СКЖ 30 установленному на каждой скважине с ОРЭ.

Критерии для установок ОРЭ ШГН ЭЛКАМ-нефтемаш
Темп набора кривизны не более 2º на 10 метров
Отсутствие в эксплуатационной колонне скважины сужений по внутреннему диаметру в виде цементных корок, пакеров, «летучек» в интервале предполагаемого спуска подземной части установок
Максимальная глубина спуска оборудования с ОРЭ - 1400 метров.
Трубный насос ННБ с условным диаметром от 27 до 57 мм (нижний) и трубный спец. Насос НН-2 СП (верхний) с полыми штангами (внутр. Диаметр 28 мм).
Отсутствие парафина в продукции скважины.
Существующее фактическое газосодержание в залежах не более 50 м3/т.
Минимальный дебит по жидкости от 0,5 м3/сут. из одного объекта эксплуатации.
Максимальный дебит верхнего пласта до 60 м3/сут, нижнего до 50 м3/сут.
Расстояние между объектами эксплуатации (пластами) для установки пакера не менее 3 м.
Разница между забойными давлениями в совместно вскрытых объектах эксплуатации должна составлять 10 атм.
Критерии для установок ОРД ЭЦН Техпроект
Скважина с двумя эксплуатационными объектами с минимальным общим дебитом 10 м3/сут
Диаметр ЭК 146, 168 мм;
Глубина залегания эксплуатационного объекта 600 – 2000 м;
Расстояние между объектами не менее 10 м;
Перепад давления между объектами не более, МПа – 7 (17 – спец исполнение);

кислоты с породой;
термохимическое воздействие;
КО с койлтюбингом в ГС;
туннелирование.

Испытание самоотклоняющихся кислотных составов (СОКС)

Технология проведения работ:
1 стадия – протравка кислотой 15 % НСl;
2 стадия – закачка СОКС 5 % НСl;
3 стадия – закачка гелированной кислоты 15 % НСl.
Количество циклов – от 2 до 5;
Объемы СОКС на 1 ГТМ – от 5 до 10 м3;
Объемы гелированной кислоты на 1 ГТМ – от 10 до 20 м3.

Цель: повышение охвата пласта по разрезу воздействием кислоты.

Рис. 1 - Сшивка полимера в процессе нейтрализации кислоты
Рис. 2 - Гель после полной нейтрализации кислоты

Описание технологии:
Система, содержащая сшиватель и гелеобразователь, сшивается за счет реакции с карбонатным/доломитным коллектором при
рН от 3 до 4. При рН ≥ 4 вязкость понижается до первоначального значения.

Результаты
Увеличение коэффициента работающих толщин на 5 скважинах из 8 в среднем на 83 %;
Средняя кратность увеличения коэффициента продуктивности – 2,1 раза.

обводненности рекомендована обработка только нефтенасыщенной части перфорированного пласта.

Проведение кислотных ОПЗ с применением отклоняющихся систем

Цель проведения работ: интенсификация добычи нефти за счёт увеличения доли работающей толщины пласта и глубины проникновения кислотного состава.

Описание технологии:
Отклоняющим агентом является кислотная система с реагентом Сурфогель при взаимодействии которой с карбонатной породой происходит изменение ее вязкости в зависимости от степени истощения кислотного состава (pH среды).

Изменение профиля притока

В 2015 г. работы проведены на 5 скважинах

средний прирост дебита нефти - 4,3 т/сут;
увеличение коэффициента продуктивности по нефти во всех скважинах;
меньший прирост обводненности по сравнению со стандартными технологиями;
положительные технико-экономические показатели.

Реализованная технология расширяет область применения кислотных составов по критерию обводненности (с менее 30% для стандартной технологии до 30-60 % при технологии ОПР) при положительной экономической эффективности.

Скважины малого диаметра(СМД)
- КГРП;
Проппантный ГРП;
Радиальное бурение;
Кислотная обработка;
Приобщение пласта (ОРЭ);

КГРП

КГРП

КГРП

РБ

давления насыщения;
Низкая эффективность стандартного КГРП на объекте;
Наличие плотных перемычек в кровле и подошве интервала ГРП не менее 3,5 м.

В 2014 году технология проппантного ГРП тиражирована на объект В3В4.
Средний прирост в 2 раза выше, чем по стандартной технологии.
Удельный прирост на 1 м эффективной толщины составил 2,6 т/сут

Цели проведения технологии на карбонатных коллекторах:
Закрепление созданной трещины проппантом;
Увеличение зоны дренирования.

Интервал проведения ГРП

Пример проведения ГРП на
карбонатном коллекторе

Результат ГРП

Дизайн ГРП

График закачки

Технология ГРП:
Загрузка полимера 3,4-3,6 кг/м3;
Максимальная концентрация проппанта 1000 кг/м3;
Темп закачки 3,8-4,0 м3/мин;
Тоннаж проппанта до 32 т;
Объем жидкости до 200 м3.

Технология проппантного ГРП на карбонатном коллекторе зарекомендовала себя как высокоэффективный метод ПНП
Необходимо продолжение тиражирования технологии на объектах с низкой эффективностью стандартного КГРП

На сегодняшний день по данной технологии проведено 56 ГРП в коллекторах с проницаемостью до 200 мД.
Первоначальная эффективность технологии пропантного ГРП в карбонатных коллекторах не значительно выше (в 1,2 раза) в сравнении с КГРП, однако, отличается большей продолжительностью эффекта. Темп падения прироста дебита нефти для технологии проппантового ГРП составляет 0,92, для кислотного ГРП - 0,74. Продолжительность эффекта увеличивается за счет создания более длинных, высокопроводимых трещин ГРП, о чем свидетельствуют более высокие значения эффективного давления.

ГРП на доб. ф.

Асюльская площадь

Проппантный ГРП на нагн. ф.

За 2015 г. добыча нефти по объекту В3В4 увеличилась на 39,5 тыс.т. по сравнению с 2014 годом, за счет массового применения технологии проппантного ГРП. Темп отбора от НИЗ на объекте увеличился с 2,4 % до 3,7 %.

По результатам ОПР 2013г технология проппантного ГРП на карбонатном коллекторе массово внедрена на верейском объекте Батырбайского месторождения.
Проппантный ГРП выполняется по стандартной технологии
с закачкой 22,8 т проппанта при среднем давлении 202 атм (темп закачки – 3,9 м3/мин).
Преимущество: темп падения дебита нефти после проппантного ГРП в 3,5 раза ниже, чем при КГРП (0,4 т/мес. (1,4 т/мес. соответственно)

График динамики добычи нефти по объекту В3В4
Батырбайского месторождения

График работы скв.№ 125 с выполненным проппантным ГРП

Пд

Особенности объекта К-Пд:
НИЗ К+Пд 2917 тыс.т, ОИЗ 2516 тыс.т;
Низкая плотность геологических запасов (К н/н 0,63), низкая продуктивность без ГРП (1,1 м3/сут/МПа);
Высоковязкая нефть на объекте К (45,7 мПа*с);
50% площади не разбурено;
Обширная водонефтяная зона;
Низкая эффективность стандартных методов ИДН и ПНП.

499

192

141

38

492

24

Факт ГРП

План ГРП
(2017 г)

Распределение фонда скважин
по состоянию на 01.2017

Совмещенная карта распределение плотности остаточных запасов и текущих отборов

Пласт К

Опыт КГРП
В 2008 году выполнен в 2 скважинах, средний прирост дебита нефти 1,5 т/сут

472

472

574

456

491

За период 2008-2014 гг выполнено 10 ГТМ со средним приростом 1,4 т/сут

Изменение темпов отбора от НИЗ за счет проведения пропантного ГРП

Темп отбора +11 %
Дебит нефти +81 %

В рамках комплексного научно-инженерного сопровождения работ ГРП подобрана эффективная технология пропантного ГРП к условиям К-Пд отложений Шумовского месторождения.
Доп.добыча нефти на конец 2016 г от 10 ГРП ~10 тыс.т, что составляет ~50 % добычи 2014 г. по объекту.
В 2017 г. запланировано проведение 8 ГРП (6 скважин).

В течение 2015-2016 гг на объекте выполнено
10 пропантных ГРП со средним приростом 6,4 т/сут

SPE по технологиям,
22 марта 2016г.

В период с 2007 по 2015 гг. на месторождениях Пермского края опробовано 15 технологий ГРП в карбонатных коллекторах:
Стандартный КГРП
Многообъемный КГРП
КГРП с закреплением проппантом
Многозонный КГРП
КГРП с СОКС SDA
Термогазокислотный ГРП
Поинтервальный КГРП
КГРП без стадий отклонителя
КГРП с Р до 100 МПа в БС
Эмульгированный КГРП с ксилолом
КГРП с понизителем трения XG
Пенный КГРП с азотом
Проппантовый ГРП
КГРП с применением гидрофобной эмульсии
ГРП с ЖР на углеводородной основе

Пути повышения эффективности ГРП в карбонатных коллекторах:
Расширение спектра применяемых кислотных составов
КГРП с новыми системами контроля утечек жидкости – увеличение эффективности КГРП в условиях пониженного Рпл.
КГРП с применением гидрофобной эмульсии – в случаях риска повышения обводненности
Многообъемный КГРП с проппантом – увеличение эффективного радиуса скважины в условиях пониженного Рпл.
Совершенствование технологии проппантового ГРП в карбонатных коллекторах – увеличение зоны дренирования

Технологии ГРП с максимальной эффективностью

Slide