Всегда

Всегда в движении! Технологии интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах Пермского края Россия, Пермь 24. 05. 2016 Андрей Сергеевич Казанцев

Всегда в движении! Доля запасов в карбонатных коллекторах Пермского края Месторождения Пермского края Доля НГЗ (кат. Доля НИЗ (кат. Доля ОИЗ (кат. АВС 1) 45% 38% 46% 55% 54% 62% терригенный карбонатный терригенный карбонатный 21, 6% Размер круга – доля от суммарных ОИЗ категории АВС 1+С 2, % Профиль добычи 66, 1% 9, 6% 2, 7% 1 стадия 2 стадия 3 стадия 4 стадия 2

Всегда в движении! Применяемые технологии ИДН и ПНП на карбонатном коллекторе Бурение боковых стволов Гидроразрыв пласта Химические технологии ОПЗ Вторичное вскрытие пласта

Всегда в движении! Объект Т-Фм-Фр (северная группа месторождений) Резкое снижение продуктивности добывающих скважин. Динамика дебитов Динамика продуктивности жидкости Характерно для добывающих скважин расположенных в фациальных зонах: Параметр min max среднее • Рифовый гребень Эффективная н/н толщина, м 0, 9 22, 2 9, 5 • Нижняя часть тылового шлейфа Коэффициент пористости, д. ед 0, 08 0, 13 0, 1 Основные причины Проницаемость по ГДИ, мкм 2 0, 002 0, 117 0, 033 Расчлененность, д. ед. 3, 5 40 12, 1 • Высокая прерывистость коллекторов (линзовидность) Начальное пластовое давление, МПа 18, 2 27, 8 22, 63 • Низкие ФЕС поровой матрицы Давления насыщения, МПа 8, 75 27 14, 68 • Малая емкость трещин и снижении трещинной проницаемости при снижении Вязкость нефти в пл. условиях, МПа с 0, 5 4, 04 1, 4 давления. 4

Всегда в движении! Объект Т-Фм-Фр. Применяемые технологии. Технологии применямемые для интенсификации добычи нефти: - Применение различного типа заканчивания скважин; - Многоствольные и многозабойные скважины; - Бурение боковых стволов; КГРП РБ КГРП - Различные технологии КГРП *многообъемный, многорасходный, поинтервальный, КГРП с SDA, КГРП с ксилолом, МКГРП, КГРП с закреплением проппантом; - Радиальное бурение (+8, 3 т/сут); - Тоннелирование (6 скв/+17, 0 т/сут); - Кислотная обработка (+6, 6 т/сут) *ДН-9010, Флаксокор-210, ИТПС-708; 5

Всегда в движении! Бурение многоствольных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием Бурение многоствольных скважин Особенностью данной технологии является бурение одного или нескольких боковых стволов без ликвидации основного ствола скважины с последующей его эксплуатацией совместно с боковыми стволами Эффективность применения технологии Основные этапы строительства многоствольной скважины : 1. Временную изоляцию основного ствола 2. Вырезку «окна» с извлекаемого клина 3. Бурение, крепление и освоение бокового ствола 4. Переосвоение основного ствола (при необходимости) 5. Спуск ГНО Все скважины введены в эксплуатацию. Проектный дебит достигнут на всех скважинах. В связи с большим количеством аварий NPV по скважинам – отрицательный Бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием Эффективность применения технологии Основные этапы строительства бокового ствола: 1. Подготовительные работы к бурению бокового ствола ( ликвидация части основного ствола); 2. Вырезание «окна» с не извлекаемого клина отклонителя; 3. Бурение бокового ствола с горизонтальным окончанием; 4. Работы по освоению (перфорация, вызов притока); 5. 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).

Всегда в движении! КГРП с закреплением проппантом Цель выполнения работ: Пример проведения КГРП с проппантом в Увеличение эффективности КГРП за счет фаменских отложениях повышения продолжительности эффекта. Рпл/Рнач, Кпр ПЗП, Кпр УЗП, Расчлененность, д. ед мкм 2 ед. Условия применения технологии: 1. Низкая продолжительность эффекта от стандартного 0, 5 0, 0001 22 КГРП; 2. Высокая расчлененность (10 -30 ед. ) и неоднородность разреза; 3. Пониженное пластовое давление Рпл=0, 5 -0, 6 от Рнач. Технология проведения работ: 1. Закачка чередующимися пачками стадий отклонителя (Vср=120 м 3) и кислотного состава (Vср=100 м 3); 2. В стадии с отклонителем подается проппант – служит в качестве механического отклонителя Интервал ГРП потока; 3. В стадию продавки также подается проппант – с целью закрепления полученной трещины (средняя масса проппанта – 8 тонн). Сравнение темпов падения приростов дебита нефти при стандартном КГРП и КГРП с проппантом Стандартный КГРП с КГРП проппантом Пути повышения эффективности ГРП в карбонатных коллекторах: 1. Получены более низкие темпы падения дебита нефти 6 % (стандартная технология – 16%); 2. Продолжительность эффекта увеличилась с 9 мес. до 18 мес; 3. Дополнительная добыча нефти больше на 48% по сравнению со стандартной технологией;

Всегда в движении! Радиальное бурение Динамика применения технологии Зависимость прироста дебита нефти от РБ эффективной н/н толщины Изменение эффективных нефтенасыщенных толщин и удельных приростов 2 канала Область применения технологии 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 2 канала удельного прироста практически постоянная

Всегда в движении! Создание коротких боковых стволов в карбонатных коллекторах по технологии тоннелирования Компании Baker Hughes Цель проведения работ: увеличение охвата воздействием стандартных технологий на объектах с низкими темпами выработки запасов, оборудованных открытыми стволами Работы на скважинах: Технологическая эффективность в сравнении со стандартными технологиями (2014 -2015 гг. ) Геолого-физические характеристики скв. № 9070 Гагаринского м-я Нэф, kп, kн, kпр, м % % м. Д (объект Фм) 1. 3 13. 4 85 30. 4 1. 8 16. 6 78 81. 6 1. 0 6. 4 51 1. 0 2. 0 6. 5 51 1. 1 3. 9 13. 5 89 31. 4 3 1. 3 15. 6 87 61. 2 2. 6 16. 1 58 70. 8 2 4. 0 7. 7 60 2. 4 1 Рекомендуется в сложнопостроенных турнейско-фаменских объектах, характеризующихся неоднородностью геологического строения. 9

Всегда в движении! Создание коротких боковых стволов в карбонатных коллекторах по технологии тоннелирования Компании Baker Hughes Цель проведения работ: интенсификация добычи нефти за счет улучшения гидродинамической связи скважины с пластом и увеличения эффективного радиуса скважины. Решаемые проблемы разработки: Особенности технологии: - наличие участков с не дренируемыми - для создания коротких боковых стволов в запасами по причине низких карбонатных коллекторах используется коллекторских свойств; ГНКТ; - отсутствие эффективной технологии, - в качестве нагнетаемой жидкости направленной на вовлечение в применяется кислотный состав на основе разработку всей залежи по толщине с соляной кислоты; низкими коллекторскими свойствами; - возможно создание в стволе скважины - низкие темпы разработки. каналов длиной до 25 м. В 2014 -2015 гг технология реализована на шести скважинах месторождений до 25 м ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ОПР * Скважина 460 Озерного месторождения не успешная Рекомендуемые критерии применения: Ø коллектора – карбонатный; тип Суммарная ожидаемая дополнительная добыча Øналичие участка открытого ствола; 27, 02 тыс. тонн, Øобщая толщина пласта – не менее 50 м; Øнефтенасыщенная толщина – не менее 10 м; суммарный чистый дисконтированный доход (NPV 15% ) Øобводнённость добываемой продукции – менее 50 %; 1, 54 млн. $. Øпреимущественно поровый тип коллектора; Øкарбонатность более 85%, отсутствие включений не растворимых в соляной 10 кислоте пород.

Всегда в движении! Кислотная обработка в горизонтальных скважинах с открытым стволом с применением установки непрерывной гибкой трубы Цель проведения работ: • интенсификация добычи нефти за счет повышения продуктивности призабойной зоны пласта Год 2013 2014 Стадии Скв. № 1 Скв. № 2 Скв. № 3 Скв. № 4 Скв. № 5 Скв. № 6 2168 -2220 м 2451 м 2178 -2428 м 1575 -1661 м 1 ЭКС-ЭМ 10 м 3 ЭКС-ЭМ 10 м 3 Флаксокор-210 75 м 3 120 атм 75 м 3 100 атм 80 м 3 80 атм тех вода тех вода 2 7 м 3, 0 атм 7 м 3, 70 атм 6 м 3, 120 атм 6 м 3, 80 атм 6 м 3, 25 атм 4 м 3, 80 атм (1 г/см 3) (1 г/см 3) 3 Флаксокор-210 2124 -2365 м Флаксокор-210 2171 -2418 м Описание технологии: 35 м 3 120 атм 75 м 3 100 атм технология обеспечивает проведение кислотной обработки поверхности горизонтального ствола по всей его протяженности или в конкретных точках и интервалах в динамическом 4 ЭКС-ЭМ 10 м 3 режиме. Гидромониторное вскрытие по данной технологии может осуществляться как в скважинах с циркуляцией, так и на скважинах с отсутствием циркуляции тех вода 5 7 м 3, 0 атм (1 г/см 3) скв. № 2 2124 -2365 м КО в ГС 6 Флаксокор-210 55 м 3 120 атм тех вода 7 (1 г/см 3) с 3, 5 м 3, 0 атм Полипав 50 л Соответствие скважин утверждённым критериям 2013 2014 Утверждённые критерии подбора скважин Значение скв № 1 скв № 2 скв № 3 скв № 4 скв № 5 скв № 6 Результаты: Тип коллектора карбонатный Фм Фм Т-Фм Т Категория скважины нефт. 1. Работы в скважинах проведены по Остаточные извлекаемые запасы нефти на скважину, тыс. т. ≥ 10 20, 8 40, 3 93, 4 68, 8 15, 1 двум технологиям: с закачкой ЭКС-ЭМ Обводненность за всю историю эксплуатации скважины, % ≤ 30 2, 1 0, 89 6, 1 2, 4 10 и без закачки ЭКС-ЭМ; Отношение Рпл/Рнас, д. ед. ≥ 1 1, 2 1, 5 1 0, 7 1 2. Закачка ЭКС-ЭМ производилась в двух Наличие/возможность формирования участка открытого ствола да да скважинах: № 1 (закачка реагентов Предполагаемая мощность плотной перемычки до ВНК, м ≥ 1 ≥ 1 Предполагаемое расстояние до водонасыщенных пропластков, м ≥ 3 ≥ 3 выполнена в 2 этапа) и № 2; Отсутствие деформаций и нарушений эксплуатационной колонны да да 3. Средний объем закачанного КС Отсутствие заколонных перетоков да да Флаксакор-210 – 80 м 3.

Всегда в движении! Обработка призабойной зоны Физико-химические свойства кислотных составов Реагенты № Кислотные составы Наименование показателя Флоксокор- ИТПС-708 п/п КСПЭО-2 ДН-9010 ИТПС-708 применяемые в 210 марки «Б» 1 Массовая доля железа, % 0, 01 0, 026 0, 01 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» : Межфазное натяжение на границе Не измеряется Ø ДН-9010 2 с нефтью (ρ=0, 854 г/см 3, 0, 03 -0, 05 < 0, 01 (темная 0, 46 1, 19 Ø ИТПС-708 μ=9, 07 м. Па. С), м. Н/м жидкость) Скорость растворения мрамора Ø Флаксокор-210 3 при 200 С, г/ч. м 2 4800 5080 2195 3233 3600 Ø КСПЭО-2 текучая Образование эмульсии: Эмульсии не Не образует эмульсия нефть ρ=0, 854 г/см 3, μ=9, 07 м. Па. С образует (без остатка) 4 текучая нефть ρ=0, 917 г/см 3, Эмульсии не эмульсия (без эмульсия μ=77, 7 м. Па. С образует остатка) (без остатка) Направления совершенствования технологий КО: Ø оценка скорости реакции с карбонатной породой; Øпроведение тестов на вторичное осадкообразование; Øопределение совместимости с водой и нефтью.

Всегда в движении! Объект Т (южная группа месторождений) Т 1 Т 2 Параметр min max среднее Эффективная н/н толщина, м 0, 5 17, 0 5, 6 Коэффициент пористости, д. ед 0, 07 0, 21 0, 12 Проницаемость по ГДИ, мкм 2 0, 001 0, 996 0, 089 Расчлененность, д. ед. 1, 0 32, 0 8, 0 Начальное пластовое давление, МПа 14, 3 21, 1 16, 3 Давления насыщения, МПа 5, 0 15, 3 10, 1 Вязкость нефти в пл. условиях, МПа с 0, 9 99, 9 13, 5 13

Всегда в движении! Объект Т. Применяемые технологии. Технологии применямемые для интенсификации добычи нефти: -Применение различного типа 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); РБ КГРП 14

Всегда в движении! Бурение горизонтальных скважин с применением технологии многозонного ГРП Карта текущих отборов объекта Т Сопоставление дебитов нефти по скважинам (объект Т) - ГС с МГРП - БГС без ГРП - ННС без ГРП Сопоставление накопленной добычи нефти по типу заканчивания скважин на объекте Т В 2012 -2015 гг. пробурена 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.

Всегда в движении! 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. Описание технологии: Механизм действия эмульсионных систем (ЭС) обусловлен дисперсным характером, позволяющим эмульсиям 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. В 2015 г. работы проведены на 5 скважинах пос ле Øсредний прирост дебита нефти составил 6, 9 т/сут; Øувеличение коэффициента продуктивности по нефти во всех скважинах; ГРП Реализация технологии позволяет расширить критерии Øотмечается меньший прирост обводненности подбора скважины для ГРП по показателю обводненности по сравнению со стандартными технологиями; до 50% (при реализации стандартной технологии критерии Øнаблюдаются положительные технико- - менее 30%). экономические показатели.

Всегда в движении! Объект Бш-Срп Параметр min max среднее Эффективная н/н толщина, м 0, 7 27, 3 4, 1 Коэффициент пористости, д. ед 0, 10 0, 19 0, 14 Проницаемость по ГДИ, мкм 2 0, 002 0, 895 0, 095 Расчлененность, д. ед. 2, 0 21, 4 5, 9 Начальное пластовое давление, МПа 10, 3 22, 0 13, 6 Давления насыщения, МПа 4, 9 19, 7 Вязкость нефти в пл. условиях, МПа с 0, 7 38, 4 9, 1 17

Всегда в движении! Объект Бш-Срп. Применяемые технологии. Технологии применямемые для интенсификации добычи нефти: - Скважины малого диаметра; - Различные технологии КГРП; - Радиальное бурение (+5, 3 т/сут); - Кислотная обработка (+4, 2 т/сут); - Приобщение пласта (ОРЭ). 18

Всегда в движении! Бурение многозабойных скважин Цель – Поиск технологий, альтернативных проведению МГРП в ГС, снижение рисков прорыва подошвенной воды. Проблемы: Невозможность проведения МГРП в Решение: горизонтальных скважинах для стимуляции Строительство многозабойных ГС с целью приобщения добычи (близость к водонефтяному удаленных от основного ствола нефтенасыщенных зон контакту, отсутствие надежных перемычек). коллектора (альтернатива МГРП), а также уменьшения депрессии на пласт в процессе эксплуатации залежи. Структурная карта по кровле пласта Бш - порода коллектор - порода неколлектор Qжид. факт=55 м 3/сут Qн. Факт=45 т/сут График эксплуатации МЗС (Бш) 1, 0 % Н 2 О 309 19

Всегда в движении! Бурение скважин малого диаметра (СМД) Конструкция СМД мобильная Бурение наклонно-направленных скважин малого диаметра Направление установка для 324 мм бурения СМД Пробурены 35 СМД (31 доб. +4 нагн. ) Средний дебит нефти – 8, 3 т/сут Кондуктор 245 мм Тех. колонна 168 мм Экспл. колонна 114 мм Оценка рентабельных удельных запасов в зависимости от диаметра скважин СМД (ЭК 114 мм) Бурение скважин малого диаметра с горизонтальным окончанием 30 тыс. т Разрез по стволу СМД с ГС (объект В 3 В 4) Длина гориз. ствола 231 м Факт. проходка по коллектору 201 м ЭК 168 мм Динамика работы СМД с ГС 36 тыс. т Результаты: ü вовлечение в разработку недренируемых запасов; ü снижение затрат на разбуривание низкопродуктивных залежей повышение эффективности разработки объектов (среднее увеличение NPV на 19 %) ; Пробурена 1 СМД с ГС в 2014 г на объект В 3 В 4 ü сформирована программа бурения СМД Первоначальный дебит нефти – 15, 8 т/сут до 2024 г.

Всегда в движении! Технология одновременно-раздельной эксплуатации За период с 2011 -2014 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 Объект В 3 В 4: ОРЭ Интервал посадки пакера Объект Бш: Учет Qж, Qн ведется ОРЭ индивидуально по каждому объекту. Показания фиксируются по расходомеру СКЖ 30 установленному на каждой скважине с ОРЭ. 21

Всегда в движении! Опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий ИДН Основные направления: Ø применение отклонителей; Ø замедление скорости реакции кислоты с породой; Ø термохимическое воздействие; Ø КО с койлтюбингом в ГС; Ø туннелирование. Испытание самоотклоняющихся кислотных составов (СОКС) Цель: повышение охвата пласта по разрезу воздействием кислоты. Описание технологии: Система, содержащая сшиватель и гелеобразователь, сшивается за счет реакции с карбонатным/доломитным коллектором при р. Н от 3 до 4. При р. Н ≥ 4 вязкость понижается до первоначального значения. Технология проведения работ: 1 стадия – протравка кислотой 15 % НСl; 2 стадия – закачка СОКС 5 % НСl; 3 стадия – закачка гелированной кислоты 15 % НСl. Рис. 1 Рис. 2 Количество циклов – от 2 до 5; Рис. 1 - Сшивка полимера в процессе нейтрализации кислоты Объемы СОКС на 1 ГТМ – от 5 до 10 м 3; Рис. 2 - Гель после полной нейтрализации кислоты Объемы гелированной кислоты на 1 ГТМ – от 10 до 20 м 3. Результаты 1. Увеличение коэффициента работающих толщин на 5 скважинах из 8 в среднем на 83 %; 2. Средняя кратность увеличения коэффициента продуктивности – 2, 1 раза.

Всегда в движении! 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 (p. H среды). Результаты лабораторных исследований: 1. Коэффициент восстановления проницаемости более 100 д. ед. 2. Для исключения риска увеличения обводненности рекомендована обработка только нефтенасыщенной части перфорированного пласта. В 2015 г. работы проведены на 5 скважинах Изменение профиля притока Приток до ОПЗ Приток после ОПЗ Øсредний прирост дебита нефти - 4, 3 т/сут; Øувеличение коэффициента продуктивности по нефти во Реализованная технология расширяет область применения всех скважинах; кислотных составов по критерию обводненности (с менее 30% Øменьший прирост обводненности по сравнению со для стандартной технологии до 30 -60 % при технологии ОПР) стандартными технологиями; при положительной экономической эффективности. Øположительные технико-экономические показатели.

Всегда в движении! Объекты В 3 В 4, КВ 1, Пд, Параметр min max среднее Эффективная н/н толщина, м 0, 7 4, 5 3, 4 Коэффициент пористости, д. ед 0, 11 0, 21 0, 16 Проницаемость по ГДИ, мкм 2 0, 001 0, 705 0, 101 Расчлененность, д. ед. 1, 0 7, 5 3, 5 Начальное пластовое давление, МПа 10, 0 12, 8 11, 3 Давления насыщения, МПа 5, 0 12, 3 8, 8 Вязкость нефти в пл. условиях, МПа с 0, 9 35, 4 9, 5 24

Всегда в движении! Объекты КВ 1, В 3 В 4, Пд. Применяемые технологии. Технологии применямемые для интенсификации добычи нефти: - Скважины малого диаметра(СМД) - КГРП; - Проппантный ГРП; - Радиальное бурение; - Кислотная обработка; - Приобщение пласта (ОРЭ); 25

Всегда в движении! Проппантовый ГРП в карбонатных коллекторах Цели проведения технологии на карбонатных Условия применения технологии ГРП: Пример проведения ГРП на коллекторах: 1. Текущее пластовое давление выше давления карбонатном коллекторе 1. Закрепление созданной трещины проппантом; насыщения; 2. Увеличение зоны дренирования. 2. Низкая эффективность стандартного КГРП на объекте; Интервал 3. Наличие плотных перемычек в кровле и подошве проведения ГРП интервала ГРП не менее 3, 5 м. Технология ГРП: В 2014 году технология проппантного ГРП 1. Загрузка полимера 3, 4 -3, 6 кг/м 3; тиражирована на объект В 3 В 4. 2. Максимальная концентрация проппанта 1000 кг/м 3; Средний прирост в 2 раза выше, чем по стандартной 3. Темп закачки 3, 8 -4, 0 м 3/мин; технологии. 4. Тоннаж проппанта до 32 т; Удельный прирост на 1 м эффективной толщины 5. Объем жидкости до 200 м 3. составил 2, 6 т/сут Результат ГРП График закачки Дизайн ГРП Проппантный ГРП На сегодняшний день по данной технологии проведено 56 ГРП в коллекторах с проницаемостью до 200 м. Д. 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. 1. Технология проппантного ГРП на карбонатном коллекторе зарекомендовала себя как высокоэффективный метод ПНП 2. Необходимо продолжение тиражирования технологии на объектах с низкой эффективностью стандартного КГРП

Всегда в движении! Применение технологии проппантного ГРП на карбонатном коллекторе. (Батырбайское месторождение. Объект В 3 В 4). График работы скв. № 125 с выполненным проппантным ГРП По результатам ОПР 2013 г 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 м 3/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) Проппантный ГРП на доб. ф. График динамики добычи нефти по объекту В 3 В 4 Батырбайского месторождения Проппантный ГРП на нагн. ф. Асюльская площадь За 2015 г. добыча нефти по объекту В 3 В 4 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 %. 27

Всегда в движении! Опыт проведения пропантного ГРП в низкопродуктивном карбонатном коллекторе. Шумовское месторождение. Объект К+Пд. Совмещенная карта распределение плотности остаточных запасов и текущих отборов Распределение фонда скважин Особенности объекта К-Пд: по состоянию на 01. 2017 Пласт К • НИЗ К+Пд 2917 тыс. т, ОИЗ 2516 тыс. т; Показатель Без ГРП С ГРП • Низкая плотность геологических запасов (К н/н Дебит жидкости, 4, 3 16, 4 0, 63), низкая продуктивность без ГРП (1, 1 м 3/сут/МПа); Дебит нефти, т/сут 2, 7 7, 2 • Высоковязкая нефть на объекте К (45, 7 м. Па*с); Обводненность, % 23, 0 49, 0 • 50% площади не разбурено; • Обширная водонефтяная зона; • Низкая эффективность стандартных методов ИДН и ПНП. 472 456 Пласт Пд Изменение темпов отбора от НИЗ за счет проведения пропантного ГРП 492 491 192 472 499 24 Темп отбора +11 % 141 Дебит нефти +81 % 38 За период 2008 -2014 гг 574 Факт ГРП выполнено 10 ГТМ со средним приростом 1, 4 т/сут План ГРП (2017 г) В течение 2015 -2016 гг на Опыт КГРП объекте выполнено В 2008 году выполнен в 2 10 пропантных ГРП со скважинах, средний прирост средним приростом 6, 4 т/сут дебита нефти 1, 5 т/сут 1. В рамках комплексного научно-инженерного сопровождения работ ГРП подобрана эффективная технология пропантного ГРП к условиям К-Пд отложений Шумовского месторождения. 2. Доп. добыча нефти на конец 2016 г от 10 ГРП ~10 тыс. т, что составляет ~50 % добычи 2014 г. по объекту. 3. В 2017 г. запланировано проведение 8 ГРП (6 скважин). 28

Всегда в движении! Развитие технологий ИДН и ПНП на карбонатном коллекторе Бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием Бурение скважин малого диаметра с горизонтальным окончанием КГРП с системами контроля утечек жидкости в условиях пониженного Рпл Многообъемный КГРП с закреплением проппантом Проппантный ГРП в карбонатных коллектора ГРП с водоизоляционным эффектом (на углеводородной основе, с применением гидрофобной эмульсии , модификаторов фазовой проницаемости) Многозонный КГРП Применение кислотного состава при создании радиальных каналов Создание коротких боковых стволов (тоннелирование) в скважинах с открытым стволом Селективные кислотные обработки с применением отклонителей Кислотные обработки с койлтюбингом в горизонтальных скважинах с открытым стволом

Всегда в движении! Спасибо за внимание 30

Всегда в движении! Slide 31 Технологии ГРП, опробованные в карбонатных коллекторах Пермского края. Пути повышения эффективности Технологии ГРП с максимальной эффективностью В период с 2007 по 2015 гг. на месторождениях Пермского края опробовано 15 технологий ГРП в карбонатных коллекторах: 1. Стандартный КГРП 2. Многообъемный КГРП 3. КГРП с закреплением проппантом 4. Многозонный КГРП 5. КГРП с СОКС SDA 6. Термогазокислотный ГРП 7. Поинтервальный КГРП 8. КГРП без стадий отклонителя 9. КГРП с Р до 100 МПа в БС 10. Эмульгированный КГРП с ксилолом Пути повышения эффективности ГРП в карбонатных коллекторах: 11. КГРП с понизителем трения XG 1. Расширение спектра применяемых кислотных составов 2. КГРП с новыми системами контроля утечек жидкости – увеличение 12. Пенный КГРП с азотом эффективности КГРП в условиях пониженного Рпл. 13. Проппантовый ГРП 3. КГРП с применением гидрофобной эмульсии – в случаях риска повышения 14. КГРП с применением гидрофобной эмульсии обводненности 4. Многообъемный КГРП с проппантом – увеличение эффективного радиуса 15. ГРП с ЖР на углеводородной основе скважины в условиях пониженного Рпл. 5. Совершенствование технологии проппантового ГРП в карбонатных коллекторах – увеличение зоны дренирования СЕМИНАР SPE по технологиям, 22 марта 2016 г.

Всегда в движении! Создание коротких боковых стволов в карбонатных коллекторах по технологии тоннелирования Компании Baker Hughes Цель проведения работ: увеличение охвата воздействием стандартных технологий на объектах с низкими темпами выработки запасов, оборудованных открытыми стволами Лабораторные исследования не предусмотрены Эффективность стандартных технологий Результаты работ на скважинах: Геолого-физические характеристики скв. № 1(объект Фм) Нэф, kп, kн, kпр, м % % м. Д 1. 3 13. 4 85 30. 4 1. 8 16. 6 78 81. 6 1. 0 6. 4 51 1. 0 X 2. 0 6. 5 51 1. 1 3 3. 9 13. 5 89 31. 4 1. 3 15. 6 87 61. 2 2. 6 16. 1 58 70. 8 2 4. 0 7. 7 60 2. 4 1 скв. № 1 Рекомендуется в сложнопостроенных турнейско-фаменских объектах, характеризующихся неоднородностью геологического строения.