Всегда в

Всегда в движении! Основные принципы проведения мониторинга разработки месторождений Начальник управления планирования Россия, Пермь и мониторинга ГТМ 27 февраля 2016 Андрей Сергеевич Казанцев

Всегда в движении! Регламентирующие документы на проведение Мониторинга разработки месторождений 1. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Утв. приказом МПР РФ № 61 от 21. 03. 2007 г. М, 2007 г. 2. РД 153 -39 -007 -96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. 3. Правила проектирования разработки месторождений углеводородного сырья. Проект подготовлены в 2015 г. (не утверждены) 1

Всегда в движении! Виды проектных технологических документов на разработку месторождений 1. Проект пробной эксплуатации (ППЭ); 2. Технологическая схема разработки и дополнения к ней; 3. Проект разработки и дополнения к нему; 4. Технологическая схема опытно-промышленных работ (ОПР) на отдельных участках и залежах; 5. Авторский надзор за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений (мониторинг разработки). 2

Всегда в движении! Содержание авторского надзора (мониторинга разработки) В авторских надзорах анализируется реализация проектных технологических документов. При необходимости в них предлагаются мероприятия по изменениям условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений, в том числе: • распространение ранее утвержденной проектной системы разработки и сетки скважин на участках расширения границ залежей (увеличение скважин основного фонда); • отмена ранее утвержденной сетки скважин на участках сокращения границ залежей (сокращение скважин основного фонда); • применение методов регулирования разработки месторождения: 1) выравнивание профиля притока жидкости или приемистости, 2) изоляция или ограничение притока попутной воды и прорвавшегося газа в скважинах, 3) перенос интервала перфорации, 4) разукрупнение эксплуатационных объектов, перевод скважин с одного эксплуатационного объекта на другой, 5) одновременно-раздельная эксплуатация скважин, 6) бурение горизонтальных, многоствольно-разветвленных скважин и зарезка боковых стволов, 7) проведение гидроразрывов пластов. 3

Всегда в движении! Пример анализа выполнения уровней ПТД по добыче нефти ЦДНГ Отклонения уровней добычи нефти по ОПР 2016 -2025 от ПТД в 2016 -2018 гг Динамика добычи нефти по ЦДНГ за 2013 -2025 гг. 27% Откл. 27% 40% 27% - 32. 0 % -10. 2% ПТД 2016 27% 50% 27% • В 2015 г. фактические уровни добычи нефти не превысят допустимых ПТД 2017 отклонений от уровней ПТД по 4 из 5 месторождений ЦДНГ-6. 2017 По Аспинскому месторождению отклонение фактической добычи нефти от уровней ПТД составит – 38, 1%, при допустимом отклонении – 30% в связи с отставанием со вводом скважин из эксплуатационного бурения • В 2016 году по Сагринскому месторождению планируется составление ПТД в связи с постановкой на баланс запасов бобриковских отложений по 27% результатам совместного опробования пластов Тл 2 а и Бб 1 в поисковой скв. 50% 30% 223 (протокол ГКЗ № 03 -18/295 пр. 15. 06. 2015 г. ) • В 2017 году по Сыповскому месторождению планируется составление ПТД в связи с отставанием уровней добычи нефти от уровней ПТД. ПТД 2018 • В 2018 году по Таныпскому месторождению планируется составление ПТД в связи с отставанием уровней добычи нефти от уровней ПТД. - Допустимое отклонение от проектных уровней - Отклонение от проектных уровней выше допустимого - Выполнение нового ПТД 4

Всегда в движении! Цели и задачи мониторинга разработки месторождений Основание для выполнения мониторинга Положение «О порядке взаимодействия подразделений ОАО «ЛУКОЙЛ» , дочерних добывающих обществ и региональных научно-исследовательских и проектных институтов при мониторинге разработки месторождений» . Цель выполнения работ Повышение эффективности разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» Объекты исследований Разрабатываемые месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ЗАДАЧИ 1. Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов. 2. Анализ выполнения проектных технологических решений, сопоставление проектных и фактических показателей разработки. 3. Анализ технологической эффективности ГТМ, проведенных на скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» . 5

Всегда в движении! Общие сведения о разработке месторождений Пермского края Динамика добычи нефти в 1929 -2014 гг. Добыча нефти 2014 г. Этапы развития: 14 213 тыс. т Максимальный • 1929 г. - открытие Пермской нефти. Минимальный уровень добычи 23 427 тыс. т (1976 г. ) уровень добычи • 1930 -1940 -е гг. - региональные 8 934 тыс. т (1994 г. ) геологоразведочные работы. • 1950 -1970 -е гг. - открытие и ввод в разработку основных наиболее крупных месторождений. • 1976 г. - максимальная добыча нефти - 23, 4 млн. т. • 1994 г. - минимальная добыча нефти - 8, 9 млн. т. • 2000 -2014 гг. - рост добычи нефти за счет масштабного применения современных технологий и методов ПНП. Распределение ОИЗ и Структура остаточных • 2014 г. - достигнутая добыча нефти – 14, 2 выработки запасов по разрезу извлекаемых запасов млн. т. АВС 1+С 2 • 2020 г. - прогнозируется новый пик добычи – Доля ОИЗ, % Выработка, % 15, 4 млн. т. 21, 6 % 66, 1 % Распределение объектов по текущей Профиль обводненности продукции 9, 6% добычи 2, 7 Размер круга – доля от суммарных ОИЗ % категории АВС 1+С 2, % 1 стадия 2 стадия 3 стадия 4 стадия 6

Всегда в движении! Непрерывное научное сопровождение разработки месторождений – основа для принятия эффективных проектных решений Составление проектно- технологической Промышленное внедрение документации Мониторинг разработки эффективных технологий месторождений по результатам ОПР технологических Многозонный гидроразрыв пласта разработки по Выявление показателей З ОИ вариантам Расчеты н я проблемных участков зо и ия иян ац вл ППД из а ы ал нк ок це стем Л О и с Использование ГДМ Анализ эффективности ОПР КГРП с закреплением проппантом эф тех П й ф но ро оз ко ПР ек ло гн Формирование программ ГТМ гн чес и О о и ти ги оз вн че Пр лог ост ос ск на краткосрочную и о вн ти ой хн ти те ек Г ТМ среднесрочную перспективу. Формирование программы эф ф ОПР Анализ полученной технологической эффективности ГТМ 7

Всегда в движении! Мониторинг разработки нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» Положение «О порядке взаимодействия подразделений ОАО «ЛУКОЙЛ» , дочерних добывающих обществ и региональных научно- исследовательских и проектных институтов при мониторинге разработки месторождений» . Юрчукское месторождение 2 2 Объект Бш 3 1 Выявление проблем Изучение особенностей разработки Выбор скважин- геологического строения, кандидатов реализация программ исследовательских работ Анализ полученной технологической эффективности ГТМ Подбор технологии и методов воздействия Расчет основных ГТМ на ГДМ, оценка Формирование предложений в ожидаемой технологической программу ГТМ, ОПР, эффективности ГТМ по результатам исследований скважин геолого-промыслового анализа Разработан методический подход проведения мониторинга. С 2009 г. – 100 % охват мониторингом за разработкой месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» . В 2014 г. – предложено 1850 ГТМ с прогнозируемым технологический эффектом 7 314 тыс. т. 8

Всегда в движении! Изучение месторождений при проведении работ по мониторингу разработки № Этапы изучения месторождений п/п Общие сведения о месторождении Изучение макростроения месторождения: - Тектоническое строение; - Нефтегазоносные комплексы; 1. - Количество объектов разработки; - Тип коллекторов объектов разработки (карбонатные/терригенные); - Распространение/выдержанность коллекторов по площади и разрезу (зоны замещения); - Насыщающие флюиды (газ, конденсат, нефть, вода). Изучение микростроения месторождения: - Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов по керну, ГИС; - Определение нефтенасыщенности продуктивных пластов; 2. - Результаты гидродинамических исследований (начальное пластовое давление); - Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность нефти, вязкость нефти, содержание смол, парафина, серы). Проектные технологические документы Определение стадии разработки месторождения/объекта (1 -4 стадия разработки): 3. - Процент обводненности в целом и по участкам объекта; - Процент выработки запасов по объектам. Формирование системы разработки в зависимости от геологических особенностей 4. строения, свойств флюидов, степени разбуренности (составление проектного технологического документа). 9

Всегда в движении! Изучение месторождений при проведении работ по мониторингу разработки Мониторинг разработки месторождения Анализ выполнения проектных решений в части формирования проектной сетки 5. скважин и выполнения проектных уровней отбора нефти, жидкости и закачки воды. Анализ текущего состояния разработки объектов: - Оценка влияния на уровни добычи нефти и жидкости показателей работы действующего 6. фонда добывающих скважин, степени реализации системы ППД, динамики пластового давления в зонах отбора, выполнения программ ГТМ; - Выявление проблем объектов разработки. Выработка рекомендаций для решения проблем разработки объектов: - Рекомендации по оптимизации существующих систем разработки (изменение объемов эксплуатационного бурения, внедрение ОРЭ, увеличение объемов бурения БС и т. д. ); - Оптимизация программ ГТМ, исходя из текущей ситуации разработки; 7. - Оптимизация программ работ по контролю за разработкой месторождений (использование новых технических возможностей для определения пластового давления, применение новых методов ГИС для определения нефтенасыщенности и т. д. ); - Подготовка дополнительных программ по доизучению месторождений (сейсморазведка 3 D, гидропрослушивание, трассерные исследования и т. д. ). Оперативное планирование геолого-технических мероприятий и опережающие 8. исследования скважин. 9. Подготовка программы опытно-промышленных работ. Актуализация геолого-гидродинамических моделей объектов разработки для 10. наиболее точного прогнозирования как уровней добычи нефти и жидкости, так и эффективности планируемых геолого-технических мероприятий. 10

Всегда в движении! Пример макростроения месторождения Месторождение находится в западной части приконтурной зоны ВКМКМС с запасами калийных солей категории С 1 Схема совмещенных контуров Пласт C 1 t-D 3 fm (Т-Фм) Пласт C 1 bb (Бб) Пласт C 2 b (Бш) C 1 bb (Бб) Размеры залежи C 1 t-D 3 fm Пласт Тип залежи высота, (Т-Фм) длина, км ширина, км м C 1 t-D 3 fm пластовая Промышленно нефтеносны комплексы: 4, 4 3, 8 52, 5 (Т-Фм) массивная -верхнедевонско-турнейский карбонатный C 1 t-D 3 fm (Т-Фм) C 1 bb пластовая 4, 6 4, 0 52, 8 -визейский терригенный C 1 bb (Бб) (Бб) сводовая -верхневизейско-башкирский карбонатный C 2 b (Бш) пластовая C 2 b (Бш) 4, 3 3, 8 31, 7 массивная 11

Всегда в движении! Пример геолого-физической характеристики продуктивных пластов (микростроение) 12

Всегда в движении! Пример схемы развития системы разработки IIIа IV Проектирование системы разработки Проектная система Уплотнение сетки сформирована на - Переход на Довыработка путем бурения БС. 60 – 70 % избирательную Широкое ОИЗ систему размещения сложившимся применение методов нагнетательных борьбы с фондом скважин. скважин; Реализация обводненностью - уточнение точек проектной скважин (от системы (разбуривание заложения химических методов и организация системы проектных скважин; до отключения ППД). Применение ГТМ - активное (методы нагнетательных применение ГТМ интенсификации скважин) добычи). (методы интенсификации добычи). IIIб Формирование отдельных очагов доразработки Выработка запасов нефти 25 % 50 % 75 % 100 % 13

Всегда в движении! Изученность геологического строения на примере Озерного месторождения франско-фаменского объекта Карта распространения трещинноватости Фациальная схема Озерного месторождения 1 2 а 3 2 б Карта распространения кавернозности 1 – Рифовый гребень 2 а – Верхняя часть тылового шлейфа 2 б – Нижняя часть тылового шлейфа 3 – Рифовый склон Сравнительная характеристика порового и трещинного коллекторов Тип Параметры Рифовый Тыловой Склон коллектора гребень шлейф рифа Поровый Пористость, интервал изменения 3, 8 – 11, 7 5, 4 – 23, 6 5, 4 – 25, 1 % среднее 7, 2 8, 5 10, 2 Проницаемо интервал изменения 0, 1 – 19, 6 0, 7 - 280 сть, м. Д среднее 3, 7 14, 7 31 Трещинный Пористость, % 0, 007 - - Проницаемость, м. Д 100 - - 14

Всегда в движении! Принципы и подходы к формированию системы разработки на примере Озерного меторождения франско-фаменского объекта 1. РИФОВЫЙ ГРЕБЕНЬ 2. ТЫЛОВОЙ ШЛЕЙФ 3. РИФОВЫЙ СКЛОН 2 а. Верхняя часть а) Конструкция скважин - горизонтальное - вертикальные - горизонтальный окончание б) Вид вторичного - вертикальные б) Вид вторичного вскрытия б) Вид вторичного вскрытия - перфорация вскрытия - открытый ствол в) Режим разработки залежи - открытый ствол в) Режим разработки - водонапорный - перфорация залежи г) Проводимые в) Режим разработки - режим растворенного мероприятия залежи газа - КГРП, КО - водонапорный г) Проводимые - ВПП, ВИР г) Проводимые мероприятия - уплотнение сетки скважин мероприятия - различные виды КГРП за счет бурения БС и БГС - бурение БС - уплотнение сетки 2 а. Нижняя часть - КГРП, КО скважин за счет бурения - подход аналогичный - ВИР БС и БГС фациальной зоне рифового гребня 15

Всегда в движении! Результаты мониторинга разработки на примере объекта Т-Фм- Фр Озерного месторождения Фациальный анализ Выделение фациальных зон на ГДМ Турнейские отложения 2 2 1 2 3 1 3 1 Склон рифа 2 Рифовый гребень 3 Зарифовое мелководье 1 Результаты проведения ГТМ Планирование ГТМ с учетом Средний год фациальных особенностей Кол-во прирост, 2007 2008 2009 Метод скважин т/сут КГРП 11 факт 6. 6 16. 6 15. 1 план 8. 5 12. 0 13. 0 РБ 8 факт 16. 4 план 6. 9 Дополнительная добыча нефти – 33, 4 тыс. т.

Всегда в движении! Пример реализации авторского надзора. Озерное месторождение, объект Т-Фм. Схема проведенных и планируемых мероприятий Динамика темпов отбора от НИЗ Динамика объемов и • Текущие показатели: Накопл. добыча нефти – 4560, 5 т. т эффективности КГРП • Обводненность – 37, 7% • Отбор от НИЗ – 53, 8% • Темп отбора от НИЗ/ОИЗ – 2, 8 / 5, 9% • Текущий КИН – 0, 249 (утв. 0, 463) • Действ. фонд – 62 доб, 17 нагн. • Дебит жидкости – 17, 5 т/сут нефти – 10, 9 т/сут • Объект находится на 2 стадии разработки. Проектная система разработки сформирована Объект находится на 2 стадии разработки. Проектная система разработки Выполнение авторского надзора в период 2009 -2013 гг. позволило стабилизировать темпы отборов (избежать дальнейшего снижения темпов) за счет проведения ГТМ и оптимизации системы ППД. В период 2014 -2015 гг. отмечается снижение темпов отбора, что обусловлено сокращением объемов КГРП (основная технология интенсификации на объекте) по причине поиска и опробования модифицированных технологий КГРП. 17

Всегда в движении! Пример неравномерного продвижения фронта вытеснения. Объект В 3 В 4 Сводный профиль закачки Ø Накопл. добыча нефти – 5798, 1 тыс. т Проблемы разработки за период разработки Ø Обводненность – 58, 5% Отрицательная динамика Ø Отбор от НИЗ – 52, 6 %. пластового давления • Наличие локальных участков, не Ø Темп отбора – 1, 1 % Ø Текущий КИН – 0, 218 (утв. 0, 414) охваченных выработкой, ввиду Ø Действ. фонд: доб. / нагн – 125 / 46 недостаточного фонда скважин и Ø Средний дебит жидкости – 7, 2 т/сут вывода из эксплуатации обводненных и нефти – 3, 0 т/сут низкодебитных скважин. Схема текущего энергетического • Неравномерный охват заводнением по состояния объекта площади и разрезу, как результат - наличие участков с низким Рпл и зон Зависимость «отбор развития АВПД. В результате от НИЗ – проведенных в 2009 -2012 гг. мероприятий обводненность» по оптимизации системы ППД (возобновление закачки на участках с пониженным давлением и сокращение объемов закачки в зонах с давлением выше Зоны перезакачки начального, ВПП) отмечается «выравнивание» Рпл по площади. • Опережающее обводнение скважин закачиваемой водой по наиболее проницаемым прослоям (пласт В 3). Начиная с 2000 г. отмечалось снижение обводненности с 75 до 58 % в результате остановки обводненных скважин и проведения ГТМ в низкопродуктивных скважинах (радиальное бурение, реперфорация). Планируемые ГТМ на 2015 -2017 гг 18

Всегда в движении! Пример оценки начальных и текущих извлекаемых запасов в ПО Res. View. Обоснование дебита нефти по скважинам. Расчет начальных и текущих извлекаемых Действующая ГДМ запасов в ПО Res. View Обоснование дебита нефти по скважинам Max и min значения подлежат детальному анализу 1. Величина НИЗ и ТИЗ по районам работы скважин определена с использованием ГГДМ объектов месторождений в ПО Res. View (при этом выполнены некоторые допущения); 2. На основании ТИЗ и ТР работы скважин рассчитан прогнозный период работы скважин (расчет проведен по упрощенной методике); 3. На основании сравнения прогнозного периода работы скважин и рекомендуемого (30 лет), рассчитаны рекомендуемые дебиты нефти (дебит при максимальном коэффициенте продуктивности и начальном пластовом давлении, при этом, при расчете дебита два эти параметра не участвуют напрямую); 4. На основании сравнения рекомендуемого дебита нефти и текущего выделены группы скважин, где: • • возможно увеличение текущего дебита нефти за счет увеличения текущего коэффициента продуктивности, возможно увеличение текущего дебита нефти за счет увеличения текущего пластового давления (через усиление эффективности системы ППД), • нет необходимости увеличения текущего дебита нефти – существующий режим работы (темп отбора ТИЗ) скважин признан оптимальным для выработки запасов за требуемый период времени. 19

Всегда в движении! Планирование уровней добычи нефти, жидкости, закачки воды и программ ГТМ. Стратегическая программа развития ПИП (на 30 лет) Планирование объемов и технологий по основным видам ГТМ. Определение стратегии развития объекта. Актуализация - каждые три года Количественное планирование Отраслевая программа развития (на 10 лет) Планирование объемов и технологий ГТМ. Определение стратегии развития объекта. Актуализация - каждые три года Адресное планирование Среднесрочная программа развития (на три года) Составление программы ГТМ на трехлетний период. Объемы ГТМ по годам планируются в соответствии с отраслевой программой. Актуализация - ежегодно Годовая программа Выбор первоочередных ГТМ из среднесрочной программы с распределением объемов и технологий по месяцам. Результат – форма 7. 2 Месячный набор ГТМ Включает первоочередные ГТМ из годовой программы; ГТМ оперативного планирования для восстановления продуктивности скважин. Формирование в соответствии с формой 7. 2 по количеству и эффективности 20

Всегда в движении! Уровни добычи нефти и факторы влияющие на изменение КИН (отраслевая программа развития) Накопленные показатели за период 2016 -2025 гг. по утвержденному варианту ОПР 2016 -25: § Добыча нефти 149, 1 млн. т. § Добыча жидкости 459, 5 млн. т. § Закачка воды 327, 2 млн. м 3. § Эксплуатационное бурение 1549 доб. и 511 нагн. скв. § Проходка 3436, 4 млн. м. Факторы повлиявшие на изменение КИН (2016 -2045) гг. ) Сравнение утвержденных ОПР 2012 -2021 и ОПР 2016 -2025 ОПР Дельта ОПР 2012 -2021 2016 -2025 ОПР 2012 -2021 Технология (утв. ), 2015 -2024 (утв. ), (утв. ) и ОПР 2016 - 1. КИН увеличен до 0, 374 (ранее 0, 364) (техн. ), ед. ед. 2025 (утв. ), ед. 1. Наклонно-направленные 1978 723 721 -1257 2. Максимальный уровень добычи нефти увеличился скважины на 312 тыс. т. 2. Горизонтальные скважины 236 515 527 +291 (ОПР 2012 -2021 - 15, 1 млн. в 2023 г. , ОПР 2015 -2024 3. Скважины малого 176 715 +539 15, 4 - в 2020 г. ) диаметра 4. Одновременно- раздельная эксплуатация 102 376 +274 3. Улучшение показателей в ОПР 2016 -2025 (утв. ) объектов разработки обусловлено массовым тиражированием новых 5. Новые технологии ГРП/КГРП (RCP, азотно- 0 254 +254 технологий: пенный ГРП и т. д. ) § Горизонтальные скважины +291 скв. (527/236) 6. Реконструкция 1337 2588 2479 +1142 § Скважины малого диаметра +539 скв. (715/176) скважин (БС, РБ, § Одновременно-раздельная эксплуатация +274 переводы) (175 РБ) (511 РБ) (488 РБ) (+313 РБ) скв. (376/102) Итого: 3829 5171 5072 +1243 § Новые технологии ГРП/КГРП +254 скв. оп. (254/-) в т. ч. точек отбора (3654) (4406) (4330) (+676) Увеличение накопленной добычи нефти в утвержденной ОПР 2016 -2025 относительно предыдущей утвержденной ОПР 2012 -2021 связанно с увеличением объемов ГТМ по новым технологиям 21

Всегда в движении! Формирование и выполнения норм отбора нефти, жидкости и закачки воды 2015 -2016 гг. по Группе предприятий "ЛУКОЙЛ- ПЕРМЬ « (годовая программа развития) Выполнение норм отбора в 2015 г. и нормы отбора на 2016 г. Отклонение Норма Факт Норма 2015 г тыс. т % 2016 г Добыча нефти, 14547 14630 +82 +0. 6 14590 тыс. т Добыча жидкости, 42692 43053 +361 +0. 8 43212 тыс. т Закачка воды, 28116 28129 +12 +0. 04 27597 тыс. м 3 Количество месторождений с отклонениями от норм отбора в 2014 -2015 гг. q. Качественное планирование разработки Количество элементов разработки с отклонениями от норм отбора в 2014 -2015 гг. месторождений позволило выполнить нормы отбора на 2015 год по Группе предприятий ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» без отклонений (менее 1%). q. Общее количество ЭР с отклонениями находится в допустимых пределах (до 30%) в 2014 -2015 гг. 22

Всегда в движении! Реализация предложений по эксплуатационному бурению добывающих скважин за 2015 год Динамика успешности бурения новых скважин 2013 - 2015 гг. Динамика бурения новых скважин 2013 -2015 гг. Причины недостижения дебитов новых скважин в 2015 г. Успешность бурения новых скважин в 2015 году увеличилась до 83 % (17 % скважин не достигли плановый дебит нефти) В рамках авторского надзора за разработкой месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» сформированы предложения по эксплуатационному бурению добывающих скважин на 2015 год в количестве 112 скв. с суммарным дебитом нефти 2391, 4 т/сут средний дебит нефти 21, 5 т/сут). На основе предложений сформирована «Программа по бурению и вводу новых скважин из эксплуатационного бурения» Фактически реализовано в 2015 году: § Введено 99 скважин (в т. ч. план ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» 95 скважин) § Суммарный дебит скважин составил 2523, 0 т/сут, что выше плана 2248, 8 т/сут § Средний дебит нефти составил 25, 5 т/сут, при плановом 23, 7 т/сут 23

Всегда в движении! Геологическое сопровождение бурения С 2013 г. работы по ГСБ ведутся в рамках ежегодного договора с Объем бурения 2013 2014 2015 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» : Эксплуатационные скважины 143 163 113 «Сопровождение бурения скважин на месторождениях ООО в т. ч. ГС 39 36 «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на основании актуализации секторных геолого-гидродинамических моделей» . в т. ч. c круглосут. геонавигацией 0 36 % охвата 0 8 100 Боковые стволы 70 40 2 блока работ: 1. Участие в планировании новых скважин и БС, составление паспортов проектных скважин и БС, антиколлизионное сканирование проектных профилей, анализ результатов бурения. Каждая проектная скважина и БС рассматривается и утверждается на совещании совместной с ООО «ЛУКОЙЛ- ПЕРМЬ» рабочей группы по сопровождению бурения. Схема работы при геонавигации ГС: 2. Круглосуточная геонавигация скважин с горизонтальным окончанием ствола в ЦСБ ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ Выдача рекомендаций в Принятие решения в процессе бурения процессе в бурения (Филиал) ( «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ) Схема работы при планировании скважин и БС: ТЗ на проектную скважину (план-заказ для Расчет проектного профиля (БКЕ, НБи. Д Филиала) Выдача рекомендаций в 1 БС) (УР «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ) антиколлизионное сканирование, составление паспорта (геологическая информация из актуализированной ГМ, карты, Круглосуточный процессе бурения разрезы, данные по скважинам окружения), расчет дебита мониторинг в ЦСБ (сервисный подрядчик: (Филиал) 2 (Филиал) Weatherford, Schlumberger, Доработка (изменение местоположения Baker Hughes) скважины, коридора проводки ГС и тд. ) (совместно Филиал и ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ). Рассмотрение скважины на совещании ЦСБ «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» совместной (с НГДО) рабочей группы 3 Требуется внесение изменений Бурение скважины Не требуется внесение изменений 4 Поступление геолого-геофизической информации в 5 процессе бурения (сервисный подрядчик, буровой подрядчик) 1 24

Всегда в движении! Изменение геологического строения по результатам бурения. Деткинское п-е Павловского м-я. Пласт Тл 2 -а Изменение структурного плана и карты толщин на примере пласта Тл 2 -а Структурная карта по кровле пласта Карта эффективных нефтенасыщенных толщин Изменение корреляции пластов в 01. 2015 01. 09. 2015 скважине 1211 01. 2015 01. 09. 2015 Модель 1 Модель 2 Изменение корреляции пластов Изменение геологических скв. № 1172 № 1179 № 1211 № 1212 в скважине 1182. запасов нефти пласта Тл 2 -а № 1172 № 1179 № 1211 № 1212 2000 +85, 4% нефти, тыс. т Модель 1 Модель 2 1500 Запасы 1000 1611 500 869 01. 2015 01. 09. 2015 0 01. 2015 01. 09. 2015 Уменьшение толщины пласта Тл 2 а произошло в результате пересмотра корреляции границ пластов Тл 2 а и Тл 2 б. Пласт Бб 1 разделен на 2 пачки из-за противоречия интерпретации по ГИС Изменение геологических запасов нефти визейских нефтенасыщения коллектора в кровле и подошве пласта на южном куполе. отложений Запасы нефти, 8000 +3, 9 % тыс. т Уточнение абсолютных отметок По результатам бурения 6000 ВНК при переинтерпретации ГИС В результате произошло 7005 новых скважин и 4000 с учетом перетяжки абсолютных перераспределение 6745 уточнения детальной отметок повлияло на: коэффициентов пористости и 2000 корреляции отложений в - конфигурацию залежей; нефтенасыщенности по ранее пробуренных 0 01. 2015 01. 09. 2015 - нефтенасыщенные толщины в залежам, что повлияло на скважинах перестроены скважинах; величину геологических структурные поверхности -величину нефтенасыщенных запасов нефти. пластов. объемов. 25

Всегда в движении! Третичные методы ПНП Научно-инженерное сопровождение реализуемых ОПР 1 -2. Работы по научно-инженерному сопровождению пилотных проектов по полимерному заводнению Входной контроль партий полимера и полимерных Реагент компании BASF растворов, контроль качества воды ППД Реагент компании SNF Мониторинг свойств продукции, системы сбора и подготовки нефти, контроль выноса полимера Комплексный анализ текущей эффективности: • промысловых и трассерных исследований Опытный участок • лабораторные исследования полимера Москудьинское месторождение пласт Тл-Бб • геолого-промысловый анализ • анализ детальной корреляции пластов Опытный участок • анализ тех. режимов работы скважин Шагиртско-Гожанское • контроль соблюдения «режима тишины» месторождение, пласт Тл-Бб • факторный анализ • оценка эффективности в «EOR-Effect» • расчеты на ГГДМ • Наблюдается снижение эффективности ОПР ввиду Текущее состояние реализации ОПР BASF SNF Размер полимерной оторочки, • Установлена первоначальная несоответствия 17, 2 14 эффективность от закачки полимерного % объема пор плановых значений вязкости и концентрации раствора Объем закаченного раствора полимерного раствора. 183, 9 72, 7 полимера, тыс. м 3 • 20. 01. 2016 Президентом ПАО «ЛУКОЙЛ» • 31. 12. 2015 прекращена закачка полимерного Расход сухого полимера, т 157, 3 84, 1 раствора BASF согласовано продолжение проекта. Доп. добыча нефти (EOR-effect), т 3576 5704 3. Закачка воды, очищенной с применением титанового коагулянта, на Мало-Усинском месторождении График изменения фактической и расчетной добычи Опытный Текущее состояние Очищенная нефти по скважинам опытного участка участок реализации ОПР вода • В процессе закачки очищенной пласт Д Объем подготовленной 375 тыс. м 3 воды по анализу характеристик и сточной воды вытеснения наблюдается Объем очищенной и 26% положительный эффект закаченной воды объема пор Расход коагулянта 26, 1 т • В Компании принято решение о Доп. добыча нефти 3111 т продолжении ОПР в 2016 году (EOR-effect) • В 2015 году осуществлялось научно-инженерное сопровождение проектов по реализации третичных методов ПНП, установлена первоначальная эффективность, выраженная в 12, 4 тыс. т. дополнительно добытой нефти • Перспективы на 2016 год: - Президентом ПАО «ЛУКОЙЛ» согласовано продолжение проекта SNF до конца 2017 года. - Продолжение проекта по закачке воды, очищенной титановым коагулянтом, в 2016 году. 26

Всегда в движении! Проведение анализа созданной системы разработки на примере объекта В 3 В 4 Шумовского месторождения 27

Всегда в движении! Шумовское месторождение Схема совмещенных контуров Действующий проектный документ: Букорское поднятие «Дополнение к технологической схеме разработки Шумовского месторождения» Кардопольское (протокол ЦКР Роснедра № 3575 от 16. 02. 06 г. ) ЗАО «ИНКОНКО» поднятие Всего на месторождении выделено 6 объектов разработки Северо- Запасы нефти утверждены ГКЗ Роснедра Шумовское (протокол № 2260 -дсп от 16. 09. 2010 г. ) поднятие Распределение НИЗ по объектам Распределение ОИЗ по объектам Бб Тл Извлекаемые: Кат. ВС 1+С 2 – 22392 тыс. т Остаточные извлекаемые – 14419, 0 тыс. т Бш Кат. ВС 1+С 2 В 3 В 4 Распределение накопленной добычи и ОИЗ по объектам 01. 2016 г. К Пд См Шумовское поднятие Западно-Шумовское ГО поднятие Основная часть добычи нефти получена из объекта Бш – 30, 7 % и В 3 В 4 – 30, 4 %. 28

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Текущее состояние разработки ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ на 01. 2016 Объект ОИЗ Темп отбора от НИЗ, Добыча нефти Средн. Компенсация Отбор от Обводненн. Фонд действ. скв. Разработки (ВС 1+С 2), % за 2015 г. дебит отбора, % НИЗ, % вес. , % тыс. т. проект факт доб нагн нефти, т/сут текущ. накопл. Бб 468 73, 1 94, 4 1, 4 1, 0 24, 7 17, 3 21 - 2, 3 - - Тл 1238 52, 8 84, 3 1, 0 1, 7 26, 3 44, 9 41 6 3, 2 35, 6 44, 5 Бш 1394 63, 7 62, 8 2, 3 3, 0 90, 2 116, 4 73 26 4, 6 89, 7 90, 4 В 3 В 4 4183 36, 7 76 1, 2 105, 9 78, 7 77 36 3, 1 90, 7 89, 6 Пд-К 2537 13 22, 1 2, 9 0, 7 83, 2 19, 1 28 10 1, 5 60, 9 33, 4 См 4599 1, 5 26, 9 0, 82 0, 08 38, 2 3, 7 11 2 1, 0 100 45, 3 По месторождению 14419 35, 6 77, 8 1, 6 1, 3 369, 1 280, 1 237 80 3, 4 55, 7 48, 4 По текущему состоянию месторождение находится на третьей стадии разработки. В промышленной эксплуатации находятся шесть объектов разработки: Динамика основных показателей разработки III стадия разработки ●два в терригенных коллекторах – объекты Бб и Тл, ●четыре в карбонатных – объекты Бш, В 3 В 4, К+Пд, См; На 01. 2016 с начала разработки: - отобрано 35, 6 % от НИЗ, - обводненность 77, 8 %, - темп отбора от НИЗ 1, 3 %, - действующий добывающий/нагнетательный фонд составляет 237 /80 скв. § В разрезе месторождения наиболее выработанными объектами являются: Бб 73, 1 % от НИЗ; Бш 63, 7 % от НИЗ; Тл 52, 8 % от НИЗ; В 3 В 4 36, 7 % от НИЗ; § Наиболее слабо охваченные разработкой объекты: К+Пд 13, 0 % от НИЗ; См 1, 5 % от НИЗ; 29

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4 Текущее состояние разработки Распределение фонда Совмещенная карта распределение плотности остаточных запасов, текущих отборов Объект № Наименование В 3 В 4 Действующий 1 добывающий фонд 76 в том числе: -ЭЦН 2 -ШГН 73 -ШВН 1 ОРЭ: Динамика основных показателей разработки -ОРЭ с Тл 1 -ОРЭ с Бш 4 III стадия разработки Действующий 2 нагнетат. фонд 36 -простаивающий 1 3 Пьезометрический фонд 1 ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ на 01. 2016 Отбор Темп отбора от Добыча нефти Фонд действ. Средн. Компенсация Объект ОИЗ от Обводн. НИЗ, % за 2015 г. скв. дебит отбора, % Разработки (С 1+С 2), НИЗ, вес. , % нефти, тыс. т. проект факт доб нагн текущ. накопл. % т/сут В 3 В 4 4183 36, 7 76 1, 6 1, 2 105, 9 78, 7 77 36 3, 1 90, 7 89, 6 Проблемы разработки: • Опережающее обводнение скважин закачиваемой водой по наиболее проницаемым прослоям; ● Неравномерное распределение накопленной компенсации; ● Наличие зон низкого Рпл (Рпл ниже Рнас); ● Сложная структура остаточных запасов в разбуренной части; ● Наличие краевых зон, неохваченных разработкой. 30

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4. Выполнение проектных уровней добычи нефти Совмещенная карта распределение плотности остаточных Проектные решения: запасов, текущих отборов и проектных решений • 7 -точечная, 350 х350 м, площадная обращенная; Букорское поднятие • Общий фонд – 137 скважин; • Бурение 19 доб. скв. – 2008 -2010 гг. ; Кардопольское • Приобщение объекта Бш - 6 скв. – 2006 -2007 гг. , поднятие 7 скв. – с 2011 г. ; • Ввод 10 нагн. скв. – 2008 -2012 гг. ; ● Средний дебит новых скважин – 4, 4 -5, 8 т/сут. Динамика добычи нефти по ЦДНГ-9 за 2006 -2026 гг. Отклонение от проектного уровня в 2015 г. составило -25, 7% Шумовское поднятие+ Западно-Шумовское+ (допустимое отклонение ± 25%). Северо-Шумовское поднятие Проектные решения требуют уточнения в соответствии с изменением геологического строения и распределением плотности подвижных запасов и нефтенасыщенности по площади. Сравнение проектных и фактических показателей по вводу скважин Год Проект Факт 2006 3 (приобщение к Бш); Выполнение уровней ПТД по добыче нефти, закачки и ввода доб. и нагн. скв. 2007 5, 6 т/сут 8 ННС (ОРЭ Бш+В 3 В 4); 2008 5, 8 т/сут 8 ННС (ОРЭ Бш+В 3 В 4); 2009 5, 4 т/сут 3 ННС (ОРЭ Бш+В 3 В 4); 2010 5, 6 т/сут 3 (приобщение к Бш); 2011 5, 2 т/сут 4 (приобщение к Бш); 2012 4, 4 т/сут 1 БС 2013 – 2014 – 1 перевод с Бш (3, 9 т/сут) 2 приобщения к Бш (ОРЭ Бш+В 3 В 4 4, 7 т/сут) 1 приобщение к Тл (ОРЭ Тл+В 3 В 4 2015 – 3 т/сут) 31

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4 Энергетическое состояние Схема текущего энергетического состояния объекта Объёмы закачки рабочего агента на объекте в 2013 -2015 гг. увеличились на 25%, при этом добыча нефти снизилась в 2013 г. по сравнению с 2012 г. на 10%, в 2014 г. – на 17%, 2015 г. – на 19% при сохранении объёмов ГТМ. В 2015 г. пластовое давление изменяется в диапазоне от 3, 6 МПа (скв. 6) до 10 МПа (скв. 509). Средневзвешенное значение находится на уровне 6, 9 МПа (при давлении насыщения 7, 5 МПа). К снижению пластового давления привело отставание с обустройством системы ППД на объекте. 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Закачка рабочего Пониженное пластовое давление (Рпл<Рнас) отмечается на 224. 4 222. 9 222 299. 9 298. 8 297 агента, тыс. м³ большей части Шумовского поднятия, а также в Текущая центральной части Кардопольского поднятия компенсация, % 88 85. 4 76. 1 96. 1 93 90. 7 32

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4 Анализ циклического заводнения Пробная закачка воды В сентябре 1998 г. закачка воды С 2006 г. на объекте реализована проводилась в 1992 г. и приостановлена, пластовое нестационарная система существенного влияния на давление уменьшилось до заводнения. энергетическое состояние объекта значений 3, 6 -6, 4 МПа. не оказала С 1995 г. в нагнетательных скважинах перфорировалась в В августе 2000 г. из-за основном нижняя часть продуктивного пласта, в условиях продолжающего снижения низкой доли вскрытой толщины и больших объемов закачки пластового давления вновь наблюдались преждевременные прорывы воды к окружающим организована закачка воды в добывающим скважинам по наиболее проницаемым пласт. пропласткам. 33

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4 Анализ циклического заводнения С 2006 г. на объекте В 3 В 4 начали реализацию нестационарного заводнения, с целью перераспределения движения жидкости в пласте за счет капиллярной пропитки и вовлечения в разработку не дренируемых ранее нефтенасыщенных участков. Схема циклического заводнения по объекту В 3 В 4 2013 -2015 гг. а) первый период циклического заводнения; постоянный режим закачки; циклический режим закачки; В 2006 -2012 гг. циклическое заводнение применялось В 2012 г. согласно работе ООО «Дельта Ойл со смешанным режимом: с октября по март Проект» по объекту В 3 В 4 рекомендован включительно нагнетательные скважины находились вариант с геометрией закачки через ряд со под постоянной закачкой, с апреля начинали работать стационарной закачкой в отдельные с полупериодом 10 суток, со средней приемистостью скважины и полупериодом 17 суток с двумя 23 м 3/сут. периодами циклического заводнения. Постоянный режим закачки Остановка скважин при циклическом режиме закачки б) второй период Прочие причины простоя циклического заводнения Схема остановки нагнетательных скважин в 2012 и 2015 г. 34

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4 Анализ циклического заводнения Смена режима заводнения в 2013 г. не привела к стабилизации давления и увеличению добычи нефти. Объёмы ГТМ при этом в 2013 -2015 гг. были сохранены. Характеристика вытеснения Распределение количества ГТМ по годам Процентное соотношение скважин по обводнённости Момент организация закачки воды в пласт Доля высокообводнённых скважин ежегодно увеличивается 35

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4 Сравнение пласта В 3 и В 4 с помощью ГДМ Пласты В 3 и В 4 рассматриваются как единый подсчетный объект. Установлено, что пласт В 3 имеет лучшие ФЕС, пласт более однородный, с пласта В работе на ГДМ были определены средние фильтрационно-емкостные свойства и В 3 ведётся основная доля добычи показатели разработки отдельно по пластам В 3 и В 4. нефти, при этом пласт долгое время работал на режиме истощения. В 3 Qнакопл. нефть=2431, 8 тыс. т; Qнакопл. жидк=4054, 9 тыс. м³; Qнакопл. закач=1559, 4 тыс. м³; Отбор от НИЗ=52, 9%; ОИЗ=2166, 5 тыс. т; Нефтенасыщ=0, 708; Прониц=267, 6 · 10 -3 мкм²; Порист=0, 188; Дострел пласта В 3 в 7 нагнетательных скв. проведён в 2013 -2014 гг. В 4 Закачка рабочего агента большей частью с 2000 г. проводилась в пласт (В 4). Qнакопл. нефть=1034, 5 тыс. т; Qнакопл. жидк=2069, 7 тыс. м³; Qнакопл. закач=1890, 3 тыс. м³; Отбор от НИЗ=45, 3%; ОИЗ=1249, 4 тыс. т; Нефтенасыщ=0, 626; Прониц=187, 1 · 10 -3 мкм²; Порист=0, 172; На 01. 2016 г. на нагнетательном фонде пласт В 3 остаётся непроперфорирован на скв. 17, 107, 123, 248. 36

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4 Охват пласта заводнением по разрезу В 3 и В 4 Карты распределения текущей нефтенасыщенности по разрезу по состоянию на 01. 2016 г. В 3 В 4 I 10% коллекторов продуктивного пласта В 3 В 4 имеют проницаемость более 500 мкм²∙ 10 ³ ; 5% - более 1000 мкм²∙ 10 ³. I I Разрез по линии I-I С помощью ГДМ и потокометрических исследований определено, что наиболее промытые зоны приурочены к верхней части пласта В 4 37

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4 Построение карт текущей и накопленной компенсации Проблема со своевременной организацией системы заводнения, недостаточно эффективная реализуемая нестационарная система привели к образованию неравномерного распределения по участкам зон накопленной компенсации и к преждевременному росту обводненности а) Карта текущей компенсации б)Карта накопленной компенсации в) Карта текущей компенсации по блокам нагнетательных скважин По карте можно визуально оценить зоны с недокомпенсацией и перекомпенсацией отборов: • в центральной и южной частях Шумовского и Кардопольского поднятий выявлены зоны пониженной компенсации; • в западной и северо-восточной частях поднятий - перекомпенсации; • компенсация по очагам нагнетательных скважин распределена неравномерно; • В рядах, работающих в постоянных режимах закачки, наблюдаются перекомпенсированные блоки, тогда как в блоках работающих по циклической схеме – недокомпенсированные; 38

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4 Предложения по оптимизации Метод регулирования компенсации ● Перераспределение объемов закачки в соответствии с текущей компенсацией по результатам расчётов с целью выравнивания компенсации отборов закачкой по блокам Текущая Новая Тек. Новая годовая Перебор/недо годовая Скв. № комп. , закачка, бор, тыс. м 3 закачка, % м 3/сут м 3/сут 17 9, 6 152 3, 28 100 6, 32 48 6, 92 101, 5 0, 1 100 6, 82 57 11, 3 63 -6, 65 90 16, 14 103 8, 1 95, 1 -0, 42 95, 1 8, 10 107 7, 4 41, 3 -10, 5 90 16, 13 109 10, 8 106, 4 0, 65 100 10, 15 111 8, 05 35, 4 -14, 67 90 20, 47 114 9, 2 346, 2 6, 54 100 2, 66 117 7 50, 1 -6, 98 90 12, 57 120 11, 1 176, 6 4, 82 100 6, 28 123 7, 7 153, 6 2, 69 100 5, 01 126 12, 1 85, 4 -2, 07 90 12, 75 127 7, 8 177, 5 3, 4 100 4, 40 130 7, 66 78, 1 -2, 15 90 8, 83 133 8, 56 113, 5 1, 02 100 7, 54 136 10, 98 160, 7 4, 15 100 6, 83 139 10, 6 151, 1 3, 59 100 7, 01 140 7, 5 97, 4 -0, 2 97, 4 7, 50 143 4, 8 64, 2 -2, 68 90 6, 73 146 6, 96 31, 3 -15, 26 90 20, 01 148 7, 56 66, 7 -3, 77 90 10, 20 248 10, 7 39, 7 -16, 26 90 24, 26 320 7 61, 5 -4, 38 90 10, 24 331 2, 78 417, 6 2, 11 100 0, 67 341 8, 1 345, 1 5, 75 100 2, 35 342 4 263, 2 2, 48 100 1, 52 352 5, 77 224, 5 3, 2 100 2, 57 506 11, 7 99, 8 0 99, 8 11, 70 508 6, 6 256, 7 4, 03 100 2, 57 728 10, 7 153 3, 71 100 6, 99 733 10, 1 92 -0, 88 92 10, 10 737 6, 4 62, 8 -3, 8 90 9, 17 743 8 52 -7, 4 90 13, 85 745 9, 3 122, 3 1, 69 100 7, 61 749 8 171, 6 3, 34 100 4, 66 778 7, 4 97, 9 -0, 2 97, 9 7, 40 39

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4 Опытно-промышленные работы. В качестве опытного участка выбран С целью блокирования высокопроницаемых прослоев, перераспределения фильтрационных потоков, южный участок залежи объекта В 3 В 4 ограничения водопритока была создана программа комплексного подхода: Шумовского месторождения ● Реализация программы комплексного подхода: - охват промыслово-геофизическими исследованиями по определению профилей приемистости нагнетательных скважин и профилей притока добывающих; 2016 - проведение комплекса трассерных исследований на стадии подготовки и формировании программы, выбор оптимальных объемов закачки (участок нагнетательных скважин №№ 133, 139, 140, 146, 148, 341). - применение потокоотклоняющих технологий , с целью блокирования высокопроницаемых каналов и перераспределения фильтрационных потоков по разрезу; 2017 - применение технологий ограничения водопритока , в целях сокращения попутно добываемой воды, преимущественно поступающей в добывающие скважины по высокопроницаемым каналам от нагнетательных скважин; - интенсификация нефтенасыщенных интервалов пласта с целью увеличения темпов отбора. ВПП (полимерное заводнение), ВИР с селективными свойствами Предложения по проведению ГТМ 2017 г. 40

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4 Предложения по оптимизации ● Смена режима циклической закачки по рядам (смена местами рядов с циклической и постоянной закачкой) Смена рядов местами, позволит изменить существующие градиенты давлений между высоко- и низкопроницаемыми прослоями, что поспособствует внедрению воды в новые зоны с низкими фильтрационно- емкостными свойствами, и их подключению в активную разработку, а также позволит выровнить перекомпенсированные зоны. Схема циклического заводнения по объекту В 3 В 4 2013 -2014 гг. Предлагаемая схема циклического заводнения по объекту В 3 В 4 а) первый период циклического заводнения; Длительность полуцикла постояный режим закачки; нестационарного воздействия на объекте В 3 В 4 на время проведения циклический режим закачки; трассерных исследований, опробования реализации комплексного подхода, а также опробования смены рядов местами предлагается оставить на прежнем уровне (17 сут) с целью возможности эффективной оценки запланированных мероприятий. б) второй период циклического заводнения 41

Всегда в движении! Шумовское месторождение. Объект В 3 В 4 Предложения по оптимизации выработки запасов Прогноз добычи нефти Мероприятий по Организация очагов нагнетания интенсификации добычи нефти Скв. 765 БС с Бш Разбуривание ОПР 2015 -2026: 10 ГС 2021 -2025 гг. qн=15 -18 т/сут Проблемы разработки: • Опережающее обводнение скважин закачиваемой водой (при отборе нефти от НИЗ 36, 7 % обводнённость 76, 0%) по наиболее проницаемым прослоям; ● Неравномерное распределение накопленной компенсации; Реализация ● Наличие зон низкого Рпл (Рпл ниже Рнас); программы ● Сложная структура остаточных запасов в разбуренной части; комплексного ● Наличие краевых зон, неохваченных разработкой. подхода на опытном участке (2017 г. ) Пути решения: ● Реализация программы комплексного подхода (2017 г. ): - применение потокоотклоняющих технологий; - применение технологий ограничения водопритока; - интенсификация нефтенасыщенных интервалов; в рамках программы опытно-промышленных работ испытание технологий ВПП и ВИР на опытном участке залежи в 2017 г. ; ● - Перераспределение объёмов закачки по блокам; - Перераспределение фильтрационных потоков за счёт смены местами рядов с циклической и постоянной закачкой; ●Мероприятия по выравниванию профиля приёмистости (дострел пласта В 3 в нагн. скв. 17, 107, 123 в 2016 г. ); перевод под нагнетание добывающих скв. 748 в 2017 г. , 791 в 2019 г. ; ●Проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти (КО: скв. 501, 657, 746 в 2016 г. , скв. 6, 752, 753 в 2017 г. ) ●Разбуривание западной части объекта (ОПР 2015 -2026: 10 ГС 2021 -2025 гг. qн=15 -18 т/сут). 42

Всегда в движении! Шумовское месторождение Объект В 3 В 4 ФАКТ • За период 2006 -2015 гг проведено 46 ГТМ со средним приростом 5, 4 т/сут; • В 2015 году выполнено приобщение в 3 скважинах, средний прирост 4, 1 т/сут; ГТМ Совмещенная карта распределение плотности остаточных • Продолжение применения эффективных технологий – ГРП, РБ – затруднительно ввиду растущей обводненности по объекту; • Опережающее обводнение (при отборе нефти от НИЗ 36, 7 % обводнённость 76 %) ; Ранжирование фонда скважин Ср. показатели по объекту Qж - 11, 8 м 3/сут по сост. на 01. 02. 2016 Qн – 3, 0 т/сут запасов и текущих отборов • Основная часть залежи разрабатывается при пластовых давлениях на уровне Скв. № 333 РИР 2014 г Скв. № 106 % воды – 66, 7 давления насыщения и ниже; Скв. № 501 риск ГТМ 2015 г обводнения • Отсутствие профилей приемистости по части нагнетательных скважин, и, как следствие, отсутствие возможности оценки равномерности закачки по разрезу и III стадия разработки оценки эффективности ВПП; • Отсутствие технологий интенсификации на скважинах с обводненностью 50 -70 %. ПРОГНОЗ • Определение направлений фильтрационных потоков, оценка влияния системы ППД, работа с режимом циклической закачки; • Селективная изоляция «суперколлектора» в добывающих и нагнетательных скважинах (целевая программа совершенствования разработки залежи В 3 В 4); • Подбор методов ПНП для скважин с обводненностью 50 -70 %; • Интенсификация отборов на добывающем фонде; ОПЗ, скв. №№ 501, 657, 746 (2016 г) • Освоение под нагнетание скв. № 748 (2017 г) на Кардопольском поднятии. скв. №№ 6, 752, 753 (2017 г) Распределение количества и эффективности ГТМ по годам Метод Технология Данные 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Дострелы (ОРЭ), кол-во скв 1 скв. №№ 189, 767 (2016 г) 2 ствол ср. прирост, т/сут 3. 4 кол-во скв 1 1 ГРП ср. прирост, т/сут 18. 4 15. 0 кол-во скв 1 Карта текущего энергетического ОПР ВГКС КГРП ср. прирост, т/сут 5. 7 Физические состояния объекта кол-во скв 9 2 Рад. бур. ср. прирост, т/сут 8. 7 4. 9 1. 9 2 1 Сверлящая перфорация 2. 8 5. 5 3 2 ОРЭ 4. 1 3. 5 кол-во скв 2 1 5 1 3 кисл. обр ср. прирост, т/сут 5. 7 4. 9 4. 2 4. 1 3. 0 4. 0 Интенсификация кол-во скв 3 1 Реперфорация, дострел ОПЗ ср. прирост, т/сут 6. 7 5. 8 кол-во скв 1 2 3 скв. № 140 (2016 г), Химические РИР/ВИР ср. прирост, т/сут 3. 1 2. 9 0. 8 1. 9 2. 7 Дострел кол-во скв 1 Гидродинамические Перевод скв. №№ 17, 107, 123 (2016 г), ср. прирост, т/сут 3. 9 Н. нагн. ИТОГО по доб. фонду кол-во скв 1 2 10 4 5 4 4 8 5 3 скв. № 748 (2017 г) ср. прирост, т/сут 3. 1 10. 7 9. 3 4. 3 6. 0 4. 9 1. 4 3. 8 3. 2 4. 0 кисл. обр. кол-во скв 1 Интенсификация дострел кол-во скв 4 3 Химические ВПП кол-во скв 2 6 1 3 1 Гидродинамические н. нагн. кол-во скв 1 Динамика кол-ва скв. -опер. и доп. добычи ИТОГО по нагн. фонду кол-во скв 2 6 1 4 6 2 4 1 Химические методы Гидродинамич. методы по методам воздействия Удельная эффективность ГТМ 2007 -2015 гг Физические методы Интенсификация 43

Всегда в движении! Целевая программа совершенствования разработки объекта В 3 В 4 Шумовского месторождения с применением технологии комплексного воздействия Проблемы Решение – Опережающее обводнение; Применение комплексного подхода. – Неравномерная выработка запасов. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ на 01. 2016 Темп отбора от Добыча нефти Фонд действ. Средн. Компенсация Объект ОИЗ Отбор НИЗ, % за 2015 г. скв. отбора, % Разработки (С 1+С 2), от НИЗ, Обводн. дебит вес. , % нефти, тыс. т. % проект факт проект факт доб нагн текущ. накопл. т/сут В 3 В 4 4183 36, 7 76 1, 2 105, 9 78, 7 77 36 3, 1 90, 7 89, 6 № Этапа Этапы Целевой Программы Результат Стопроцентный охват ПГИ по определению профилей приемистости Определение интервалов 1 нагн. скважин и профилей притока доб. скважин продвижения воды Определение степени влияния 2 Проведение комплекса трассерных исследований нагн. скважин 3 Подбор составов и технологий проведения работ (ВИР, ВПП, КО) Составы, обладающие селективным свойством и применимые для Лабораторные исследования на керне и в свободном объеме конкретных геологических условий 4 предлагаемых составов объекта Определен Участок ОПР Проведение ОПР на участке залежи 5 (ВПП на 4 нагн. скв. , Определение эффективного состава ВИР на 4 доб скв. и на 6 скв. ВИР+КО) и технологии проведения работ 6 Оценка эффективности выполненных мероприятий Заключение о целесообразности 7 Технико-экономическая оценка проекта дальнейшего проведения работ 8 Разработка предложений по совершенствованию технологий Адаптированная технология Разработка Целевой программы с максимальным охватом фонда Совершенствование разработки 9 скважин объекта В 3 В 4 Шумовского месторождения: снижение динамики Реализация целевой программы с максимальным охватом фонда роста обводненности, увеличение 10 скважин темпов выработки запасов нефти

Всегда в движении! Планирование геолого-технических мероприятий 45

Всегда в движении! Обоснование выбора вида ГТМ Проблемы Пути решения Неравномерное продвижение Ограничение попутно добываемой воды на добывающем фонде (РИР) фронта вытеснения и выравнивание профилей приемистости на нагнетательном фонде Участки залежей с не Переводы, бурение БС, организация одновременно-раздельной дренируемыми запасами по эксплуатации (ОРЭ), опробование новых технологий в рамках причине низких коллекторских программы ОПР свойств ГТМ на нагнетательном фонде с целью восстановления Низкое энергетическое состояние энергетического состояния: интенсификация приемистости, организация дополнительных очагов закачки Объекты с низкой продуктивностью, требующие Переводы, бурение БС, ГРП/КГРП , организация ОРЭ, опробование повышения добывных новых технологий в рамках программы ОПР возможностей Интенсификация для поддержания дебита нефти с Реперфорация, ОПЗ, ГРП/КГРП, радиальное бурения, организация целью компенсации геологических ОРЭ, опробование новых технологий в рамках программы ОПР потерь 46

Всегда в движении! Примерный алгоритм планирования ГТМ Нет Наличие Да ОИЗ Нет Наличие ОИЗ по Да Да Оптимальный Нет вышележащим режим объектам работы разработки Эксплуатация в Да существующем БС Наличие очага на Удовлетвори- режиме вышележащем Да тельное Нет объекте энергетическое Нет Да состояние разработки Нет Перевод, Ликвидация Консервация бурение БС ИДН ОВП ГТМ на соседней Пример критериев подбора добывающих скважин для проведения мероприятий по ИДН и ПНП нагн. скважине Перевод под нагнетание Подбор технологии 47

Всегда в движении! Скважина 236_2. Объект Бб. Прирост, т/сут План Начальный Текущий Пример обоснования бурения БС. 15, 0 Рпл нач = 21, 1 МПа, Рпл нас = 11, 94 МПа 236 70 229 236_2 Структурная карта по кровле пласта Бб График эксплуатации скв. № 236 Проектный разрез по параметру литологии скв 236 Тл ГРП 2011 г Бб Т-Фм Коллектор Неколлектор 48

Всегда в движении! Скважина № 203. Объект Бб. Пример обоснования перевода скважины на другой горизонт. Бб Прирост, т/сут Объем работ : ГИС. Изоляция Т-Фм. ГМЩП на Бб. КО КСПЭО-3 Т. План Начальный Текущий 203 5, 0 Опыт проведения ГМЩП на объекте Скв. № 302 –ГМЩП (дек. 2014 г. ) +4, 8 т/сут Скв. № 305 – БС, ГМЩП (окт. 2014 г. ) +7, 5 т/сут Скв. № 174 – ГМЩП (сент. 2013 г. ) +10, 9 т/сут Параметры работы скважин(объект Бб) Рнач – 23, 4 МПа Рнас – 11, 2 МПа Т-Фм Текущий режим работы: Qж тек 1, 0 м 3/сут Qн тек 0, 6 т/сут 25 % воды Нд-1511 м Нсп. нас 2088 м ЭЦН-60 Т 3/81 49

Всегда в движении! Скважина № 404. Объект Т-Фм. Пример обоснования КГРП с проппантом. Прирост, т/сут Рпл нач = 23, 9 МПа, 404 406 403 501 План Нач. Тек. Рнас = 19, 0 МПа 10, 0 Qж тек 5, 2 м 3/сут Qн тек 2, 8 т/сут % воды 1, 0 % Ндин 2123 м Ннас 2414 м 1, 17 г/см 3 НС 01. 2015 г. Перф. ПК-105 КО НПС-К 1 18 м 3 при Р=10 атм. Продавка при Р=160 атм Qн. нач 14 т/сут. Hэф. Размер, Рпл. тек/Р Скв. ТМС Ствол Пласт Насос Гл. нас. Qж %в Y воды Qн P заб H дин P зат К прод Цикл Дата ГДИ Рпл н. н мм пл. нач 403 Нет 1 Т-Фм 3. 6 1 954 42. 7 4. 0 1. 180 32. 4 15. 02 635 12. 00 4. 744 05. 08. 2015 19. 7 0. 82 02. 2015 г. 404 Да 1 Т-Фм 5. 4 ЭЦН 60 2 414 4. 8 3. 0 1. 170 3. 7 4. 56 2 123 2. 20 0. 285 4|44 17. 04. 2015 13. 6 0. 57 Реперф. КПО-89 406 Нет 1 Т-Фм 5. 6 2 882 48. 0 5. 0 1. 170 34. 2 0. 00 07. 09. 2015 19. 2 0. 80 КГРП 70 м 3 к-ты Р=300/470/480/340 атм. 501 Нет 1 Т-Фм 6 2 580 64. 0 5. 0 1. 180 48. 2 15. 54 922 11. 50 10. 667 10. 05. 2015 21. 0 0. 88 Увеличение qн до 20 т/сут 53 Нет 1 Т-Фм 1. 9 2 298 20. 0 4. 0 1. 165 15. 2 10. 92 1 025 10. 00 4. 484 22. 05. 2014 21. 3 0. 89 Прирост, Нач. дебит нефти Тек. дебит нефти, Параметры 404 КВУ 04. 15 Скв. ГТМ Год т/сут после КГРП, т/сут Рнач, МПа 23, 9 404 КГРП 2015 5, 0 20, 0 2, 8 КГРП ГДИ Закр. для КГРП с Ртек, МПа 13, 6(57%Рнач) работы закреплением бр. освоения Рнас, МПа 19, 0 406 проппантом при 2015 - 35, 0 35, 6 освоении. Кпр. ПЗП, мкм 2 0, 0103 Кпр. УЗП, мкм 2 0, 0159 № 406 Скин эффект +1, 6 ГДИ Закр. для работы бр. освоения 50

Всегда в движении! Скважина № 2600. Объект Бш. Пример обоснования проведения РБ Бш Технологический режим работы скважин Прирост, т/сут Нэф. н. н. , Qж. %воды Qн. Нд/Рз, Пл. воды, План Начальный Текущий Скв. Пласт м факт м/МПа гр/см 3 6, 0 2600 Бш1 6, 2 11, 8 44, 0 5, 9 966/1, 25 1, 121 2602 Бш1 5, 8 9, 5 39, 4 5, 2 786/1, 27 1, 115 899 Бш1, 2 8, 8 99, 2 90, 0 8, 7 338/0, 67 1, 103 Фактическая эффективность ГТМ на объекте Бш 886 Б 1, 2 9, 4 53, 2 64, 2 15, 9 622/0, 6 1, 117 Данные ГДИ № скв. /вид ГДИ Рпл, Рпл/Рнач, Рпл/Рнас, Кпрон ближ. зоны Кпрон удал. зоны Кпрод, Дата последнего Дата ГДИ Скин (пласт) МПа % пласта, мкм² м³/(сут*МПа) ГТМ 899 КВУ (Бш1) 27. 06. 2012 8, 8 82, 7 122, 8 0, 0928 0, 0420 5, 38 -1, 1 30. 07. 2013 886 КВУ (Бш1, 2) 24. 02. 2014 8, 8 82, 7 122, 8 0, 4600 0, 2680 18, 25 -4, 3 09. 10. 2013 2600 КВУ (Бш1) 05. 03. 2008 9, 3 88, 0 130, 6 0, 0233 0, 0197 1, 74 0, 0 - Pпл нач=10, 6 МПа Pнас=7, 14 МПа 2602 КВУ (Бш1) 09. 03. 2005 5, 6 52, 8 78, 4 н/д 18, 7 н/д - 886 899 2600 2602 Смена НВ-32 на НН-44 Смена НН-44 ТРС 06 -09. 04. 2008 2600 ТРС 12 -14. 10. 2012 ТРС 04 -06. 05. 2014 2, 0+0, 8 м

Всегда в движении! Скважина 566. Объект Бш-Срп Пример обоснования проведения кислотной обработки Рпл нач = 19, 4 МПа, Прирост, т/сут Рпл нас = 14, 98 МПа План Начальный Текущий 5, 0 581 н 566 555 553 КО Флаксокор -210 11. 2014 прирост +11, 3 т/сут График эксплуатации скв. № 566 2011 г. Реперфорация + ДН Qж тек 9, 1 м 3/сут Qн тек 7, 5 т/сут % воды 2 % Ндин 1583 м Опыт проведения КО на объекте Бш-Срп -9010, +12 т/сут Параметры скв. № 566 КВУ 04. 2014 Год Прирост, Скв Тип кислоты проведения т/сут Начальное пластовое давление, МПа 19, 4 622 Флаксокор-210 2014 5, 5 Текущее пластовое давление, МПа 11, 6(0, 6 Рнач) 628 Флаксокор-210 2014 5, 3 Давление насыщения, МПа 14, 98 663 ГС Флаксокор-210 2014 9, 5 Проницаемость ближн. зоны, мкм 2 0, 0025 553 Флаксокор-210 2014 11, 3 Проницаемость удал. зоны, мкм 2 0, 0023 Средний прирост 7, 9 т/сут Скин эффект -0, 8 52

Всегда в движении! Скважина 501_2, объект Бб. Пример обоснования проведения РИР Бб 4. Дострел Бб 1 -3. Прирост, т/сут Рпл нач = 24, 4 МПа, Рпл нас = 16 МПа План Начальный Текущий 7, 0 346 501_2 307 Дострел ЦМ График эксплуатации скв. № 501 Qж тек 12, 6 м 3/сут Qн 0, 0 тек т/сут % воды 99, 8 % Ндин 1367 м Параметры скв. № 501 КВУ 01. 2015 Начальное пластовое давление, МПа 24, 4 14, 78 Текущее пластовое давление, МПа (0, 61*Pнач) Давление насыщения, МПа 16 Проницаемость ближн. зоны, мкм 2 0, 0466 Проницаемость удал. зоны, мкм 2 0, 0304 Скин-эффект +1, 9 53

Всегда в движении! Скважина 752_2. Объект Тл-Бб-Мл. Пример обоснования проведения перфорации на депрессии Прирост, т/сут 752_2 901 39 План Начальный Текущий 3, 0 Qж 1, 0 м 3/сут Qн 0, 7 т/сут Опыт проведения перфорации Результаты ГДИ %в 17, 0 Ндин 1198 м Параметры КВУ от 30. 08. 2011 Ннас 1355 м Рнач, МПа 22, 2 НН-44 12, 624 (57% от Ртек, МПа Рнач) Рзаб, МПа 6, 936 Рнас, МПа 12, 6 Кпр. ПЗП, мкм 2 0, 0027 Кпр. УЗП, мкм 2 0, 0094 Скин эффект 18, 9 Кпрод, 1, 58 м 3/(сут*МПа) 54

Всегда в движении! Скважина № 359, объект Бб. Пример обоснования освоения скважины под нагнетание с ГРП. Приемистость, м 3/сут План Начальная Текущая 100 144 359 327 Рпл нач = 24, 4 МПа, Рпл нас = 16 МПа График эксплуатации скв. № 359 ГРП 12. 2012 +3, 2 т/сут Qж тек 0, 9 м 3/сут Qн 0, 7 тек т/сут % воды 1, 5 % ГРП 11. 2010 +6, 8 т/сут Ндин 959 м Адресная программа 2015 г. В соответствии с решением ПТД. Суммарный дебит жидкости скважин окружения 214 м 3/сут, нефти 168 т/сут 55

Всегда в движении! Организация научного сопровождения работ по ГРП 3. Лабораторные исследования керна 2. Сбор и анализ данных по геолого-физическим и Определение упруго-механических физико-механическим параметрам пластов 4. Лабораторные характеристик пластов. Исследования исследования реологии 1. Выбор проппантов. • модуль Юнга; • коэффициент жидкостей разрыва скважин- Пуассона; • плотность породы; кандидатов • пористость; • сжимаемость. • коэффициент снижения проницаемости. 11. Уточнение • Проводимости критериев выбора проппантов • структурные коэффициенты n’ и k’; скважин, • коркообразование; оптимизация и ГРП Без сопровождения Перм. НИПИнефть предложен повторный ГРП, оптимизирован • мгновенные утечки; Перм. НИПИнефть • ньютоновская вязкость подбор технологии получен прирост дебита дизайн по результатам фильтрата; нефти 203% моделирования и получен дополнительный прирост дебита • совместимость. нефти 335% 10. Анализ результатов проведения работ. 5. Многовариантное моделирование Заключение по соблюдению Дизайн ГРП (КГРП) технологии- «Паспорт ГРП» с применением Fracpro. PT 9. Организация работ по сопровождение программы ОПР по ГРП • согласование критериев подбора объектов, скважин-кандидатов 6. Сопровождение работ в • согласование объектов и скважин-кандидатов 8. Результаты инженерного промысловых условиях 7. Формирование планов и согласование • лабораторные исследования в свободном объеме сопровождения ГРП • контроль параметров жидкости дизайнов ГРП представителями рабочей и с использованием керна. разрыва; группы ГРП • Анализ Мини ГРП; Перм. НИПИ Подряд. • Проведение промысловых исследований до ГТМ ООО «ЛУКОЙЛ организаия • согласование варианта закачки; -ПЕРМЬ» нефть • Разработка дизайнов ГРП по ГРП • контроль цифровой • Инженерное сопровождение работ информации. Рассмотрение на рабочей • Проведение промысловых исследований после ГТМ группе ГРП • Анализ выполненных исследований • Оценка эффективности ОПР Согласованный дизайн • Формирование акта проведения ОПР 56

Всегда в движении! Этапы планирования ГРП. Оценка необходимости и возможности выполнения ГРП Этапы адресного планирования ГРП Оценка возможности проведения ГРП • Ранжирование скважин-кандидатов на • Снижение дебита нефти Этап соответствие критериям проведения ГТМ; 1 • Снижение продуктивности скважин при Этап • Оценка необходимости интенсификации; стабильном Рпл 2 • Положительный скин-эффект по • Анализ опыта проведенных ГРП/КГРП на объекте; • Сопоставление с геолого-физическими и результатам ГДИ Этап гидродинамическими условиями успешных 3 скважино-операций; • Низкий коэффициент работающей • Оценка возможных рисков; толщины по результатам Этап • Выбор технологии; потокометрических исследований 4 • Низкий темп выработки запасов Этап • Планирование объема работ; 5 • Удовлетворительное техническое • Прогнозирование эффективности; состояние Этап • Оценка прогнозного дебита на ГГДМ 6 57

Всегда в движении! Пример перевода технологии проппантного ГРП на карбонатном коллекторе в промышленное применение (Батырбайское месторождение. Асюльская площадь. Объект В 3 В 4. Опыт проведения КГРП/ГРП) ОПР по технологии проппантного ГРП на карбонатном типе Объект разрабатывается с 1966 года. коллектора в рамках «комплексного проекта повышения В 2014 году средний дебит нефти - 3, 3 т/сут нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи башкирской залежи Павловского месторождения КГРП (Бел. НИПИнефть)» 2013 г. ГРП За период 2007 -2014 гг. проведено 7 КГРП со среднегодовым приростом дебита нефти 5, 9 т/сут. Прирост на 1 м эффективной толщины от КГРП составляет 1, 2 т/сут. Отмечается высокий темп падения дебита нефти. Проппантный ГРП Эффективность технологии ГРП/КГРП на объекте В 3 В 4 Батырбайского месторождения В 2014 году технология проппантного ГРП тиражирована на объект В 3 В 4. Средний прирост составил 9, 3 т/сут. Удельный прирост на 1 м эффективной толщины составил 2, 1 т/сут - Удельный прирост дебита нефти от проппантного ГРП в два раза выше, чем от КГРП по стандартной технологии; - В адресной программе ГТМ 2015 г. запланировано 9 скв/операций с приростом 8, 0 т/сут 58 Карта проницаемости, м. Д

Всегда в движении! Мониторинг ориентации создаваемых трещин ГРП АВАК (ПИТЦ-Геофизика) Кросс-дипольный акустический Наземная микросейсмика Скв. 107 (Фм) Маговского месторождения. каротаж (Wetherford) Скв. 415 (Мл) Казаковского месторождения. Исследования выполнены на 4 скважинах, из них: до ГРП – на 1 скв; до и после ГРП – на скв. 312 Исследования выполнены на – анизотропия, связанная с Софьинского месторождения. скважинах № 221 Шершневского, трещиной ГРП № 177 Чашкинского, № 108 и 114 Определен азимут развития – анизотропия, не связанная с трещины ГРП на скважине 309 Маговского месторождений. трещиной ГРП Чайкинского месторождения Определены азимуты развития трещин ГРП на 2 скважинах Исследования выполнены на 56 скважинах, из них: Выводы : до ГРП – на 94 скв; - низкая достоверность результатов применения поверхностной до и после ГРП – на 46 скв. микросейсмики Выполнен ориентированный ВАК на - необходимость анализа данных кросс-дипольного акустического каротажа; 51 скважине. - необходимость расширения перечня применяемых методов (скважинные наклономеры и микросейсмика) - необходимость формирования целевых программ определения полей 59

Всегда в движении! Этапы внедрения новых технологий 2. Анализ эффективности 1. Мониторинг стандартных 3. Стратегическая разработки технологий ПНП программа ОПР месторождений 10. Рекомендации по оптимизации технологии, 4. Обоснование рекомендации по выбора объектов промышленному проведения ОПР внедрению 5. Предложения по 9. Анализ полученных новым технологиям в результатов годовую программу ОПР 6. Лабораторные 8. Проведение ГТМ исследования 7. Исследования реагентов реагентов с использованием керна

Всегда в движении! Пример проведения опытно-промышленных работ: радиальное бурение в терригенном коллекторе. Уньвинское месторождение. Объект Бб. Объект разрабатывается с 279 130 1982 года. В 2014 году средний дебит нефти – 20, 4 т/сут. Скв 279 РБ 2015 г Скв 130 РБ 2015 г Режим до ГТМ Режим после ГТМ Кол- +8, 9 т/сут +9, 7 т/сут Прирост во Кол-во Объем, Скв Qж, Qн, Qж, Qн, Тип КС %в qн, т/сут кана уровней м 3/сут т/сут м 3/сут т/сут лов 279 16, 5 13, 4 2 27, 5 22, 3 3 8, 9 4 4 КСПЭО-3 Т 17 Скв 340 РБ 2008 г 130 1, 7 1, 3 3 14, 0 11, 0 8 9, 7 4 2 КСПЭО-3 Т 20 +22 т/сут Цель технологии: восстановление продуктивности скважины, вовлечение запасов из недренируемых пропластков. Технические ограничения: отклонение ствола скважины в интервале радиального бурения от вертикали не более 60 0, проходимость в ЭК шаблона диаметром 120 мм Потенциал применения: скважины снизившие продуктивность в связи с кольматацией ПЗП, с высокими рисками проведения ГРП в связи с прорывом воды. РБ 2015 г +8, 9 т/сут +9, 7 т/сут В 2015 г. выполнено 2 РБ в терригенном коллекторе со среднегодовым приростом дебита нефти 9, 1 т/сут. Необходимо увеличение опыта данного вида работ с целью дальнейшего развития технологии.

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

Всегда в движении! Мониторинг разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ- ПЕРМЬ» . Организация работ и текущая ситуация. Авторский надзор за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» , 2006 г. Объекты «Авторского надзора…» - 8 месторождений (≈9, 5 % охват месторождений) Мониторинг разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» , 2014 г. Объекты «Мониторинга разработки…» - 104 месторождения (100% охват месторождений) 63