главная / банк технологий / методы увеличения нефтеотдачи ...

Новые технологии повышения нефтеотдачи пластов, получившие развитие на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ»


Основной особенностью разработки нефтяных месторождений ОАО "ЛУКОЙЛ", характерной и для месторождений остальных нефтяных компаний России, является то, что выработка запасов, приходящихся на единичную скважину (удельные запасы), происходит неравномерно, вытеснение нефти по пласту - коллектору не подчиняется радиальным законам и в области, ограниченной радиусом контура питания (половина расстояния сетки скважин), формируются значительные запасы, не подвергающиеся дренированию, то есть так называемые тупиковые и застойные зоны. За счёт вовлечения в разработку этих запасов можно значительно увеличить объемы добычи нефти и конечный коэффициент нефтеизвлечения.
 
В практике повышения эффективности разработки нефтяных месторождений существует множество способов вовлечения в разработку недренируемых запасов, таких как форсированный отбор, дострелы и перестрелы, смена фильтрационных токов и т.д. В то же время, несмотря на большой арсенал подобных методов, результаты оценочного бурения, бурения скважин-дублеров, боковых горизонтальных стволов указывают на низкую эффективность этих методов.
 
За последние 5-10 лет благодаря созданию новых типов оборудования, техники и инструмента, широкое распространение получили такие методы вовлечения в разработку остаточных запасов, как технологии бурения боковых стволов. Правильный выбор местоположения забоя бокового ствола в месте концентрации остаточных запасов, обоснованного моделированием на постоянно действующих геолого-гидродинамических моделях месторождений (ПДГГММ), позволило получить значительные приросты дебитов из этих скважин, часто намного превышающих дебиты, получаемых из новых скважин.
 
Сдерживающим фактором масштабного применения технологии бурения боковых стволов из старого эксплуатационного фонда является высокая стоимость этих работ, сопоставимая со стоимостью бурения новой скважины. Производной этой технологии является новая технология бурения радиальных стволов малого диаметра из старого эксплуатационного фонда - технология "РадТех".
 
Рисунок 1 - Схема возможных направлений радиальных стволов
Принципиальное отличие технологии "РадТех" от технологии бурения боковых стволов заключается в следующем: 
  • используется колтюбинговая установка с гибкой трубой диаметром 30 мм;
  • бурится боковой горизонтальный ствол длиной до 100 м;
  • количество боковых стволов не ограничено, в одной радиальной плоскости возможно расположение до 4 стволов;
  • боковые горизонтальные стволы не обсаживаются.
Технология бурения боковых стволов малого диаметра заключается в следующих технологических операциях.
1. Стандартная подготовка существующей эксплуатационной скважины к бурению бокового ствола - шаблонирование и скреперование эксплуатационной колонны, установка, при необходимости, отсекающего моста.
2. Спуск на НКТ башмака-отклонителя, привязка и установка башмака-отклонителя в месте предполагаемой "зарезки".
3. Спуск на гибкой трубе фрезы.
4. Вырезание "окна" в эксплуатационной колонне.
5. Спуск гидромониторной насадки на гибкой трубе и бурение бокового горизонтального ствола.
6. При необходимости, переориентация башмака-отклонителя на 90 градусов и бурение следующего бокового горизонтального ствола (до 4х в одной плоскости).
7. При необходимости, подъем башмака-отклонителя и повторение процедур 3-6.
Операция 7 - не ограничена по количеству повторов.
Схематично бурение по технологии "РадТех" показано на рисунках 1 и 2.
 
Рисунок 2 - Схема радиального бурения
 
Рисунок 3 - Установка с гибкой трубой 
 
Таким образом, технология "РадТех" позволяет повысить коэффициент совершенства скважины, снизить скин-фактор за счет повторного вскрытия пласта и вовлечь в разработку остаточные запасы, сосредоточенные в удаленной от старого ствола скважины части пласта.
 
Реализация проекта бурения боковых стволов малого диаметра началась с изучения результатов, полученных на месторождениях ОАО "Татнефть". К этому времени на месторождениях Татарстана по данной технологии были пробурены боковые радиальные стволы на более чем 40 скважинах. Полученные результаты, 1,5-2 т/сут прироста дебитов по карбонатным коллекторам и отсутствие практического эффекта по терригенным коллекторам, потребовали более ответственного подхода к выбору объекта воздействия. Для определения технических возможностей при реализации проекта, группа специалистов ОАО "ЛУКОЙЛ" выехала в Казахстан, где в этот период проводились опытно-промысловые работы по технологии "РадТех".
 
На основании полученных результатов и знаний Компанией было принято решение по реализации проекта опытно-промысловых испытаний на месторождениях ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь". Для его реализации были подобраны скважины на следующих месторождениях
 
Таблица 1 - Критерии подбора скважин для проведения радиального бурения
 
№ п.п.
Месторождение
№ скв
Пласт
Глубина залегания
Тип коллектора
Текущая категория скв.
Эфф. н/нас. толщина, м
Пористость,доли
Выработка НИЗ,%
Обводнен,%
 
 
1
Кудрявцевское
10
Тл-Бб
1250-1290
терриген.
доб.действ.
4,5
0,16-0,21
38
85
 
2
Аптугайское
19
ясн+С1t
1560
карбон.
доб.действ.
14.8 по С1t
0,11
63,3
35
 
3
Павловское
2152
Т
1530
карбон.
доб.действ.
17,3
0,1
23,5
35
 
4
Павловское
902
C1t
1530
карбон.
доб.действ.
6,6
0,1
23,6
35
 
5
Казаковское
301
Тл2б
1550
терриген.
доб.действ.
10
0,19
70
20
 
6
Озерное
37
Фм
1800
карбон.
доб.действ.
6,4
0,11
23,9
5,9
 
7
Озерное
51
Фм
1800
карбон.
доб.действ.
13,2
0,11
23,9
5,9
 
8
Маговское
16
Фм
2100
карбон.
доб.действ.
25,4
0,1
0,92
3
 
9
Уньвинское
331
Ясн
2186
терриген.
нагн. дейст
7
0,17
65
15
 
9
Уньвинское
331
Ясн
2186
терриген.
нагн. дейст
7
0,17
65
15
 
10
Уньвинское
118
Ясн
2186
терриген.
нагн. дейст
15,6
0,17
65
15
 
 
Стратиграфически все эти месторождения приурочены к девонским и каменно-угольным отложениям и по типу коллектора относятся к терригенным и карбонатным отложениям. Выбранные скважины относятся к категории действующих и характеризуются средними показателями для данной группы скважин (табл. 2).
 
Таблица 2 - Основные характеристики выбранных скважин
 
Пористость,доли
Выработка НИЗ,%
Обводнен,%
 
 
0,16-0,21
38
85
 
0,11
63,3
35
 
0,1
23,5
35
 
0,1
23,6
35
 
0,19
70
20
 
0,11
23,9
5,9
 
0,11
23,9
5,9
 
0,1
0,92
3
 
0,17
65
15
 
0,17
65
15
 
0,17
65
15
 
 
Оценка потенциала скважин была произведена моделированием на геолого-гидродинамических моделях выбранных месторождений.
 
После технико-экономической оценки степени риска проекта была реализована программа опытно-промысловых работ согласно выбранному перечню скважин. При реализации программы опытно-промысловых работ по радиальному бурению возникали определенные трудности, связанные с отказами оборудования, что привело к частичному невыполнению объема запланированных работ, таких, как невыполнение запроектированного количества боковых стволов - на 3 скважинах, неполная проходка проектной длины бокового ствола (100 м) - на 7 скважинах.
 
Таблица 3. Эффективность проведенных геолого-технических мероприятий на скважинах ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь"
 
 
Кол-во скважин
Прирост дебита по нефти на 1 скв.,    т/сут.
Срок действия технологического эффекта,              мес.
Дополнительная добыча, тыс.т
Чистый доход (убыток), тыс.руб.
Чистый дисконтированный доход,       тыс.руб.
Простой срок окупаемости,         мес.
Дисконтированный срок окупаемости,
мес.
Внутренняя норма рентабельности,
%
Итого по мероприятию
8
9,5
12
11,6 
7 853,7 
5 961,8 
6,0
6,4
48,7%
 
Как видно из приведенных данных, по всем скважинам, кроме Кудрявцевской №10, получены положительные результаты. Полученные приросты дебитов варьируются от 5 до 40 т/сут. Дальнейшее наблюдение за работой скважин позволило сделать выводы об эффективности работ по технологии "РадТех" для скважин с карбонатными коллекторами, прирост дебита по которым был стабилен, а по некоторым скважинам отмечался рост дебита во времени в течение первого полугодия эксплуатации. Неполучение эффекта по скважинам с терригенными коллекторами по предварительным данным объясняется глинизацией и кольматированием бокового ствола из-за наличия глинистого цемента в структуре породы-коллектора при бурении, с использованием в качестве промывочной жидкости пресной воды. Полученные результаты позволили рекомендовать продолжение работ по технологии "РадТех" в Пермском регионе деятельности Компании по карбонатным коллекторам. Касательно терригенных коллекторов принято решение произвести дополнительные исследования на керновом материале с целью подбора оптимальных жидкостей первичного вскрытия пласта.
 
Экономическая оценка проекта произведена на базе представленных фактических показателей работы скважин до и после проведения работ, затрат на проведение работ, условно-переменных расходов и цены реализации нефти. Выполнены расчеты эффективности каждого отдельного ГТМ по скважине с разбивкой периода оценки на интервалы, равные месяцу. Расчет дополнительной добычи от проведенного ГТМ проводился исходя из начального прироста дебита нефти по каждой отдельной скважине, количества дней работы скважины в первом месяце после проведения ГТМ, коэффициента эксплуатации - 0,95 и коэффициента линейной функции падения добычи нефти. При этом коэффициент линейной зависимости падения добычи рассчитывался с помощью подбора параметра при условии действия технологического эффекта в течение года, т.е. дополнительный дебит нефти к концу периода оценки приравнивался к нулю. Результаты расчетов эффективности ГТМ по радиальному бурению представлены в табл. 3. В качестве экономических критериев эффективности проведения мероприятий были выбраны:
·         чистый дисконтированный доход (ЧДД);
·         внутренняя норма доходности;
·         срок окупаемости с учетом дисконтирования.
 
В комплексе по всем проведенным ГТМ на скважинах радиальное бурение зарекомендовало себя как эффективная технология повышения нефтеотдачи. Чистый доход от проведения ГТМ оценивается в 7,8 млн руб., чистый дисконтированный доход при ставке 15% составил 5,9 млн руб., простой срок окупаемости - 6,0 месяцев, срок окупаемости затрат с учетом дисконтирования - 6,4 мес. Внутренняя норма рентабельности - 48,7%.
 
 
Учитывая широкую географию деятельности Компании, специалистами ОАО "ЛУКОЙЛ" рассмотрен вопрос ротации технологии бурения боковых стволов малого диаметра в других регионах, в частности, в регионе Коми, где имеются перспективные участки месторождений с карбонатными коллекторами. Наибольший интерес представляет Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения, где помимо высокой этажности карбонатных коллекторов нефть, насыщающая эти коллектора, имеет высокую вязкость - 710 мпа*сек. Скважины этого месторождения эксплуатируются в циклическом режиме: 1-й цикл - нагнетание теплоносителя (пар), 2-й цикл - отбор разогретой жидкости. Проект "РадТех" позволит увеличить площадь прогрева заколонной зоны, что предположительно позволит кратно увеличить отборы нефти.
 
Рисунок 6 - Две параллельные скважины
 
Проведенные опытно-промысловые работы позволили выявить недостатки технологии бурения боковых стволов "Рад-Тех" на данном этапе:
1) малый диаметр (до 30 мм) бокового ствола, что не предусматривает использования обсадной колонны;
2) ограничение по длине бокового ствола - до 100 м;
3) отсутствие ориентирования процесса проводки бокового ствола;
4) использование пресной воды не перспективно для терригенных коллекторов;
5) имеющиеся установки для бурения ограничены по глубине применения длиной гибкой трубы - 2000 м.
Перечисленные недостатки были обсуждены с фирмой "РадТех" и, кроме гибкой трубы используемого диаметра, будут учтены при изготовлении новой установки для нужд ОАО "ЛУКОЙЛ".
В процессе опытно-промысловых работ по Пермскому региону деятельности Компании были обозначены перечисленные ниже перспективы использовании технологии бурения боковых стволов малого диаметра.
1. Возможность проведения локального направленного гидроразрыва пласта с целью вовлечения в разработку: недренируемых запасов; запасов в пластах с подошвенной водой; запасов, сосредоточенных в пластах с выше и ниже лежащими водоносными пластами с перемычками малой мощности. С этой целью предполагается бурение параллельных стволов по технологии "РадТех" в направлении предполагаемого сосредоточения запасов, тем самым предполагается создание зон преднарушения и гарантированное получение трещины гидроразрыва в необходимом направлении.
2. Возможность вовлечения в разработку месторождений с высоковязкими нефтями.
Расчет возможности получения направленной трещины гидроразрыва иллюстрируется на рисунках 6, 7, 8, 9,10 и 11.
                                                                                                                                                          
 
 

            

Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015