РуссНефть в ходе испытаний отложений баженовской свиты получила дебит нефти около 100 т/сутки на Средне-Шапшинском месторождении.
Об этом 4 августа 2017 г сообщает компания.
При испытании скважины был выполнен «гибридный» гидроразрыв пласта (ГРП) с использованием технологии slickwater.
В результате был получен устойчивый фонтанирующий приток нефти.
РуссНефть запустила пилотный проект по строительству скважин на Средне-Шапшинском месторождении для изучения Баженовской свиты в марте 2017 г.
В 2017 г компания намерена пробурить на месторождении 16 новых скважин на 3х кустовых площадках.
Продуктивность отложений свиты напрямую связана с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которое, если по простому, обусловлено отсутствием первичной миграции углеводородов в традиционные пласты-коллекторы.
А вообще, АВДТ - давление, действующее на содержащиеся в поровом пространстве породы флюиды (воду, нефть, газ), величина котороговыше нормального (гидростатического), обычно приравненному к давлению столба пресной воды плотностью 103 кг/м3, по высоте равного глубине пласта в точке замера.
Компания планирует продолжить бурение скважин на бажен.
Ресурсы баженовской свиты на Средне-Шапшинском месторождении оцениваются в 40 млн т.
Запасы баженовской свиты относятся к категории нетрадиционных и залегают на глубине до 3 тыс м.
В течение 5 лет компания намерена вовлечь в промышленную разработку около 50 млн т трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ).
Средне-Шапшинская группа месторождений расположена на юге крупнейшего Приобского нефятного месторождения в Ханты - Мансийском автономном округе (ХМАО).
Лицензия на разработку достаточно небольших Средне-Шапшинского и Верхне - Шапшинского участков недр принадлежит дочке РуссНефти - Аки-Отыр.
Компания М.Гуцериева приобрела право на разработку этих активов в 2014 г, поглотив Ханты-Мансийскую нефтяную компанию и Назымскую нефтегазоразведочную экспедицию, взяв на себя убытки 678 млн руб и 245 млн руб, соответственно.
Дело того стоило, извлекаемые запасы участков недр оценивались в 100 млн т.
ГРП является хорошо моделируемой технологией, при которой после бурения в пласт закачивается жидкость под высоким давлением, разрушая горные породы сланца для выпуска нефти и газа.
Вязкоупругие буровые флюиды и флюиды для воздействия на пласт могут быть на водной или масляной основе.
Упругость в данном случае - это мгновенная деформация материала на приложенное напряжение, и мгновенное возвращение материала в недеформированное равновесное состояние после прекращения воздействия.
Вязкость - непрерывная деформация метриала, возникающую от приложенного напряжения,даже после прекращения воздействия.
Базовые буровые флюиды и флюиды для воздействия на пласт для ГРП могут быть различными, включая воду и добавки: пену, масло и кислоту, которые способствует снижению потерь на трение проппанта о стенки скважины.
Наиболее распространенной жидкостью для ГРП при добыче сланцевого газа является «скользкая вода» (slickwater), где почти 99,5% составляют вода и песок, а остальное – ряд химических добавок, понижающих трение.
Нефтяники часто используют такие технологии с использованием Slick Water и гибридый ГРП.
Обе технологи хорошо зарекомендовали себя при добыче сланцевой нефти.
Главное их отличие от обычного ГРП заключается в выполнении высокоскоростной закачки жидкости в пласт, что позволяет создавать вместо одной трещины на каждой стадии гидроразрыва сеть трещин и существенно расширить стимулируемый объем пласта.
Гибридный ГРП – технология проведения ГРП, которая подразумевает использование комбинаций технологических жидкостей с различными свойствами для обеспечения наибольшей эффективности закачки.
В данном случае на начальной стадии использовалась обычная пластовая вода с понизителем трения, затем с целью наиболее эффективного закрепления трещин применялись вязкие гелирующие системы.
