Самаранефтегаз провела рекордную для Волго-Уральского региона операцию по большеобъемному гидроразрыву пласта (ГРП). Об этом сообщает 7 июля 2017 г Роснефть. Е диноразово в пласт было закачано 150 т проппанта, что позволило обеспечить высокий дебит скважины – более 90 т/сутки нефти и более 20 тыс м3/сутки газа! Для любознательных напомним, что пропант ( проппант) — это мелкие шарики — гранулы, используемые для расклинивания с целью повышения эффективности отдачи скважин при применении технологии ГРП. ГРП был выполнен на скважине №109 Кулешовского месторождения. Операция проводилась в пластах на глубине залегания 3,6 тыс м. Массу проппанта специалисты Самаранефтегаза увеличили для достижения максимальной эффективности скважины. По существующей практике, средняя масса закачки проппанта составляет 22 т/1 операция ГРП. Расчеты увеличения массы были сделаны с учетом вскрытой нефтенасыщенной толщи пластов. Для выполнения операции были задействованы дополнительные насосы высокого давления и емкости технической воды, что обеспечивало высокий темп закачки 4,5 м3/мин при повышении давления до 780 атм. Поэтому особое внимание во время работы уделялось технике безопасности. Качественная подготовка скважинного оборудования, точный расчет, правильная организация работ по спуску оборудования ГРП в скважину обеспечили успешное проведение нестандартной операции и высокий дебит скважины. Исследования показывают, что и спользование БГРП приводит к существенному по вышению коэффициента извлечения нефти (КИН) по опытному участку за счет увеличения области охвата, те коэффициента охвата пласта воздействием. Определяющими условиями применения БГРП являются участки с неравномерным распределением остаточной нефти, наличие пропластков с высокой остаточной нефтенасыщенностью, множество тупиковых зон, линз и полулинз, на некотором удалении от ствола скважины и не вовлеченые в разработку. При закачке больших объемов проппанта создаются довольно длинные трещины разрыва, достигающие длинны 120-200м, которые охватывают дренированием межскважинное пространство пласта, слабо участвующее в разработке. Проведение опытно-промышленных работ по Б ГРП в ряде случаев показывает высокую среднюю эффективность по приросту дебита нефти, удельная технологическая эффективность составила 10,8 т/сутки. Экономические расчеты показывают, что гидроразрыв с закачкой, к примеру, 200 т проппанта будет рентабельным при минимальном приросте дебита нефти в 9,8 т/сутки. Большеобъемный ГРП может рассматриваться как аль тернатива дорогостоящему бурению боковых стволов. Самые богатые нефтью месторождения в Самарской области это Мухановское, Дмитриевское и Кулешовское. Глубина залегания залежей достигает 3000 м. Поэтому применение ГРП — необходимость. Кулешовское нефтяное месторождение располагается на территории Нефтегорского района Самарской области, в 15 км к северу от г Нефтегорска. Открытое 1959 г, разрабатывается с 1960 г. Относится к классу крупных, но уже на завершающей стадии эксплуатации. Для продолжения эксплуатации требуется доразведка. Площадь месторождения составляет 74,06 км2. Месторождение приурочено к локальным поднятиям (Кулешовское, Корнеевское, Благодаровское, Бобрыкинское) Кулешовского вала, осложняющего западный борт Бузулукской впадины. Кулешовское месторождение характеризуется сложными условиями залегания нефтяных залежей, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов. Геологический разрез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, перми и четвертичными образованиями. Выявлено 16 нефтяных залежей в терригенных и карбонатных отложениях карбона, терригенных породах верхнего и среднего девона. 2 газонефтяные залежи открыты в кунгурском ярусе (нижняя пермь) и приурочены к пелитоморфным и микрозернистым доломитам с примесью глинистого материала. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 34 м, пористость 4-25 %, проницаемость 0,025 мкм2. Этаж газоносности 17 м. Залежи нефти с газовой шапкой пластовые сводовые. Залежь нефти в гжельском ярусе связана с органогенно-обломочными известняками. Эффективная толщина до 10 м, пористость 15%, проницаемость 0,015 мкм2. В верейском горизонте нефтеносны песчаники, переслаивающиеся с алевролитами. Эффективная толщина 0-30 м, пористость 11-26%,проницаемость 0,172 мкм2. Наибольшей пористостью и проницаемостью характеризуются отложения бобриковского горизонта, наименьшей — карбонатные породы нижней перми. Глубины залегания продуктивных горизонтов от 600 до 3640м. Физико-химические свойства нефтb месторождения изменяются вверх по разрезу. Наиболее легкие малосернистые нефти характерны для девонских отложений: плотность 0,792-0,794 г/см3, содержание серы 0,21 — 0,37 %, парафина 4,9 — 5,6 %. Самаранефтегаз — дочка Роснефти, которая ведет активную работу на 166 лицензионных участках недр, которые расположены в Самарской и Оренбургской областях. За последние 3 года компания пополнила копилку 14 новыми лицензионными участками. Накопленная добыча нефти с начала деятельности предприятия в 1936 г составила более 1,2 млрд т. Обсудить на Форуме
