Oil fields in Western Siberia, Russia are well-known for their diversity in size, formations, permeability and accessibility. Target of our research will be the set of oil fields around city of Kogalym. Paper will describe in details trial campaign with innovative stimulation technique and it's positive effect on operational reliability and wells productivity. Main challenges of the Jurassic formations are low permeability and high heterogeneity. Hydraulic fracturing is required for economic wells exploitation. Historically, hydraulic fracturing in Kogalym oil fields was developing towards aggressive designs with cleaner fractures, although increased risk of premature screenouts is encountered with such approach. To further improve efficiency and economics of stimulation treatments, a logical step in conductivity enhancement was made implementing channel fracturing technique. Channel fracturing allows for heterogeneous proppant placement leaving open channels inside proppant pack. Thus, conductivity of the system increases significantly. Channels also help to better clean out fracture from fluids and polymers increasing an effective fracture half-length, which is important in low-permeability formations. Another important advantage of the new technique is minimized risk of screenouts. First step in implementing channel fracturing to Kogalym fields was made in 7 newly drilled wells showing productivity increase of up to 30% when compared to conventional fracturing. Best production results were obtained from Jurassic formations of Vatieganskoe and Tavlinsko-Russkinskoe oil fields. The paper contains detailed description of channel fracturing technique implementation to upper Jurassic formations of several oil fields. Comprehensive analysis of pilot campaign and wells productivity together with lessons learned description allow extending channel fracturing implementation to other oil fields with similar geological challenges.

No abstract

Авторское право 2014 г., Общество инженеров нефтегазовой промышленности Этот доклад был подготовлен для презентации на Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE по разведке и добыче, 14 -16 октября, 2014, Москва, Россия.Данный доклад был выбран для проведения презентации Программным комитетом SPE по результатам экспертизы информации, содержащейся в представленном авторами реферате. Экспертиза содержания доклада Обществом инженеров нефтегазовой промышленности не выполнялась, и внесение исправлений и изменений является обязанностью авторов. Материал в том виде, в котором он представлен, не обязательно отражает точку зрения SPE, его должностных лиц или участников. Электронное копирование, распространение или хранение любой части данного доклада без предварительного письменного согласия SPE запрещается. Разрешение на воспроизведение в печатном виде распространяется только на реферат объемом не более 300 слов; при этом копировать иллюстрации не разрешается. Реферат должен содержать явно выраженную ссылку на авторское право SPE. РезюмеПовсеместное внедрение технологий многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в России, помимо ожидаемых, приносит и незапланированные результаты. Кроме безусловного увеличения дебитов и прироста извлекаемых запасов, данная технология несет в себе и такую опасную тенденцию, как преждевременное обводнение скважин. Происходит это по ряду причин, среди которых, пожалуй, одно из основных мест занимает прорыв в водоносные горизонты при проведении самого гидроразрыва пласта (ГРП) одного или нескольких интервалов.Компанией-оператором была поставлена задача, провести водоизоляционные работы в горизонтальной скважине (ГС), законченной 8-стадийной компоновкой МГРП с расфрезерованными посадочными седлами. Для уточнения причин обводнения и локализации интервалов его поступления были проведены геофизические исследования скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ). В результате было выявлено, что в скважине при общем дебите жидкости более 500 м3/сут (данные, полученные при освоении) и 95% обводненности порт № 6 дает 68% от общего дебита, а остальные 7 портов работают с незначительными дебитами либо ниже уровня пороговой записи прибора.В данной статье подробно рассматриваются этапы планирования, решения сложных и нетиповых технических и практических задач, оценка нетиповых рисков и методы их снижения, этапы выполнения работы и вариативности действий в различных ситуациях, возникающих в процессе работы по водоизоляции, а также опыт, полученный в результате успешного выполнения данной операции. ВведениеЮжно-Выинтойское нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Месторождение было открыто в 1990 году, в 1997 году начата его разработка. По величине запасов Южно-Выинтойское месторождение относится к средним, по строению -к сложным.Основными проблемами разработки Южно-Выинтойского месторождения являются(1):слабая степень изученности объектов месторождения; клиноформное строение основного горизонта БВ, а также нер...

The widespread application of multi-stage fracturing technology in Russia is already known not only due to increase of production rates and increase of recoverable reserves but also due to premature water flooding of some intervals. Several reasons could lead to that result, while, perhaps, the main one is a breakthrough in the aquifers in the process of the fracturing.Objective of the job given by the client was to isolate water producing interval in a horizontal well completed with 8-stage MSF completion. To determine position of water-flooded zone, coiled tubing production logging tool (PLT) was used. Based on CT logging data 6 th frac port of 8-stage MSF completion was found to be water flooded. Moreover, while total production rate of the well was equal to 500 m3/day (data was received during nitrogen lift while logging) with 95% WC, 68% of total production came from 6 th frac port.This article includes detailed study of planning process, complex and unambiguous decision-making aimed at technical and practical challenges, risk assessment and methods to reduce them, the stages of the work and planning in different situations that arise in the process of water shut-off and received lessons learned.

The widespread application of multi-stage fracturing technology in Russia is already known not only due to increase of production rates and increase of recoverable reserves but also due to premature water flooding of some intervals. Several reasons could lead to that result, while, perhaps, the main one is a breakthrough in the aquifers in the process of the fracturing.Objective of the job given by the client was to isolate water producing interval in a horizontal well completed with 8-stage MSF completion. To determine position of water-flooded zone, coiled tubing production logging tool (PLT) was used. Based on CT logging data 6 th frac port of 8-stage MSF completion was found to be water flooded. Moreover, while total production rate of the well was equal to 500 m3/day (data was received during nitrogen lift while logging) with 95% WC, 68% of total production came from 6 th frac port.This article includes detailed study of planning process, complex and unambiguous decision-making aimed at technical and practical challenges, risk assessment and methods to reduce them, the stages of the work and planning in different situations that arise in the process of water shut-off and received lessons learned.