One of the strategic targets in Yamal autonomous district, the Turonian siltstone formation, lies above the Cenomanian formation and is separated by a massive argillite barrier. Successful stimulation experience in vertical wells in the North-Kharampurskoe field during 2008 to 2010 encouraged the operator planning the next step of field exploration to consider horizontal well completions using multistage stimulation. The paper will describe pilot campaign in details. The Yamal Turonian formation was formed in a coastal marine environment with slow deposition rates and is composed primarily of siltstone. The major challenges of the Turonian formation are low permeability (∼0.5 md) and extremely high clay content—chlorite, kaolinite, illite, and mixed-layer illite-montmorillonite. The low temperature of the Turonian formation (below 80°F) also presents a significant challenge for gas production. An operator must produce at minimum drawdown to avoid hydrates creation. The shallow reservoir depth (∼ 3,000 ft) restricts recovering potential energy stored inside of the formation (initial reservoir pressure of about 1600 psi); therefore, hydraulic fracturing is a must for economic development of the Turonian formation. Selecting the correct fracturing fluid required extensive laboratory tests for compatibility and rheology adjustments. Thorough optimization of the fracturing fluid with clay stabilizer was applied during the course of this project. Additional challenges included proppant flowback tendency and inefficiency of conventional methods (resin-coated proppant) at such low temperatures. The project began by stimulating a vertical well that was used as a reference for the fracture horizontal well that was stimulated in three stages. Coring and a full logging suite were performed on the reference well, including acoustic measurements, post-frac, to obtain fracture height growth. It was shown that fracture is vertical at such depth and that it covers the whole interval without vertical growth into argillaceous barriers. Bottom hole gauges were used to complete the precise mechanical modeling of the stimulated reference well. Evaluation of the mechanical and properties were completed using E&P software platform-based simulator to optimize the multistage fracturing design in the horizontal well. This paper includes a detailed sequence of the operations performed and explains conclusions made concerning fracture geometry. The lessons learned during the assessment campaign are described. This stimulation project performed in the North-Kharampurskoe field is fundamental in development of the field and serves as important step toward unlocking the gas potential of other Turonian siltstones.

Авторское право 2015 г., Общество инженеров нефтегазовой промышленности Этот доклад был подготовлен для презентации на Российской нефтегазовой технической конференции SPE, 26 -28 октября, 2015, 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. РезюмеТуронский газоносный пласт, один из основных стратегических ресурсов в Ямало-Ненецком округе, залегает над Сеноманским песчаником и отделен мощной толщей аргиллитов. Успешная кампания по гидроразрыву пласта в вертикальных скважинах Северо-Харампурского месторождения в 2008 и 2010 годах стала предпосылкой для следующего шага недропользователей в изучении перспектив разработки залежи. Статья содержит детальное описание проекта МГРП.Туронская залежь Северо-Харампурского месторождения представляет собой алевритистый песчаник. Основными трудностями эксплуатации объекта являются низкая проницаемость (~0.5 мД) и высокое содержание глинистых фракций -хлорита, каолинита, иллита и монтмориллонита. Низкая пластовая температура (менее 27°С) представляет вызов для разработки из-за риска формирования газовых гидратов. Небольшая глубина залегания (менее 1 км) в свою очередь ограничивает потенциальное энергию на подъем углеводородов (пластовое давление порядка 110 атм). Таким образом, гидроразрыв пласта является единственным способом рентабельной эксплуатации объекта. Была проведена оптимизация жидкости ГРП по стабилизации пластовых глин. Дополнительные сложности, заключались в тенденции к выносу пропанта из трещины и температурным ограничениям традиционных пропантов со смоляным покрытием (RCP).Кампания началась с гидроразрыва вертикальной скважины, спроектированной в качестве опорной исследовательской скважины для последующего трех-стадийного ГРП в горизонтальной скважине. Исследовательская скважина обеспечила максимальную полноту информации -в ней были проведены отбор керна и расширенный комплекс каротажных исследований, включающих запись широкополосной акустики позволивший определить границы вертикального роста трещины. Так, было показано, что трещина ГРП распространяется вертикально и вскрывает всю толщу туронской залежи. При этом отсутствует вертикальный рост в покрышки аргиллитов сверху и снизу газоносного пласта. Датчики забойного давления были использованы при ГРП для более точного моделирования геометрии т...

Oilfields of Rosneft-Stavropolneftegaz have basic distinctions, such as high reservoir temperatures, up to 1600C, and low depths, down to 3,500m, and old casing strings, where cement sheath is often absent, which require application of special technologies and compounds to be efficient for these conditions. In prior years all remedial cementing in Rosneft-Stavropolneftegaz, irrespectively of water trouble sources, were executed with cement slurry only. We have selected technologies and compiled application matrices for elimination of behind-the-casing flow (reverse cementing) and flow string leaks (flow string leak repair) in high temperature environment. In 2008-2009 the laboratory and pilot testing of technologies was performed, and new process was tested during water inflows elimination in the wells with high injection capacity. The risks are determined for planning and execution of remedial cementing, and the ways of finding solutions are offered. In general the total success of remedial cementing in 2009 in Rosneft-Stavropolneftegaz amounted to 70%, which twice exceeds this index for the year 2008. The average growth of flow rate for 11 wells amounted to 24 tones/day. It was possible owing to: Correct selection of candidate wells;Opportunity to select various plugging materials for specific task, i.e. using materials other than cement slurry;Selection of optimal flow charts for cementing process execution. The successfully tested technologies are potentially applicable within the Company in 130 wells in the fields of Rosneft- Stavropolneftegaz, Grozneftegaz and Dagneft.

No abstract