Эффективность технологии анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера на объектах Салымской группы месторождений

       6

Гр. ЭДНбз-12/1 (К)
Шаргородский Виталий Петрович
Тема ВКР Эффективность технологии анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера на объектах Салымской группы месторождений


ВВЕДЕНИЕ
     
     Ц?елью ВКР явля?ется оценка технологической эффективности от внедрения АСП на объектах Салымской группы месторождений.
     Объектом исследования является процесс повышения нефтеотдачи за счет внедрения АСП на объектах Салымской группы месторождений. 
     Пр?едм?ет иссл?едования – т?ехника и технология АСП на объектах Салымской группы месторождений. 
     Технология АСП – метод повышения нефтеотдачи, в основе которого лежит идея закачки в пласт смеси, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера. Данный способ позволяет добыть нефть, остающуюся в пластах после использования традиционного метода заводнения. Это указывает на актуальность и востребованность данного исследования.
     Salym Petroleum Development с 2003 года ведет освоение Салымской группы нефтяных месторождений (суммарные извлекаемые запасы – 140 млн.т), которая расположена в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) и включает в себя Западно-Салымское, Верхне-Салымское и Ваделыпское месторождения. Салымский проект – крупнейший сухопутный инвестиционный проект с участием иностранного капитала в нефтедобывающей отрасли России. Годовая добыча СПД в 2011 году составила 8,4 млн.т.
     Салымский проект – это комплекс работ по доразведке и разработке Салымской группы нефтяных месторождений, расположенной в                   Ханты-Мансийском автономном округе (в 120 км к юго-западу от Сургута и в    30 км к западу от поселка Салым).
     Салымская группа месторождений включает Западно-Салымское, Верхнесалымское и Ваделыпское месторождения. Лицензиями на разработку всех 	



7
трех месторождений владеет компания «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.».
     Общая площадь лицензионных участков – 2141,4 км2. Извлекаемые запасы нефти категории С1+С2 по Салымской группе месторождений, утвержденные Государственной комиссией по запасам Российской Федерации, составляют      140 млн.т. 
     Успех пилотного проекта АСП позволит разрабатывать природные ресурсы максимально рационально. При создании определенных налоговых стимулов полномасштабное применение АСП станет экономически привлекательным способом увеличения нефтеотдачи, позволит продлить срок эксплуатации месторождений и нарастить добычу.
     Компания «Салым Петролеум Девелопмент» – совместное предприятие, созданное на паритетных началах концерном «Шелл» и ОАО НК «Эвихон» (дочернее подразделение компании «Сибирь Энерджи»). В настоящее время Салымский проект является крупнейшим сухопутным инвестиционным проектом международной нефтяной компании в России.
     Основны?е задачи ВКР: рассмотреть преимущество нового метода, оц?енив технологическую эфф?ективность от внедрения АСП на объектах Салымской группы месторождений   предложить использовать данную технологию не только на существующей инфраструктуре, а освоив ее,  начать тиражировать на других месторождениях региона.
     В ВКР поставл?енны?е задачи р?ешаются с использовани?ем т?еории разработки и эксплуатации н?ефтяных м?есторожд?ений, обобщ?ения р?езультатов промысловых иссл?едований и анализа работы сист?ем добычи н?ефти.
     
     
     
     
     
     
     
       8
1 АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
     
     1.1 Географическая характеристика
     
     Группа Салымских месторождений расположена в Ханты-Мансийском автономном округе (Западная Сибирь) в низменной болотистой местности, покрытой березовыми и хвойными лесами, с извилистыми реками. Несмотря на то, что эта территории находится в самом центре российской нефтяной индустрии, она удалена от промышленных центров и имеет слабо развитую инфраструктуру. Природные условия, удаленность, суровый климат, создают значительные трудности в плане транспорта и связи. Продуктивные пласты залегают на глубине 2200 м и состоят из песчаников мелового периода относительно однородной структуры. Проницаемость породы находится в пределах 10 – 300 мД, при этом большая часть геологических запасов нефти, которые составляют 2 млрд баррелей, находится в переходной зоне.
     Западно-Салымское месторождение – это нефтяное месторождение, которое расположено в Российской Федерации. Оно разместилось в Ханты-Мансийском автономном округе, в Тюменской области, в Нефтеюганском районе и относится к новым и очень перспективным месторождениям нефти в Западной Сибири. Всего в данном регионе Западной Сибири было открыто порядка 500 месторождений. Кроме того, данное нефтяное месторождение принадлежит Западно-Сибирской провинции, которая включает в себя всего пятнадцать нефтегазоносных областей. Ближайшие города к нефтяному месторождению – это город Сургут. Также недалеко от месторождения разместился поселок Салым. Разрабатывается данное месторождение компанией Салым Петролеум Девелопмент НВ. Это компания является совместным предприятием, которое 	



9
было организовано в 1996 году специально для освоения месторождений Салымской группы. Особенность Западно-Салымского нефтяного месторождения – это его удаленность от главных транспортных магистралей. Именно в этой удаленности и есть основная трудность при его разработке.
     Верхне-Салымское месторождение было открыто в 1966 году. Геологоразведочные работы на двух других территориях дали результат только через 20 лет: в 1987 году разведочная скважина вскрыла нефтеносный пласт на Западно-Салымском месторождении, а спустя два года было открыто и Ваделыпское месторождение. 
     В 1992 году лицензию на продолжение разведки и разработки месторождений получила нефтяная компания "Эвихон". Согласно условиям лицензии компания провела тендер на участие в проекте иностранных нефтедобывающих предприятий, который выиграл международный концерн Shell. В 1996 году компании создали на паритетной основе совместное предприятие «Салым Петролеум Девелопмент" для разработки Салымской группы месторождений. 
     Салымское нефтяное месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации. Входит в состав Салымского НГР Средне-Обской НГО            Западно-Сибирской НГП. Салымское месторождение было открыто в 1965 году скважиной № 1 «Главтюменьгеологии», в разработку введено в 1974 году. По отражающему горизонту «Б» размеры поднятия 15?30 км, амплитуда 150 м. Фундамент вскрыт в скважинами №№ 1, 49, 184 и представлен кварцевыми порфировыми и гранитовидными сланцами девонского возраста. Выше вскрыты отложения юры, мела, палеогена и четвертичного образования. Толщина последних – 40 м. Общая толщина осадочного чехла составляет 3100 – 3200 м.
     Фактический старт Салымского проекта состоялся в сентябре 2003 года, когда акционеры СПД приняли решение об освоении Салымских месторождений в рамках действующего налогового режима.
     
     10
     Ваделыпское месторождение было открыто в 1989 году. Ваделыпское месторождение по строению относится к категории очень сложных, по запасам – к средним. Площадь лицензионного участка составляет 433 км2. Начальные запасы нефти Ваделыпского нефтяного месторождения оценивались в 18 млн.т.
     Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.
     Оператором месторождение является нефтяная компания «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.», совместное предприятие концерна Royal Dutch Shell и российской компании Газпромнефть.


Риунок 1.1 – Карта Салымских месторождений
     
     1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
     
     Западно-Салымское месторождение было открыто сравнительно недавно, в 1987 году. Ранее нефтяное месторождение не разрабатывалось. 
       11
     Данное месторождение входит в состав Салымской группы, в числе которых еще Правдинское, Северное, Верхнее, Салымское и Владелыпское месторождения. Площадь лицензионного участка составляет порядка 755,5 км2. Общая же площадь месторождений Салымской группы составляет 2141,4 м2.
     Западно-Салымское месторождение активно разрабатывается с самого начала реализации проекта. Оно открыто в 1987 году и является самым крупным из трех; его лицензионная территория охватывает 756 км2. К началу 2009 года пробурено 300 скважин с 15 кустовых площадок. На Западно-Салымском месторождении располагаются совместно используемые объекты инфраструктуры, включая установку подготовки нефти и базовый лагерь.
     На Салымском месторождении пробурена первая в Западной Сибири горизонтальная скважина с длиной горизонтального ствола 376 м. Были показаны, во-первых, генетическая неоднородность  палеозойских и мезозойских нефтей на юге Западной Сибири и, во-вторых, генетические различия силурийских и девонских нефтей. Наличие двухгенетических типов нефтей в палеозойских отложениях предопределяет и наличие двух самостоятельных источников генерации нефтяных УВ, что значительно повышает, как считают H.H. Запивалов, Т.А. Ботнева, Р.Г. Панкина и другие, роль палеозойского нефтегазоносного комплекса.
     Выделение самостоятельного генетического типа нефтей в баженовской свите позволило выявить на ряде площадей их связь с вмещающими отложениями. Так, было установлено, что нефть из скважины 149 Салымского месторождения, залегающая в отложениях валанжина, идентична нефтям V (баженовского) генотипа, а нефть из скважины 80, залегающая в баженовской свите, явно чужда ей по своей характеристике (по ИК-спектрам). В разрезе Салымского месторождения кроме трех нефтепродуктивных песчаных  горизонтов нижнемеловых отложений выявлена промышленная лродуктивность глинистых отложений баженовской свиты – волжского яруса верхней юры (Юо). В нескольких разведочных и опережающих добывающих скважинах из этих 	
12
отложений получены существенные притоки нефти – до 300 т/сут и более. По всем ранее существовавшим представлениям породы баженовской свиты не могут относиться к нефтяным коллекторам.
     Результаты статистической обработки показывают, что за исключением отношения С/С ни один из параметров не имеет значимых связей с пластовой температурой. Сложно говорить что-либо определенное относительно связи величины С/С с температурой. Обработка материала понефтям месторождений СССР показывает отсутствие связи между пластовой температурой и отношением С/С. Возможно, наличие этой связи для Западной Сибири обусловлено характером выборки, так какмаксимальная температура в Западной Сибири соответствует нефтям Салымского месторождения и месторождений  Красноленинского свода, где отмечаются повышенные значения С/С.
     Кроме того, особенностью залежи Салымского месторождения является отсутствие связи между свойствами нефтей и гипсометрическими отметками. Однако сказанное не следует понимать как вообще отсутствие закономерностей в распространении нефтей разного состава в пределах залежи. В центральной части расположены легкие нефти. По мере удаления от центра ппотность нефти растет, в ней увеличивается содержание асфальтенов и смол, уменьшается доля легких УВ.
     При этом на севере и юге месторождения пробуренные скважины вошли в зону тяжелых нефтей, в то время как на востоке и особенно на западе эта зона еще не достигнута.
     Одна из характерны особенностей отложений баженовской свиты вообще и на Салымском месторождении, в частности, литологическая неоднородность разреза. Наблюдается чередование существенно карбонатных, кремнистых и глинистых пород, в разной степениобогащенных ОВ. В.М. Белкина, например, выделяет в разрезе до 40 литотипов.
     Характеристика ОВ баженовской свиты Салымского месторождения по одним  параметрам,  например  п/ф,  постоянна, а по другим – меняется. Так, 	
13
содержание ванадия в керогене и в экстрактах из пород изменяется в широких пределах, что характеризует микрофациальную неоднородность ОВ по разрезу. Содержание в асфальтенах и смолах экстрактов из пород по разрезу баженовской свиты скважины 123 меняется более чем в 20 раз. Кроме того, как в смолах, так и в асфальтенах наблюдается отчетливая тенденция уменьшения содержания ванадия вниз по разрезу.
     Салымское месторождение приурочено к Лемнпнскому локальному поднятию, расположенному в пределах Салымского куполовидного поднятия. Лемнинское поднятие осложнено двумя структурами, южной и северной, представляющими собой пологие антиклинальные складки. Южная складка вытянута в субширотном направлении, северная – в субмеридиональном направлении. 
     История и современное состояние изучения баженовской свиты
Пристальные взоры геологов и нефтяников на баженовскую свиту были обращены после событий, которые случились в 1968 году на Салымском месторождении близ поселка Горноправдинска (примерно 150 км от           Верхне-Салымского месторождения). Во время углубления разведочной скважины 12-Р на юрские отложения при забое 2840 м произошло неконтролируемое фонтанирование скважины нефтью, в результате которого буровая загорелась. По визуальной оценке дебит достигал порядка 700 т/сут. По поручению первого секретаря Тюменского обкома КПСС Б. Е. Щербины для расследования чрезвычайного происшествия была назначена прокурорская проверка. Усилиями лучших специалистов геологи пытались доказать, что в случившемся виноват не человек, а природный фактор. Нефтяной фонтан возник там, где в принципе его не могло возникнуть – при бурении «образцовых глин», при этом фактическое пластовое давление превысило ожидаемое почти в два раза. Близлежащие сверху и снизу песчаники отложений ачимовской и тюменской свит, соответственно, по самым оптимистичным оценкам могли дать максимум 20 – 30 т/сут.
     
       14
     Для выяснения приуроченности нефтяного фонтана, благодаря настойчивости тогдашних начальника геологического отдела Правдинской нефтеразведочной экспедиции (НРЭ) А.В. Тяна и заведующего сектором геологии ЗапСибНИГНИ И.И. Нестерова, начальником Правдинской НРЭ                        Ф.К. Салмановым было принято решение о бурение новой разведочной скважины 24-Р, где в целевой части разреза через каждые десять метров планировалось делать каротаж и проводить испытания. В августе 1969 года эта скважина прошла ачимовскую толщу, при этом были зафиксированы лишь небольшие проявления нефти, но когда забой достиг середины баженовской свиты, то, к удивлению всех, был получен мощный фонтан в 300 – 400 т нефти в сутки. Таким образом, август 1969 года можно считать отправной точкой в изучении баженовской свиты как промышленно нефтеносной формации. При этом изучение стартовало по всем возможным фронтам. На западносибирских месторождениях активно стали отбирать керн и испытывать эти отложения, а научные геологические институты стали анализировать и обрабатывать поступающие материалы. Вскоре была открыта нефтеносность баженовской свиты Студеной, Верхне-Шапшинской, Мултановской разведочных площадей.
     Уже в 1974 году была начата опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ) опытного участка Салымского месторождения. На участке в 10035 га было пробурено 72 скважины, из которых 11 оказались «сухими», 25 скважин были выведены из разработки с накопленной добычей менее 1 тыс.т, и только в 19 скважинах накопленная добыча превысила 20 тыс.т. Ввиду гидрофобности и специфичности коллектора разработка велась исключительно на естественном режиме с частичным разгазированием.
     Такая удручающая статистика на самом перспективном опытном участке разрушила радужные перспективы по поводу добычи нефти из баженовской свиты, но стимулировала большой научный интерес к этой проблематике, пик которого пришелся на середину 1980 годов. В Советском Союзе практически в каждом  крупном  нефтегазовом  геологическом   научно-исследовательском 	
15
институте присутствовал отдел по изучению проблематики баженовской свиты. О глубине и масштабе исследований могут свидетельствовать сборники трудов ряда институтов: ЗапСибНИГНИ, СибНИИНП, ИГиРГИ и другие.
     В 1985 – 1986 годах сразу два отчета по подсчету запасов нефти и растворенного газа в отложениях баженовской свиты Салымского месторождения были подготовлены для рассмотрения в Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ СССР), но до сих пор так и не существует принятой ГКЗ методики подсчета запасов нефти в баженовской свите. Такая ситуация во многом сложилась из-за критической низкой охарактеризованности баженовской свиты керном. На дату обоих подсчетов запасов керн был отобран в 28 скважинах, суммарная проходка с отбором керна по баженовскому горизонту составила 778,5 м, вынесено 325,4 м, то есть 41,8% от общей проходки. Процент выноса керна по скважинам изменялся от 0,16% до 78,6%.
     Таким образом, из-за технологических проблем с отбором керна, у геологов не было возможности охарактеризовать разрез баженовской свиты полностью. Вынесенный на поверхность керн, как правило, был представлен неколлектором, поэтому каждый «в меру своей фантазии» сам домысливал характеристики коллектора. Ситуация усугублялась вследствие того, что во время подъема керна на поверхность происходило резкое снижение вертикального стресса, из-за чего отдельные участки, находящиеся под действием аномально высокого порового давления (АВПоД), взрывались, рассыпаясь в труху (очевидно, что такое поведение характерно низкопроницаемым разностям), или расслаивались. В итоге на сегодняшний момент мы имеем не один десяток зачастую диаметрально противоположных геологических моделей строения баженовской свиты. Их краткие обзоры можно найти в работах. Понимая что, ни одна из моделей не является достаточно обоснованной, экспертный совет ГКЗ рекомендовал при оперативных оценках запасов отложений баженовской свиты основные подсчетные параметры принимать условно по следующему критерию. В случае,	
16
если отложения испытаны и получен приток нефти, то эффективная нефтенасыщенная толщина принимается как 1/3 от общей высокоомной части свиты, величины открытой пористости и нефтенасыщенности берутся равными 8% и 85% соответственно. Очевидно, что такой подход является исключительно формальным и не несет никакой практической ценности.
     Но недостатком информации по керновому материалу все не ограничилось. Уже на ранних стадиях изучениях баженовской свиты было замечено влияние конструкции скважины и способов вскрытия на получаемые притоки. Между специалистами возникла полемика, продолжающаяся по сей день, по поводу оптимальной технологий вскрытия и конструкции скважин на баженовскую свиту. Большая работа в этом направлении проделана в рамках работ, но первопричины так и не были выяснены. До сих пор принято считать, что наиболее эффективным способом закачивания скважин на баженовскую свиту является щелевой фильтр. Этот способ заканчивания скважин предложен еще Ф.Г. Гурари – первооткрывателем баженовской свиты.
     В связи с известными событиями 90-х годов прошлого столетия был отмечен значительный спад в изучении баженовской свиты и вспыхнул вновь в 2006 году, когда компания ОАО «РИТЭК» получила лицензию на разработку Средне-Назымского и Галяновского месторождений, на которых основные перспективы разработки связаны с нижнетутлеймской подсвитой – аналогом баженовской свиты на западе Западной Сибири. В 2007 году на основе данных каротажа в открытом стволе, единичных образцов керна и промыслово-геофизических исследований фонтанирующих скважин, специалисты               ЗАО «МиМГО имени В.А. Двуреченского» под руководством В.С. Славкина выдвинули гипотезу, что основными проводниками нефти в баженовской свите на этих месторождений являются плотные карбонатизированные трещиноватые прослои (ПКТП). Это гипотеза шла в разрез с основной господствующей теорией, что основными проводниками нефти в баженовской свите являются обогащенные органическим  веществом  листоватые и рассланцованные за счет аномально 	
17
высокого пластового давления (АВПД) глины. Для разработки баженовской свиты это обстоятельство имеет исключительно важное значение. В случае листоватых глин проницаемость обусловлена наличием АВПД, которое поддерживает пустотное пространство между отдельными листьями, поэтому механизированная добыча, при которой создается значительная депрессия на пласт, для таких коллекторов категорически противопоказана. В противном случае листы глин сомкнутся, проницаемость исчезнет, скважина перестанет давать нефть и насос выйдет из строя. Гипотеза ПКТП фактически утверждала, что коллекторы имеют жесткий скелет и при значительных депрессиях на пласт проницаемость не исчезнет. Справедливости ради необходимо отметить, что одним из самых первых, кто стал связывать продуктивность баженовской свиты с плотными пропластками был М.Ю. Зубков с коллегами, который назвал эти прослои потенциально продуктивными прослоями (ППП).
     Уже 2007 году баженовскую свиту на Средне-Назымском месторождении стали эксплуатировать с ЭЦН и были проведены пробные работы по стимулированию притоков путем закачки кислоты в пласт. К середине 2009 года более 1/3 всего добывающего фонда на Среднем Назыме было переведено на механический способ добычи и самым эффективным способом стимуляции притоков стала соляно-кислотная обработка призабойной зоны. Позже по результатам изучения керна, вынос которого к этому времени приблизился к 100%, было выявлено, что основными проводниками нефти в баженовской свите на западе Широтного Приобья являются вторично преобразованные слои радиоляритов, которые в зависимости от характера этих преобразований становятся либо апорадиоляривым известняком, апорадиоляривым доломитом или силицитом (апорадиоляритом). Эти прослои в основном имеют порово-трещинный характер пустотности, пористость некоторых достигает 16%, проницаемость – 10 мД. В поле каротажных кривых они имеют каротажный облик маломощных плотных прослоев.
     Сейчас уже многие исследователи признают, что в Широтном Приобье 	
18
промышленная нефтеносность баженовской свиты связана с наличием в разрезе маломощных плотных прослоев вторичных радиоляритов и подстилающего эти отложения карбонатного слоя КС1 (коррелируемый слой). Они легко распознаются по данным каротажа, и главная задача, которая стоит перед геофизиками, научиться оценивать их по площади. Контрастные свойства этих прослоев, позволяют привлекать данные сейсморазведки для выделения наиболее продуктивных зон. Такие работы сейчас активно развиваются в                       ФГУП «ВНИГНИ», ЗАО «МиМГО», МГУ имени М.В. Ломоносова и в                        ООО «ЗапСибГЦ».
     В настоящее время опытно-промышленную эксплуатацию баженовской свиты проводят три компании: «Сургутнефтегаз», «Роснефть» и «РИТЭК». Наибольшую активность проявляет компания «Сургутнефтегаз», которая в течение 30 лет на баженовскую свиту пробурила более 600 скважин. По результатам бурения 37% скважин оказались «сухими», в 63% – получены притоки нефти (максимальные составляли до 300 т/сут). В целом только за      2011 год из баженовской свиты «Сургутнефтегаз» получил 512 тыс.т нефти, «Роснефть» 82,4 тыс.т, «РИТЭК» за 2010 год добыл 117 тыс.т нефти.
     Объем нерешенных проблем в соотношении с гигантскими ресурсами легкой нефти притягивали и продолжают притягивать к проблематике баженовской свиты геологов самого разного масштаба от молодых специалистов до академиков АН СССР и РАН. В разные периоды своей научной карьеры этой проблемой занимались и продолжают заниматься самые именитые             геологи-нефтяники СССР и России: академик РАН А.Э. Конторович,              член-корреспондент РАН И.И. Нестеров, академик АН СССР и РАН А.А. Трофимук и многие другие. Со времен первых фонтанов до сегодняшних дней открыто 92 месторождения легкой нефти в отложениях баженовской свиты, опробованы различные способы стимуляции притоков, в том числе и зарекомендовавший себя на сланцевых месторождениях Северной Америки многоступенчатый ГРП в горизонтальных скважинах, но статистика добычи 	
19
говорит сама за себя. При таких огромных ресурсах накопленная за всю историю разработки добыча нефти из баженовской свиты немногим превышает 5 млн.т.
     Оглядываясь на имеющий опыт, можно заключить, что за 45 лет реализована огромная работа по изучению баженовской свиты. Очевидно, что ни одной из современных нефтяных компаний не под силу воплотить программу исследований, сопоставимую по масштабам с уже реализованной. Поэтому надо четко понимать, что позитивных сдвигов в вопросах геологического изучения баженовской свиты можно достичь только будучи вооруженным предыдущим опытом, выявив его «слабые» и недостаточно проработанные места. Главным недостатком предыдущего опыта является отсутствие должной полноты фактических данных. Только 100% вынос керна из продуктивных скважин вместе с широким комплексом геофизических, промысловых, геолого-технологических и лабораторных исследований позволяют однозначно определить, за счет каких характеристик некоторые интервалы обеспечивают приток нефти в скважину и где сконцентрированы наибольшие ресурсы нефти. Только из достаточно полной совокупности исследований можно выделить наиболее эффективный комплекс, который позволит охарактеризовать свойства баженовской свиты. До сих пор подобная работа была выполнена только на двух скважинах СПД, пробуренных на Верхне-Cалымском месторождении. Но сами по себе геологические знания, не могут гарантировать успех всего проекта без должной организации технологий разработки.
     Уникальность баженовской свиты, как сланцевой формации заключается не только в её размерах (более 1 млн.км2), но в её естественных фонтанах, которые выделяют её из других сланцевых формаций мира. Ни одна из этих формаций не характеризуется столь мощными естественными притоками. Фонтанирующие дебиты баженовской свиты могут достигать сотни кубометров нефти в сутки, при этом, в более чем в трети скважинах дебиты не были получены вообще. Наибольший дебит, приведенный в официальной статистике, составляет          1248 м3/сут, и был достигнут в скважине 141-Р Салымского месторождения. 	
20
Наличие скважин с большим диапазоном дебитов (от «сухих» до сотен м3/сут) определило стратегию изучения совершенно иначе, чем для других сланцевых формаций мира. Если во всем мире сланцевые формации изучались с позиций разработки технологий стимуляции притоков, то отечественные ученые почти все усилия сосредоточили на разработке технологий прогноза высокопродуктивных зон. В этом коренное отличие отечественных и западных подходов. Отечественный и западный опыты различны по своему содержанию. Поэтому одно из направлений, которое по сей день является недостаточно проработанным – это технологические аспекты стимуляции притоков и оптимальных конструкций скважин для разработки баженовской свиты. Поэтому российские добывающие компании идут на создание альянсов с западными компаниями, имеющими технологии разработки сланцевых месторождений.
     Таким образом, главными слабыми сторонами существующего опыта по баженовской свите являются отсутствие должной полноты фактических данных и узконаправленность основной стратегии изучения, которая была нацелена только на разработку дистанционных методов поиска высокопродуктивных зон, при этом вопросы технологий извлечения нефти в низкопроницаемых зонах не были достаточно проработаны. В этом смысле наиболее ценным является опыт разработки формации Баккен в США.
     
     1.3 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов
     
     Общие извлекаемые запасы по Салымской группе составляют 140 млн.т: Западно-Салымское – 96 млн.т, Верхне-Салымское – 25 млн.т, Ваделыпское –     18 млн.т.
     Уровень начальных запасов на Западно-Салымском нефтяном месторождении оценивается в размере 82 млн.т. На месторождении извлекаются запасы нефти категорий С1 и С2 – их объем утвержден Государственной комиссией по запасам РФ. Ежедневная добыча составляет 24,7 т в сутки.
     
       21
     С 1974 года на Салымском месторождении ведется опытная эксплуатация пласта Юо разведочными и добывающими скважинами и проведен большой комплекс геолого-промысловых работ.
     Следует отметить, что дебиты скважин, эксплуатирующих баженовскую свиту Салымского месторождения, колеблются в очень широких пределах от 0,1 до 1 т/сут – 11 скважин, от 1 до 5 т/сут – 20 скважин, от 5 до 10 т/сут – 16 скважин, от 10 до 100 т/сут – 15 скважин и около десяти скважин имеют фонтанный дебит свыше 100 т/сут. Одна из разведочных освоенных скважин показала фонтанный дебит свыше 500 т/сут (данные на конец 2012 года). 
     Нефть Салымского месторождения легкая, малосернистая (класс I), малосмолистая, выход фракций до 300°С – высок, парафиновая (вид П2). Полученные геолого-промысловые данные по залежи баженовской свиты Салымского месторождения представляют интерес в аспекте влияния литологических факторов на технологию разработки, состав и строение высокомолекулярных азотистых оснований из нефтей Салымского месторождения Западной Сибири. Необходимость такой методики возникла при проектировании разработки залежи нефти баженовской свиты Салымского месторождения.
     Особенно заметна разница в величинах п/ф при переходе от верхнеюрских к нижнеюрским (увеличение в 2 – 3 раза) и затем к палеозойским (уменьшение) отложениям. Так, в нефтях баженовской свиты Салымского месторождения п/ф меньше единицы, в нефтях тюменской свиты п/ф больше единицы.
     Промышленная нефтеносность баженовской свиты в настоящее время установлена на Салымском месторождении, на котором уже в течение ряда лет ведется опытная эксплуатация.
     В геохимическом плане нефти баженовской свиты Салымского месторождения исключительно неоднородны.
     В результате тектонических изменений возникают зоны с повышенными коллекторскими свойствами (природные резервуары), ограниченные со всех 	
22
сторон менее измененными и проницаемыми породами. Зачастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское месторождение и другие).
     Сходным образом могли формироваться коллекторы в майкопской глинистой серии Ставрополья (Журавское месторождение и другие). Так,         М.Е. Стасюк с соавторами готовили естественные образцы кернов Баженовской свиты Салымского месторождения путем их продольного раскола на две половины и последующим соединением с моделированием микротрещин раскрытостью 15 60 и 105 мкм. 
     При фильтрации через них глинистого раствора, а также утяжеленных и не утяжеленных баритом обратных эмульсий (Т = 80°С) отмечалось полное проникновение жидкостей лишь в трещины с раскрытостью 105 мкм. Величина Э после этого составила 50% как для глинистого раствора, так и для эмульсии. В керны же с раскрытостью трещин 15 и 60 мкм отмечалась частичная фильтрация составов на глубину 2 – 3 мм. 
     При этом снижение проницаемости от воздействия глинистого раствора выше, чем обратной эмульсии на 10 – 18% и 24 – 23% соответственно. Утяжеленная баритом эмульсия снижает проницаемость кернов по нефти в тем большей степени, чем меньше раскрытость трещин, что объясняется по-видимому кольматирующими свойствами твердой фазы. Начальный градиент перепада давления, необходимый для восстановления фильтрации после контакта с эмульсиями, был примерно в 3 – 4 раза ниже, чем с глинистым раствором и составлял десятые доли мегапаскалей.
     На Салымском месторождении нефти из отложений тюменской, Локособской свит легкие и содержат 55 – 56% бензиновых и керосиновых фракций. Углеводородный состав дистиллята метановый. В отдельных горизонтах нефть  более  тяжелая.  В  разрезе   Салым-ского   куполовидного   поднятия 	
23
наблюдается отчетливое увеличение плотности, сернистости и смолистости нефтей вверх по разрезу.
     В группу Салымских месторождений совместно с Верхне-Салымским и Ваделыпским входит Западно-Салымское месторождение, которое относится к новым перспективным нефтяным месторождениям Западной Сибири, хотя очень сложным по геологическому строению. Особенность этих месторождений –удаленность от основных транспортных магистралей.
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
       24
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
     
     2.1 Анализ показателей разработки Салымской группы месторождений
     
     Разработка Салымской группы месторождений, включающей в себя Верхнесалымское, Западно-Салымское и Ваделыпское месторождения, началась в сентябре 2003 года.
     Особенность этих месторождений – удаленность от основных транспортных магистралей.
     Полномасштабная разработка месторождений  Салымской группы началась в 2003 году, и в 2011 году при эксплуатационном фонде более 600 скважин пройден пиковой уровень добычи в 8,3 млн.т нефти в год. В настоящее время фонд скважин превысил 820 штук, 15 из которых являются водозаборными. Основными разрабатываемыми объектами являются нижнемеловые отложения черкашинской (АС9 – АС11) и ахской свит (БС8), в опытно-промышленной эксплуатации находятся также пласты ачимовской свиты.
     Решение по инвестициям в Салымский проект было принято в сентябре 2003 года, была поставлена цель – начать промышленную добычу нефти в конце 2005 года. Работы начались зимой 2003 года. Наибольшие трудности были связаны со строительством подъездных зимних дорог и получением соответствующих разрешений и согласований.
     Салымский нефтепромысел включает в себя следующие основные объекты: две очереди установки подготовки нефти (УПН), нефтехранилища, газотурбинную электростанцию, работающую на попутном нефтяном газе, установки по закачке воды в пласт, которые подают воду на более чем 20 кустов скважин, расположенных на территории шириной более 30 км, вахтовый городок 	



25
на 400 человек, 50 км всесезонную автодорогу, внутрипромысловые автодороги и ЛЭП общей протяженностью 150 км, внутрипромысловые трубопроводы протяженностью 350 км, 88 км трубопровод внешнего транспорта нефти и пункт сдачи нефти в систему магистральных трубопроводов «Транснефти».
     Первая скважина СПД была забурена в апреле 2004 года, а первая нефть получена в декабре 2004 года, на год раньше установленного срока. В ноябре  2005 года с опережением намеченного графика начата промышленная добыча нефти. Такие темпы обустройства и ввода эксплуатацию месторождений не имеют аналогов в регионе, где добыча нефти ведется с 60-х годов прошлого века.
     Стремительные темпы реализации Салымского проекта обусловлены тремя главными факторами: сочетанием российского и западного опыта, работой в команде и эффективным управлением вопросами охраны труда и промышленной безопасности.
     Первоначальные «западные» подходы к проекту оказались неподходящими для российских условий. Поэтому философия реализации проекта была подстроена под российские нормы и стандарты. При этом использовались стандарты «Шелл» или международной нефтяной индустрии, когда это давало очевидные выгоды. Это нашло свое выражение в интеграции в российские проектные решения газовых турбин западного производства, автоматизации технологических процессов, систем автоматического отключения оборудования, а также высокоскоростных насосов высокого давления. Кроме этого, мы используем четыре новые буро.......................