Характеристика геологического строения месторождения Тенгиз

Тип работы: Материал
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 10 страниц
В избранное:

СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1 Геологическая часть
1.1 Характеристика геологического строения месторождения Тенгиз
1.2. Геологическое строение месторождения
1.3 Стратиграфия
1.4 Нефтегазоносность
2 Технологическая часть
2.1 Система разаботки месторождения
2.2.Анализ текущего состояния разработки
3.Заключение
4.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ
Открытие Тенгизского месторождения произошло в 1981 году, когда из скважины № 1 был получен фонтан нефти. Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена институтом Гипровостокнефть в 1986 году и утверждена ЦКР Миннефтепрома СССР (Протокол ЦКР № 1226 от 28.11.86г.). В апреле 1991 года месторождение Тенгиз введено в опытнопромышленную эксплуатацию, а с 6 апреля 1993 года ТОО ''Тенгизшевройл" приступило к эксплуатации месторождения. В 90-е годы компания ТШО осуществила большой комплекс работ по изучению геолого-геофизического строения нефтяного месторождения, коллекторских свойств пластов, выполнены многочисленные исследования продуктивности добывающих скважин,0 поведение пластового давления в различных частях месторождения при проведении опытно-промышленной эксплуатации. Помимо этого было осуществлено бурение группы оценочных скважин, которые прошли практически всю толщу нефтенасыщенных пород вплоть до девонских отложений. В результате проведённых детальных исследований, компанией ТШО была построена подробная компьютерная геолого-геофизическая модель месторождения, а затем, на ее базе, гидродинамическая трехмерная компьютерная модель. Особенностью Тенгизского месторождения является исключительно сложное геолого-геофизическое строение. Данный факт требует применения новейших технологий нефтегазовой отрасли для эффективной разработки месторождения. В данной дипломной работе помимо рассмотренных особенностей геологического строения, анализа системы разработки месторождения и технико-экономических показателей разработки также проанализированы обоснование эксплуатационных объектов и эффективных мероприятий по повышению нефтеотдачи на месторождение Тенгиз.

1 Геологическая часть
1.1 Характеристика геологического строения месторождения Тенгиз
1.2.Общие сведения
В административном отношении Тенгизское месторождение расположено в Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан в соответствии с рисунком 1.1. В географическом отношении месторождение находится в юго-восточной части Прикаспийского бассейна, одного из наиболее нефтеносных бассейнов на территории бывшего Советского Союза. Основная часть запасов, разведанных в этом районе, приурочена к подсолевой части палеозойского разреза по периферии бассейна. Кроме Тенгиза здесь находятся несколько других нефтяных, газовых и конденсатных месторождений, которые также приурочены к подсолевой толще. К ним относятся Карачаганак и Оренбургское месторождения на севере, Кенкияк и Жанажол на северо-западе, Астраханское месторождение на западе и недавно открытое месторождение Кашаган, расположенное непосредственно на северо-восточном шельфе Каспийского моря. Тенгизское месторождение является частью огромного кольцеобразного комплекса карбонатных построек диаметром 500 км, в который входят Королевское месторождение, месторождения Каратон, Тажигали, Пустынная и Кашаган. В географическом отношении территория, на которой расположено Тенгизское месторождение, представляет собой полупустынную равнину с незначительным наклоном в сторону Каспийского моря. Прибрежная часть суши представляет собой выровненное бывшее дно Каспийского моря с рыхлым верхним слоем, состоящим из ракушечного детрита и песка. С востока к месторождению подступают пески Каракума. Климат района резко континентальный: с холодной зимой (до - 300 С) и жарким летом (до +450С). Снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта. Глубина промерзания почвы - до 1,5-2 м. Ближайшие населённые пункты - пос. Каратон и Сарыкамыс, находящиеся соответственно в 35 км к северо-востоку и в 27 км к юго-востоку от Тенгизского месторождения. В 150 км расположен областной центрг.Атырау. Сообщение между этими пунктами и месторождением осуществляется по автомобильным дорогам, воздушным и железнодорожным транспортом. Основной автодорогой республиканского значения является ДоссорКульсары-Сарыкамыс-Права, к ней примыкают автодороги областного и местного значения. В 110 км к северо-востоку от Тенгизского месторождения проходит железная дорога Макат-Бейнеу, ближайшая железнодорожная станция - Кульсары. По территории района проходит также участок одноколейной 12 железнодорожной линии Аксарайская-Атырау-Кандагач; построена и эксплуатируется железная дорога Кульсары-Тенгизское месторождение. Воздушный транспорт может обслуживаться в 3 неклассифицированных аэропортах местных воздушных линий: Кульсары, Каратон и Сарыкамыс. Кроме того, имеется посадочная площадка у вахтового посёлка ТШО. Водоснабжение для хозяйственно-бытовых нужд населённых пунктов Жылыойского района, а также вахтового посёлка ТШО, осуществляется по трубопроводу из р.Волга через водоочистные сооружения п.Кульсары. Для производственных нужд ГПЗ водоснабжение осуществляется из водовода технической воды Астрахань - Мангышлак. Электроснабжение населённых пунктов Жылыойского района осуществляется от Атырауской ТЭЦ и Кульсаринской ТЭЦ. "Тенгизшевройл" оперирует газотурбинной станцией, от которой электроэнергия подаётся на производственные объекты. Нефть Тенгизского месторождения поступает на газоперерабатывающий завод, который на 5-ти технологических линиях способен обеспечить добычу нефти от 12,7млн.т. до 13,1 млн.т. в год. Производство товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими линиями. В 2010 году, при успешной реализации проекта закачки сырого газа (3ГС1 и 3ГС-2) завод расширился, и увеличилась добыча нефти до уровня 30 млн. тонн
1.2 Геологическое строение месторождения
1.3 Стратиграфия
Тенгизское нефтяное месторождение, приуроченное к карбонатным отложениям верхнего девона-среднего карбона, расположено в южной части Прикаспийской геологической провинции (Прикаспийской впадины). Осадочная толща, вскрытая скважинами, представлена породами от верхнего девона до четвертичных отложений. В разрезе земной коры выделяются три комплекса горных пород - надсолевой, соленосный и подсолевой. Надсолевой комплекс включает разрез от уфимского и казанского ярусов верхней перми до четвертичных. Литологически представлен континентальными отложениями, пестроцветными глинами, песками, прослоями гипса и ангидрита. 13 Соленосный комплекс представлен сульфатно-галогенными породами кунгурского яруса нижней Перми, толщиной от 460 до 1660 метров. В кровле подсолевого комплекса залегают глинисто-карбонатные породы артинско-московского возраста, которые вместе с соленосной толщей служат покрышкой для нижезалегающего нефтеносного комплекса. Каменноугольно-девонские карбонатные отложения представляют собой биогермный массив, который развивался в условиях открытого моря. В строении его выделяются 3 основные части, обусловленные характером роста структуры: платформенная, бортовая (рим, марджин) и крыльевая (склон). Литологически продуктивные отложения представлены карбонатами. По содержанию кальцита (79-100%) породы относятся к известнякам. Продуктивными на месторождении являются каменноугольные и девонские карбонатные отложения. Карбонатный массив, представляющий собой единую гидродинамическую систему, подразделён на 3 стратиграфических объекта: - объект I включает башкирские, серпуховские и окские яруса отложения; - объект II включает нижневизейско-турнейский яруса пород; - объект III включает девонские отложения. Подобное разделение обусловлено следующими факторами: - очень большой этаж продуктивности; - наличие пачки переслаивания туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений (вулканик) толщиной 40-50 метров, изолирующей башкирскосерпуховско-поздневизейску ю (окскую) часть продуктивной толщи в пределах платформы от нижневизейско-турнейской; - различные фильтрационно-емкостные свойства коллекторов указанных частей разреза; - отличие строения девонских отложений от вышележащей нижнесреднекаменноугольной толщи. Объект I является наиболее изученным: башкирская часть разреза вскрыта 130 скважинами, серпуховская - 110 и поздневизейская (окская) - 84 скважинами. Максимальное количество скважин приходится на платформенную часть. Литологически породы здесь представлены водорослевыми грейнстоунами, биокластовыми пакстоунами. В пределах верхнего склона отложения представлены перекристаллизованными, доломитизированными биокластовыми пакстоунами, грейнстоунами. В нижней склоновой части породы представлены карбонатно-глинистыми отложениями, биокластовыми вакстоунами с прослоями пакстоунов. II стратиграфический объект изучен 45 скважинами, полностью вскрыт 31 скважиной. Литологически породы представлены литокластическими пакстоунами, водорослевыми литокластовыми грейнстоунами, биокластовыми пеллоидными пакстоунами, вакстоунами. Породы частично перекристаллизованы и доломитизированы, участками окремнены. Данный объект вскрыт полностью новыми скважинами: 3948, 6658, 14 5660 и 6743. Породы характеризуются частой сменой литофаций и небольшими толщинами. Следует отметить, что на Тенгизе характерна частая и неравномерная по площади смена условий седиментации, однако, это не повлияло на унаследованный характер развития структуры от верхнего девона до соленосных отложений кунгурского яруса верхней перми.
1.4 Нефтегазоносность
Согласно информации от 01.07.1986 года, запасы нефти по сумме категорий С1+С2 составили 2648040 тысяч тонн (геологические) и 1043901 тысяч тонн (извлекаемые). При этом, запасы нефти промышленной категории С1 составили немногим более половины (51.7%). Подсчет геологических запасов нефти, растворенного газа производился по 3 объектам подсчета - I, II, III, соответствующих стратиграфическим объектам. По I стратиграфическому объекту подсчет запасов выполнен отдельно по каждому подобъекту - башкирскому, серпуховскому, окскому горизонтам с учетом выделенных фациальных зон (платформа, баундстон, склон). По II, III стратиграфическим объектам запасы подсчитаны отдельно для платформенной и склоновой частей без выделения подобъектов. Категорийность геологических запасов обоснована в соответствие со степенью изученности: данными опробования и эксплуатации, лабораторными исследованиями фильтрационно-ёмкостных свойств пород и пластовых флюидов, промыслово-геофизическими исследованиями скважин и положением ВНК. I стратиграфический объект В платформенной части залежи по башкирскому, серпуховскому и окскому подобъектам запасы нефти отнесены к категориям В, С1. Категория В включает запасы на площади, разбуренной эксплуатационными скважинами согласно Технологической схеме разработки по сетке 1414х1414 м, запасы остальной площади нефтеносности платформы отнесены к категории С1. Баундстоуны и склоны Для склоновой части башкирского подобъекта запасы оценены по категориям С1 и С2. Участок баундстоуна, получивший развитие в склоновой 18 части месторождения (район скважин 32 и 3) оценен по категории С2. Склоновая часть в районе скважин, где получены промышленные притоки нефти, оценена по категории С1 на площади радиусом 2.8 километров (удвоенном расстоянии между эксплуатационными скважинами). Запасы остальной части площади нефтеносности склона отнесена к категории С2. По серпуховскому и окскому подобъектам выделяются 2 зоны баундстоунов: внутренняя и внешняя. Запасы во внутренних зонах баундстоунов, опоясывающих платформенную часть и характеризующихся большими значениями объемов нефтенасыщенных пор, максимальными толщинами, наличием трещиноватости и доказанной продуктивностью, отнесены к категории С1. Запасы во внешней зоне баундстоуна и склоновой части серпуховского подобъекта в районе скважин, где получены промышленные притоки нефти, оценены по категории С1 на площади радиусом 2.8 километров. Запасы на остальной части площади нефтеносности отнесены к категории С2. Для окского подобъекта запасы нефти в районе внешнего баундстоуна и склона оценены по категории С2. II стратиграфический объект К категории С1 отнесены запасы в районе скважин, из которых получены промышленные притоки нефти, на площади радиусом 2.8 километров, как на платформе, так и на ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.