Месторождение тенгиз
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 4
1.1 Общие сведения о месторождении 4
1.2 История геологической изученности и разработки месторождения 5
1.3 Стратиграфия 9
1.4 Тектоника 15
1.5 Нефтегазоносность 18
1.6 Водоносность 21
2. ТЕХНИКО.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 22
2.1 Основные положения проекта опытно.промышленной эксплуатации 22
2.1.1 Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого.физических характеристик, выбор режима разработки 22
2.1.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики 28
2.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективность применения методов повышения нефтеизвлечения. 30
2.3 Характеристика работы фонда скважин, выбор способа эксплуатации, описание оборудования для фонтанной эксплуатации 34
2.3.1 Фонд скважин на месторождении Тенгиз 34
2.3.2 Выбор способа эксплуатации скважин 35
2.3.3 Оборудование при фонтанной эксплуатации 37
2.4 Осложнения при эксплуатации на месторождении Тенгиз 43
2.4.1 Коррозия и методы ее предупреждения 43
2.4.2 Межколонные давления (МКД) на месторождении Тенгиз 47
2.5 Подбор оборудования и выбор оптимального режима для фонтанирования 49
2.5.1 Расчет диаметра фонтанного подъемника 49
2.5.2 Расчет минимального забойного давления фонтанирования 50
3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 53
3.1 Экономический эффект проекта опытно.промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз 53
3.2 Расчет годового экономического эффекта от внедрения Комплексного ингибитора 58
4. ОХРАНА ТРУДА 64
4.1 Охрана труда 64
4.2 Средства индивидуальной защиты 64
4.3 Техника безопасности при работе со вспомогательным оборудованием 68
4.4 Вредные химические вещества 73
4.5 Электробезопасность 76
4.6 Пожарная безопасность 78
5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 80
5.1 Характеристика предприятия как источника загрязнения атмосферы 80
5.2 Параметры выбросов вредных веществ в атмосферу от существующего оборудования 81
5.3 Оценка вклада в существующее загрязнение атмосферного воздуха объектов разработки 83
5.4 Современное состояние почв и грунтов 83
5.5 Современное состояние вод 84
5.6 Охрана земельных ресурсов 87
5.7 Определение границ санитарно.защитной зоны (СЗЗ) 90
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 93
ПРИЛОЖЕНИЕ А 94
ВВЕДЕНИЕ 3
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 4
1.1 Общие сведения о месторождении 4
1.2 История геологической изученности и разработки месторождения 5
1.3 Стратиграфия 9
1.4 Тектоника 15
1.5 Нефтегазоносность 18
1.6 Водоносность 21
2. ТЕХНИКО.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 22
2.1 Основные положения проекта опытно.промышленной эксплуатации 22
2.1.1 Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого.физических характеристик, выбор режима разработки 22
2.1.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики 28
2.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективность применения методов повышения нефтеизвлечения. 30
2.3 Характеристика работы фонда скважин, выбор способа эксплуатации, описание оборудования для фонтанной эксплуатации 34
2.3.1 Фонд скважин на месторождении Тенгиз 34
2.3.2 Выбор способа эксплуатации скважин 35
2.3.3 Оборудование при фонтанной эксплуатации 37
2.4 Осложнения при эксплуатации на месторождении Тенгиз 43
2.4.1 Коррозия и методы ее предупреждения 43
2.4.2 Межколонные давления (МКД) на месторождении Тенгиз 47
2.5 Подбор оборудования и выбор оптимального режима для фонтанирования 49
2.5.1 Расчет диаметра фонтанного подъемника 49
2.5.2 Расчет минимального забойного давления фонтанирования 50
3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 53
3.1 Экономический эффект проекта опытно.промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз 53
3.2 Расчет годового экономического эффекта от внедрения Комплексного ингибитора 58
4. ОХРАНА ТРУДА 64
4.1 Охрана труда 64
4.2 Средства индивидуальной защиты 64
4.3 Техника безопасности при работе со вспомогательным оборудованием 68
4.4 Вредные химические вещества 73
4.5 Электробезопасность 76
4.6 Пожарная безопасность 78
5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 80
5.1 Характеристика предприятия как источника загрязнения атмосферы 80
5.2 Параметры выбросов вредных веществ в атмосферу от существующего оборудования 81
5.3 Оценка вклада в существующее загрязнение атмосферного воздуха объектов разработки 83
5.4 Современное состояние почв и грунтов 83
5.5 Современное состояние вод 84
5.6 Охрана земельных ресурсов 87
5.7 Определение границ санитарно.защитной зоны (СЗЗ) 90
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 93
ПРИЛОЖЕНИЕ А 94
КІРІСПЕ
Теңіз кенорны 1979 жылы ашылды. Алғашқы ұңғыма Т-1 бірінші рет мұнай атқылау ағымын берді. Бұл кезең кенорнындағы 1,25 млрд. тонн мұнайды игеру бағдарламасының бастапқы саты болды.
«Тенгизшевройл» БҰ 6 сәуір 1993 жылы, Қазақстан Респуликасы және «Шеврон» корпорациясы арасында қол қойылған меморандум барысында дүниеге келді. Қазіргі таңда біріккен ұйымның мүшелері қатарына «Шеврон-Тексако» ұлттық компания ретінде «Қазмунайгаз», «Эксон-Мобил» компаниясы және «ЛукАрко» жатады.
Теңіз коллекторын дүние жүзінде ең көлемді мұнай жинағыш коллектор қатарына жатқызуға болады. Бұл жағдай кен орнын игеру бағдарламасы кезінде пайда болатын қиыншылықтардың себебі болып саналады. Жоғары құрамды күкірт, аса биік қабат қысымы, бұрғылау барысындағы қиыншылықтар, колонна арасында қысымның пайда болуы секілді әсерлер мұнай шығарудың қиындауы және жұмыстың қымбаттауына себеп болады.
Ұңғыманың жобалық тереңдігі жөндеу жұмыстарын жүргізу барысында өз ықпалдарын жетерлікті түрде тигізеді. Мысалы ретінде, жөндеу жұмыстарының түрлерін және технологиялық қондырғыларын таңдау кезіндегі мәселелер. Жөндеу жұмысы ретінде тура және кері су айдау түрін таңдадым. Сонымен қатар, бұл дипломдық жобадағы есептеулерде ұңғыма тереңдігін 4500 м ретінде қарастырдым. Қорытынды ретінде жөндеу жұмыстарының тиімдірегін анықтадым.
Теңіз кенорны 1979 жылы ашылды. Алғашқы ұңғыма Т-1 бірінші рет мұнай атқылау ағымын берді. Бұл кезең кенорнындағы 1,25 млрд. тонн мұнайды игеру бағдарламасының бастапқы саты болды.
«Тенгизшевройл» БҰ 6 сәуір 1993 жылы, Қазақстан Респуликасы және «Шеврон» корпорациясы арасында қол қойылған меморандум барысында дүниеге келді. Қазіргі таңда біріккен ұйымның мүшелері қатарына «Шеврон-Тексако» ұлттық компания ретінде «Қазмунайгаз», «Эксон-Мобил» компаниясы және «ЛукАрко» жатады.
Теңіз коллекторын дүние жүзінде ең көлемді мұнай жинағыш коллектор қатарына жатқызуға болады. Бұл жағдай кен орнын игеру бағдарламасы кезінде пайда болатын қиыншылықтардың себебі болып саналады. Жоғары құрамды күкірт, аса биік қабат қысымы, бұрғылау барысындағы қиыншылықтар, колонна арасында қысымның пайда болуы секілді әсерлер мұнай шығарудың қиындауы және жұмыстың қымбаттауына себеп болады.
Ұңғыманың жобалық тереңдігі жөндеу жұмыстарын жүргізу барысында өз ықпалдарын жетерлікті түрде тигізеді. Мысалы ретінде, жөндеу жұмыстарының түрлерін және технологиялық қондырғыларын таңдау кезіндегі мәселелер. Жөндеу жұмысы ретінде тура және кері су айдау түрін таңдадым. Сонымен қатар, бұл дипломдық жобадағы есептеулерде ұңғыма тереңдігін 4500 м ретінде қарастырдым. Қорытынды ретінде жөндеу жұмыстарының тиімдірегін анықтадым.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Иванова М.М. и другие Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М., Недра, 1985г.;
2. Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз. СП «ТШО», 1996г.;
3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М., Недра, 1985г.;
4. Отчет о работе СП «ТШО» за 2001 год;
5. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983г.;
6. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М., Недра 1989г.;
7. Середа Н.Г. Спутник нефтяника и газовика. М., Недра, 1986г.
8. Тайкулакова Г.С. Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов. КазНТУ им. К.И. Сатпаева, 2000г.;
9. Бренц А.Д. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1984г.;
10. Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной промышленности. М., Недра, 1980г.;
11. Брылов С.А. и другие Охрана окружающей среды. Высшая школа 1986г.
1. Иванова М.М. и другие Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М., Недра, 1985г.;
2. Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз. СП «ТШО», 1996г.;
3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М., Недра, 1985г.;
4. Отчет о работе СП «ТШО» за 2001 год;
5. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983г.;
6. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М., Недра 1989г.;
7. Середа Н.Г. Спутник нефтяника и газовика. М., Недра, 1986г.
8. Тайкулакова Г.С. Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов. КазНТУ им. К.И. Сатпаева, 2000г.;
9. Бренц А.Д. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1984г.;
10. Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной промышленности. М., Недра, 1980г.;
11. Брылов С.А. и другие Охрана окружающей среды. Высшая школа 1986г.
Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 113 страниц
В избранное:
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 113 страниц
В избранное:
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 4
1.1 Общие сведения о месторождении 4
1.2 История геологической изученности и разработки месторождения 5
1.3 Стратиграфия 9
1.4 Тектоника 15
1.5 Нефтегазоносность 18
1.6 Водоносность 21
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 22
2.1 Основные положения проекта опытно-промышленной эксплуатации 22
2.1.1 Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого-физических
характеристик, выбор режима разработки 22
2.1.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные
характеристики 28
2.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективность применения
методов повышения нефтеизвлечения. 30
2.3 Характеристика работы фонда скважин, выбор способа эксплуатации,
описание оборудования для фонтанной эксплуатации 34
2.3.1 Фонд скважин на месторождении Тенгиз 34
2.3.2 Выбор способа эксплуатации скважин 35
2.3.3 Оборудование при фонтанной эксплуатации 37
2.4 Осложнения при эксплуатации на месторождении Тенгиз 43
2.4.1 Коррозия и методы ее предупреждения 43
2.4.2 Межколонные давления (МКД) на месторождении Тенгиз 47
2.5 Подбор оборудования и выбор оптимального режима для фонтанирования
49
2.5.1 Расчет диаметра фонтанного подъемника 49
2.5.2 Расчет минимального забойного давления фонтанирования 50
3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 53
3.1 Экономический эффект проекта опытно-промышленной эксплуатации
месторождения Тенгиз 53
3.2 Расчет годового экономического эффекта от внедрения Комплексного
ингибитора 58
4. ОХРАНА ТРУДА 64
4.1 Охрана труда 64
4.2 Средства индивидуальной защиты 64
4.3 Техника безопасности при работе со вспомогательным оборудованием 68
4.4 Вредные химические вещества 73
4.5 Электробезопасность 76
4.6 Пожарная безопасность 78
5. Охрана окружающей среды 80
5.1 Характеристика предприятия как источника загрязнения атмосферы 80
5.2 Параметры выбросов вредных веществ в атмосферу от существующего
оборудования 81
5.3 Оценка вклада в существующее загрязнение атмосферного воздуха
объектов разработки 83
5.4 Современное состояние почв и грунтов 83
5.5 Современное состояние вод 84
5.6 Охрана земельных ресурсов 87
5.7 Определение границ санитарно-защитной зоны (СЗЗ) 90
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 93
Приложение А 94
АННОТАЦИЯ
Главная цель этого дипломного проекта заключается в выборе метода и в
подборе оборудования для капитального ремонта скважин на месторождении
Тенгиз. Выбор типа капитального ремонта зависит от его эффективности
использования и определении забойного давления что определяет правильное
использование пластовой энергии. Также подбор оборудования заключается в
расчете диаметра насосно-компрессорной трубы.
Кроме расчета и подробного описания состояния разработки и
технологии добычи на месторождении, в дипломном проекте описывается
геологическое строение Тенгизского месторождения.
В экономической части приводится расчет экономической эффективности
применения оборудования метода промывки, также описывается наблюдение в
росте промышленной эксплуатации.
В заключительной части проекта описаны основные принципы охраны
труда и окружающей среды на объектах СП ТШО.
АҢДАТПА
Бұл дипломдық жобаның ең басты мақсаты – ұңғыманың толықтай жөндеу
кезінде тиімді де қолайлы жөндеу түрін және технологиялық қондырғысын
таңдау. Сонымен қатар, таңдалған жөндеу түрінің көмегімен бағдарламадан
өткен ұңғымалардың мұнай игеріміне тигізетін ықпалын және экономикалық
тиімділігін анықтау. Жөндеу жұмыстарының түрін ұңғыма қысымына
байланыстырып таңдаймыз. Қондырғыны таңдау ұңғыма диаметріне тікелей
байланысты.
Дипломдық жоба есептеулер мен кенорнының жалпы игеру жағдайы және
мұнай өндірісіндегі технологияның сипаттамасынан тұрады. Сонымен қатар
Теңіз кенорнының геологиялық мігездемесін де қамтыған.
Дипломдық жобаның экономикалық бөлімінде толықтай жөнделу кезінде
қолданылған жөндеу түрлері мен технологиялық қондырғылардың қолданылуы
барысында компанияға келетін экономикалық тиімділігі әсері баяндалған.
Жобаның қорытынды бөлімінде ТШО БҰ-ғы адам еңбегінің және қоршаған
ортаны қорғаудың басты принциптері сипатталған.
ANNOTATION
The main purpose of this diploma project is to identify the method
and to choose the equipment for well repairs on Tengiz field.
Identification of the workover type depends on its effective use and
determination of the bottomhole pressure that defines the right use of
layer energy. Also selection of equipment related to the diameter of
tubing.
The diploma project consists of geological structure of Tengiz field
as well as accounts and detailed definition of the development state and
also production technology on the field.
In the economical part, there are economic efficiency accounts of
the using of washing equipments, moreover there is a definition of
increase in commercial production.
The main principles of the labour protection and surrounding environment on
TCO objects are described in the conclusion part.
КІРІСПЕ
Теңіз кенорны 1979 жылы ашылды. Алғашқы ұңғыма Т-1 бірінші рет мұнай
атқылау ағымын берді. Бұл кезең кенорнындағы 1,25 млрд. тонн мұнайды игеру
бағдарламасының бастапқы саты болды.
Тенгизшевройл БҰ 6 сәуір 1993 жылы, Қазақстан Респуликасы және
Шеврон корпорациясы арасында қол қойылған меморандум барысында дүниеге
келді. Қазіргі таңда біріккен ұйымның мүшелері қатарына Шеврон-Тексако
ұлттық компания ретінде Қазмунайгаз, Эксон-Мобил компаниясы және
ЛукАрко жатады.
Теңіз коллекторын дүние жүзінде ең көлемді мұнай жинағыш коллектор
қатарына жатқызуға болады. Бұл жағдай кен орнын игеру бағдарламасы кезінде
пайда болатын қиыншылықтардың себебі болып саналады. Жоғары құрамды
күкірт, аса биік қабат қысымы, бұрғылау барысындағы қиыншылықтар, колонна
арасында қысымның пайда болуы секілді әсерлер мұнай шығарудың қиындауы
және жұмыстың қымбаттауына себеп болады.
Ұңғыманың жобалық тереңдігі жөндеу жұмыстарын жүргізу барысында өз
ықпалдарын жетерлікті түрде тигізеді. Мысалы ретінде, жөндеу жұмыстарының
түрлерін және технологиялық қондырғыларын таңдау кезіндегі мәселелер.
Жөндеу жұмысы ретінде тура және кері су айдау түрін таңдадым. Сонымен
қатар, бұл дипломдық жобадағы есептеулерде ұңғыма тереңдігін 4500 м
ретінде қарастырдым. Қорытынды ретінде жөндеу жұмыстарының тиімдірегін
анықтадым.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
Месторождение Тенгиз расположено на юго-восточной части Прикаспийской
низменности и административно принадлежит Каратонскому округу Эмбинского
района, Атырауской области (рисунок 1). Расположено в пустынной равнинной
части Атырауской области в непосредственной близости от акватории
Каспийского моря (15-30 км). Территория СП ТШО занимает около 400 км.
Рисунок 1 - Обзорная схема
Ближайшими населенными пунктами, которые в какой-то мере подвергаются
воздействию от деятельности ТШО - поселки Каратон (на 35 км севернее от
месторождения) и Сарыкамыс (25 км в юго-западном направлении).
Тенгизское месторождение представляет собой одну из целой серии
больших карбонатных построек, обнаруженных на различных глубинах по кромке
бассейна.
Климат района резко континентальный, с большими колебаниями сезонных
и суточных температур, количеством осадков около 150 мм в год, засушливым
и жарким летом.
Зима (декабрь-январь) умеренно холодная, малоснежная, преимущественно
с пасмурной погодой. Самый холодный месяц – январь. В самые заснеженные
дни высота снежного покрова не превышает 5 см. Максимальное количество
осадков приходиться на декабрь (до 12 см). Число дней с туманами до 4 в
месяц.
Весна (март-апрель) отличается большими перепадами дневных и ночных
температур и быстрым переходом к жаркому лету (температура воздуха днем
плюс 5 – плюс 12°С, ночью минус 2°С – минус 6°С). Число дней с туманами до
10 в месяц.
Лето (май-сентябрь) сухое и жаркое, с ясной погодой. Температура
воздуха днем плюс 25°С – плюс 30°С (максимальная до 45°С), ночью плюс 11°С
– плюс 15°С. Самый жаркий месяц – июль. Наибольшее количество осадков
выпадает в мае (до 56 мм), наименьшее в июле (до 8 мм). Осадки выпадают,
преимущественно, в виде кратковременных дождей, большей частью в июне.
Периодически бывают засухи, вероятность повторения 20- 25%.
Осень (октябрь-ноябрь) в первой половине теплая, малооблачная. Осадки
выпадают в виде моросящих дождей, иногда со снегом. Температура воздуха
днем плюс 10°С – плюс 16°С. Число дней с туманами до 3 в месяц. Ветры в
течение всего года преимущественно северо-восточные и восточные. Весной и
летом часто бывают северо-западные ветры, что вызывает загрязнение
атмосферы в поселке Сарыкамыс. Скорость ветра от 4 мс до 10 мс. Зимой
бывают сильные северо-восточные ветры со скоростью до 15 мс.
Атмосферные осадки по временам года распределяются неравномерно.
Максимум приходится на зимне-весенний период, а с июня по октябрь осадки
практически не выпадают. Максимальное количество осадков приходится на
декабрь-январь.
К месторождению примыкает асфальтированная автодорога
республиканского значения Кульсары – Сарыкамыс. Эта дорога по соображениям
безопасности, вынесена с территории месторождения. Сегодня идет
реконструкция части дороги на отрезке Кульсары – Каратон. Помимо главной
трассы непосредственно на промысле развита сеть грунтовых и
асфальтированных дорог.
Местное население занято в основном, животноводством, работой в
нефтегазовом комплексе и рыболовстве.
В районе полностью отсутствуют пресные воды.
1.2 История геологической изученности и разработки месторождения
Тенгизское месторождение было открыто получением фонтанного притока
нефти из скважины №1. Скважина давала 115 м3сутки и была расположена в
сводовой части поднятия структуры. Сама структура была определена
сейсморазведочными работами в 1973-1975 годах.
Геологическая модель Тенгизского месторождения учитывала и упиралась
на исследования стратиграфической корреляции, литофаций коллектора и на
изучение процесса диагенеза в коллекторе. В наши дни Тенгизский коллектор
интерпретируется как карбонатная платформа (постройка), которая схожа со
структурой современных островов Кайос и Багамы, расположенных в акватории
Карибского бассейна. Ранее Тенгиз интерпретировали как эрозионный останец
широкого карбонатного шельфа.
Сейсмические данные, составляющие 1950 км сейсмических профилей, были
переформачены с бумажных носителей сейсмозаписей и заложены в рабочую
станцию Ландмарк, что позволило провести первое сейсмическое
картирование месторождения. Верхние участки стволов 80 скважин были
спроецированы на сейсмические данные с использованием новых скоростных
отстрелов, результаты которых записывались в 6 скважинах, подлежащих
капремонту, в начале 1994 года. Верхние участки стволов скважин были
привязаны к сейсмическим профилям. Таким образом, удалось создать
траверсные линии для 4 горизонтов коллектора: для кровли башкирского яруса
(объект 1), для кровли вулканических осадков (объект 2), для кровли
карбонатных пород девона (объект 3), а также для кровли терригенных пород
девона (основной объект 3). Опираясь на полученные данные были созданы
карты глубин, которые вобрали в себя все имеющиеся сейсмические данные и
информацию по скважинному контролю.
Сейсмические данные записывались на различных фазах разработки
Тенгизского месторождения на его площади в семидесятые и восьмидесятые
годы. В 1982 году была проведена 24-кратная сейсмическая съемка по
прямоугольной сетке 3 х 1,5 км, общая длина профилей составила 640 км.
Эти работы были дополнены аналогичными в 1985 году.
В 1993-1994 гг. программа по капремонту предусмотрела ряд новых
исследований с использованием взрывных материалов. Новые точки прострелов
были записаны в скважинах Т-4, Т-7, Т-8, Т-21, Т-104 и Т-111 по всей
протяженности призабойной зоны на 100 метровых интервалах.
Сейсмическая интерпретация по Тенгизу прошла через несколько стадий.
Основными направлениями были:
• Интерпретация основных разломов;
• Отслеживание горизонтов в коллекторе, проявляющихся малых разломов с
привязкой ко всем скважинам;
• Привязка разломов по карте;
• Отображение полигонов сбросов на карте.
С целью оценки запасов было проинтерпретировано 4 беспрерывных
горизонта на территории Тенгизского месторождения: кровля башкирского
яруса, кровля вулканических осадочных материалов, кровля карбонатных пород
девона и кровля терригенных отложений девона. По сейсмическим данным,
кровля башкирского яруса (объект 1) представляет собой самый лучший
отражающий горизонт. Сейсмический пакет отражений включает в себя сильно
выраженную секвенцию (прохождение пика через пик), которая наблюдается
примерно 2 – 4 сек с двусторонним временем пробега на платформе. Подобный
характер отражения вызван высокими скоростями пробега сигнала через
перекрывающие башкир кунгурские соленосные отложения толщиной в 100
метров, уменьшенными скоростями при пробеге сигнала через артинские
сланцы, которые, в свою очередь, перекрывают карбонатные отложения
башкирского яруса, проходимые с большой скоростью пробега.
На крыльях отслеживание горизонта идет сложнее, проводимый
внутрискважинный контроль в скважинах, расположенных на склонах структуры,
дает большую часть информации, необходимой для траверсного прослеживания
горизонтов. При отслеживании башкирского горизонта стало очевидным, что
должны существовать и вертикальные замещения породы, связанные с оползнями
или несогласиями по борту платформы. На некоторых площадях данные
внутрискважинного контроля указывают на сотни метров наличия смещений на
короткие расстояния, то есть от самой платформы ближе к крыльям. Такие
явления невозможно отследить по сейсмике без наличия горизонтальных
сдвигов. Сдвиги наблюдались между скважинами: Т-109 и Т-100, Т-104 и Т-20,
Т-1101 и Т-42, Т-9 и Т-41. С целью обозначения этих и прочих сдвигов,
вдоль бортов платформы были обозначены разломы. Эти разломы затухают сразу
же над башкирским ярусом и сходят на нет в девоне. Было трудно обозначить
амплитуду сброса этих разломов с указанием глубины и с последующей
привязкой к крыльевым скважинам структуры.
По кровле девона не прослеживается каких-либо особых сейсмических
событий. Этот горизонт был вскрыт 7 скважинами на месторождении. Было
определено, что карбонатная платформа девона схожа по структуре с
подстилающим терригенным пластом девона, на котором она и выросла.
Большинство разломов платформы описанных выше, затухают перед попаданием в
этот горизонт, но множество склоновых разломов расчленяют кровлю
карбонатных отложений девона.
Несмотря на довольно значительный фонд пробуренных скважин, степень
изученности выявленных залежей не высока. Именно поэтому из 3418 млн. т.
начальных балансовых запасов, числящихся на балансе СП Тенгизшевройл,
1648 млн. т., то есть 48% приходятся на запасы категории С2. По этой
категории оценивается запасы залежей форма и размеры которых, условия
залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, свойства нефти, газа
определены по результатам геологических и геофизических исследований с
учетом данных по более изученным частям залежи, то есть не достаточно
уверенно, то становится очевидно, что залежи, включенные во II объект
разработки являются практически неизученными. Ведь на запасы категории С2
во II объекте приходится 94,6% от всех запасов этой категории.
Степень изученности I объекта выше чем во втором объекте. На долю
запасов категории С2 приходится 9,5%, однако и для этой части
продуктивного разреза остается много нерешенных вопросов.
В наши дни на месторождении идет работа по более глубокому изучению
коллектора. Первым направлением доразведки месторождения является
детализация строения природного резервуара, содержащего нефтяную залежь,
то есть создание надежной геостатической модели, позволяющей оценить
распределение запасов нефти в продуктивном разрезе и обосновать
оптимальную систему их выработки.
1.3 Стратиграфия
На Тенгизе вскрыты отложения от четвертичного до верхнедевонского
возраста. В целом в осадочном разрезе выделяются три крупных литолого-
стратиграфических комплекса: подсолевой (верхний девон - артинские),
солевой (кунгур) и надсолевой (верхняя пермь - четвертичные).
Подсолевые отложения представлены в основном разнофациональными
карбонатными породами. По данным анализа кернового материала и корреляции
произведена более детальная стратиграфическая разбивка на ярусы. Толщина
вскрытых карбонатных отложений колеблется от 100 до 300 метров. В
скважинах Т-22, Т-24 толщина достигает 1000 метров.
Стратиграфическая карта скважины Т-5660
Артинские отложения сложены преимущественно терригенными породами с
переотложенными обломками известняков. Толщина его в сводовой части
поднятия колеблется от 20 м до 100 м. На крыльях толщина увеличивается до
700-1000м.
Солевые отложения кунгурского возраста представлены толщей сульфатно-
галогенных пород и имеет трехчленное строение: состоит из подстилающего
пласта ангидрита, каменной соли и перекрывающего пласта – ангидрита.
Мощность отложений кунгура изменяется от 500 до 1700 м.
Надсолевой комплекс представлен в основном терригенными отложениями,
типичными для всего юго-востока Прикаспийской впадины.
Тенгизский коллектор разделен на три основных блока: объект 3
(отложения девона); объект 2 – тульские отложения, Тула (ранний –
средний визе и турней); и объект 1 (башкирские отложения, серпуховский
ярус верхний визе).
Палеозойская группа – Pz
Девонская система D
Девонские отложения Тенгизской платформы рассматриваются, как
объект 3. Тенгизская карбонатная платформа предположительно начала свой
рост на локальных палео-рельефных высотах, выполненных терригенными
отложениями в среднем девоне. К концу девонского периода карбонатная
платформа достигла общей мощности в 2300 метров. Примерно 500 метров
девонского коллектора включены в нефтяную колонну выше уровня
предполагаемого ВНК, который составляет 5450 метров.
Достигали девонских отложений на Тенгизе только две скважины.
Скважина Т-10 дошла до подстилающего нижележащий пласт девона на глубину
100 метров, и общая глубина проходки составила примерно 5372 метров в
среднем девоне. Еще советская палеонтологическая школа определила формацию
как девонскую. В настоящее время в распоряжении СП Тенгизшевройл имеется
только два куска керна длиной до 5 см из этого интервала. После
тщательного изучения выяснилось, что эти обломки представляют собой
пакстоун и грейнстоун, содержащие в себе пелоиды и малые фораминиферы,
криноидеи и водоросли. Имеются все признаки того, что скважина Т-10 вошла
в карбонатную постройку позднего девона. Вторая скважина, вскрывшая девон
– Т-17 вошла в слои девона на глубине 5095 метров, где располагается
средний девон.
Стратиграфическая карта девонского яруса
По скважине Т-16 на глубине 5009 метров отслеживается контактная зона
девонских отложений. Скважин Т-16 вошла в 250 метровую пачку
кристаллического известняка, который резко отличается от распространенного
повсеместно перекрывающего пласта карбона. Этот разрез датируется как
окский горизонт.
Отслеживается кровля девона на крыльях в скважине Т-35. Скважина Т-35
не имеет подстилающего слоя карбонатной породы. Кровля девонских отложений
не должна быть слишком глубока на скважинах, разбуренных на самой
платформе в отличие от скважин, разбуренных на крыльях и описанных выше.
Каменноугольная система – С
Нижний отдел – С1
Турнейский и Визейский ярусы – С1t, C1v
Объект II считается лучше изученным объектом, по сравнению с
нижележащим. Он включает в себя примерно 550-600 метров раннего и среднего
Визе и Турнея на платформе. Анализы шлифов по скважине Т-30 позволяют
интерпретировать этот интервал как вулканический туф. Слой вулканического
туфа вскрыт, по меньшей мере, 14 скважинами. Он сходит на нет ближе к
бортам платформы и на структурном поднятии, тянущемся вдоль северной и
восточной сторон платформы.
Опробование Объекта II было проведено с поверхности платформенной
скважины Т-22 в интервале 420 метров при постоянном выносе керна. Керновый
материал состоит из бурого пакстоуна с разбросанными по нему обломками
криноидей, микритизированных фораминифер и водорослей.
Каротажные диаграммы и керновый материал характеризуют вскрытый
интервал объекта II плохой пористостью коллектора. Тенгизшевройл
проводит более углубленный анализ керна с целью полной и всесторонней
оценки потенциала коллектора по объекту II. Трещиноватость является
обычным явлением в объекте II. Некоторые трещины открыты, некоторые
частично заполнены, многие полностью залечены кальцитом. Мы можем
наблюдать также и аномально высокие значения пористости, которые
интерпретируется как результат карстообразования по горизонтам, вскрытым
скважиной Т-39.
Наличие объекта II в осадочных породах на крыльях структуры
рассматривается как промежуточное и находящееся между привязанными
глинистыми пластами объекта I и интерпретированной кровлей девона. Толщина
их изменяется от 204 до 607 метров.
Визейский, серпуховский, башкирский ярусы – С1v, С1s , С2b
Объект I – это интервал, идущий от подошвы артинских аргиллитов до
слоя вулканического туфа, залегающего у основания Визе. Он состоит из трех
главных пачек, которые определяются как башкирские, серпуховские и окские
стратиграфические отложения.
Визейский ярус – С1v2
Верхний Визе (окский горизонт), несогласно залегает на слое
вулканического туфа, расположенного по кровле объекта II. Кровля формации
располагается у подошвы пласта с повсеместно плохой пористостью. Это
просматривается в скважинах Т-22 и Т-31, дошедших до этого уровня глубины.
Окский ярус меняется по мощности от 170 метров на севере до 210 метров на
центральной платформе и далее возрастает до 250 метров к югу.
Объект I имеет наиболее богатый керновый материал. Так керновый
материал, извлеченный из окского интервала скважин Т-8, Т-22, Т-24
содержит в себе пакстоун и грейнстоун, которые отложились в условиях
мелководья или в совсем мелководных (приливно-отливных) зонах. Также
керновый материал богато представлен криноидеями, брахиоподами и
фрагментами водорослей с подчиненными фораминиферами.
Возможное наличие карстовых поверхностей наблюдается около кровли
окского яруса в скважинах Т-8 и Т-24. Ноздреватая, кавернозная и следовая,
а также трещиноватая пористость хорошо просматривается по всему окскому
ярусу, и, по сути, дела она хорошо выпажена по его кровле. Множество
трещин частично открыто.
С целью получения большей отдачи при моделировании этого коллектора,
окский ярус разбит на шесть пластов (О1-О6) по эрозионным
стратиграфическим параллельным несогласованиям.
Средняя толщина окского горизонта 297 метров.
Серпуховский ярус – С1s
Серпуховский ярус перекрывается латеритовыми сланцами,
представляющими основное несогласование. Это несогласование образовывалось
в течение нескольких миллионов лет. Напластования сланцев и вызывают
всплеск на многих каротажных диаграммах ГК. Ярус литологически схож с
подстилающими окскими отложениями, как кажется, он является продолжением
того же самого стиля осадконакопления. По внутреннему разрезу платформы
серпуховский интервал состоит из четырех тридцатиметровых циклов
осадконакоплений, связанных тонкими несогласованиями с плохой пористостью
породы.
Серпуховский интервал перекрывается мелководными криноидными,
брахиопоидными и фораминиферовыми пакстоунами, несущими обильный
водорослевый материал внутри микритовой матрицы. Отдельные кораллы
занимают здесь подчиненное положение, но также характеризуют, вскрытый
серпуховский интервал. Пористость распространена по большей части данного
интервала. Она представлена в виде трещиноватой, следовой, кавернозно-
ноздреватой и в виде межзерновой пористости.
Серпуховский ярус разделен на четыре зоны (З1–З4), которые
соответствуют четырем циклам осадконакопления. Каротажные данные по добыче
указывают, что пористые зоны З1 и З4, вскрытые скважиной Т-113,
обеспечивают 80% притока флюида в ствол скважины.
Средняя толщина серпуховского яруса 197метров.
Таблица 1 - Характеристика толщин залежи нефти по стратиграфическим
объектам и участкам
СтратиграфичесТолщинаНаименовани е Величина по участкам Всего
кий объект залежи
платформа склон
башкирско–серпэффект.Средняя, м 439.6 261.5 342.4
уховско-окские
отложения
Коэф. вариации, 0.219 0.562 0.293
д. ед
Интервал 84.8-625.4 77.5-717.7 77.5-717.
изменения, м 7
эффект.Средняя, м 439.6 261.5 342.4
нефте-н
асы-щен
ная
Коэф. вариации, 0.219 0.562 0.293
д. ед
Интервал 84.8-625.4 77.5-717.7 77.5-717.
изменения, м 7
нижневизейско–эффект.Средняя, м 361.3 - 361.3
турнейские
отложения
Коэф. вариации, 0.155 - 0.155
д. ед
Интервал 94.2-520.2 - 94.2-520.
изменения, м 2
эффект.Средняя, м 309.7 - 309.7
нефтена
сыщен.
Коэф. вариации, 0.102 - 0.102
д. ед
Интервал 94.2-440.2 - 94.2-440.
изменения, м 2
Башкирский ярус – С2b
Башкирский интервал сложен примерно на 100 метров водорослево-
оолитовым сланцевым комплексом грейнстоуна у кровли Тенгизского
коллектора. Он перекрывается пермскими и артинскими аргиллитами. Карбонаты
башкирского яруса сложены мелкими, окатанными водорослевыми зернами,
локальными богатыми колониями ооидов, поверхностных ооидов и онкоидов,
которые отлагались в мелководном бассейне на глубине до 1-2 метров.
Пористость более неравномерна в башкирском интервале, нежели в
серпуховских или окских отложениях.
Хорошо прослеживаемое обмеление вверх по циклам осадконакопления
определяется по керну, но эти циклы довольно тонкие (максимальная толщина
5 метров), что объясняется мелководными условиями осадконакопления.
Корреляция с отметками уровней в башкирском интервале изначально
основывалась на корреляции пиков ГК, которые показывали на наличие
прослоев сланцев. Четыре отметки (Б1-Б4) были установлены в башкирском
интервале. Эти слои имеют меняющуюся мощность пласта при прохождении через
некоторые скважины, что, как предполагается, является результатом
локального размыва.
Толщина башкирского яруса 204 метра.
Пермская система - Р
Разрез пермской системы на Тенгизской площади представлен
верхнеартинским подъярусом и кунгурским ярусом.
Верхнеартинский подъярус. Верхнеартинские отложения вскрыты и
охарактеризованы керном по скважинам Т-1, Т-2, Т-11, Т-15, Т-33, Т-38, Т-
39, Т-41, Т-42, Т-43 и другими. Базальные слои верхнеартинского подъяруса
залегают на размытой поверхности средне и нижне каменноугольных
образований. Наиболее полно разрез представлен скважиной Т-11. Нижняя
часть разреза состоит из известняков темно-серых, почти черных,
микрозернистых, глинистых с обильным детритом и комплексом микрофауны:
остракоды, личинки гониатитов, фораминиферы. Выше залегают известняки
почти черного цвета, сильно глинистые, микрозернистые с редким детритом
гониатитов. Заканчивается разрез верхнеартинского подъяруса глинистыми
известняками строматолитовой структуры с реликтами пластовых
строматолитов. Биологический состав базального слоя изменяется по площади.
В скважине Т-33 отмечаются аргиллиты темно-серые, почти черные,
тонкодисперсные, неравномерно трещиноватые. В скважине Т-38 встречены
мергели темно-серые, почти черные доломитовые с большим количеством
битуминозного вещества.
Толщина колеблется от 10 до 150 метров.
1.4 Тектоника
Вскрытая толща осадочных пород на Тенгизском месторождении
представлена отложениями от четвертичных до верхнедевонских.
В осадочном разрезе выделяются три крупных литолого-стратиграфических
комплекса: подсолевой, включающий верхнедевонские-артинские отложения,
солевой-кунгурские, надсолевой- от верхнепермских до четвертичных.
Максимальная вскрытая глубина составляет 6455 м, скважина
Т-53. Девонские отложения по состоянию изученности на 01.01.93 г.,
согласно исследований ВолгоградHИПИнефти вскрыты в четырех скважинах Т-10,
Т-17, Т-22, Т-41 соответственно толщиной 38, 5, 84, 87 м. Исследованиями,
выполненными в СП "Тенгизшевройл", девонские отложения вскрыты только в
двух скважинах Т-10 и Т-17. В скважине Т-22 палеонтологические
исследования не подтверждают наличие девонских отложений, по поводу
скважины Т-41 никаких комментариев не приводится, но согласно материалов
СП ТШО в ней вскрыты только тульские отложения.
Hижнекаменноугольные отложения вскрыты в объеме яснополянского
надгоризонта толщиной до 607 м (скважина Т-22), здесь и далее приводится
максимально вскрытая толщина окского надгоризонтов толщиной до 297 м
(скважина Т-22) и серпуховского яруса общей толщиной до 197 м (скважина Т-
16); среднекаменноугольные отложения в объеме башкирского яруса толщиной
до 204 м (скважина Т-40); нижнепермские отложения в объеме артинского и
кунгурского ярусов толщиной до 1876 м; верхнепермские отложения толщиной
до 942 м; триасовые отложения толщиной до 500 м; юрские отложения толщиной
до 1798 м; меловые отложения толщиной до 2675 м; палеогеновые отложения
толщиной до 240 м и отложения неогеновой и четвертичной систем.
Подсолевые отложения, с которыми связана установленная нефтяная
залежь, литологически представлены карбонатными породами органогенного
происхождения. Артинские отложения, залегающие на размытой поверхности
каменноугольных образований, сложены преимущественно терригенными породами
с переотложенными обломками известняков.
Солевые отложения кунгурского возраста представлены мощной толщей
сульфатно - галогеновых пород, толщина которых изменяется от 500 до 1700
м.
Отложения надсолевого комплекса состоят из терригенных пород
Тенгизской поднятие приурочено к восточной части Приморского свода. С
севера оно кулисообразно сочленяется с Королевским поднятием, а с юга и
востока ограничено Култукской террасой.
Объединяющим элементом этой зоны является мощная подсолевая
карбонатная платформа, включающая отложения девонского и каменноугольного
возраста. В пределах этой платформы выявлен ряд структур, связанных с
высокоамплитудными карбонатными массивами, из которых наиболее крупным и
изученным по данным бурения является Тенгизское.
Тенгизское поднятие по кровле карбонатных отложений (отражающий горизонт
П1) представляет собой крупную складку изометрической формы размерами 33х27
км по замкнутой изогипсе 5900 м с амплитудой более 1600 м.
Современные представления о строении Тенгизского подсолевого массива
предполагают влияние трех факторов: тектонического, седиментационного и
эрозионного, в результате чего кунгуро-артинские отложения перекрывают
разновозрастные карбонатные образования от среднекаменноугольных до
девонских и, таким образом, структурная карта (лист 1) отражает
поверхность гидродинамически единого природного резервуара, включающего
весь подсолевой карбонатный комплекс.
Структура имеет пологую широкую сводовую часть и крутое погружение на
крыльях в зонах эрозионного вреза.
Поверхность второго объекта, включающего тульские и девонские
отложения, в основном, отражает кровлю тульского горизонта и поэтому имеет
более пологое падение на крыльях, а в наиболее погруженных частях вреза,
где карбонатные отложения размыты до девонских, полностью повторяет
поверхность первого объекта (лист 2).
В отличие от этих представлений, согласно которых в платформенной
части структуры и ее бортов не проводилось разрывных нарушений, по
представлениям специалистов СП ТШО Тенгизская структура значительно
осложнена дизъюнктивными нарушениями как в пределах платформы, так и,
прежде всего, бортовых частях.
Тенгизский природный резервуар, содержащий нефтяную залежь, по
разрезу разделён ТШО на толщу 1, включающую башкирские, серпуховские и
окские отложения, толщу 2, в которую входят тульские и более древние
отложения карбона, и толщу 3, включающую девон и подразделённую, в свою
очередь, на нижнюю - терригенную и верхнюю - карбонатную части. В
настоящее время вскрыта карбонатная часть толщи 3.
По площади структура разделена на платформу, под которой
подразумевается относительно плоская центральная часть поднятия, и крылья
- склоны структуры.
Разрезы, вскрытые скважинами в центральной части массива,
коррелируются специалистами России, Казахстана и СП ТШО практически
одинаково, а в прибортовых и бортовых частях по разному, что связано с
различными взглядами на формирование карбонатной постройки и,
соответственно, ее морфологию.
Согласно представлений СП ТШО, разломы расчленяют карбонатную
постройку вдоль северного, западного и восточного бортов платформы, сама
же платформа осложнена серией мелких разрывных нарушений.
Породы, слагающие продуктивные отложения Тенгизского месторождения,
представлены органогенными, органогенно обломочными, органогенно -
детритовыми, комковатыми и оолитовыми известняками, преимущественно
неглинистыми (менее 5%), трещиноватыми, в значительной части разреза
выщелоченными.
Вследствие развития интенсивной трещиноватости и пустот выщелачивания
по трещинам, соединяющим поры и каверны и обеспечивающим сообщаемость
участков с различными коллекторскими свойствами, продуктивную толщу
следует рассматривать как единый гидродинамически связанный резервуар.
Пустотное пространство пород продуктивной толщи представлено порами,
кавернами и трещинами, что предопределило отнесение коллекторов к
различным сложным типам в зависимости от соотношения разных видов
пустотного пространства и их вклада в ёмкостной и фильтрационный
потенциалы коллектора. При различном сочетании трещин, пор и каверн в
породах, по изменению параметра емкости и фильтрационной среды для нефти,
они объединены в три группы коллекторов: трещинные, порово-каверново-
трещинные и трещинно-каверново-поровые. Эта типизация коллекторов была
проведена в 1983 г. и нашла отражение во всех последующих исследованиях.
1.5 Нефтегазоносность
Структура месторождения такова, что отложения среднего и нижнего
карбона сильно изменяются по толщине, вплоть до полного исчезновения из
вскрытого скважинами разреза.
Скважина Т-10 показала нижнюю границу доказанной промышленной
нефтегазоносности (5410м – самая низкая отметка получения нефти без
содержания воды.)
Предполагается, что ВНК может располагаться на отметке не ниже 5960
м. По данным сейсмических исследований вероятная глубина эрозионного
вреза, разделяющего Тенгизское и Королевское месторождения, составляет
именно 5960 м. Предполагаемая глубина вреза могла бы рассматриваться, как
контролирующая максимальную глубину распространения залежи Тенгизского
месторождения. Так же вероятен такой вариант, что залежь не имеет
физического ВНК, а является замкнутой в результате отсутствия в нижней
части продуктивной толщи пород-коллекторов с поровой проницаемостью. Есть
вероятность, что ВНК присутствует только по периферии залежи, в северо-
восточной и юго-западной частях площади, где присутствуют поровые
коллекторы.
СП Тенгизшевройл принимает за положение ВНК отметку 5450 м, что на
40 м ниже наиболее низкой отметки получения нефти в настоящее время на
месторождении. Это предположение основано на гидродинамическом равновесии
с Королевским месторождением, ВНК на котором также не установлен, но самый
высокий уровень воды предполагается на отметке 4922 м. ВНК для Тенгизского
месторождения рассчитан путем экстраполяции градиентов давления.
ВНК принимался единым для всех подсчетных объектов, выделенных в
разрезе, так как залежь является массивной и существует гидродинамическая
связь между различными типами коллекторов.
Проведенными исследованиями установлено, что вся вскрытая толщина
карбонатного комплекса является коллектором, за исключением туффитового
слоя на границе тульских и окских отложений, который после дополнительно
проведенных работ, возможно, сможет рассматриваться как раздел между I и
II объектами эксплуатации.
О I объекте разработки можно судить по 16 скважинам, вскрывшим
башкирские, серпуховские и окские отложения.
II объект разработки вскрыт единичными скважинами, причем отдельные
скважины вскрыли разные по возрасту части этого объекта, что не позволяет
дать оценку продуктивных толщин в целом по объекту. В скважине Т-22, где
вскрыта максимальная толщина II объекта разработки весь разрез
представлен коллекторами II и III групп.
Таблица 1 Статистические ряды распределения проницаемости по данным
лабораторного изучения керна
Подразделение Интервалы изменения проницаемости *10-3, мкм2Кол-во
опреде-
лений
0-0.01 0.01-0.1
Башкирский ярус. Платформа 0.5
Плотность нефти 797 кгм3
Изначальное давление коллектора (4250 м) 80,8 МПа
Газовый фактор при растворенном газе 450 м3м3
Давление насыщения 24,7 МПа
Коэффициент пластового объема 2,306
Вязкость нефти 0,12 мПа . с
Хоть отбор проб пластовой нефти и производился на устье скважин,
сохранялось условие, что давление на головке скважин превышает давление
насыщения. Это значит, что обратный флюид находится в однофазном состоянии
и соответствует пластовому флюиду.
При исследовании пластовой нефти по многим пробам не были учтены
термобарические условия на глубине перфорации исследуемой скважины, а
принимались средние значения пластовых температуры и давления. Поэтому
полученные параметры пластовой нефти не коррелировались по пласту, тем
более что изменение состава и свойств нефти очень небольшое, что не
свойственно для крупных месторождений, имеющих толщину нефтяного пласта
более 1000 м.
Снижение пластового давления влечет за собой нарушение
термодинамического равновесия пластовой системы, оказывая наибольшее
влияние на такие параметры пластовой нефти как сжимаемость, объемный
коэффициент и плотность, от которых в свою очередь зависит нефтеотдача и
уровни добычи нефти.
В последнее время отмечается тенденция увеличения содержания
сероводорода в составе растворенного газа. Специалисты связывают это с
возможным процессом перехода сероводорода сорбированного на породе и
растворенного в погребенной воде при снижении пластового давления в
пластовую нефть.
Разработка месторождения Тенгиз будет проходить в несколько стадий, в
процессе которых будут меняться термобарические условия залежи и, как
следствие, физико-химические свойства насыщающих их флюидов. Поэтому должен
осуществляться постоянный контроль за свойствами и составом нефти и газа,
чтобы можно было прогнозировать возможные изменения и не допустить
связанные с этим осложнения при разработке, добыче и подготовки нефти и
газа.
1.6 Водоносность
Воды соров, залегающих на глубине 1-2 метра, имеют минерализацию 116-
196 гл. Тип вод хлоридно-магниевый, содержание йода и брома в сумме до
10мгл.
Альбсеноманский горизонт содержит воды с минерализацией 107-125 гл,
уровни их устанавливаются на отметках ниже поверхности земли. Тип вод
хлоридно-кальциевый, что отражает более закрытые условия затрудненного
водообмена, в которых находится этот горизонт. Содержание йода 4-5 мгл,
брома 230-304 мгл.
Воды более глубоких горизонтов надсолевого комплекса пород (меловых,
юрских и пермотриасовых), залегающих на глубинах от 2700 до 3500 м, по
аналогии с соседними районами (Кенкияк, Боранкуль), следует ожидать высокой
минерализации (230-260 гл), хлоридно-кальциевого и хлоридно-магниевого
типов.
Ранние линзы, вскрытые и опробованные в скважинах Т-9 и Т-14, имеют
высокие близкие к горному, пластовые давления: в скважине Т-9 на глубине
3559 метров давление составило более 7,5 МПа. Плотность рассолов до 232
кгм3 , сумма солей 320-327 гл. Состав их преимущественно хлоридно-
кальциевый и хлоридно-натриевый. Содержание йода 38-44 мгл, хрома 52-800
мгл. В пробах было заметно присутствие сероводорода, но специальных проб
не отбиралось, поэтому его количественной характеристики дать нельзя.
В подсолевых палеозойских отложениях, по аналогии с площадью Каратон,
могут быть встречены высокоминерализованные воды хлоридно-кальциевого и
хлоридно-магниевого типов, с минерализацией до 230 гл, насыщенные
углеводородным газом со значительной долей сероводорода и углекислоты. Не
исключена, однако, возможность контактирования залежи с опресненными
водами разнообразных типов (от хлоридно-кальциевого до гидрокарбонатно-
натриевого), с минерализацией от 60 до 100 гл и низкими концентрациями
йода и брома, которые установлены в каменноугольных отложениях
Астраханского месторождения.
Концентрации йода и брома в подземных водах надсолевого комплекса,
начиная с глубины 700 м, и в разных линзах соленосных отложений кунгура
соответствует промышленным, но дать оценку рентабельности их извлечения
невозможно, так как нет сведений о производительности водоносных
горизонтов.
2. Технико-технологическая часть
2.1 Основные положения проекта опытно-промышленной эксплуатации
2.1.1 Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого-физических
характеристик, выбор режима разработки
Технологические показатели разработки месторождения зависят от
емкостно-фильтрационной характеристики пласта, технологии и системы
воздействия. Полученная в результате эксплуатационного бурения информация
о геологическом строении залежей позволяет использовать трехмерную
математическую модель пласта.
В технологической схеме разработки 1986г. предполагалась при
эксплуатации месторождения Тенгиз реализация последовательно трех режимов
вытеснения нефти из коллектора:
упруго-замкнутый режим, когда нефть из пласта отжимается силами
упругости нефти, битума, связанной воды и скелета породы;
режим растворенного газа, когда нефть из породы вытесняется пузырьками
выделяющегося из нефти газа;
водонапорный режим, когда нефть из породы будет вытесняться закачиваемой в
пласт водой.
Упруго-замкнутый режим в условиях месторождения Тенгиз является
весьма эффективным, что объясняется наличием аномально-высокого пластового
давления, большим разрывом между ним и давлением насыщения и современным
представлением о геостатической модели залежи. Из-за этого месторождение
Тенгиз по запасу упругой энергии относится к уникальным в отечественной
практике разработки.
При упругом режиме, в отличие от напорного, нефтеотдача определяется
степенью снижения пластового давления в залежи, сжимаемостью пластовых
флюидов и коллекторов. Такие факторы, как вязкость нефти в пластовых
условиях, даже плотность сетки скважин, если в пласте отсутствуют
изолированные линзы, формально не влияют на нефтеотдача при упругом
режиме. При этом режиме вместо сложного процесса вытеснения нефти водой в
пористой среде происходит процесс отжатия нефти из пористого коллектора.
Наличие гидродинамической связи между добывающими скважинами и любой
точкой нефтяной залежи является необходимым и достаточным условием для
этого процесса.
Указанные особенности упруго-замкнутого режима значительно облегчают
начальную стадию разработки месторождения и позволяют резко сократить
начальные капитальные вложения на разработку. Они позволяют применить на
стадии эксплуатации залежи при упруго-замкнутом режиме сравнительно редкую
сетку скважин. Кроме того, в этот период достаточно выделить минимальное
число объектов разработки. В отличие от напорных режимов, при которых при
эксплуатации объектов большой мощности обычно наблюдается невысокий охват
пласта процессом вытеснения, при упруго-замкнутом режиме, должна работать
вся толщина пласта, если только скважина вскрыла всю продуктивную толщу
объекта разработки и гидродинамически связана со всеми его интервалами.
При упруго-замкнутом режиме прогнозируемый коэффициент извлечения
нефти (КИН) зависит от наличия ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
ВВЕДЕНИЕ 3
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 4
1.1 Общие сведения о месторождении 4
1.2 История геологической изученности и разработки месторождения 5
1.3 Стратиграфия 9
1.4 Тектоника 15
1.5 Нефтегазоносность 18
1.6 Водоносность 21
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 22
2.1 Основные положения проекта опытно-промышленной эксплуатации 22
2.1.1 Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого-физических
характеристик, выбор режима разработки 22
2.1.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные
характеристики 28
2.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективность применения
методов повышения нефтеизвлечения. 30
2.3 Характеристика работы фонда скважин, выбор способа эксплуатации,
описание оборудования для фонтанной эксплуатации 34
2.3.1 Фонд скважин на месторождении Тенгиз 34
2.3.2 Выбор способа эксплуатации скважин 35
2.3.3 Оборудование при фонтанной эксплуатации 37
2.4 Осложнения при эксплуатации на месторождении Тенгиз 43
2.4.1 Коррозия и методы ее предупреждения 43
2.4.2 Межколонные давления (МКД) на месторождении Тенгиз 47
2.5 Подбор оборудования и выбор оптимального режима для фонтанирования
49
2.5.1 Расчет диаметра фонтанного подъемника 49
2.5.2 Расчет минимального забойного давления фонтанирования 50
3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 53
3.1 Экономический эффект проекта опытно-промышленной эксплуатации
месторождения Тенгиз 53
3.2 Расчет годового экономического эффекта от внедрения Комплексного
ингибитора 58
4. ОХРАНА ТРУДА 64
4.1 Охрана труда 64
4.2 Средства индивидуальной защиты 64
4.3 Техника безопасности при работе со вспомогательным оборудованием 68
4.4 Вредные химические вещества 73
4.5 Электробезопасность 76
4.6 Пожарная безопасность 78
5. Охрана окружающей среды 80
5.1 Характеристика предприятия как источника загрязнения атмосферы 80
5.2 Параметры выбросов вредных веществ в атмосферу от существующего
оборудования 81
5.3 Оценка вклада в существующее загрязнение атмосферного воздуха
объектов разработки 83
5.4 Современное состояние почв и грунтов 83
5.5 Современное состояние вод 84
5.6 Охрана земельных ресурсов 87
5.7 Определение границ санитарно-защитной зоны (СЗЗ) 90
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 93
Приложение А 94
АННОТАЦИЯ
Главная цель этого дипломного проекта заключается в выборе метода и в
подборе оборудования для капитального ремонта скважин на месторождении
Тенгиз. Выбор типа капитального ремонта зависит от его эффективности
использования и определении забойного давления что определяет правильное
использование пластовой энергии. Также подбор оборудования заключается в
расчете диаметра насосно-компрессорной трубы.
Кроме расчета и подробного описания состояния разработки и
технологии добычи на месторождении, в дипломном проекте описывается
геологическое строение Тенгизского месторождения.
В экономической части приводится расчет экономической эффективности
применения оборудования метода промывки, также описывается наблюдение в
росте промышленной эксплуатации.
В заключительной части проекта описаны основные принципы охраны
труда и окружающей среды на объектах СП ТШО.
АҢДАТПА
Бұл дипломдық жобаның ең басты мақсаты – ұңғыманың толықтай жөндеу
кезінде тиімді де қолайлы жөндеу түрін және технологиялық қондырғысын
таңдау. Сонымен қатар, таңдалған жөндеу түрінің көмегімен бағдарламадан
өткен ұңғымалардың мұнай игеріміне тигізетін ықпалын және экономикалық
тиімділігін анықтау. Жөндеу жұмыстарының түрін ұңғыма қысымына
байланыстырып таңдаймыз. Қондырғыны таңдау ұңғыма диаметріне тікелей
байланысты.
Дипломдық жоба есептеулер мен кенорнының жалпы игеру жағдайы және
мұнай өндірісіндегі технологияның сипаттамасынан тұрады. Сонымен қатар
Теңіз кенорнының геологиялық мігездемесін де қамтыған.
Дипломдық жобаның экономикалық бөлімінде толықтай жөнделу кезінде
қолданылған жөндеу түрлері мен технологиялық қондырғылардың қолданылуы
барысында компанияға келетін экономикалық тиімділігі әсері баяндалған.
Жобаның қорытынды бөлімінде ТШО БҰ-ғы адам еңбегінің және қоршаған
ортаны қорғаудың басты принциптері сипатталған.
ANNOTATION
The main purpose of this diploma project is to identify the method
and to choose the equipment for well repairs on Tengiz field.
Identification of the workover type depends on its effective use and
determination of the bottomhole pressure that defines the right use of
layer energy. Also selection of equipment related to the diameter of
tubing.
The diploma project consists of geological structure of Tengiz field
as well as accounts and detailed definition of the development state and
also production technology on the field.
In the economical part, there are economic efficiency accounts of
the using of washing equipments, moreover there is a definition of
increase in commercial production.
The main principles of the labour protection and surrounding environment on
TCO objects are described in the conclusion part.
КІРІСПЕ
Теңіз кенорны 1979 жылы ашылды. Алғашқы ұңғыма Т-1 бірінші рет мұнай
атқылау ағымын берді. Бұл кезең кенорнындағы 1,25 млрд. тонн мұнайды игеру
бағдарламасының бастапқы саты болды.
Тенгизшевройл БҰ 6 сәуір 1993 жылы, Қазақстан Респуликасы және
Шеврон корпорациясы арасында қол қойылған меморандум барысында дүниеге
келді. Қазіргі таңда біріккен ұйымның мүшелері қатарына Шеврон-Тексако
ұлттық компания ретінде Қазмунайгаз, Эксон-Мобил компаниясы және
ЛукАрко жатады.
Теңіз коллекторын дүние жүзінде ең көлемді мұнай жинағыш коллектор
қатарына жатқызуға болады. Бұл жағдай кен орнын игеру бағдарламасы кезінде
пайда болатын қиыншылықтардың себебі болып саналады. Жоғары құрамды
күкірт, аса биік қабат қысымы, бұрғылау барысындағы қиыншылықтар, колонна
арасында қысымның пайда болуы секілді әсерлер мұнай шығарудың қиындауы
және жұмыстың қымбаттауына себеп болады.
Ұңғыманың жобалық тереңдігі жөндеу жұмыстарын жүргізу барысында өз
ықпалдарын жетерлікті түрде тигізеді. Мысалы ретінде, жөндеу жұмыстарының
түрлерін және технологиялық қондырғыларын таңдау кезіндегі мәселелер.
Жөндеу жұмысы ретінде тура және кері су айдау түрін таңдадым. Сонымен
қатар, бұл дипломдық жобадағы есептеулерде ұңғыма тереңдігін 4500 м
ретінде қарастырдым. Қорытынды ретінде жөндеу жұмыстарының тиімдірегін
анықтадым.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
Месторождение Тенгиз расположено на юго-восточной части Прикаспийской
низменности и административно принадлежит Каратонскому округу Эмбинского
района, Атырауской области (рисунок 1). Расположено в пустынной равнинной
части Атырауской области в непосредственной близости от акватории
Каспийского моря (15-30 км). Территория СП ТШО занимает около 400 км.
Рисунок 1 - Обзорная схема
Ближайшими населенными пунктами, которые в какой-то мере подвергаются
воздействию от деятельности ТШО - поселки Каратон (на 35 км севернее от
месторождения) и Сарыкамыс (25 км в юго-западном направлении).
Тенгизское месторождение представляет собой одну из целой серии
больших карбонатных построек, обнаруженных на различных глубинах по кромке
бассейна.
Климат района резко континентальный, с большими колебаниями сезонных
и суточных температур, количеством осадков около 150 мм в год, засушливым
и жарким летом.
Зима (декабрь-январь) умеренно холодная, малоснежная, преимущественно
с пасмурной погодой. Самый холодный месяц – январь. В самые заснеженные
дни высота снежного покрова не превышает 5 см. Максимальное количество
осадков приходиться на декабрь (до 12 см). Число дней с туманами до 4 в
месяц.
Весна (март-апрель) отличается большими перепадами дневных и ночных
температур и быстрым переходом к жаркому лету (температура воздуха днем
плюс 5 – плюс 12°С, ночью минус 2°С – минус 6°С). Число дней с туманами до
10 в месяц.
Лето (май-сентябрь) сухое и жаркое, с ясной погодой. Температура
воздуха днем плюс 25°С – плюс 30°С (максимальная до 45°С), ночью плюс 11°С
– плюс 15°С. Самый жаркий месяц – июль. Наибольшее количество осадков
выпадает в мае (до 56 мм), наименьшее в июле (до 8 мм). Осадки выпадают,
преимущественно, в виде кратковременных дождей, большей частью в июне.
Периодически бывают засухи, вероятность повторения 20- 25%.
Осень (октябрь-ноябрь) в первой половине теплая, малооблачная. Осадки
выпадают в виде моросящих дождей, иногда со снегом. Температура воздуха
днем плюс 10°С – плюс 16°С. Число дней с туманами до 3 в месяц. Ветры в
течение всего года преимущественно северо-восточные и восточные. Весной и
летом часто бывают северо-западные ветры, что вызывает загрязнение
атмосферы в поселке Сарыкамыс. Скорость ветра от 4 мс до 10 мс. Зимой
бывают сильные северо-восточные ветры со скоростью до 15 мс.
Атмосферные осадки по временам года распределяются неравномерно.
Максимум приходится на зимне-весенний период, а с июня по октябрь осадки
практически не выпадают. Максимальное количество осадков приходится на
декабрь-январь.
К месторождению примыкает асфальтированная автодорога
республиканского значения Кульсары – Сарыкамыс. Эта дорога по соображениям
безопасности, вынесена с территории месторождения. Сегодня идет
реконструкция части дороги на отрезке Кульсары – Каратон. Помимо главной
трассы непосредственно на промысле развита сеть грунтовых и
асфальтированных дорог.
Местное население занято в основном, животноводством, работой в
нефтегазовом комплексе и рыболовстве.
В районе полностью отсутствуют пресные воды.
1.2 История геологической изученности и разработки месторождения
Тенгизское месторождение было открыто получением фонтанного притока
нефти из скважины №1. Скважина давала 115 м3сутки и была расположена в
сводовой части поднятия структуры. Сама структура была определена
сейсморазведочными работами в 1973-1975 годах.
Геологическая модель Тенгизского месторождения учитывала и упиралась
на исследования стратиграфической корреляции, литофаций коллектора и на
изучение процесса диагенеза в коллекторе. В наши дни Тенгизский коллектор
интерпретируется как карбонатная платформа (постройка), которая схожа со
структурой современных островов Кайос и Багамы, расположенных в акватории
Карибского бассейна. Ранее Тенгиз интерпретировали как эрозионный останец
широкого карбонатного шельфа.
Сейсмические данные, составляющие 1950 км сейсмических профилей, были
переформачены с бумажных носителей сейсмозаписей и заложены в рабочую
станцию Ландмарк, что позволило провести первое сейсмическое
картирование месторождения. Верхние участки стволов 80 скважин были
спроецированы на сейсмические данные с использованием новых скоростных
отстрелов, результаты которых записывались в 6 скважинах, подлежащих
капремонту, в начале 1994 года. Верхние участки стволов скважин были
привязаны к сейсмическим профилям. Таким образом, удалось создать
траверсные линии для 4 горизонтов коллектора: для кровли башкирского яруса
(объект 1), для кровли вулканических осадков (объект 2), для кровли
карбонатных пород девона (объект 3), а также для кровли терригенных пород
девона (основной объект 3). Опираясь на полученные данные были созданы
карты глубин, которые вобрали в себя все имеющиеся сейсмические данные и
информацию по скважинному контролю.
Сейсмические данные записывались на различных фазах разработки
Тенгизского месторождения на его площади в семидесятые и восьмидесятые
годы. В 1982 году была проведена 24-кратная сейсмическая съемка по
прямоугольной сетке 3 х 1,5 км, общая длина профилей составила 640 км.
Эти работы были дополнены аналогичными в 1985 году.
В 1993-1994 гг. программа по капремонту предусмотрела ряд новых
исследований с использованием взрывных материалов. Новые точки прострелов
были записаны в скважинах Т-4, Т-7, Т-8, Т-21, Т-104 и Т-111 по всей
протяженности призабойной зоны на 100 метровых интервалах.
Сейсмическая интерпретация по Тенгизу прошла через несколько стадий.
Основными направлениями были:
• Интерпретация основных разломов;
• Отслеживание горизонтов в коллекторе, проявляющихся малых разломов с
привязкой ко всем скважинам;
• Привязка разломов по карте;
• Отображение полигонов сбросов на карте.
С целью оценки запасов было проинтерпретировано 4 беспрерывных
горизонта на территории Тенгизского месторождения: кровля башкирского
яруса, кровля вулканических осадочных материалов, кровля карбонатных пород
девона и кровля терригенных отложений девона. По сейсмическим данным,
кровля башкирского яруса (объект 1) представляет собой самый лучший
отражающий горизонт. Сейсмический пакет отражений включает в себя сильно
выраженную секвенцию (прохождение пика через пик), которая наблюдается
примерно 2 – 4 сек с двусторонним временем пробега на платформе. Подобный
характер отражения вызван высокими скоростями пробега сигнала через
перекрывающие башкир кунгурские соленосные отложения толщиной в 100
метров, уменьшенными скоростями при пробеге сигнала через артинские
сланцы, которые, в свою очередь, перекрывают карбонатные отложения
башкирского яруса, проходимые с большой скоростью пробега.
На крыльях отслеживание горизонта идет сложнее, проводимый
внутрискважинный контроль в скважинах, расположенных на склонах структуры,
дает большую часть информации, необходимой для траверсного прослеживания
горизонтов. При отслеживании башкирского горизонта стало очевидным, что
должны существовать и вертикальные замещения породы, связанные с оползнями
или несогласиями по борту платформы. На некоторых площадях данные
внутрискважинного контроля указывают на сотни метров наличия смещений на
короткие расстояния, то есть от самой платформы ближе к крыльям. Такие
явления невозможно отследить по сейсмике без наличия горизонтальных
сдвигов. Сдвиги наблюдались между скважинами: Т-109 и Т-100, Т-104 и Т-20,
Т-1101 и Т-42, Т-9 и Т-41. С целью обозначения этих и прочих сдвигов,
вдоль бортов платформы были обозначены разломы. Эти разломы затухают сразу
же над башкирским ярусом и сходят на нет в девоне. Было трудно обозначить
амплитуду сброса этих разломов с указанием глубины и с последующей
привязкой к крыльевым скважинам структуры.
По кровле девона не прослеживается каких-либо особых сейсмических
событий. Этот горизонт был вскрыт 7 скважинами на месторождении. Было
определено, что карбонатная платформа девона схожа по структуре с
подстилающим терригенным пластом девона, на котором она и выросла.
Большинство разломов платформы описанных выше, затухают перед попаданием в
этот горизонт, но множество склоновых разломов расчленяют кровлю
карбонатных отложений девона.
Несмотря на довольно значительный фонд пробуренных скважин, степень
изученности выявленных залежей не высока. Именно поэтому из 3418 млн. т.
начальных балансовых запасов, числящихся на балансе СП Тенгизшевройл,
1648 млн. т., то есть 48% приходятся на запасы категории С2. По этой
категории оценивается запасы залежей форма и размеры которых, условия
залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, свойства нефти, газа
определены по результатам геологических и геофизических исследований с
учетом данных по более изученным частям залежи, то есть не достаточно
уверенно, то становится очевидно, что залежи, включенные во II объект
разработки являются практически неизученными. Ведь на запасы категории С2
во II объекте приходится 94,6% от всех запасов этой категории.
Степень изученности I объекта выше чем во втором объекте. На долю
запасов категории С2 приходится 9,5%, однако и для этой части
продуктивного разреза остается много нерешенных вопросов.
В наши дни на месторождении идет работа по более глубокому изучению
коллектора. Первым направлением доразведки месторождения является
детализация строения природного резервуара, содержащего нефтяную залежь,
то есть создание надежной геостатической модели, позволяющей оценить
распределение запасов нефти в продуктивном разрезе и обосновать
оптимальную систему их выработки.
1.3 Стратиграфия
На Тенгизе вскрыты отложения от четвертичного до верхнедевонского
возраста. В целом в осадочном разрезе выделяются три крупных литолого-
стратиграфических комплекса: подсолевой (верхний девон - артинские),
солевой (кунгур) и надсолевой (верхняя пермь - четвертичные).
Подсолевые отложения представлены в основном разнофациональными
карбонатными породами. По данным анализа кернового материала и корреляции
произведена более детальная стратиграфическая разбивка на ярусы. Толщина
вскрытых карбонатных отложений колеблется от 100 до 300 метров. В
скважинах Т-22, Т-24 толщина достигает 1000 метров.
Стратиграфическая карта скважины Т-5660
Артинские отложения сложены преимущественно терригенными породами с
переотложенными обломками известняков. Толщина его в сводовой части
поднятия колеблется от 20 м до 100 м. На крыльях толщина увеличивается до
700-1000м.
Солевые отложения кунгурского возраста представлены толщей сульфатно-
галогенных пород и имеет трехчленное строение: состоит из подстилающего
пласта ангидрита, каменной соли и перекрывающего пласта – ангидрита.
Мощность отложений кунгура изменяется от 500 до 1700 м.
Надсолевой комплекс представлен в основном терригенными отложениями,
типичными для всего юго-востока Прикаспийской впадины.
Тенгизский коллектор разделен на три основных блока: объект 3
(отложения девона); объект 2 – тульские отложения, Тула (ранний –
средний визе и турней); и объект 1 (башкирские отложения, серпуховский
ярус верхний визе).
Палеозойская группа – Pz
Девонская система D
Девонские отложения Тенгизской платформы рассматриваются, как
объект 3. Тенгизская карбонатная платформа предположительно начала свой
рост на локальных палео-рельефных высотах, выполненных терригенными
отложениями в среднем девоне. К концу девонского периода карбонатная
платформа достигла общей мощности в 2300 метров. Примерно 500 метров
девонского коллектора включены в нефтяную колонну выше уровня
предполагаемого ВНК, который составляет 5450 метров.
Достигали девонских отложений на Тенгизе только две скважины.
Скважина Т-10 дошла до подстилающего нижележащий пласт девона на глубину
100 метров, и общая глубина проходки составила примерно 5372 метров в
среднем девоне. Еще советская палеонтологическая школа определила формацию
как девонскую. В настоящее время в распоряжении СП Тенгизшевройл имеется
только два куска керна длиной до 5 см из этого интервала. После
тщательного изучения выяснилось, что эти обломки представляют собой
пакстоун и грейнстоун, содержащие в себе пелоиды и малые фораминиферы,
криноидеи и водоросли. Имеются все признаки того, что скважина Т-10 вошла
в карбонатную постройку позднего девона. Вторая скважина, вскрывшая девон
– Т-17 вошла в слои девона на глубине 5095 метров, где располагается
средний девон.
Стратиграфическая карта девонского яруса
По скважине Т-16 на глубине 5009 метров отслеживается контактная зона
девонских отложений. Скважин Т-16 вошла в 250 метровую пачку
кристаллического известняка, который резко отличается от распространенного
повсеместно перекрывающего пласта карбона. Этот разрез датируется как
окский горизонт.
Отслеживается кровля девона на крыльях в скважине Т-35. Скважина Т-35
не имеет подстилающего слоя карбонатной породы. Кровля девонских отложений
не должна быть слишком глубока на скважинах, разбуренных на самой
платформе в отличие от скважин, разбуренных на крыльях и описанных выше.
Каменноугольная система – С
Нижний отдел – С1
Турнейский и Визейский ярусы – С1t, C1v
Объект II считается лучше изученным объектом, по сравнению с
нижележащим. Он включает в себя примерно 550-600 метров раннего и среднего
Визе и Турнея на платформе. Анализы шлифов по скважине Т-30 позволяют
интерпретировать этот интервал как вулканический туф. Слой вулканического
туфа вскрыт, по меньшей мере, 14 скважинами. Он сходит на нет ближе к
бортам платформы и на структурном поднятии, тянущемся вдоль северной и
восточной сторон платформы.
Опробование Объекта II было проведено с поверхности платформенной
скважины Т-22 в интервале 420 метров при постоянном выносе керна. Керновый
материал состоит из бурого пакстоуна с разбросанными по нему обломками
криноидей, микритизированных фораминифер и водорослей.
Каротажные диаграммы и керновый материал характеризуют вскрытый
интервал объекта II плохой пористостью коллектора. Тенгизшевройл
проводит более углубленный анализ керна с целью полной и всесторонней
оценки потенциала коллектора по объекту II. Трещиноватость является
обычным явлением в объекте II. Некоторые трещины открыты, некоторые
частично заполнены, многие полностью залечены кальцитом. Мы можем
наблюдать также и аномально высокие значения пористости, которые
интерпретируется как результат карстообразования по горизонтам, вскрытым
скважиной Т-39.
Наличие объекта II в осадочных породах на крыльях структуры
рассматривается как промежуточное и находящееся между привязанными
глинистыми пластами объекта I и интерпретированной кровлей девона. Толщина
их изменяется от 204 до 607 метров.
Визейский, серпуховский, башкирский ярусы – С1v, С1s , С2b
Объект I – это интервал, идущий от подошвы артинских аргиллитов до
слоя вулканического туфа, залегающего у основания Визе. Он состоит из трех
главных пачек, которые определяются как башкирские, серпуховские и окские
стратиграфические отложения.
Визейский ярус – С1v2
Верхний Визе (окский горизонт), несогласно залегает на слое
вулканического туфа, расположенного по кровле объекта II. Кровля формации
располагается у подошвы пласта с повсеместно плохой пористостью. Это
просматривается в скважинах Т-22 и Т-31, дошедших до этого уровня глубины.
Окский ярус меняется по мощности от 170 метров на севере до 210 метров на
центральной платформе и далее возрастает до 250 метров к югу.
Объект I имеет наиболее богатый керновый материал. Так керновый
материал, извлеченный из окского интервала скважин Т-8, Т-22, Т-24
содержит в себе пакстоун и грейнстоун, которые отложились в условиях
мелководья или в совсем мелководных (приливно-отливных) зонах. Также
керновый материал богато представлен криноидеями, брахиоподами и
фрагментами водорослей с подчиненными фораминиферами.
Возможное наличие карстовых поверхностей наблюдается около кровли
окского яруса в скважинах Т-8 и Т-24. Ноздреватая, кавернозная и следовая,
а также трещиноватая пористость хорошо просматривается по всему окскому
ярусу, и, по сути, дела она хорошо выпажена по его кровле. Множество
трещин частично открыто.
С целью получения большей отдачи при моделировании этого коллектора,
окский ярус разбит на шесть пластов (О1-О6) по эрозионным
стратиграфическим параллельным несогласованиям.
Средняя толщина окского горизонта 297 метров.
Серпуховский ярус – С1s
Серпуховский ярус перекрывается латеритовыми сланцами,
представляющими основное несогласование. Это несогласование образовывалось
в течение нескольких миллионов лет. Напластования сланцев и вызывают
всплеск на многих каротажных диаграммах ГК. Ярус литологически схож с
подстилающими окскими отложениями, как кажется, он является продолжением
того же самого стиля осадконакопления. По внутреннему разрезу платформы
серпуховский интервал состоит из четырех тридцатиметровых циклов
осадконакоплений, связанных тонкими несогласованиями с плохой пористостью
породы.
Серпуховский интервал перекрывается мелководными криноидными,
брахиопоидными и фораминиферовыми пакстоунами, несущими обильный
водорослевый материал внутри микритовой матрицы. Отдельные кораллы
занимают здесь подчиненное положение, но также характеризуют, вскрытый
серпуховский интервал. Пористость распространена по большей части данного
интервала. Она представлена в виде трещиноватой, следовой, кавернозно-
ноздреватой и в виде межзерновой пористости.
Серпуховский ярус разделен на четыре зоны (З1–З4), которые
соответствуют четырем циклам осадконакопления. Каротажные данные по добыче
указывают, что пористые зоны З1 и З4, вскрытые скважиной Т-113,
обеспечивают 80% притока флюида в ствол скважины.
Средняя толщина серпуховского яруса 197метров.
Таблица 1 - Характеристика толщин залежи нефти по стратиграфическим
объектам и участкам
СтратиграфичесТолщинаНаименовани е Величина по участкам Всего
кий объект залежи
платформа склон
башкирско–серпэффект.Средняя, м 439.6 261.5 342.4
уховско-окские
отложения
Коэф. вариации, 0.219 0.562 0.293
д. ед
Интервал 84.8-625.4 77.5-717.7 77.5-717.
изменения, м 7
эффект.Средняя, м 439.6 261.5 342.4
нефте-н
асы-щен
ная
Коэф. вариации, 0.219 0.562 0.293
д. ед
Интервал 84.8-625.4 77.5-717.7 77.5-717.
изменения, м 7
нижневизейско–эффект.Средняя, м 361.3 - 361.3
турнейские
отложения
Коэф. вариации, 0.155 - 0.155
д. ед
Интервал 94.2-520.2 - 94.2-520.
изменения, м 2
эффект.Средняя, м 309.7 - 309.7
нефтена
сыщен.
Коэф. вариации, 0.102 - 0.102
д. ед
Интервал 94.2-440.2 - 94.2-440.
изменения, м 2
Башкирский ярус – С2b
Башкирский интервал сложен примерно на 100 метров водорослево-
оолитовым сланцевым комплексом грейнстоуна у кровли Тенгизского
коллектора. Он перекрывается пермскими и артинскими аргиллитами. Карбонаты
башкирского яруса сложены мелкими, окатанными водорослевыми зернами,
локальными богатыми колониями ооидов, поверхностных ооидов и онкоидов,
которые отлагались в мелководном бассейне на глубине до 1-2 метров.
Пористость более неравномерна в башкирском интервале, нежели в
серпуховских или окских отложениях.
Хорошо прослеживаемое обмеление вверх по циклам осадконакопления
определяется по керну, но эти циклы довольно тонкие (максимальная толщина
5 метров), что объясняется мелководными условиями осадконакопления.
Корреляция с отметками уровней в башкирском интервале изначально
основывалась на корреляции пиков ГК, которые показывали на наличие
прослоев сланцев. Четыре отметки (Б1-Б4) были установлены в башкирском
интервале. Эти слои имеют меняющуюся мощность пласта при прохождении через
некоторые скважины, что, как предполагается, является результатом
локального размыва.
Толщина башкирского яруса 204 метра.
Пермская система - Р
Разрез пермской системы на Тенгизской площади представлен
верхнеартинским подъярусом и кунгурским ярусом.
Верхнеартинский подъярус. Верхнеартинские отложения вскрыты и
охарактеризованы керном по скважинам Т-1, Т-2, Т-11, Т-15, Т-33, Т-38, Т-
39, Т-41, Т-42, Т-43 и другими. Базальные слои верхнеартинского подъяруса
залегают на размытой поверхности средне и нижне каменноугольных
образований. Наиболее полно разрез представлен скважиной Т-11. Нижняя
часть разреза состоит из известняков темно-серых, почти черных,
микрозернистых, глинистых с обильным детритом и комплексом микрофауны:
остракоды, личинки гониатитов, фораминиферы. Выше залегают известняки
почти черного цвета, сильно глинистые, микрозернистые с редким детритом
гониатитов. Заканчивается разрез верхнеартинского подъяруса глинистыми
известняками строматолитовой структуры с реликтами пластовых
строматолитов. Биологический состав базального слоя изменяется по площади.
В скважине Т-33 отмечаются аргиллиты темно-серые, почти черные,
тонкодисперсные, неравномерно трещиноватые. В скважине Т-38 встречены
мергели темно-серые, почти черные доломитовые с большим количеством
битуминозного вещества.
Толщина колеблется от 10 до 150 метров.
1.4 Тектоника
Вскрытая толща осадочных пород на Тенгизском месторождении
представлена отложениями от четвертичных до верхнедевонских.
В осадочном разрезе выделяются три крупных литолого-стратиграфических
комплекса: подсолевой, включающий верхнедевонские-артинские отложения,
солевой-кунгурские, надсолевой- от верхнепермских до четвертичных.
Максимальная вскрытая глубина составляет 6455 м, скважина
Т-53. Девонские отложения по состоянию изученности на 01.01.93 г.,
согласно исследований ВолгоградHИПИнефти вскрыты в четырех скважинах Т-10,
Т-17, Т-22, Т-41 соответственно толщиной 38, 5, 84, 87 м. Исследованиями,
выполненными в СП "Тенгизшевройл", девонские отложения вскрыты только в
двух скважинах Т-10 и Т-17. В скважине Т-22 палеонтологические
исследования не подтверждают наличие девонских отложений, по поводу
скважины Т-41 никаких комментариев не приводится, но согласно материалов
СП ТШО в ней вскрыты только тульские отложения.
Hижнекаменноугольные отложения вскрыты в объеме яснополянского
надгоризонта толщиной до 607 м (скважина Т-22), здесь и далее приводится
максимально вскрытая толщина окского надгоризонтов толщиной до 297 м
(скважина Т-22) и серпуховского яруса общей толщиной до 197 м (скважина Т-
16); среднекаменноугольные отложения в объеме башкирского яруса толщиной
до 204 м (скважина Т-40); нижнепермские отложения в объеме артинского и
кунгурского ярусов толщиной до 1876 м; верхнепермские отложения толщиной
до 942 м; триасовые отложения толщиной до 500 м; юрские отложения толщиной
до 1798 м; меловые отложения толщиной до 2675 м; палеогеновые отложения
толщиной до 240 м и отложения неогеновой и четвертичной систем.
Подсолевые отложения, с которыми связана установленная нефтяная
залежь, литологически представлены карбонатными породами органогенного
происхождения. Артинские отложения, залегающие на размытой поверхности
каменноугольных образований, сложены преимущественно терригенными породами
с переотложенными обломками известняков.
Солевые отложения кунгурского возраста представлены мощной толщей
сульфатно - галогеновых пород, толщина которых изменяется от 500 до 1700
м.
Отложения надсолевого комплекса состоят из терригенных пород
Тенгизской поднятие приурочено к восточной части Приморского свода. С
севера оно кулисообразно сочленяется с Королевским поднятием, а с юга и
востока ограничено Култукской террасой.
Объединяющим элементом этой зоны является мощная подсолевая
карбонатная платформа, включающая отложения девонского и каменноугольного
возраста. В пределах этой платформы выявлен ряд структур, связанных с
высокоамплитудными карбонатными массивами, из которых наиболее крупным и
изученным по данным бурения является Тенгизское.
Тенгизское поднятие по кровле карбонатных отложений (отражающий горизонт
П1) представляет собой крупную складку изометрической формы размерами 33х27
км по замкнутой изогипсе 5900 м с амплитудой более 1600 м.
Современные представления о строении Тенгизского подсолевого массива
предполагают влияние трех факторов: тектонического, седиментационного и
эрозионного, в результате чего кунгуро-артинские отложения перекрывают
разновозрастные карбонатные образования от среднекаменноугольных до
девонских и, таким образом, структурная карта (лист 1) отражает
поверхность гидродинамически единого природного резервуара, включающего
весь подсолевой карбонатный комплекс.
Структура имеет пологую широкую сводовую часть и крутое погружение на
крыльях в зонах эрозионного вреза.
Поверхность второго объекта, включающего тульские и девонские
отложения, в основном, отражает кровлю тульского горизонта и поэтому имеет
более пологое падение на крыльях, а в наиболее погруженных частях вреза,
где карбонатные отложения размыты до девонских, полностью повторяет
поверхность первого объекта (лист 2).
В отличие от этих представлений, согласно которых в платформенной
части структуры и ее бортов не проводилось разрывных нарушений, по
представлениям специалистов СП ТШО Тенгизская структура значительно
осложнена дизъюнктивными нарушениями как в пределах платформы, так и,
прежде всего, бортовых частях.
Тенгизский природный резервуар, содержащий нефтяную залежь, по
разрезу разделён ТШО на толщу 1, включающую башкирские, серпуховские и
окские отложения, толщу 2, в которую входят тульские и более древние
отложения карбона, и толщу 3, включающую девон и подразделённую, в свою
очередь, на нижнюю - терригенную и верхнюю - карбонатную части. В
настоящее время вскрыта карбонатная часть толщи 3.
По площади структура разделена на платформу, под которой
подразумевается относительно плоская центральная часть поднятия, и крылья
- склоны структуры.
Разрезы, вскрытые скважинами в центральной части массива,
коррелируются специалистами России, Казахстана и СП ТШО практически
одинаково, а в прибортовых и бортовых частях по разному, что связано с
различными взглядами на формирование карбонатной постройки и,
соответственно, ее морфологию.
Согласно представлений СП ТШО, разломы расчленяют карбонатную
постройку вдоль северного, западного и восточного бортов платформы, сама
же платформа осложнена серией мелких разрывных нарушений.
Породы, слагающие продуктивные отложения Тенгизского месторождения,
представлены органогенными, органогенно обломочными, органогенно -
детритовыми, комковатыми и оолитовыми известняками, преимущественно
неглинистыми (менее 5%), трещиноватыми, в значительной части разреза
выщелоченными.
Вследствие развития интенсивной трещиноватости и пустот выщелачивания
по трещинам, соединяющим поры и каверны и обеспечивающим сообщаемость
участков с различными коллекторскими свойствами, продуктивную толщу
следует рассматривать как единый гидродинамически связанный резервуар.
Пустотное пространство пород продуктивной толщи представлено порами,
кавернами и трещинами, что предопределило отнесение коллекторов к
различным сложным типам в зависимости от соотношения разных видов
пустотного пространства и их вклада в ёмкостной и фильтрационный
потенциалы коллектора. При различном сочетании трещин, пор и каверн в
породах, по изменению параметра емкости и фильтрационной среды для нефти,
они объединены в три группы коллекторов: трещинные, порово-каверново-
трещинные и трещинно-каверново-поровые. Эта типизация коллекторов была
проведена в 1983 г. и нашла отражение во всех последующих исследованиях.
1.5 Нефтегазоносность
Структура месторождения такова, что отложения среднего и нижнего
карбона сильно изменяются по толщине, вплоть до полного исчезновения из
вскрытого скважинами разреза.
Скважина Т-10 показала нижнюю границу доказанной промышленной
нефтегазоносности (5410м – самая низкая отметка получения нефти без
содержания воды.)
Предполагается, что ВНК может располагаться на отметке не ниже 5960
м. По данным сейсмических исследований вероятная глубина эрозионного
вреза, разделяющего Тенгизское и Королевское месторождения, составляет
именно 5960 м. Предполагаемая глубина вреза могла бы рассматриваться, как
контролирующая максимальную глубину распространения залежи Тенгизского
месторождения. Так же вероятен такой вариант, что залежь не имеет
физического ВНК, а является замкнутой в результате отсутствия в нижней
части продуктивной толщи пород-коллекторов с поровой проницаемостью. Есть
вероятность, что ВНК присутствует только по периферии залежи, в северо-
восточной и юго-западной частях площади, где присутствуют поровые
коллекторы.
СП Тенгизшевройл принимает за положение ВНК отметку 5450 м, что на
40 м ниже наиболее низкой отметки получения нефти в настоящее время на
месторождении. Это предположение основано на гидродинамическом равновесии
с Королевским месторождением, ВНК на котором также не установлен, но самый
высокий уровень воды предполагается на отметке 4922 м. ВНК для Тенгизского
месторождения рассчитан путем экстраполяции градиентов давления.
ВНК принимался единым для всех подсчетных объектов, выделенных в
разрезе, так как залежь является массивной и существует гидродинамическая
связь между различными типами коллекторов.
Проведенными исследованиями установлено, что вся вскрытая толщина
карбонатного комплекса является коллектором, за исключением туффитового
слоя на границе тульских и окских отложений, который после дополнительно
проведенных работ, возможно, сможет рассматриваться как раздел между I и
II объектами эксплуатации.
О I объекте разработки можно судить по 16 скважинам, вскрывшим
башкирские, серпуховские и окские отложения.
II объект разработки вскрыт единичными скважинами, причем отдельные
скважины вскрыли разные по возрасту части этого объекта, что не позволяет
дать оценку продуктивных толщин в целом по объекту. В скважине Т-22, где
вскрыта максимальная толщина II объекта разработки весь разрез
представлен коллекторами II и III групп.
Таблица 1 Статистические ряды распределения проницаемости по данным
лабораторного изучения керна
Подразделение Интервалы изменения проницаемости *10-3, мкм2Кол-во
опреде-
лений
0-0.01 0.01-0.1
Башкирский ярус. Платформа 0.5
Плотность нефти 797 кгм3
Изначальное давление коллектора (4250 м) 80,8 МПа
Газовый фактор при растворенном газе 450 м3м3
Давление насыщения 24,7 МПа
Коэффициент пластового объема 2,306
Вязкость нефти 0,12 мПа . с
Хоть отбор проб пластовой нефти и производился на устье скважин,
сохранялось условие, что давление на головке скважин превышает давление
насыщения. Это значит, что обратный флюид находится в однофазном состоянии
и соответствует пластовому флюиду.
При исследовании пластовой нефти по многим пробам не были учтены
термобарические условия на глубине перфорации исследуемой скважины, а
принимались средние значения пластовых температуры и давления. Поэтому
полученные параметры пластовой нефти не коррелировались по пласту, тем
более что изменение состава и свойств нефти очень небольшое, что не
свойственно для крупных месторождений, имеющих толщину нефтяного пласта
более 1000 м.
Снижение пластового давления влечет за собой нарушение
термодинамического равновесия пластовой системы, оказывая наибольшее
влияние на такие параметры пластовой нефти как сжимаемость, объемный
коэффициент и плотность, от которых в свою очередь зависит нефтеотдача и
уровни добычи нефти.
В последнее время отмечается тенденция увеличения содержания
сероводорода в составе растворенного газа. Специалисты связывают это с
возможным процессом перехода сероводорода сорбированного на породе и
растворенного в погребенной воде при снижении пластового давления в
пластовую нефть.
Разработка месторождения Тенгиз будет проходить в несколько стадий, в
процессе которых будут меняться термобарические условия залежи и, как
следствие, физико-химические свойства насыщающих их флюидов. Поэтому должен
осуществляться постоянный контроль за свойствами и составом нефти и газа,
чтобы можно было прогнозировать возможные изменения и не допустить
связанные с этим осложнения при разработке, добыче и подготовки нефти и
газа.
1.6 Водоносность
Воды соров, залегающих на глубине 1-2 метра, имеют минерализацию 116-
196 гл. Тип вод хлоридно-магниевый, содержание йода и брома в сумме до
10мгл.
Альбсеноманский горизонт содержит воды с минерализацией 107-125 гл,
уровни их устанавливаются на отметках ниже поверхности земли. Тип вод
хлоридно-кальциевый, что отражает более закрытые условия затрудненного
водообмена, в которых находится этот горизонт. Содержание йода 4-5 мгл,
брома 230-304 мгл.
Воды более глубоких горизонтов надсолевого комплекса пород (меловых,
юрских и пермотриасовых), залегающих на глубинах от 2700 до 3500 м, по
аналогии с соседними районами (Кенкияк, Боранкуль), следует ожидать высокой
минерализации (230-260 гл), хлоридно-кальциевого и хлоридно-магниевого
типов.
Ранние линзы, вскрытые и опробованные в скважинах Т-9 и Т-14, имеют
высокие близкие к горному, пластовые давления: в скважине Т-9 на глубине
3559 метров давление составило более 7,5 МПа. Плотность рассолов до 232
кгм3 , сумма солей 320-327 гл. Состав их преимущественно хлоридно-
кальциевый и хлоридно-натриевый. Содержание йода 38-44 мгл, хрома 52-800
мгл. В пробах было заметно присутствие сероводорода, но специальных проб
не отбиралось, поэтому его количественной характеристики дать нельзя.
В подсолевых палеозойских отложениях, по аналогии с площадью Каратон,
могут быть встречены высокоминерализованные воды хлоридно-кальциевого и
хлоридно-магниевого типов, с минерализацией до 230 гл, насыщенные
углеводородным газом со значительной долей сероводорода и углекислоты. Не
исключена, однако, возможность контактирования залежи с опресненными
водами разнообразных типов (от хлоридно-кальциевого до гидрокарбонатно-
натриевого), с минерализацией от 60 до 100 гл и низкими концентрациями
йода и брома, которые установлены в каменноугольных отложениях
Астраханского месторождения.
Концентрации йода и брома в подземных водах надсолевого комплекса,
начиная с глубины 700 м, и в разных линзах соленосных отложений кунгура
соответствует промышленным, но дать оценку рентабельности их извлечения
невозможно, так как нет сведений о производительности водоносных
горизонтов.
2. Технико-технологическая часть
2.1 Основные положения проекта опытно-промышленной эксплуатации
2.1.1 Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого-физических
характеристик, выбор режима разработки
Технологические показатели разработки месторождения зависят от
емкостно-фильтрационной характеристики пласта, технологии и системы
воздействия. Полученная в результате эксплуатационного бурения информация
о геологическом строении залежей позволяет использовать трехмерную
математическую модель пласта.
В технологической схеме разработки 1986г. предполагалась при
эксплуатации месторождения Тенгиз реализация последовательно трех режимов
вытеснения нефти из коллектора:
упруго-замкнутый режим, когда нефть из пласта отжимается силами
упругости нефти, битума, связанной воды и скелета породы;
режим растворенного газа, когда нефть из породы вытесняется пузырьками
выделяющегося из нефти газа;
водонапорный режим, когда нефть из породы будет вытесняться закачиваемой в
пласт водой.
Упруго-замкнутый режим в условиях месторождения Тенгиз является
весьма эффективным, что объясняется наличием аномально-высокого пластового
давления, большим разрывом между ним и давлением насыщения и современным
представлением о геостатической модели залежи. Из-за этого месторождение
Тенгиз по запасу упругой энергии относится к уникальным в отечественной
практике разработки.
При упругом режиме, в отличие от напорного, нефтеотдача определяется
степенью снижения пластового давления в залежи, сжимаемостью пластовых
флюидов и коллекторов. Такие факторы, как вязкость нефти в пластовых
условиях, даже плотность сетки скважин, если в пласте отсутствуют
изолированные линзы, формально не влияют на нефтеотдача при упругом
режиме. При этом режиме вместо сложного процесса вытеснения нефти водой в
пористой среде происходит процесс отжатия нефти из пористого коллектора.
Наличие гидродинамической связи между добывающими скважинами и любой
точкой нефтяной залежи является необходимым и достаточным условием для
этого процесса.
Указанные особенности упруго-замкнутого режима значительно облегчают
начальную стадию разработки месторождения и позволяют резко сократить
начальные капитальные вложения на разработку. Они позволяют применить на
стадии эксплуатации залежи при упруго-замкнутом режиме сравнительно редкую
сетку скважин. Кроме того, в этот период достаточно выделить минимальное
число объектов разработки. В отличие от напорных режимов, при которых при
эксплуатации объектов большой мощности обычно наблюдается невысокий охват
пласта процессом вытеснения, при упруго-замкнутом режиме, должна работать
вся толщина пласта, если только скважина вскрыла всю продуктивную толщу
объекта разработки и гидродинамически связана со всеми его интервалами.
При упруго-замкнутом режиме прогнозируемый коэффициент извлечения
нефти (КИН) зависит от наличия ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
Реферат
Курсовая работа
Дипломная работа
Материал
Диссертация
Практика
-
-
-
1‑10 стр.
11‑20 стр.
21‑30 стр.
31‑60 стр.
61+ стр.
Основное
Кол‑во стр.
Доп.
Поиск
Ничего не найдено :(
Недавно просмотренные работы
Просмотренные работы не найдены
Заказ
Антиплагиат
Просмотренные работы
ru
ru/