Тенгизское месторождение


ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении
В административном отношении Тенгизское месторождение расположено в Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан.
В географическом отношении месторождение находится в юго –восточной части Прикаспийского бассейна, одного из наиболее нефтеносных бассейнов на территории бывшего СНГ. Основная часть запасов, разведанных в этом районе, приурочена к подсолевой части полеозойского разреза по периферии бассейна. Кроме Тенгиза здесь находятся несколько других нефтяных, газовых и конденсатных месторождений, которые также приурочены к подсолевой толще. К ним относятся Карачаганак и Оренбургское месторождения на севере, Кенкияк и Жаназол на северо-западе, Астраханское месторождение на западе и месторождение Кашаган, расположенное непосредственно на северо – восточном шельфе Каспийского моря. Тенгизское месторождение является частью огромного кольцеобразного комплекса карбонатных построек диаметром 500 км, в который входят Королевское месторождение, месторождения Каратон, Тажигали, Пустынная и Кашаган.
В орографическом отношении территория, на которой расположено Тенгизское месторождение, представляет собой полупустынную равнину с незначительным наклоном в сторону Каспийского моря. Прибрежная часть суши представляет собой выравненное бывшее дно Каспийское моря с рыхлым верхним слоем, состоящим из ракушечного детрита и песка. С востока к месторождению подступают пески Каракума.
Абсолютные отметки рельефа в среднем составляют минус 25 м.
Растительность бедная, солончаковая, характерная для полупустынь: распространены кустарники высотой до 0,5 м; верблюжья колючка и полынь,

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы:  Материал
Объем: 25 страниц
Цена этой работы: 400 теңге
В избранное:   
Бесплатно:  Антиплагиат

Какую ошибку нашли?

Рақмет!






ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

0.1 Общие сведения о месторождении
В административном отношении Тенгизское месторождение расположено в Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан.
В географическом отношении месторождение находится в юго - восточной части Прикаспийского бассейна, одного из наиболее нефтеносных бассейнов на территории бывшего СНГ. Основная часть запасов, разведанных в этом районе, приурочена к подсолевой части полеозойского разреза по периферии бассейна. Кроме Тенгиза здесь находятся несколько других нефтяных, газовых и конденсатных месторождений, которые также приурочены к подсолевой толще. К ним относятся Карачаганак и Оренбургское месторождения на севере, Кенкияк и Жаназол на северо-западе, Астраханское месторождение на западе и месторождение Кашаган, расположенное непосредственно на северо - восточном шельфе Каспийского моря. Тенгизское месторождение является частью огромного кольцеобразного комплекса карбонатных построек диаметром 500 км, в который входят Королевское месторождение, месторождения Каратон, Тажигали, Пустынная и Кашаган.
В орографическом отношении территория, на которой расположено Тенгизское месторождение, представляет собой полупустынную равнину с незначительным наклоном в сторону Каспийского моря. Прибрежная часть суши представляет собой выравненное бывшее дно Каспийское моря с рыхлым верхним слоем, состоящим из ракушечного детрита и песка. С востока к месторождению подступают пески Каракума.
Абсолютные отметки рельефа в среднем составляют минус 25 м.
Растительность бедная, солончаковая, характерная для полупустынь: распространены кустарники высотой до 0,5 м; верблюжья колючка и полынь, местами растёт камыш. Скудность растительного мира сказывается на бедности животного мира, представленного, в основном, колониями грызунов.
Речная система отсутствует.
Климат района резко континентальный: с холодной зимой (до 30ºС) и жарким летом (до +45ºС). Снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта. Глубина промерзания почвы до 1,52 м.
Основное количество осадков выпадает в весенний и осенний периоды, среднегодовое количество их нередко превышает 200 мм. Для района характерны сильные ветры: зимой преимущественно восточного направления, летомзападного и северазападного. Зимой нередки снежные бураны, летомсуховей и песчаные бури.
Ближайшие населённые пункты пос. Каратон и Саркамыс, находящиеся соответственно в 35 км к северу востоку и в 27 км к юго-востоку от Тенгизского месторождения. В 150 км расположен областной центр г. Атырау.
Сообщение между этими пунктами и месторождением осуществляется по автомобильным дорогам, воздушным и железнодорожным транспортом.
Основной автодорогой республиканского значения является Доссор Кульсары Сарыкамыс Права, к ней примыкают автодороги областного и местного значения.
В 110 км к северовостоку от Тенгизского месторождения проходит железная дорога Макат Бейнеу, ближайшая железнодорожная станция Кульсары. По территории района проходит также участок одноколейной железнодорожной линии Аксарайская Атырау Кандагач; построена и эксплуатируется железная дорога Кульсары Тенгизское месторождение.
Воздушный транспорт может обслуживаться в 3 неклассифицированных аэропортах местных воздушных линий: Кульсары, Каратон и Сарыкамыс. Кроме того, имеется посадочная площадка у вахтового посёлка ТШО.
Водоснабжение для хозяйственно бытовых нужд населенных пунктов Жылойского района, а также вахтового посёлка ТШО, осуществляется по трубопроводу из р.Волга через водоочистные сооружения п.Кульсары. для производственных нужд ГПЗ водоснабжение осуществляется из водовода технической воды Астрахань Мангышлак.
Электроснабжение населенных пунктов Жылыойского района осуществляется от Атырауской ТЭЦ и Кульсаринской ТЭЦ. "Тенгизшевройл" оперирует газотурбинной станцией, от которой электроэнергия подаётся на производственные объекты.
Нефть Тенгизского месторождения поступает на газоперерабатывающий завод, который на 5ти технологических линиях способен обеспечить добычу нефти от 12,7 млн.т. до 13,1 млн.т. в год. Производство товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими линиями.
Трубопроводные линии на территории района общей протяженностью более 1500км имеют следующие направления:
- магистральный газопровод Средняя АзияЦентр;
нефтепровод ТенгизКульсары АтырауНовороссийск (КТК);
нефтепровод УзеньКульсарыАтырауСамара;
нефтепровод КаратонКосчагылКульсарыОрск.

1.2 Характеристика геологического строения
Промышленная нефтеносность месторождения Тенгиз была установлена скважиной №Т1, в которой в 1981 году при кратковременном опробовании интервала 40544095м был получен приток нефти дебитом свыше 100м³сут.
В опытнопромышленной разработке месторождение находится с апреля 1991 года.
Провидимые СП "Тенгизшевройл" с 1993г. Исследования (бурение новых скважин, отбор и исследования керна, пластовых жидкостей, гидродинамические исследования, трехмерная сейсморазведка методом 3Д), послужили основой для создания геостатической модели Тенгизского месторождения и выполнения пересчета запасов нефти, утвержденного ГКЗ РК. При выполнении настоящей "Технологической схемы разработки" принимается разработанная модель геологического строения месторождения и запасы нефти, утвержденные ГКЗ РК.
Тенгизское месторождение представляет собой карбонатную платформу, состоящую из карбонатных массивов ранесреднекаменноугольного возраста, расположенных на общем девонском карбонатном основании.

1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика
Тенгизский карбонатный массив расположен в юго-восточной части Прикаспийской впадины и представляет собой часть крупной Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы, сформированной в позднем палеозое.
В строении осадочной толщи четко выделяются четыре секции (докунгурская, кунгурская, пермо-триасовая, мезозой-кайнозойская), отвечающие основным этапам развития региона.
В сейсмогеологическом отношении разрез осадочных отложений докунгурского возраста в пределах рассматриваемого региона подразделяется на следующие сейсмокомплексы:
нижнего-среднего девона (снизу ограничен отражающим горизонтом F);
эйфельско-нижнефранский (снизу ограничен отражающим горизонтом П3);
верхнефранско-нижнетурнейский (третий нефтегеологический объект, снизу ограничен отражающим горизонтом П2d);
турнейско-нижневизейский (второй нефтегеологический объект, снизу ограничен отражающим горизонтом Dt);
окско-башкирский (первый нефтегеологический объект, снизу ограничен отражающим горизонтом П12);
московско-гжельский (снизу ограничен отражающим горизонтом П2)
нижнепермский (снизу ограничен отражающим горизонтом П2 и сверху маркируется отражающим горизонтом П1)
Девонская система
Нижний-средний отделы (D1-2). По геофизическим данным нижнюю часть разреза осадочной толщи составляют терригенные отложения нижнего-среднего девона.
Средний-верхний отделы (D2-3). В южной части впадины рассматриваемым геологическим образованиям отвечает большая часть сейсмокомплекса, заключенного между отражающими горизонтами П3 и П2d. Это практически регулярно-слоистая толща с плоско-параллельными ограничивающими верхней и нижней отражающими границами. Подобными сейсмогеологическими характеристиками обладают эйфельско - нижнефранские отложения, установленные в северной части Прикаспийской впадины, где они представлены чередованием морских карбонатно-глинистых битуминозных и терригенных отложений.В пределах Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы рассматриваемый комплекс имеет толщины - 1,2-1,4 км.
Верхний отдел (D3). Отложения верхнего девона, предположительно франского возраста были определены в скважине Т-5056 в интервале глубин 5451,15-5478,41 м. Породы представлены преимущественно вакстоунами и пакстоунами, среди которых выделяются пеллетовые и биокластовые разности. Меньшим распространением пользуются комковато-сгустковые водорослевые отложения с кальцисферами и раковинками фораминифер. Таким образом, отложения, вскрытые скважиной Т-5056 в интервале глубин 5451,15-5478,41 м, можно рассматривать как образования фаменского яруса.
Каменноугольная система (C)
В пределах Тенгизского карбонатного массива отложения каменноугольного возраста представлены мощной толщей карбонатных пород нижнего и, частично, среднего карбона, толщиной около 1100 м. Отложения верхнего отдела каменноугольной системы не установлены.
К сожалению, до настоящего времени в единой международной шкале каменноугольного периода есть проблемы по границам ярусов, что в значительной степени осложняет сопоставление разрезов.
Нижний отдел (С1). Отложения нижнего карбона представлены образованиями турнейского, визейского и серпуховского ярусов. Общая толщина отложений в пределах платформенной части структуры составляет около 1000 м. На флангах структуры отмечаются значительные колебания по толщине, значения которой составляют 393-764 м (Т-32 и Т-47 соответственно).
Турнейский ярус (С1t). Отложения турнейского яруса вскрыты небольшим числом скважин. В центральной, платформенной, части массива они полностью пройдены скважинами Т-22, Т-24 и Т-5050. На основании изучения фораминифер в разрезе турнейского яруса установлено присутствие отложений малевского, упинского, черепетского, кизеловского и косьвинского горизонтов. Отложения турнейского возраста хорошо выдержаны по толщине (200-250 м) и характеризуются относительно однообразным составом. Породы слабопроницаемы.
Породы представлены в основном литокластовыми и пеллетовыми пакстоунами, реже вакстоунами с прослоями комковато-сгустковых известняков.
Визейский ярус (C1v). В соответствии со схемой стратиграфии карбона Русской платформы (Ленинград, 1990, МСК) в визейском ярусе выделены два подъяруса, граница между которыми принята в верхах тульского горизонта.
Нижний подъярус. Для нерасчлененного разреза тарусского и стешевского горизонтов характерно ритмичное строение и разнообразный состав отложений, среди которых выделяются фораминиферо-водорослевые и криноидно-водорослевые известняки (биолититы), биокластовые и пеллоидные пакстоуны и грейнстоуны, реже оолитовые разности. Породы иногда значительно перекристаллизованы.
Верхний подъярус. Породы слагающие представлены биокластовыми (криноидно-брахиоподовыми) пакстоунами и грейнстоунами, водорослево-фораминиферовыми известняками, среди которых выделяются прослои ракушняковых грейнстоунов и рудстоунов. Пористость - межзерновая, внутризерновая, окончатая, следовая.
Средний отдел (С2). отложения среднего карбона в пределах Тенгизского месторождения в неполном стратиграфическом объеме представлены отложениями башкирского и московского ярусов. Они с размывом и стратиграфическим несогласием перекрывают отложения серпуховского возраста в пределах платформенной части и верхнего склона карбонатной платформы и согласно ложатся на образования нижнего карбона в пределах нижнего склона и его подножия. Породы среднего карбона с крупным стратиграфическим несогласием перекрываются образованиями перми.
башкирский ярус (С2b). В пределах рассматриваемой структуры отложения башкирского яруса крайне не выдержаны по толщине и по стратиграфическому объему. В платформенной части структуры выявлены отложения нижнебашкирского подъяруса, представленные краснополянским, северо-кельтменским и прикамским горизонтами. Последний может отсутствовать или присутствовать в неполном объеме. На флангах структуры установлено увеличение толщины и стратиграфического объема отложений.
Толщина отложений башкирского возраста в платформенной части структуры составляет 80-110 м. На флангах и у подножия карбонатного массива ее значения сильно дифференцированы: в верхней части склона толщина изменяется менее чем от 20 до 203 м, а у его подножия от 40 до 120 м.
Московский ярус (С2m). Отложения московского возраста в пределах Тенгизской структуры практически не изучены, хотя их присутствие предполагалось и ранее, но фаунистическое обоснование было получено в самое последнее время.
Породы представлены неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными мелкообломочными биокластовыми пакстоунами и грейнстоунами с прослоями водорослевых известняков и микрозернистых доломитов. Породы пористые, в них развита следовая, внутризерновая и межзерновая пористость. Порода неравномерно пропитана битумом. Среди отложений выделяются маломощные (несколько сантиметров) прослои кислых туфов.
Верхний отдел (С3). Одним из острейших вопросов стратиграфии, как для всей Прикаспийской впадины в целом, так и для ее юго-восточной части, является вопрос о наличии отложений позднего карбона, а также причины и масштабы предпермского несогласия.
На сегодня принято, что верхнекаменноугольные отложения отсутствуют на Тенгиз-Кашаганской платформе, хотя в скважине Т-52 по палеонтологическим данным установлено наличие переотложенных конодонтов московского возраста совместно с комплексом конодонтов верхнего карбона.
Пермская система
Нижний отдел. В пределах рассматриваемой территории нижний отдел пермской системы четко делится на две части: нижнюю - подсоленосную и верхнюю - соленосную (кунгурскую). Подсоленосная толща нижней перми хорошо выделяется на диаграммах гамма-каротажа. Ее нижняя граница проводится по подошве риолитовых туфов, которые являются маркирующим горизонтом, а верхняя - по подошве кунгурской соленосной толщи. Стратиграфическое расчленение отложений подсоленосной толщи нижней перми вызывает большие затруднения и до сих пор не имеет надежного палеонтологического обоснования. В результате последних работ в разрезе скважины Т-22 (инт. 4057,15-4057,25 м) было установлено присутствие конодонт ассельского возраста (А.Пронин, 2001).
В сводовой части структуры значения отложений составляют 30-80 м, в наиболее приподнятой, римовой, части структуры (скв. Т-5056), а также в пределах верхнего склона толщины пермских отложений минимальны, их значения составляют - 1-20 м. У подножия склона толщина отложений увеличивается до 100 - 380 м.
Нижняя граница перми носит трансгрессивный характер и имеет разный возраст на участках с разными палеогипсометрическими отметками, в связи с этим стратиграфический диапазон отложений нижней перми увеличивается от свода к периферии карбонатного массива за счет появления более древних отложений в низах разреза. На сейсмических профилях хорошо видно постепенное прилегание отложений нижней перми.
Кунгурский ярус. На частично размытой поверхности известняково-аргиллитовых отложений верхнеартинского подъяруса залегает толща сульфатно-галогенных пород, толщина которой изменяется от 465 до 1655 м. На Тенгизской площади керновым материалом, в основном, освещена нижняя (ангидритовая часть) кунгурского яруса. Каменная соль была поднята лишь в двух скважинах.
Базальный пласт ангидрита вскрыт всеми скважинами. Ангидрит дымчато-серый, темно-серый, нередко приобретает почти черную окраску за счет неравномерного распределения в нем окисленного битума, имеет мелко-и крипто-кристаллическую структуру, исключительно тонкослоистую текстуру, обусловленную частым чередованием тонких (0,5-2,0 мм, реже до 1-2,5 мм) более или менее чистых прослоев ангидрита, разделенных тончайшими (пленочного характера) прослоями ангидрита, густо пропитанного окисленным битумом. Максимальное их количество зафиксировано в скважинах Т-1,Т-4 и Т-23 по 5 пластам, в скв. Т-14 - 6 пластов, в скв. Т-7, Т-29, Т-11 - 7 пластов, в скв. Т-3 - один, в скв. Т-38 - 8 пластов, в скв. Т-2 -11 пластов. Толщина ангидритовых пластов колеблется от 6 до 107 м. В минералогическом отношении ангидриты мономинеральны без примеси терригенного материала. По текстуре они различаются богатым разнообразием. Каменная соль характеризуется бесцветностью, средне-кристаллической структурой с многочисленными гнездообразными включениями бесцветного карналлита.
Верхний отдел (Р2). Верхнепермские отложения широко распространены в пределах Тенгизской площади. Небольшие толщины отмечаются на западе и юго-западе площади. На остальной территории распространение верхнепермских отложений связано с рельефом галогенных образований кунгурского яруса.
В объеме верхнего отдела пермской системы условно выделены уфимский, казанский и татарский ярусы.
Уфимский ярус. Литологический состав уфимских отложений в пределах площади представлен двумя толщами: нижней - сульфатно-терригенной и верхней - преимущественно терригенной.
Толщина уфимского яруса 0-284 м.
Казанский ярус. В пределах площади казанский ярус представлен двумя типами разрезов. В западных скважинах (Т-16, Т-42, Т-43) в разрезе яруса присутствуют три толщи: нижняя - терригенно-карбонатная, средняя - галогенно-сульфатная и верхняя-терригенно-карбонатно-сульф атная. Разрез этого типа изучен по керновому материалу и шламу из скважины Т-43.
Нижняя терригенно-карбонатная толща состоит из глин серых и темно-серых слюдистых, участками известковистых с маломощными прослоями известняков, мергелей и доломитов, толщиною 80-100 м.
В составе средней галогенно-сульфатной толщи отмечаются каменные соли кристаллические, трещиноватые с прослоями гипсов и ангидритов в основании, толщиною 100-120 м.
Верхняя терригенно-карбонатно-сульфатная толща представлена пестроцветными песчаниками, алевролитами, глинами и мергелями с прослоями известняков, ангидритов и гипсов.
Общая толщина казанского яруса данного типа разреза составляет
208-763 м.
В восточной части (Т- 11, Т-5 и др.) в разрезе казанского яруса присутствуют нижняя и верхняя толщи. Литологический состав их по площади сохраняется.
Татарский ярус. Татарские отложения по сравнению с нижележащими верхнепермскими породами имеют меньшую площадь своего распространения. По-видимому, они развиты только в северо-западной части площади (Т-5, Т-16, Т-42). Керновым материалом они не охарактеризованы.
Толщина татарского яруса 0-411 м.
Триасовая система
Нижний отдел. Нижний триас сложен преимущественно пестроцветными глинами с прослоями песков, песчаников и алевролитов, реже мергелей. Толщина нижнего триаса 240 м.
Верхний отдел. Верхнетриасовые отложения представлены алевролитами зеленовато-серыми, глинами темно-зелеными, иногда коричневыми и зеленовато-серыми песчаниками, полимиктовыми, с редкими включениями галек. Толщина 172-260 м.
Юрская система
Нижний отдел. На размытой поверхности триаса залегают пески и песчаники кварцево-полевошпатового состава, мелко- и среднезернистые с небольшими прослоями глин, отнесенные к нижней юре. Толщина 75-138 м Средний отдел. Средняя юра, в составе песчано-галечниковой, песчано-глинистой нижней, угленосной, лингуловой и верхней угленосной свит, представлена песчаниками серыми, средне- и крупнозернистыми, крепкими, плотными, глинами серыми, темно-серыми, плотными, аргиллитами и конгломератами. Последние два встречаются в виде маломощных прослоев. Общая толщина средней юры превышает 1000 м.
Верхний отдел. Как и более ранние отложения юрской системы, верхний отдел керном слабо охарактеризован. Верхний отдел представлен четырьмя ярусами: келловейским, оксфордским, кимериджским и волжским.
Келловейский ярус. Представлен чередованием глин, алевролитов, песчаников, песков. Глины темно-серые, алевритистые. Толщина келловейского яруса составляет примерно 100 м.
Оксфордский - кимериджский ярусы. Нижняя часть оксфордского яруса сложена песчаниками серыми, мелкозернистыми, кварцевыми с известково-глинистым цементом, среди которых встречаются прослои алевролитов и аргиллитов, а верхняя преимущественно глинистая.
В основании кимериджского яруса отмечается переслаивание песчаника темно-серого, крупнозернистого и песчаника серого, мелкозернистого, с прослоями темно-серых глин и тонкими прослоями известняка. В верхней части преобладают глины, среди которых имеются прослои мергеля и алевролитов. Толщина оксфордского-кимериджского ярусов 60 м.
Волжский ярус. В нижней части яруса развита мергельно-глинистая толща, которая вверх замещается известняками и доломитами. Глины темно-серые, плотные. Толщина яруса 500 м.
Меловая система
Нижний отдел. Нижний отдел представлен аптским и альбским ярусами.
Верхняя часть представлена пестроцветной толщей из глин, алевролитов, песков, с прослоями песчаников.
Аптский ярус. Сложен темно-серыми глинами с прослоями глинистых алевролитов. В основании яруса прослеживается базальная песчаная пачка.
Толщина яруса 75 м.
Альбский ярус. Нижние слои яруса сложены темно-серыми, тонкослоистыми аргиллитами, алевролитами, с мелко- и крупнозернистыми глауконитово-кварцевыми рыхлыми песчаниками, которых вверх по разрезу сменяют мелкозернистые глауконитово-кварцевые пески, включающие прослои песчаников и глин. Толщина яруса 975 м.
Палеогеновая система
Палеогеновая система представлена палеоценом, эоценом, олигоценом. В основании палеогена залегают пестроцветные мергели с прослоями известняков и глин. Вверх по разрезу преобладают мергели и заканчивается палеоген зеленовато-серыми известковистыми глинами с прослоями песков.
Толщина 240 м.
1.3 Нефтегазоносность
Продуктивность Ι объекта в различных структурнофациальных зонах месторождения подтверждена получением промышленных притоков из башкирских и серпуховских отложенийв 53 скважинах, из окскихв 34 скважинах.
При опробовании собственно башкирских отложений дебиты нефти из скважин, расположенных в платформенной части варьировали от 111,2 м³сут через 15,2 мм штуцер (№Т1) до 482 м³сут через 10 мм штуцер (№Т14), в бортовой части (рим)от 483,2 м³сут через 8 м штуцер (№Т122) до 2971,2 м³сут через 22,2 мм штуцер (№Т27).
После проведения КРС дебиты нефти значительно увеличились. Так, в скважине №Т21, расположенной на платформе, дебиты нефти составил 873 м³сут; в скважине №Т20, расположенной в римовой части, дебит увеличился до 1840 м³сут; в скважине №Т12 дебит нефти составил 1625 м³сут.
При опробовании серпуховских отложений дебиты скважин, расположенных в бортовой части (рим) и на склоне изменялись от 407,7 м³сут; (№Т103) до 483 м³сут (№Т45).
При пробной эксплуатации скважин, расположенных в зоне развития рифовых и биогермных построек, дебиты нефти из серпуховских части разреза составляли от 548 м³сут через штуцер 32 мм (№Т47) до 2872 м³сут через 30мм штуцер (№Т1100).
Дебиты ... продолжение
Похожие работы
Тенгизское нефтяное месторождение
Месторождение Тенгиз Республики Казахстан
Месторождение тенгиз
Месторождение Узень
Месторождение Кисымбай
Месторождение Жетыбай
Месторождение "Каракудук"
Краснооктябрьское месторождение
Месторождение кумколь
Нефтегазовое месторождение Жетыбай
Дисциплины
Көмек / Помощь
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь