Эффективность ГРП на примере месторождения Тенгиз

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 66 страниц
В избранное:

Введение

Добыча нефти и газа является основной и наиболее динамично развивающейся отраслью экономики Казахстана, налоговые поступления от нефтегазового сектора обеспечивают значительную часть доходов государственного бюджета.

Нефтегазодобывающим сектором республики разрабатывается порядка 80 месторождений углеводородного сырья. В эксплуатацию вовлечено более 80% извлекаемых запасов нефти, свыше 70% учтенных государственным балансом запасов свободного газа. Энергоресурсы и доступ к ним являются важным вопросом внутренней и внешней политики, значимой составляющей национальной безопасности страны, одним из долгосрочных приоритетов развития Казахстана. Стратегическая задача состоит в их эффективном использовании при сохранении высокой динамики роста добычи и экспорта нефти и газа с целью получения доходов, которые будут способствовать устойчивому экономическому росту и улучшению жизни нашего народа. Казахстан с его большими запасами нефти и газа осваивает рыночные и политические механизмы укрепления своих позиций на мировом рынке энергоносителей, что требует определенной гибкости, комплексного подхода к анализу динамичных процессов в мировом энергетическом пространстве.

В результате эффективного и успешного осуществления реформ Казахстан достиг значительного прогресса в реструктуризации энергетического сектора, в создании либерального конкурентного рынка. Стабильный и высокий рост ВВП - более 9% в год - наблюдается в стране на протяжении последних шести лет.

В республике обеспечена макроэкономическая и политическая стабильность. При этом экономика Казахстана сохраняет зависимость от нефтегазово¬го сектора, на долю которого приходится более четверти ВВП и свыше половины экспорта товаров.

Потенциал углеводородных ресурсов Казахстана позволяет в ближайшем будущем расширить масштабы проведения нефтегазовых операций, увеличить объем добычи, переработки и транспортировки углеводородов. Пользуясь богатством недр, мы не должны в то же время оставаться республикой лишь сырьевой направленности. За счет нефтегазового сектора мы обязаны поднять свою экономику.

Очевидно, что динамичное развитие нефтегазового сектора страны обусловлено не только богатством наших недр. Позитивную роль сыграло и то, что Казахстан с самого начала взял курс на создание благоприятного инвестиционного климата, основными элементами которого являются прозрачность деловых операций и стабильность законодательства. Как следствие, только в прошлом году лишь в минерально-сырьевой комплекс Казахстана было инвестировано $12, 6 млрд (почти 80% этих средств вложено в нефтегазовый сектор) .

Основные приоритеты развития республики в ближайшие годы и на перспективу, обозначенные в Послании Президента РК народу Казахстана, охватывают все стороны социально-экономической сферы страны, а стратегия Казахстана по вхождению в число 50 наиболее конкурентоспособных стран мира, инициированная главой государства, нацеливает нефтегазовый сектор республики на новые рубежи в повышении уровня добычи и ее эффективности. Главный ключ в достижении этих целей - использование в процессе интенсификации добычи нефти и газа самых современных разработок и технологий.

1Геологическая часть

1. 1Общие сведения о месторождении

Месторождение Тенгиз расположено на юго-восточной части Прикаспийской низменности и административно принадлежит Каратонскому округу Эмбинского района, Атырауской области. Расположено в пустынной равнинной части Атырауской области в непосредственной близости от акватории Каспийского моря (15-30 км) . Территория СП «ТШО» занимает около 400 кв. км.

Ближайшими населенными пунктами, которые в какой-то мере подвергаются воздействию от деятельности «ТШО» являются - 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[2] .

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.

1. 2 История геологической изученности и разработки месторождения

Тенгизское месторождение было открыто получением фонтанного притока нефти из скважины №1. Скважина давала 115 м/сут 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[2] .

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.

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 [2] .

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 С ₂ . 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 недостаточно уверенно, то становится очевидно, что залежи, включенные во II объект разработки являются практически неизученными. Ведь на запасы категории С ₂ во II объекте приходится 94, 6% от всех запасов этой категории.

Степень изученности I объекта выше чем во втором объекте. На долю запасов категории С ₂ 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) [7] .

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.

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 III (отложения девона) ; объект II - тульские отложения, «Тула» (ранний - средний визе и турней) ; и объект I (башкирские отложения, серпуховский ярус верхний визе) .

Палеозойская группа - Рz

Девонская система D

Девонские отложения Тенгизской платформы рассматриваются, как объект : 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.

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 - С ₁

Турнейский и Визейский ярусы - C ₁ t, C ₁ v

Объект II считается лучше изученным объектом, по сравнению с нижележащим. Он включает в себя примерно 550-600 метров раннего и среднего визея 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.

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- C ₁ v, C ₁ s, C ₁ b

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 - C ₁ V ₂

Верхний визей (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.

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- C ₁ s

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 (31-34), которые соответствуют четырем циклам осадконакопления. Каротажные данные по добыче указывают, что пористые зоны 31 и 34, вскрытые скважиной Т-ИЗ, обеспечивают 80% притока флюида в ствол скважины.

Средняя толщина серпуховского яруса 197метров.

Башкирский ярус- С ₂ b

Башкирский интервал сложен примерно на 100 метров водорослево-коолитовым сланцевым комплексом грейнстоуна у кровли Тенгизского коллектора. Он перекрывается пермскими и артинскими аргиллитами. Карбонаты башкирского яруса сложены мелкими, окатанными водорослевыми зернами, локальными богатыми колониями флюидов, 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. 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 1700м.

Отложения надсолевого комплекса состоят из терригенных пород Тенгизское поднятие приурочено к восточной части Приморского свода. С севера оно кулисообразно сочленяется с Королевским поднятием, а с юга и востока ограничено Култукской террасой[6] .

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 П ₁ ) представляет собой крупную складку изометрической формы размерами 33x27 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 отражает поверхность 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 ВолгоградНИПИнефти 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[6] .

... продолжение

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