Эффективность ГРП на примере месторождения Тенгиз

Введение
1Геологическая часть
1.1Общие сведение о месторождении
1.2История геологической изученности и разработки месторождения
1.3Стратиграфия
1.4Тектоника
1.5Нефтегазоносность
1.6Запасы нефти и газа
2Технико.технологическая часть
2.1Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов
2.2Гидравлический разрыв пласта
2.3Механизм образования трещин
2.4Давление разрыва
2.5Жидкость разрыва и их физические свойства
2.6Песок, предназначенный для заполнения трещин
2.7Технология проведения ГРП
2.8Оборудование, применяемое для гидроразрыва пласта
2.9Расчет гидравлического пласта
3Экономическая часть
3.1Технико.экономический анализ вариантов разработки
3.2Характеристика основных показателей разработки по вариантам
3.3Технико.экономический анализ проектных решений
4Охрана труда и окружающей среды
4.1Охрана труда
4.2ТБ при работе со вспомогательными оборудованием
4.3Вредные химические вещества
4.4Характеристика предприятие как источника загрязнения атмосферы
4.5Параметры выбросов вредных веществ в атмосферу
Заключение
Список использованной литературы

Общие 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.Методические указание по выполнению и защите дипломного проекта для студентов специальности 050708 – Нефтегазовое дело / сост. К.А. Ихсанов, Г.Е.Калешева, С.А.Ихсанова. – Уральск :ЗКИТУ,2010.-30с.
2.Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз, РК. -Атырау, 2008.
3.Андреев, В.В. Справочник по добыче нефти / В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У.Далимов. - М.: Недра, 2000.-374с.
4.Бухаленко, Е.И. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования / Е.И. Бухаленко , Ю.Г. Абдуллаев. . - М.:Недра, 1983.-235с.
5.Воцалевский,Э.С. Месторождения нефти и газа Казахстана/ Э.С.Воцалевский , З.Е. Булекбаев, Б.А. Искужиев. - Алматы,1999.
6.Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз. СП «ТШО», 2006г. – 495с.
7.Отчет о работе СП «ТШО» за 2008.- 290с.
8.Марченко,О.Н. О нефтегазононости Северного Прикаспия // В кн. «Нефтегазоносность Казахстана», Алматы – Атырау, 2001, с. 57-59.
9.Под редакцией Гиматудинова Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / Под редакцией Ш.К. Гиматудинова - М.:-Недра, 1983. 258с.
10.Зайцев Ю.В. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Зайцев, Ю.А.Балакиров – М.: - Недра, 1986.328с.
11.Щуров,В.И.Технология и техника добычи нефти»/ В.И. Щуров –М.: - Недра, 1984. 255с.
12.Под редакцией А.Х.Мирзаджанзаде Технология и техника добычи нефти /А.Х.Мирзаджанзаде. –М.: -Недра, 1986. 356с.
13.Махмудов С.А. Монтаж, эксплуатация и ремонт скважинных
штанговых насосных установок / С.А. Махмудов – М.: -Недра, 1987. 125с.
14.Желтов Ю.П.Разработка нефтяных месторождений / Ю.П.Желтов – М.: -Недра, 2003. 325с
15.Басарыгин, Ю.М Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин. / Ю.М Басарыгин., В.Ф Будников., А.И Булатов., Ю.М. – Москва ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 7 раздел , - С. 381 – 471с.
16.Сулейманов,М.М. Охрана труда в нефтяной промышленности / М.М Сулейманов. - М.: Недра, 11.1980. -255с.
17.Дьяконов, Д.И. Общий курс геофизических методов исследований скважин / Д.И.Дьяконов, Б.И.Леонтьев , Г.С.Кузнецова. -М .: Недра, 1984.
18.Кузьмина Э.Н. Геофизические методы исследования скважин/ Э.Н.Кузьмина.- М.: Недра, 2001.
19.Толстых,Л.И.Технологии крепления слабосцементированных пород призабойной зоны скважин / Л.И Толстых, И.А Голубева . – Москва.: РГУ нефти и газа, 1993. – 320с.
20.Шейдаев,А.Ч.Влияние газового фактора на пескопроявление в наклонных пластах // А.Ч. Шейдаев - Азерб.нефт.хоз-во. -2001. - №4
21.Шейдаев,А.Ч. Диагностирование разрушения пород призабойной зоны пласта на основе энергетической характеристики скважин // Азерб.нефт.хоз-во. -1999. - №3. –С. 18-22.
22.БочаровМ.В.,Палий А.О Анализ влияния динамического изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов на показатели разработки нефтяных месторождений, //Нефтепромысловое дело. № 10, Москва ОАО ВНИИОЭНГ, 2007.-С13-15.
23.Владимиров И.В., Фролов А.И. Моделирование работы скважины в установившейся фильтрации в неоднородном пласте // Нефтепромысловое дело № 7 , Москва ОАО ВНИИОЭНГ, 2007.-С 19-21.

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 мсут 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 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 недостаточно 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)[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 - С1
Турнейский и Визейский ярусы - C1t, C1v
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 - C1v, C1s , C1b
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 - C1V2
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 - C1s
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- С2b
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 П1) 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].
Нижнекаменноугольные 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 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.
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 (541 Ом 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[6].
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, а в скважинах Т-24 и Т-41 из 210 -225 м вскрытой толщины эти коллекторы составляют порядка 95% толщины[8].
Характеристика свойств и состава нефти и газа, полученных по результатам исследования проб пластовой и разгазированной нефти, выполненных в институте Гипровостокнефть (более 60 проб) и Центром современных технологий компании Корлабораториз (6 проб). Основные свойства пластовой нефти приведены в таблице 1.
Таблица 1.1Свойства нефти Тенгизского месторождения
Показатель
Величина
Плотность нефти
797 кгм[3]
Изначальное давление коллектора (4250 м)
80,8 МПа
Газовый фактор при растворенном газе
450 м[3]м[3]
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 отобранный 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 Запасы нефти и газа

Месторождение Тенгиз - считается одним из крупнейших в мире. Месторождения Тенгиз и соседнее с ним Королевское были открыты в середине 80-х годов. По некоторым данным, в 1986 году из 16 млрд. долларов инвестиций, вложенных в советскую нефтяную отрасль, большая часть пошла на финансирование работ на Тенгизе. Месторождение было введено в эксплуатацию в 1991 году.
Переговоры об освоении месторождений Тенгиз и Королевское начались между правительством Казахстана и американской корпорацией Chevron еще в конце 80-х годов. Они завершились в апреле 1993 года подписанием соглашения между Chevron Overseas Petroleum и государственной компанией Казахстана "Казахстанмунайгаз" о создании совместного предприятия "Тенгизшевройл". Срок действия контракта - 40 лет, в течение которых суммарный объем инвестиций должен составить не менее 20 млрд. долларов.
Суммарные запасы Тенгиза и Королевского (Западный Казахстан) оцениваются в 1-1,4 млрд. тонн нефти (по другим оценкам, до 2 млрд. тонн). По западным оценкам, запасы Тенгиза и Королевского составляют 25 млрд. баррелей, извлекаемые - 6-9 млрд. баррелей. Пиковая добыча на обоих месторождениях должна составить 35-36 млн. тонн нефти в год. Ожидаемый доход от реализации проекта - свыше 200 млрд. долларов.
Площадь Тенгизского месторождения достигает 565 кв.километров. Верхний нефтеносный коллектор залегает на глубине от 4000 до 4700 метров, нижний - на глубине 4700-5400 метров. На Тенгизском и Королевском месторождениях основным источником нефти являются подсолевые палеозойские карбонатовые пласты. Пласты содержат нефть плотностью в 46 градусов по шкале Американского нефтяного института, что позволяет извлекать в процессе переработки высокий процент ценных легких нефтепродуктов, в том числе бензина и керосина. Пластовые температуры достигают 225 градусов по Фаренгейту.
По заявлениям официальным заявлениям представителей Chevron, с 1993 года компания инвестировала в проект около 1 млрд. долларов.
В 1997 году к проекту разработки Тенгиза присоединились компании Mobil (США) и "ЛУКОЙЛ" (Россия). Американская компания перекупила 25% из 50%-ой доли правительства Казахстана в СП "Тенгизшевройл", а "ЛУКОЙЛ" купил 5% из доли Chevron.
Нынешний состав СП "Тенгизшевройл":
"ЛУКАРКО" (СП "ЛУКОЙЛ" и "АРКО") - 5%
"Казахойл" - 25%
Mobil - 25%
Chevron - 45%
Залежи углеводородов расположены на глубине 3,8 -- 5,4 км. Залежь массивная, рифогенного строения.
Коэффициент нефтенасыщенности 0,82. Начальный газовый фактор 487 мэмэ, начальный дебит нефти 500 м³сут при 10 мм штуцере. Начальное пластовое давление 84,24 МПа, температура 105°С. Плотность нефти 789 кгм3. Извлекаемые запасы месторождения оцениваются от 750 млн. до 1 млрд. 125 млн. тонн нефти. Прогнозируемый объем геологических запасов составляет 3 млрд. 133 млн. тонн нефти. Запасы попутного газа оцениваются в 1,8 трлн. м³.

2Технико-технологическая часть

2.1Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора

Проектом предусматривалась опытно-промышленная разработка (ОПР) месторождения до 2008 г., целью которой было дальнейшее изучение свойств коллекторов и флюидов по разрезу и площади месторождения посредством бурения и испытания оценочно-эксплуатационных скважин. Согласно проекту в период ОПР предусматривалось бурение 19 скважин, расконсервация 7 скважин (28, 29, 31, 41, 45, 109,5050) и углубление бурением 12 скважин (14, 17, 30, 60, 70, 108, 118, 125, 211, 220, 430, 463).
Проектом ОПР предусмотрено выделение двух эксплуатационных объектов: Iобъект - отложения башкирского, серпуховского и окского стратиграфических комплексов, II объект - отложения от тульского до девонского стратиграфических комплексов. Запроектирована единая квадратная система размещения скважин с плотностью сетки 200 гаскв. Коэффициент эксплуатации скважин - 0,88; коэффициент использования - 0,809. Залежь во всех рассмотренных вариантах разрабатывается на упруго-замкнутом режиме. Рекомендуемый вариант, согласно Регламенту на проектирование разработки, по принципиальным положениям соответствует утвержденному варианту технологической схемы разработки 1986 г., а также учитывает фактически сложившуюся систему разработки. В соответствии с технологической схемой разработку I объекта месторождения предусматривалось осуществлять на упруго-замкнутом режиме, режиме растворенного газа и водонапорном режиме. По II эксплуатационному объекту расчет показателей был выполнен только при разработке на упруго-замкнутом режиме и режиме растворенного газа.
По состоянию на 01.04.2011года на месторождении пробурено 107 скважин. Фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 200 гаскв. Местами сетка уплотнена до 50 гаскв. Значительная площадь месторождения не охвачена разбуриванием.
Эксплуатационный фонд составляет 59 скважин (Т-1К, 3К, 5К, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 15, 16, 20, 21, 23, 25, 27, 28, 38, 40, 42, 43, 44, 47, 72, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 120, 121, 122, 123, 124, 220, 317, 318, 320, 419, 463, 1100, 1101, 5050, 5056, 5857). В действующей фонде находятся 54 скважины, из них дающих продукцию 45 скважин, во временном простое - 9 скважин. В бездействующем фонде числятся 5 скважин, из них находится в КРС одна скважина (Т-106), в ожидании КРС - три скважины (Т-11, 42, 318) и одна скважина - в ожидании обвязки с промысловой линией (Т-123). В бурении находятся 5 скважин (Т-46, 4346, 5853, 5059, 6261), в консервации - 27 скважин. В испытании - скважина Т-7252.
В ликвидированном фонде находятся 14 скважин. В число пробуренных входит также наблюдательная скважина Т-100.Все скважины эксплуатируются фонтанным способом.
В 2011 году добыча нефти по месторождению составила 12,481 млн.т (включая 0,13 млн.т по Королевскому месторождению), в 2010 году добыча 12,7млн.т (включая 1 млн. т по Королевскому месторождению).
Средний дебит скважин по нефти изменяется от 372,1 тсут. до 750,9 тсут. Максимальный текущий дебит нефти составляет 2240,9 тсут. (скв. Т-118).
Среднегодовой газовый фактор в целом стабилен и варьирует от 491,2 м[3]т в 2006 г. до 528,5 м[3]т в 20010 г. Изменения величины газового фактора в течение года отражают изменения в наземных перерабатывающих сооружениях и не отражают изменчивость состава нефти и газа в коллекторе или добычу при давлении ниже давления насыщения.
Коэффициент использования фонда скважин изменялся от 0,51 (2010 г.) до 0,98 (2012г.), в среднем составил 0,77. Коэффициент эксплуатации изменялся от 0,44 (2009 г.) до 0,89 (2011 г.) и в среднем за весь период разработки составил 0,69. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин во многом обусловлены отключением скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.
В настоящее время 76 % общего количества скважин ведут добычу в северной части месторождения (45 добывающие скважины) и 14 скважин ведут добычу в его южной части.

2.2 Гидравлический разрыв пласта

Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) заключается в том, что в скважину под высоким давлением закачивают жидкость, в результате чего в призабойной зоне пласта раскрываются существующие трещины или образуются новые. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта [10].
Радиус трещин может достигать нескольких десятков метров.
Гидравлический разрыв проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной техники.
Гидравлический разрыв пласта представляет собой нагнетание жидкостей при давлении и на скорости достаточной для разрыва породы. В идеале, при ГРП с противоположных сторон ствола скважины в породе должна образовываться трещина с двумя крыльями одинаковой длины. Если после образования трещины прекратить нагнетание жидкости, то она постепенно уйдет в пласт, давление в трещине упадет и трещина закроется, так и не увеличив проницаемость пласта.
Виды ГРП
Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются прежде всего по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам создаваемых трещин .
Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективное средство воздействия на призабойную зону скважин. При этом бывает достаточным создание трещин длиной 10...20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц тонн проппанта. В этом случае дебит скважин увеличивается в 2-3 раза.
В последние годы интенсивно развиваются технологии создания высокопроводящих трещин относительно небольшой протяженности в средне- и высокопроницаемых пластах, что позволяет снизить сопротивление призабойной зоны и увеличить эффективный радиус скважины.
Существует большое количество видов ГРП:
-Поинтервальный (многократный)ГРП
-Кислотный ГРП
-ГРП с применением расклинивающего наполнителя
-Простой (однократный) ГРП
-Направленный ГРП
-Избирательный ГРП
-Массированный ГРП
-Глубоко проникающий ГРП
-Комбинированный ГРП
Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием, вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения в целом. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции. Оптимальная длина закрепленной трещины при проницаемости пласта 0,01-0,05 мкм обычно составляет 40-60 м, а объем закачки - от десятков до сотен кубических метров жидкости и от единиц до десятков тонн проппанта.
Наряду с этим применяется селективный гидроразрыв, позволяющий вовлечь в разработку и повысить продуктивность низкопроницаемых слоев.
Для вовлечения в промышленную разработку газовых коллекторов со сверхнизкой проницаемостью (менее 10 -4 мкм 2) в США, Канаде и ряде стран Западной Европы успешно применяют технологию массированного ГРП. При этом создают трещины протяженностью 1000 м и более с закачкой от сотен до тысяч кубических метров жидкости и от сотен до тысяч тонн пропланта.
Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин про - изводят в коллекторах с проницаемостью менее 50 x 10[-3] мкм[2].
Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину тре - щины в зависимости от проницаемости пласта с учетом ... продолжение

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