Тенгизское нефтяное месторождение

Дисциплина: География
Тип работы: Материал
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 12 страниц
В избранное:

Доклад

1. Введение

2. Геология

3. Обоснование выделения объектов

4. Выбор варианта разработки

5. Экономическое обоснование

6. Охрана труда и охрана окружающей природной среды

1. Введение

Месторождение Тенгиз открыто в 1981 г., является самым глубоким месторождением в мире, площадь занимает 20 км в ширину и 21 км в длину, примерное количество запасов составляет примерно 8 млрд. баррелей.

Месторождение расположено в географическом отношении, в юго -восточной части Прикаспийского бассейна, одного из наиболее нефтеносных на территории стран содружества. Административном местонахождение - Республика Казахстан, Атырауская область, Жылыойский район.

Климат района резко континентальный: с холодной зимой (до −30ºС) и жарким летом (до +45ºС) .

2. Геология

Тенгизское месторождение нефти приурочено к глубокозалегающему подсолевому карбонатному комплексу пород. Коллектор в диапазоне от характеризуются сложной структурой порового пространства. Большое влияние на формирование пористости оказали процессы выщелачивания, перекристаллизации и образования трещин. С другой стороны, заполнение пор битумом, вторичным кальцитом, доломитом, окремление приводили к ухудшению ёмкостных свойств.

Резервуар состоит в основном из карбоната кальция, залегал на мелководье теплых тропических океанов. Коллектор состоит из организмов с раковинами и другой защитной оболочкой, которые скапливались на океанском дне сразу после своей смерти, некоторые мелкозернистые отложения осаждались прямо из морской воды. Тенгизское месторождение приурочено к карбонатным отложениям верхнедевонско-каменноугольного возраста. Возраст месторождения от 275 до 375 миллионов лет. Толщина нефтяной части залежи 1, 6 км. Продуктивен весь вскрытый подсолевой разрез (до глубины 5450 м), сложенный карбонатными фациями в широком стратиграфическом диапазоне от верхнего девона до башкирского яруса среднего карбона. Залежь массивного типа. Покрышкой служат карбонатно-глинистые отложения артинскоко возраста и гидрохимические отложения кунгура. Дебит нефти на месторождении достигает сотен м ³ /сут., нефть легкоподвижная, плотность равна 0, 805 г/м ³ . Содержание сероводорода около 13%. Содержание газа 0, 79%. Газ включает метана 70, 21 %, этана - 10, 54 %. пропана- 7, 45 %, серы -19, 8%.

Извлекаемых запасов месторождения сосредоточенных в I объекте 84%, из них 62% запасов приурочены к платформенной части, 35% - к бортовой и 3% - к склоновой. На данной стадии изученности запасы II и III объектов составляют 12% и 4% от суммарных запасов месторождения. По промышленным категориям оценены 92% запасов I объекта. 38% запасов II объекта и лишь 3% запасов III объекта. Примерное количество запасов 8 млрд. баррелей.

3. Обоснование выделения эксплуатационных объектов

При разработке месторождения необходим постоянный мониторинг за ходом его эксплуатации и эффективностью применения технологий воздействия на пласт и призабойную зону, этим объясняется актуальность выделения эксплуатационных объектов и является главным фактором выполнения прежде всего этой задачи.

Введем понятие об объекте разработки месторождения.

Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. Разработчики пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Сама природа не создает объекты разработки - их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. Основные особенности объекта разработки - наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.

В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект, неблагоприятно для разработки месторождения в целом. Правильный, комплексный инженерный подход в решении задачи выделения эксплуатационных объектов, в результате обеспечивает высокое значение конечной нефтеотдачи, и высокие технико-экономические показатели.

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

- геолого-физические свойства пород-коллекторов . Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект.

- физико-химические свойства нефти и газа. Пласты с существенно различной вязкостью нефти, резко различным содержанием парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов бывает нецелесообразно объединять в один объект разработки, в дальнейшем может возникнуть необходимость использования существенно различной технологии извлечения нефти.

- фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один эксплуатационный объект нецелесообразно, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

- условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически сложнее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти, труднее осуществлять воздействие.

- техника и технология эксплуатации скважин. Например если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группу пластов, выделенных в объекты, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации, дальнейшее укрупнение объекта будет осложняться техническими причинами.

На фоне каждого из перечисленных факторов выбор объектов разработки должен быть сначала подвергнут, технологическому и техническому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

Карбонатная толща месторождения Тенгиз в процессе изучения и создания ее геолого-физической модели разделена на 3 очень крупных объекта: 1-й, 2-й и 3-й. 1-й объект занимает верхнюю часть карбонатной толщи, от кровли залежи до слоя туффитовых отложений (вулканика) . Эта часть нефтяной залежи наиболее изучена и обладает наиболее благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами. Ниже 1-го объекта, под слоем непроницаемых туффитовых отложений, распространенных в пределах платформенной части, залегает 2-й объект, нижней границей которого является кровля девонских отложений. Этот объект обладает худшими коллекторскими свойствами, а главное, еще недостаточно изучен.

Девонские отложения условно выделяются в 3-й объект, нижняя его граница пока неизвестна. Между 2-м и 3-м объектами не выявлено никаких непроницаемых границ.

1-й объект разделяется на платформенную часть, занимающую центр Тенгизской структуры, а также бортовую и крыльевые части, окружающие платформу.

Платформа представляет собой низкопроницаемый коллектор порового типа практически лишенный трещиноватости. Наблюдения за динамикой пластового давления в этой части залежи показывают, что залежь в пределах платформы представляет собой гидродинамически связанную систему, однако гидродинамическая связь поперек напластования в некоторой степени затрудняется наличием плохо проницаемых прослоев. 1-й объект в пределах платформы отделяется от 2-го объекта непроницаемым слоем вулканика.

Бортовая и крыльевые части 1-го объекта представляют собой хорошо проницаемые коллектора трещинно-порового типа. Их хорошая проницаемость полностью определяется трещиноватостью коллектора, матрица здесь аналогична и меет более низкую пористость чем в коллекторах платформы. В пределах бортовой и крыльевой частей структуры отсутствует непроницаемый слой вулканика, поэтому 1-й объект оказывается гидродинамически связанным со 2-м и даже с 3-м объектами.

В настоящее время по трещиноватой бортовой части Тенгизской залежи происходят перетоки нефти из 2-го и 3-го объектов в 1-й объект, в котором за счет отбора значительных объемов нефти пластовое давление значительно снизилось.

Таким образом, в результате наблюдения и полученных данных геологоразведочного бурения и другого комплекса работ, выполняется часть задачи выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам.

При проведении первых интерпретаций сейсмических данных на основе комплексного их изучения, а также даных полученных при бурении, можно определить время и природу образования тектонических деформаций в результате которых сформировались объекты.

Поэтапное опускание эйфельских и раннефраснийских слоистых, практически горизонтальных, сейсмических циклов сопровождалось образованием серии естественных разломов. Естественно, что тектонические напряжения, действовавшие в течение длительного палеозойского периода, оказали свое влияние на формирование Тенгизско-Кашаганскую карбонатной платформы.

При решении комплекса задач выделения эксплуатационных объектов были рассмотрены отборы проб керна, пластовой воды, нефти и газа. Результаты определений фильтрационно-ёмкостных свойств по данным ГИС, детально "увязанные" с данными исследований образцов керна из предполагаемых объектов, позволили дать достоверную оценку пористости и нефтенасыщенности пород в разных зонах месторождения.

В целом по месторождению было отработано 97 пластовых проб нефти, из них 85 проб - из I объекта, по которым изучались свойства нефти в поверхностных и пластовых условиях, что позволило дать полную характеристику нефти по месторождению.

Несмотря на большое количество исследованных проб пластовой и поверхностной нефти, отобранных в различных зонах месторождения как по глубине, так и по простиранию, какой-либо закономерности изменения свойств и состава пластовой нефти не обнаружено. С ростом глубины залегания увеличиваются давление и температура. При этом повышение давления увеличивает плотность и вязкость нефти, а повышение температуры их уменьшает. В результате плотность и вязкость пластовой нефти по высоте залежи остаются практически постоянными. Расчеты показывают, что на отметке - 4300м плотность пластовой нефти равна 620, 6 кг/м ³ , а вязкость - 0, 32 мПа⋅с, на отметке - 5300м соответственно 617, 6 кг/м ³ и 0, 2296 мПа⋅с. Разница сопоставима с погрешностями измерений.

Поэтому данные по свойствам нефти и газа, в т. ч. и по дифференциальному разгазированию при пластовой температуре приняты одинаковыми по всей залежи.

По результатам исследований и расчетов средняя плотность пластовой нефти 620, 6 кг/м ³ , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 25, 26 мПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 585, 9 м ³ /т, динамическая вязкость пластовой нефти 0, 232 мПа⋅с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 785, 0 кг/м ³ , газосодержание 514, 5 м ³ /т, объемный коэффициент 1, 936, динамическая вязкость разгазированной нефти 2, 10 мПа⋅с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0, 95), малосмолистая (1, 02 %), парафиновая (3, 92 %) . Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С - 70%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 16, 12%, азота 1, 34%, метана 57, 66%, этана 11, 49%, пропана 5, 99%, высших углеводородов (пропанов + высшие) 9, 46%, гелия 0, 02%. Относительная плотность по воздуху 0, 869.

В 1999 г. компанией «Еxpro» было отобрано 12 проб жидкости. Представительными были признаны только три пробы, воды которых соответствовали девонским водам данного региона. Как показали результаты анализа, воды во всех трех пробах по свойствам и составу близки друг другу и имеют седиментационную природу с участием в формировании глубокозалегающих горизонтов пресных глубинных вод различного генезиса. Они характеризуются плотностью 1030-1031 кг/м ³ и минерализацией 37, 5-44, 7 г/л. Общая жесткость варьирует от 79 до 170 мг-экв/л, рН среды нейтральная - до 6, 98. Генетический тип вод по классификации В. А. Сулина хлоркальциевый, с преобладанием в составе вод ионов хлора (49, 5 %) и ионов натрия (49, 0 %), воды сильно метаморфизованы, практически бессульфатны, что характерно для вод подсолевого комплекса. Глубинное происхождение вод подтверждается присутствием в их составе лития (до 14 мг/л), который, наряду с цезием, является индикатором данных вод. Из микрокомпонентов, помимо лития, определялись бор, бром, йод, аммоний и стронций, но содержание их в водах оказалось незначительным. Концентрация сероводорода составила 1, 52 г/л. Коэффициент сжимаемости пластовых вод рассчитан эмпирическим путем и составляет 4, 1·10 ^-5 . Коэффициент динамической вязкости вод, рассчитанный для пластовой температуры 100°С, равен 0, 282 мПа⋅с. Воды агрессивны по отношению к бетону и цементу и обладают весьма высокой коррозионной активностью к стали и металлам (медь, цинк, железо и др. ) .

В скв. Т-47 была также отобрана проба жидкости из перфорированного в эксплуатационной колонне интервала 5606-5810 м, но она была признана некачественной из-за несоответствия величин плотности и минерализации. При испытании в 1999 г. девонских отложений в скв. Т-5050 в открытом стволе (интервал 5194-5700 м) притока не получили.

Две пробы воды отбирались в процессе тестирования скв. Т-5050 после солянокислотного гидроразрыва, но они оказались не пластовыми.

Воды первого и второго объекта на рассматриваемом месторождении до настоящего времени остаются неизученными. В течение 1999 г. из этих объектов было отобрано несколько проб воды. Однако все они по тем или иным причинам признаны непредставительными. Так, в скв. Т-5050 из интервала 4500-4717 м отбирались две пробы нефти с водой во время отработки на 24/64 штуцере при Ртр = 74 бар. Но значительные концентрации в воде ионов кальция (8666 мг/л) свидетельствовали о содержании в ней продуктов солянокислотной обработки скважины. Отобранные в процессе испытания МДТ пробы жидкости в скважинах Т-5056 (интервал 4349-5170 м), Т-220 (глубина 4470, 35 м) и Т-43 (глубина 4748, 4 м) представляют собой смесь пакерной жидкости, бурового раствора и продуктов солянокислотной обработки.

В подсолевых палеозойских отложениях могут быть встречены воды с суммой солей до 280 г/л хлоркальциевого и хлормагниевого типа, насыщенные углеводородным газом, сероводородом и углекислым газом. Не исключена возможность контактирования залежи с опресненными водами с минерализацией 70-100 г/л и низкой концентрацией йода и брома.

В качестве гидроминерального сырья воды продуктивных горизонтов интереса не представляют, т. к. содержание редких микрокомпонентов в их составе ниже минимальных промышленных концентраций.

Согласно правилам Всемирной организации здравоохранения и Европейского экономического сообщества они также непригодны для целей ирригации и животноводства.

4. Выбор варианта разработки

Основываясь на анализе данных различных исследований и комплексном инженерном подходе в решении задачи выделения эксплуатационных объектов по сути и осуществляется разрешение вопроса. В свою очередь выделение объектов разработки сказывается на дальнейшей его эксплуатации, т. е. на основе готовой геологической модели коллектора рассматриваются всевозможные варианты разработки месторождения.

Cпециалистами ТШО создана геолого-физическая модель карбонатной толщи месторождения Тенгиз и на ее базе построена гидродинамическая модель, которая была использована при компьютерном моделировании различных вариантов разработки месторождения. Были выполнены расчеты динамики технологических показателей и достигаемого коэффициента извлечения нефти при самых различных вариантах разработки: эксплуатация месторождения при естественном режиме, при закачке газа, при закачке воды, при вводе в активную разработку 2-го эксплуатационного объекта. Расчеты носили сравнительный характер и не были увязаны к конкретным этапам освоения месторождения Тенгиз, по большинству вариантов условно было принято, что все методы воздействия на пласт начинаются в 2004 году.

Анализируя выполненные гидродинамические расчеты с использованием трехмерной, трехфазной компьютерной гидродинамической модели, можно сделать ряд выводов. Прежде всего, необходимо отметить, что практически по всем расчетным вариантам разработки и при различных режимах эксплуатации карбонатной толщи Тенгиза получены близкие значения конечной нефтеотдачи.

Доля запасов нефти месторождения, которая подвергалась той или иной форме воздействия, невелика. Во всех расчетных вариантах закачка газа и воды осуществлялась только в платформенную часть первого эксплуатационного объекта, причем объемы закачки рабочих агентов строго ограничивались тем, чтобы пластовое давление в пределах платформы продолжало снижаться. Это было необходимо для того, чтобы сохранить перетоки нефти из второго объекта и из девона через трещиноватую зону в первый объект разработки.

В результате основной объем карбонатной толщи Тенгиза во всех вариантах продолжает разрабатываться при естественном упруго-замкнутом режиме, а влияние закачки газа или воды оказывается незначительным.

Необходимо также отметить, что указанное компьютерное моделирование, хотя и проводилось на базе единой геолого-физической модели месторождения Тенгиз, осуществлялось различными авторами, в различное время и в различных исследовательских центрах. Поэтому при анализе результатов компьютерного моделирования отмечаются отдельные нестыковки полученных результатов.

В целом выполненная работа по компьютерному моделированию шестнадцати вариантов разработки очень полезна. Она дала сравнительную технологическую эффективность возможных вариантов разработки, было установлено, что все возможные методы воздействия на пласт дают примерно одинаковый прирост нефтеотдачи пласта.

В условиях очень сложного геолого-физического строения месторождения Тенгиз любой метод воздействия на пласт, закачка газа или закачка воды, нуждается в испытании на специальных опытных участках, т. е. только после получения фактических данных по опытной закачке газа или воды, можно сделать выводы об эффективности того или иного метода воздействия на пласт. Выполненная ранее адаптация компьютерной модели по данным 12-летней эксплуатации залежи при упруго-замкнутом режиме имела ограниченные возможности, так как при этом режиме на процесс извлечения нефти не оказывает влияния важнейший фактор - неоднородность строения пласта, в т. ч. и по проницаемости.

Рекомендуемым к утверждению, на сегодняшний день является вариант закачки газа. Закачка газа в пласт возможна только в пределах платформы 1-го объекта. В трещиноватой зоне закачка газа заведомо неэффективна в связи с быстрым прорывом закачиваемого газа в добывающие скважины по трещинам.

Закачка газа в пределах платформы будет осуществляться в режиме смешивающего вытеснения, т. е. в наиболее благоприятных условиях, когда коэффициент вытеснения нефти газом будет близок к единице. Важное значение имеет и то обстоятельство, что при этом частично решается проблема утилизации добываемого газа с высоким содержанием сероводорода.

При сохраняющемся АВПД закачка газа во 2-й объект в обозримом будущем невозможна. Поэтому на практике этот метод воздействия на пласт охватит лишь небольшую долю запасов нефти, расположенных в платформенной части 1-го объекта.

Учитывая значительные риски осуществления любого метода воздействия на пласт в условиях очень сложного строения месторождения Тенгиз, рекомендуется следующая последовательность освоения методов воздействия на пласт.

На первом этапе следует осуществить опытно-промышленную закачку сырого газа в 7 элементов пятиточечной системы размещения скважин, расположенных в центральной части платформы. В период опытно-промышленной закачки газа необходимо осуществлять постоянный контроль и анализ данных по результатам закачки газа, и при завершении периода опытно-промышленной закачки следует выполнить подробный анализ ее эффективности.

Если будет установлена достаточно высокая эффективность газового метода воздействия, то следует распространить закачку газа на всю платформенную часть месторождения, т. е. осуществить 2-й вариант разработки.

При получении отрицательных результатов от закачки газа в пласт на опытно-промышленном участке организуется два опытных участка по заводнению нефтяного пласта.

... продолжение

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