Месторождение Тенгиз Республики Казахстан

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 94 страниц
В избранное:

ВВЕДЕНИЕ

Месторождение Тенгиз открыто в 1981году, когда из скважины № 1 был получен фонтан нефти. Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена институтом Гипровостокнефть в 1986 г. и утверждена ЦКР Миннефтепрома СССР (Протокол ЦКР № 1226 от 28. 11. 86г. ) .

В апреле 1991 года месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную эксплуатацию, а с 6 апреля 1993 года начата эксплуатация месторождения ПОО «Тенгизшевройл».

В 90-е годы ТШО осуществило большой комплекс работ по изучению геолого-физического строения нефтяного месторождения, коллекторских свойств пластов, выполнены многочисленные исследования продуктивности добывающих скважин, поведение пластового давления в различных частях месторождения при проведении опытно-промышленной эксплуатации. Было осуществлено бурение группы оценочных скважин, которые прошли практически всю толщу нефтенасыщенных пород вплоть до девонских отложений. В результате ТШО была построена подробная компьютерная геолого-физическая модель месторождения, а затем, на ее базе, гидродинамическая трехмерная многофазная компьютерная модель. Месторождение отличается исключительно сложным геолого-физическим строением.

По величине извлекаемых запасов нефти месторождение является гигантским, по энергетическим условиям (наличие аномально высокого пластового давления и большого разрыва между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом) - уникальным, со сложным геологическим строением.

1 Геологическая часть

Общие сведение 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 нефтегазоносного бассейна, одного крупнейших на территории Казахстан, площадь которого составляет 500 000 кв. км.

Основная часть запасов, разведанных в этом районе, приурочена к подсолевой части палеозойского 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 недавно открытое 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. Кровля коллектора находится на глубине 3850 метров. Наибольшая глубина, на которой была обнаружена нефть, составляет 5440 метров. Уникальность Тенгизского месторождения заключается в аномально высоком пластовом давлении нефти, а также её недонасыщенности, что делает возможным добычу более 20% геологических запасов нефти в режиме первичного истощения выше давления насыщения.

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 выровненное бывшее дно Каспийского моря с рыхлым верхним слоем, состоящим из ракушечного детрита и песка, c 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 - 30 ⁰ С) и жарким летом (до +45 ⁰ С) . Снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта. Глубина промерзания почвы - до 1, 5-2 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 и северо-восточного направления, летом - западного и северо-западного. Зимой нередки снежные бураны, летом - суховеи и песчаные бури.

Ближайшие населённые пункты - пос. Каратон и Сарыкамыс, находящиеся соответственно в 35 км к северо-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 - Прорва, к ней примыкают автодороги областного и местного значения.

В 110 км к северо-востоку 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 трех не классифицированных аэропортах местных, воздушных линий: Кульсары, Каратон и Сарыкамыс. Кроме того, имеется посадочная площадка у вахтового посёлка ТШО.

Водоснабжение для хозяйственно-бытовых нужд населённых пунктов Жылыойского 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 населённых 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 5-ти технологических линиях способен обеспечить добычу нефти от 12, 7млн. т. до 13, 1 млн. т. в год. Производство товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими линиями.

К 2011 году, при успешной реализации проекта закачки сырого газа (ЗГС-1 и ЗГС - 2) предусматривается дальнейшее расширение завода и увеличение добычи нефти до уровня 30 млн. тонн.

Трубопроводные линии на территории района общей протяжённостью более 1500 км имеют следующие направления:

магистральный газопровод Средняя Азия-Центр;

нефтепровод Тенгиз-Кульсары-Атырау-Новоросийск (КТК) ;

нефтепровод Узень-Кульсары-Атырау-Самара;

нефтепровод Каратон-Косчагыл-Кульсары-Орск

1. 2 Литолого-стратиграфическая характеристика

Тенгизский коллектор разделен на три основные блока: объект 3 (отложения девона), объект 2 - тульские отложения, "тула" (ранний-средний визе и турней ) ; и объект 1 (башкирские отложения, серпуховским ярус и верхний визе) .

Объект 3 (отложения девона)

Предполагается, что карбонатная платформа Тенгиза начала свой рост на локальных палео-рельефных высотах, выполненных терригенными отложениями в среднем девоне. К концу девонского периода карбонатная платформа достигла общей мощности в 2300 метров. Примерно 500 метров девонского коллектора включены в нефтяную колонну выше уровня предполагаемого ВНК, который составляет -5575 метров. Мы рассматриваем девонские отложения Тенгизской платформы, как объект 3.

Только два раза скважины определенно достигали девонских отложений, на Тенгизе. Только два куска керна (длина 5 см) из этого интервала в настоящее время имеется распоряжении ТШО, эти обломки представляют собой пакстоун и грейнстоун, содержащий в себе пелоиды и малые фораминиферь, кринслеи и водоросли.

Скважина Тенгиз-15 вошла в 250 метровую пачку кристаллического известняка, который резко отличается от распространенного повсеместно перекрывающего пласта карбона, состоящего из пакстоуна и грейнстоунов. Этот разрез датируется "ВолгоградНИПИнефть" как окский ярус, хотя в нем не обнаружено никакой соответствующей фауны, согласно исследованным 14 образцам керна, которыми мы располагаем. Пик девонских отложений в скважине Т-16 основывается на схожести с девонскими отложениями в скважине. ТШО намерено продолжать дальнейшие палеонтологические исследования с целью улучшения качества биостратиграфической корреляции по скважине Т-16.

Кровля девонских отложений не должна быть слишком глубока на скважинах, разбуренных на самой платформе в отличие от скважин, разбуренных на крыльях и описанных выше. Геологический разрез, полученный из "ВолгоградНИПИнефть", обозначает кровлю девона на глубине -4904 метра и в виде 572 метрового объекта 2 в скважине Каратон-3 Скважина Каратон-3 располагается примерно на удалении 40 км к северу от Тенгиза. Объект 2 "туло" (Турней и Визе) . С ₁ t-C ₁ v

Объект 2 определяется как интервал, идущий от подошвы объекта 1 (отложении окского возраста) до кровли девонских отложений. Объект 2 включает в себя примерно 550-600 метров раннего и среднего Визе и Турнея на платформе. Этот интервал интерпретируется нами как вулканический туф, согласно проведенным анализам шлифов по скважине Т-ЗО. Слой вулканического туфа вскрыт на платформе по меньшей мере 14 скважинами Он сходит на нет ближе к бортам платформы и на структурном поднятии, тянущемся вдоль северной и восточной сторон платформы

Объект 2 был опробован с поверхности платформенной скважины Т-22 в интервале 420 метров при постоянном выносе керна. Керновый материал состоит из бурого пакстоуна с разбросанными по нему обломками кринодей, микритизированных фораминифер и водорослей. Советская школа выделила ограногенные структуры (биогермы и биостромы) во втором объекте, вскрытом скважиной Т-6 в интервале 4450-4490 метров; отчеты указывают на часто встречаемую сильную перекристаллизацию биогермных построек.

Вскрытый интервал объекта 2 характеризуется плохой пористостью коллектора как на каротажных диаграммах, так и по результатов анализа кернового материала. Верхние 200 метров, как кажется, имеют на каротажных диаграммах несколько пористых интервалов. Трещиноватость является обычным явлением в объекте 2. Некоторые из трещин открыты, некоторые частично заполнены, многие полностью залечены кальцитом. Наблюдается и аномально высокие значения пористости, которые интерпретируются как результат карстообразования по горизонтам, вскрытым скважиной Т-39.

Объект 1 (Визе, серпуховские и башкирские отложения) C ₁ v-C ₁ s-C ₂ b

Объект 1 определяется нами как интервал, идущий от подошвы артинских аргиллитов до слоя вулканического туфа, залегающего у основания верхнего Визе {окские отложения) . Он состоит из трех главных пачек, которые определяются нами как башкирские серпуховские и окские стратиграфические отложения (ранний пенсильванский и верхний миссисипский пруса) [1] .

Верхний Визе C ₁ v

Верхний Визе (окский ярус), как кажется, несогласно залегает на слое вулканического туфа, расположенного по кровле объекта 2. Настоящее несогласие, вполне возможно, может располагаться над слоем вулканической породы. Возможно, в некоторых скважинах, карбонатные породы покрывают карбонатные же отложения, что создает предпосылки для более уверенной интерпретации кровли вулканических пород как границы окского яруса. Кровля формации (определенная как ранний и средний окские яруса), располагается у подошвы пласта с повсеместно плохой пористостью, который хорошо прослеживается в скважинах 22 и 31, дошедших до этого уровня глубин. Окский ярус меняется по мощности от 170 метров на севере (скважина Т-6) до 210 метров на центральной платформе (скважина Т-24) и далее возрастает до 250 метров к югу (скважина Т-124)

Верхневизейский интервал демонстрирует хорошо читаемый вертикальный пористый профиль, идущий через большую часть платформы Пористость на нижнем 75 метровом участке низкая (подошва окских до отметки 2 средних и ранних окских отложений) .

Керновый материал, извлеченный из окского интервала скважин Т-8, Т-22, Т-24 содержит в себе пакстоун и грейнстоун. которые отложились в условиях мелководья или в совсем мелководных (приливно-отливных) зонах Извлеченный керновый материал богато представлен кринодеями, брахиоподами и фрагментами водорослей с подчиненными фораминиферами. Пакстоуны состоящие из смеси окаменелостей в микритовой матрице, занимают главенствующее положение в этих интервалах. Множество обломков окаменелостей было "микритизировано" во время вторичного преобразования. Хотя весь окский ярус и не был исследован, те участки, которые были изучены (верхний и средний горизонты окского яруса) указывают на несколько участков обмеления снизу вверх, эти участки покрыты грейнстоунами и имеют признаки поднятия и карстообразования. Возможное наличие карстовых поверхностей наблюдается около кровли окского яруса в скважинах Т-8 и Т-24. Ноздреватая, кавернозная и следовая, а также трещиноватая пористость хорошо просматриваются по всему окскому ярусу и, по сути дела, она хорошо выражена по его кровле. Множество трещин частично открыто.

Окский ярус разбит на 6 пластов, по эрозионным стратиграфическим параллельным несогласованиям, с целью получения большей отдачи при моделировании этого коллектора.

Серпуховский ярус C ₁ s

Серпуховский ярус литологически схож с подстилающими окскими отложениями, как кажется, он являет собой продолжение того же самого стиля осадконакопления. Он перекрывается латеритовыми сланцами, представляющими основное несогласование (согласно данным ВНН, оно образовывалось в течение нескольких млн. лет) . Эти напластования сланцев и вызывают всплеск на многих внутрискважинных каротажных диаграммах ГК. По внутреннему разрезу платформы серпуховский интервал состоит из четырех 30-ти метровых циклов осадконакоплений, связанных тонкими несогласованиями с плохой пористостью породы. Эти циклы сложены пористыми пакстоунами и хорошо коррелируются по внутреннему пространству платформы. Их трудно коррелировать на приграничных участках месторождения, там, где коэффициент пористости падает. Серпуховский ярус разделен на четыре зоны, которые соответствуют четырем циклам осадконакопления. Каротажные данные по добыче указывают, что пористая зона 3 и зона 4 циклов, вскрытых скважиной Т-113, обеспечивает 80% подтока флюида в ствол скважины [2] .

Серпуховский интервал перекрывается мелководными (приливно-отливными) криноидными, брахиопоидными и фораминиферовыми пакстоунами, несущими обильный водорослевый материал внутри микритовой матрицы. Отдельные кораллы занимают здесь подчиненное положение, но также характеризуют вскрытый серпухсвский интервал, оолитовые грейнстоуны и баундстоуны не являются распространенным явлением. Пористость распространена по большей части данного интервала, она представлена в виде трещиноватой, следовой и кавернозно-ноздреватой пористости, а также в виде межзерновой пористости. В скважине Т-8 были вскрыты тонкие (примерно 25 см) . Широко распространенные зоны сильной степени выщелачивания, они указывают на наличие больших, связанных между собой каверн ( поры по 0. 5 см в диаметре) . Обычно трещины частично открыты.

Эрозия по кровле зоны 1 пласта отслеживается по многим скважинам, при этом по кровле отсутствуют характеризующие пласт сланцы {см. скв Т-'Ю9, Т-317) (согласно устным оценкам Александра Смирнова, советского геолога) Карстовая зона определена в скважине Т-8 в серпуховском интервале, на глубине примерно 70 метров ниже контактной зоны с перекрывающим башкирским интервалом 40 метров этой зоны сложено высокоцикличными мельчающими снизу вверх секвенциями с признаками известковых отложений, что подразумевает выход породы на поверхность. Пористые зоны отслеживаются как внутри брекчевидных карстовых горизонтов, так и ниже поднятых поверхностей по кровле серпуховского яруса.

Башкирский интервал C ₂ b

Башкирский интервал сложен примерно на 100 метров водорослево-оолитовым сланцевым комплексом грейнстоуна у кровли Тенгизского коллектора Он перекрывается аргиллитами перми и аргиллитами артинского возраста. Карбонаты башкирского яруса сложены мелкими, окатанным* водорослевыми зернами, локюр8альными богатыми колониями ооидов. поверхностных ооидов и онкоидов, которые отлагались в мелководном бассейне на глубине до 1-2 метров. Кринодеи и отдельные кораллы, типичные для серпуховского интервала, менее распространены в башкире. Имеются фораминиферы тип ооидов следует определить.

Пористость более неравномерна в башкирском интервале, нежели в серпуховских или окских отложениях. Кривые пористости имеют больше пиков (они более частотны), нежели подстилающие яруса серпуховского и окского интервалов. Этот участок отражает степень ранней выборочной цементации литофаций мелководных отложений грейнстоунов шпатовым кальцитом. Первичная пористость в отложения грейнстоунов башкирских отложений также была изменена из-за процесса растворения (выщелачивания), который прошел по многим карстовым и поднятым горизонтам. Вторичная кавернозная, "ноздреватая" пористость и трещиноватая пористость играют немаловажную роль в поведении башкирского коллектора, однако их роль понимается сегодня не в полном объеме.

Корреляция с отметками уровней в башкирском интервале изначально

основывалась на корреляции пиков ГК, которые показывали на наличие прослоев сланцев. Профили пористости при корреляции не имеют большого значения. Четыре отметки (Б1-Б4) были установлены в башкирском интервале. Множество корреляций по привязке к этим отметкам было вынужденным, так как была потеряна отметка прохождения пропластка сланцев. Слои, увязанные с отметками Б1 и Б4 имеют меняющуюся мощность пласта при прохождении через некоторые скважины, что, как предполагается, является результатом локального размыва.

Отложения, приуроченные к крыльям структуры 14 пластов платформы объекта 1 были отслежены по борту платформы и далее по склонам Тенгизской структуры, так как моделирование требует проведения корреляции в полном объеме, легкокоррелируемые цикличные пористые тренды но центральной площади теряются над одновозрастным структурным поднятием по восточному борту платформы. Основываясь на анализе керна, ожидается, что крыльевые площади обладают плохими, но меняющимися коллекторскими свойствами. Корреляция по керну и каротажным диаграммам пористости на этой площади отслеживается плохо из-за недостаточных объемов проведенных анализов, тонкого напластования пород и многообразия различного осадочного материала в литофациях (перемешанный глинистый, окремнелый и доломитизированный осадочный материал) .

1. 3 Тектоника

Тенгизское месторождение нефти приурочено к карбонатным отложениям позднедевонского и периодов, которые расположены в южной части Прикаспийской геологической провинции (Прикаспийский бассейн) . Предположительно, кристаллический фундамент этой части Прикаспийской провинции относится к рифейскому периоду. Астраханско-Актюбинское поднятие с фундаментом глубиной 9 - 9 км и Заволжско-Тугаракчанская синклиналь (12- 11 км) являются основными структурными элементами этого фундамента. Тенгизское месторождение нефти расположено в центральной части Южно-Эмбинской (Тугаранчан) синклинали, фундамент которой находится на глубине 11, 5 - 12 км. Две сутуральные (шовные) зоны Прикаспийской впадины, которые сохраняли тектоническую активность в позднем палеозое, вместе с Северо-Устьюртской геологической провинцией на юго-востоке и Скифской провинцией на юго-западе образуют соответственно Южно-Эмбинское палеозойское поднятие и Карпинско-Бузачинскую зону.

Геологическая структура палеозойского подсолевого комплекса на Тенгиском и Королевском месторождениях расположена между поверхностью фундамента и кунгурским основанием соли. Основные отражающие горизонты П ₁ , П ₂ и П ₃ используются для выделения основных структурных элементов в пределах этого осадочного блока. При нанесении на карту этих горизонтов четко прослеживаются три приподнятых объекта: Приморский свод, Пионерская зона и Южный свод. Сейсмическая опорная отметка П ₃ представляет собой последний уровень приведения отражающего горизонта, который постоянно регистрируется в южной части Прикаспийской впадины. В месте перегиба Астраханско-Актюбинского поднятия, отражающий горизонт П ₃ практически (с точностью до 200 метров) совпадает с преломляющим горизонтом F, приуроченным к поверхности фундамента[2] .

По периметру Приморского свода расположена система больших карбонатных массивов, включая Тенгизскую, Королевскую и Огайскую структуры, которые состоят из отложений верхнедевонского и периодов. К северу от Приморского свода общая мощность этих осадочных отложений уменьшается до 1200 метров, а далее в северных постройках (Гурьевский свод) - до 600 метров.

... продолжение

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