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

0.1 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).С1t-C1v
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)C1v-C1s-C2b
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 C1v
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 C1s
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 C2b
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 среднекаменноугольного 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 П1, П2 и П3 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 П3 представляет собой последний уровень приведения отражающего горизонта, который постоянно регистрируется в южной части Прикаспийской впадины. В месте перегиба Астраханско-Актюбинского поднятия, отражающий горизонт П3 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 среднекаменноугольного 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.
В течение всего периода формирования отдельно стоящих Тенгизской и Королевской карбонатных платформ случались непродолжительные периоды обнажения верхних частей этих платформ, что, возможно, явилось причиной эрозии. Эти несогласия образовывались в результате колебаний уровня моря, проведения морского дна и тектонической активности. Наиболее значительные периоды тектонической деятельности - это бретонская, судетская и уральская эпохи герцинского тектогенеза. Этапы альпийского тектогенеза и более современной тектонической активности показаны на сейсмических изображениях надсолевых зон.
На основе комплексного изучения данных, полученных при бурении, и сейсмических данных можно определить время и природу тектонических деформаций палеозойских осадочных отложений южной части Прикаспийской впадины.
Поэтапное опускание эйфельских и раннефраснийских слоистых, практически горизонтальных, сейсмических циклов сопровождалось образованием серии естественных разломов. В раннефраснийском веке в горных породах стали возникать напряжения, при этом одновременно началось накопление мощного слоя серого ваккита в районе Южно-Эмбинской синклинали. Накопление серого ваккита в течение фаменского и ранневизейского веков сопровождалось сжатием Северно-Устьюртской микроплатформы и южной частью Восточно_Европейской платформы. Сильное сжатие в период между ранневизейским и поздневизейским веками привело к превращению синклинали с антиклиналь и образованию южно-Эмбинского поднятия. Сейсмические данные и данные, полученные при бурении, свидетельствуют о том, что ближе к внутренним участкам впадины в юго-восточном направлении сформировалась интенсивная складчатость в центре поднятия, а также система сбросов, в результате чего образовались переходные фронтальные зоны в сторону Прикаспийского региона.
Период между поздневизейским веком и позднекаменноугольным периодом (вероятно, в раннеассельский век) также характеризуется процессами тектонического сжатия, источником которых был тот же подвижный северно-устьюртский блок. В этот же период в Южно-Эмбинском районе сформировались конические складки с амплитудой до 300 - 500 метров. Образование складок с крутыми краями в направлении к краям Прикаспийской впадины сопровождалось, как правило, надвигами, при этом их амплитуда уменьшалась ближе к центру впадины.
Перед началом позднеартинского века наблюдается последний этап интенсивных процессов тектонического сжатия, в результате которого сформировался Карпинский складчато-надвиговый пояс (гребень) и произошло поднятие Южно-Эмбинской карбонатной платформы в пределах Мынсуальмасской зоны. В конце этого этапа произошло полное раздробление этой зоны. Естественно, что тектонические напряжения, действовавшие в течение длительного палеозойского периода, оказали свое влияние на формирование Тенгизско-Кашаганскую карбонатной платформы.
При проведении первых интерпретаций сейсмических данных очевидные смещения среднего девона экстраполировались на все последующие интервалы Тенгизской постройки. Составление карт разломов среднего девона - это весьма субъективный процесс, и в зависимости от точки зрения специалистов, проводящих интерпретацию, могут быть получены совершенно разные результаты.

1.4 Нефтегазоносность

Тенгизское месторождение приурочено к карбонатным отложениям верхнедевонско-каменноугольного возраста. 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 достигают 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%.[3]
Подсчет запасов производился по трем объектам.
Для I объекта подсчет запасов выполнялся отдельно по каждому подобъекту (баш - кирскому, серпуховскому, окскому) с учетом выделенных фациальных зон (платформа, баундстоун. склон). В составе II и III объектов подобъекты не выделялись, запасы подсчи - таны отдельно для платформенной и фланговой частей массива.
Категорийность подсчитанных запасов обоснована в соответствии со степенью изученности объектов: данными опробования и эксплуатации, лабораторными исследова - ниями фильтрационно-ёмкостных свойств пород и пластовых флюидов, промыслово-геофизическими исследованиями скважин и положениям раздела нефть-вода.
Большинство скважин находится в эксплуатации I объекта, часть из них эксплуа - тирует совместно 1+П объекты и некоторые скважины - совместно 1+П+Ш объекты.
Результаты определений фильтрационно-ёмкостных свойств по данным ГИС, детально "увязанные" с данными исследований 5391 образца керна из I объекта, позволили дать достоверную оценку пористости и нефтенасыщенности пород в разных зонах место - рождения.
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[4].
1 объект подсчёта
Платформенная часть I объекта оценена по категориям В и С1.
Категория В включает запасы на площади, разбуренной эксплуатационными сква - жинами согласно "Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз", по сетке 1414х1414м, остальная площадь нефтеносности платформы отнесена к категории С1.
Баундстоуны и склоны.
Для склоновой части башкирского подобъекта подсчитанные запасы нефти оце - нены по категориям С1. и С2. Участок баундстоуна. получивший развитие в склоновой час - ти месторождения (Т-32, Т-3) оценён по категории С2.
Склоновая часть в районе скважин, где получены промышленные притоки нефти, оценены по категории С1 на площади равной кругу радиусом 2,8 км (удвоенное расстоя - ние между эксплуатационными скважинами). Остальная часть площади нефтеносности склона отнесена к категории С2.
По серпуховскому и окскому подобъектам выделяются две зоны баундстоунов: внутренняя и внешняя.
Запасы во внутренних зонах баундстоунов опоясывающих платформенную часть, характеризующихся большими значениями объёмов нефтенасыщенных пор, макси - мальными толщинами, наличием трещиноватости и доказанной продуктивностью пород, отнесены к категории С1. Запасы во внешних зонах баундстоунов отнесены к категории С2 вследствие удалённости от платформенной части и малого охвата по периметру. Запасы склоновых частей серпуховских и окских отложений оценены по категории С2.
II объект подсчёта
Продуктивность и сам разрез II объекта изучены значительно слабее, чем I. Учиты - вая это обстоятельство, к категории С1 с определённой долей условности отнесены запасы на участках радиусом 1,4 км вокруг скважин, из которых получены притоки нефти как на платформе, так и на присклоновых и склоновых частях месторождения. Запасы остальной части II объекта классифицируются по категории С2.
III объект подсчёта
К категории С1 отнесены запасы в радиусе 1,4 км вокруг каждой скважины, давшей промышленный приток нефти. Остальная часть разреза до водонефтяного раздела класси - фицируется по категории С2. Подсчёт запасов произведён объёмным методом.
Определение объемов нефтенасыщенных пор по каждому объекту и подобъекту производилось по картам удельных объёмов нефтенасыщенных пор, построенных с учё - том выделенных фациальных зон.
По этим картам определялись площади нефтеносности для каждой структурно-фациальной зоны по объектам подсчёта, с учетом принятой категорийности запасов.

1.4.1 Геолого-промысловая характеристика продуктивных горизонтов.

Геолого-физическая характеристика залежей нефти представлена в таблице-1.1

Таблица-1.1-геолого-физические характеристики продуктивных пластов месторождения

Параметры
Продуктивные объекты

I объект
II объект
III объект
Средняя глубина залегания, м
4213
4676
5219
Тип залежи
Массивная
Тип коллектора
Карбонатный
Площадь нефтегазоносности, тыс м[3]
413850
238500
249500
Средняя общая толщина, м
125,5
259
235,58
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
119,1
248,97
156,52
Пористость, доли ед.
0,06
0,029
0,026
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.
0,843
0,589
0,456
Проницаемость, мкм[2]
0,00347
0,00127
0,00052
Пластовая температура,°С
109,4
109,4
109,4
Пластовое давление, МПа
81,18
81,18
81,18
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с
0,232
Плотность нефти в пластовых условиях, кгм[3]
620,6
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
1,936
Содержание серы в нефти, %
0,95
Давление насыщения нефти газом, МПа
25,26
Газосодержание нефти, м[3]кг
0,5145
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа∙с
0,282
Плотность воды в пластовых условиях. кг м[3]
1165
Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ РК, млн. т в том числе: по категории С1С2
1936964256394
316275510953
7726267297

Продолжение таблицы-1.1

Начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные ГКЗ РК, млн. т в том числе: по категории С1С2
107724698616
63580104342
155354582
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. в том числе: по категории С1С2
0,55620,3846
0,20100, 2042
0, 20100, 2042

Физико-химические свойства нефти и газа месторождения Тенгиз определены по результатам исследований пластовых и разгазированных проб, выполненных в институте "Гипровостокнефть" (1981-1993г. г.), Core Laboratories и КазНИГРИ (1994-2000г. г.).
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 кгм[3], а вязкость 0,232 мПас, на отметке 5300м соответственно 617,6 кгм[3] и 0,2296 мПас.
Средняя плотность пластовой нефти 620,6 кгм[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 мПас.
Плотность нефти 785,0 кгм[3], газосодержание 514,5 м[3]т, объемный коэффициент 1,936, динамическая вязкость разгазированной нефти 2,10 мПас.
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 (пропан + высшие) 9,46 %, гелия 0,02 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,869.

2 Технологическая часть

2.1.Система разработки месторождения

2.1.1 Анализ текущего состояния разработки, технологических показателей разработки

Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную разработку в апреле 1991 года в соответствии с технологической схемой, составленной институтом Гипровостокнефть и утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР в 1986 году (протокол № 1226 от 28.11.86 г.)[5].
С марта 1999 г. И до настоящего времени разработка месторождения осуществляется согласно проекту опытно-промышленной разработки, выполненному институтом НИПИмунайгаз и утвержденному ЦКР РК (протокол № 3 от 25.03.99 г).
Проектом предусматривалась опытно-промышленная разработка (ОПР) месторождения до 2002 г., целью которой было дальнейшее изучение свойств коллекторов и флюидов по разрезу и площади месторождения посредством бурения и испытания оценочно-эксплуатационных скважин. Динамика основных технологических показателей разработки с начала эксплуатации месторождения Тенгиз приведены в приложении в таблице 2.1 и на рисунках 2.1. Как видно из таблицы, с 1999 г. по 2009 г., т.е за 10 лет разработки месторождения добычу нефти увеличили в 1.8 раза - с 9587 тыс.т до 17765 тыс.т, а в 2010 г. она увеличилась до 18497 тыс.т.
С начала разработки месторождения добыто 176 млн.т нефти, при текущем коэффициенте извлечения нефти 0.06 д.ед.
Проектные и фактические показатели разработки за 2006-2010 гг. приведены в таблице 2.2
По состоянию на 01.01.2011 г. 93 млн.т нефти были получены из скважин, расположенных на бортовой части, что составляет 53% от накопленной добычи нефти в целом по месторождению. Накопленная добыча из скважин, расположенных на платформенной части залежи, составила 58.2 млн.т (33%), на склоновой части - 24,7 млн.т (14%). [5]
Среднесуточный дебит нефти в 2009-10 гг. составлял 972-992 тсут.
Следует отметить, что продуктивные характеристики скважин, находящихся в эксплуатации, позволяют добывать больше нынешних фактических значений. Уровень добычи нефти в 15-17 млн.т установлен в связи с ограничением в системе подготовки нефти существующего завода.
Годовая добыча попутного газа в 2010-2011 гг. составляла 7,6-8 млн.м3, при среднем газовом факторе 517-519 м3т. Добыча попутного газа за 2010 год составила 8537 млн.м3 при среднем газовом факторе 523 м3т. С начала разработки месторождения добыто 96474 млн.м3 газа.

Таблица-2.1-динамика основных технологических показателей с начала разработки по состоянию на 01.01.11
Показатели
Годы разработки

1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Добыча нефти, тыс.т , всего
1492
1926
2539
4966
6949
8458
9587
10499
12350
12323
12239
12844
12712
12672
13376
14874
17765
18497
в том числе из переходящих скважин
1267
1308
2539
4139
4954
6770
8076
10049
9581
12098
12028
12619
12712
12536
12785
14874
17765
18497
из новых скважин
225
618
0
826
1995
1688
1511
450
2769
225
211
225
0
136
591
0
0
103
Накопл. добыча нефти, тыс.т
5573
7499
10038
15004
21953
30411
39998
50497
62847
75170
87409
100253
112965
125637
139013
153887
176387
194484
Добыча жидкости всего, тыс.т
1492
1926
2539
4966
6949
8458
9587
10499
12350
12323
12239
12844
12712
12672
13376
14874
17765
18497
Накопл. добыча жидкости, тыс.т
5573
7499
10038
15004
21953
30411
39998
50497
62847
75170
87409
100253
112965
125637
139013
153887
176387
194884
Обводнённость среднегодовая, %
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Ср. дебит 1 скв. по нефти, тсут
413
475
470
599
649
705
675
705
740
744
799
834
839
781
796
989
972
992
Темп отбора от нач. изв. запасов, %
0.1
0.1
0.2
0.4
0.5
0.6
0.7
0.7
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
1.0
1,1
1,1
1,1
Коэф. нефтеизвлечения, д.ед.
0.002
0.002
0.003
0.005
0.007
0.009
0.012
0.015
0.019
0.023
0.026
0.030
0.03
0.04
0.04
0,05
0,06
0,06
Добыча нефтяного газа, млн. м3
784
1003
1289
2443
3476
4208
4927
5539
6529
6214
6528
6731
6813
6566
6955
7695
8095
8537
Накоп. доб. нефтяного газа, млн. м3
2925
3928
5217
7660
11136
15344
20271
25810
32339
38553
45081
51813
58626
65192
72147
79842
87937
96474
Средний газовый фактор, м3т
525
521
508
492
500
498
514
528
529
504
533
524
536
518
520
517
526
523
Закачка газа, млн. нм3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.109
128.1
1415
1725
1965
Фонд добыв. скв. на конец года
78
78
78
78
78
79
79
80
86
91
96
102
106
107
105
123
123
124
Действующих
23
26
24
35
42
45
47
52
56
57
57
56
50
51
55
66
61
62
Ввод добывающих скважин
1
6
0
7
7
2
2
5
3
4
1
2
0
1
7
0
0
1
Ввод нагнетательных скважин
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
7
0
0
0
Ср. дебит новых скв. по нефти, тсут
493
364
-
736
849
698
558
579
864
783
1330
901
-
354
858
-
-
-

Рисунок-2.1-динамика основных технологических показателей с начала разработки до 01.01.2011 г.

Рисунок 2.2. Динамика основных технологических показателей с начала разработки до 01.01.2011 г.

Таблица-2.3-проектные и фактические показатели разработки за 2006-2010 гг.

Показатели
2006 г.
2007 г.
2008
2009
2010

проект.
факт.
проект.
факт.
проект.
факт.
проект.
факт.
проект.
факт.
Добыча нефти всего, тыс.т
12700
12672
18736
13376
23616
14875
24500
17765
25765
18497
Накопленная добыча нефти, тыс.т
125448
125637
144184
139013
167800
153887
192300
176387
234860
194484
Добыча жидкости всего, тыс.т
12751
12672
18811
13376
23735
14874
24650
17765
25341
18497
Накопленная добыча жидкости, тыс.т
125550
125637
144361
139013
168096
153887
192746
176387
234860
194884
Коэффициент извлечения нефти, д.ед.
0.04
0.04
0.04
0.04
0,05
0,05
0,06
0,06
0,06
0,06
Темп отбора от утв. нач. извлек-х запасов,%
0.9
0.9
1.3
1.0
1,7
1,1
1,7
1,1
1,7
1,1
Темп отбора от тек. извлек-х запасов ,%
1.0
1.0
1.5
1.1
1,5
1,1
1,5
1,1
1,5
1,1
Добыча нефтяного газа, млн. ст. м[3]
7023
6566
11556
6955
11307
7695
11502
8095
13732
8537
Накопл-я добыча нефтян. газа, млн. ст. м[3]
41758
65192
53304
72147
60948
79842
72450
87937
86182
96474
Закачка газа, млн. нм[3]
900
0.109
2100
128.1
2300
1415
2500
1725
2670
1965
Накопленная закачка газа, млн. нм[3]
900
0.109
3000
128.2
5300
1543
7800
3268
10470
5233
Фонд скв, пробур.с нач. разработки, ед.
131
133
134
133
139
133
139
133
140
133
Кол-во дейст. доб-х скв. на конец года, ед.
58
51
91
55
95
74
101
74
103
75
Фонд газонагнет-х скв. на конец года, ед.
4
1
8
7
8
7
8
7
8
8
Кол-во действ. нагнетательных скважин на конец года, ед.
4
1
8
3
8
5
8
7
8
8
Бурение скважин
3
3
5
0
8
0
5
0
5
1
в т.ч. добывающих
3
3
5
0
6
0
3
0
3
1
Нагнетательных
0
0
0
0
2
0
2
0
2
1
Средний дебит 1 скв. по нефти, тсут
682
781
699
796
875
989
950
972
980
992
Обводненность среднегодовая, %
0.4
0
0.4
0
0,3
0
0,4
0
0,4
0

В 2008 г. начали осуществлять закачку сырого газа и в течение 2008 г. закачали 1415 млн.нм3 газа, а в 2010 г. закачали 1965 млн.нм3 при среднегодовой приёмистости одной скважины 992 тыс.нм3сут.
Действующий добывающий фонд в 2008 году составляли 66 скважин, 2009 г. - 61 скважин, а в 2010 г. увеличился до 62.
Сопоставление основных проектных и фактических технологических показателей разработки месторождения Тенгиз за 2006-2010 гг. представлены в таблице 2.2. [6].
Как видно из таблицы 2.2, при сравнении с проектными показателями, в 2009- 10 гг. отмечается отставание, как по добыче нефти, так и по закачке газа.
Годовая добыча нефти в 2010 году составила 18497 тыс.т, что меньше проектного уровня (25765 тыс.т) на 28%. Фактический среднесуточный дебит нефти составлял 992 тсут, что больше проектного (980 тсут) на 1%. Фонд действующих добывающих скважин на конец 2010 года составлял 75 единиц, при проектном показателе 103.
В 2006-09 гг. отмечается отставание по объёмам закачки газа. В 2007 ... продолжение

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