Геологическое описание месторождения Тенгиз

Тип работы: Реферат
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 7 страниц
В избранное:

МИНЕСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РК

Каспийский Общественный Университет

Кафедра Геологии нефти и газа

РЕФЕРАТ

На тему: Геологическое описание месторождения Тенгиз

Выполнил: Хисметов С. Т

Приняла: Кенжигалиева Ж. М.

Алматы 2007

Введение

Проект освоения месторождения Тенгиз (Казахстан)

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 будет 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.

По отношению к новым месторождениям Прикаспийской впадины некоторые авторы, справедливо подчеркивая их специфические особенности, не совсем точно утверждают, что в отечественной практике не встречалось подобных. Начиная с середины 50-х годов на грозненских месторождениях Карабулак-Ачалуки, Малгобек-Вознесенка-Алиюрт, Эльдарово, Старогрозненское, Брагуны и других в верхнемеловых отложениях были открыты и активно разрабатывались нефтяные залежи в трещиновато-кавернозных известняках, во многом сходные со скоплениями УВ Прикаспия. Их сопоставительная характеристика приведена в таблице, из которой следует, что по многим специфическим особенностям подсолевая залежь нефти месторождения Тенгиз в отложениях среднего и нижнего карбона близка к грозненским верхнемеловым залежам. Можно полагать, что определенная аналогия отмечается и по ряду других важных характеристик залежей и коллекторов. В частности, на месторождении Тенгиз, как и по грозненским верхнемеловым залежам, эффективная проницаемость и емкость коллекторов, по-видимому, обусловлены в основном пустотами вторичного происхождения (трещинами, порами выщелачивания, кавернами) с гораздо большими характерными линейными размерами, чем у первичных пор и поровых каналов. Вероятнее всего, благодаря трещиноватости пород существует эффективная гидродинамическая связь по площади и разрезу мощной толщи трещиноватых известняков, вмещающей нефтяную залежь месторождения Тенгиз, как это повсеместно имело место на грозненских месторождениях.

Существенные отличия месторождения Тенгиз от упомянутых грозненских характеризуются, в частности: 1) наличием в нефти и газе большого количества сероводорода; 2) перекрытием продуктивных отложений этого месторождения мощной толщей солей; 3) близкой к круговой формой залежи, приуроченной к брахиантиклинальной складке с коробчатым сводом.

Представляется, что в настоящее время по месторождению Тенгиз недооценивается значение трещиноватости пород в формировании коллекторских свойств продуктивной толщи, представленной практически чистыми известняками, а также в обеспечении эффективной гидродинамической сообщаемости в ее пределах.

В верхнемеловых залежах нефти грозненских месторождений выделялись выдержанные по площади мощные (до 80-100 м) пачки пород повышенной глинистости (пониженной карбонатности) с довольно низкими коллекторскими свойствами. Нередко при испытаниях скважины из таких интервалов притоков практически не давали. Тем не менее, как показали исследования и промысловые наблюдения, указанные пачки пород не препятствуют хорошей гидродинамической взаимосвязи по разрезу. Хорошая связь наблюдалась и по площади залежей, за исключением участков с тектоническими нарушениями большой амплитуды.

На месторождении Тенгиз никаких выдержанных по площади интервалов пород с пониженными коллекторскими свойствами в разрезе не выделяется. Можно полагать, что здесь весь продуктивный массив эффективно контролируется трещиноватостью. Качественным подтверждением служит, например, длительная работа аварийной скв. 37 с очень большим дебитом (более 10 тыс. т/сут), которая вскрыла всего на несколько метров прикровельную часть продуктивной толщи.

Взаимоувязываются между собой также величины пластовых давлений, замеренные в разных частях продуктивной толщи. Ссылки на фиксируемое по кернам преимущественно горизонтальное (по напластованию) развитие трещиноватости не представляются достаточными для предположения о затруднительной гидродинамической связи по вертикали. К тому же надо убедиться, что такая горизонтальная трещиноватость в какой-то части не формируется искусственно при выбуривании и подъеме на поверхность образцов пород.

По верхнемеловым залежам грозненских месторождений, нередко даже по сводовым скважинам, при первых испытаниях получали лишь небольшие притоки жидкости или не получали совсем. Однако проведение СКО резко меняло картину: выявлялась, как правило, высокая продуктивность осваиваемых скважин (до 200-400 т/сут·МПа и более) при сравнительно небольшой мощности вскрытых интервалов (от единиц до десятков метров) .

Не достигали положительных результатов обычно лишь на участках и в интервалах закономерного затухания трещиноватости (на крыльях и периклиналях структур, в упомянутых пачках с повышенной глинистостью) . Был и такой случай (месторождение Заманкул), когда после обычной малообъемной СКО открытого забоя большой мощности (сотни метров) небольшой приток жидкости (5 т/сут) практически не изменился, а после спуска и цементажа эксплуатационной колонны, перфорации ее в сравнительно узком интервале (десятки метров) и закачки кислоты скважина зафонтанировала с дебитом более 100 т/сут.

На месторождении Тенгиз, наряду с высокодебитными скважинами (4, 6, 7, 9, 39, 44 и др. ) с продуктивностью до 170-300 т/сут•МПа и более, имеются также скважины (1, 5, 11, 23, 41 и др. ) со сравнительно низкой продуктивностью (не более 15-25 т/сут•МПа), в том числе и не давшие вообще притоков жидкости из вскрытых интервалов. Однако далеко не всегда при освоении проводились хотя бы кислотные обработки, не говоря уже о других мероприятиях, а то, что делалось, могло быть не всегда интенсивным.

Поэтому, исходя из грозненского опыта, допустимо полагать, что на Тенгизе имеющиеся к настоящему времени количественные оценки продуктивности скважин и проницаемости пород могут оказаться существенно заниженными из-за искусственного ухудшения коллекторских свойств в призабойных зонах скважин при их проводке. Можно добавить, что снятые дебитограммы на верхнемеловых залежах грозненских месторождений, как правило, показывали, что из вскрытой мощности наиболее интенсивными притоками на стенке скважины характеризовались лишь отдельные сравнительно узкие интервалы, хотя в ближайших окрестностях скважин могла быть совершенно другая картина как по степени охвата фильтрацией, так и по расположению интервала притока в общем интервале вскрытия.

Представляется, что, в общем для месторождения Тенгиз должна быть характерна более высокая продуктивность скважин, чем определенная по испытаниям. Причем для ее достижения может оказаться достаточным вскрытие сравнительно небольших интервалов продуктивных отложений (десятки метров), но при условии проведения необходимых мероприятий по интенсификации притока. Это следует из специфических особенностей трещиноватых карбонатных коллекторов по опыту грозненских месторождений.

Согласно данным по месторождению Тенгиз, выделяемые различные типы коллекторов, как и возможные уплотненные разности, в общем достаточно неупорядоченно распределяются в объеме залежи и не представляют собой какие-то выдержанные по площади пачки, соизмеримые по протяженности с расстояниями между скважинами. Значит, они могут представлять интерес для содержания и отдачи нефти, если эффективно контролируются развитой в массиве залежи общей системой трещиноватости, соединяющей их между собой и со стенками скважин, или если они непосредственно пересекаются скважинами.

Именно под таким углом зрения сейчас при оценке эффективной емкости и запасов нефти учитывают каждый обнаруженный в скважине интервал с тем или иным типом коллектора. Но такой подход может привести и к некоторому завышению запасов, если на отдельных участках все-таки окажутся практически изолированные включения пород, относимые к одному из трех выделяемых типов коллекторов.

Относительно первого типа (с общей пористостью до 3 %) вполне можно согласиться, что эффективная емкость и пористость связаны здесь исключительно с трещиноватостью породы. В этом случае матрица породы характеризуется в основном первичной микрокристаллической пористостью, практически непроницаема и нефть не содержит. Оцениваемая величина коэффициента трещиноватости коллекторов первого типа (до 0, 4 %) с учетом аналогии с верхнемеловыми залежами грозненских месторождений представляется весьма реальной.

В коллекторах второго типа (с общей пористостью 3-7 %), характеризующихся системой трещин и рассеянным, в том числе гнездообразным, развитием вторичных пор и микрокаверн, наибольший интерес для содержания и отдачи нефти должны представлять именно трещины с возникшими по их стенкам порами и кавернами выщелачивания. В этой части коллекторы второго типа месторождения Тенгиз являются практически полными аналогами трещиновато-кавернозных коллекторов верхнемеловых залежей грозненских месторождений, эффективная емкость которых не превышала обычно 0, 7-0, 9 % от общего объема пород.

Что касается рассеянных в матрице породы вторичных пор и каверн, в том числе развитых гнездообразно, то они могут быть достаточно эффективными для содержания и отдачи нефти только при наличии связи с проточными трещинами. Здесь можно привести пример болгарского месторождения Долни Дыбник с трещиновато-кавернозным карбонатным коллектором, где установленная по керну (в том числе при 100 %-ном выносе) довольно высокая кавернозность пород (около 2 %) совершенно не подтвердилась данными разработки месторождения (в том числе фактической добычей нефти) .

В связи с изложенным представляется, что принятая при подсчете запасов нефти эффективная пористость для коллекторов второго типа Тенгизского месторождения (около 5 %) может оказаться существенно завышенной, тем более, если при этом не исключалась блоковая пористость первичной матрицы, величина которой может быть принята примерно равной общей пористости первого типа коллекторов (в среднем около 2 %) .

... продолжение

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