Геологическое строение и нефтегазоносность Тенгизского нефтяного месторождения - супергиганта

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Реферат
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 10 страниц
В избранное:

Введение

1. Тенгиз

Тенгиз (каз. Теңіз) - нефтегазовое месторождение в Атырауской области Казахстана, в 160 км к юго-востоку от г. Атырау. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1979 году. Первооткрывателами месторождения Тенгиз является Жолдаскали Досмухамбетов, Булекбай Сагингалиев, Булат Еламанов, Асабай Хисметов, Кумар Балжанов, Валентин Авров, Махаш Балгимбаев, Орынгазы Исказиев которые были удостоены Государственной премии Республики Казахстан. 6 апреля 1991 года в эксплуатацию был введен нефтегазовый комплекс - Тенгизский завод и промысел, что положило начало промышленной добычи на данном месторождении.

2. Характеристика месторождения

Залежи углеводородов расположены на глубине 3, 8-5, 4 км. Залежь массивная, рифогенного строения. Нефтеносность связана с отложениями средне-нижнекаменноугольного и девонского возрастов. Коэффициент нефтенасыщенности 0, 82. Начальный газовый фактор 487 мэ/мэ, начальный дебит нефти 500 м³/сут при 10 мм штуцере. Начальное пластовое давление 84, 24 МПа, температура 105°С. Плотность нефти 789 кг/м3. Нефть сернистая 0, 7%, парафинистая 3, 69%, малосмолистая 1, 14%, содержит 0, 13% асфальтенов. 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.

3. Разработка месторождений

В 1993 г. Правительство Казахстана учредило ТОО СП «Тенгизшевройл» совместно компанией «Chevron» для разработки нефтяного месторождения Тенгиз. Сегодня партнерами являются уже четыре компании: АО НК «Казмунайгаз» (20%), «Chevron Overseas» (50%), «Exxon Mobil»(25%) и «Лукойл»(5%) . Изначально доля Казахстана составляла 60%. Затем 25% были проданы Chevron Overseas, а 15% Exxon Mobil, доля Лукойла осталась без изменений. Соотвественно, в распоряжении Казахстана осталась 20% доля - передана в управление Казмунайгазу.

Тенгиз занимает 2 место по запасам нефти в Казахстане (после Кашаганского месторождения) . Добыча нефти на Тенгизе в 2010 году составила 26 млн. тонн.

4. Транспортировка нефти

С пуском в 2001 году Каспийского трубопроводного консорциума вся нефть Тенгиза пошла в Новороссийск, с этого момента появилась первая казахстанская марка нефти Tengiz. С ноября 2008 года Казахстан впервые начал экспорт казахстанской нефти через нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан, а также возобновило отправку небольших объемов нефти по железной дороге Баку-Батуми после августа 2008 года.

Геологическое строение и нефтегазоносность Тенгизского нефтяного месторождения - супергиганта

Тенгизское месторождение располагается в юго-восточной части Прикаспийского НГБ, в подсолевом комплексе, вблизи побережья Каспийского моря. Громадные извлекаемые запасы нефти, газа и серы поставили Тенгиз с 1991 года в ряд крупнейших месторождений мира.

Как известно, Прикаспийский НГБ - наибольший из бассейнов с солянокупольной тектоникой и наиболее глубокий из них - более 20 км глубиной, в нём сосредоточено 40% осадочного чехла Восточно-Европейской платформы. Основные перспективы нефтегазоносности Прикаспийского НГБ связаны с подсолевым комплексом - 90-96% извлекаемых ресурсов, а их разведанность не больше 17%. Ресурсы Прикаспийского НГБ по нефти и газу соперничают с аналогичными показателями Североморского НГБ, одного из основных источников энергоносителей для Западной Европы.

Формирование Тенгиза стало возможным, благодаря сочетанию благоприятных условий - мощнейшего атолла, нефтематеринских толщ, богатым высококачественным ОВ, соляного флюидоупора и прогрева. Это обусловило сперва возникновение девонской палеозалежи, позднее разрушенной, а затем вторичной, современной залежи. Резервуар представлен сложно построенным карбонатным трещинным и трещинно-пустотным коллектором и соляным флюидоупором. Основными нефтематеринскими породами для тенгизских нефти и газа являются среднекаменноугольные и среднедевонские карбонаты. Артинские глинистые породы также играют роль нефтематеринской толщи и ложной покрышки, что доказывается сравнением с соседними объектами. Миграция, вероятнее всего, носила импульсный характер и происходила с юга и юго-запада.

Задача геологов-нефтяников в этом регионе на ближайшие годы будет заключаться в том, чтобы сориентировать поиски на всё многообразие возможных объектов, используя наработанную базу в их изучении и современные технологии поисков УВ.

Строение нефтяной залежи месторождения Тенгиз по данным о пластовом давлении

Материалы о пластовом давлении подземных флюидов нередко успешно используются для уточнения геологического строения залежей нефти и газа, в том числе для оценки положения флюидальных контактов, выявления барьеров проницаемости и изолированных блоков, характеристики неоднородности коллекторов и др. Особенно информативными могут быть эти материалы для массивных залежей большой высоты в сложнопо-строенных карбонатных породах, к которым относятся Тенгизская и другие залежи подсолевого комплекса Прикаспийской впадины.

В статье И. М. Михайлова “Строение нефтяной залежи месторождения Тенгиз по данным геофлюидодинамики” предпринята попытка использовать материалы о пластовом давлении для расшифровки важных черт геологического строения этого месторождения. Основываясь на характере зависимости пластового давления от глубины, автор считает возможным выделить в пределах залежи несколько гидроблоков, изолированных друг от друга и обладающих разными потенциалами (приведенными давлениями) .

Различия приведенных давлений им связываются с неточностью определения пластовых давлений при замерах, с гидродинамической разобщенностью резервуара либо и с тем, и с другим. Эти соображения были бы справедливыми, если бы все замеры пластового давления отражали начальные условия, не измененные отбором пластовой нефти. Для Тенгизского месторождения, где в 1985-1986 гг. работала с большим дебитом скв. 37, эти условия не выдержаны.

График зависимости пластового давления от глубины отражает следующие характерные особенности Тенгизской залежи. Во-первых, большинство точек группируется вдоль одной линии (скв. 9, 7, 27, 4, 11, 5, 39, 6, 44, 41, 38, 17, 10), ее уклон соответствует нефтестатистической составляющей пластового давления при плотности пластовой нефти около 632 кг/м3. Эти скважины охватывают практически всю площадь залежи. Замеры давлений в большинстве скважин выполнены до начала работы скв. 37, т. е. отражают начальные пластовые условия. Во время и после окончания работы скв. 37 выполнены замеры в скв. 39, 6, 27, 10. Однако, эти скважины наиболее удалены от источника возмущения (например, расстояние от скв. 37 до ближайшей скв. 6 превышает 7, 5 км, а до остальных значительно больше) и, видимо, также характеризуют начальное пластовое давление. Таким образом, большинство точек на графике характеризует эпюру начального пластового давления, не затронутого влиянием работы скв. 37, причем вид эпюры одинаков для всей залежи.

Во-вторых, отчетливо обособляются скв. 43 и 40, характеризующиеся самыми низкими приведенными давлениями. Пониженное давление установлено также в скв. 29 и 42. Все эти скважины, расположенные вблизи скв. 37, были исследованы после остановки ее работы и, видимо, отражают не начальное, а текущее давление, сниженное работой скв. 37.

Наконец, на графике имеются еще три точки (скв. 14, 1, 23), где замеры давления выполнены раньше начала работы скв. 37, но, тем не менее, они несколько отклоняются (как в меньшую, так и в большую сторону) от эпюры начального нефтестатического давления. Однако это отклонение заключено в пределах ±1, 1 МПа, т. е. сравнительно невелико и может быть объяснено погрешностями измерений. С этим же связано сниженное давление в скв. 8, которая исследована значительно позже остановки скв. 37.

Таким образом, анализ распределения пластового давления не дает оснований считать, что нефтяная залежь в подсолевых отложениях Тенгизского месторождения состоит из изолированных гидроблоков со своими приведенными давлениями (потенциалами) . Все скважины, где было измерено начальное пластовое давление, характеризуются примерно равными потенциалами. Более того, имеющийся материал показывает, что район скв. 37 хорошо гидродинамически сообщается с довольно удаленными участками залежи как на севере (скв. 40, 42, 43), так и на востоке (скв. 29) . В то же время эти материалы свидетельствуют о сильной проницаемостной неоднородности карбонатной толщи как по площади, так и по разрезу. Количественная оценка этой неоднородности - одна из важнейших задач дальнейших гидродинамических исследований месторождения Тенгиз.

ПРОГНОЗ ФАЗОВЫХ СОСТОЯНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЕНГИЗ

Степень изученности месторождения Тенгиз остается недостаточно высокой. В числе многих проблем актуальным является прогноз залежей разных фазово-генетических типов в глубокопогруженных горизонтах подсолевого палеозоя в границах этого месторождения. В задачу наших исследований входил геолого-геохимический прогноз на основе количественного анализа данных витринитовой палеотермометрии, состава и свойств ОВ пород, нефтей и попутных газов.

В подсолевых отложениях Каратон-Прорвинской зоны, один из крупных тектонических элементов которой - поднятие Тенгиз, на границе пермских и каменноугольных отложений фиксируется длительный формационный перерыв в осадконакоплении. Он объясняется отсутствием в разрезе ряда стратиграфических подразделений. С юга на север, от площади Южная к Каратону, из разреза последовательно выпадают верхнекаменноугольные отложения, среднекаменноугольные московского и башкирского ярусов, а также нижняя часть нижнепермских. С перерывом связан значительный размыв предпермской поверхности, реальность существования которого подтверждается результатами исследований подсолевых отложений площади Каратон (северная часть зоны) методом витринитовой термометрии. Скачок значений Ro и максимальных палеотемператур на границе пермских и каменноугольных отложений, достигающий соответственно 0, 15-0, 17 % и 30-35 °С, свидетельствует о том, что стратиграфическое несогласие сопровождается катагенетическим [2] . В разрезе отсутствуют отложения, ОВ которых имело бы I стадию литофикации. Зафиксированная в значениях Ro и палеотемператур резкая смена свойств палеотеплового поля на границе несогласного залегания пород двух формаций показывает, что термический режим преобразования отложений, разделенных перерывом в осадконакоплении, был различен по уровню и времени проявления. Это позволяет предположить, что каменноугольные отложения испытали максимальные погружение и прогрев на севере Каратон-Прорвинской зоны до начала предпермского размыва. С тем же временем связан, по-видимому, и основной этап формирования залежи УВ. В результате глубокой эрозии, сопровождавшейся процессами гипергенеза, произошло ее разрушение, о чем свидетельствуют реликты окисленной нефти и углеподобный твердый битум (ТБ) в каменноугольных отложениях Каратона. По растворимости, компонентному и элементному составу данный битум относится к асфальтам - т. е. типичным продуктам гипергенного изменения скоплений УВ нефтяного ряда.

Разрез каменноугольных отложений Тенгиза также насыщен ТБ, но по химическим и петрографическим свойствам он отличается от ТБ Каратона. Как показали исследования, образование тенгиз-ского ТБ не связано с гипергенными или фазово-миграционными процессами. Его генезис обусловлен спецификой тектонических, палеотемпературных и литолого-фациальных условий, в которых происходило созревание ОВ подсолевых отложений центральной и южной частей Каратон-Прорвинской зоны поднятий. В частности, результаты его изучения позволили предположить, что в предпермское время, когда на площади Каратон уже существовала нефтяная залежь, на Тенгизской структуре ОВ едва достигло начальной стадии созревания, возможно, уровня диагенетических или первично-миграционных битумов. Известно, что такого рода биту мы, характерные, как правило, для карбонатных пород, обладают способностью к ранней полимеризации и переходу в нерастворимые формы при низкотемпературных условиях. Определенную роль в этой связи сыграл и длительный период отсутствия погружения и осадконакопления, приведший к временной остановке процессов прогрессивного эпигенеза. Вместе с тем быстрая и ранняя литификация карбонатного осадка, сопровождающаяся консервацией РОВ и УВ в замкнутом пространстве кристаллического каркаса [ 1 ], а также меньшая, чем на площади Каратон, глубина размыва способствовали сохранению на Тенгизе основной массы ОВ каменноугольных отложений.

Дальнейшее преобразование каменноугольных тенгизских битумов до керитов-импсонитов, как и образование залежи УВ, определялось, по-видимому, особенностями термической истории мезозойского этапа развития Тенгиза. Основной и максимальный прогрев подсолевых отложений этой части Каратон-Прорвинской зоны пришелся на посткунгурское время и связан с мезозойским прогибанием и накоплением мощной толщи терригенных осадков юрско-мёлового возраста. Погруженные на значительную глубину подсолевые отложения оказались в более жестких, чем в палеозое, термобарических условиях. Это привело к дополнительному более глубокому (до II-III стадии) термометаморфизму содержащегося в них РОВ. По значениям Ro витринита (0, 82-0, 84 %) в интервале глубин 4897-4912 м степень зрелости ОВ артинских отложений скв. 10, расположенной на северо-восточном склоне Тенгизской структуры, достигает II стадии преобразования, а максимальная палеотемпература прогрева этих толщ 155 °С. Подстилающие их предположительно визейские отложения преобразованы до начала III стадии. В интервале глубин 5301-5318 м Ro колеблется от 0, 94 до 0, 97 %, что соответствует максимальным палеотемпературам 170-175 °С. Достаточно плавный переход увеличения степени зрелости ОВ от нижнепермских к каменноугольным отложениям показывает, что крупное стратиграфическое несогласие не сопровождается катагенетическим. Это подтверждается данными Ro витринита и флюоресцентного анализа липтинитовых микрокомпонентов ОВ артинско-каменноугольных отложений скв. 24 и 29, расположенных в сводовой части структуры (табл. 1) .

С учетом палеогеотермического градиента, величина которого составляет около 38 °С/км, в центральной части структуры Тенгиз палеоизотерма 150 °С проходит в верхневизейских отложениях (рис. 1), 175 °С - в подошве нижневизейской толщи, 200 °С - в верхней части девонских (?) отложений. На юго-восточном склоне структуры, судя по значениям Ro витринита из скв. 18 прогрев пород увеличивается. В этой же скважине в артинских отложениях в интервале глубин 5215-5293 м показатель отражения витринита колеблется от 0, 98 до 1, 02 %, а палеотемпературы - от 175 до 180 °С. Палеоизотерма 175 °С поднимается здесь к подошве артинских отложений, а 200 °С проходит в подошве верхневизейско-башкирского комплекса. Таким образом, каменноугольная толща и, по-видимому, верхнедевонские отложения до глубин 5, 5- 6 км находятся в палеотемпературных условиях зоны преимущественной нефтеносности.

Известно, что условия формирования УВ-систем разных фазовых состояний предопределяются фациально-генетическим типом исходного РОВ и стадиями его катагенеза. Химико-битуминологические исследования Тенгизской и Королевской площадей свидетельствуют о том, что девонско-каменноугольные породы являются нефтепроизводящими. По фоновым концентрациям установлено, что они богаты органическим углеродом (1-1, 9 %) и растворимыми битуминозными компонентами (0, 31- 0, 62 %) . По составу и структуре керогена РОВ пород может быть отнесено ко II, а в ряде случаев к I типам. О преимущественно сапропелевой природе ОВ, например, свидетельствует элементный состав керогена, а именно сравнительно высокие концентрации водорода (5, 7-6 %) и значения отношений Н/Сат (0, 86-1, 02) . Содержание углерода колеблется в интервале 73-81 % при величинах О/Сат==0, 06-0, 11. По данным рентгеноструктурного анализа межслоевые расстояния между атомами углерода характеризуются в основном значениями 0, 47 нм. Как было показано ранее, исходное сапропелевое РОВ каменноугольных отложений формировалось в неглубоководных восстановительных условиях осадконакопления [4] . Последнее отражается на характеристике УВ ряда C12-С32 растворимых битуминозных компонентов. Фоновое количество УВ высокое: 0, 14-0, 18 % на породу. При этом в УВ автохтонных битумоидов доминируют н-алканы C21-С23, а отношение П/Ф<1. В УВ сингенетичных параавтохтонных битумоидов преобладают более низкокипящие н-алканы ряда С15-C17, а отношение П/Ф колеблется в пределах единицы. Элементный состав нейтрального биту-моида соответствует смешаному ОВ с преобладанием морской сапропелевой составляющей исходной биомассы (Н/Сат=1, 2-1. 8; О/Сат==0, 04-0, 6) .

При оценке стадии зрелости ОВ (использовано 12 образцов керогена) установлены направленные изменения в нем величины атомарных соотношений, коэффициентов ассоциированности (сА) и ароматичности (fa) от верхне-среднекаменноугольных к нижнекаменноугольным отложениям.

Представленные в табл. 2 результаты анализов свидетельствуют о том, что стадии катагенеза РОВ от верхне- к нижнекаменноугольным отложениям увеличиваются от МК2 до МК4, что соответствует изменению значений Rо витринита от 0, 65 до 1, 15 %.

Стадии катагенеза РОВ пород подтверждаются количественной и качественной характеристиками легких УВ (ЛУВ), полученных из керогена при их термовакуумной дегазации. При этом установлено, что из керогена выделяется до 2, 6 % ЛУВ состава C5-C8. На хроматограммах зафиксирован весь спектр нефтяных УВ от n==С5 до этилциклогексана, весьма близкий к распределению ЛУВ в бензинах нефтей месторождения. Распределение ЛУВ на хроматограммах и соотношения отдельных УВ в керо-гене соответствуют согласно методике, разработанной рядом исследователей [3, 5], зоне слабого и умеренного мезокатагенеза (Ro=0, 5-1 %) . Аналогичные результаты, т. е. те же стадии преобразования ОВ, были получены по составам ЛУВ, извлеченных из РОВ пород методом термовапоризации при температуре 150 °С. При этом выход ЛУВ из всех пяти исследованных образцов (интервал 3500-5100 м) составил (2-6) x10-2 %.

Характеристика керогена, выделенного из пород нижнекаменноугольного возраста на глубине 4900-5200 м, показала, что генерационный потенциал ОВ этих отложений далеко не исчерпан, так как содержание водорода в керогене еще остается высоким (5, 8-6 %) .

Существенное преобладание сапропелевых компонентов в исходном РОВ карбонатных пород с учетом умеренных стадий катагенеза (в основном стадии МКз) и сравнительно невысоких величин палеогеотермического градиента позволяет прогнозировать нефтеносность разреза на значительные глубины.

УВ-системы (нефти, газоконденсаты и газы) - также достаточно информативные объекты при прогнозе фазово-генетических типов скоплений на больших глубинах. Составы указанных систем в границах залежей указывают обычно не только на степень их термической превращенности, но и на возможность вертикального массопереноса УВ из нижних в верхние этажи продуктивных объектов.

... продолжение

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