Геологическое строение и нефтегазоносность Тенгизского нефтяного месторождения - супергиганта
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 нефтегазоперерабатывающий 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.
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 нефтегазоперерабатывающий 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.
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 нефтегазоперерабатывающий 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.
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.
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
нефтегазоперерабатывающий 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 мэмэ, начальный дебит нефти 500 м³сут
при 10 мм штуцере. Начальное пластовое давление 84,24 МПа, температура
105°С. Плотность нефти 789 кгм3. 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.
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 кгм3. 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 ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
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
нефтегазоперерабатывающий 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 мэмэ, начальный дебит нефти 500 м³сут
при 10 мм штуцере. Начальное пластовое давление 84,24 МПа, температура
105°С. Плотность нефти 789 кгм3. 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.
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 кгм3. 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 ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
