Эффективность использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Алишер Муталиев РНГ-03-2р

ВВЕДЕНИЕ

 

Месторождение Тенгиз открыто в 1981г., когда из скважины № 1 был получен  фонтан нефти. Первая технологическая  схема разработки месторождения  была составлена институтом Гипровостокнефть в 1986г. 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.

 Целью дипломной работы является определение эффективности использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз.

 

 

 

 

 

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения 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. (рисунок 1.1).

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,

Рисунок 1.1 - Обзорная карта региона

 

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 ⁰С) и жарким летом (до +45 ⁰С). 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 2010 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 Геологическое строение  месторождения

 

Тенгизское месторождение представляет собой карбонатную платформу, состоящую из карбонатных массивов ранне-среднекаменноугольного возраста, расположенных на общем девонском карбонатном основании.

Зарождение и формирование Тенгиз–Кашаганской платформы генетически связано  с тектоническими процессами, развивающимися в позднефранско – ранневизейское время в области современного Южно–Эмбинского прогиба. Накопление огромных толщ граувакк в этом прогибе сопровождалось устойчивым прогибанием эйфельско–раннефранского внешнего шельфа Восточно–Европейской платформы, который компенсировался седиментацией карбонатных комплексов, ставших основой Тенгиз–Кашаганской карбонатной платформы.

В платформенной части породы I объекта сложены органическим известняком, водорослево-форамениферовыми известняками с прослоями ракушечника.

В пределах верхнего склона отложения  крайне неоднородны и представлены не отсортированными лито-органическим известняком, толщами водорослевых и обломочных известняков. Породы неравномерно перекристаллизованы и доломитизированы.

В подножии склона отложения представлены карбонатно-глинистыми тонкослоистыми отложениями и мелкообломочными органическим известняком.

В пределах первого объекта выделяется рим, характеризующийся местными буграми  сейсмофаций и состоящий из кораллового  и скелетного ракушечника башкирского и серпуховского возраста (Т-5056, Т-41, Т-40, Т-42, Т-43). Для пород, слагающих рим, характерны субвертикальные трещины и каверны.

Породы башкирского яруса (по данным исследований скважины Т-220) обладают повышенной пористостью. Практически по всему разрезу в породах отмечается наличие межзерновой и внутризерновой пористости, реже следовой, в верхней части разреза поровое пространство увеличено за счёт влияния процессов выщелачивания. Каверны приурочены, в основном, к обломочным разностям.

Неполным стратиграфическим разделом I и II объекта является пачка переслаивающихся туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений, называемая “вулканик”, залегающая в кровле тульского горизонта. Эта пачка чётко прослеживается в центральной части структуры и имеет толщину 40–50м. В краевых частях Тенгизского массива толщина этой пачки уменьшается (Т–41, Т–44), а в нижней части склона увеличивается до 150–200м (Т–52, Т–53). Рассматриваемые отложения повсеместно представлены вулканомиктовыми алевроаргиллитами и алевролитами с прослоями вулканомиктовых алевропесчаников, которые формировались за счёт интенсивного размыва слаболитифицированных толщ вулканитов андезитового и андезито-дацитового состава.

Ниже «вулканика» залегают отложения нижнекаменноугольного (турнейско–ранневизийского) возраста, объединённые во II объект разработки.

Отложения II объекта вскрыты 32 скважинами как в платформенной части структуры, так и на склонах, при этом полностью пройдены в 15 скважинах, из которых Т–52 и Т–53 остаются за линией развития карбонатных коллекторов.

Отложения турнейского яруса толщиной 200-250 м характеризуются относительно однообразным составом. В целом отложения  нижнего визе изучены только в  платформенной части. Коллектор II объекта  представлен ракушечника с прослоями микросгустковых и водорослевых известняков, реже вакстоунами с прослоями комковато - сгустковых известняков. В верхах разреза породы часто перекристаллизованы и доломитизированы, участками с повышенным содержанием кремния. Породы слабопроницаемы. Наименее изученным является III объект разработки, в стратиграфическом плане приуроченный к позднее франско-фаменским отложениям верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами. Девонский разрез вскрыт на разных участках месторождения. Породы представлены мелкозернистыми доломитизированными известняками с рассеянными брекчированными водорослевыми известняками. Пористость в целом низкая. Морфологические характеристики поверхности девонских отложений отличаются от верхних существенным расширением плоского свода (платформы) и уменьшением углов падения карбонатных отложений на флангах до 10 – 14⁰. Поднятие по III объекту имеет контур изогипсой минус 5450 м и имеет форму почти правильной окружности с вырезанным северо-западным сектором и максимальную амплитуду 400–450м. Размеры по взаимно-перпендикулярным северо-западной и юго-восточной осям составляют 20х13км. Толщины III объекта рассматриваются при нижней границе, соответствующей контур изогипса и максимально возможному положению ВНК на отметке минус 5450м. Максимальная толщина III объекта до 450 – 500м отмечается в северной части платформы. Области повышенных значений толщин расположены полукольцом и соответствуют риму, чётко выраженному по окско-башкирскому комплексу. К югу толщины плавно уменьшаются до 100 и менее метров.

 

1.3 Стратиграфия месторождения

 

В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен  отложениями от верхнедевонских  до четвертичных образований.

В пределах Тенгизского месторождения  отложения девонского возраста вскрыты  ограниченным числом скважин. В центральной платформенной части массива породы представлены сгустково - сферовыми, сгустково - комковатыми, микрозернистыми и водорослевыми известняками, пеллетовыми пакстоунами. В склоновой части развиты: водорослевые известняки, пеллетовые пакстоуны, с меньшим распространением пеллетовых вакстоунов, грейнстоунов. Относительно глубоководные отложены слагают подножие карбонатного массива. Вскрытая толщина девонских отложений от 25 м (Т-53) до 615 м (Т-47).

Карбон представлен отложениями башкирского и московского ярусов. В сводовой части структуры присутствуют сохранившиеся от размыва отложения нижнебашкирского подьяруса, представленные красноиолянским, северо-кельтменским и прикамским горизонтами. Толщина отложений башкирского возраста в платформенной части структуры составляет 80-110 м. На флангах и у подножия карбонатного массива ее значения сильно дифференцированы. В верхней части склона толщина изменяется от 20 до 203 м, а у его подножия от 40 до 120 м. В платформенной части массива нижнебашкирские отложения представлены оолитовыми известняками, биокластовыми, биокластово-пеллетовыми грейнстоунами, среди которых выделяются прослои микросгустково-пеллетовых водорослевых известняков. В пределах верхнего склона отложения представлены неотсортированными лито - и биокластовыми пакстоунами и рудстонами, переслаивающимися с водорослевыми известняками и мелкообломочными биокластовыми пакстоунами. Подножие склона представлено карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами.

Каменноугольные отложения перекрыты  нижнепермскими породами, которые делятся  на две части: нижнюю - подсолевую и  верхнюю - соленосную (кунгурскую). В  сводовой части структуры значения подсолевых отложений составляют 30-80 м, в наиболее приподнятой, римовой части структуры, а также в пределах верхнего склона толщины этих отложений минимальны, их значения составляют - 1-20 м. У подножия склона толщина отложений увеличивается до 100- 380 м. В литологическом отношении эти отложения представлены глинисто-карбонатным разрезом. Толщина соленосной толщи изменяется от 480 до 2100 м. Представлена эта толща сульфатно-галогенными породами. В объеме верхнего отдела пермской системы условно выделены уфимский, казанский и татарский ярусы. Толщина верхнепермских отложений сокращается от 863 до 0 м. Литологически сложены серыми, пестроцветными песчаниками, алевролитами, глинами, мергелями с прослоями известняков, ангидритов, гипсов, доломитов, каменной соли.