Эффективность использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Триасовая система выделена в объеме нижнего и верхнего отделов. Толщина триасовых отложений составляет порядка 500 м. Триасовые отложения сложены пестроцветными глинами с прослоями песков, песчаников, алевролитов, реже мергелей.

Юрская система представлена в  объеме трех отделов. Нижне- и среднеюрские отложения сложены терригенными породами с включением угля. Толщина их порядка 1200 м. Верхний отдел выделяется в составе четырех ярусов: келловейского, оксфордского, кимериджского и волжского.

Меловая система представлена верхним  и нижним отделами. Толщина неокомских, антских, альбских отложений, составляет порядка 1700 м. В литологическом отношении сложены терригенными породами: глинами, алевролитами, песчаниками, песками. Нижняя часть верхнего мела (сеноманскийярус) представлена темно-серыми глинами с подчиненными прослоями песков и песчаников. Средняя часть - преимущественно мергельная, среди которых есть прослои писчего мела, глин. В основании средней части залегает конгломерат из галек фосфорита. Завершается разрез верхнего мела (маастрихтский ярус) белым писчим мелом с редкими прослоями мергелей. Толщина 975 м.

Палеогеновая система представлена палеоценом, Эоценом, олигоценом. Литологически палеогеновые отложения сложены мергелями с прослоями известняков, глин и глинами с прослоями песков. Толщина 240 м.

 

 

 

 

 

1.4 Тектоника

 

В тектоническом плане Тенгизское месторождение расположено в  южной части Прикаспийской нефтегеологической провинции и приурочено к Тенгиз–Кашаганской сейсмогеологической области.

Тенгизская карбонатная постройка, к которой приурочена залежь нефти, имеет трапецевидную форму: плоскую кровлю и крутые крылья. Её размеры 22´23км по изогипсе минус 5000м, этаж нефтеносности достигает 1400м.

Область распространения карбонатного резервуара ограничивается глубоководными глинистыми (глинисто–карбонатными) отложениями бассейна, не являющимися коллекторами и играющими роль надёжного латерального флюидоупора.

Роль покрышки для залежи нефти  выполняет толща пород нижнепермского возраста, включающая глинисто–карбонатные отложения артинско–московского возраста и сульфатно–галогенные породы кунгурского яруса толщиной 465-1655м.

По данным сейсмических исследований и пробуренных скважин в составе  карбонатного массива выделены три  основные части: платформенная, бортовая (рим, марджин) и крыльевая (склон).

Коллектор был также разделен на три стратиграфические единицы: объекты I, II, III. Это было обусловлено следующими факторами:

- чрезвычайно большой эффективной  мощностью;

- наличием туфов и карбонатно-глинистых  вулканических отложений толщиной 40-50м, изолирующих башкирско-серпуховско-окскую часть коллектора в пределах платформы от нижневизейско-турнейской;

- резко различными свойствами  в различных интервалах коллектора;

- различиями в проницаемости  и пористости коллекторов в  разных объектах.

Объект I включает отложения башкирско–серпуховско-окского возраста и, как бы, облекает на склонах карбонатного массива нижневизейско–турнейский комплекс пород, выделенных в объект II. Объект III составляют девонские отложения.

В целом все три объекта образуют единую гидродинамическую систему, чему способствует наличие обширных трещиноватых зон в рифовых и биогермных постройках, окаймляющих платформу и непосредственно контактирующих с коллекторами I и II объектов, разделенных в пределах платформы “вулкаником”. Об этом свидетельствует единый характер падения пластового давления в процессе разработки залежи в разных её частях: на платформе, на борту и на склонах, включая самую отдалённую погруженную северо-восточную часть месторождения в районе скважины Т–10, где нефть добывается из девонских отложений.

Структура Тенгиз по поверхности башкирских отложений (по кровле I объекта) высокоамплитудной  изометричной формы. По оконтуривающей изогипсе минус 5000м размеры поднятия составляют 22x23 км. Свод поднятия плоский, имеет отметки 4,1 – 4,2 км и под углом порядка одного градуса наклонен в юго-западном направлении. Крылья структуры достаточно крутые, углы наклона достигают 20 –25⁰. Вблизи начала крутого склона свод поднятия осложнён цепочкой локальных поднятий, амплитудой 100 – 200м, образующих рим. Цепочка локальных поднятий рима охватывает северо - западную, северную и северо-восточную части свода, в то время как на юге и юго-западе рим выражен гораздо меньше. Наименьшие отметки в области рима отмечены в северной части свода и составляют 3900-4000 м. Максимальная амплитуда поднятия по кровле башкира достигает 1100м.

В результате сейсмостратиграфической  интерпретации установлены рамки  площадного распространения карбонатного коллектора, т.е. установлена ограничивающая линия, где карбонаты полностью замещаются на карбонатно–глинистый разрез, не являющийся коллектором. Граница области распространения коллектора I объекта залегает на глубинах 5000 – 5300м в восточной части структуры и 5200 – 5500м в западной.

Достаточно сложным является распределение толщин карбонатного коллектора. В пределах плоского свода суммарная толщина окскобашкирских отложений составляет в среднем 400–500 м. В северной и восточной части рима и склона толщина карбонатных образований I объекта резко возрастает до 650–800 м, главным образом за счёт фаций баундстоуна серпуховского возраста. Здесь откартирована целая серия вздутий, расположенных параллельно линии распространения карбонатного коллектора и связанных, возможно, не только с баундстоунами серпуховского возраста, но и с некоторым увеличением толщин башкирских отложений в обломочных фациях подножия.

Структурная карта по поверхности II нефтегеологического объекта имеет  структуру, подобную первому объекту. По оконтуривающей изогипсе минус 5300 м, размеры составляют 24х21км. Однако в ней нет чётко выраженной полукольцевой цепочки поднятий в своде, т.е. рима. Плоский свод имеет отметку минус 4600м, а в северной и западной части отмечены отдельные поднятия с глубинами залегания нижневизейских отложений 4500 – 4400м. Максимальная амплитуда составляет 900м. На отметках 5200 – 5300м залегают преимущественно глинистые сейсмофации подножия, которые являются разделом между II и III объектами.

Распределение толщин во II объекте  намного проще, чем для окско-башкирского  комплекса. Наибольшая толщина отмечается в области плоского свода - 650-700 м, а к периферии толщина резервуара уменьшается до 300 – 200 и даже 100м.

При данной степени изученности  можно однозначно сказать, что водо - нефтяной контакт приурочен к  девонской части разреза, но достоверно определить его положение невозможно.

На данном этапе геологической  изученности девонской части  разреза месторождения, принимая во внимание ограниченные данные опробования, нижняя граница нефтенасыщения принята  условно на отметке минус 5450м за исключением районов скважин Т-47, Т-6337.

Положение зоны раздела нефть-вода будет уточнено после реализации разработанной программы до изучения девонской части продуктивной толщи.

 

1.5 Нефтегазоносность  месторождения

 

1.5.1 Коллекторские свойства  пород, характеристика пластовых флюидов

 

Карбонатная толща месторождения  Тенгиз в процессе изучения и создания ее геолого-физической модели разделена  на 3 очень крупных объекта: 1-й, 2-й  и 3-й.

1-й объект занимает верхнюю  часть карбонатной толщи, от  кровли залежи до слоя туффитовых отложений (вулканика). Эта часть нефтяной залежи наиболее изучена и обладает наиболее благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами. Ниже 1-го объекта, под слоем непроницаемых туффитовых отложений, распространенных в пределах платформенной части, залегает 2-й объект, нижней границей которого является кровля девонских отложений. Этот объект обладает худшими коллекторскими свойствами, а главное, еще недостаточно изучен. Девонские отложения условно выделяются в 3-й объект, нижняя его граница пока неизвестна. Между 2-м и 3-м объектами не выявлено никаких непроницаемых границ.

В настоящее время в эксплуатации уже длительное время находится 1-й объект, из которого уже извлечено  более 64 млн. т нефти. Добыча нефти  из 2-го и 3-го объектов ведется некоторыми отдельными скважинами и очень мала.

По степени изученности только 1-й объект удовлетворяет требованиям, предъявляемым к объектам, по которым  проектируется технология разработки нефтяных залежей.

1-й объект разделяется на  платформенную часть, занимающую центр Тенгизской структуры, а также бортовую и крыльевые части, окружающие платформу.

Платформа представляет собой низкопроницаемый коллектор порового типа, практически  лишенного трещиноватости. Бортовая и крыльевые части 1-го объекта представляют собой хорошо проницаемые коллектора трещинно-порового типа. Их хорошая проницаемость полностью определяется трещиноватостью коллектора, матрица здесь имеет более низкую пористость, чем в коллекторах платформы. В пределах бортовой и крыльевой частей структуры отсутствует непроницаемый слой вулканита, поэтому 1-й объект оказывается гидродинамически связанным со 2-м и даже с 3-м объектами.

В настоящее время по трещиноватой бортовой части Тенгизской залежи происходят перетоки нефти из 2-го и 3-го объектов в 1-й объект, в котором за счет отбора значительных объемов нефти пластовое давление снизилось.

Таким образом, в пределах 1-го объекта  выделяются две различных зоны, фактически два самостоятельных, но гидродинамически сообщающихся подобъекта (платформа и бортовая плюс крыльевая части), подход к разработке которых будет существенно различаться.

При данной степени изученности  можно однозначно сказать, что водонефтяной контакт приурочен к девонской  части разреза, но достоверно определить его положение невозможно.

Существует несколько гипотез, обосновывающих положение раздела  нефть – вода:

при недостаточной степени изученности  девонской толщи нельзя исключить  вариант ее блокового строения, при  котором возможны разные глубины  залегания водонефтяного раздела для разных блоков;

учитывая неоднородность и разные фильтрационно - ёмкостные свойства пород девонских отложений, возможно зонально разное положение раздела  нефть-вода по всей площади месторождения;

учитывая аномально высокое  пластовое давление, которое является свидетельством упруго-замкнутой гидродинамической системы, которую представляет собой продуктивный резервуар Тенгиза, трудно ожидать существование как такового водонефтяного контакта.

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 м3	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, мкм2	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, кг/м3	620,6
Объемный коэффициент  нефти, доли ед.	1,936
Содержание серы в  нефти, %	0,95
Давление насыщения  нефти газом, МПа	25,26
Газосодержание нефти, м3/кг	0,5145
Вязкость воды в пластовых  условиях, мПа×с	0,282
Плотность воды в пластовых  условиях. кг/ м3	1165
Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ РК, млн.т в том числе: по категории  С1/С2	1936964/256394	316275/510953		7726/267297
Начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные ГКЗ РК, млн.т в том числе: по категории  С1/С2	1077246/98616	63580/104342		1553/54582
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. в том числе: по категории  С1/С2	0,5562/0,3846	0,2010/0,2042		0,2010/0,2042

 

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 кг/м³, а вязкость 0,232 мПас, на отметке -5300м соответственно 617,6 кг/м³ и 0,2296 мПас.

Средняя плотность пластовой нефти 620,6 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 25,26 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 585,9 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,232 мПас.

Плотность нефти 785,0 кг/м³, газосодержание 514,5 м³/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.

 

 

 

 

1.5.2 Запасы нефти и  газа

 

Подсчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов месторождения Тенгиз выполнен специалистами ТОО "Тенгизшевройл", ОАО НИПИ "Каспиймунайгаз", ТОО "КазНИГРИ" в 2002г. Подсчет запасов производился по трем объектам.

Для I объекта подсчет запасов выполнялся отдельно по каждому подобъекту (башкирскому, серпуховскому, окскому) с учетом выделенных фациальных зон (платформа, баундстоун, склон).

Категории подсчитанных запасов обоснованы в  соответствии со степенью изученности  объектов: данными опробования и  эксплуатации, лабораторными исследованиями 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 эксплуатирует  совместно I+II объекты и некоторые скважины – совместно I+II+III 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 месторождения.

В целом по месторождению было обработано 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.