Эффективность системы сбора и подготовки нефти на месторождении Тенгиз

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тема: Эффективность системы сбора и подготовки нефти на месторождении Тенгиз

ВВЕДЕНИЕ

Месторождение Тенгиз было открыто в 1979 году. В 1981 году Тенгизская скважина Т-1 при опробовании дала первый фонтанный приток нефти. Это положило начало разработке месторождения с 1,25 млрд. тонн извлекаемых запасов углеводородного сырья. В наши дни оператор месторождения СП «Тенигзшевройл» ведет пересчет запасов, окончательную цифру назовут в Проекте разработки, который будет написан уже в этом году.

СП «Тенгизшевройл» образовалось 6 апреля 1993 года подписанием меморандума, между Республикой Казахстан и корпорацией «Шеврон». В настоящее время участниками совместного предприятия, кроме корпорации «Шеврон-Тексако» являются: РК в лице ННК «Казмунайгаз», компания «Эксон-Мобил», «ЛукАрко».

Производственный сектор СП “ТШО” включает основные подразделения: Промысел, Газоперерабатывающий завод и Внешнезаводские объекты.

Основа перспективности СП “ТШО” - это наличие громадных запасов нефти на Тенгизском и Королевском месторождении. Суммарные запасы оцениваются в 25 млрд. баррелей нефти, из которых извлекаемые запасы составляют порядка 6-9 млрд.баррелей (один баррель равен 159 литров).

Высокое пластовое давление и содержание токсичного и коррозионно-активного сероводорода в пластовой нефти во многом определили закрытую и надёжную систему сбора и транспортировки нефти на завод, а также технологию и аппаратурное оформление дальнейшей обработки поступающего с промысла сырья (пластовой нефти). Поступающее на завод сырье представляет собой смесь нефти, попутных углеводородных газов, содержащих сероводород и углекислый газ, а также незначительное количество пластовой воды.

Производственной задачей завода является отделение и очистка нефти с получением высококачественной товарной нефти, выделение из попутного газа пропана и бутана, удовлетворяющих требованиям европейских стандартов, получение осушенного товарного газа высокого давления , удаление сероводорода из пластового сырья и его переработка в товарную серу.

В данном дипломном проекте рассматриваются вопросы сбора и подготовки скважинной продукции. Система сбора для Тенгизского месторождения была спроектирована в соответствии со специфическими требованиями технологического процесса и тесно связана с технологией газоперерабатывающего завода.

1. ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Тенгизское месторождение расположено в Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан (рис.1.1).

В географическом отношении месторождение находится в юго-восточной части Прикаспийского бассейна, одного из наиболее нефтеносных бассейнов на территории бывшего Советского Союза. 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 Жанажол 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.

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. С востока к месторождению подступают пески Каракума.

Абсолютные отметки рельефа в среднем составляют минус 25 м.

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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.1 - Обзорная схема района

Сообщение между этими пунктами и месторождением осуществляется по автомобильным дорогам, воздушным и железнодорожным транспортом.

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, состоящий из 5-ти технологических линий. Производство товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими линиями.

К 2010 году, при успешной реализации проекта закачки сырого газа (3СГ-1 и 3СГ-2) предусматривается дальнейшее расширение завода и увеличение добычи нефти до уровня 30 млн. тонн.

Трубопроводные линии на территории района общей протяжённостью более 1500км имеют следующие направления:

-магистральный газопровод Средняя Азия-Центр;

-нефтепровод Тенгиз-Кульсары-Атырау-Новоросийск (КТК);

-нефтепровод Узень-Кульсары-Атырау-Самара;

-нефтепровод Каратон-Косчагыл-Кульсары-Орск.

1.1.1 Геологическое строение месторождения

Тенгизское месторождение расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины и представляет собой часть крупной Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы, сформированной в позднем палеозое.

В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи состоит из карбонатных массивов ранне- среднекаменноугольного возраста, расположенных на общем девонском карбонатном основании. Верхний комплекс толщи (от верхнепермских до четвертичных осадков) представлен терригенными песчано-глинистыми породами. Средний комплекс выполнен соленосными отложениями кунгурского яруса, нижний подсолевой комплекс - карбонатными отложениями артинского яруса нижней перми, среднего и нижнего карбона. Вскрытая мощность осадочной толщи 5400 м.

Общая толщина отложений в пределах платформенной части структуры и в области борта составляет около 1000 м. На флангах структуры отмечаются значительные колебаниями по толщине, значения которой составляют 393 - 746 м.

Продуктивные каменноугольные отложения представлены известняками с примесью доломитов, в разной степени битуминозными, неоднородными по сравнению со сложным характером пустотного пространства.

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 отложения слагают подножие карбонатного массива.

Отложения нижнего карбона представлены образованиями турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

Визейский ярус представлен в объеме нижнего и верхнего подъярусов, граница между которыми принята в верхах тульского горизонта.

В разрезе нижневизейского подъяруса установлено присутствие отложений радаевского, бобриковского и тульского горизонтов. Толщина отложений нижнего визе в платформенной части структуры составляет 360-450 м, а на склонах 154-200 м. В скважине Т-5 ее значение увеличивается до 272 м, в Т-53 - до 577 м. В платформенной части отложения сложены тонкозернистыми, водорослевыми, комковатыми известняками (биокластовые и пеллетовые вакстоуны, паксоуны и грейнстоуны, реже рудстоуны).

В кровле тульского горизонта выделяется пачка переслаивания туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений («вулканик»). Эта пачка четка прослеживается в центральной части структуры и имеет толщину 40-50 м, уменьшаясь в краевых частях. Близкие по составу отложения, но характеризующиеся увеличенными толщинами (150 - 200 м) прослеживаются в нижней части склона (Т-52, Т-53).

Отложения вехневизейского подъяруса (окский надгоризонт) залегают согласно на отложениях тульского возраста и представлены в объеме алексинского, михайловского и веневского горизонтов. Суммарная толщина окского надгоризонта в платформенной части структуры составляет 230-300 м. На флангах ее значения уменьшаются и составляют 110-180 м. У подножья карбонатной платформы (Т-52) толщина окского надгоризонта уменьшается до 22 м, в Т-53 - до 15 м. В прделах платформенной части отложения сложены преимущественно мелкообломочными биокластовыми и пеллетовыми вакстоунами, пакстоунами, грейнстоунами с прослоями и линзами водорослевых биогермных известняков. Веневское время характеризуется появлением красных водорослей - Ungdarella uralica. В рифовой части отложения представлен перекристаллизованными водорослевыми биолититами с типичной строматактоидной текстурой, а также био- и литокластовыми грейнстоунами и рудстоунами. В склоновой части массива отложения представлены пеллетовыми пакстоунами (вакстоунами и биоморфными фораминеферово-водорослевыми известняками с прослоями биокластовых пакстоунов и грейнстоунов). Отложения подножия склона представлены тонкослоистыми карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами с прослоями биокластовых пакстоунов.

Отложения серпуховского возраста резко дифференцированы по толщине и характеризуются различной полнотой стратиграфического диапазона, что обусловлено влиянием предбашкирского размыва. В платформенной части установлено присутствие отложений тарусско-стешевского, протвинского и запалтюбинского горизонтов. Толщина отложений серпуховского яруса в платформенной части структуры составляет 60-80 м, в верхних частях склона она увеличивается до 150-250 м, а в бортовой части достигает 571 м. Нижняя часть склона и его подножие характеризуются небольшими толщинами, значения которых составляют 10-80 м. Разрез тарусско-стешевского, протвинского горизонтов, составляющих нижний подъярус серпуховского яруса представлен фораминеферово-водорослевыми, криноидно-водорослевыми известняками (биолититами), биокластовыми и пеллоидными пакстоунами, грейнстоунами, реже оолитовыми разностями. Рифовые массивы сложены перекристаллизованными биогермными известняками со строматактоидной текстурой. Верхние части разрезов этих массивов брекчированы и содержат крупные фрагменты кораллов, желваков багряных водорослей, криноидей и брахипод. Разрез верхнего подъяруса в объеме запалтюбинского горизонта представлен биокластовыми пакстоунами и грйнстоунами, водорослево - фораминиферовыми известняками, среди которых выделяются прослои ракушняковых грейнстоунов и рудстоунов. Для серпуховского времени характерно развитие зон и смеси биогермных водорослевых образований (баундстоуны) и детритовой брекчии, где наблюдаются увеличенные толщины. Распространяются эти зоны вдоль приподнятого борта платформы, в верхней части склона. Распространение таких зон в нижней части склона объясняется, скорее всего тем, что большая часть биогермных образований отделилась от края платформы и верхней части склона и переместилась в нижнюю часть склона, образовав языки из своих обломков. На склоне и его подножии разрез в основном представлен тонкослоистыми карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами с прослоями мелкообломочных биокластовых пакстоунов.

Отложения среднего карбона представлены отложениями башкирского и московского ярусов. В сводовой части структуры присутствуют сохранившиеся от размыва отложения нижнебашкирского подъяруса, представленные краснополянским, 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 волорослевых известняков. В пределах верхнего склона отложения представлены неотсортированными лито- и биокластовыми пакстоунами и рудстоунами, переслаивающимися с водорослевыми известняками и мелкообломочными биокластовыми пакстоунами. Подножие склона представлено карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами.

Московские отложения сложены неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными мелкообломочными биокластовыми пакстоунами и грейнстоунами с прослоями водорослевых известняков и микрозернистых доломитов. Среди отложений выделяются маломощные прослои кислых туфов. Отложения московского яруса в пределах платформенной части структуры имеют небольшую толщину - 5 - 30 м.

Каменноугольные отложения перекрыты нижнепермскими породами, которые делятся на две части: нижнюю - подсолевую и верхнюю - соленосную (кунгурскую, kungurian). В сводовой части структуры значения подсолевых отложений составляют 30 - 80 м, в наиболее приподнятой, бортовой части структуры, а также в пределах 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 465 до 1655 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.

Триасовая система (Triassic) 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 (Jurassic) представлена в объеме трех отделов. Нижнее- 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.

Келловейский ярус представлен чередованием глин, алевролитов, песчаников, песков. Толщина составляет примерно 100 м. Нижняя часть оксфордского яруса сложена песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов, а верхняя - преимущественно глинистая. В основании кимериджского яруса отмечается переслаивание песчаника с глинами и тонкими прослоями известняка. Толщина оксфордско-кимериджского ярусов 60 м. В нижней части волжского яруса развита мергельно-глинистая толща, которая вверх замещается известняками и доломитами. Толщина яруса 500 м.

Меловая система (Cretaceous formation) представлена верхним и нижним отделами. Толщина неокомских, аптских, альбских отложений составляет порядка 1700 м. В литологическом отношении сложены терригенными породами: глинами, алевролитами, песчанками, песками. Нижняя часть верхнего мела (сеноманский ярус) представлена темно-серыми глинами с подчиненными прослоями песков и песчаников. Средняя часть - преимущественно мергельная, с прослоями писчего мела, глин. В основании средней части залегает конгломерат из галек фосфорита. Завершается разрез верхнего мела (маастрихский 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.

Неоген-четвертичная системы представлены глинами, мергелями /1/.

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

Зарождение и формирование Тенгиз-Кашаганской платформы генетически связано с тектоническими процессами, развивающимися в позднефранско - ранневизейское время в области современного Южно-Эмбинского прогиба.

Каратон - Тенгизский тектонический блок байкальского фундамента юго-востока Прикаспийской впадины ограничен на севере Утыбайским, на юге Тугаракчанским и на востоке Каратонским (по В.С. Днепрову) глубинными разломами древнего заложения, прослеживающимися по поверхности Мохоровича. Фундамент имеет блоковое строение, его поверхность по субширотным локальным разломам - сбросам ступенчато погружается с севера на юг, от Утыбайского разлома к Тугаракчанскому, от 8 до 13 км. Погружение фундамента отображается по кровле терригенных отложений франского яруса - отражающий горизонт П3 - и в вышезалегающих карбонатных породах - горизонт П1. По мере ступенчатого погружения фундамента отмечаются приподнятые и опущенные блоки, а также выступы, как, например, Тенгизский (по В.С. Мильничуку). Очевидно, Южное сводовое поднятие также расположено над выступом фундамента. Тенгизский выступ имеет субширотное простирание и очерчивается изогипсой 10 км при амплитуде более 0,5 км. Южный выступ субширотного простирания по размерам должен быть большим, чем Тенгизский. Блоковое строение фундамента находит отображение в структурном плане подсолевого комплекса пород, располагающихся между сейсмической поверхностью Ф и горизонтом П1.

Глубинные и локальные разломы широтного простирания трансформируются в подсолевой комплекс пород в виде тектонических нарушений и флексур. Разломы возникли и развивались в геосинклинальный этап развития юго-восточной окраины Восточно-Европейской платформы под воздействием Уральской геосинклинальной системы. В позднем палеозое разломы активизировались под влиянием формирующейся Уральской складчатой системы.

Уральская геосинклиналь в процессе своего развития втягивала в опускание край юго-восточной окраины, байкальский фундамент которой по серии субширотных разломов ступенчато погружался в сторону внутренней части геосинклинали, дифференцированно образуя выступы, приподнятые и опущенные блоки разных размеров. Вдоль края платформы, по поверхности фундамента, сформировался обширный крупный грабен, расширяющийся в сторону восточного побережья Каспийского моря до 120 - 125 км, где возникла его тугаракчанская часть.

В раннюю и среднюю палеозойские эры грабен заполнялся песчано-глинистыми и грубообломочными осадками, сносимыми с возвышенностей Мугоджар (по Г.А. Костик). В грабене образовался и существовал Эмбинский перикратонный прогиб (по Р.Г. Гарецкому и др.). Наиболее широкой и глубокопогруженной (до 14 км) была тугаракчанская часть при глубине на востоке до 10-11 км. По данным В.П. Шебалдина и др. (1988 г.) в тугаракчанской части Эмбинской перикратозного прогиба мощность (толщина) осадков в раннем - среднем палеозое составила около 4 км. Выступы и блоки фундамента контролировали в раннем - среднем палеозое процессы седиментации и толщину отлагавшихся осадков. На выступах и блоках фундамента образовывались структурные формы подсолевого комплекса пород.

Замыкание Уральской геосинклинали началось с ее южной тугаракчанской части, и к началу фамена Каратон-Тенгизский блок обособился от прилегающих с севера Гурьевского и Биикжальского сводов (по Н.В. Неволину). Каратон-Тенгизский блок и Южно-Эмбинское палеозойское поднятие в результате инверсии были приподняты, и в их пределах в фамене, позднем девоне, раннем - позднем карбоне в обстановке шельфа неглубокого морского бассейна отлагались карбонатные породы, представленные биогермными, водорослевыми, обломочными и обычными известняками. В связи с замыканием Уральской геосинклинали в тугаракчанской части прекратил свое существование Эмбинский перикратонный прогиб, по Тугаракчанской и Южно-Эмбинскому глубинным разломам обособилась краевая приподнятая зона юго-востока Прикаспия - Южно-Эмбинское палеозойское поднятие и Южно-Эмбинская моно геосинклиналь миогеосинклинальной зоны Урала. Изучение толщин дробных стратиграфических горизонтов нижнего - среднего карбона, выделенных на основании руководящих комплексов фораминифер, позволило установить строение отложений и их распространение в пределах блока. Отлагавшиеся в условиях неглубокого шельфа карбонатные осадки на отдельных участках выходили из-под уровня моря и кратковременно становились сушей, где они частично разрушались. Это создавало видимость неполноты разреза или уменьшения мощности этих отложений на своде и крыльях структурных форм. Карбонатное осадконакопление на Каратон-Тенгизском блоке продолжалось до конца позднекаменноугольной эпохи. При этом в поздневизейкое - серпуховское время происходили интенсивные процессы биогермообразования (по В.П. Шбалдину и др.).

В предассельский век Каратон-Тенгизский блок испытал подъем, был выведен на дневную поверхность, что привело к разрушению ранее накопившихся карбонатных отложений. Наличие размыва подтверждается отсутствием отложений верхнего карбона на ряде участков, которые в результате эрозионного среза полностью выпадают из разреза.

В ассельский век блок испытал погружение, продолжавшееся до конца раннеартинского века, что привело к накоплению в этот период песчано-глинистых отложений молассовой формации в условиях морского бассейна.

В конце раннартинского века Каратон-Тенгизский блок вновь испытал большеамплитудный подъем, в результате которого на Приморском валу эрозией были разрушены отложения нижней перми и среднего карбона, на Тенгизском сводовом поднятии - нижней перми - частично среднего карбона и на Южной сводовой структуре - артинского и сакмарского ярусов. Северная половина блока была более приподнятой, чем его южная часть, что, по-видимому, сказалось на и на нефтеносности, так как была размыта экранирующая толща нижней перми. В результате подъема, вызванного активизацией тектонических движений герцинского орогенеза в Уральской складчатой системе, был захвачен весь юго-восток Прикаспия. Предпозднеартинский подъем очертил современную границу юго-восточной части Прикаспийской впадины и отрицательно сказался на нефтеносности. В результате предпозднеартинского размыва были разрушены сформировавшиеся к этому времени залежи нефти, что подтверждается наличием в продуктивных горизонтах нижнего - среднего карбона твердого битума на Тенгизском месторождении.

В позднеартинском веке территория блока со сформировавшимися структурными формами вновь испытала погружение и была занята морским бассейном, несколько удаленным от источников сноса терригенных осадков. Поэтому происходило накопление относительно глубоководных глинисто - карбонатных отложений с прослойками кремнистых пород (по В.П. Шебалдину и др.), перекрывших с угловым и стратиграфическим несогласием на Приморском валу толщи нижнего карбона, на Тенгизском сводовом поднятии - северо-кельтменском горизонта башкирского яруса и на Южном - ассельского яруса. Верхнеартинские отложения явились покрышкой для структурных форм блока, создав благоприятные условия для формирования и сохранения залежей нефти, образовавшихся в последующее геологическое время.

В кунгурском веке юго-восточная часть Прикаспия была занята солеродным морским бассейном, в котором в глубоководных (по А.Л. Яшину) условиях произошло накопление каменной соли - региональной покрышки, надежно запечатавшей подсолевой комплекс отложений. Южно-Эмбинское поднятие, гипсометрически возвышавшееся на юго-восточной границе Прикаспийской впадины и миогеосинклинальной зоны Урала, послужило естественным барьером, преградившим проникновение кунгурского бассейна за пределы юго-востока Прикаспия.

Образование Каратон-Тенгизского блока и структурных форм происходило непрерывно-прерывисто и было связано с периодами инверсионного подъема и опускания. Структуры блока длительно формировались на подвижках блоков байкальского фундамента с фамена до ранней перми и частично в последующее время. Образование залежей нефти происходило как минимум в два этапа. Нефти первого заполнения ловушек были разрушены в раннепермскую эпоху, оставив следы своего существования в виде твердых битумов. Последующее заполнение структур блока нефтью, очевидно, произошло, как и на востоке Прикаспия, в триасе - юре. Окончательное формирование блока и его структурных особенностей произошло в конце герцинского орогенеза в связи с образованием Уральской складчатой системы. Современное строение Каратон-Тенгизского блока отражает тектонические преобразования, произошедшие на юго-востоке Прикаспия в результате длительного геологического развития этой территории, находящейся на стыке края юго-восточной окраины Восточно-Европейской платформы, Уральской складчатой системы - ее моногеосинклинальной зоны - и Северо-Устюртского массива. Таковы, по данным сейсморазведки и пробуренным глубоким скважинам, основные закономерности развития структурного плана Каратон-Тенгизского блока и го структурных форм.

Глубинное строение Каратон-Тенгизского блока изучено сейсморазведкой КМПВ и МОГТ по опорным горизонтам Ф, П3 и П1 с учетом данных бурения. Структурные планы по горизонтам П3 и П1 являются унаследованными. При этом вверх по разрезу происходит увеличение амплитуды поднятий и крутизны их крыльев. В Каратон-Тенгизском блоке наблюдается повышенное залегание подсолевых отложений по сравнению с прилегающими участками юго-востока Прикаспийской впадины, что свидетельствует об окончательной инверсии блока к началу кунгурского века. Структурный план подсолевого комплекса - по горизонтам П3 и П1 - осложняется сводовыми (Тенгиз, Южное) и локальными (Пустынное, Тажигали, Каратон, Кошкинбай, Королевское, Огайское) поднятиями, разделенными пониженными частями, хотя является более простым по сравнению с рельефом поверхности фундамента. Сформировавшиеся окончательно в артинском веке в уральскую фазу складчатости герцинского орогенеза подсолевые структуры блока в последующее геологическое время не претерпели изменения и сохранились до настоящего времени /2/.

По отражающему горизонту П3 происходит последовательное погружение поверхности подсолевых пород с севера на юг, с 7,0 км на Приморском валу до 10,0 км у Тугаракчанского разлома. Общее погружение поверхности с севера на юг осложняется локальными и сводовыми поднятиями субширотного простирания, сформировавшимися в дофаменское время на блоках и выступах фундамента, образуя конседиментационные структуры облекания и согласно рельефу поверхности фундамента создавая четко выраженную субширотную ориентировку структур в основном параллельно южному обрамлению Прикаспийской впадины. Амплитуды поднятий также возрастают с севера на юг, от 150 - 240 на поднятиях Приморского вала до 800 - 900 м на Тенгизе и Южной. При этом Приморский вал очерчивается изогипсой 7 км, Тенгизский и Южный своды - 7,5 км, а пониженные участки между ними - изогипсами 7,5 - 8,5 км. Восточные крылья поднятий, прилегающие к Каратонскому глубинному разлому, крутые с углами падения до 70°, западные крылья очень пологие и недостаточно изученные, так как уходят под Каспийское море. Окончательно современный облик Тенгиз-Кашаганская платформа приобрела в раннепермское время, когда она была перекрыта аргиллитами и мощной толщей солей, ставшими надёжными флюидоупорами.

1.1.2 Нефтегазоносность

Первооткрывательницей нефтяного месторождения Тенгиз явилась скважина Т-1, в которой в 1981 г. при кратковременном опробовании интервала 4054 4095 м был получен приток нефти дебитом свыше 100 м3 в сутки.

В результате последующих геологоразведочных работ было установлено, что по действующей в РК Классификации запасов нефти месторождение относится к категории гигантских, а по установленной высоте залежи (1600 м), коэффициенту аномальности пластового давления (1,8), содержанию сероводорода в попутном газе (16%) является уникальным.

Тенгизская карбонатная постройка, к которой приурочена залежь нефти, имеет трапецевидную форму: плоскую кровлю и крутые крылья. Её размеры 2223км по изогипсе минус 5000м, этаж нефтеносности достигает 1400м.

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.

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

Установлено, что пустотное пространство пород-коллекторов довольно сложное и слагается из первичной межзерновой пористости, вторичных пор, каверн и трещин. На месторождении установлено три типа коллекторов:

поровый;

трещинно-каверново-поровый, каверново-поровый;

трещинный.

Поровые, каверново-поровые и трещинно-каверново-поровые коллектра развиты в пределах платформы, включая бортовые части, а также на отдельных участках склона. Широкое развитие на склоне (микробиальные баундстоуновые постройки) получили трещинные коллектора.

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.

В 1998г. фирмой “Геко-Пракла” была проведена трёхмерная сейсмическая разведка на Тенгизском месторождении. Целью её являлось получение более совершенного изображения склоновых частей Тенгизской и Королевской платформ и уточнение характеристик коллектора для выработки в дальнейшем более совершенной системы разработки.

I объект является наиболее изученным как в плане литологофациального анализа пород, так и в отношении продуктивности и эксплуатационной характеристики скважин. Башкирская часть разреза вскрыта в разных зонах и в разном объёме во всех скважинах (кроме скважины Т-18); серпуховские отложения - в 74 скважинах, окские - в 46 скважинах. Наибольшее количество пробуренных скважин и, следовательно, проведённых исследований, приходится на платформенную часть структуры, тогда как склоны изучены менее детально.

В платформенной части породы I объекта сложены биокластовыми пакстоунами и грейнстоунами, водорослево-форамениферовыми известняками с прослоями ракушечняковых грейнстоунов и рудстоунов.

В пределах верхнего склона отложения крайне неоднородны и представлены неотсортированными лито-биокластовыми пакстоунами, толщами водорослевых и обломочных известняков. Породы неравномерно перекристаллизованы и доломитизированы.

В подножии склона отложения представлены тонкослоистыми карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами с прослоями пакстоунов.

В пределах первого объекта выделяется рим, характеризующийся местными буграми сейсмофаций и состоящий из кораллового и скелетного пакстоуна и локального микробиального баундстоуна 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 грейнстоунах 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.

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 окско - башкирских 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. Своеобразное увеличение толщины карбонатных отложений отмечается и по западной периферии поднятия за крутым склоном. 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.

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 200-250м характеризуются относительно однообразным составом. В целом отложения нижнего визе изучены только в платформенной части. Коллектор II объекта представлен био-литокластовыми пакстоунами с прослоями микросгустковых и водорослевых известняков, литокластовыми грейнстоунами, лито- биокластовыми и пеллоидными пакстоунами, реже вакстоунами с прослоями комковато- сгустковых известняков. В верхах разреза породы часто перекристаллизованы и доломитизированы, участками сильно окремнены. Породы слабопроницаемы.

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.

Наименее изученным является III объект разработки, в стратиграфическом плане приуроченный к позднефранско-фаменским отложениям верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами. Девонский разрез вскрыт на разных участках месторождения. Породы представлены мелкозернистыми доломитизированными известняками, пелоидными и биокластовыми вакстоунами и пакстоунами 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 оконтуривается 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 оконтуривающей изогипсе 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.

Самой нижней, достоверно установленной отметкой получения нефти, является отметка минус 5428,9м (подошва опробованного интервала в скважине Т-10). Данные длительной эксплуатации с высоким суточным дебитом свидетельствуют о том, что нефть на данном участке может залегать намного ниже этой отметки.

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.

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.

Продуктивность конкретных скважин на месторождении тесно связана с типом и количественной характеристикой фильтрационно-емкостных свойств коллекторов участка, где опробуется или эксплуатируется скважина.

Учитывая существенные различия в продуктивности скважин, расположенных на различных участках месторождения, специалистами ТШО был проведен анализ производительности скважин, сгруппированных по трем зонам: платформа, бортовая часть (включая рим) и крыльевая часть (склон).

Как правило, скважины, расположенные на бортовой части месторождения, имеют самую высокую производительность - 1590 м3 в сутки. При этом наблюдается тенденция незначительного падения давления при увеличении производительности. В платформенной части месторождения есть несколько скважин, производительность которых сравнима с производительностью скважин, расположенных в бортовой части месторождения, но есть и другие скважины, которые имеют очень низкую производительность, например, в южной части платформы.

Значения эксплуатационных параметров скважин, расположенных в крыльевых частях месторождения, колеблются наиболее сильно по сравнению с другими частями месторождения.

Дальнейшее деление платформы на блоки позволяет выделить две группы скважин, производительность которых ниже 795 м3 в сутки (5000 бареллей в сутки). В этих скважинах, расположенных в южной части платформы, а также на узком участке в северной части платформы, наблюдается самое большое падение давления при увеличении производительности. Низкая производительность обусловлена преобладанием литофаций, образующих юбку платформы и состоящих из пакстоунов с низкими коллекторскими свойствами. Скважины, расположенные в центральной части платформы, имеют относительно одинаковую производительность в пределах от 795 до 1272 м3 в сутки (от 5000 до 8000 баррелей в сутки), однако при этом есть несколько скважин с более высокой производительностью. Это свидетельствует об одинаковой потенциальной производительности коллектора из относительно однородных интервалов внутренней части платформы, состоящих из грейнстоунов и глинистых пакстоунов. Бортовая часть может быть дополнительно разделена еще на три участка - северный, восточный и западный.

Самую высокую производительность имеют скважины, расположеннее в восточной части борта платформы. Возможно, это связано с трещиноватостью, обусловленной самыми мощными накоплениями склоновых биогермных образований. Скважины, расположенные на северных и западных участках борта платформы, имеют среднюю производительность - за исключением скважины Т -1к, производительность остальных скважин здесь лишь немногим больше, чем производительность скважин, расположенных в центральной части платформы. Крыльевая часть месторождения в настоящее время подразделяется на более мелкие участки, что связано с ограниченным количеством скважин.

Геолого-физическая характеристика залежей нефти представлена в таблице 1.1

1.1.3 Характеристика энергетического состояния залежи

Залежь нефти месторождения Тенгиз характеризуется аномально высоким пластовым давлением (АВПД), (превышение начального пластового давления над гидростатическим давлением, или коэффициент аномальности достигает 1,826), и большим разрывом между пластовым давлением и давлением насыщения.

Начальное пластовое давление на отметке минус 4500 м составляет 82,35 МПа, давление насыщения нефти газом- 25,6 МПа. На текущую дату разработки ни в одной скважине месторождения не зафиксировано снижение забойного давления ниже давления насыщения.

Проектом ОПР предусмотрено выделение двух эксплуатационных объектов: I объект - отложения башкирского, серпуховского и окского стратиграфических комплексов, II объект - отложения от тульского до девонского стратиграфических комплексов. Залежь во всех рассмотренных вариантах разрабатывается на упруго-замкнутом режиме. Рекомендуемый вариант, согласно Регламенту на проектирование разработки, по принципиальным положениям соответствует утвержденному варианту технологической схемы разработки 1986 г., а также учитывает фактически сложившуюся систему разработки.

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	М а с с и в н а я
Тип коллектора	К а р б о н а т н ы й
Площадь нефтегазоносности, тыс м2	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, мПас	0,232	0,232	0,232
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,6206	0,6206	0,6206
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,936	1,936	1,936
Содержание серы в нефти, %	0,95	0,95	0,95
Давление насыщения нефти газом, МПа	25,26	25,26	25,26
Газосодержание нефти, м3/т	514,5	514,5	514,5
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0,282	0,282	0,282
Плотность воды в пластовых условиях. т/ м3	1,165	1,165	1,165
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

В соответствии с технологической схемой разработку I объекта месторождения предусматривалось осуществлять на упруго-замкнутом режиме, режиме растворенного газа и водонапорном режиме. По II эксплуатационному объекту расчет показателей был выполнен только при разработке на упруго-замкнутом режиме и режиме растворенного газа.

Разработка месторождения осуществляется на упруго-замкнутом режиме, при котором строго соблюдается пропорциональность отбора нефти снижению давления в залежи /3/.

Пластовые давления по скважинам рассчитывались на отметку минус 4500 м и в дальнейшем для сравнения использовались сведения о приведенных пластовых давлениях. По подобъектам 1 объекта были построены карты изобар на разные даты, что позволило пронаблюдать развитие во времени зон пониженного пластового давления. Так как режим дренирования залежи нефти упруго-замкнутый, пластовое давление является одним из основных показателей, характеризующих текущее состояние выработки запасов нефти.

Средневзвешенное пластовое давление по разрабатываемой части месторождения составляет 76,16 МПа, что на 6,19 МПа ниже начального пластового давления. В 20 скважинах 1 объекта разработки (Т-5К,11,12,15,21,38,40,72,103,105,106,110,111,112,113, 115,116,317,318,419) идет снижение пластового давления в соответствии с темпом отбора.

Необходимо отметить, что динамика дебитов нефти скважин во времени типична для всех групп скважин: в начальный период эксплуатации может отмечаться рост дебита в результате очистки призабойной зоны, а также уменьшения штуцирования скважины, однако после выведения скважины на работу с максимально открытым штуцером наблюдается устойчивое падение дебита. Этого следует ожидать, так как пластовое давление снижается в результате добычи при упруго-замкнутом режиме. Последующее увеличение дебита отмечается только после проведения работ по подключению дополнительных толщин горизонтов в работу, СКО или КГРП. Отмечается, что СКО и КГРП не только увеличивают дебит нефти, но и добавляют запасы нефти, вовлеченные в активную разработку.

1.2 История проектирования и разработки месторождения

Тенгизское месторождение было открыто в 1979 г. бурением скважины Тенгиз -1. Ответственным за первоначальный подсчет запасов Тенгиза и ежегодные отчеты по запасам до 1993 г. был институт ВолгоградНИПИнефть (на 1 июля 1996 г.).

Подсчет запасов был выполнен КазНИГРИ, он был рассмотрен и утвержден в апреле 1998 г. Государственным Комитетом по запасам Республики Казахстан (ГКЗ).

Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную разработку в апреле 1991 года в соответствии с технологической схемой, составленной институтом «Гипровостокнефть» и утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР в 1986 году (протокол № 1226 от 28.11.86 г.).

Добыча нефти на месторождении увеличилась с 0,94 млн. тонн в год в 1993 году до 13,6 млн. тонн в год в 2005 году. Увеличение добычи произошло за счет разработки сети выходов на мировые рынки при расширении производственных объектов и разработке дополнительной производительности скважин через комбинацию скважин КРС и заканчиваний существующих и бурения новых скважин.

В 1993 году единственным маршрутом экспорта Тенгизской нефти являлся трубопровод Атырау - Самара с производительностью один миллион тонн нефти в год. ТШО производил стабильное увеличение объема отгрузки нефти по трубопроводу Атырау - Самара до более 3 млн тонн в год.

Ключевым фактором роста ТШО за период 1995 - 2001 гг. стало значительное увеличение объема экспортируемой по железной дороги Тенгизской сырой нефти.

В 1995 году ТШО начал отгрузку нефти по железнодорожным путям в Финляндию и Одессу.

К 2000 году ТШО являлся самым крупным транспортером срой нефти по железной дороге в мире. В 2000 году ТШО отгрузил 8,2 млн. метрических тонн нефти по железнодорожным путям, в основном в порты Черного моря.

В 2001 году было завершено строительство Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) и приблизительно 0,9 млн. метрических тонн Тенгизской сырой нефти было транспортировано по нему в порт Черного моря, г. Новороссийск.

С марта 1999 г. и до декабря 2002 года разработка месторождения осуществляется согласно «проекту опытно-промышленной разработки», выполненному институтом «НИПИмунайгаз» и утвержденному ЦКР РК (протокол № 3 от 25.03.99 г.).

Согласно проекту в период ОПР предусматривалось бурение 19 скважин, расконсервация 7 скважин (28, 29, 31, 41, 45, 109,5050) и углубление бурением 12 скважин (14, 17, 30, 60, 70, 108, 118, 125, 211, 220, 430, 463).

Проводимые ТОО “Тенгизшевройл” с 1993г. исследования (бурение новых скважин, отбор и исследования керна, пластовых жидкостей, гидродинамические исследования, трёхмерная сейсморазведка методом 3Д), послужили основой для создания геостатической модели Тенгизского месторождения и выполнения пересчёта запасов нефти, утвержденного ГК3 РК (протокол № 170-02-У от 13-17.08.2002г.). В настоящее время разработка месторождения Тенгиз проводится согласно Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз, разработанной ОАО «Гипровостокнефть», утвержденной Центральным Комитетом разработки РК 25 декабря 2002 года.

1.3 Состояние разработки

1.3.1 Объемы добычи нефти и газа

Динамика нарастания объемов добычи нефти в период с 2000 по 2005 гг. представлена на рисунке 1.2, в то время как в 1993 году добыча нефти составила 1,5 млн. тонн.

Сравнение проектных данных по добычи нефти с фактическими представлено на рисунке 1.3.

Сравнение проектных данных по добычи газа с фактическими представлено на рисунке 1.4.

Рис. 1.2 - Годовой объемы добычи нефти 2000 - 2005 гг.

Рис. 1.3 - Проектные и фактические данные добычи нефти за 2002-2005 гг.

Рис. 1.4 - Проектные и фактические данные добычи газа за 2002-2005 гг.

Как видно из рисунков 1.3 и 1.4, фактическая добыча нефти и газа в течение последних лет превышала проектную.

При разработке по варианту естественного режима истощения максимальная добыча нефти ожидается с 2010 по 2020 гг., понижение устьевого давления с 10 МПа до 3,5 МПа планируется в период 2021ч2022 гг., возрастание газового фактора ожидается с 2019 года.

1.3.2 Состояние фонда скважин

Проектом ОПР запроектирована единая квадратная система размещения скважин с плотностью сетки 200 га/скв. Коэффициент эксплуатации скважин - 0,88; коэффициент использования - 0,809.

Реализация программы бурения/углубления скважин, предложенная в проекте ОПР, представлена в таблице 1.2 по состоянию на 15 октября 2002 года.

...