курсов. Курсов. Расчет эффективности способа эксплуатации фонтанных скважин на месторождении Тенгиз
 Скачать 79.59 Kb.
|
1.2.Геологическое строение месторожденияМесторождение Тенгиз расположено в юго-восточной части Каспийского бассейна и является частью крупной Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы, сформировавшейся в позднем палеозое. Стратиграфически обнаженный разрез осадочной толщи сложен карбонатными массивами раннего-среднего карбона, расположенными на общем девонском карбонатном основании. Верхний комплекс толщи (от верхней перми до четвертичных отложений) 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. Обнаженная мощность осадочной толщи 5400 м. Общая мощность отложений в платформенной части сооружения и во фланговой зоне составляет около 1000 м. На флангах сооружения наблюдаются значительные вариации толщин, значения которых составляют 393-746 м. Продуктивные угольные месторождения представлены известняками с примесью доломитов, в разной степени битуминозными, неоднородными по сравнению со сложным характером пустотного пространства. В центральной платформенной части массива породы представлены комковато-сферическими, комковато-комковатыми, микрозернистыми и водорослевыми известняками и окатышами. На склоне развиты водорослевые известняки, окатыши пакстоуны, реже окатыши вакстоуны, грейнстоуны. Основу карбонатного массива составляют относительно глубоководные отложения. Отложения нижнего карбона представлены образованиями турнейского, визейского и серпуховского ярусов. Визейский ярус представлен в объеме нижнего и верхнего подъярусов, граница между которыми принята по верхнему тульскому горизонту. В разрезе нижневизейского подъяруса установлено наличие отложений радаевского, бобриковского и тульского горизонтов. Мощность нижних тисковых отложений в платформенной части сооружения составляет 360-450 м, а на склонах 154-200 м. В скважине Т-5 ее значение увеличивается до 272 м, в Т-53 - вверх. до 577 м. В платформенной части отложения сложены мелкозернистыми, водорослевыми, комковатыми известняками (бакстоуны биокластовые и окатыши, паксоны и грейнстоуны, реже орестоны). В кровле тульского горизонта выделяется пачка переслаивания туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений («вулканических»). Эта пачка четко прослеживается в центральной части структуры и имеет мощность 40-50 м, уменьшаясь в краевых частях. Близкие по составу отложения, но с повышенной мощностью (150-200 м) прослеживаются в нижней части склона (Т-52, Т-53). Отложения вехневизского подъяруса (окского надгоризонта) залегают последовательно на отложениях тульского возраста и представлены в объеме Алексинского, Михайловского и Веневского горизонтов. Общая мощность Окинского надгоризонта в платформенной части сооружения составляет 230-300 м. На флангах ее значения уменьшаются и составляют 110-180 м. У подножия карбонатной платформы (Т-52), мощность надгоризонта Оки снижается до 22 м, в Т-53 - до 15 м. В разрезах платформенной части отложения сложены в основном мелкозернистыми биокластами и окатышами, пакстоунами, грейнстоунами с прослоями и линзами водорослевых биогермных известняков. Веневское время характеризуется появлением красных водорослей - Ungdarella uralica. В рифовой части осадка он представлен перекристаллизованными водорослевыми биолитами с типичной строматактоидной структурой, а также био- и литокластическими грейнстоунами и орестонами. На склоне массива отложения представлены окатышами пакстоунов (вакстоуны и биоморфные фораминоносно-водорослевые известняки с прослоями биокластовых пакстоунов и грейнстоунов). Отложения у подножия склона представлены тонкослоистыми карбонатно-глинистыми отложениями и мелкозернистыми биокластовыми вакстоунами с прослоями биокластических пакстоунов. Отложения серпуховского возраста резко дифференцированы по мощности и характеризуются разной полнотой стратиграфического диапазона, что связано с влиянием предбашкирской эрозии. В платформенной части установлено наличие отложений Таруско-Стешевского, Протвинского и Запалтюбинского горизонтов. Мощность отложений серпуховского яруса в платформенной части сооружения составляет 60-80 м, в верхних частях склона она увеличивается до 150-250 м, а в боковой части достигает 571 м. В нижней части склона. склон и его подножие характеризуются небольшими мощностями, значения которых составляют 10-80. Разрез тарусско-стешевского, протвинского горизонтов, слагающих нижний подъярус серпуховского яруса, представлен форально-водорослевыми, криноидными. -водорослевые известняки (биолититы), биокласты и пеллоидные пакстоуны, грейнстоуны, реже разновидности оолитов. Массивы рифов сложены перекристаллизованными биогермальными лентами. 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. 1.3.Физические свойства нефти 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 22´23км 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. 2 Техническая часть 2.1.Характеристика энергетического состояния залежиЗалежь 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
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. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||