рамки для Теории. Сп Тенгизшевройл образовалось 6 апреля 1993 года подписанием меморандума, между
 Скачать 338 Kb.
|
СтратиграфияТенгизское 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. Тектоника 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 . 1.4 НефтегазоносностьПервооткрывательницей 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 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. 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. 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. Технико-технологическая часть Характеристика фонда скважин на месторождении Тенгиз Характеристика фонда скважин приведена в таблице 1 Таблица 1. Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.05.2006г.
Все скважины эксплуатируются фонтанным способом. Распределение скважин по объектам эксплуатации выглядит следующим образом: на I эксплуатационный объект работает 51 скважина, совместно I+II объекты эксплуатируют 4 скважины и на III объект – одна скважина Т-10. Однако при рассмотрении состояния вскрытия объектов эксплуатации в скважинах, отмечается неполное вскрытие объекта I в 37 скважинах (в 11 скважинах эксплуатируется только башкирский горизонт, в 6 скважинах – серпуховский, в 3 скважинах – окский, в 12 скважинах – башкирский и серпуховский, в 5 скважинах – не вскрыт перфорацией башкирский горизонт). При этом, скважины, в которых вскрыты два стратиграфических объекта, приурочены к склоновой и бортовой частям. Совместная эксплуатация нескольких горизонтов в скважинах не приводит к пропорциональному увеличению дебитов нефти, хотя и отмечается некоторое их увеличение. Классификация открытых фонтанов По виду выбрасываемого флюида фонтаны подразделяются на газовые, нефтяные и водяные, но часто в процессе открытого фонтанирования скважины выбрасывают смесь флюидов. В таких случаях фонтаны классифицируют по характеристике компонентов выбрасываемых смесей: газонефтяные, газоводяные, газоконденсатные, водонефтяные и т.д. По дебиту газовые фонтаны делятся условно на слабые- с дебитом 0,1-1 млн.м?, средние- 1-5 млн. м?, мощные- 5-10 млн.м? в сутки, сверхмощные- более 10 млн.м?. Принято считать, что 1 тонна нефти эквивалентна 1000 м? газа. По конфигурации струи фонтаны делят на компактные, распылённые и комбинированные. Компактная струя фонтана образуется при фонтанировании через открытое устье. Распылённая струя фонтана образуется при истечении флюида через неплотности арматуры или ПВО, а также из устья скважины, заваленным буровым оборудованием и конструкциями компактной струи. 3) По количеству одновременно фонтанирующих скважин фонтаны подразделяются на одиночные или групповые. Групповые фонтаны возникают при кустовой разработке месторождений в условиях морских нефтяных и газовых промыслов, заболоченной местности и т.п., когда на сравнительно небольшом участке размещаются несколько скважин. Пламя газового фонтана имеет светло-жёлтую окраску, газонефтяного - оранжевый цвет, периодически с клубами черного дыма. В газовых и газонефтяных фонтанах нефть и конденсат полностью сгорают в фонтанирующей струе. При горящих нефтяных фонтанах только незначительная часть нефти успевает испариться и сгореть в воздухе, а большая часть выпадает на землю, разливается вокруг устья скважины, продолжая гореть. Нефтяной фонтан горит тёмно-оранжевым пламенем с большим выделением чёрного дыма. 4) По степени сложности работ при ликвидации открытых фонтанов их можно разделить на 3 группы: неосложнённые, осложнённые и особо осложнённые. К неосложнённым относятся все категории открытых фонтанов, у которых имеется база для ликвидации фонтана - неповреждённая обсадная колонна и доступное устье. К осложнённым относятся фонтаны с негерметичной обсадной колонной (при этом возникают межпластовые перетоки, грифоны) и доступным устьем. К особо осложнённым относятся фонтаны с недоступным устьем (кратером на устье). 5) По характеру работы: а) с постоянным гидравлическим режимом. б) с пульсирующим гидродинамическим режимом. Указанные выше характеристики не дают полного объёма всей сложности, трудоёмкости и опасности работ по ликвидации открытого фонтана, т.к. не указаны давление пластовое, забойное, устьевое, глубина залегания пласта, питающая фонтан, угроза взрыва и токсичность газа. 2.3 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования Фонтанирование скважин на месторождении Тенгиз обусловлено большим запасом пластовой энергии и достаточно большими давлениями на забое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на трение, связанное с движением этой жидкости. Для обоснования способа эксплуатации, определения оптимального режима работы скважин, а также выбора необходимого устьевого и внутрискважинного оборудования проведены расчеты по известным формулам трубной гидравлики, с учетом условий проекта опытно- промышленной эксплуатации, физико-химических свойств флюида и геолого-технологических показателей. Принятые в проекте и взятые за основу при обосновании выбора способа и необходимого оборудования значения, физико-химических и технологических параметров, приведены в таблице 2 Для выбора оптимальных режимов совместной работы пласта и фонтанного подъемника рассчитаны давления на забое, определяющие такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавление на устье и диаметре труб. Таблица 2. Исходные данные дня расчета фонтанного подъемника
В расчетах приняты следующие значения параметров: давление насыщения на устье Рнас=23 МПа; средняя плотность нефти Рн=580 кг/м3 (при движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее плотность изменяется, поэтому рн = ( p3+pу)/2, где р3 и ру - плотности жидкости при термодинамических условиях забоя и устья скважины); средняя вязкость μ=0,22 мПа·с. Эксплуатация скважин фонтанным способом Для герметизации устья скважины, разобщения затрубного пространства, а так же для направления продукции скважины в систему сбора на устье скважин установлено наземное оборудование, состоящее из фонтанной арматуры и трубной головки. На устье скважин установлена фонтанная арматура АФК6-80/65-35К2 по ГОСТ 13846-89, рассчитанная на рабочее давление 35 МПа На устье некоторых скважин установлена фонтанная арматура АФ "Wood Group" 5К, Cameron 11"х71/16"х31/8"х29/16", 5К производства СЩА, рассчитанная на рабочее давление 35 МПа. Для обеих модификаций фонтанных арматур диаметр проходного отверстия ствола елки составляет 80 мм и боковых отводов – 65 мм. Арматуры изготовлены в антикоррозионном исполнении для сред содержащих Н2S и СО2 до 6%. Для подвески НКТ служит трубная головка, которая герметизирует затрубное пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Изменение режима работа осуществляется с помощью штуцеров, установленных на боковых отводах фонтанной елки. Компоновка устья скважины должна включать следующее оборудование: пневмогидравлический клапан-отсекатель для защиты выкидных линий от разрыва трубопровода и от максимального давления выкидных линий; патрубок для возможного ввода ингибитора парафиноотложений в зимний период, чтобы избежать затвердевания парафиновых осадков в выкидных линиях; Подъём жидкости на поверхность осуществляется по насосно-компрессорным трубам диаметром 73 мм и 89 мм, при этом гидравлические потери в НКТ большего диаметра намного ниже, чем в подъёмнике диаметром 73 мм. Колонны фонтанных лифтов обоих диаметров с высаженными наружу концами из стали марки С-75, с толщиной стенки 7,01 мм, что соответствует требуемой прочности по напряжению и нагрузкам, которые могут возникнуть при проведении технологических операций в процессе эксплуатации. Башмаки колонн НКТ оборудованы воронками в нижней части, которые спущены в эксплуатационную колонну порядка 140 мм Для герметизации межтрубного пространства эксплуатационной колонны и фонтанных труб от внутренней поверхности фонтанных труб скважины оборудованы механическими извлекаемыми пакерами фирм “Baker” и “Halliburton”. Применение пакера позволяет защитить внутренние стенки эксплуатационной колонны и наружные НКТ от влияния агрессивных компонентов пластового флюида, а также создаёт условия безимпульсного режима фонтанирования. Для создания циркуляции между внутренней полостью фонтанных труб и затрубным пространством скважины оборудованы механическими циркуляционными клапанами. Кроме того, к подземному оборудованию скважин, необходимому для осуществления технологических операций (ремонт, исследование и т.д.) относится дополнительное оборудование, такое как переводник, посадочный ниппель и направляющая воронка. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||