1.1 Геология Кашаган. 1 геологическая часть общие сведения о месторождении
 Скачать 339.5 Kb.
|
|
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Общие сведения о месторождении Месторождение Кашаган – это огромное нефтегазовое шельфовое месторождение, которое находится в Казахстане и входит в Северо-Каспийские проект. Оно разместилось в 80 километрах от Атырау, на севере Каспийского моря. Глубина шельфа здесь порядка 3-7 метров. Месторождение относят к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Восточнее Кашаган соседствует с двумя месторождениями Актоте и Каирана. Месторождение Кашаган занимает площадь около 75х45 км. Данное нефтегазовое месторождение стало одним из самых крупных в мире, которое было открыто в последние сорок лет. Кроме того, это самое крупное месторождение, которое находится на море (рис. 1.1). [2].  Рисунок 1.1 – Схема размещения месторождений на севере Каспийского моря (по материалам Бурлин Ю.К., Шлезингер А.Е., Геологическое строение и Перспективы нефтегазоносности юго-восточного борта прикаспийской впадины и её обралмения.) [4] Орогидрография Месторождение Кашаган находится в северной части Каспийского моря, климат которой резко континентальный, с холодной зимой, жарким летом и сильными колебаниями температуры. Зимы здесь суровые и температура может опускаться до -40°С, в то время как летняя температура может достигать +40°С (табл.1.2). [6] Глубина воды в северной части Каспийского моря составляет всего 3–5 м. Средний сезонный уровень воды и величины нагонов шторма меняется в зависимости от времени года. Море сковано льдом 4–5 месяцев, с ноября до марта, и толщина льда составляет в среднем от 0.2 до 1 м (табл.1.3). Сочетание льда, мелководья и колебания уровня моря представляют значительные производственные проблемы. [4] Значения скорости ветра и значительной высоты волн, относятся к сектору направленности с самыми высокими значениями. Для ветра это, северные и юго-западные секторы. Для волн, это юго-западные секторы, из-за ограниченной длины разгона волны с севера. Месяцы с января по апрель имеют самую большую скорость ветра (табл. 1.1). Таблица 1.1 – Гидродинамические условия северной части Каспийского моря
Таблица 1.2 – Температурные условия северной части Каспийского моря
Таблица 1.3 – Ледовые условия северной части Каспийского моря
1.3 Стратиграфия Кашаганское месторождение представляет собой карбонатную платформу состоящую из карботнатных массивов ранее-среднекаменноугольного возраста расположенных на общем девонском карбонатном основании. [2] Литолого-стратиграфическое описание осадочных отложений, базируется на материалах оценочной скважины Восточный Кашаган 5 (ВК-5) – первой скважины, бурение которой ведется с искусственного производственного острова Кашаган «А». Указанные отметки глубин являются глубинами электрокаротажных диаграмм со скважины ВК-5. [3]  Рисунок 1.2 - Литолого-стратиграфический разрез месторождения Кашаган (по материалам Бродский А.Я., Миталев И.А. «Литолого-стратиграфические комплексы подсолевых отложений юго-восточной части прикаспийской впадины».) [3]  Рисунок 1.3 - Структурная карта по кровле башкирских отложений (по материалам Бродский А.Я., Миталев И.А. «Литолого-стратиграфические комплексы подсолевых отложений юго-восточной части прикаспийской впадины».) [3]  Рисунок 1.4 - Геолого-геофизический профиль месторождения Кашаган, разработанный компанией «AGIP» (по материалам Бродский А.Я., Миталев И.А. «Литолого-стратиграфические комплексы подсолевых отложений юго-восточной части прикаспийской впадины».) [3] Мощность осадочных образований по сейсморазведочным данным составляет 11–12 км. Подсолевой палеозойский комплекс мощностью 7–8 км в верхней части, на глубинах – 4.0–6.5 км, представлен карбонатными, существенно рифогенными породами. Размеры массива Восточный Кашаган по замкнутой изогипсе – 5000 м – 10–25 х 40 км, площадь – 930 км2, амплитуда – 1300 м; параметры массивы Западный Кашаган в контуре замыкающей изогипсы – 5000 м – 10 х 40 км, площадь – 490 км2, амплитуда – 900 м. Продуктивная толща залегает на глубинах 3600–4600 м. [5] ВНК прогнозируется общим на обоих поднятиях и проводится на абсолютной отметке – 4800 м. При это высота массивного трещинно-кавернозного резервуара составляет 1100 м (Восточный Кашаган) и 700 м (Западный Кашаган), площадь нефтеносности – 650 км2 и 340 км2, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 550 м и 350 м соответственно. Соленосная кунгурская толща и надсолевой комплекс осадочных образований суммарно достигают мощности 4.0–4.2 км, и несмотря на резкое сокращение мощности соли в межкупольных мульдах обеспечивают сохранности уникальной залежи. [5] В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен отложениями от верхнедевонских до четвертичных образований. Девонская система представлена верхним отделом. Верхний отдел представлен франским и фоменским ярусами. Франский ярус сложен карбонатно-терригенными известняками с прослоями аргиллитов и песчаников, далее следуют доломитизированный известняк с прослоями терригенных пород. Мощность около 500 м. Фаменский ярус сложен крепкими, серыми, перекристализованными известняками переходящие в трещиноватые кавернозные доломиты. Мощность пласта 400 м. Каменноугольная система представлена нижним и средним отделами. Нижний отдел представлен алексинским горизонтом окского надгоризонта визейского яруса. Алексинский горизонт сложен известняками серыми, темно-серыми, неслоистыми, массивными, значительно перекристаллизованными участками неравномерно доломитизированными. Известняки сильно трещиноватые, поры, каверны пигментированы битуминозным веществом. Мощность нижнекаменноугольных отложений составляет 480 м. [1] Отложения среднего отдела залегают на размытой поверхности известняков нижнего карбона. Представлен средний отдел краснополянским, северо-кельтменским и прикамским горизонтами башкирского яруса. В целом разер башкирского яруса слагается широкой гаммой известняков (биоморфных, биоморфно-детритусовых и т.д.). Известняки кремовато-темно-серой окраски за счет обильной пропитки битуминозным веществом, сильно трещиноватые, кавернозные, мелкопористые. С множеством стилолитовых швов с резким запахом сероводорода. Мощносеть изменяется от 205 до 216 м. [6] Пермская система представлена нижним и верхним отделами. Породы нижнего отдела залегают на размытой поверхности известняков башкирского яруса. Сложен нижний отдел нерасчлененными отложениями ассельско-артинского и кунгурского ярусов. Ассельско-артинский ярус сложен глинистыми известняками, доломитами, мергелями и аргиллитами. В нижней части яруса присутствуют кремнистые силициты зеленовато-серой, светло-серой окраски. Для толи характерна значительная битуминозность, пирититзация, обилие органических остатков (радиолярий, спикул губок). Мощность 63–94 м. [1] Кунгурский ярус литологически представлен двумя комплексами: бессолевым и солевым. Бессолевые отложения развиты в нижней части разреза и сложены неравномерным чередованием ангидритовых сульфатных и сульфатно-карбонатных пород с тонкими прослойками глин. [4] В данном районе в бессолевом комплексе, в зависимости от преобладающего состава пород, выделяется три пачки (снизу вверх) IV сульфатно-карбонатная, III-сульфатная, II – сульфатно-карбонатно-терригенная. На породах бессолевого комплекса залегают солевые отложения, составляющие сульфатно-галогенную I пачку. Отложения этой пачки представлены галитом с пропластками гипса, ангидрита и терригенных пород, встречающихся в верхней части кунгурского яруса. Мощность пачки 86–1239 м. Верхний отдел перми сложен песчано-глинистыми осадками с преобладанием глинистых разностей. Глины темно-серые, коричневатые, местами с буроватым отннеком, слюдистые, оскольчатые, с явным раковистым изломом. Песчаники серые и темно-серые, кварцевые, слюдистые, глинистые, крепкие, некарбонатные, с прослоями серых и темно-серых алевролитов. В глинах и алевролитах отмечаются зеркала скольжения. Мощность верхнепермских отложений колеблется от 0 до 739 м. [5] Триасовая система в пределах юго-западной части Прикаспийской впадины имеют почти повсеместное распространение. Они отсутствуют только на крайнем юге исследуемого региона и на соляных ядрах высоких соляных структур. Нижний отдел включает индский и оленекский ярусы. Индский ярус представлен глинами коричневыми и темно-серыми с редкими прослоями темно-серых глин. Мощность индских отложений по площади изменяется от 0 до 214 м. Олененский ярус сложен глинами, чередующимися с известняками и песчаниками. В составе яруса выделяется глинистая и сероцветная толщи. Мощность оленекских отложений 0–685 м. Средний триас, включает анизийский и ладинский ярусы. Анизийский ярус подразделяется на карбонатную и глинисто-карбонатную толщи. Карбонатная толща предсталвена известняками темно-серыми, плотными, крепкими, мощностью от 0 до 66 м. [3] Глинисто-карбонатная толща сложена чередованием известняков серых, темно-серых, плотных с прослоями темно-серых и буроватых глин. Мощность колеблется от 0 до 240 м. Ладинский ярус представлен известняками серыми и темно-серыми. Плотными с прослоями глин темно-серых, буроватых. Мощность ладинских отложений 0–490 м. Глины буровато-серые, плотные, местами песчанистые. Среди глин наблюдаются прослои песчаников и алевролитов серых, светло-серых, уплотненных. Известняки и мергели светло-серые, зеленовато-серые, сильно глинистые. Мощность отложений верхнего триаса 0–240 м. [1] На размытой поверхности отложений верхнего триаса залегают отложения юры. Юрская система представлена средним и верхними отделами. В нижней части среднего отдела залегает нерасчлененная толща отложений нижнебайсосского-аленского ярусов. Отложения представлены песчаниками серыми с зеленоватым оттенком, разнозернистыми. Кварцевыми, глауконитовыми. Мощность песчаников 41–95 м. Выше по разрезу залегают отложения верхнебайосского подъяруса, представленные чередованием глин и песчаников. Глины темно-серые, слабо алевритистые, плотные. Песчаники серые с зеленоватым отннеком, разнозернистые, кварцево-глауконитовые. Мощность верхнебайосских отложений 167–222 м. Верхний отдел юрской системы представлен келловейским ярусом, сложенным глинами голубовато-серого цвета, оскольчатыми, жирными. Мощность глин изменяется в значительных пределах от 12 до 517 м. [3] Меловая система представлена нижним и верхним отделами. Нижний отдел включает неокомский, аптский и альбский ярусы. Отложения неокомского яруса, залегающие на размытой поверхности колловейских отложений, представлены песчано-глинистой толщей с преобладанием глин серого и темно-серого цвета. Мощность отложений 39–510 м. [3] Аптский ярус представлен нижним и верхним подъярусами. Нижний подъярус сложен, песчаниками, чередующимися с глинами темно-серого цвета, плотными, слюдистыми. Мощность отложений нижнего апта 0–264 м. Верхний подъярус сложен чередованием песчаников и глин серого темно-серого цвета, плотных, слюдистых. Мощность отложений верхнего апта 32–133 м. [2] Альбский ярус представлен нижним, средним и верхним подъярусами. Нижний подъярус сложен песчаниками с редкими прослоями глин. Песчаники срые, темно-серые, разнозернистые, кварцево-глауконитовые, слабо сцементированные. Глины темно-серые, плотные, некарбонатные. Мощность нижнеальбских отложений 48–234 м. Средний подъярус представлен чередованием глин темно-серого до черного цвета, алевритистых. Слюдистых. Неизвестковистых и песчаников серых, темно-серых, кварцевых. Мощность среднеальбских отложений 0–132 м. Верхний подъярус представлен чередованием глин от темно-серого до черного цвета, слюдистых, неизвестковистых с песчаниками темно-серыми, кварцевыми. Мощность верхнеальбских отложений 95–206 м. Верхний мел представлен нерасчлененной толщей кампан-маастрихтского возраста, сложенный известняками белями, мелоподобными, политоморфными, плотными с прослоями глин и мергелей. Мощность верхнее-немеловых отложений 81–505 м. [1] Палеоген-неогеновая система представлена толщей шлин серых, аргиллитоподобных, песчанистых. В верхней части разреза залегают светло-серые, песчанистые, карбонатные глины с прослоями серых с зеленоватым оттенком мелкозернистых песков. Мощность палеоген-неогеновых отложений довольно резко колеблется по площади от 280 до 1001 м. [1] Антропогеновая система представлена глинами серыми, карбонатными, песчанистыми, с прослоями мелкозернистого серого песка. Мощность 120 м. Тектоника Рассматриваемую часть Прикаспийской синеклизы осложняют крупная Кашаган-Тенгизская зона поднятий, морское продолжение Астраханско-Имашевской зоны поднятий, в северной прибрежной зоне – южные периклинали Новобогатинского и Гурьевско-Кульсаринского сводовых поднятии, расположенных, в основном, на суше, на юге синеклизы – Каракульско-Смушковская и Тугоракчан-Сарыкумская шовные зоны. Эти крупные структурно-тектонические элементы палеозойского подсолевого комплекса, в свою очередь, осложнены более мелкими структурами. [2] Кашаганско-Тенгизская зона поднятий, восточная часть которой хорошо изучена в пределах суши, далеко распространяется в акватории моря. Эту зону осложняют на севере Приморский вал, с которым на суше связан ряд месторождений УВ (Тереньузюк, Тажигали, Пустынное, Каратон); на западе выделяется Кашаганский вал, где из подсолевых палеозойских карбонатных отложений в двух поисково-разведочных скважинах были получены крупные промышленные притоки нефти и газа; на юго-востоке можно выделить Шабур-балинско-Тенгизскую группу поднятий. Все эти структуры в допермское время, по-видимому, слагали единый карбонатный массив, сходный с Астраханским сводовым поднятием. [3] Кашаганский вал объединяет два крупных локальных поднятия – Восточный Кашаган и Западный Кашаган (Кер-Оглы), а также несколько мелких поднятий. Формирование этого вала, по-видимому, связано с глубинным разломом северо-восточного простирания. Протяженность вала достигает 110 км при ширине 20–35 км. [2] Структура Восточный Кашаган по сейсмическому горизонту, отождествляемому с кровлей подсолевых отложений, имеет вид вытянутого треугольника с широкой юго-западной периклиналью (30–35 км) и узкой – северо-восточной. Сводовая часть поднятия осложнена несколькими вершинами, кровля подсолевого горизонта на которых зафиксирована на глубине 3800–4000 м. Размеры структуры по оконтуривающей изогипсе–кровле подсолевого горизонта 4200 м – составляют: длина 60 км, ширина на юго-западе – 28 км, на северо-востоке – 4–7 км. Амплитуда – более 400 м. К юго-западу от структуры Восточный Кашаган, отделяясь неглубокой перемычкой (седловиной), расположено локальное поднятие Западный Кашаган (Кер-Оглы). [2] Структура Западный Кашаган вытянута также в северо-восточном направлении. Глубина залегания кровли подсолевого горизонта в своде поднятия составляет 3800 м. Западная периклиналь структуры из-за ухудшения качества сейсмического материала остается неизученной. Размеры поднятия 30x18 км. Несколько южнее Кашаганского вала в палеозойских отложениях сейсморазведкой выявлено несколько незначительных по размерам (3–5x7–12 км) локальных поднятий различной по простиранию ориентировки. 1.5 Гидрогеологическая и термобарическая характеристика района Лицензированный участок расположен в юго-восточном секторе Прикаспийского бассейна. Наличие твердых эвапоритов (в основном, солевых) нижнего пермского кунгурского периода, пласт которых перекрывает артинский сланец, играет роль так называемой региональной покрышки и позволяет предположить существование двух автономных гидрогеологических систем, надсолевой и подсолевой, с различными источниками энергии. Источником энергии надсолевого комплекса служит гидростатическое давление, зависящее от мощности водоносного пласта. Воды подсолевой гидрогеологической системы имеют в основном осадочное происхождение и питаются энергией, вырабатываемой за счет геостатического давления, зависящего от массы осадочных наносов. [1] Надсолевой комплекс Надсолевой структурный разрез сложен из осадочных отложений от четвертичного до верхнего пермского периода. Минерализация подземных вод в данных отложениях увеличиваются по мере углубления с 1–5 г./л (отложения четвертичного периода) до 200–300 г./л и больше. H2S практически не присутствует. Индекс метаморфизации варьируется от 0.59 до 0.96. Воды осадочных отложений верхнего пермского и триасового периодов относятся к соляным растворам хлорида кальция с индексом минерализации 200–300 г./л. Сульфанирование воды обычно составляет 0.52–0.67. Воды осадочных отложений юрского и мелового периодов относятся к соляным растворам хлорида кальция с высоким уровнем минерализации (157–285 г./л) на глубине 375–930 м, причем индекс минерализации варьируется от 0.89 до 3.2. Сульфанирование воды обычно чрезвычайно низкое. При бурении надсолевых структурных и глубоких скважин на береговой структуре Западный Сарышагыл не было отмечено водопроявлений. Тем не менее, данные каротажа указывают на существование достаточно мощных горизонтов, характеризуемых низким удельным сопротивлением и высокой проницаемостью. [4] Подсолевой комплекс В целом можно отметить отсутствие данных о пластовых водах палеозойских подсолевых отложений в южной части Уральско-волжской междуречной области. Поэтому с целью отражения гидрогеологических свойств подсолевых осадочных отложений данной области в качестве ссылки используются резултьтаты исследований проб воды, взятых из Светлошаринской, Долгожданной и Астраханской структур Астраханского поднятия. Результаты анализа химического состава воды, этих участков с глубины от 3900 до 4200 м, позволяют установить аномально низкий уровень минерализации (10–110 г./л) в сравнении с осадочными отложениями аналогичного периода, находящимися в зоне внешней границы Прикаспийского бассейна. Концентрация солей бромида в воде незначительна, а соли йода вовсе не присутствуют. Плотность воды колеблется в пределах от 1.04 до 1.06 г/см3. Подземные воды характеризуются как хлоркальциевые в структуре Долгожданная, раствор хлорида натрия в структуре Астраханская, раствор хлорида магния в структуре Пионерская и, наконец, раствор гидрокарбоната в структуре Светлошаринская. Некоторые данные о подземных водах подсолевого комплекса были получены со скважины Р-52 Кордуан, расположенный на береговом участке в северном секторе Каспийского моря. При исследовании интервала между отметками глубины 4186 и 4197 метров в этой скважине были обнаружены незначительные водопроявления с примесью газа. Вода характеризуется как раствор хлорида кальция категории III, индекс метаморфизации – 0.84, уровень минерализации воды – 101.2 г./л, плотность – 1.06 г/л. [1] По данным геофизических исследований, проведенных западными нефтяными компаниями структуры (резервуары) нефтяных месторождений Кашаган, Кайран и Актоте получены данные о глубинах залегания, пластовых давлениях и температуре представленных в таблице 1.4. Таблица 1.4 - Данные геофизических исследований месторождений Прикаспийской нефтегазоносной провинции
1.6 Нефтегазоносность Кашаганское месторождение приурочено к карбонатным отложениям верхнедевонско-каменноугольного возраста. Продуктивен весь вскрытый подсолевой разрез, сложенный карбонатными фациями в широком стратиграфическом диапазоне от верхнего девона до башкирского яруса среднего карбона. Залежь массивного типа. Покрышкой служат карбонатно-глинистые отложения артинского возраста и гидрохимические отложения кунгура. Дебит нефти на месторождении будет достигать сотен м3/сут., нефть легкоподвижная, плотность равна 0,805 г/м3. Содержание сероводорода около 16%. Содержание газа 0.79%. Газ включает метана 70.21%, этана – 10.54%, пропана – 7.45%, серы – 19.8%. [6] Восточный Кашаган Размеры Восточного Кашагана по замкнутой изогипсе – 5000 м составляет (10/25) км, площадь – 930 км2, амплитуда поднятия – 1300 м. Прогнозируемый ВНК проводится на абсолютной отметке 4800 м, высота массивного трещинного резервуара достигает, площадь нефтеносности – 650 км2, средняя нефтенасыщенная толщина – 550 м. [2] Западный Кашаган Кашаган Западный граничит с Восточным Кашаганом по субмеридиональному структурному уступу, который возможно, связан с тектоническим нарушением. Размеры рифогенного поднятия по замкнутой стратоизогипсе – 5000 м составляет 40*10 км, площадь – 490 км2, амплитуда – 900 м. ВНК принимается общим для обоих поднятий и проведен на абсолютной отметке 4800 м, высота ловушки – 700 м, площадь нефтеносности – 340 км2, средняя нефтенасыщенная толщина – 350 м. [2] Юго-Западный Кашаган Юго-Западный Кашаган расположен несколько в стороне (к югу) от основного массива. Поднятие по замкнутой стратоизгипсе – 5400 м, имеет размеры 97 км, площадь – 472, амплитуда – 500 м. ВНК прогнозируется на абсолютной отметке 5300 м, площадь нефтеносности – 33 км2, средняя нефтенасыщенная толщина – 200 м Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах 1.5 – 10.5 млрд. тонн. Из них на Восточный приходится от 1.1 до 8 млрд. тонн, на Западный – до 2.5 млрд. тонн и на Юго-Западный – 150 млн. тонн. По данным оператора проекта общие нефтяные запасы составляют 38 млрд. Баррелей или 6 млрд. тонн, из них извлекаемые – около 10 млрд. баррелей. В Кашагане есть крупные запасы природного газа более 1 трлн. Куб. метров. [4] Большинство скважин будут эксплуатировать I объект, часть из них эксплуатирует совместно 1+2 объекты и некоторые скважины – совместно 1+2+3 объекты. 84% извлекаемых запасов месторождения сосредоточено в I объекте, из них 62% запасов приурочены к платформенной части. 35% – к бортовой и 3% – к склоновой. На данной стадии изученности запасы II и III объектов составляют 12% и 4% от суммарных запасов месторождения. По промышленным категориям оценены 92% запасов I объекта. 38% запасов II объекта и лишь 3% запасов III объекта. [2] 1.7 Коллекторские свойства продуктивных пластов В продуктивных отложениях месторождения Кашаган интенсивное развитие кавернозности и трещиноватости обеспечивает высокие фильтрационно-емкостные свойства пород и развитие сложных типов коллекторов. Емкостное пространство представлено неодинаковым соотношением вторичных пор, каверн и трещин различных размера и генезиса. Нефтяное месторождение Кашаган связано с подсолевыми палеозойскими структурами Кашаган и Кер-Оглы Структура Кашаган (Восточный Кашаган) по отражающему горизонту П1, отождествляемому с кровлей подсолевых отложений, имеет вид треугольника с широкой юго-западной периклиналью (30–35 км) и узкой северо-восточной. Сводовая часть структуры осложнена несколькими вершинами, кровля подсолевого горизонта в которых составляет 3800–4000 м. [1] Размеры структуры по оконтуривающей изогипсе подсолевого горизонта 4200 м, длина 38 км, ширина на юго-западе 28 км, на северо-востоке – 4–7 км. К юго-западу от структуры Кашаган, непосредственно примыкая к ней, расположена структура Кер-Оглы (Западный Кашаган). Несомненно, обе эти структуры можно объединить в один вал, формирование которого, по-видимому, связано с глубинным разломом северо-восточного простирания. [2] Структура Кер-Оглы (Западный Кашаган) вытянута в северо-восточном направлении. Глубина залегания кровли подсолевого горизонта в своде поднятия составляет 3800 м. Западная периклиналь структуры из-за ухудшения сейсмического материала остается неизученной. Размеры структуры 32х11 км. С августа 1999 г. по июль 2000 г. на участке Восточный Кашаган было проведено разведочное бурение с баржи «Сункар». В результате из подсолевых карбонатных отложений карбона был получен промышленный приток УВ: дебит нефти – 600 м3/сут, дебит газа – 199 тыс. м3/сут на штуцере 12,7 мм. На участке Западный Кашаган разведочное бурение проводилось с сентября 2000 г. по май 2001 г. В результате из подсолевых карбонатных отложений карбона был получен промышленный приток нефти дебитом 540 м /сут, газа – 215 тыс. м3/сут на штуцере 12,7 мм. Полученная нефть легкая, маловязкая, сернистость 1,87%, плотность 798,5–805,9 кг/м3. Содержание бензиновых фракций до 41% при температуре 200 °С, до 74,5% при 350 °С. В составе растворенного газа содержится метана – 46,3%, сероводорода – 16,5%. Разрез продуктивных башкиро-визейских отложений представлен различными типами био- и фитогенных известняков; органогенно-водорослевые известняки почти наполовину состоят из обломков макрофауны; встречаются сгустково-комковатые и оолитовые разности; характерны процессы пере отложения. Породы неравномерно перекристаллизованы, слабо доломитизированы. Цемент кальцитовый (15–30%), коллекторы поровые, трещинно-поровые, средняя емкость коллекторов по ГИС – 7,3–8,6%. В качестве флюидоупора выступает кунгурский соленосный комплекс. Предполагается, что геологическое строение площади будет близким к строению месторождения Тенгиз. [5] 1.8 Состав и свойства пластовых жидкостей и газа Физико-химические свойства нефти и газа месторождения Кашагана определены по результатам исследований пластовых и разгазированных проб. Несмотря на большое количество исследованных проб пластовой и поверхностной нефти, отобранных в различных зонах месторождения как по глубине, так и по простиранию, какой-либо закономерности изменения свойств и состава пластовой нефти не обнаружено. В подсчете запасов принят состав пластовой нефти средний по всей залежи. С ростом глубины залегания увеличиваются давление и температура. При этом повышение давления увеличивает плотность и вязкость нефти, а повышение температуры их уменьшает. В результате плотность и вязкость пластовой нефти по высоте залежи остаются практически постоянными. Расчеты показывают, что на отметке – 4300 м плотность пластовой нефти равна 620,6 кг/м3, а вязкость – 0,32 мПас, на отметке – 5300 м соответственно 617,6 кг/м3 и 0,2296 мПас. Разница сопоставима с погрешностями измерений. [6] Поэтому данные по свойствам нефти и газа, в т.ч. и по дифференциальному разгазированию при пластовой температуре приняты одинаковыми по всей залежи. По результатам исследований и расчетов средняя плотность пластовой нефти 620,6 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 25,26 мПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 585,9 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,232 мПас. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 785,0 кг/м3, газосодержание 514,5 м3/т, объемный коэффициент 1,936, динамическая вязкость разгазированной нефти 2,10 мПас. Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 16,12%, азота 1,34%, метана 57,66%, этана 11,49%, пропана 5,99%, высших углеводородов (пропанов + высшие) 9,46%, гелия 0,02%. [1] |