Эффективность системы сбора и подготовки нефти на месторождении Тенгиз

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.

Геолого-физическая характеристика залежей  нефти представлена в таблице 1.1

3. Характеристика энергетического состояния залежи

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

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

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

 

Таблица 1.1 - Геолого–физические характеристики продуктивных пластов месторождения

Параметры	Продуктивные объекты
	I  объект	II  объект	III объект
Средняя глубина залегания, м	4213	4676	5219
Тип залежи	М а с с и в н а я
Тип коллектора	К а р б о н а т н  ы й
Площадь нефтегазоносности, тыс м2	413850	238500	249500
Средняя общая толщина, м	125,5	259	235,58
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	119,1	248,97	156,52
Пористость, доли ед.	0,06	0,029	0,026
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.	0,843	0,589	0,456
Проницаемость, мкм2	0,00347	0,00127	0,00052
Пластовая температура, °С	109,4	109,4	109,4
Пластовое давление, МПа	81,18	81,18	81,18
Вязкость нефти в пластовых  условиях, мПа×с	0,232	0,232	0,232
Плотность нефти в пластовых  условиях, т/м3	0,6206	0,6206	0,6206
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,936	1,936	1,936
Содержание серы в нефти, %	0,95	0,95	0,95
Давление насыщения нефти газом, МПа	25,26	25,26	25,26
Газосодержание нефти, м3/т	514,5	514,5	514,5
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с	0,282	0,282	0,282
Плотность воды в пластовых условиях. т/ м3	1,165	1,165	1,165
Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ РК, млн.т в том числе: по категории С1/С2	1936964/ 256394	316275/ 510953	7726/ 267297
Начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные ГКЗ РК, млн.т в том числе: по категории С1/С2	1077246/ 98616	63580/ 104342	1553/ 54582
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. в том числе: по категории С1/С2	0,5562/ 0,3846	0,2010/ 0,2042	0,2010/ 0,2042