Тектоническое строение Астраханского газоконденсатного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Общие сведения о месторождении Кашаган

Кашаган является гигантским нефтегазовым месторождением, расположенным на севере Каспийского моря в Казахстане, в 80 км на юго-восток от Атырау. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Кашаган занимает площадь около 75х45 км. На рисунке 1 предоставлена карта расположения Кашаган в Каспийском море.

Рисунок 1. Расположение месторождения Кашаган в Каспийском море

Он получил свое название в честь казахского поэта, жившего в 19 веке в Актау. Кашаган был открыт только в июле 2000 г. По теперешним оценкам, геологические запасы месторождения составляют 39 миллиардов баррелей нефти, из которых 13 миллиардов баррелей можно добыть в случае применения повторного закачивания газа. Газ содержит в очень большом количестве попутный газ. [1]

Согласно некоторым промышленным источникам, запасы Кашагана вполне могли бы составить более чем 50 миллиардов баррелей. Это сделает его вторым по величине нефтяным месторождением мира после месторождения Гавар в Саудовской Аравии. [3]

18 декабря 2002 года Комитет Конгресса США по международным делам, основываясь на данных полученных от заместителя секретаря Казначейства США, назвал точные запасы месторождения Кашаган в 7 миллиардов тонн нефти. Для сравнения, все разведанные запасы нефти в Соединенных Штатах Америки не превышают 3 миллиардов тонн. [16]

Месторождение Кашаган было обнаружено поисковыми сейсмическими работами советскими геофизиками в период 1988-1991 гг. на морском продолжении Каратон-Тенгизской зоны поднятий. Впоследствии оно было подтверждено исследованиями западных геофизических компаний, работавших по заказу правительства Казахстан. Первоначально выделенные в его составе массивы Кашаган, Кероглы и Нубар в период 1995-1999 гг. получили названия Кашаган Восточный, Западный и Юго-Западный соответственно. [2]

Разработка месторождения ведет совместная операционная компания North Caspian Operating Company (NCOC) в форме соглашения о разделе продукции по Северному Каспию, туда входит: KMG Kashagan B.V. (дочернее предприятие Казмунайгаза), Eni, Total, Exxon Mobil, Royal Dutch Shell имеют по 16.81% доли участия, ConocoPhillips - 8.4%, Inpex - 7,56%. [17]

С 1994 г. проект возглавляла англо-голландская компания «Royal Dutch/Shell», которая однако могла принимать решения только после консультаций со своими 8 партнерами на ежемесячных собраниях. Такой процесс был неэффективным и препятствовал развитию. Поэтому в феврале 2001 г. Консорциум принял решение избрать единого оператора, и итальянская нефтяная компания «Eni» выиграла тендер.

«OKIOC» в 2001 г. Была переименована в «Agip Kazakhstan North Caspian Operating Company» - сокращенно «Agip KCO». Этой компанией полностью владеет «Eni S.p.A» посредством «Agip Caspian Sea B.V.». Как «Agip KCO», так и «Agip Caspian Sea», официально зарегистрированы в Нидерландах, вероятно, по причинам налогообложения [16]

«Agip KCO» является согласно севернокаспийскому соглашению о распределении продукции (СРП) единым оператором по оценке, разработке и будущей производственной деятельности от имени семи международных компаний. Ими являются:

Компании	Процент участия
Eni S.p.A (Agip Caspian Sea B.V.-оператор)	16.81%
ExxonMobil Kazakhstan Inc.	16.81%
Shell Kazakhstan Development B.V.	16.81%
Total E&P Kazakhstan	16.81%
ConocoPhillips (Phillips Petroleum Kazakhstan Ltd.)	8.40%
ОАО НК КазМунайГаз (КМГ Кашаган)	16.81%
INPEX North Caspian Sea, Ltd.	7.55%

Сроки начала добычи нефти на Кашагане переносились несколько раз. Ранее планировалось начать коммерческую добычу в 2008 году. Теперь же начало работы запланировано на 2013 год. Задержки начала промышленной эксплуатации Кашагана в первую очередь связаны с суровыми морскими условиями Северного Каспия которые представляют собой уникальное сочетание технологических сложностей и трудностей в системе снабжения. Эти сложности сопряжены с обеспечением безопасности производства, решением инженерно-технических, логистических и экологических задач, что делает данный проект одним из самых крупных и самых сложных отраслевых проектов в мире. [16]

На сегодняшний день проектом по разведке и добыче углеводородов по Кашагану занимается международная совместная операционная компания North Caspian Operating Company (NCOC), действующая от лица семи участников проекта Кашаган. [16]

Действие проекта разворачивается 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. [16]

Глубина воды в северной части Каспийского моря составляет всего 3-4 м возле Кашагана и 1-2 м возле Актоте и Каирана. Море сковано льдом 4-5 месяцев, с ноября до марта, и толщина льда составляет в среднем от 0.6 до 0.7 м. Сочетание льда, мелководья и колебания уровня моря представляют значительные производственные проблемы. [4]

Бурение оценочной скважины было начато в мае 2000 г. в восточном Кашагане с помощью ледостойкой стационарной 6000-тонной платформы «Сункар». Первая оценочная скважина была закончена в середине 2001 г. которая достигла общей глубины 5.172 м, вторая скважина была пробурена на западном Кашагане в 40 км от первой и законченная в начале следующего года. Результаты бурения обеих скважин были успешными с оценочной добычей нефти вплоть до 20.000 баррелей в день нефти с плотностью 42-45 градусов API, при высоком давлении до 850 атмосфер, высоком содержании газа и концентрации сероводорода от 18 до 20%. [18]

Однако в связи с тем, что бурение первой скважины в Кашагане с помощью плавучей буровой установки «Сункар» стало причиной задержек проекта и оттянуло начало добычи, а также в связи с сильным мелководьем в этой части Каспия, консорциум OKIOC принял решение разработки морского комплекса наспных мелководных буровых платформ. Созданные насыпные сооружения стали называться «искусственными» или «буровыми» островами. [16]

Разработка начиналась с постройки двух искусственных островов - Блока А и Блока D, а затем двух смежных Блоков B и С, расположенных восточнее.

Блоки A, B и С работают только как добывающие блоки. Нефтегазовая смесь добытая на этих блоках транспортируется по трубопроводам на блок D, где осуществляется подготовка нефти и газа, для обеспечения их дальнейшей транспортировки на берег.

Нефть и газ с блока D подается по специальным трубопроводам на берег, на новый нефте- и газоперерабатывающий завод, размещаемый в Западном Ескене, в 32 км северо-восточнее Атырау. [18]

Глубина моря в районе месторождения меняется от 3 до 5 м. Средний сезонный уровень воды и величины нагонов шторма меняется в зависимости от времени года. Зимние условия предполагают, что море будет только частично покрыто льдом. [19]

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. Гидродинамические условия представлены в таблице 1. [19]

Таблица 1 - Гидродинамические условия [19]

Данные	Зима	Лето
Средние (максимальные) изменения в сезонном уровне воды (м)	-0.10/0.3	+0.2/0.4
50 лет минимальный (т.е. отрицательный) штормовой нагон (м)	-0.75	+2.0
50 лет максимальный (т.е. положительный) штормовой нагон (м)	+1.0	+1.7
50 лет значительная высота волны (м)		1.5
50 лет пиковый период волны (сек)		5.8
50 лет скорость ветра (м/с)	35	28
Максимальное течение (м/с)	0.1	1.0

Существуют два отчетливых сезона, важны для проекта. Летом вода без ледового покрытия и уровни воды, в среднем на 0,2 м выше среднего уровня моря. Зимой, уровень воды в основном на 0.1 м ниже среднего уровня моря и вода покрыта ледяным покровом. При средних условиях, скорость потока составляет 0.2 м/c. Скорости потока, приведенные в таблице случаются во время нагонов. Одна минута означает среднюю скорость 10 м/мин над уровнем моря. Скорость ветра свыше 15 м/c встречается в среднем в течение 30-40 дней в год. Температура воздуха основана на данных полученных со станции в п. Пешной, представлены в таблице 2. [19]

Таблица 2 - Температурные условия [19]

Данные	Февраль	Июль
Средняя месячная температура	-8 °С	+26 °С
Ежедневная высокая температура	-36 °С	+43 °С
Температура морской воды	0.8 °С	+30 °С

Толщина движущегося ледового покрытия в большей степени определяет максимальную нагрузку, которой лед может воздействовать на структуру на пути всего движения. С помощью проведения ледовых исследований и изучения отчетов о ледовой обстановке и снимков со спутника, были установлены следующие расчетные параметры, которые представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Ледовые условия [19]

Зимний сезон	Тип льда	Толщина(м)
Ранняя или поздняя зима	Ровный лед	0.20
Нормальная зима	Ровный лед	0.50
Суровая зима	Наслоенный лед	1.10

Центр региона - областной центр г. Атырау. Регион имеет хорошо развитую промышленную и транспортную инфраструктуру. Имеется нефтеперерабатывающая, судоремонтная, химическая и другие отрасли промышленности. Топливно-энергетическая промышленность представлена тепловыми электростанциями, добычей природного газа и нефти. [16]

Атырау обеспечен следующими видами транспорта: железнодорожный; автомобильный; воздушный- с любым аэропортом мира; речной- в период летней навигации. Транспортировка частично стабилизированной кашаганской нефти будет осуществляться с морским нефтепроводом Кашаган-Ескене. После получения товарной нефти, Ескене (завод Болашак) кашаганская нефть будет транспортироваться в разных направлениях:

по нефтепроводу Баку - Тбилиси - Джейхан в нефтяной терминал Джейхан;

Баку-батумкий - нефтепроводу в нефтяной терминал Батуми;

Российский - по сетям Транснефти и по КТК в Новороссийск дальше танкерами;

Турецкий - в Самсун, потом по нефтепроводу Самсун-Джейхан в нефтяной терминал Джейхан;

Балканский - В Бургас, потом по нефтепроводу Бургас - Александруполис в нефтяной терминал Аслександруполис

Также рассматриваются различные маршруты по ж.д транспортировке нефти.

Китайский - по действующему нефтепроводу Казахстан - Китай или Ескене - Кенкияк - Кумколь - Атасу - Алашанькоу

Транспортировка кашаганского газа будет осуществляться морским газопроводом Кашаган - Карабатан. Дальше из Карабатана кашаганский газ будет транспортироваться в разных направлениях:

Российский - по магистральному газопроводу Средняя Азия Центр (оператор газопровода Интергаз Центральная Азия (дочерняя компания АО «КазТрансГаз»)

Китайский - по газопроводу Казахстан - Китай. [Wikipedia.ru]

2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

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. [4]

Рисунок 2. Литолого-стратиграфический разрез месторождения Кашаган

Рисунок 3. Структурная карта по кровле башкирских отложений



Рисунок 4. Геолого-геофизический профиль месторождения Кашаган, разработанный компанией «AGIP»

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. [7]

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. [9]

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. [9]

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. [8]

Отложения этой пачки представлены галитом с пропластками гипса, ангидрита и терригенных пород, встречающихся в верхней части кунгурского яруса. Мощность пачки 86-1239 м. [8]

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. [8]

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. [4]

Олененский ярус сложен глинами, чередующимися с известняками и песчаниками. В составе яруса выделяется глинистая и сероцветная толщи. Мощность оленекских отложений 0-685 м. [4]

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. [10]

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.

3. Тектоника месторождения

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. [20]

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. [20]

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. [20]

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). [20]

Структура Западный Кашаган вытянута также в северо-восточном направлении. Глубина залегания кровли подсолевого горизонта в своде поднятия составляет 3800 м. [21]

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.

4. 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/м^3. Содержание сероводорода около 16%. Содержание газа 0.79%. Газ включает метана 70.21%, этана - 10.54%, пропана - 7.45%, серы - 19.8%. [22]

Восточный Кашаган

Размеры Восточного Кашагана по замкнутой изогипсе - 5000 м составляет (10/25) км, площадь - 930 км^2, 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. [22]

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 км^2, 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. [22]

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. [22]

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. [22]

Большинство скважин будут эксплуатировать I объект, часть из них эксплуатирует совместно 1+2 объекты и некоторые скважины - совместно 1+2+3 объекты. [22]

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. [22]

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. [13]

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. [13]

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. [13]

По данным геофизических исследований, проведенных западными нефтяными компаниями структуры (резервуары) нефтяных месторождений Кашаган, Актоты, Короловеское и Тенгизские получены данные о глубинах залегания, пластовых давлениях и температуре представленных в таблице 4.

Таблица 4. Данные геофизических исследований

Основные данные	Кашаган	Кайран	Актоты	Королевское	Тенгиз
Глубина залегания, м	4000-5500	3200-5500	3600-5000	4000	4000-5500
Пластовое давление, МПа	80-110	70-100	80-100	80	80-110
Пластовая температура,°С	110-130	110-130	110-130	110-130	110-130
Содержание сероводорода, %	19-22	16-20	22	16	19-23

6. Коллекторские свойства пород

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. [11]

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. [11]

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. [12]

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. [11]

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. [11]

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. [11]

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%. [11]

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. [15]

7. Выделение эксплуатационных объектов

Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения. [3]

В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект, неблагоприятно для разработки месторождения в целом. Правильный, комплексный инженерный подход в решении задачи выделения эксплуатационных объектов, в результате обеспечивает высокое значение конечной нефтеотдачи, и высокие технико-экономические показатели. [1]

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

Геолого-физические свойства пород-коллекторов. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. [1]

Физико-химические свойства нефти и газа. Пласты с существенно различной вязкостью нефти, резко различным содержанием парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов бывает нецелесообразно объединять в один объект разработки, в дальнейшем может возникнуть необходимость использования существенно различной технологии извлечения нефти. [1]

Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один эксплуатационный объект нецелесообразно, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа. [1]

Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически сложнее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти, труднее осуществлять воздействие. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи. [3]

Техника и технология эксплуатации скважин. Например если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группу пластов, выделенных в объекты, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации. Дальнейшее укрупнение объекта будет осложнять техническими причинами. [2]

Влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и техническому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки. [1]

Карбонатная толща месторождения Кашагана в процессе изучения и создания ее геолого-физической модели разделена на 3 очень крупных объекта: 1-й, 2-й и 3-й. 1-й объект занимает верхнюю часть карбонатной толщи, от кровли залежи до слоя туффитовых отложений (вулканика). Эта часть нефтяной залежи наиболее изучена и обладает наиболее благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами. Ниже 1-го объекта, под слоем непроницаемых туффитовых отложений, распространенных в пределах платформенной части, залегает 2-й объект, нижней границей которого является кровля девонских отложений. Этот объект обладает худшими коллекторскими свойствами, а главное, еще недостаточно изучен. [1]

Девонские отложения условно выделяются в 3-й объект, нижняя его граница пока неизвестна. Между 2-м и 3-м объектами не выявлено никаких непроницаемых границ. [4]

1-й объект разделяется на платформенную часть, занимающую центр Кашаганской структуры, а также бортовую и крыльевые части, окружающие платформу. [5]

Платформа представляет собой низкопроницаемый коллектор порового типа практически лишенный трещиноватости. Наблюдения за динамикой пластового давления в этой части залежи показывают, что залежь в пределах платформы представляет собой гидродинамически связанную систему, однако гидродинамическая связь поперек напластования в некоторой степени затрудняется наличием плохо проницаемых прослоев. 1-й объект в пределах платформы отделяется от 2-го объекта непроницаемым слоем вулканика. [3]

Бортовая и крыльевые части 1-го объекта представляют собой хорошо проницаемые коллектора трещинно-порового типа. Их хорошая проницаемость полностью определяется трещиноватостью коллектора, матрица здесь аналогична имеет более низкую пористость чем в коллекторах платформы. В пределах бортовой и крыльевой частей структуры отсутствует непроницаемый слой вулканика, поэтому 1-й объект оказывается гидродинамически связанным со 2-м и даже с 3-м объектами. [1]

В настоящее время по трещиноватой бортовой части залежи происходят перетоки нефти из 2-го и 3-го объектов в 1-й объект, в котором за счет отбора значительных объемов нефти пластовое давление значительно снизилось. [4]

Таким образом, в пределах 1-го объекта выделяются две различных зоны, фактически два самостоятельных, но гидродинамически сообщающихся подобъекта (платформа и бортовая плюс крыльевая части), подход к разработке которых будет существенно различаться. [1]

8. Свойства и состав нефти 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. [16]

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. [16]

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. [16]

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%. Относительная плотность по воздуху 0,869. [16]

9. Перспективы развития Кашагана

Ситуация складывающаяся с Кашаганским проектом, отличается высокой степенью неопределенности, прежде всего в контексте очерчивания четких сроков начала промышленной эксплуатации месторождения, а также обеспечения достаточных транспортных возможностей для экспорта нефти на внешние рынки. [6]

Из-за насыщенности сероводородом газа из Кашаганских скважин в пределах 18-20%, месторождение будет поставлять «кислый газ» с одним из наиболее высоких уровней содержания H2S, встречающихся в морской добыче нефти и газа. При достижении значений добычи нефти 14 миллионов тонн в год, по словам «AGIP», наибольший объем сероводорода нужно будет повторно закачать в прибрежные резервуары высокого давления, избегая получения большого количества газовой серы и факельного сжигания газа. [8]

«Agip KCO» продолжает свою деятельность на море, в западном Ескене, в 35 км на северо-восток от Атырау, арендуя территорию площадью 190 км². Она включает в себя поселения рабочих, подстанции, различные вспомогательные инфраструктуры, а также установки комплексной подготовки нефти и газа для технологической обработки серы, где нефть и газ будут доставляться морем с помощью системы подводных трубопроводов. В настоящее время продолжается строительство завода по комплексной подготовке нефти и газа «Болашак», где планируется переработка 300000 баррелей нефти в день, около 56-70 млн. тонн нефти и 4,4 млрд. м3 газа в год, а также остаточного газа для его использования на морских и наземных объектах. Здесь также предусмотрены хранилища для серы и обработанной нефти, включающие в себя три резервуара для хранения нефти объемом 80000 м³. Вначале проектная мощность завода составляла около 15 млн. тонн в год. Однако позже «AGIP» было решено, что ежегодная добыча нефти в Кашагане может достигать 21 млн. тонн, начиная с 2011 г., с возможным увеличением добычи вплоть до 70 млн. тонн до 2015 г., и мощность перерабатывающего завода была также увеличена. Начало эксплуатации завода «Болашак» ожидается в середине 2009 г. [8]

В 2006 г. Казахское правительство приняло решение о строительстве нефтехимического комплекса в Карабатане стоимостью 4 млрд. долларов, в 10 км от нефтеперерабатывающего завода «Болашак». Проектная мощность составляет 800 тысяч тонн полиэтилена и 400 тысяч тонн полипропилена ежегодно. В качестве сырья завод будет использовать очищенный природный газ Тенгиза и Кашагана. Начало реализации проекта u1079 запланировано в 2011 г. [9]

Предусматривается развитие порта Баутино Аташ и базы «Support» (База). Порт Баутино Аташ и база «Support» (База) были построены в 1997 г., когда «Agip KCO» начала первые бурильные работы в Каспийском море. Вначале они были предназначены для использования в качестве временных объектов для поддержки бурильных работ. В наши дни Порт Баутино Аташ занимает территорию площадью свыше 100 га, вдобавок 140 га для различных установок, где содержатся сточная вода и шлам. Продолжаются переговоры об их дальнейшем расширении. Порт Баутино Аташ находится в заливе Баутино, в 350 км от Кашаганского нефтяного месторождения, где Каспийское море не замерзает зимой и может быть доступно для судоходства весь год. База поддерживает бурильные работы, координирует работу морских судов, поставку и хранение материалов, оборудования и топлива. Камни, нужные для строительства искусственных островов, добываются в карьерах вблизи Баутино и перевозятся баржами от причала возле поселка. Порт оказывает помощь при ликвидации разливов нефти на протяжении всего периода деятельности «AGIP» на море. Баутино является организационным центром по утилизации отходов от работ на акватории, включая буровой шлам. С этой целью База оборудована установками для очистки отходов нефти и бурового шлама, эксплуатация которых была начата в конце сентября 2006 г. при возможностях утилизации около 43,8 тысяч тонн нефтяных отходов. [16]

Основной маршрут транспортировки нефти Кашаганского месторождения будет проходить по трубопроводу Баку-Тбилиси-Джейхан, для продажи на европейском и американском рынках. [8]

Затем нефть из Кашаганского месторождения должна транспортироваться под водой с платформы, находящейся в Каспийском море, на нефтеперерабатывающий завод Карабатан, а затем по трубопроводу в порт Актау. Транспортировка нефти Кашаганского месторождения из Актау в Баку должна проходить на первом этапе при помощи танкеров, хотя в будущем планируется провести трубопровод, который должен соединить берег Каспийского моря, принадлежащий Казахстану, и Азербайджанский берег. [16]

Общий объем накопленной добычи к концу 2041 года составит 11,192 млрд баррелей нефти (1424 млн тонн).

Максимальный стабильный уровень добычи достигнет 1500 млн барр/сут (190 900 т/сут), при условии обратной закачки в пласт 80% добытого попутного газа.

Пик добычи придется на 2019 г., что означает отставание от ранее планируемой даты - 2016 г., но зато уровень производства больше, чем прогнозировавшиеся прежде 1000-1200 млн барр/сут. [16]

Совокупный объем продаж газа к 2041 г. достигнет 87 млрд. м³. Таким образом, оператор пообещал, что максимальный уровень добычи нефти на Кашагане составит 70-75 млн. тонн в год. Ранее этот показатель прогнозировался в 56 млн. тонн. [16]

Для достижения таких целей необходимо пробурить 240 скважин, сгруппированных в 37 кластерах. Кластеры будут входить в шесть эксплуатационных технологических комплексов добычи нефти. Номинальная пропускная способность каждого - 35 тыс. т/сут. [16]

Фазе полномасштабной разработки предшествует опытно-промышленная разработка (ОПР) Кашагана. Она реализуется в настоящее время и должна принести свои плоды в течение ближайших пяти-восьми лет. В частности, получение 7,5 млн тонн нефти в первый год добычи и увеличение уровня производства до 20,9 млн т/г через два-три года. [16]

Литература

1. Геология Казахстана, Абдулин А.А., 1981 - Алматы

2. Геология и нефтегазоносность подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, Иванов, Эвентов, 1977 - Москва, Недра.

3. Геология нефти и газа, Бакиров А.А., 1990 - Алматы.

4. Геология и нефтегазоносность Прикаспийской впадины, 1974 - Москва

5. Современное состояние и тенденции развития нефтегазового комплекса Туркменистана и других центрально-азиатских стран Ближнего Зарубежья, 2010-Москва.

6. Анализ механизма формирования солянокупольных структур (ловушек нефти) и выбор способ их вскрытия. Ахмеджанов Т.К., Мухмаедь Адбьель Гани Хилимфа. Алматы 2012

7. Геологическое строение и Перспективы нефтегазоносности юго-восточного борта прикаспийской впадины и её обралмения, Бурлин Ю.К., Шлезингер А.Е., 2010-Москва

8. Бакиров А.А. Геология нефти и газа. Алма-Ата 1990

9. Бродский А.Я., Миталев И.А. «Литолого-стратиграфические комплексы подсолевых отложений юго-восточной части прикаспийской впадины» Геология нефти и газа. 1978, №11

10. Васильев Ю.М. Геологическое строение Прикаспийской впадины и закономерности распространения нефти и газа в её недраж. М.: Недра, 1968, с. 282

11. Воронин Н.И. «Особенности геологического строения и нефтегазоносность юго-западной части Прикаспийской впадины», Астрахань, АГТУ, 2009

12. Джумагалиев Т.Н., Голов А.А., Кирюхин Л.Г. «Особенности формирования и размещения залежей нефти и газа в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины» М.: Недра, 1984

13. Ильченко В.П. «Нефтегазовая гидрогеология подсолевых отложений Прикаспийской впадины» М. ОАО Издательство Недра, 1998

14. Ильченко В.П. «Нефтегазовая гидрогеология подсолевых отложений Прикаспийской впадины» М.: Недра, 1986

15. Перепеличенко В.Ф., Билалов Ф.Р. и др. «Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины», М., 1993

16. KCS, Консорциум Каспийского моря, «Отчет об операциях по геофизическим и геологическим исследованиям в Казахстанском секторе Каспийского моря», г. Атырау, 1997

17.http://www.wikipedia.ru

18. Брад Диин, Карла Башенис, Билл Зимполик, «Проект оценки месторождения Кашаган. План бурения оценочных скважин», ОКИОК, том 4, г. Атырау, 2001 г.

19. Каспийское море. Проект для моря. Гидрометеорология и гидрохимия морей. Санкт-Петербург: гидрометеоиздат, 1992.-Т. 6.-Выв. 1. - 260 с.

месторождение нефть осадочный порода

Размещено на Allbest.ru