Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Тенгизское месторождение находится на заключительной стадии разработки, о чем свидетельствует стабилизирующая, на сравнительно небольшом значении, годовая добыча нефти.

Причем стабилизация уровня добычи осуществляется за счет проведения КВД и закачки газа, ввода в эксплуатацию новых скважин, как нагнетательных, так и добывающих, различных методов повышения нефтеотдачи.

Повышение нефтеотдачи и ускорение темпов разработки нефтяных залежей во многом определяется качественной и бесперебойной работой добывающих скважин, которые в свою очередь определяются соотношением призабойной зоной пласта. Эта область пласта наиболее подвержена различным Физико-химическим и термодинамическим изменениям. При этом призабойная зона является той частью пласта, о которой разработчики имеют наибольшую информацию и на которую можно наиболее эффективно воздействовать с целью улучшения ее состояния.

В данном дипломном проекте рассматривается вопрос техники и технологии добычи нефти.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 История геологической изученности и разработки месторождения

Тенгизское месторождение было открыто получением фонтанного притока нефти из скважины №1. Скважина давала 115 м³/сутки и была расположена в сводовой части поднятия структуры. Сама структура была определена сейсморазведочными работами в 1973-1975 годах.

Геологическая модель Тенгизского месторождения учитывала и упиралась на исследования стратиграфической корреляции, литофаций коллектора и на изучение процесса диагенеза в коллекторе. В наши дни Тенгизский коллектор интерпретируется как карбонатная платформа (постройка), которая схожа со структурой современных островов Кайос и Багамы, расположенных в акватории Карибского бассейна. Ранее Тенгиз интерпретировали как эрозионный останец широкого карбонатного шельфа.

Сейсмические данные, составляющие 1950 км сейсмических профилей, были переформачены с бумажных носителей сейсмозаписей и заложены в рабочую станцию «Ландмарк», что позволило провести первое сейсмическое картирование месторождения. Верхние участки стволов 80 скважин были спроецированы на сейсмические данные с использованием новых скоростных отстрелов, результаты которых записывались в 6 скважинах, подлежащих капремонту, в начале 1994 года. Верхние участки стволов скважин были привязаны к сейсмическим профилям. Таким образом, удалось создать траверсные линии для 4 горизонтов коллектора: для кровли башкирского яруса (объект 1), для кровли вулканических осадков (объект 2), для кровли карбонатных пород девона (объект 3), а также для кровли терригенных пород девона (основной объект 3). Опираясь на полученные данные были созданы карты глубин, которые вобрали в себя все имеющиеся сейсмические данные и информацию по скважинному контролю.

Сейсмические данные записывались на различных фазах разработки Тенгизского месторождения на его площади в семидесятые и восьмидесятые годы. В 1982 году была проведена 24-кратная сейсмическая съемка по прямоугольной сетке 3 х 1,5 км, общая длина профилей составила 640 км. Эти работы были дополнены аналогичными в 1985 году.

В 1993-1994 гг. программа по капремонту предусмотрела ряд новых исследований с использованием взрывных материалов. Новые точки прострелов были записаны в скважинах Т-4, Т-7, Т-8, Т-21, Т-104 и Т-111 по всей протяженности призабойной зоны на 100 метровых интервалах.

1.3 Стратиграфия

На Тенгизе вскрыты отложения от четвертичного до верхнедевонского возраста. В целом в осадочном разрезе выделяются три крупных литолого-стратиграфических комплекса: подсолевой (верхний девон - артинские), солевой (кунгур) и надсолевой (верхняя пермь - четвертичные).

Подсолевые отложения представлены в основном разнофациональными карбонатными породами. По данным анализа кернового материала и корреляции произведена более детальная стратиграфическая разбивка на ярусы. Толщина вскрытых карбонатных отложений колеблется от 100 до 300 метров. В скважинах Т-22, Т-24 толщина достигает 1000 метров.

Рисунок 1.2 - Стратиграфическая карта скважины Т-5660.

Артинские отложения сложены преимущественно терригенными породами с переотложенными обломками известняков. Толщина его в сводовой части поднятия колеблется от 20 м до 100 м. На крыльях толщина увеличивается до 700-1000 м.

Солевые отложения кунгурского возраста представлены толщей сульфатно-галогенных пород и имеет трехчленное строение: состоит из подстилающего пласта ангидрита, каменной соли и перекрывающего пласта - ангидрита. Мощность отложений кунгура изменяется от 500 до 1700 м.

Надсолевой комплекс представлен в основном терригенными отложениями, типичными для всего юго-востока Прикаспийской впадины.

Тенгизский коллектор разделен на три основных блока: объект 3 (отложения девона); объект 2 - тульские отложения, «Тула» (ранний - средний визе и турней); и объект 1 (башкирские отложения, серпуховский ярус верхний визе).

Палеозойская группа - Pz

Девонская система D

Девонские отложения Тенгизской платформы рассматриваются, как объект 3. Тенгизская карбонатная платформа предположительно начала свой рост на локальных палео-рельефных высотах, выполненных терригенными отложениями в среднем девоне. К концу девонского периода карбонатная платформа достигла общей мощности в 2300 метров. Примерно 500 метров девонского коллектора включены в нефтяную колонну выше уровня предполагаемого ВНК, который составляет 5450 метров.

Достигали девонских отложений на Тенгизе только две скважины. Скважина Т-10 дошла до подстилающего нижележащий пласт девона на глубину 100 метров, и общая глубина проходки составила примерно 5372 метров в среднем девоне. Еще советская палеонтологическая школа определила формацию как девонскую. В настоящее время в распоряжении СП «Тенгизшевройл» имеется только два куска керна длиной до 5 см из этого интервала. После тщательного изучения выяснилось, что эти обломки представляют собой пакстоун и грейнстоун, содержащие в себе пелоиды и малые фораминиферы, криноидеи и водоросли. Имеются все признаки того, что скважина Т-10 вошла в карбонатную постройку позднего девона. Вторая скважина, вскрывшая девон - Т-17 вошла в слои девона на глубине 5095 метров, где располагается средний девон.

Рисунок 1.3 - Стратиграфическая карта девонского яруса

По скважине Т-16 на глубине 5009 метров отслеживается контактная зона девонских отложений. Скважин Т-16 вошла в 250 метровую пачку кристаллического известняка, который резко отличается от распространенного повсеместно перекрывающего пласта карбона. Этот разрез датируется как окский горизонт.

Отслеживается кровля девона на крыльях в скважине Т-35. Скважина Т-35 не имеет подстилающего слоя карбонатной породы. Кровля девонских отложений не должна быть слишком глубока на скважинах, разбуренных на самой платформе в отличие от скважин, разбуренных на крыльях и описанных выше.

Каменноугольная система - С

Нижний отдел - С₁

Турнейский и Визейский ярусы - С₁t, C₁v

Объект II считается лучше изученным объектом, по сравнению с нижележащим. Он включает в себя примерно 550-600 метров раннего и среднего Визе и Турнея на платформе. Анализы шлифов по скважине Т-30 позволяют интерпретировать этот интервал как вулканический туф. Слой вулканического туфа вскрыт, по меньшей мере, 14 скважинами. Он сходит на нет ближе к бортам платформы и на структурном поднятии, тянущемся вдоль северной и восточной сторон платформы.

Опробование Объекта II было проведено с поверхности платформенной скважины Т-22 в интервале 420 метров при постоянном выносе керна. Керновый материал состоит из бурого пакстоуна с разбросанными по нему обломками криноидей, микритизированных фораминифер и водорослей.

Каротажные диаграммы и керновый материал характеризуют вскрытый интервал объекта II плохой пористостью коллектора. «Тенгизшевройл» проводит более углубленный анализ керна с целью полной и всесторонней оценки потенциала коллектора по объекту II. Трещиноватость является обычным явлением в объекте II. Некоторые трещины открыты, некоторые частично заполнены, многие полностью залечены кальцитом. Мы можем наблюдать также и аномально высокие значения пористости, которые интерпретируется как результат карстообразования по горизонтам, вскрытым скважиной Т-39.

Наличие объекта II в осадочных породах на крыльях структуры рассматривается как промежуточное и находящееся между привязанными глинистыми пластами объекта I и интерпретированной кровлей девона. Толщина их изменяется от 204 до 607 метров.

Визейский, серпуховский, башкирский ярусы - С₁v, С₁s, С₂b

Объект I - это интервал, идущий от подошвы артинских аргиллитов до слоя вулканического туфа, залегающего у основания Визе. Он состоит из трех главных пачек, которые определяются как башкирские, серпуховские и окские стратиграфические отложения.

Визейский ярус - С₁v₂

Верхний Визе (окский горизонт), несогласно залегает на слое вулканического туфа, расположенного по кровле объекта II. Кровля формации располагается у подошвы пласта с повсеместно плохой пористостью. Это просматривается в скважинах Т-22 и Т-31, дошедших до этого уровня глубины. Окский ярус меняется по мощности от 170 метров на севере до 210 метров на центральной платформе и далее возрастает до 250 метров к югу.

Объект I имеет наиболее богатый керновый материал. Так керновый материал, извлеченный из окского интервала скважин Т-8, Т-22, Т-24 содержит в себе пакстоун и грейнстоун, которые отложились в условиях мелководья или в совсем мелководных (приливно-отливных) зонах. Также керновый материал богато представлен криноидеями, брахиоподами и фрагментами водорослей с подчиненными фораминиферами.

Возможное наличие карстовых поверхностей наблюдается около кровли окского яруса в скважинах Т-8 и Т-24. Ноздреватая, кавернозная и следовая, а также трещиноватая пористость хорошо просматривается по всему окскому ярусу, и, по сути, дела она хорошо выпажена по его кровле. Множество трещин частично открыто.

С целью получения большей отдачи при моделировании этого коллектора, окский ярус разбит на шесть пластов (О1-О6) по эрозионным стратиграфическим параллельным несогласованиям.

Средняя толщина окского горизонта 297 метров.

Серпуховский ярус - С₁s

Серпуховский ярус перекрывается латеритовыми сланцами, представляющими основное несогласование. Это несогласование образовывалось в течение нескольких миллионов лет. Напластования сланцев и вызывают всплеск на многих каротажных диаграммах ГК. Ярус литологически схож с подстилающими окскими отложениями, как кажется, он является продолжением того же самого стиля осадконакопления. По внутреннему разрезу платформы серпуховский интервал состоит из четырех тридцатиметровых циклов осадконакоплений, связанных тонкими несогласованиями с плохой пористостью породы.

Серпуховский интервал перекрывается мелководными криноидными, брахиопоидными и фораминиферовыми пакстоунами, несущими обильный водорослевый материал внутри микритовой матрицы. Отдельные кораллы занимают здесь подчиненное положение, но также характеризуют, вскрытый серпуховский интервал. Пористость распространена по большей части данного интервала. Она представлена в виде трещиноватой, следовой, кавернозно-ноздреватой и в виде межзерновой пористости.

Серпуховский ярус разделен на четыре зоны (З1-З4), которые соответствуют четырем циклам осадконакопления. Каротажные данные по добыче указывают, что пористые зоны З1 и З4, вскрытые скважиной Т-113, обеспечивают 80% притока флюида в ствол скважины.

Средняя толщина серпуховского яруса

Таблица 1. Характеристика толщин залежи нефти по стратиграфическим объектам и участкам

Башкирский ярус - С₂b

Башкирский интервал сложен примерно на 100 метров водорослево-оолитовым сланцевым комплексом грейнстоуна у кровли Тенгизского коллектора. Он перекрывается пермскими и артинскими аргиллитами. Карбонаты башкирского яруса сложены мелкими, окатанными водорослевыми зернами, локальными богатыми колониями ооидов, поверхностных ооидов и онкоидов, которые отлагались в мелководном бассейне на глубине до 1-2 метров.

Пористость более неравномерна в башкирском интервале, нежели в серпуховских или окских отложениях.

Хорошо прослеживаемое обмеление вверх по циклам осадконакопления определяется по керну, но эти циклы довольно тонкие (максимальная толщина 5 метров), что объясняется мелководными условиями осадконакопления.

Корреляция с отметками уровней в башкирском интервале изначально основывалась на корреляции пиков ГК, которые показывали на наличие прослоев сланцев. Четыре отметки (Б1-Б4) были установлены в башкирском интервале. Эти слои имеют меняющуюся мощность пласта при прохождении через некоторые скважины, что, как предполагается, является результатом локального размыва.

Толщина башкирского яруса 204 метра.

Пермская система - Р

Разрез пермской системы на Тенгизской площади представлен верхнеартинским подъярусом и кунгурским ярусом.

Верхнеартинский подъярус. Верхнеартинские отложения вскрыты и охарактеризованы керном по скважинам Т-1, Т-2, Т-11, Т-15, Т-33, Т-38, Т-39, Т-41, Т-42, Т-43 и другими. Базальные слои верхнеартинского подъяруса залегают на размытой поверхности средне и нижне каменноугольных образований. Наиболее полно разрез представлен скважиной Т-11. Нижняя часть разреза состоит из известняков темно-серых, почти черных, микрозернистых, глинистых с обильным детритом и комплексом микрофауны: остракоды, личинки гониатитов, фораминиферы. Выше залегают известняки почти черного цвета, сильно глинистые, микрозернистые с редким детритом гониатитов. Заканчивается разрез верхнеартинского подъяруса глинистыми известняками строматолитовой структуры с реликтами пластовых строматолитов. Биологический состав базального слоя изменяется по площади. В скважине Т-33 отмечаются аргиллиты темно-серые, почти черные, тонкодисперсные, неравномерно трещиноватые. В скважине Т-38 встречены мергели темно-серые, почти черные доломитовые с большим количеством битуминозного вещества.

Толщина колеблется от 10 до 150 метров.

1.4 Тектоника

Вскрытая толща осадочных пород на Тенгизском месторождении представлена отложениями от четвертичных до верхнедевонских.

В осадочном разрезе выделяются три крупных литолого-стратиграфических комплекса: подсолевой, включающий верхнедевонские-артинские отложения, солевой-кунгурские, надсолевой - от верхнепермских до четвертичных.

Максимальная вскрытая глубина составляет 6455 м, скважина
Т-53. Девонские отложения по состоянию изученности на 01.01.93 г., согласно исследований ВолгоградHИПИнефти вскрыты в четырех скважинах Т-10, Т-17, Т-22, Т-41 соответственно толщиной 38, 5, 84, 87 м. Исследованиями, выполненными в СП «Тенгизшевройл», девонские отложения вскрыты только в двух скважинах Т-10 и Т-17. В скважине Т-22 палеонтологические исследования не подтверждают наличие девонских отложений, по поводу скважины Т-41 никаких комментариев не приводится, но согласно материалов СП ТШО в ней вскрыты только тульские отложения.

Рисунок 1.4 - Геологическая модель Тенгиза

Hижнекаменноугольные отложения вскрыты в объеме яснополянского надгоризонта толщиной до 607 м (скважина Т-22), здесь и далее приводится максимально вскрытая толщина окского надгоризонтов толщиной до 297 м (скважина Т-22) и серпуховского яруса общей толщиной до 197 м (скважина Т-16); среднекаменноугольные отложения в объеме башкирского яруса толщиной до 204 м (скважина Т-40); нижнепермские отложения в объеме артинского и кунгурского ярусов толщиной до 1876 м; верхнепермские отложения толщиной до 942 м; триасовые отложения толщиной до 500 м; юрские отложения толщиной до 1798 м; меловые отложения толщиной до 2675 м; палеогеновые отложения толщиной до 240 м и отложения неогеновой и четвертичной систем.

Подсолевые отложения, с которыми связана установленная нефтяная залежь, литологически представлены карбонатными породами органогенного происхождения. Артинские отложения, залегающие на размытой поверхности каменноугольных образований, сложены преимущественно терригенными породами с переотложенными обломками известняков.

Солевые отложения кунгурского возраста представлены мощной толщей сульфатно - галогеновых пород, толщина которых изменяется от 500 до 1700 м.

1-рифейский фундамент;

2 - нижнепалеозойские терригенные отложения;

3 - терригенно-карбонатный комплекс пассивной континентальной окраины;

4 - карбонатные отложения;

5 - терригенный граувакковый комплекс;

6 - карбонатно-глинистая относительно глубоководная формация;

7 - карбонатно - глинистая кремистая глубоководная формация;

8 - терригенный комплекс погруженного шельфа;

9 - глинистые отложения затопляемых высокоамплитудных;

10 - вулканомиктовая пачка;

11 - сульфатно - галогенная формация;

12-области отсутствия осадков.

Тенгизское поднятие по кровле карбонатных отложений (отражающий горизонт П1) представляет собой крупную складку изометрической формы размерами 33х27 км по замкнутой изогипсе 5900 м с амплитудой более 1600 м.

Современные представления о строении Тенгизского подсолевого массива предполагают влияние трех факторов: тектонического, седиментационного и эрозионного, в результате чего кунгуро-артинские отложения перекрывают разновозрастные карбонатные образования от среднекаменноугольных до девонских и, таким образом, структурная карта (лист 1) отражает поверхность гидродинамически единого природного резервуара, включающего весь подсолевой карбонатный комплекс.

Структура имеет пологую широкую сводовую часть и крутое погружение на крыльях в зонах эрозионного вреза.

Поверхность второго объекта, включающего тульские и девонские отложения, в основном, отражает кровлю тульского горизонта и поэтому имеет более пологое падение на крыльях, а в наиболее погруженных частях вреза, где карбонатные отложения размыты до девонских, полностью повторяет поверхность первого объекта (лист 2).

В отличие от этих представлений, согласно которых в платформенной части структуры и ее бортов не проводилось разрывных нарушений, по представлениям специалистов СП «ТШО» Тенгизская структура значительно осложнена дизъюнктивными нарушениями как в пределах платформы, так и, прежде всего, бортовых частях.

Тенгизский природный резервуар, содержащий нефтяную залежь, по разрезу разделён ТШО на толщу 1, включающую башкирские, серпуховские и окские отложения, толщу 2, в которую входят тульские и более древние отложения карбона, и толщу 3, включающую девон и подразделённую, в свою очередь, на нижнюю - терригенную и верхнюю - карбонатную части. В настоящее время вскрыта карбонатная часть толщи 3.

По площади структура разделена на платформу, под которой подразумевается относительно плоская центральная часть поднятия, и крылья - склоны структуры.

Разрезы, вскрытые скважинами в центральной части массива, коррелируются специалистами России, Казахстана и СП «ТШО» практически одинаково, а в прибортовых и бортовых частях по разному, что связано с различными взглядами на формирование карбонатной постройки и, соответственно, ее морфологию.

Согласно представлений СП «ТШО», разломы расчленяют карбонатную постройку вдоль северного, западного и восточного бортов платформы, сама же платформа осложнена серией мелких разрывных нарушений.

Породы, слагающие продуктивные отложения Тенгизского месторождения, представлены органогенными, органогенно обломочными, органогенно - детритовыми, комковатыми и оолитовыми известняками, преимущественно неглинистыми (менее 5%), трещиноватыми, в значительной части разреза выщелоченными.

Вследствие развития интенсивной трещиноватости и пустот выщелачивания по трещинам, соединяющим поры и каверны и обеспечивающим сообщаемость участков с различными коллекторскими свойствами, продуктивную толщу следует рассматривать как единый гидродинамически связанный резервуар.

Пустотное пространство пород продуктивной толщи представлено порами, кавернами и трещинами, что предопределило отнесение коллекторов к различным сложным типам в зависимости от соотношения разных видов пустотного пространства и их вклада в ёмкостной и фильтрационный потенциалы коллектора. При различном сочетании трещин, пор и каверн в породах, по изменению параметра емкости и фильтрационной среды для нефти, они объединены в три группы коллекторов: трещинные, порово-каверново-трещинные и трещинно-каверново-поровые. Эта типизация коллекторов была проведена в 1983 г. и нашла отражение во всех последующих исследованиях.

1.5 Нефтегазоносность

Структура месторождения такова, что отложения среднего и нижнего карбона сильно изменяются по толщине, вплоть до полного исчезновения из вскрытого скважинами разреза.

Скважина Т-10 показала нижнюю границу доказанной промышленной нефтегазоносности (5410 м - самая низкая отметка получения нефти без содержания воды.)

Предполагается, что ВНК может располагаться на отметке не ниже 5960 м. По данным сейсмических исследований вероятная глубина эрозионного вреза, разделяющего Тенгизское и Королевское месторождения, составляет именно 5960 м. Предполагаемая глубина вреза могла бы рассматриваться, как контролирующая максимальную глубину распространения залежи Тенгизского месторождения. Так же вероятен такой вариант, что залежь не имеет физического ВНК, а является замкнутой в результате отсутствия в нижней части продуктивной толщи пород-коллекторов с поровой проницаемостью. Есть вероятность, что ВНК присутствует только по периферии залежи, в северо-восточной и юго-западной частях площади, где присутствуют поровые коллекторы.

СП «Тенгизшевройл» принимает за положение ВНК отметку 5450 м, что на 40 м ниже наиболее низкой отметки получения нефти в настоящее время на месторождении. Это предположение основано на гидродинамическом равновесии с Королевским месторождением, ВНК на котором также не установлен, но самый высокий уровень воды предполагается на отметке 4922 м. ВНК для Тенгизского месторождения рассчитан путем экстраполяции градиентов давления.

ВНК принимался единым для всех подсчетных объектов, выделенных в разрезе, так как залежь является массивной и существует гидродинамическая связь между различными типами коллекторов.

Проведенными исследованиями установлено, что вся вскрытая толщина карбонатного комплекса является коллектором, за исключением туффитового слоя на границе тульских и окских отложений, который после дополнительно проведенных работ, возможно, сможет рассматриваться как раздел между I и II объектами эксплуатации.

О I объекте разработки можно судить по 16 скважинам, вскрывшим башкирские, серпуховские и окские отложения.

II объект разработки вскрыт единичными скважинами, причем отдельные скважины вскрыли разные по возрасту части этого объекта, что не позволяет дать оценку продуктивных толщин в целом по объекту. В скважине Т-22, где вскрыта максимальная толщина II объекта разработки весь разрез представлен коллекторами II и III групп.

Таблица 2. Статистические ряды распределения проницаемости по данным лабораторного изучения керна

1.6 Водоносность

Воды соров, залегающих на глубине 1-2 метра, имеют минерализацию 116-196 г./л. Тип вод хлоридно-магниевый, содержание йода и брома в сумме до 10 мг/л.

Альбсеноманский горизонт содержит воды с минерализацией 107-125 г./л, уровни их устанавливаются на отметках ниже поверхности земли. Тип вод хлоридно-кальциевый, что отражает более закрытые условия затрудненного водообмена, в которых находится этот горизонт. Содержание йода 4-5 мг/л, брома 230-304 мг/л.

Воды более глубоких горизонтов надсолевого комплекса пород (меловых, юрских и пермотриасовых), залегающих на глубинах от 2700 до 3500 м, по аналогии с соседними районами (Кенкияк, Боранкуль), следует ожидать высокой минерализации (230-260 г./л), хлоридно-кальциевого и хлоридно-магниевого типов.

Ранние линзы, вскрытые и опробованные в скважинах Т-9 и Т-14, имеют высокие близкие к горному, пластовые давления: в скважине Т-9 на глубине 3559 метров давление составило более 7,5 МПа. Плотность рассолов до 232 кг/м³, сумма солей 320-327 г./л. Состав их преимущественно хлоридно-кальциевый и хлоридно-натриевый. Содержание йода 38-44 мг/л, хрома 52-800 мг/л. В пробах было заметно присутствие сероводорода, но специальных проб не отбиралось, поэтому его количественной характеристики дать нельзя.

В подсолевых палеозойских отложениях, по аналогии с площадью Каратон, могут быть встречены высокоминерализованные воды хлоридно-кальциевого и хлоридно-магниевого типов, с минерализацией до 230 г./л, насыщенные углеводородным газом со значительной долей сероводорода и углекислоты. Не исключена, однако, возможность контактирования залежи с опресненными водами разнообразных типов (от хлоридно-кальциевого до гидрокарбонатно-натриевого), с минерализацией от 60 до 100 г./л и низкими концентрациями йода и брома, которые установлены в каменноугольных отложениях Астраханского месторождения.

Концентрации йода и брома в подземных водах надсолевого комплекса, начиная с глубины 700 м, и в разных линзах соленосных отложений кунгура соответствует промышленным, но дать оценку рентабельности их извлечения невозможно, так как нет сведений о производительности водоносных горизонтов.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Основные положения проекта опытно-промышленной эксплуатации

Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого-физических характеристик, выбор режима разработки

Технологические показатели разработки месторождения зависят от емкостно-фильтрационной характеристики пласта, технологии и системы воздействия. Полученная в результате эксплуатационного бурения информация о геологическом строении залежей позволяет использовать трехмерную математическую модель пласта.

В технологической схеме разработки 1986 г. предполагалась при эксплуатации месторождения Тенгиз реализация последовательно трех режимов вытеснения нефти из коллектора:

упруго-замкнутый режим, когда нефть из пласта «отжимается» силами упругости нефти, битума, связанной воды и скелета породы;

режим растворенного газа, когда нефть из породы вытесняется пузырьками выделяющегося из нефти газа;

водонапорный режим, когда нефть из породы будет вытесняться закачиваемой в пласт водой.

Упруго-замкнутый режим в условиях месторождения Тенгиз является весьма эффективным, что объясняется наличием аномально-высокого пластового давления, большим разрывом между ним и давлением насыщения и современным представлением о геостатической модели залежи. Из-за этого месторождение Тенгиз по запасу упругой энергии относится к уникальным в отечественной практике разработки.

При упругом режиме, в отличие от напорного, нефтеотдача определяется степенью снижения пластового давления в залежи, сжимаемостью пластовых флюидов и коллекторов. Такие факторы, как вязкость нефти в пластовых условиях, даже плотность сетки скважин, если в пласте отсутствуют изолированные линзы, формально не влияют на нефтеотдача при упругом режиме. При этом режиме вместо сложного процесса вытеснения нефти водой в пористой среде происходит процесс отжатия нефти из пористого коллектора. Наличие гидродинамической связи между добывающими скважинами и любой точкой нефтяной залежи является необходимым и достаточным условием для этого процесса.

Указанные особенности упруго-замкнутого режима значительно облегчают начальную стадию разработки месторождения и позволяют резко сократить начальные капитальные вложения на разработку. Они позволяют применить на стадии эксплуатации залежи при упруго-замкнутом режиме сравнительно редкую сетку скважин. Кроме того, в этот период достаточно выделить минимальное число объектов разработки. В отличие от напорных режимов, при которых при эксплуатации объектов большой мощности обычно наблюдается невысокий охват пласта процессом вытеснения, при упруго-замкнутом режиме, должна работать вся толщина пласта, если только скважина вскрыла всю продуктивную толщу объекта разработки и гидродинамически связана со всеми его интервалами.

При упруго-замкнутом режиме прогнозируемый коэффициент извлечения нефти (КИН) зависит от наличия точной информации по эффективной пластовой сжимаемости, составляющими компонентами которой являются сжимаемости нефти, воды, породы и битума. Эффективная пластовая сжимаемость, вероятно, зависит в большей степени от сжимаемостей нефти и твердого битума. Так как при снижении пластового давления до давления насыщения сжимаемость нефти изменяется почти в 5 раз, а физические свойства твердого битума можно охарактеризовать как промежуточные между нефтью и известняком логично предположение о влиянии сжимаемости битума на конечный КИН. В настоящее время информация по сжимаемости битума отсутствует. СП «ТШО» ведутся лабораторные исследования кернового материала Тенгизского месторождения по определению эффективной пластовой сжимаемости с учетом присутствия битума в поровом пространстве.

Упруго-замкнутый режим разработки обуславливает еще одну специфическую проблему разработки. При снижении давления в залежи происходит отжатие не только нефти, но и связанной воды из поровой части коллектора. Объем выделившейся воды определяется водонасыщенностью коллектора и степенью снижения пластового давления в залежи. Если бы коллектор месторождения Тенгиз относился к поровому типу, то можно было бы прогнозировать безводную эксплуатацию добывающих скважин в период упруго - замкнутого режима. Однако в реальных условиях возможно, что высвободившаяся связанная вода будет поступать из пористой матрицы в систему трещин и по ней вместе с нефтью в добывающие скважины. Проблема заключается в том, поступит ли выделившаяся вода в добывающие скважины как попутная пластовая вода или останется в связанном виде в поровой части пласта, и добывающие скважины в течение всего периода эксплуатации залежи при упруго-замкнутом режиме будут безводными. Эта проблема очень важна, так как появление воды в добываемой жидкости резко повысит интенсивность сероводородной коррозии.

Выделившаяся вода, поступая в нефтенасыщенные поры и каверны, вытеснит из них нефть, то есть будет наблюдаться, так называемый внутренний водонапорный режим. Объем вытесненной нефти при этом будет равен в пластовых условиях объему высвободившейся связанной воды. Если общий объем высвободившейся воды невелик по сравнению с объемом содержащейся в порах и кавернах нефти, то водонасыщенность породы останется небольшой и фазовая проницаемость для воды, по прежнему будет равна нулю.

В период опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз и при прогнозируемой динамике пластового давления высвобождение связанной воды не будет наблюдаться, но в дальнейшем в условиях упруго-замкнутого режима необходимы специальные исследования подвижности связанной воды.

При снижении давления в добывающих скважинах ниже давления насыщения нефти газом нефтяная залежь постепенно перейдет на режим растворенного газа. Согласно технологической схемы разработки месторождения Тенгиз 1986 г. планировалось реализовать лишь начальную стадию режима растворенного газа, когда фазовые проницаемости для газа равны нулю или сравнительно невелики.

В этот период вытеснение нефти выделившимся из раствора газом довольно эффективно.

Необходимость использования режима растворенного газа при разработке месторождения Тенгиз диктуется его преимуществами, во многом аналогичными упруго-замкнутому режиму. Здесь также удается дренировать малопроницаемые области коллектора, также наблюдается практически 100% охват залежи процессом вытеснения, отсутствие заметного влияния на полноту извлечения нефти неоднородности пласта и плотности сетки скважин. При режиме растворенного газа большую роль играет значение вязкости нефти в пластовых условиях, на месторождении Тенгиз ее значение очень низкое - 0,22 мПа^.с, что является одним из основных факторов сравнительно высокой эффективности эксплуатации залежи при режиме растворенного газа.

Этап разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа в условиях месторождения Тенгиз не только не противопоказан последующему применению заводнения нефтяного пласта, а наоборот, будет способствовать более высокой эффективности вытеснения нефти водою в пористой среде. Исследования, выполненные в 50-х годах институтом Гипровостокнефть, показали, что эффективность вытеснения нефти водой в присутствии свободного газа более высокая. Наблюдается увеличение нефтеотдачи при вытеснении нефти водой после ее частичного разгазирования в пласте в пределах 3 - 12%. Дополнительная нефтеотдача получается за счет газа, удержанного в пористой среде в неподвижном состоянии и оставшегося на тех участках пор, которые в отсутствии газа были бы заполнены остаточной нефтью.

Увеличение же вязкости нефти в пластовых условиях при разгазировании пластовой нефти в связи с очень малой ее величиной, практически не снижает эффективность последующего процесса вытеснения нефти водой.

Механизм режима растворенного газа в условиях месторождения Тенгиз имеет ряд уникальных особенностей. Дело в том, что своеобразный состав нефтяного газа - большая доля в нем сероводорода, который хорошо растворим в воде и большое начальное пластовое давление привело к тому, что в связанной (погребенной) воде пласта растворено значительное количество газа, в основном сероводорода и метана. Это приведет к тому, что в период эксплуатации залежи при режиме растворенного газа будет происходить разгазирование не только нефти, но и связанной воды и ее вытеснение в окружающие нефтенасыщенные поры. Следовательно произойдет значительная активизация внутреннего водонапорного режима, который, как отмечалось выше, должен существовать и при упруго-замкнутом режиме. Явление внутреннего водонапорного режима будет способствовать некоторому повышению нефтеотдачи в период работы залежи при режиме растворенного газа, но с другой стороны, по-видимому приведет к некоторому повышению степени обводненности добываемой жидкости.

В технической схеме 1986 г. планировалось после упруго-замкнутого режима и режима растворенного газа поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт. Стадию разработки залежи при водонапорном режиме, созданного закачкой воды в пласт, целесообразно осуществить в момент, когда дальнейшее снижение забойных давлений в скважинах будет приводить к развитию той стадии режима растворенного газа, которая характеризуется значительным нарастанием газовых факторов и падением эффективности вытеснения нефти из пористой среды, к угрозе прекращения фонтанирования скважин из-за низкого забойного давления и к угрозе смятия эксплуатационных колонн.

Эффективность применения заводнения в поздней стадии оценить довольно трудно.

В качестве вторичных методов эксплуатации Тенгизского месторождения планируется применить нагнетание смешивающихся с нефтью газов. В СП «ТШО» констатируется, что применение заводнения в качестве метода повышения нефтеотдачи на Тенгизе нецелесообразно в силу невысокой эффективности данного вытеснения нефти по площади и по высоте, что связано с трещиноватостью и пористостью коллектора. Кроме того, смесь воды с агрессивным сероводородом может вызвать серьезные проблемы, связанные с коррозией.

Как альтернативный метод поддержания пластового давления специалистами СП «ТШО» был предложен после упруго-замкнутого режима и режима растворенного газа - поддержание пластового давления путем закачки газа в пласт. В настоящее время компания не располагает достаточной информацией в пользу осуществления данного режима, но по их предварительной оценке закачка газа имеет некоторые преимущества перед заводнением. Обводненность добываемой продукции в период работы залежи на естественном режиме будет незначительной, что не характерно для водонапорного режима работы залежи. Отсутствие воды в продукции снизит до минимума проблемы с сероводородной коррозией оборудования. Кроме того, для поддержания производительности скважин в случае высокой обводненности скважин при водонапорном режиме необходимо применение механического способа добычи. Нефть месторождения Тенгиз имеет низкую вязкость и при давлении, превышающем давление насыщения может смешиваться практически с любым закачиваемым газом, что способствует достижению высокого коэффициента извлечения нефти. Так в результате лабораторных исследований кернов, проведенных в этом году СП «ТШО», установлено, что Тенгизская нефть хорошо смешивается с метаном, который вероятно, и будет использоваться при закачке. В результате лабораторных экспериментов было получено значение КИН, равное 98,6%. Остаточная нефтенасыщенность, равная 1,4%, значительно ниже остаточной водонасыщенности при заводнении.