Нефтегазоносность месторождения

Коллекторские свойства пород, характеристика пластовых флюидов

Карбонатная толща месторождения Тенгиз 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. 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.

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.

По степени изученности только 1-й объект удовлетворяет требованиям, предъявляемым к объектам, по которым проектируется технология разработки нефтяных залежей.

2-й объект разделяется на платформенную часть, занимающую центр Тенгизской структуры, а также бортовую и крыльевые части, окружающие платформу.

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

В настоящее время по трещиноватой бортовой части Тенгизской 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 снизилось.

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.

При данной степени изученности можно однозначно сказать, что водонефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно определить его положение невозможно.

Существует несколько гипотез, обосновывающих положение раздела нефть - вода:

при недостаточной степени изученности девонской толщи нельзя исключить вариант ее блокового строения, при котором возможны разные глубины залегания водонефтяного раздела для разных блоков;

учитывая неоднородность и разные фильтрационно - ёмкостные свойства пород девонских отложений, возможно зонально разное положение раздела нефть-вода по всей площади месторождения;

учитывая аномально высокое пластовое давление, которое является свидетельством упруго-замкнутой гидродинамической системы, которую представляет собой продуктивный резервуар Тенгиза, трудно ожидать существование как такового водонефтяного контакта.

Геолого-физическая характеристика залежей нефти представлена в таблице 1.1

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

Массивная

Тип коллектора

Карбонатный

Площадь нефтегазоносности, тыс м³

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

Пластовое давление, МПа

81,18

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас

0,232

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³

620,6

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,936

Содержание серы в нефти, %

0,95

Давление насыщения нефти газом, МПа

25,26

Газосодержание нефти, м³/кг

0,5145

Вязкость воды в пластовых условиях, мПас

0,282

Плотность воды в пластовых условиях. кг/ м³

1165

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

Физико-химические свойства нефти и газа месторождения Тенгиз определены по результатам исследований пластовых и разгазированных проб, выполненных в институте "Гипровостокнефть" (1981-1993г. г.), Core Laboratories и КазНИГРИ (1994-2000г. г.).

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 4300м плотность пластовой нефти равна 620,6 кг/м³, а вязкость 0,232 мПас, на отметке 5300м соответственно 617,6 кг/м³ и 0,2296 мПас.

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.

Плотность нефти 785,0 кг/м³, газосодержание 514,5 м³/т, объемный коэффициент 1,936, динамическая вязкость разгазированной нефти 2,10 мПас.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 16,12 %, азота 1,34 %, метана 57,66 %, этана 11,49 %, пропана 5,99 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 9,46 %, гелия 0,02 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,869.

Запасы нефти и газа

Подсчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов месторождения Тенгиз выполнен специалистами ТОО "Тенгизшевройл", ОАО НИПИ "Каспиймунайгаз", ТОО "КазНИГРИ" в 2002г. Подсчет запасов производился по трем объектам.

Для I объекта подсчет запасов выполнялся отдельно по каждому подобъекту (башкирскому, серпуховскому, окскому) с учетом выделенных фациальных зон (платформа, баундстоун, склон).

Категории подсчитанных запасов обоснованы в соответствии со степенью изученности объектов: данными опробования и эксплуатации, лабораторными исследованиями фильтрационно-ёмкостных свойств пород и пластовых флюидов, промыслово-геофизическими исследованиями скважин и положениям раздела нефть-вода.

Большинство скважин находится в эксплуатации I объекта, часть из них эксплуатирует совместно I+II объекты и некоторые скважины - совместно I+II+III объекты.

Результаты определений фильтрационно-ёмкостных свойств по данным ГИС, детально "увязанные" с данными исследований 5391 образца керна из I объекта, позволили дать достоверную оценку пористости и нефтенасыщенности пород в разных зонах месторождения.

В целом по месторождению было обработано 97 пластовых проб нефти, из них 85 проб - из I объекта, по которым изучались свойства нефти в поверхностных и пластовых условиях, что позволило дать полную характеристику нефти по месторождению.

I объект подсчёта

Платформенная часть I объекта оценена по категориям В и С₁.

Категория В включает запасы на площади, разбуренной эксплуатационными скважинами согласно "Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз”, по сетке 1414х1414м, остальная площадь нефтеносности платформы отнесена к категории С₁.

Баундстоуны и склоны.

Для склоновой части башкирского подобъекта подсчитанные запасы нефти оценены по категориям С₁ и С₂. Участок баундстоуна, получивший развитие в склоновой части месторождения (Т-32, Т-3), оценён по категории С₂.

Склоновая часть в районе скважин, где получены промышленные притоки нефти, оценены по категории С₁ на площади, равной кругу радиусом 2,8 км (удвоенное расстояние между эксплуатационными скважинами). Остальная часть площади нефтеносности склона отнесена к категории С₂.

По серпуховскому и окскому подобъектам выделяются две зоны баундстоунов: внутренняя и внешняя.

Запасы во внутренних зонах баундстоунов, "опоясывающих” платформенную часть, характеризующихся большими значениями объёмов нефтенасыщенных пор, максимальными толщинами, наличием трещиноватости и доказанной продуктивностью пород, отнесены к категории С₁. Запасы во внешних зонах баундстоунов отнесены к категории С₂ вследствие удалённости от платформенной части и малого охвата по периметру. Запасы склоновых частей серпуховских и окских отложений оценены по категории С₂.

II объект подсчёта

Продуктивность и сам разрез II объекта изучены значительно слабее, чем I. Учитывая это обстоятельство, к категории С₁ с определённой долей условности отнесены запасы на участках радиусом 1,4 км вокруг скважин, из которых получены притоки нефти как на платформе, так и на присклоновых и склоновых частях месторождения. Запасы остальной части II объекта классифицируются по категории С₂.

III объект подсчёта

К категории С₁ отнесены запасы в радиусе 1,4 км вокруг каждой скважины, давшей промышленный приток нефти. Остальная часть разреза до водонефтяного раздела классифицируется по категории С₂. Подсчёт запасов произведён объёмным методом.

Для обоснования КИН при разработке месторождения Тенгиз были рассмотрены 8 вариантов эксплуатации:

варианта на естественном упруго-замкнутом режиме

режим закачки воды

варианта режима закачки газа.

% 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.

Дата добавления: 2018-09-23; просмотров: 251; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!