Разработки по месторождению Тенгиз

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении
В административном отношении Тенгизское месторождение расположено в Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан (рисунок 1.1).
В географическом отношении месторождение находится в юго –восточной части Прикаспийского бассейна, одного из наиболее нефтеносных бассейнов на территории бывшего СНГ. Основная часть запасов, разведанных в этом районе, приурочена к подсолевой части полеозойского разреза по периферии бассейна. Кроме Тенгиза здесь находятся несколько других нефтяных, газовых и конденсатных месторождений, которые также приурочены к подсолевой толще. К ним относятся Карачаганак и Оренбургское месторождения на севере, Кенкияк и Жаназол на северо-западе, Астраханское месторождение на западе и недавно открытое месторождение Кашаган, расположенное непосредственно на северо – восточном шельфе Каспийского моря. Тенгизское месторождение является частью огромного кольцеобразного комплекса карбонатных построек диаметром 500 км, в который входят Королевское месторождение, месторождения Каратон, Тажигали, Пустынная и Кашаган.
В орографическом отношении территория, на которой расположено Тенгизское месторождение, представляет собой полупустынную равнину с незначительным наклоном в сторону Каспийского моря. Прибрежная часть суши представляет собой выровненное бывшее дно Каспийское моря с рыхлым верхним слоем, состоящим из ракушечного детрита и песка. С востока к месторождению подступают пески Каракума.
Абсолютные отметки рельефа в среднем составляют минус 25 м.
Растительность бедная, солончаковая, характерная для полупустынь: распространены кустарники высотой до 0,5 м; верблюжья колючка и полынь, местами растёт камыш. Скудность растительного мира сказывается на бедности животного мира, представленного, в основном, колониями грызунов.
Речная система отсутствует.
Климат района резко континентальный: с холодной зимой (до 30ºС) и жарким летом (до +45ºС). Снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта. Глубина промерзания почвы  до 1,52 м.
Основное количество осадков выпадает в весенний и осенний периоды, среднегодовое количество их нередко превышает 200 мм. Для района характерны сильные ветры: зимой преимущественно восточного направления, летомзападного и северазападного. Зимой нередки снежные бураны, летомсуховей и песчаные бури.



Ближайшие населённые пункты  пос. Каратон и Саркамыс, находящиеся соответственно в 35 км к северу  востоку и в 27 км к юго-востоку от Тенгизского месторождения. В 150 км расположен областной центр  г. Атырау.
Сообщение между этими пунктами и месторождением осуществляется по автомобильным дорогам, воздушным и железнодорожным транспортом.
Основной автодорогой республиканского значения является Доссор Кульсары  Сарыкамыс  Прорва, к ней примыкают автодороги областного и местного значения.
В 110 км к северовостоку от Тенгизского месторождения проходит железная дорога Макат  Бейнеу, ближайшая железнодорожная станция Кульсары. По территории района проходит также участок одноколейной железнодорожной линии Аксарайская  Атырау  Кандагач; построена и эксплуатируется железная дорога Кульсары Тенгизское месторождение.
Воздушный транспорт может обслуживаться в 3 неклассифицированных аэропортах местных воздушных линий: Кульсары, Каратон и Сарыкамыс. Кроме того, имеется посадочная площадка у вахтового посёлка ТШО.
Водоснабжение для хозяйственно  бытовых нужд населенных пунктов Жылойского района, а также вахтового посёлка ТШО, осуществляется по трубопроводу из р.Волга через водоочистные сооружения п. Кульсары. для производственных нужд ГПЗ водоснабжение осуществляется из водовода технической воды Астрахань  Мангышлак.
Электроснабжение населенных пунктов Жылыойского района осуществляется от Атырауской ТЭЦ и Кульсаринской ТЭЦ. “Тенгизшевройл” оперирует газотурбинной станцией, от которой электроэнергия подаётся на производственные объекты.
Нефть Тенгизского месторождения поступает на газоперерабатывающий завод, который на 5ти технологических линиях способен обеспечить добычу нефти от 12,7 млн.т. до 13,1 млн.т. в год. Производство товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими линиями.
К 2010 году, при успешной реализации проекта закачки сырого газа (3ГС1 и 3ГС2) предусматривается дальнейшее расширение завода и увеличение добычи нефти до уровня 30 млн.т.
Трубопроводные линии на территории района общей протяженностью более 1500км имеют следующие направления:
– магистральный газопровод Средняя АзияЦентр;
 нефтепровод ТенгизКульсары АтырауНовороссийск (КТК);
 нефтепровод УзеньКульсарыАтырауСамара;
 нефтепровод КаратонКосчагылКульсарыОрск.

1.1.1 Стратиграфия месторождения
Тенгизский коллектор разделен на три основные блока: объект 3 (отложения девона), объект 2 - тульские отложения, "тула" (ранний-средний визе и турней ); и объект 1 (башкирские отложения, серпуховским ярус и верхний визе). Множестве данных мы получили из институтских технических отчетов "ВолгоградНИПИнефть", а также благодаря новым проведенным анализам сейсмического материала, каротажных диаграмм и исследований кернового материала, что и расширило наше понимание о геологии Тенгиза [1].
Объект 3 (отложения девона)
Предполагается, что карбонатная платформа Тенгиза 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 -5575 метров. Мы рассматриваем девонские отложения Тенгизской платформы, как объект 3.
Только два раза скважины определенно достигали девонских отложений, на Тенгизе. Наша настоящая интерпретация других пиков в девоне плохо увязывается воедино. Информация, полученная из "ВолгоградНИПИнефть" гласит, что скважина Т-10 дошла до подстилающего нижележащий пласт девона на глубину 100 метров; общая глубина проходки составила примерно 5372 метров в среднем девоне. Определение формации как девона основывается на данных советской палеонтологической школы. Только два куска керна (длина 5 см) из этого интервала в настоящее время имеется распоряжении ТШО, эти обломки представляют собой пакстоун и грейнстоун, содержащий в себе пелоиды и малые фораминиферь, кринслеи и водоросли. Эти образцы не были перекристаллизованы.
Мы можем предположить, что скважина Т-10 вошла в карбонатную постройку позднего девона, при проходке скважина также захватила глубокосидящее терригенное выклинивание позднего девона Сообщается, что скважина Т-17 по отчетам "ВолгоградНИПИнефть" вошла б слои девона на глубине 5095 метров, где, согласно данным советской палеонтологической школы располагается средний девон; в распоряжении ТШО имеется только 2,6 метра керна из этого разреза. Этот керн по своим литологическим характеристикам схож по возрасту с керном девонского периода, извлеченного из скважины Т-10. Он состоит из гальки, разуплотнен. Много кусочков гальки пересечены поперек многочисленными трещинами, что предполагает наличие хорошей пористости в этом коллекторе.
Мы отслеживаем контактную зону девонских отложений на глубине -5009 метров по скважине Тенгиз-16. Скважина Тенгиз-15 вошла в 250 метровую пачку кристаллического известняка, который резко отличается от распространенного повсеместно перекрывающего пласта карбона, состоящего из пакстоуна и грейнстоунов. Этот разрез датируется "ВолгоградНИПИнефть" как окский ярус, хотя в нем не обнаружено никакой соответствующей фауны, согласно исследованным 14 образцам керна, которыми мы располагаем. Пик девонских отложений в скважине Т-16 основывается на схожести с девонскими отложениями в скважине Тенгиз-10 ТШО намерено продолжать дальнейшие палеонтологические исследования с целью улучшения качества биостратиграфической корреляции по скважине Т-16.
Мы отслеживаем кровлю девона на крыльях в скважине Т-35; наше предположение основывается на корреляции внутрискважинных диаграмм по терригенной пачке и по перекрывающему ее слою карбонатной породы девонского периода, вскрытого скважиной Т-10. Скважина Т-35 не имеет подстилающего слоя карбонатной породы. Мы не обнаружили признаков девонских отложений в скважине Т-47, но описание кернового материала, недавно завершенное силами ТШО. предполагает, что девон может быть вскрыт ниже 5068 метров (средний девон). ТШО планирует улучшить качество биостратиграфической привязки этих двух скважин, дополнив их палеонтологическими исследованиями в 1995 году.
Кровля девонских отложений не должна быть слишком глубока на скважинах, разбуренных на самой платформе в отличие от скважин, разбуренных на крыльях и описанных выше. Геологический разрез, полученный из "ВолгоградНИПИнефть", обозначает кровлю девона на глубине -4904 метра и в виде 572 метрового объекта 2 в скважине Каратон-3 Скважина Каратон-3 располагается примерно на удалении 40 км к северу от Тенгиза Если мы предположим, что толщина Каратонской структуры и объекта 2 на Тенгизе совпадают, то тогда получается, что скважина Тенгиз-22 является единственной, которая вошла в отложения девона (средний девон, глубина 5170 метров) Из скважины Тенгиз 22 с этой глубины извлечен керновый материал, но до сих пор никаких палеонтологических исследований еще не проводилось. Еще одна глубокая скважина была разбурена с платформы, Т-24. Эта скважина не дошла примерно 50 метров до проектной глубины кровли девона.
Объект 2 "туло" (Турней и Визе).
Объект 2 определяется как интервал, идущий от подошвы объекта 1 (отложении окского возраста) до кровли девонских отложений. Объект 2 включает в себя примерно 550-600 метров раннего и среднего Визе и Турнея на платформе. Этот интервал интерпретируется нами как вулканический туф, согласно проведенным анализам шлифов по скважине Т-ЗО. Слой вулканического туфа вскрыт на платформе по меньшей мере 14 скважинами Он сходит на нет ближе к бортам платформы и на структурном поднятии, тянущемся вдоль северной и восточной сторон платформы Скважины Тенгиз 6,8,39 и 44 дошли до пика объекта 2, согласно скорректированным данным каротажных диаграмм и палеонтологическим исследованиям, выполненным ВНН.
Объект 2 был опробован 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 кринодей, микритизированных фораминифер и водорослей. Советская школа выделила ограногенные структуры (биогермы и биостромы) во втором объекте, вскрытом скважиной Т-6 в интервале 4450-4490 метров; отчеты указывают на часто встречаемую сильную перекристаллизацию биогермных построек.
Вскрытый интервал объекта 2 характеризуется плохой пористостью коллектора как на каротажных диаграммах, так и по результатов анализа кернового материала. Верхние 200 метров, как кажется, имеют на каротажных диаграммах несколько пористых интервалов. Более углубленные анализы керна планируется провести силами ТШО в 1995 году с целью полной и всесторонней оценки потенциала коллектора по объекту 2. Трещиноватость является обычным явлением в объекте 2. Некоторые из трещин открыты, некоторые частично заполнены, многие полностью залечены кальцитом Мы можем наблюдать и аномально высокие значения пористости, которые интерпретируются как результат карстообразования по горизонтам, вскрытым скважиной Т-39.
Мы рассматриваем наличие объекта 2 в осадочных породах на крыльях структуры как промежуточное и находящееся между привязанными глинистыми пластами объекта 1 и интерпретированной кровлей девона. Хотя по нескольким из разбуренных скважин на этой площади есть палеонтологические данные, подготовленные ВНН, мы решили использовать их с некоторой осторожностью Нам следует проводить больше биостратиграфических анализов, в особенности в отложениях на крыльях структуры.
Объект 1 (Визе, серпуховские и башкирские отложения)
Объект 1 определяется нами как интервал, идущий от подошвы артинских аргиллитов до слоя вулканического туфа, залегающего у основания верхнего Визе {окские отложения). Он состоит из трех главных пачек, которые определяются нами как башкирские серпуховские и окские стратиграфические отложения (ранний пенсильванский и верхний миссисипский пруса).
Верхний Визе
Верхний Визе (окский ярус), как кажется, несогласно залегает на слое вулканического туфа, расположенного по кровле объекта 2. Настоящее несогласие, вполне возможно, может располагаться над слоем вулканической породы. Возможно, в некоторых скважинах, карбонатные породы покрывают карбонатные же отложения, что создает предпосылки для более уверенной интерпретации кровли вулканических пород как границы окского яруса. Кровля формации (определенная как ранний и средний окские яруса), располагается у подошвы пласта с повсеместно плохой пористостью, который хорошо прослеживается в скважинах 22 и 31, дошедших до этого уровня глубин. Окский ярус меняется по мощности от 170 метров на севере (скважина Т-6) до 210 метров на центральной платформе (скважина Т-24) и далее возрастает до 250 метров к югу (скважина Т-124) Скважина Т-22 имеет дополнительную 50-метровую пачку, сложенную слегка глинистыми карбонатами у основания.
Верхневизейский интервал демонстрирует хорошо читаемый вертикальный пористый профиль, идущий через большую часть платформы Пористость на нижнем 75 метровом участке низкая (подошва окских до отметки 2 средних и ранних окских отложений).
Несколько идущих вверх циклов пористости перекрывают интервал с плохой пористостью Серия пиков по ГК (возможно наличие туфов) определяют отметку 2 раннего и среднего окского горизонта. Серия мощных, высокопористых пачек, разделенная тонкими слоями с низкой пористостью, залегает примерно в интервале 125 метров между отметкой 2 раннего и среднего окского яруса и отметкой 1 ранних и средних окских отложений. Некоторые из этих пачек имеют прослеживаемую тенденцию увеличения пористости снизу вверх, в то время, как прочие имеют конфигурацию, больше напоминающую блоки Мы интерпретируем эти пачки как отмелевые секвенции. Большинство из этих пластов с низкой пористостью имеют затвердевшие, уплотненные эрозионные поверхности (эрозионное стратиграфическое параллельное несогласование), связанное с состоянием покоя или малоамплитудными колебаниями морской среды Прочие представляют собой глубоководные фации. объясняемые быстрым подъемом уровня моря.
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 Извлеченный керновый материал богато представлен кринодеями, брахиоподами и фрагментами водорослей с подчиненными фораминиферами. Пакстоуны состоящие из смеси окаменелостей в микритовой матрице, занимают главенствующее положение в этих интервалах. Множество обломков окаменелостей было "микритизировано" во время вторичного преобразования. Хотя весь окский ярус и не был исследован, те участки, которые были изучены (верхний и средний горизонты окского яруса) указывают на несколько участков обмеления снизу вверх, эти участки покрыты грейнстоунами и имеют признаки поднятия и карстообразования. 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 просматриваются по всему окскому ярусу и, по сути дела, она хорошо выражена по его кровле. Множество трещин частично открыто.
Окский ярус разбит на 6 пластов, по эрозионным стратиграфическим параллельным несогласованиям, с целью получения большей отдачи при моделировании этого коллектора
Серпуховский ярус
Серпуховский ярус литологически схож с подстилающими окскими отложениями, как кажется, он являет собой продолжение того же самого стиля осадконакопления. Он перекрывается латеритовыми сланцами, представляющими основное несогласование (согласно данным ВНН, оно образовывалось в течение нескольких млн. лет). Эти напластования сланцев и вызывают всплеск на многих внутрискважинных каротажных диаграммах ГК. По внутреннему разрезу платформы серпуховский интервал состоит из четырех 30-ти метровых циклов осадконакоплений, связанных тонкими несогласованиями с плохой пористостью породы. Эти циклы сложены пористыми пакстоунами и хорошо коррелируются по внутреннему пространству платформы. Их трудно коррелировать на приграничных участках месторождения, там, где коэффициент пористости падает (см скв. Т-44 на западе; скв. Т-30 на юге; скв. Т-22 на востоке. Серпуховский ярус разделен на четыре зоны, которые соответствуют четырем циклам осадконакопления. Каротажные данные по добыче указывают, что пористая зона 3 и зона 4 циклов, вскрытых скважиной Т-113, обеспечивает 80% подтока флюида в ствол скважины.
Серпуховский интервал перекрывается мелководными (приливно-отливными) криноидными, брахиопоидными и фораминиферовыми пакстоунами, несущими обильный водорослевый материал внутри микритовой матрицы. Отдельные кораллы занимают здесь подчиненное положение, но также характеризуют вскрытый серпухсвский интервал, оолитовые грейнстоуны и баундстоуны не являются распространенным явлением. Пористость распространена по большей части данного интервала, она представлена в виде трещиноватой,следовой и кавернозно-ноздреватой пористости, а также в виде межзерновой пористости. В скважине Т-8 были вскрыты тонкие (примерно 25 см).широко распространенные зоны сильной степени выщелачивания, они указывают на наличие больших, связанных между собой каверн ( поры по 0.5 см в диаметре). Обычно трещины частично открыты.
Эрозия по кровле зоны 1 пласта отслеживается по многим скважинам, при этом по кровле отсутствуют характеризующие пласт сланцы {см. скв Т-'Ю9, Т-317) (согласно устным оценкам Александра Смирнова, советского геолога) Карстовая зона определена в скважине Т-8 в серпуховском интервале, на глубине примерно 70 метров ниже контактной зоны с перекрывающим башкирским интервалом 40 метров
этой зоны сложено высокоцикличными мельчающими снизу вверх секвенциями с признаками известковых отложений, что подразумевает выход породы на поверхность.Пористые зоны отслеживаются как внутри брекчевидных карстовых горизонтов, так и ниже поднятых поверхностей по кровле серпуховского яруса
Башкирский интервал
Башкирский интервал сложен примерно на 100 метров водорослево-оолитовым сланцевым комплексом грейнстоуна у кровли Тенгизского коллектора Он перекрывается аргиллитами перми и аргиллитами артинского возраста. Карбонаты башкирского яруса сложены мелкими, окатанным* водорослевыми зернами, локальными богатыми колониями ооидов. поверхностных ооидов и онкоидов, которые отлагались в мелководном бассейне на глубине до 1-2 метров. Кринодеи и отдельные кораллы, типичные для серпуховского интервала, менее распространены в башкире. Имеются фораминиферы тип ооидов следует определить.
Хорошо прослеживаемое обмеление вверх по циклам осадконакопления определяется по керну, но эти циклы довольно тонкие (максимальная толщина 5 метров), что объясняется мелководными условиями осадконакопления. Эти тонкие циклы плохо отслеживаются на каротажных диаграммах по определению пористости.
Пористость более неравномерна в башкирском интервале, нежели в серпуховских или окских отложениях. Кривые пористости имеют больше пиков ( они более частотны), нежели подстилающие яруса серпуховского и окского интервалов. Этот участок отражает степень ранней выборочной цементации литофаций мелководных отложений грейнстоунов шпатовым кальцитом. Первичная пористость в отложения грейнстоунов башкирских отложений также была изменена из-за процесса растворения (выщелачивания), который прошел по многим карстовым и поднятым горизонтам Подобные процессы растворения были обнаружены в керновом материале (скважина Т-8). Вторичная кавернозная, "ноздреватая" пористость и трещиноватая пористость играют немаловажную роль в поведении башкирского коллектора, однако их роль понимается сегодня не в полном объеме.
Корреляция с отметками уровней в башкирском интервале изначально
основывалась на корреляции пиков ГК, которые показывали на наличие прослоев сланцев. Профили пористости при корреляции не имеют большого значения. Четыре отметки (Б1-Б4) были установлены в башкирском интервале. Множество корреляций по привязке к этим отметкам было вынужденным, так как была потеряна отметка прохождения пропластка сланцев. Слои, увязанные с отметками Б1 и Б4 имеют меняющуюся мощность пласта при прохождении через некоторые скважины, что, как предполагается, является результатом локального размыва
Отложения, приуроченные к крыльям структуры 14 пластов платформы объекта 1 были отслежены по борту платформы и далее по склонам Тенгизской структуры, так как моделирование требует проведения корреляции в полном объеме, легкокоррелируемые цикличные пористые тренды но центральной площади теряются над одновозрастным структурным поднятием по восточному борту платформы. Мы полагаем, что эти тренды затухают и сходят на нет над кровлей поднятия. Таким же образом, скважины, пробуренные около борта платформы, такие, как Тенгиз 104 и 103, не имеют очевидных пористых трендов; таким образом, мы установили отметки в соответствии с местоположением соседних скважин. Приуроченность пластов на крыльях структуры основывается на трех основных отслеживаемых снизу вверх (веерообразных) циклах, которые оказали свое влияние на три главные пачки в объекте 1.
Основываясь на анализе керна, ожидается, что крыльевые площади обладают плохими, но меняющимися коллекторскими свойствами. Корреляция по керну и каротажным диаграммам пористости на этой площади отслеживается плохо из-за недостаточных объемов проведенных анализов, тонкого напластования пород и многообразия различного осадочного материала в литофациях (перемешанный глинистый, окремнелый и доломитизированный осадочный материал).

1.1.2 Тектоника месторождения
Тенгизское месторождение нефти приурочено к карбонатным отложениям позднедевонского и среднекаменноугольного периодов, которые расположены в южной части Прикаспийской геологической провинции (Прикаспийский бассейн). Предположительно, кристаллический фундамент этой части Прикаспийской провинции относится к рифейскому периоду. Астраханско-Актюбинское поднятие с фундаментом глубиной 9 – 9 км и Заволжско-Тугаракчанская синклиналь (12- 11 км) являются основными структурными элементами этого фундамента. Тенгизское месторождение нефти расположено в центральной части Южно-Эмбинской (Тугаранчан) синклинали, фундамент которой находится на глубине 11,5 – 12 км. Две сутуральные (шовные) зоны Прикаспийской впадины, которые сохраняли тектоническую активность в позднем палеозое, вместе с Северо-Устьюртской геологической провинцией на юго-востоке и Скифской провинцией на юго-западе образуют соответственно Южно-Эмбинское палеозойское поднятие и Карпинско-Бузачинскую зону....