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.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Основные положения проекта опытно-промышленной эксплуатации

2.1.1 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 1986г. 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.