Эффективность использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Алишер Муталиев РНГ-03-2р

ВВЕДЕНИЕ

Месторождение Тенгиз открыто в 1981г., когда из скважины № 1 был получен  фонтан нефти. Первая технологическая  схема разработки месторождения  была составлена институтом Гипровостокнефть в 1986г. и утверждена ЦКР Миннефтепрома СССР (Протокол ЦКР № 1226 от 28.11.86г.).

В апреле 1991 года месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную эксплуатацию, а с 6 апреля 1993 года начата эксплуатация месторождения ПОО ''Тенгизшевройл".

В 90-е годы ТШО осуществило большой комплекс работ по изучению геолого-физического строения нефтяного месторождения, коллекторских свойств пластов, выполнены многочисленные исследования продуктивности добывающих скважин, поведение пластового давления в различных частях месторождения при проведении опытно-промышленной эксплуатации. Было осуществлено бурение группы оценочных скважин, которые прошли практически всю толщу нефтенасыщенных пород вплоть до девонских отложений. В результате ТШО была построена подробная компьютерная геолого-физическая модель месторождения, а затем, на ее базе, гидродинамическая трехмерная многофазная компьютерная модель. Месторождение отличается исключительно сложным геолого-физическим строением.

 Целью дипломной работы является определение эффективности использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении.

В административном отношении  Тенгизское месторождение расположено  в Жылыойском районе Атырауской области  Республики Казахстан.

В географическом отношении  месторождение находится в юго-восточной  части Прикаспийского нефтегазоносного бассейна, одного крупнейших на территории Казахстан, площадь которого составляет 500 000 кв. км. (рисунок 1.1).

Основная часть запасов, разведанных в этом районе, приурочена к подсолевой части палеозойского 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. Кровля коллектора находится на глубине 3850 метров. Наибольшая глубина, на которой была обнаружена нефть, составляет 5440 метров. Уникальность Тенгизского месторождения заключается в аномально высоком пластовом давлении нефти, а также её недонасыщенности, что делает возможным добычу более 20% геологических запасов нефти в режиме первичного истощения выше давления насыщения.

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 Каспийского моря с рыхлым верхним слоем, состоящим из ракушечного детрита и песка,

Рисунок 1.1 - Обзорная карта региона

c 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 - 30 ⁰С) и жарким летом (до +45 ⁰С). 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 и северо-восточного направления, летом - западного и северо-западного. Зимой нередки снежные бураны, летом - суховеи и песчаные бури.

Ближайшие населённые пункты - пос. Каратон и Сарыкамыс, находящиеся  соответственно в 35 км к северо-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 трех не классифицированных аэропортах местных, воздушных линий: Кульсары, Каратон и Сарыкамыс. Кроме того, имеется посадочная площадка у вахтового посёлка ТШО.

Водоснабжение для хозяйственно-бытовых  нужд населённых пунктов Жылыойского  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 населённых 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 12,7млн.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 (ЗГС-1 и ЗГС- 2) предусматривается дальнейшее расширение завода и увеличение добычи нефти до уровня 30 млн. тонн.

 Трубопроводные линии на территории района общей протяжённостью более 1500 км имеют следующие направления:

- магистральный газопровод  Средняя Азия-Центр;

- нефтепровод Тенгиз-Кульсары-Атырау-Новоросийск  (КТК);

- нефтепровод Узень-Кульсары-Атырау-Самара;

- нефтепровод Каратон-Косчагыл-Кульсары-Орск.

1.2 Геологическое строение  месторождения

Тенгизское месторождение представляет собой карбонатную платформу, состоящую из карбонатных массивов ранне-среднекаменноугольного возраста, расположенных на общем девонском карбонатном основании.

Зарождение и формирование Тенгиз–Кашаганской платформы генетически связано  с тектоническими процессами, развивающимися в позднефранско – ранневизейское время в области современного Южно–Эмбинского прогиба. Накопление огромных толщ граувакк в этом прогибе сопровождалось устойчивым прогибанием эйфельско–раннефранского внешнего шельфа Восточно–Европейской платформы, который компенсировался седиментацией карбонатных комплексов, ставших основой Тенгиз–Кашаганской карбонатной платформы.

В платформенной части породы I объекта сложены органическим известняком, водорослево-форамениферовыми известняками с прослоями ракушечника.

В пределах верхнего склона отложения  крайне неоднородны и представлены не отсортированными лито-органическим известняком, толщами водорослевых и обломочных известняков. Породы неравномерно перекристаллизованы и доломитизированы.

В подножии склона отложения представлены карбонатно-глинистыми тонкослоистыми отложениями и мелкообломочными органическим известняком.

В пределах первого объекта выделяется рим, характеризующийся местными буграми  сейсмофаций и состоящий из кораллового  и скелетного ракушечника башкирского и серпуховского возраста (Т-5056, Т-41, Т-40, Т-42, Т-43). Для пород, слагающих рим, характерны субвертикальные трещины и каверны.

Породы башкирского яруса (по данным исследований скважины Т-220) обладают повышенной пористостью. Практически по всему разрезу в породах отмечается наличие межзерновой и внутризерновой пористости, реже следовой, в верхней части разреза поровое пространство увеличено за счёт влияния процессов выщелачивания. Каверны приурочены, в основном, к обломочным разностям.

Неполным стратиграфическим разделом I и II объекта является пачка переслаивающихся туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений, называемая “вулканик”, залегающая в кровле тульского горизонта. Эта пачка чётко прослеживается в центральной части структуры и имеет толщину 40–50м. В краевых частях Тенгизского массива толщина этой пачки уменьшается (Т–41, Т–44), а в нижней части склона увеличивается до 150–200м (Т–52, Т–53). Рассматриваемые отложения повсеместно представлены вулканомиктовыми алевроаргиллитами и алевролитами с прослоями вулканомиктовых алевропесчаников, которые формировались за счёт интенсивного размыва слаболитифицированных толщ вулканитов андезитового и андезито-дацитового состава.

Ниже «вулканика» залегают отложения нижнекаменноугольного (турнейско–ранневизийского) возраста, объединённые во II объект разработки.

Отложения II объекта вскрыты 32 скважинами как в платформенной части структуры, так и на склонах, при этом полностью пройдены в 15 скважинах, из которых Т–52 и Т–53 остаются за линией развития карбонатных коллекторов.

Отложения турнейского яруса толщиной 200-250 м характеризуются относительно однообразным составом. В целом отложения  нижнего визе изучены только в  платформенной части. Коллектор II объекта  представлен ракушечника с прослоями микросгустковых и водорослевых известняков, реже вакстоунами с прослоями комковато - сгустковых известняков. В верхах разреза породы часто перекристаллизованы и доломитизированы, участками с повышенным содержанием кремния. Породы слабопроницаемы. Наименее изученным является III объект разработки, в стратиграфическом плане приуроченный к позднее франско-фаменским отложениям верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами. Девонский разрез вскрыт на разных участках месторождения. Породы представлены мелкозернистыми доломитизированными известняками с рассеянными брекчированными водорослевыми известняками. Пористость в целом низкая. Морфологические характеристики поверхности девонских отложений отличаются от верхних существенным расширением плоского свода (платформы) и уменьшением углов падения карбонатных отложений на флангах до 10 – 14⁰. Поднятие по III объекту имеет контур изогипсой минус 5450 м и имеет форму почти правильной окружности с вырезанным северо-западным сектором и максимальную амплитуду 400–450м. Размеры по взаимно-перпендикулярным северо-западной и юго-восточной осям составляют 20х13км. Толщины III объекта рассматриваются при нижней границе, соответствующей контур изогипса и максимально возможному положению ВНК на отметке минус 5450м. Максимальная толщина III объекта до 450 – 500м отмечается в северной части платформы. Области повышенных значений толщин расположены полукольцом и соответствуют риму, чётко выраженному по окско-башкирскому комплексу. К югу толщины плавно уменьшаются до 100 и менее метров.

1.3 Стратиграфия месторождения

В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен  отложениями от верхнедевонских  до четвертичных образований.

В пределах Тенгизского месторождения  отложения девонского возраста вскрыты  ограниченным числом скважин. В центральной платформенной части массива породы представлены сгустково - сферовыми, сгустково - комковатыми, микрозернистыми и водорослевыми известняками, пеллетовыми пакстоунами. В склоновой части развиты: водорослевые известняки, пеллетовые пакстоуны, с меньшим распространением пеллетовых вакстоунов, грейнстоунов. Относительно глубоководные отложены слагают подножие карбонатного массива. Вскрытая толщина девонских отложений от 25 м (Т-53) до 615 м (Т-47).

Карбон представлен отложениями башкирского и московского ярусов. В сводовой части структуры присутствуют сохранившиеся от размыва отложения нижнебашкирского подьяруса, представленные красноиолянским, северо-кельтменским и прикамским горизонтами. Толщина отложений башкирского возраста в платформенной части структуры составляет 80-110 м. На флангах и у подножия карбонатного массива ее значения сильно дифференцированы. В верхней части склона толщина изменяется от 20 до 203 м, а у его подножия от 40 до 120 м. В платформенной части массива нижнебашкирские отложения представлены оолитовыми известняками, биокластовыми, биокластово-пеллетовыми грейнстоунами, среди которых выделяются прослои микросгустково-пеллетовых водорослевых известняков. В пределах верхнего склона отложения представлены неотсортированными лито - и биокластовыми пакстоунами и рудстонами, переслаивающимися с водорослевыми известняками и мелкообломочными биокластовыми пакстоунами. Подножие склона представлено карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами.

Каменноугольные отложения перекрыты  нижнепермскими породами, которые делятся  на две части: нижнюю - подсолевую и  верхнюю - соленосную (кунгурскую). В  сводовой части структуры значения подсолевых отложений составляют 30-80 м, в наиболее приподнятой, римовой части структуры, а также в пределах верхнего склона толщины этих отложений минимальны, их значения составляют - 1-20 м. У подножия склона толщина отложений увеличивается до 100- 380 м. В литологическом отношении эти отложения представлены глинисто-карбонатным разрезом. Толщина соленосной толщи изменяется от 480 до 2100 м. Представлена эта толща сульфатно-галогенными породами. В объеме верхнего отдела пермской системы условно выделены уфимский, казанский и татарский ярусы. Толщина верхнепермских отложений сокращается от 863 до 0 м. Литологически сложены серыми, пестроцветными песчаниками, алевролитами, глинами, мергелями с прослоями известняков, ангидритов, гипсов, доломитов, каменной соли.

Триасовая система выделена в объеме нижнего и верхнего отделов. Толщина триасовых отложений составляет порядка 500 м. Триасовые отложения сложены пестроцветными глинами с прослоями песков, песчаников, алевролитов, реже мергелей.

Юрская система представлена в  объеме трех отделов. Нижне- и среднеюрские отложения сложены терригенными породами с включением угля. Толщина их порядка 1200 м. Верхний отдел выделяется в составе четырех ярусов: келловейского, оксфордского, кимериджского и волжского.

Меловая система представлена верхним  и нижним отделами. Толщина неокомских, антских, альбских отложений, составляет порядка 1700 м. В литологическом отношении сложены терригенными породами: глинами, алевролитами, песчаниками, песками. Нижняя часть верхнего мела (сеноманскийярус) представлена темно-серыми глинами с подчиненными прослоями песков и песчаников. Средняя часть - преимущественно мергельная, среди которых есть прослои писчего мела, глин. В основании средней части залегает конгломерат из галек фосфорита. Завершается разрез верхнего мела (маастрихтский ярус) белым писчим мелом с редкими прослоями мергелей. Толщина 975 м.

Палеогеновая система представлена палеоценом, Эоценом, олигоценом. Литологически палеогеновые отложения сложены мергелями с прослоями известняков, глин и глинами с прослоями песков. Толщина 240 м.

1.4 Тектоника

В тектоническом плане Тенгизское месторождение расположено в  южной части Прикаспийской нефтегеологической провинции и приурочено к Тенгиз–Кашаганской сейсмогеологической области.

Тенгизская карбонатная постройка, к которой приурочена залежь нефти, имеет трапецевидную форму: плоскую кровлю и крутые крылья. Её размеры 22´23км по изогипсе минус 5000м, этаж нефтеносности достигает 1400м.

Область распространения карбонатного резервуара ограничивается глубоководными глинистыми (глинисто–карбонатными) отложениями бассейна, не являющимися коллекторами и играющими роль надёжного латерального флюидоупора.

Роль покрышки для залежи нефти  выполняет толща пород нижнепермского возраста, включающая глинисто–карбонатные отложения артинско–московского возраста и сульфатно–галогенные породы кунгурского яруса толщиной 465-1655м.

По данным сейсмических исследований и пробуренных скважин в составе  карбонатного массива выделены три  основные части: платформенная, бортовая (рим, марджин) и крыльевая (склон).

Коллектор был также разделен на три стратиграфические единицы: объекты I, II, III. Это было обусловлено следующими факторами:

- чрезвычайно большой эффективной  мощностью;

- наличием туфов и карбонатно-глинистых  вулканических отложений толщиной 40-50м, изолирующих башкирско-серпуховско-окскую часть коллектора в пределах платформы от нижневизейско-турнейской;

- резко различными свойствами  в различных интервалах коллектора;

- различиями в проницаемости  и пористости коллекторов в  разных объектах.

Объект I включает отложения башкирско–серпуховско-окского возраста и, как бы, облекает на склонах карбонатного массива нижневизейско–турнейский комплекс пород, выделенных в объект II. Объект III составляют девонские отложения.

В целом все три объекта образуют единую гидродинамическую систему, чему способствует наличие обширных трещиноватых зон в рифовых и биогермных постройках, окаймляющих платформу и непосредственно контактирующих с коллекторами I и II объектов, разделенных в пределах платформы “вулкаником”. Об этом свидетельствует единый характер падения пластового давления в процессе разработки залежи в разных её частях: на платформе, на борту и на склонах, включая самую отдалённую погруженную северо-восточную часть месторождения в районе скважины Т–10, где нефть добывается из девонских отложений.

Структура Тенгиз по поверхности башкирских отложений (по кровле I объекта) высокоамплитудной  изометричной формы. По оконтуривающей изогипсе минус 5000м размеры поднятия составляют 22x23 км. Свод поднятия плоский, имеет отметки 4,1 – 4,2 км и под углом порядка одного градуса наклонен в юго-западном направлении. Крылья структуры достаточно крутые, углы наклона достигают 20 –25⁰. Вблизи начала крутого склона свод поднятия осложнён цепочкой локальных поднятий, амплитудой 100 – 200м, образующих рим. Цепочка локальных поднятий рима охватывает северо - западную, северную и северо-восточную части свода, в то время как на юге и юго-западе рим выражен гораздо меньше. Наименьшие отметки в области рима отмечены в северной части свода и составляют 3900-4000 м. Максимальная амплитуда поднятия по кровле башкира достигает 1100м.

В результате сейсмостратиграфической  интерпретации установлены рамки  площадного распространения карбонатного коллектора, т.е. установлена ограничивающая линия, где карбонаты полностью замещаются на карбонатно–глинистый разрез, не являющийся коллектором. Граница области распространения коллектора I объекта залегает на глубинах 5000 – 5300м в восточной части структуры и 5200 – 5500м в западной.

Достаточно сложным является распределение толщин карбонатного коллектора. В пределах плоского свода суммарная толщина окскобашкирских отложений составляет в среднем 400–500 м. В северной и восточной части рима и склона толщина карбонатных образований I объекта резко возрастает до 650–800 м, главным образом за счёт фаций баундстоуна серпуховского возраста. Здесь откартирована целая серия вздутий, расположенных параллельно линии распространения карбонатного коллектора и связанных, возможно, не только с баундстоунами серпуховского возраста, но и с некоторым увеличением толщин башкирских отложений в обломочных фациях подножия.

Структурная карта по поверхности II нефтегеологического объекта имеет  структуру, подобную первому объекту. По оконтуривающей изогипсе минус 5300 м, размеры составляют 24х21км. Однако в ней нет чётко выраженной полукольцевой цепочки поднятий в своде, т.е. рима. Плоский свод имеет отметку минус 4600м, а в северной и западной части отмечены отдельные поднятия с глубинами залегания нижневизейских отложений 4500 – 4400м. Максимальная амплитуда составляет 900м. На отметках 5200 – 5300м залегают преимущественно глинистые сейсмофации подножия, которые являются разделом между II и III объектами.

Распределение толщин во II объекте  намного проще, чем для окско-башкирского  комплекса. Наибольшая толщина отмечается в области плоского свода - 650-700 м, а к периферии толщина резервуара уменьшается до 300 – 200 и даже 100м.

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

На данном этапе геологической  изученности девонской части  разреза месторождения, принимая во внимание ограниченные данные опробования, нижняя граница нефтенасыщения принята  условно на отметке минус 5450м за исключением районов скважин Т-47, Т-6337.

Положение зоны раздела нефть-вода будет уточнено после реализации разработанной программы до изучения девонской части продуктивной толщи.

1.5 Нефтегазоносность  месторождения

1.5.1 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.

1-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

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.

1.5.2 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.