Эффективность системы сбора и подготовки нефти на месторождении Тенгиз

Тема: Эффективность системы  сбора и подготовки нефти  на месторождении Тенгиз

Андатпа

Дипломдық жобаның тақырыбы "Тенғіз кенорынының ұңғымалардың гидродинамикалық зерттеулері". Дипломдық жұмыс  төрт негізгі бөлімдерден тұрады: технологиялық бөлім, экономикалық бөлім, қоршаған ортаны қорғау және еңбекті сақтау бөлімдері. Бірінші бөлімде Теңғіз кенорынының қәзіргі уақыттағы геологиялық құрылымы, сумұнайгаз пайдалану жағдайы келтірілген. Негізгі бөлімде кенорынында жүргізілетін гидродинамикалық зерттеудің теоретикалық сұрақтары мен олардың есептері көрсетілген. Экономика бөлімінде ұңғымалар  қабатын сүзгі деңгейінде өнімін арттыру мәселесі қаралған және экономикалық пайдасының есебі келтірілген.

Аннотация

В геологической  части проекта рассматриваются  геологические условия залегания пластов месторождения Тенгиз, характеристика продуктивности месторождения, основные свойства пластов, жидкостей и газов, насыщающих продуктивные горизонты.

В технико-технологической  части рассматриваются вопросы  сбора и подготовки скважинной продукции месторождения.

В экономической  части проекта описывается методика определения экономического эффекта  путём внедрения вертикального  гравитационного сепаратора, при  помощи которого происходит процесс  обессоливания и обезвоживания  товарной нефти.

В разделе  охрана труда рассматриваются вопросы  обеспечения условий безопасности труда и соблюдения правил техники  безопасности.

В разделе  охраны окружающей среды описываются  мероприятия по охране недр и окружающей среды.

ВВЕДЕНИЕ

Месторождение Тенгиз было открыто в 1979 году. В 1981 году Тенгизская скважина Т-1 при опробовании дала первый фонтанный приток нефти. Это положило начало разработке месторождения с 1,25 млрд. тонн извлекаемых запасов углеводородного сырья. В наши дни оператор месторождения СП «Тенигзшевройл» ведет пересчет запасов, окончательную цифру назовут в Проекте разработки, который будет написан уже в этом году.

СП «Тенгизшевройл»  образовалось 6 апреля 1993 года подписанием  меморандума, между Республикой Казахстан и корпорацией «Шеврон». В настоящее время участниками совместного предприятия, кроме корпорации «Шеврон-Тексако» являются: РК в лице ННК «Казмунайгаз», компания «Эксон-Мобил», «ЛукАрко».

Производственный  сектор СП “ТШО” включает основные подразделения: Промысел, Газоперерабатывающий завод и Внешнезаводские объекты.

Основа перспективности  СП “ТШО” – это наличие громадных  запасов нефти на Тенгизском и  Королевском месторождении. Суммарные  запасы оцениваются в 25 млрд. баррелей нефти, из которых извлекаемые запасы составляют порядка 6-9 млрд.баррелей (один баррель равен 159 литров).

Высокое пластовое  давление и содержание токсичного и  коррозионно-активного сероводорода в пластовой нефти во многом определили закрытую и надёжную систему сбора  и транспортировки нефти на завод, а также технологию и аппаратурное оформление дальнейшей обработки поступающего с промысла сырья (пластовой нефти). Поступающее на завод сырье представляет собой смесь нефти, попутных углеводородных газов, содержащих сероводород и углекислый газ, а также незначительное количество пластовой воды.

Производственной  задачей завода является отделение  и очистка нефти с получением высококачественной товарной нефти, выделение  из попутного газа пропана и бутана, удовлетворяющих требованиям европейских  стандартов, получение осушенного товарного газа высокого давления , удаление сероводорода из пластового сырья и его переработка в товарную серу.

В данном дипломном  проекте рассматриваются вопросы  сбора и подготовки скважинной продукции. Система сбора для Тенгизского  месторождения была спроектирована в соответствии со специфическими требованиями технологического процесса и тесно связана с технологией газоперерабатывающего завода.

Рисунок 1.1 –  Обзорная схема района

1. ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Тенгизское месторождение расположено в  Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан (рис.1.1).

В географическом отношении месторождение  находится в юго-восточной части Прикаспийского бассейна, одного из наиболее нефтеносных бассейнов на территории бывшего Советского Союза. 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 Жанажол 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 Каспийского 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.

  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.

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, состоящий из 5-ти технологических линий. Производство товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими линиями.

К 2010 году, при успешной реализации проекта закачки сырого газа (3СГ-1 и 3СГ-2) предусматривается дальнейшее расширение завода и увеличение добычи нефти до уровня 30 млн. тонн.

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

-магистральный газопровод Средняя  Азия-Центр;

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

-нефтепровод Узень-Кульсары-Атырау-Самара;

-нефтепровод Каратон-Косчагыл-Кульсары-Орск.

1.1.1 Геологическое строение месторождения

Тенгизское месторождение расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины и представляет собой часть крупной Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы, сформированной в позднем палеозое.

В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи состоит из карбонатных массивов ранне- среднекаменноугольного возраста, расположенных на общем девонском карбонатном основании. Верхний комплекс толщи (от верхнепермских до четвертичных осадков) представлен терригенными песчано-глинистыми породами. Средний комплекс выполнен соленосными отложениями кунгурского яруса, нижний подсолевой комплекс – карбонатными отложениями артинского яруса нижней перми, среднего и нижнего карбона. Вскрытая мощность осадочной толщи 5400 м.

Общая толщина отложений в пределах платформенной части структуры  и в области борта составляет около 1000 м. На флангах структуры  отмечаются значительные колебаниями  по толщине, значения которой составляют 393 – 746 м.

Продуктивные каменноугольные  отложения представлены известняками с примесью доломитов, в разной степени  битуминозными, неоднородными по сравнению  со сложным характером пустотного пространства.

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 отложения слагают подножие карбонатного массива.

Отложения нижнего карбона представлены образованиями турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

Визейский ярус представлен в объеме нижнего и верхнего подъярусов, граница между которыми принята в верхах тульского горизонта.

В разрезе нижневизейского подъяруса  установлено присутствие отложений  радаевского, бобриковского и тульского  горизонтов. Толщина отложений нижнего  визе в платформенной части структуры  составляет 360-450 м, а на склонах 154-200 м. В скважине Т-5 ее значение увеличивается до 272 м, в Т-53 – до 577 м. В платформенной части отложения сложены тонкозернистыми, водорослевыми, комковатыми известняками (биокластовые и пеллетовые вакстоуны, паксоуны и грейнстоуны, реже рудстоуны).

В кровле тульского горизонта выделяется пачка  переслаивания туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений («вулканик»). Эта пачка четка  прослеживается в центральной части  структуры и имеет толщину 40-50 м, уменьшаясь в краевых частях. Близкие по составу отложения, но характеризующиеся увеличенными толщинами (150 – 200 м) прослеживаются в нижней части склона (Т-52, Т-53).

Отложения вехневизейского подъяруса (окский надгоризонт) залегают согласно на отложениях тульского возраста и представлены в объеме алексинского, михайловского и веневского горизонтов. Суммарная толщина окского надгоризонта в платформенной части структуры составляет 230-300 м. На флангах ее значения уменьшаются и составляют 110-180 м. У подножья карбонатной платформы (Т-52) толщина окского надгоризонта уменьшается до 22 м, в Т-53 – до 15 м. В прделах платформенной части отложения сложены преимущественно мелкообломочными биокластовыми и пеллетовыми вакстоунами, пакстоунами, грейнстоунами с прослоями и линзами водорослевых биогермных известняков. Веневское время характеризуется появлением красных водорослей – Ungdarella uralica. В рифовой части отложения представлен перекристаллизованными водорослевыми биолититами с типичной строматактоидной текстурой, а также био- и литокластовыми грейнстоунами и рудстоунами. В склоновой части массива отложения представлены пеллетовыми пакстоунами (вакстоунами и биоморфными фораминеферово-водорослевыми известняками с прослоями биокластовых пакстоунов и грейнстоунов). Отложения подножия склона представлены тонкослоистыми карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами с прослоями биокластовых пакстоунов.

Отложения серпуховского возраста резко дифференцированы по толщине  и характеризуются различной  полнотой стратиграфического диапазона, что обусловлено влиянием предбашкирского размыва. В платформенной части установлено присутствие отложений тарусско-стешевского, протвинского и запалтюбинского горизонтов. Толщина отложений серпуховского яруса в платформенной части структуры составляет 60-80 м, в верхних частях склона она увеличивается до 150-250 м, а в бортовой части достигает 571 м. Нижняя часть склона и его подножие характеризуются небольшими толщинами, значения которых составляют 10-80 м. Разрез тарусско-стешевского, протвинского горизонтов, составляющих нижний подъярус серпуховского яруса представлен фораминеферово-водорослевыми, криноидно-водорослевыми известняками (биолититами), биокластовыми и пеллоидными пакстоунами, грейнстоунами, реже оолитовыми разностями. Рифовые массивы сложены перекристаллизованными биогермными известняками со строматактоидной текстурой. Верхние части разрезов этих массивов брекчированы и содержат крупные фрагменты кораллов, желваков багряных водорослей, криноидей и брахипод. Разрез верхнего подъяруса в объеме запалтюбинского горизонта представлен биокластовыми пакстоунами и грйнстоунами, водорослево – фораминиферовыми известняками, среди которых выделяются прослои ракушняковых грейнстоунов и рудстоунов. Для серпуховского времени характерно развитие зон и смеси биогермных водорослевых образований (баундстоуны) и детритовой брекчии, где наблюдаются увеличенные толщины. Распространяются эти зоны вдоль приподнятого борта платформы, в верхней части склона. Распространение таких зон в нижней части склона объясняется, скорее всего тем, что большая часть биогермных образований отделилась от края платформы и верхней части склона и переместилась в нижнюю часть склона, образовав языки из своих обломков. На склоне и его подножии разрез в основном представлен тонкослоистыми карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами с прослоями мелкообломочных биокластовых пакстоунов.

Отложения среднего карбона представлены отложениями башкирского и московского  ярусов. В сводовой части структуры присутствуют сохранившиеся от размыва отложения нижнебашкирского подъяруса, представленные краснополянским, 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 волорослевых известняков. В пределах верхнего склона отложения представлены неотсортированными лито- и биокластовыми пакстоунами и рудстоунами, переслаивающимися с водорослевыми известняками и мелкообломочными биокластовыми пакстоунами. Подножие склона представлено карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами.

Московские отложения сложены  неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными мелкообломочными биокластовыми пакстоунами и грейнстоунами с прослоями водорослевых известняков и микрозернистых доломитов. Среди отложений выделяются маломощные прослои кислых туфов. Отложения московского яруса в пределах платформенной части структуры имеют небольшую толщину – 5 - 30 м

Каменноугольные отложения перекрыты  нижнепермскими породами, которые делятся  на две части: нижнюю – подсолевую и верхнюю – соленосную (кунгурскую, kungurian). В сводовой части структуры значения подсолевых отложений составляют 30 – 80 м, в наиболее приподнятой, бортовой части структуры, а также в пределах 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 465 до 1655 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 (Triassic) 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 (Jurassic) представлена в объеме трех отделов. Нижнее- 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.

Келловейский ярус представлен  чередованием глин, алевролитов, песчаников, песков. Толщина составляет примерно 100 м. Нижняя часть оксфордского яруса  сложена песчаниками с прослоями  алевролитов и аргиллитов, а верхняя – преимущественно глинистая. В основании кимериджского яруса отмечается переслаивание песчаника с глинами и тонкими прослоями известняка. Толщина оксфордско-кимериджского ярусов 60 м. В нижней части волжского яруса развита мергельно-глинистая толща, которая вверх замещается известняками и доломитами. Толщина яруса 500 м.

Меловая система (Cretaceous formation) представлена верхним и нижним отделами. Толщина неокомских, аптских, альбских отложений составляет порядка 1700 м. В литологическом отношении сложены терригенными породами: глинами, алевролитами, песчанками, песками. Нижняя часть верхнего мела (сеноманский ярус) представлена темно-серыми глинами с подчиненными прослоями песков и песчаников. Средняя часть – преимущественно мергельная, с прослоями писчего мела, глин. В основании средней части залегает конгломерат из галек фосфорита. Завершается разрез верхнего мела (маастрихский 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.

Неоген-четвертичная системы представлены глинами, мергелями /1/.

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

Зарождение и формирование Тенгиз–Кашаганской платформы генетически связано  с тектоническими процессами, развивающимися в позднефранско – ранневизейское время в области современного Южно–Эмбинского прогиба.

Каратон - Тенгизский тектонический  блок байкальского фундамента юго-востока  Прикаспийской впадины ограничен  на севере Утыбайским, на юге Тугаракчанским и на востоке Каратонским (по В.С. Днепрову) глубинными разломами древнего заложения, прослеживающимися по поверхности Мохоровича. Фундамент имеет блоковое строение, его поверхность по субширотным локальным разломам – сбросам ступенчато погружается с севера на юг, от Утыбайского разлома к Тугаракчанскому, от 8 до 13 км. Погружение фундамента отображается по кровле терригенных отложений франского яруса – отражающий горизонт П₃ – и в вышезалегающих карбонатных породах – горизонт П₁. По мере ступенчатого погружения фундамента отмечаются приподнятые и опущенные блоки, а также выступы, как, например, Тенгизский (по В.С. Мильничуку). Очевидно, Южное сводовое поднятие также расположено над выступом фундамента. Тенгизский выступ имеет субширотное простирание и очерчивается изогипсой 10 км при амплитуде более 0,5 км. Южный выступ субширотного простирания по размерам должен быть большим, чем Тенгизский. Блоковое строение фундамента находит отображение в структурном плане подсолевого комплекса пород, располагающихся между сейсмической поверхностью Ф и горизонтом П₁.

Глубинные и локальные разломы  широтного простирания трансформируются в подсолевой комплекс пород в  виде тектонических нарушений и  флексур. Разломы возникли и развивались  в геосинклинальный этап развития юго-восточной  окраины Восточно-Европейской платформы под воздействием Уральской геосинклинальной системы. В позднем палеозое разломы активизировались под влиянием формирующейся Уральской складчатой системы.

Уральская геосинклиналь в процессе своего развития втягивала в опускание  край юго-восточной окраины, байкальский фундамент которой по серии субширотных разломов ступенчато погружался в сторону внутренней части геосинклинали, дифференцированно образуя выступы, приподнятые и опущенные блоки разных размеров. Вдоль края платформы, по поверхности фундамента, сформировался обширный крупный грабен, расширяющийся в сторону восточного побережья Каспийского моря до 120 – 125 км, где возникла его тугаракчанская часть.

В раннюю и среднюю палеозойские эры грабен заполнялся песчано-глинистыми и грубообломочными осадками, сносимыми с возвышенностей Мугоджар (по Г.А. Костик). В грабене образовался и существовал Эмбинский перикратонный прогиб (по Р.Г. Гарецкому и др.). Наиболее широкой и глубокопогруженной (до 14 км) была тугаракчанская часть при глубине на востоке до 10-11 км. По данным В.П. Шебалдина и др. (1988 г.) в тугаракчанской части Эмбинской перикратозного прогиба мощность (толщина) осадков в раннем – среднем палеозое составила около 4 км. Выступы и блоки фундамента контролировали в раннем – среднем палеозое процессы седиментации и толщину отлагавшихся осадков. На выступах и блоках фундамента образовывались структурные формы подсолевого комплекса пород.

Замыкание Уральской геосинклинали  началось с ее южной тугаракчанской части, и к началу фамена Каратон-Тенгизский блок обособился от прилегающих с севера Гурьевского и Биикжальского сводов (по Н.В. Неволину). Каратон-Тенгизский блок и Южно-Эмбинское палеозойское поднятие в результате инверсии были приподняты, и в их пределах в фамене, позднем девоне, раннем – позднем карбоне в обстановке шельфа неглубокого морского бассейна отлагались карбонатные породы, представленные биогермными, водорослевыми, обломочными и обычными известняками. В связи с замыканием  Уральской геосинклинали в тугаракчанской части прекратил свое существование Эмбинский перикратонный прогиб, по Тугаракчанской и Южно-Эмбинскому глубинным разломам обособилась краевая приподнятая зона юго-востока Прикаспия - Южно-Эмбинское палеозойское поднятие и Южно-Эмбинская моно геосинклиналь миогеосинклинальной зоны Урала. Изучение толщин дробных стратиграфических горизонтов нижнего – среднего карбона, выделенных на основании руководящих комплексов фораминифер, позволило установить строение отложений и их распространение в пределах блока. Отлагавшиеся в условиях неглубокого шельфа карбонатные осадки на отдельных участках выходили из-под уровня моря и кратковременно становились сушей, где они частично разрушались. Это создавало видимость неполноты разреза или уменьшения мощности этих отложений на своде и крыльях структурных форм. Карбонатное осадконакопление на Каратон-Тенгизском блоке продолжалось до конца позднекаменноугольной эпохи. При этом в  поздневизейкое – серпуховское время происходили интенсивные процессы биогермообразования (по В.П. Шбалдину и др.).

В предассельский век Каратон-Тенгизский блок испытал подъем, был выведен  на дневную поверхность, что привело  к разрушению ранее накопившихся карбонатных отложений. Наличие  размыва подтверждается отсутствием  отложений верхнего карбона на ряде участков, которые в результате эрозионного среза полностью выпадают из разреза.

В ассельский век блок испытал погружение, продолжавшееся до конца раннеартинского  века, что привело к накоплению в этот период песчано-глинистых  отложений молассовой формации в  условиях морского бассейна.

В конце раннартинского века Каратон-Тенгизский блок вновь испытал большеамплитудный  подъем, в результате которого на Приморском валу эрозией были разрушены отложения  нижней перми и среднего карбона, на Тенгизском сводовом поднятии –  нижней перми – частично среднего карбона и на Южной сводовой структуре – артинского и сакмарского ярусов. Северная половина блока была более приподнятой, чем его южная часть, что, по-видимому, сказалось на и на нефтеносности, так как была размыта экранирующая толща нижней перми. В результате подъема, вызванного активизацией тектонических движений герцинского орогенеза в Уральской складчатой системе, был захвачен весь юго-восток Прикаспия. Предпозднеартинский подъем очертил современную границу  юго-восточной части Прикаспийской впадины и отрицательно сказался на нефтеносности. В результате предпозднеартинского размыва были разрушены сформировавшиеся к этому времени залежи нефти, что подтверждается наличием в продуктивных горизонтах нижнего – среднего карбона твердого битума на Тенгизском месторождении.

В позднеартинском веке территория блока со сформировавшимися структурными формами вновь испытала погружение и была занята морским бассейном, несколько удаленным от источников сноса терригенных осадков. Поэтому  происходило накопление относительно глубоководных глинисто – карбонатных отложений с прослойками кремнистых пород (по В.П. Шебалдину и др.), перекрывших с угловым и стратиграфическим несогласием на Приморском валу толщи нижнего карбона, на Тенгизском сводовом поднятии – северо-кельтменском горизонта башкирского яруса и на Южном – ассельского яруса. Верхнеартинские отложения явились покрышкой для структурных форм блока, создав благоприятные условия для формирования и сохранения залежей нефти, образовавшихся в последующее геологическое время.

В кунгурском веке юго-восточная часть  Прикаспия была занята солеродным морским  бассейном, в котором в глубоководных (по А.Л. Яшину) условиях произошло накопление каменной соли – региональной покрышки, надежно запечатавшей подсолевой комплекс отложений. Южно-Эмбинское поднятие, гипсометрически возвышавшееся на юго-восточной границе Прикаспийской впадины и миогеосинклинальной зоны Урала, послужило естественным барьером, преградившим проникновение кунгурского бассейна за пределы юго-востока Прикаспия.

Образование Каратон-Тенгизского  блока и структурных форм происходило  непрерывно-прерывисто и было связано  с периодами инверсионного подъема  и опускания. Структуры блока  длительно формировались на подвижках  блоков байкальского фундамента с фамена до ранней перми и частично в последующее время. Образование залежей нефти происходило как минимум в два этапа. Нефти первого заполнения ловушек были разрушены в раннепермскую эпоху, оставив следы своего существования в виде твердых битумов. Последующее заполнение структур блока нефтью, очевидно, произошло, как и на востоке Прикаспия, в триасе – юре. Окончательное формирование блока и его структурных особенностей произошло в конце герцинского орогенеза в связи с образованием Уральской складчатой системы. Современное строение Каратон-Тенгизского блока отражает тектонические преобразования, произошедшие на юго-востоке Прикаспия в результате длительного геологического развития этой территории, находящейся на стыке края юго-восточной окраины Восточно-Европейской платформы, Уральской складчатой системы – ее моногеосинклинальной зоны – и Северо-Устюртского массива. Таковы, по данным сейсморазведки и  пробуренным глубоким скважинам, основные закономерности развития структурного плана Каратон-Тенгизского блока и го структурных форм.

Глубинное строение Каратон-Тенгизского  блока изучено сейсморазведкой  КМПВ и МОГТ по опорным горизонтам Ф, П₃ и П₁ с учетом данных бурения. Структурные планы по горизонтам П₃ и П₁ являются унаследованными. При этом вверх по разрезу происходит увеличение амплитуды поднятий и крутизны их крыльев. В Каратон-Тенгизском блоке наблюдается повышенное залегание подсолевых отложений по сравнению с прилегающими участками юго–востока Прикаспийской впадины, что свидетельствует об окончательной инверсии блока к началу кунгурского века. Структурный план подсолевого комплекса – по горизонтам П₃ и П₁ – осложняется сводовыми (Тенгиз, Южное) и локальными (Пустынное, Тажигали, Каратон, Кошкинбай, Королевское, Огайское) поднятиями, разделенными пониженными частями, хотя является более простым по сравнению с рельефом поверхности фундамента. Сформировавшиеся окончательно в артинском веке в уральскую фазу складчатости герцинского орогенеза подсолевые структуры блока в последующее геологическое время не претерпели изменения и сохранились до настоящего времени /2/.

По отражающему горизонту П₃ происходит последовательное погружение поверхности подсолевых пород с севера на юг, с 7,0 км на Приморском валу до 10,0 км у Тугаракчанского разлома. Общее погружение поверхности с севера на юг осложняется локальными и сводовыми поднятиями субширотного простирания, сформировавшимися в дофаменское время на блоках и выступах фундамента, образуя конседиментационные структуры облекания и согласно рельефу поверхности фундамента создавая четко выраженную субширотную ориентировку структур в основном параллельно южному обрамлению Прикаспийской впадины. Амплитуды поднятий также возрастают с севера на юг, от 150 – 240 на поднятиях Приморского вала до 800 – 900 м на Тенгизе и Южной. При этом Приморский вал очерчивается изогипсой 7 км, Тенгизский и Южный своды – 7,5 км, а пониженные участки между ними – изогипсами 7,5 – 8,5 км. Восточные крылья поднятий, прилегающие к Каратонскому глубинному разлому, крутые с углами падения до 70°, западные крылья очень пологие и недостаточно изученные, так как уходят под Каспийское море. Окончательно современный облик Тенгиз–Кашаганская платформа приобрела в раннепермское время, когда она была перекрыта аргиллитами и мощной толщей солей, ставшими надёжными флюидоупорами.

2. Нефтегазоносность

Первооткрывательницей нефтяного  месторождения Тенгиз явилась скважина Т-1, в которой в 1981 г. при кратковременном опробовании интервала 4054  4095 м был получен приток нефти дебитом свыше 100 м³ в сутки.

В результате последующих геологоразведочных работ было установлено, что по действующей в РК Классификации запасов нефти месторождение относится к категории гигантских, а по установленной высоте залежи (1600 м), коэффициенту аномальности пластового давления (1,8), содержанию сероводорода в попутном газе (16%) является уникальным.