Запасы нефти и газа

Подсчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов месторождения Тенгиз выполнен специалистами ТОО «Тенгизшевройл», ОАО НИПИ «Каспиймунайгаз», ТОО «КазНИГРИ» в 2002 г. 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 С ₁.

Категория В включает запасы на площади, разбуренной эксплуатационными скважинами согласно «Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз», по сетке 1414×1414м, остальная площадь нефтеносности платформы отнесена к категории С ₁.

Баундстоуны и склоны. Для склоновой части башкирского подобъекта подсчитанные запасы нефти оценены по категориям С ₁ и С ₂. Участок баундстоуна, получивший развитие в склоновой части месторождения (Т-32, Т-3), оценён по категории С ₂.

Склоновая часть в районе скважин, где получены промышленные притоки нефти, оценены по категории С ₁ на площади, равной кругу радиусом 2,8 км (удвоенное расстояние между эксплуатационными скважинами). Остальная часть площади нефтеносности склона отнесена к категории С ₂.

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 С ₁. Запасы во внешних зонах баундстоунов отнесены к категории С ₂ вследствие удалённости от платформенной части и малого охвата по периметру. Запасы склоновых частей серпуховских и окских отложений оценены по категории С ₂.

II объект подсчёта. Продуктивность и сам разрез II объекта изучены значительно слабее, чем I. Учитывая это обстоятельство, к категории С ₁ 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 С ₂.

III объект подсчёта. К категории С ₁ отнесены запасы в радиусе 1,4 км вокруг каждой скважины, давшей промышленный приток нефти. Остальная часть разреза до водонефтяного раздела классифицируется по категории С ₂. 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.