Экология и безопасность жизнедеятельности / Serikov - Ekologizaciya neftyanikh operaciy v more 2009

Рисунок 5.1. Схема зональности раздельного и совместного нефте- и

газонакопления в юрских отложениях Каспийского моря

Основным нефтегазоматеринским комплексом пород, за счет генерационных свойств которого формировались залежи УВ СЦКПЗ, являются нижне-и среднеюрские отложения Терско-Каспийского передового прогиба (ТКП), Западно-Каспийской моноклинали (ЗКМ) и Северо-Апшеронской депрессии (САД). Данные отложения в предальпийских прогибах, впадинах и депрессиях Предкавказья и Средней Азии характеризуются как газогенерирующий комплекс, насыщенный угольными пластами и пропластками, а также рассеянным органическим веществом преимущественно гумусового типа (хумаринская, карахская и хивская угленосные свиты, детально изученные в горной части Дагестана, тонашинская свита Южного Мангышлака) [102]. Толщина пласта-

эквивалента угольного вещества в данном комплексе пород составляет от 20м на западном побережье Каспия до 40м на восточном побережье. Среднее содержание Сорг в породах - от 0,5-1.02% (восток) до 1,0-2,0% (запад), в угленосных толщах от 1,5-3,0% до 0,61-6.0%. иногда до 15,7%.

Ожидаемое соотношение нефти и газа в суммарном количестве УВ,

выделившихся и сконцентрированных в горских отложениях в пределах СЦКПЗ, исходя из генерационного потенциала пород, составляет, таким образом, 69% УВГ и 31% нефти [101].

Нефть, образующаяся в пределах СЦКПЗ и вытесненная сюда струйными потоками УВГ из ТКП и ЗКМ и поступившая со стороны САД,

в значительной мере оказалась растворенной в больших объемах газоконденсатных растворов, сохранилась в свободной фазе в оторочках различной толщины газоконденсатных залежей, а также в виде самостоятельных залежей.

Перспективы нефтегазоносности юрско-меловых отложений. Качественная оценка перспективности территорий на нефть и газ выполнена на основе анализа фактически сложившейся зональности раздельного и совместного размещения залежей углеводородов и условий их формирования, путем составления карт перспектив нефтегазоносности юрскомеловых (рисунок 5.1).

Характерной особенностью региональной УВ зональности юрско- мелового комплекса пород Среднего и Северного Каспия, является

последовательная смена зон преимущественного газонакопления зонами газо- и нефтенакопления, а затем зоной исключительной нефтеносности. Основными факторами, обуславливающими формирование УВ зональности, являются генетические и миграционные [99].

Поскольку залежи нефти и газа в юрско-меловом-

пелеогеннеогеновом комплексе рассматриваемого района сформировались за счет УВ, генерированных нижнесреднеюрскими отложениями, данный комплекс разновозрастных пород входит в единую АГАС, Отсюда

перспективы отложений нефтегазоносности юрских и меловых отложении

рассматриваются совместно на основе их генетического единство (рисунок

5.1).

Территории, перспективные на газ (газоконденсат) включают обширные области глубокопогруженных (в основном юрских) отложений ТКП, Ногайско-Тарумовской ступени и Средне-Каспийской моноклинали. Южно - Мангышлакской - Устюртской системы прогибов и САД. В свою

очередь указанные депрессионные области включают в себя современную ГЗГ газообразования (ТКП и САД). В условиях доступных глубин залегания юрско-меловых отложений на газ территории в различных ее

частях открыты газовые и газоконденсатные залежи на месторождениях Степное, Дахадаевское, Юбилейное, Соляное, Новолакское, Шахмал- Булакское, Ачи-Су, Даг. Огни, Хошмензил, Ракушечное (каз.), Тамды и др.

Район, перспективный преимущественно на газ, занимает центральную часть акватории суши от ПЗП через Широтное, Хвалынское, Сарматское, Ю. Жетыбай, Актас, Тасбулат, Тенге, Димитровское. На

указанных землях находятся все открытые в акватории моря месторождения, подготовленные структуры, включая самые крупные из них Центральное и Ялама-Самур с суммарными ресурсами 822 млн. т.у.т.

Как и предыдущая, данная рассматриваемая территория в пределах

акватории перспективна прежде всего с точки зрения открытия крупных нефтегазоконденсатных месторождений в ловушках различного типа от простого антиклинального строения до сложного экранирования. К последним относятся предполагаемые: неантиклинальные литологические ловушки, выявленные СК «ПетроАльянс» в нижнесреднеюрских отложениях между Хвалынским и Ракушечным месторождением, а также в районе Центрального понятия; крупные и мелкие органогенные постройки среднеюрского возраста в тех же районах; литологические и мелкие структурно-тектонические ловушки в нижнемеловых отложениях;

карбонатные постройки различных размеров и типов в верхнемеловых отложениях; тектонические-экранированные в юрско-меловых отложениях.

Вся остальная акватория и прилегающая суша на земле перспективные преимущественно на нефть. Так, все структуры, выявленные СК «ПетроАльянс» к северу от Ракушечного месторождения (Белинская, Кулалинская, Кировско-Каралатская, Зюдевская, Петровская, Морская, Шевченко, Караганская) содержат нефтяные залежи в основном в крупных по размерам и ресурсам ловушках.

Исходя из условий формирования залежей УВ и фактической зональности раздельного и совместного нефтегазонакопления перспективная территория на нефть и, преимущественно на нефть, и завершается в Предгорном Дагестане. Зона нефтенакопления Журавско- Воробьевско-Ачикулакского района в платформенной части появилась в

результате наличия локальных аномально повышенных геотермических

условий в майкопских отложениях, что обеспечивает появление ограниченных зон нефтегенерации. Такие залежи формируются непосредственно в зоне генерации. Газ из данных месторождений нередко прорывается в верхнемайкопские песчаные пласты (газовые залежи Максимокумского, Величаевско-Колодезного, Зимней Ставки, Безводненского и других месторождений). Земли, прилегающие к территориям, перспективным на нефть, перспективным на нефть газ,

учитывая пребывание майкопской материнской толщи на значительных глубинах в ГЗГ.

Миграция УВ из ГЗН и ГЗГ по восстанию пластов маловероятна, ввиду того, что весь разрез отложений в данных зонах представлен глинами. В случае прорыва УВ в вышезалегающие проницаемые пласты палеоген- неогеновых отложений возможности для перераспределения УВ увеличива- ются.

По результатам проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

1.Проблемы обеспечения устойчивого развития нефтегазового комплекса Каспийского региона увязаны с вопросами экологической безопасности уникальных биологических ресурсов моря. В основу

комплексного решения проблемы необходимо положить принцип рационального использования уникальных УВ ресурсов региона,

сохранения при этом для нынешних и будущих поколений продуктивной природной среды.

2.Для рассматриваемой территории определены нефтегазоматеринские комплексы (триасовый, юрско-меловой, палеоген-неогеновый) и для каждого из них определена глубинно-катагенетическая зональность реализации процессов образования нефти и газа в Терско-

Каспийском прогибе и пути миграции УВ на прилегающие платформенные участки.

3.Разработана стадийность хозяйственной деятельности нефтяных компаний в морских условиях и зональность акватории по степени освоения УВ ресурсов. Показаны участки с различной степенью

уязвимости окружающей среды к воздействию проводимых и

планируемых ГРР с анализом текущих и прогнозом возможных их последствий, разработано геоэкологическое сопровождение и мониторинг на соответствующих этапах освоения территории.

Таким образом, в данном параграфе работы выполнен

геоэкологическое обоснование освоения ресурсов УВ сырья Северного и среднего Каспия, на основе реальной оценки перспектив нефтегазоносности акватории моря, долгосрочного планирования ГРР и выбора первоочередных и наиболее эффективных для поисков и разведки, крупных и уникальных по

запасам месторождений нефти и газа на участках с минимальной степенью экологической уязвимости окружающей среды. Определены наиболее

перспективные объекты по ресурсам нефти и газа для поэтапного проведения ГРР с минимальным ущербом для окружающей среды,

обеспечивающих природное равновесие уникального биологического сообщества Каспия.

5.2 Прогнозируемые объемы добычи углеводородов и основные характеристики участков казахстанского сектора Каспийского моря

Развитие казахстанского сектора Каспийского моря (КСКМ), в котором выявлено более 120 перспективных структур, в силу

приоритетности в Республике Казахстан рассматривается на уровне Государственных программ. Площадь КСКМ разделена на перспективные участки, различающиеся по площади, количеству перспективных структур, величине сосредоточенных в них ресурсов и степени разведанности. Участкам Зоны-1 присвоены условные названия А-1, А-2…, участкам Зоны

-2 – В-1, В-2…, Зоны - 3 – С-1, С-2 и т.д. (рисунок 5.2) [104].

Врамках работы над Генеральным планом развития инфраструктуры морской нефтедобычи выполненным по заказу НК «КазМунайГаз» в 2004 г. в развитии Государственных программ были рассчитаны профили

добычи нефти и необходимый ввод скважин по годам на прогнозный период. Для каждой из выделенных зон были разработаны порядок и сроки

ввода структур в разработку по вариантам с различной интенсивностью темпов ввода.

Вграфике ввода структур в разработку наиболее уверенно определены сроки для структур, разведанных или находящихся в разведке. Затем по степени уверенности в сроках следуют структуры, по которым на

сегодня имеются принятые и согласованные документы по пробной эксплуатации, ТЭО, контрактов на недропользование и т.п. Для каждого

варианта определены суммарные профили добычи и графики бурения скважин, как по выделенным зонам, так и по любым другим группам структур.

ВГенеральном плане развития инфраструктуры морской нефтедобычи основным был принят 2-ой вариант, имеющий стабильный уровень добычи нефти в течение 25 лет, при котором в 2015 г. обеспечивается уровень добычи нефти 100 млн. т. Обзорная карта казахстанского сектора Каспийского моря приведена на рисунке 5.2.

Всоответствии с перспективными планами КазМунайГаз (КМГ) предполагалось, что до 2015г. примерно на 60% перспективных участков будут производиться геологоразведочные работы, в рамках которых намечено пробурить поисковые и разведочные (оценочные) скважины и провести 2Д и 3Д сейсмику. Кроме участков в казахстанском секторе Каспийского моря, на котором предполагается начать добычу нефти и газа

до 2015 г., на шельфе должны были быть пробурены 61 поисковая и разведочная скважина, в том числе в Зоне 1 – 35 скважин, в Зоне 2 – 11 скважин и в Зоне 3 – 15 скважин.

		А-12
		А-13
А-14		Каша	Кайр
			А-8
А-4		А-6	Акто
		А-7
А-3		А-1
	А-5	А-2	А-10
А-11		Кала	А-9
В-3	В-2
В-4	В-1
В-5

С-4

С-2

С-6

С-1

С-3

С-5

Рисунок 5.2. Обзорная карта КСКМ

Принимая коэффициент успешности геологоразведочных работ 0.25, можно предполагать, что эксплуатационное разбуривание и промышленная добыча нефти и газа до 2015 г. реальна лишь на 5-6 перспективных участках. Учитывая состояние дел по освоению

перспективных площадей, стадии переговорных процессов по заключению контрактов с инвесторами, в настоящее время наиболее реальным представлятся график освоения участков, приведенный в таблице 5.2 [105].

Этот график согласовался с перспективными планами КМГ и недропользователей, имеющих контракты с РК на разведку и добычу.

Таблица 5.2.

Уточненный график освоения участков КСКМ

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Кашаган

Кайран

Актоты

А-1

А-2

В-3

В-5

Каламкас-море

С-1

Поисково-разведочное бурение, оценка

Эксплуатационное бурение, промышленная разработка

Для Зоны 1 основным по перспективным ресурсам определен подсолевой комплекс (девонско-каменноугольный карбонатный нефтегазовый комплекс), аналогом которого является на суше месторождение Тенгиз (нефти легкие, высокосернистые, тектонико- седиментационные карбонатные ловушки, большие глубины залегания до

5000 м).

В этой зоне в июле 2000 г. открыто месторождение Кашаган, в августе 2003 г. нефть обнаружили на Юго-Западном Кашагане, в сентябре

– на Актоты [106], Кайране. На этих месторождениях выполнены комплексы промысловых и лабораторных исследований, по результатам которых получены характеристики пластового флюида. Наиболее вероятно, что этот тип пластовых флюидов будет характерным для глубокозалегающих подсолевых структур на участках А-9, А-10, А-14 (таблица 5.3).

Для Зоны 2 перспективным определен мезозойский комплекс. В качестве аналогов на суше могут быть приняты месторождения Каламкас, Арман, Северные Бузачи, Каражанбас, Восточный и Морской Каратурун (нефти тяжелые, высокой и средней вязкости, тектонико- седиментационные терригенные ловушки, глубины залегания до 2500 м).

В этой зоне в августе 2002 г. открыто месторождение Каламкас-море. Нефть и газ, полученные при опробовании первой поисковой скважины, близки со свойствами нефти и газа месторождений-аналогов на суше. Средние характеристики пластовых флюидов помещены в таблице 2 – тип

2.

Таблица 5.3.

Основные характеристики участков КСКМ

	Наименование	Перспектив-	Глубина	залегания	Предполагаемый
					тип
		ные
	участков		основного резервуара, м		пластового
		отложения
					флюида
	1	2	3		4
	А-1	J, K	1800		2
	А-2	J, K	1977		2
	А-3	J, K	1845		2
	А-4	Pz, T, J, K	1700 - 3000		2
	А-5	J, K	2008		2
	А-6	T, J, K	1950		2
	А-7	J, K	1500		2
	А-8	J, K	1800		2
	А-9	C, D, T, J, K	2601 - 5700		1
	А-10	C, D, T, J, K	1000 - 5500		1
	А-11	J, K	2135		2
	А-12	T, J, K	1400		2
	А-13	T, J, K	1390		2
	А-14	P1, K, J	1100		2
	В-1	J, K	1000		2
	В-2	J, K	2025		2
	В-3	K, J	1000		2
	В-4	K, J	1350		2
	В-5	K, J	1000		2
	С-1	T, J, K	1200		3
	С-2	J, K	4700		3
	С-3	J, K	3600		3
	С-4	T, J, K	4775		3
	С-5	T, J, K	2800 - 3500		3
	С-6	T, J, K	4020		3

Предполагается, что этот тип пластовых флюидов может быть получен на структурах перспективных участков А-1, А-2, А-3, А-4, А-5, А- 6, А-7, А-8, А-11, В-1, В-2, В-3, В-4, В-5.

Для Зоны 3 перспективным определен мезозойский комплекс. В

качестве аналогов на суше для него могут быть приняты месторождения Узень, Жетыбай, Тенге (нефти легкие, маловязкие, высокопарафинистые,

тектонико-седиментационные терригенные ловушки, глубины залегания до 5000 м). Свойства нефти и газа (тип 3), которые ожидаются получить на структурах участков С-1, С-2, С-3, С-4, С-5, близки к углеводородам месторождений Жетыбай-Узенской.

Рассмотрим основные характеристики отдельных участков КСКМ и вопросов их освоения. В основу расчета уровней добычи нефти положен

уточненный график ввода участков в разработку и существующие разработанные ТЭО, планы освоения. С точки зрения территориальной расположенности, общности природно-климатических условий, свойств пластовых флюидов и условий освоения все структуры/месторождения, разработка которых начнется с 2015 г., могут быть сгруппированы в четыре блока (рисунок 5.3) с условными названиями N, A, B, C.

		GroupГруппаNN
		KashaganКашаган
		AktotyАктоты
		КайранKairan
		GroupГруппаAA
	Группа B	KalamkasКаламкас
		A-1
	G
	B-3	A-2
	B-5
		Группа С
		C-1
	Рисунок 5.3.

В настоящей работе приняты уровни добычи нефти по планам Аджип ККО и КМГ до 2015 г. по площадям, промышленная добыча на которых начнется до 2015 г. (таблица 5.4).

Выполнена некоторая корректировка уровней добычи нефти на период разработки, основанная на результатах исследований поисковых и

разведочных (оценочных) скважин, пробуренных на месторождениях Кашаган, Кайран, Актоты, Каламкас море.

В основу корректировки заложены фактически полученные продуктивности и дебиты скважин, типовая для аналогичных структур плотность сетки скважин, площадь и ресурсы структуры. Уровни добычи

нефти согласуются с утвержденными Министерством энергетики и природных ресурсов в 2004 г. плановыми показателями [107-109].

Таблица 5.4.

Плановая динамика добычи нефти, тыс.т. в период 2010-2015гг.

	Группа		Месторождение		2010		2011			2012		2013		2014	2015
	N		Кашаган		18000		25000			32000		39000		46000	53000
			Кайран		0		630			1797		2224		3105	3159
			Актоты		0		3308			5390		6485		7409	7538
	Всего группа N				18000		28938			39187		47709		56514	63697
	Группа		Месторождение		2010			2011			2012		2013	2014	2015
	A		А-1		0			0			0		0	1188	3466
			А-2		0			0			0		0	956	2715
			Каламкас море		459			1605			2452		3300	3300	3300
	Всего группа А				459			1605			2452		3300	5444	9481
	Группа		Месторождение		2010			2011			2012		2013	2014	2015
	B		В-3		0			0			0		0	637	4820
			В-5		0			0			821		3627	5991	5991
	Всего группа В				0			0			821		3627	6628	10810
	Группа		Месторождение		2010			2011			2012		2013	2014	2015
	C				0			0			0		0	4112	5557
	Всего группа С				0			0			0		0	4112	5557
	Всего 4 группы			18459		30542			42460			54636		72698	89546

В расчет уровней добычи и сдачи потребителям попутно добываемого газа заложено предположение, что 80-85%

сероводородсодержащего газа будет закачиваться обратно в продуктивные отложения, что позволит повысить КИН, решить проблему утилизации серы и, что очень важно, положительно скажется на экологии высокочувствительного региона.

С точки зрения развития инфраструктуры региона важно представлять и долгосрочный прогноз как по добыче нефти, сдаче попутного газа, так и по количеству пробуренных скважин, которое

непосредственно влияет на грузопотоки и предопределяет развитие необходимых мощностей. В работе сделан прогноз уровней добычи нефти, сдачи товарного газа потребителям и графики разбуривания до 2025 года не только по месторождениям/участкам, разработка которых начнется до 2015 года, но по всему КСКМ (рисунок 5.4 - 5.6).