Тектоника. 
Технология и техника добычи нефти

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 2223 км по изогипсе минус 5000 м, этаж нефтеносности достигает 1400 м.

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 5000 м размеры поднятия составляют 22×23 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 — 200 м, 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 1100 м.

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 — 5300 м в восточной части структуры и 5200 — 5500 м 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 24×21км.

Однако в ней нет чётко выраженной полукольцевой цепочки поднятий в своде, т. е. рима. Плоский свод имеет отметку минус 4600 м, а в северной и западной части отмечены отдельные поднятия с глубинами залегания нижневизейских отложений 4500 — 4400 м. Максимальная амплитуда составляет 900 м. На отметках 5200 — 5300 м 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 100 м.

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 5450 м 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.

геологический скважина насосный.