Шельфовые нефтегазовые месторождении Арктики

    Факультет Энергетики и Нефтегазовой Индустрии 

    Кафедра нефтегазовой инженерии 

    Дисциплина: Освоение шельфовых  месторождений 
 
 
 
 

    СРС 2 

    Тема: Шельфовые месторождении российского сектора Арктики 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                             Подготовили: Абдиралиев С.Б.

                                                           Аубакиров А.

                                                           Дихан Д.

                                                           Жумабеков М.

                                                           Калимажанова А.

Приняла: Турегельдиева К.А. 
 
 
 

    Алматы, 2011

    Содержание 

    Введение

    Шельфовые месторождении Арктики

Мурманское  газовое месторождение

Северо-Кильдинекое  газовое месторождение

            Русановское газоконденсатное месторождение

            Ленинградское газоконденсатное месторождение

            Уренгойское месторождение

            Штокмановское месторождение

            Самотлорское  месторождение

            Поморское газоконденсатное месторождение

    Заключение

    Используемая  литература 
 
 
 

Введение 

    Восполнение ресурсной базы углеводородного сырья возможно лишь за счет введения новых регионов в поисково-разведочные работы на нефть и газ, где значительный прирост ресурсов происходит на начальных этапах их освоения и связан с открытием уникальных и крупных месторождений нефти и газа. Огромным потенциалом в этом отношении обладают акватории континентального шельфа России, где начальные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья оцениваются в 136 млрд. тонн условного топлива, что соответствует 25% общемировых ресурсов углеводородов. Основной объем ресурсов углеводородов на шельфе России приходится на труднодоступную и капиталоемкую акваторию Арктического шельфа. В связи с этим, создание оптимальной модели структуры и условий формирования нефтегазоносности бассейнов Арктического шельфа имеет необычайно высокую актуальность для обоснования эффективности поисков новых месторождений. Это требует не только дополнительных данных, но и совместного переосмысливания имеющегося материала на основе новых научных достижений фундаментальной науки – геологии, задача которой предсказать строение и условия формирования возможных зон нефтегазонакопления.

    Исследование  Арктического шельфа имеет многолетнюю  историю. Наиболее изученным в настоящее  время является шельф Баренцева и Карского морей. В Российской части Баренцева моря геолого-разведочные работы начались в 70-х годах прошлого столетия, когда в 1969 году была сделана первая оценка прогнозных ресурсов нефти и газа и сделаны выводы о высокой перспективности Арктического шельфа России. Примерно в это же время начинаются геолого-разведочные работы в норвежском секторе Баренцева моря. В 70-ые годы норвежские геологические службы проводят региональные сейсмические работы, а в 80-е годы активно ведутся буровые работы на шельфе Баренцева моря.

    Восьмидесятые годы – период наиболее интенсивных  геолого-разведочных работ, как в  российском, так и в норвежском секторах Баренцева моря.

    Первое  открытие было сделано норвежскими геологами в 1981 году скважинами 7120/8 и 7120/12-2 на структурах Алке и Аскелад, расположенных в центральной части прогиба Хамерфест. Полученный приток газа выявил первое месторождение в Баренцевом море - Аскелад на котором позже была проведена и первая пробная эксплуатация. В настоящее время месторождение Аскелад входит в состав крупного месторождения Сновит.

    В это же время были пробурены первые скважины в устье реки Печора, а в 1983 году российскими геологическими службами открыты Мурманское и Северо-Кильдинское газовые месторождения. В 1988 – 1989 гг – были открыты уникальные газоконденсатные месторождения Русановское в Карском море и Штокмановское в Баренцевом. Открытие их имело принципиальное значение и коренным образом изменило отношение к Западно-Арктическому шельфу. Дальнейшие работы подтвердили высокие перспективы этой части акватории открытием ряда других газовых месторождений в Баренцевом и Карском морях и нефтяных месторождений в акватории Печорского моря. С 2001 года силами РАО Газпром, ДП Газфлот активизировались работы в Обско-Тазовской губе северного продолжения Западно-Сибирского бассейна, где уже открыт ряд уникальных нефтегазовых месторождений.

    Общая площадь всего арктического шельфа превышает 26 млн км². Россия по сравнению  с другими странами мира располагает  самым протяженным и наибольшим по площади морским шельфом. Площадь  перспективной акватории российского сектора Арктики составляет не менее 5 млн км². Почти все пространство Арктики расположено на блоке дорифейской континентальной коры (Е.Е.Милановский). Последующие события (рифтогенез, формирование зон каледонид, мезозойский тектогенез, раскрытие океанических котловин и др.) определили формирование современной структуры этого региона. В пределах арктического шельфа выделились два крупных блока земной коры. Евразийский, Норвежско-Баренцево-Карский, блок охватывает одноименные моря, западную часть моря Лаптевых, архипелаги и острова (Шпицберген, Земля Франца-Иосифа, Северная Земля, Новая Земля и др.). Амеразийский блок включает восточную часть моря Лаптевых, Восточно-Сибирское море с Новосибирскими островами и Чукотское море с островами Врангеля и Геральда. Блоки разделены рифтовой зоной подводного хребта Гаккеля, ответвлениями этой зоны на юге, а также смежными с хребтом глубоководными котловинами. На режим и особенности нефтегазоносности выделенных в пределах этих блоков осадочных бассейнов существенное влияние оказывал рифтогенез.

    В пределах арктической акватории  выделяются крупные прогнутые участки  с повышенными толщинами отложений  и поднятия, перспективные для  поиска месторождений нефти и  газа. На основе тектонического и литолого-стратиграфического анализов выявлены крупные участки, которые можно рассматривать как отдельные провинции, включающие эти осадочные бассейны. Некоторые из них являются доказанными нефтегазоносными, другие рассматриваются как весьма перспективные.

    Мурманское  газовое месторождение 

    Это, по существу, первое крупное открытие на шельфе России, оказавшееся при этом и самым сложным по строению. С этим обстоятельством связаны технологические и методические трудности его разведки и оценки. Предварительный прогноз, выполненный на основе детальных гравиметрических исследований (газовая залежь на глубине 2,5 км высотой 200 - 240 м), в целом подтвердился, но столь сложная структура месторождения оказалась совершенно неожиданной: 21 залежь высотой от 56 м - до 272 м в рамках 4 продуктивных горизонтов. На месторождении пробурены 4 поисковых и 4 разведочных скважины (минимальная глубина бурения - 1609 м, максимальная - 4373 м): в контуре месторождений оказались все восемь скважин, из которых две — были ликвидированы по техническим причинам, вызванным авариями: бурение 5 скважин было завершено испытаниями. Устойчивый максимальный дебит составил 467 тыс. м3/сут. (штуцер диаметром 15.08 мм): при кратковременных отработках на больших диаметрах - до 700-740 тыс. м³/сут.; абсолютно свободный дебит - 813 тыс. м3/сут.

    Залежи  Мурманского месторождения относятся  к категории  литологически экранированных на участках замещения проницаемых пород (песчаников) -непроницаемыми (глинами). Эти многочисленные латеральные контакты в терригенных триасовых отложениях уверенно не отслеживаются по результатам сейсморазведочных работ. Газоводяные контакты (ГВК) не были вскрыты ни одной из скважин и приняты условно (УГВК): по нижним отверстиям перфорации или по подошве нижнего коллектора в 
интервалах перфорации. Из 21 залежи лишь одна залежь (I₄) была вскрыта 4 скважинами; одна залежь (Ш5) была вскрыта 3 скважинами: восемь залежей были вскрыты двумя скважинами: одиннадцать залежей - 1 скважиной. Положение границ участков залежей с запасами категории С₁ принимались по результатам испытаний ГИС и по условной линии литологического замещения, а для запасов категории С₂ - по нижней отметке установленной продуктивности в скважине №23 и по линии контакта, проведенной через нее.

    Северо-Кильдинекое  газовое месторождение 

    Это однопластовое месторождение площадью 64.5 км - самое маленькое по величине запасов (менее 20 млрд. м³) среди месторождений арктического шельфа. Первая поисковая скважина была ликвидирована по техническим причинам; вторая - пробуренная рядом, дала притоки газа с дебитом до 3703 тыс. м³/сут.; третья - оказалась за контуром газоносности.

    Запасы  в целом оценивались в контуре  газоводяного контакта на глубине 2472,3 м. Запасы категории С₁ оценивались в круговом контуре радиусом 2 км, площадь которого составляет 19,5% площади месторождения, а запасы категории С₁- 32,7% суммарных запасов месторождения. Средневзвешенная эффективная толщина газонасыщенности - 6,7 м. 
 

    Русановское газоконденсатное месторождение 

    Это многопластовое месторождение - уникальное по запасам и второе по крупности месторождение нераспределенного фонда недр акваторий России. Оно было открыто в 1989 г. - за год до открытия Ленинградского месторождения, - и оценка его запасов оказалась в определенном смысле тоже уникальной.

    На  Русановском месторождении было пробурено две поисковых скважины с практически тем же общим объемом, что и на Ленинградском. Но одна скважина дала лишь приток воды и, как оказалось впоследствии, была заложена на периферии структуры на расстоянии 17,6 км от внешнего контура газоносности. Вторая поисковая скважина, пробуренная на своде структуры, вскрыла 7 продуктивных пластов. Все они были испытаны: 
дебиты газа меняются от 54,1 - до 377,5 тыс. м³/сут.; дебиты конденсата меняются от 0,48 -до 9,6 м³/сут.

    Площадь всех 7 продуктивных пластов условно принимается равной 275,4 км², что составляет в сумме 1927,8 км": они залегают на глубинах от 1929 м до 2390 м с суммарной газонасыщенной толщиной 166.4 м. Участки подсчета запасов категории С₁ для всех 7 пластов имеют форму круга с радиусом 4 км, а суммарная для месторождения площадь подсчета запасов этой категории составляет 351,7 млн. м³. Продуктивные пласты различаются лишь значениями средневзвешенных эффективных толщин газонасыщенности, которые меняются от 3,2 м - до 35,1 м: для участков подсчета запасов категории С₁ интервал изменения этого параметра составляют 5,4 м - 59,4 м. Только в силу разности толщин газонасыщенности (отличия - на порядок) объемы продуктивных отложений и запасов для 7 продуктивных пластов отличаются в той же мере. При этом соотношения объемов запасов категории С₁ и С₂ принимаются равными для всех 7 пластов и месторождения в целом: 
30,9% и 69,1%, соответственно. На Ленинградском месторождении, вскрытом двумя скважинами, значение этого показателя составляет всего 6,8%, то есть в 4,5 раза меньше. Суммарная площадь подсчета запасов категории С₁ Русановского месторождения превосходит аналогичный показатель для Ленинградского месторождения в 2,5 раза, а его 
запасы категории С₁ в абсолютном выражении превосходят запасы категории С₁ Ленинградского месторождения в 3,4 раза, тогда как последнее по суммарным запасам превосходит Русановское в 1,3 раза. 
 

    Ленинградское газоконденсатное месторождение 
 

    Это многопластовое месторождение - самое крупное месторождение нераспределенного фонда недр акваторий России: по максимальной площади отдельного продуктивного пласта (1180,2 км²), по суммарной площади продуктивных пластов (3 001,2 км²) и величине запасов.

    Продуктивной  оказалась первая поисковая скважина, давшая приток газа с 
конденсатом с дебитами до 400 тыс. т н.э./сут; вторая скважина не была испытана, но оказалась продуктивной по ГИС и была законсервирована. Первая скважина вскрыла 5 продуктивных пластов, вторая - только 2 (верхний и нижний).

    Площадь 5 продуктивных пластов меняется от 326,7 км² - до 1180,2 км²; они залегают на глубинах от 1099 м - до 1895 м. Запасы категории С1 верхнего и нижнего горизонтов подсчитывались в прямоугольном контуре шириной 4 км и длиной 13,2 км. включающем обе скважины. Доли площадей подсчета запасов категории С₁ составляют (сверху - вниз): 4,4% 
- 3,8% - 3,5% - 3,1% - 6,8%. Средневзвешенные эффективные толщины газонасыщенности меняются в пределах 7,4 - 19,2 м; сумма толщин по 5 пластам - 67,6 м. Доли запасов категории С1 по этим же пластам составляют (сверху вниз): 6,5% - 7.4% - 6.8% - 5.9% -7,7%; среднее значение по месторождению - 6.8%. 
 

    Уренгойское месторождение 

    УРЕНГОЙСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ газоконденсатно-нефтяное — расположено в 50 км к северо-западу от пос. Уренгой  Тюменской области РСФСР. Входит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1966, разрабатывается с 1968. Центр разработки — г. Новый Уренгой.  
Приурочено к пологой симметричной брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания в пределах Нижнепурского вала, протяжённость которого 200 км, ширина до 30 км. Структура осложнена двумя куполами: южным (Уренгойским) с амплитудой 220 м и северным (Ен-Яхинским) с амплитудой 80 м. В верхнемеловых породах (сеноман, уренгойская свита) обнаружена газовая залежь высотой 230 м. Продуктивные отложения представлены песчаниками с линзовидными прослоями алевролитов и глин. Коллекторы гидродинамически связаны между собой и образуют ловушку массивного типа. Пористость коллекторов 25-30%, проницаемость до 1750 мД. Покрышкой залежи являются глинистые породы верхнего мела и палеоцена общей мощностью до 670 метров. Газоводяной контакт находится на отметке -1198 м. Начальное пластовое давление 12,1 МПа, температура 31⁰С. В нижнемеловых отложениях выявлено свыше 25 залежей газового конденсата, в т.ч. 7 с нефтяной оторочкой. Продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с резкой литологической изменчивостью. Эффективная мощность коллекторов 1,6-69,2 м, мощность глинистых прослоев 2-45 м. Высота залежей до 160 м, глубина залегания 1770-3090 м. Начальные пластовые давления 17,2-66,7 МПа, температуры 51-90°С. Состав газа (%): CH4 81,35-93,74; С₂Н₆+высшие 3,50-6,85; N₂+CO₂ менее 1. Плотность нефти из оторочек в отложениях валанжина 766-799 кг/м3, содержание S до 0,06%, смол 0,88%, парафина 2,87%. 
 

    Штокмановское месторождение 

    ШТОКМАНОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ газоконденсатное  — одно из крупнейших месторождений в мире. Штокмановская структура была выявлена в 1981 году в результате комплексных морских геофизических исследований, проведенных специалистами треста «Севморнефтегеофизика» с научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получила свое название; к профессору В. Б. Штокману месторождение прямого отношения не имеет. В 1988 году сотрудниками производственного объединения «Арктикморнефтегазразведка» (Мурманск) с борта бурового судна ледового класса «Валентин Шашин»  (по другим данным, совместно с буровым судном «Виктор Муравленко») выполнено бурение первой поисковой скважины глубиной 3153 метров, в результате были открыты две залежи свободного газа с газовым конденсатом.

      Характеристики месторождения

    Расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря в 550 км к северо-востоку от Мурманска. Ближайшая суша (около 300 км) — западное побережье архипелага Новая Земля. Глубины моря в этом районе колеблются от 320 до 340 м. Разведанные запасы (2006) — 3,7 трлн куб. м газа и 31 млн т. конденсата.

    На  донной поверхности площади Штокмановского месторождения распространены покровные комплексы современных (голоценовых) слабых и мягких грунтов мощностью до 8 м и нижележащих плейстоценовых мягких грунтов мощностью 4-24 м. По предварительным оценкам, прогибание донной поверхности при эксплуатации месторождения приведёт через 15-25 лет эксплуатации (в зависимости от объёма извлечённых флюидов) к формированию в центральной части площади мульды оседания глубиной не менее 10 м. 

    Самотлорское  месторождение 

    Открыто в 1965, разрабатывается с 1969. Приурочено к Самотлорскому, Белозерному, Мартовскому, Мыхнайскому, Малосамотлорскому и Пауйскому локальным поднятиям, осложняющим центральную часть Нижневартовского свода. На месторождении выявлено 10 залежей нефти, в т.ч. одна с газовой шапкой. Нефтеносны терригенные отложения нижнего мела и верхней юры на глубине 1610-2350 м. Коллекторы представлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин, мощность отдельных пластов 20-35 м, эффективная мощность резко изменяется по площади. Тип коллектора поровый, пористость 19-29%, проницаемость 460-1170 мД. Залежи пластовые сводовые литологически экранированные высотой 55-145 м (высота газовой шапки 52 м). Водонефтяной контакт находится на отметках от -1668 до -2325 м. Начальные пластовые давления 16,9-22,4 МПа, температуры 62-77°С. Нефть нафтенометанового типа, содержание S 0,68-0,86%, плотность 845-850 кг/м³. Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления и механизированным способом. Центр добычи — г. Нижневартовск. Геологические запасы оцениваются в 7,1 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,7 млрд тонн. 
 

    Поморское газоконденсатное месторождение 

    Поморское однопластовое месторождение площадью 41,1 км² было открыто и испытано одной поисковой скважиной глубиной 2 750 м, давшей дебиты газа до 271 тыс. м³/сут. и конденсата - до 18 м³/сут.

    Запасы  в целом оценивались в контуре  условного газоводяного контакта на глубине 2630 м, прерываемого линией разлома. Запасы категории С₁ оценивались в круговом контуре с радиусом 2 км, прерываемом газоводяным контактом (скважина оказалась на периферии залежи на расстоянии 0,9 км от него) и линией разлома. В силу этих причин площадь 
продуктивная и относительная площадь контура подсчета запасов категории С₁ (15,9%) оказались существенно меньшими по сравнению с Северо-Кильдинским месторождением. Доля запасов категории С₁ в суммарных запасах Поморского месторождения составляет 27,4%. Средневзвешенная эффективная толщина газонасыщенности - 19,2 м.

     Заключение 

    Основными особенностями строения арктического шельфа России являются:

    1. Зарождение всех осадочно-породных  бассейнов на коре континентального  типа с последующим преобразованием  в результате многоэтапного синхронного  рифтогенеза, приведшего к формированию  региональных линейных зон, благоприятных  для полного цикла формирования УВ-систем.

    2. Возможное единство евразийского  и амеразийского секторов Арктики  в палеозое и тектоническая  разобщенность их на позднемезозой-кайнозойском  этапе.

    3. Большая толщина осадочного слоя, от 10 до 20 км, в линейно-вытянутых  рифтовых зонах, так называемых глубоких депрессиях, – основных объектах поиска нефти и газа.

    4. Влияние активного рифтогенеза  юрско-мелового и кайнозойского  возраста на окраины арктического  шельфа, что привело к сходству  структурно-стратиграфического строения  всей окраины океанической впадины Северного Ледовитого океана.

    Подводя итоги, можно сделать вывод о  том, что в центральных, наиболее прогнутых частях осадочных бассейнов  Арктики сосредоточены главные  потенциальные ресурсы газа и  нефти. Преимущественно газоносны  наиболее прогнутые части бассейнов из-за вытеснения нефтяных флюидов газовыми в бортовые зоны прогибов. Преимущественная нефтеносность связана с мезо-кайнозойским комплексом северо-восточного шельфа, а также с относительно приподнятыми блоками, не испытавшими погружения на глубину 5-6 км западного сектора Арктики. Эти закономерности в пределах отдельных структур различной природы могут быть выявлены только при региональном, широком подходе к изучению Арктики и рассмотрении ее как единого целого на протяжении длительной истории геологического развития.

     Используемая литература 

    1. Грамберг И.С. Нефтегазоносность Арктического супербассейна / И.С.Грамберг, О.И.Супруненко, К.Г.Вискунов и др. // Разведка и охрана недр. – 2000. – № 12.

    2. Клещев К.А. Основные направления поисков нефти и газа в России // Геология нефти и газа. – 2007. – № 2.

    3. Ровнин Л.И. Перспективные направления поиска крупных и уникальных месторождений нефти и газа на шельфе морей в Западной Арктике / Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа. – М.: Изд-во ООО “Геоинформмарк”, 2004.

    4. Филатова Н.И. Тектоника Восточной Арктики / Н.И.Филатова, В.Е.Хаин // Геотектоника. – 2007. – № 3