Особенности геологического строения и разработки нефтегазовых месторождений в регионе Северного моря. «Гронинген» и «Экофиск»

Peculiarities of geologic structure and development of oil and gas fields in North sea’s region. Groningen and Ekofisk

V. Bogoyavlensky, I. Bogoyavlensky, Оil and Gas Research Institute of Russin Academy of Sciences

В работе рассмотрены особенности геологического строения нефтегазоносного бассейна Северного моря и освещена история освоения наиболее значимых месторождений региона.

The article examines peculiarities of geologic structure of North Sea’s oil- and gas-bearing basin and highlights development history of the region’s most significant fields.

В последние годы на шельфе России, особенно арктическом, наблюдается значительная активизация деятельности крупнейших отечественных нефтегазодобывающих компаний – ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпром». Общая площадь лицензионных участков достигла 1,75 млн км2, что превышает площадь всей Аляски с островами (1,72 млн км2) и, в 2,3 раза больше площади Северного моря (0,75 млн км2). Естественно, что двум компаниям исследовать и освоить такую гигантскую площадь Мирового океана, особенно покрываемую льдом арктическую часть, практически невозможно без альянса с зарубежными лидерами нефтегазовой индустрии, обладающими необходимыми финансовыми ресурсами и опытом.

Изучение опыта освоения зарубежных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) позволяет минимизировать количество неизбежных ошибок при освоении отечественного шельфа. В связи с этим в Институте проблем нефти и газа (ИПНГ) РАН проводятся комплексные исследования не только нефтегазоносности основных НГБ мира, но и истории открытия и освоения наиболее значимых месторождений, аварий и катастроф при их освоении. Ряд наших публикаций был посвящен НГБ Мексиканского залива, Северного склона Аляски, Северного, Каспийского и других морей [1 – 5]. В данной работе мы сфокусируемся на НГБ Северного моря, южная часть которого показана на рис. 1, рассмотрим особенности геологического строения и освоения наиболее значимых открытий на суше и море.
Рис. 1. Месторождения южной части НГБ Северного моря
В результате десятилетних нефтегазопоисковых исследований в прибрежной зоне суши Голландии 22 июля 1959 г. при бурении скважины Slochteren-1 было открыто самое большое в Европе газовое месторождение «Гронинген» (Groningen), которое из-за названия первой скважины иногда называют «Слохтерен» (Slochteren) (рис. 1). Начальные извлекаемые запасы газа Groningen составляют 2,8 трлн м3, что ставит его в первые 15 крупнейших газовых месторождений мира (с учетом открытий последнего десятилетия). Залежь расположена на глубине 2700 – 3016 м от уровня моря в песчаниках нижней перми (ротлигендс), однако газ имеет происхождение из залегающих глубже угольных слоев карбона и содержит 81 – 83% метана, до 3% этана и пропана, около 1% углекислого газа и до 14% азота. Покрышкой является мощная соленосная толща верхней перми (свыше 600 м).

Месторождение Groningen разрабатывается с 1963 г., в 1976 г. был достигнут максимум добычи – почти 88 млрд м3. В 2013 г. добыча газа составила 53,6 млрд м3, примерно на 10% выше, чем в предыдущие годы из-за продолжительной холодной зимы. Накопленная добыча за 50 лет превысила 2 трлн м3. Интенсивная газодобыча привела к небольшому (до 30 см) проседанию части поверхности земли и значительной сейсмической активности на всей его площади (особенно начиная с 1999 г.), что вызвало недовольство и протестные действия местного населения, обострившиеся в 2013 г.

Открытие Groningen кардинально изменило представление о нефтегазовых перспективах Северного моря и резко активизировало его исследования. Однако морское бурение в начале 60-х гг. вблизи Groningen не привело к успеху. Первые поисковые скважины вдали от побережья Северного моря начали буриться практически одновременно – в 1964 г. в датском и английском секторах. В южной части Северного моря в британском секторе в песчаниках ротлигендс были открыты в 1965 г. West Sole (Вест-Соул), в 1966 г. – Leman (Лимен) и Indefatigable (Индифатийгебл) и ряд других.

9 апреля 1965 г. в Норвегии были выделены первые 208 лицензионных участков. Бурение первой скважины в норвежском секторе началось 19 июля 1966 г. компанией Esso с полупогружной буровой установки (ППБУ) Ocean Traveller, построенной в Новом Орлеане. Отсутствие позитивных результатов бурения 33 скважин в центральной части Северного моря поставило под сомнение возможность серьезных открытий и некоторые компании даже приостановили работы. Однако в конце 1969 г. компания Phillips Petroleum после бурения 8 скважин с ППБУ Ocean Traveler, не вскрывших рентабельных залежей углеводородов, открыла в Центральном грабене на блоке 2/4 на глубине моря около 60 м нефтегазовое месторождение Ekofisk – одно из трех самых крупных месторождений Норвегии с первоначальными извлекаемыми запасами нефти 569 млн м3 (геологические запасы 1,1 млрд м3)1) и газа 165 млрд м3 (рис. 1). Первооткрывательницей промышленной залежи Ekofisk явилась скважина №2 (2/4-2), пробуренная в 1 км к юго-западу от скважины 2/4-1, вскрывшей на глубине 1622 м небольшую залежь газа со следами нефти. В последующие годы было открыто множество месторождений, включая нефтегазовые Statfjord (570 млн м3 нефти и 77 млрд м3 газа) в 1974 г. и Troll (264 млн м3 нефти и 1,4 трлн м3 газа) в 1979 и 1983 гг. (нефтяная и газовая зоны) [6, 7].

Месторождение Ekofisk приурочено к антиклинали высотой по замкнутой изогипсе 244 м, размером около 11х5,5 км и площадью около 50 км2. Основная залежь расположена на глубине свыше 2800 м в кровельной части мощного (около 800 м) трещиноватого известняка (мелоподобный) формаций Ekofisk (палеоцен) и Tor (верхний мел), разделенных глинистым слоем. Первоначально в резервуаре существовали аномально высокие пластовые давления (АВПД) с коэффициентом аномальности 1,6. Трещиноватый коллектор в мелу характеризуется средней пористостью 31% (местами до 45 – 50%) и проницаемостью 20 мД (1 – 50 мД). Общая мощность нефтяных интервалов превышает 300 м. Четкого водонефтяного контакта нет, происходит постепенное замещение нефти водой (рис. 2). Нефть Ekofisk имеет плотность 0,83 – 0,85 г/см3. Основными нефтегазоматеринскими породами являются верхнеюрские черные глины с высоким содержанием органического вещества, а покрышкой – глины палеоцена и вышележащей толщи.
Рис. 2. Пористость и нефтенасыщение резервуара Ekofisk (по данным ConocoPhillips c изменениями авторов)
Рис. 3. Нефтегазовые промыслы и схема освоения месторождения Ekofisk (ConocoPhillips)
Тестовая добыча нефти Ekofisk началась с платформы Gulftide 15 июня 1971 г., при этом действовало всего четыре скважины. В первые четыре года нефть вывозилась танкерами, а газ частично использовался для внутренних потребностей промысла, но в основном сжигался. С 1975 г. начал функционировать железобетонный резервуар – накопитель нефти объемом 135 тыс. тонн (на рис. 3 в правой части центрального промысла) и подводный нефтепровод в Великобританию Norpipe Oil длиной 354 км и пропускной способностью до 53 млн м3 в год. Для сохранения газа и поддержания пластового давления его стали закачивать в резервуар, что продолжалось в больших объемах до 1995 г. С 1977 г. начался экспорт газа в Германию по газопроводу Norsea Gas, обладающему пропускной способностью до 12 млрд м3 в год. В настоящее время оператором Ekofisk является ConocoPhillips Skandinavia AS (35,11% акций), а его партнерами – Total E&P Norge AS (39,9%), Eni Norge AS (12,39%), Statoil AS (7,6%) и Petoro AS (5%).
Рис. 4. Ekofisk: среднегодовая добыча углеводородов (фактическая и плановая – PDO)
Согласно первоначальному плану разработки, называемому в Норвегии PDO (Plan for Development and Operation) [6, 7], на Ekofisk предполагался коэффициент извлечения нефти (КИН) всего 17% (рис. 4), при этом рентабельная добыча должна была завершиться в 2001 г. За счет добычи нефти и газа к 1987 г. давление в залежи снизилось до коэффициента аномальности 1,15, что привело к падению нефтедобычи, уплотнению резервуара и значительному (свыше 3 м) проседанию морского дна со средней скоростью около 35 см в год (максимальная достигала 42 см), обнаруженному в конце 1984 г. В 1994 г. проседание достигло 6 м, а в 1999 г. – 7,8 м. В последние 15 лет процесс проседания дна в центре месторождения замедлился до среднегодового значения около 15 см, при этом суммарное проседание Ekofisk за более чем 40-летний период достигло 10 м. Такие же процессы, но в меньших масштабах, выявлены на соседних месторождениях (Valhall – 6,5 м) и известны во многих регионах мира: Wilmington в США, «Сураханы» в Азербайджане, «Тенгиз» в Казахстане и др.

В результате проседания морского дна ряд скважин Ekofisk был выведен из строя, и потребовались большие объемы восстановительных работ, включая ремонт и строительство новых скважин. Во избежание затопления в 1987 г. шесть платформ в центральной части месторождения были приподняты на 6 м, а центральное нефтехранилище защитили от волн в 1988 г. специальной бетонной цилиндрической конструкцией (рис. 5), на строительство которой затрачено около 1 млрд долларов[8].
Рис. 5. Защита центрального нефтехранилища Ekofisk в 1988 г. (ConocoPhillips)
Необходимо отметить, что процесс уплотнения резервуара и проседание покрывающей толщи на Ekofisk сопровождается землетрясениями, как и на Groningen и многих других месторождениях, включая российские. Самое крупное из них (магнитудой 4,1 – 4,4) произошло 7 мая 2001 г., вызвало сильные сотрясения платформ и было зарегистрировано более чем 150 сейсмологическими станциями на удалении до 2500 км. Основным объяснением такого землетрясения является чрезмерно интенсивное заводнение в 1999 – 2001 гг. на северном фланге резервуара, приведшее к значительному росту пластовых давлений и к образованию локального поднятия (до 20 см за два года) участка морского дна площадью около 1 км2 на фоне общего продолжающегося проседания. Наиболее вероятный расчет показал, что эпицентр расположен примерно в 2,5 км к западу от центра зоны водонагнетания (скважина 2/4-К-22).
Рис. 6. Ekofisk: газовый фактор, объемы добычи и распределения газа (в 1971 – 1974 гг. газ в основном сжигался)
На рис. 6 приведен график фактической нефтедобычи на месторождении Ekofisk (исходные данные NPD). Анализ рассчитанного нами газового фактора (ГФ), первоначально не превышавшего 200 м3/т, показал его значительный рост до среднегодового 1200–1400 м3/т в 1984 – 1988 гг. и сильную изменчивость на фоне падающей нефтедобычи (рис. 6). Временный рост ГФ до 1550 м3/т и его резкая изменчивость в 1980 – 1991 гг. обусловлены, видимо, прорывами закачанного газа в добывающие скважины. Отметим, что такой высокий ГФ у нас не вызывает особого удивления – при постоянном закачивании газа на месторождении Prudhoe Bay на Северном склоне Аляски он почти достиг 6000 м3/т, что свидетельствует о практическом превращении данного месторождения в подземное хранилище газа [3, 4], что также практикуется и на шельфе Норвегии.

Для уменьшения процесса проседания, увеличения давления в резервуаре и повышения КИН был принят план интенсивного закачивания воды, который первоначально вызывал серьезные опасения из-за возможного разрушения мелового резервуара. В 1987 г. начался этап интенсивного водонагнетания, что позволило скомпенсировать упавшее давление на 40%, увеличить нефтегазодобычу и уменьшить с 1999 г. среднегодовые темпы проседания дна с 35 до 15 см в год. В 1996 г. объем закачиваемой воды превышал объем добываемой нефти более чем в 4 раза и достиг 850 тыс. баррелей в сутки. В 1998 г. началась вторая стадия эксплуатации месторождения со значительным переоборудованием добывающего комплекса.

В 1989 г. на Ekofisk с судна с плавающими косами была впервые проведена сейсморазведка 3D, позволившая уточнить строение резервуара и оптимизировать его разработку, особенно касательно размещения водонагнетательных скважин, объемов и темпов закачивания воды. Месторождению была дана вторая жизнь, при этом газовый фактор начал снижаться, постепенно выходя на уровень, близкий к первоначальному (рис. 6).

Принципиально новое видение процессов флюидозамещений пришло с применением сейсмического мониторинга (сейсморазведка 4D), заключавшегося в сравнительной обработке данных сейсмических исследований 3D с плавающими косами в 1999, 2003, 2006 и 2008 гг. с базовой (первоначальной) съемкой в 1989 г. Результаты были столь успешными, что инициировали принятие решения о начале систематического полноазимутального (FAZ – Full Azimuth) сейсмического мониторинга по технологии OBC (Ocean Bottom Cable) с сейсмокосами, устанавливаемыми на дно моря на все время жизни месторождения, что называется за рубежом LoFS (Life of Field Seismic), PRM (Permanent Reservoir Monitoring) или PSM (Permanent Seismic Monitoring).

Выбор донной регистрирующей системы для сейсморазведки 4D осуществлялся в процессе тестовых опробований разработок шести компаний и конкурса, при этом оборудование трех компаний было основано на традиционных 4-компонентных приемниках (три электромеханических геофона и один гидрофон), а трех других – на оптических системах регистрации. В результате предпочтение было отдано фиброптической системе OPTOWAVE, созданной компанией OptoPlan (Sercel) для глубин моря 500 м. Данная система была установлена компанией CGGVeritas (оператор работ 4D с 20-летним опытом работы) в 2010 г. на площади около 60 км2, и с этого года стали проводиться наблюдения с периодичностью дважды в год. Всего установлено 199 км кабелей (3966 приемников через 50 м) на 24 линиях с интервалом между ними в 300 м.

Благодаря новым технологиям с контролируемым водонагнетанием, активно применяемым компанией ConocoPhillips, КИН на месторождении Ekofisk вырос с 17 до 50%, а накопленная добыча нефти приблизилась к 450 млн м3, а газа – 150 млрд м3. По данным NPD, жизнь Ekofisk продлена почти на 50 лет – до 2049 г. [6, 7].

Вместе с тем в истории месторождения Ekofisk имеются и трагические страницы. 9 июля 1973 г. и 23 ноября 1977 г. из-за аварий вертолетов Sikorsky S61N погибли, соответственно, 4 и 12 человек. 22 апреля 1977 г. на платформе Ekofisk Bravo из-за неработающего превентора на скважине В-14 произошел выброс нефтегазовой смеси высотой 55 м, продолжавшийся в течение 8 дней. Объем разлива, по данным NPD, составил около 27 тыс. тонн, что породило самое крупное загрязнение шельфа в истории Норвегии. Через три года (27 марта 1980 г.) во время шторма на жилой платформе Alexander Kielland разрушились несущие конструкции, и она перевернулась, в результате чего погибли 123 из 212 человек – самая крупная гибель людей на морских нефтегазодобывающих промыслах Северного моря. В 1988 г. этот трагичный рекорд был побит – в результате пожара на платформе Piper Alpha в английском секторе Северного моря погибли 167 человек.

Норвегия славится разработкой и широким применением самых новых технологий поиска, разведки и добычи нефти и газа, сопровождаемой сейсмическим мониторингом. Сейсморазведка 4D позволяет осуществлять мониторинг изменений в резервуарах в процессе добычи нефти и водонагнетания, а также в процессе закачивания в пласты газа, включая СО2, наносящего вред экосистеме Земли на локальном и глобальном уровнях (Ekofisk, Gulfaks, Sleipner, Snohvit и др.). Благодаря применению новых технологий средний КИН на месторождениях норвежского шельфа достиг в 1995 г. 40%, в 2010 г. – 46%, а в 2013-м приблизился к 50%. Основой для поддержания пластовых давлений и увеличения КИН служат водонагнетание и, в меньших объемах, газонагнетание. Самые высокие КИН, превышающие 60%, достигнуты на месторождениях Draugen (68%), Statfjord (66%), Oseberg (64%) и Gullfaks (61%). При этом на первом из них закачивается вода, а на других – вода и газ (на Oseberg – в основном газ).

Для поддержания пластовых давлений и утилизации избытка газа он закачивается в углеводородные резервуары на многих месторождениях: Balder, Brage, Ekofisk, Eldfisk, Fram Vest, Grane, Gullfaks Sor, Njord, Oseberg, Oseberg Sor & Ost, Snore, Statfjord, Tambar, Troll, Tyrihans, Ula, Varg и др. Закачивание газа фактически превратило ряд изначально нефтяных залежей в резервные хранилища газа. В 2003 г. был закачан максимальный объем газа – 42 млрд м3, что составило около 35,4% от общей добычи. Объем закачиваемого газа зависит от спроса на европейском рынке. В 2012 г. 94,7% товарного газа экспортировалось по трубопроводам, а 4,1% – в сжиженном виде (СПГ). Основные потоки газа были направлены в Германию (43,9%), Великобританию (24,9%) и Францию (14,5%). Норвегия является второй страной после России по объемам экспортируемого газа, при этом в 2012 г. поставки газа в саму Норвегию составили всего 1,2% от добычи. В 2013 г. на фоне падающих поставок в Европу из Норвегии Россия добилась рекордных объемов поставок – 30% от общеевропейских.

В России освоение всех морских месторождений сопровождается сейсморазведкой 3D, однако сейсмический мониторинг проводился всего один раз – на Пильтун-Астохском месторождении компании Sakhalin Energy (Газпром, Shell и др.) в 2010 г. с плавающими косами. Результаты позволили понять произошедшие флюидозамещения в резервуаре, объяснить причины падения нефтедобычи, скорректировать объемы водонагнетания и зоны размещения новых эксплуатационных скважин.

Применение сейсмомониторинга с донными кабелями (LoFS, PRM) обладает множеством преимуществ, включая возможность контроля флюидоперетоков в условиях, близких к реальному времени, что повышает не только эффективность нефтегазодобычи, но и безопасность освоения месторождений. В ИПНГ РАН в содружестве с рядом специализированных предприятий ведутся разработки отечественных технологий сейсмического мониторинга.

Литература

  1. Богоявленский В.И. Нефтегазоносность и геолого-геофизическая изученность Каспийского региона // Бурение и нефть. 2009. №6. С. 18 – 20.
  2. Богоявленский В.И. Изученность и перспективы нефтегазоносности российской и норвежской акваторий Баренцева моря // Арктика: экология и экономика. М.: РАН, 2011. №2. С. 64 – 75.
  3. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Поиск, разведка и освоение месторождений нефти и газа на шельфе Арктики // Бурение и нефть. 2011. №7 – 8. С. 24 – 28.
  4. Богоявленский В.И. Циркумарктический регион: современное состояние и перспективы освоения нефтегазовых ресурсов шельфа // Газовая промышленность. 2011. ноябрь. С. 88 – 92.
  5. Богоявленский В.И. Нефтегазодобыча в Мировом океане и потенциал российского шельфа. ТЭК стратегии развития. М.: 2012, №6. С.44 – 52.
  6. Facts 2012. The Norwegian Petroleum Sector. NPD, 2012. 148 p.
  7. Facts 2013. The Norwegian Petroleum Sector. NPD, 2012. 151 p.
  8. Hermansen H., Thomas L., Sylte J. and Aasboe B. (1997). Twenty Five Years of Ekofisk Reservoir Management. Society of Petroleum Engineers, 38927: 5–8.
  9. Лаверов Н.П., Дмитриевский А.Н., Богоявленский В.И. Фундаментальные аспекты освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа России //Арктика: экологии, экономика. М.: РАН, №1. С. 26 – 37.
  10. Ottemoller L., Nielsen H., Atakan K., Braunmiller J., Havskov J. The 7 May 2001 induced seismic event in the Ekofisk oil field, North Sea. Journal of Geophysical Research, Vol. 110, B10301, 2005. 15 p.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Богоявленский В.И.

    Богоявленский В.И.

    член-корреспондент РАН, д.т.н., профессор, заместитель директора по науке, заведующий лабораторией «Шельф»

    Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

    Богоявленский И.В.

    Богоявленский И.В.

    научный сотрудник

    Институт проблем нефти и газа РАН

    Просмотров статьи: 9601

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru