История открытия Штокмановского газоконденсатного месторождения

Министерство  образования и науки Российской Федерации

Национальный  минерально-сырьевой университет «Горный»

 

 

 

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых  месторождений

 

Реферат на тему:

История открытия Штокмановского газоконденсатного  месторождения

 

 

 

 

Выполнил: студент   НГШ-12                               /Забелин П.А/

                                   ^{(шифр группы)             (подпись)                      (Ф.И.О.)}

 

Проверил:              профессор                                  /Петухов А.В./

                                ^{(должность)           (подпись)                       (Ф.И.О.)}

 

 

 

 

Санкт-Петербург

2012

 

Содержание:

    1.Вступление …………………………………………………………………………………….3

    2.Штокмановское газоконденсатное месторождение ………………………………………...5

        2.1.Общие сведения …………………………………………………………………………..5

2.1.1.Местоположение………………………………………………………………...5

2.1.2.Климат …………………………………………………………………………...5

        2.2.История открытия ШГКМ и его газоносность …………………………………………7

        2.3.Геогические условия ……………………………………………………………………..8

    3.Ориентировачный проект разработки ШГКМ………………………………………………20

        3.1.Общие сведения …………………………………………………………………………..20

        3.2.Как  будет добываться газ? .................................................................................................21

        3.3.Куда  газ будет поступать после  добычи? ……………………………………………….23

        3.4.Логистическая  инфраструктура ………………………………………………………....25

        3.5.Значение проекта ………………………………………………………………………....28

    4.Заключение …………………………………………………………………………………….30

    5.Список  используемой литературы …………………………………………………………...31

 

 

 

 

 

 

 

1.Вступление

Эра лёгкой нефти закончена. Сегодня будущее нефтегазовой промышленности находится в зависимости от темпов ввода в разработку запасов морских месторождений углеводородов, большая часть которых  сосредоточена на глубоководном шельфе или в суровых климатических условиях Арктики. Арктический шельф (рис.1) – это огромная акватория (26 млн км²⁾, в пределах которой выделяются бассейны и провинции, перспективные для поисков месторождений нефти и газа. Наиболее изученной в настоящее время является акватория Западной Арктики, включающая шельф Баренцева и Карского морей. В литературе также часто встречается название "Печорское море", которое по своему географическому положению является частью Баренцева моря, а по геологической природе – акваториальным продолжением Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Тем не менее понятие Печорского моря уже активно внедрилось в терминологию нефтегазовой индустрии и широко используется, подчеркивая прежде всего геологические различия между собственно Баренцевоморским бассейном и акваториальным продолжением Тимано-Печорского бассейна[1].

Западно-Арктический  шельф содержит значительные ресурсы нефти и газа, уникальность которых уже доказана открытием гигантских газовых месторождений: Штокмановского в Баренцевом, Русановского и Ленинградского в Карском и крупных газонефтяных месторождений Приразломного и Долгинского в Печорском морях. Разберем более подробно Штокмановское газоконденсатное месторождение.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

           2. Штокмановское газоконденсатное месторождение

2.1. Общие сведения

2.1.1. Местоположение

Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено  на шельфе Баренцева моря в центральной части Восточно-Баренцевоморского прогиба, который протягивается в субмеридиональном направлении вдоль западных берегов островов Новая Земля. Прогиб имеет сложное строение, обусловленное наличием трех глубоких впадин – Южно-Баренцевоморской, Северо-Баренцевоморской и Нансена, разделенных региональными поднятиями-седловинами моря в 550 км к северо-востоку от Мурманска. Глубины моря в этом районе колеблются от 320 до 340 м. (Рис.2).

2.1.2. Климат

Климатические условия Баренцева моря определяются соседством его с теплым Норвежским морем и холодными районами Арктического бассейна. Через Баренцево море проходят траектории подавляющей части теплых североатлантических циклонов, идущих на восток и северо-восток в глубь арктической области. Часто этот перенос теплых воздушных масс прерывается мощным вторжением гребней поляр6ного антициклона, сопровождающимся проникновением холодных арктических воздушных масс далеко на юг. Синоптические процессы в Баренцевом море развиваются особенно бурно. Это один из самых неспокойных и изменчивых по погоде районов. По сравнению со всеми морями Арктики климат Баренцева моря отличается высокими температурами воздуха, мягкими зимами и большим количеством осадков. Суровость климата, по средним данным, возрастает в море с юга на север и с запада на восток. Средняя годовая температура воздуха характеризуется следующими значениями: о. Медвежий -1.6°, Баренцбург (Шпицберген ) -5.2°, Бухта Тихая (ЗФИ) -10.5°. Находясь под влиянием поступления теплых масс воды и воздуха из Атлантического океана и холодных - из Арктического бассейна, климат Баренцева моря весьма неоднороден. В северной части моря господствует арктический воздух, а на юге - воздушные массы умеренных широт. Однако, иногда температура достигает – 55 и 33° C.

 

 

 

 

 

 

 

2.2. История  открытия ШГКМ и его газоносность

Штокмановская структура (вероятность существования месторождения) 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. Тогда же было начато изучение ее геологического строения. В 1985 году структура была подготовлена к оценке бурением. В 1988 году было начато строительство первой поисковой скважины проектной глубиной 4500 метров, которое было завершено 27 июля 1988 г. на глубине 3153 метров. В результате ее испытания были открыты две залежи свободного газа с газовым конденсатом, и на Государственный баланс запасов по состоянию на 1 января 1989 г. впервые поставлены более 2,4 трлн м³свободного газа промышленных категорий.

По разведанным запасам природного газа Штокмановское месторождение на сегодняшний день является одним из крупнейших в мире. Геологические запасы месторождения составляют 3,9 трлн м³газа и около 56 млн т газового конденсата.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3.Геологические  условия

К одному из важных направлений повышения эффективности геолого-разведочных работ при оценке запасов УВ на Штокмановском газоконденсатном месторождении относится комплексирование сейсмических (MOB ОГТ, ВСП) и промыслово-геофизических методов, которое дает возможность более обоснованно интерполировать и экстраполировать результаты наблюдений в скважинах, повысить достоверность прогноза подсчетных параметров при оценке запасов и сократить число разведочных скважин.

Анализ материалов ГИС  и лабораторного изучения керна  свидетельствует о неоднородности строения и распределения петрофизических характеристик основных продуктивных пластов Ю₀ и Ю, исследуемого месторождения. Продуктивный пласт Ю₀ сложен мелкозернистыми и слабоглинистыми песчаниками. К подошвенной части пласта в песчаниках увеличивается доля алевролитовой и глинистой составляющих, где в отдельных прослоях отмечаются собственно алевролиты и реже глинистые алевролиты. Текстура песчаников преимущественно массивная или неясно слоистая. Среди алевролитовых разностей преобладают слоистые (горизонтально-, волнисто- или линзовиднослоистые) текстуры. Цементация песчаных пород в основном средняя. В верхней и средней частях пласта встречены пропластки слабосцементированных песчаников. На каротажных диаграммах и в керне выделяются плотные прослои (толщиной до 0,7...1,2 м) терригенно-карбонатных пород, к которым относятся песчано-алевролитовые с карбонатным цементом. Наблюдаются также видимому, имеют конкреционную природу и тяготеют к нижней части пласта.

Изменение пористости песчано-алевролитовых  пород Штокмановской площади связано в первую очередь с содержанием глинистой фракции, уменьшением зернистости пород и степенью аутигенной цементации, обусловленной количеством карбонатного цемента. Постепенное увеличение глинистости и уменьшение зернистости пород к подошвенной части пласта привели к заметному снижению пористости, увеличению объемной плотности и скорости продольных волн. Прослои терригенно-карбонатных пород (известковые песчаники и алевролиты) характеризуются резким снижением коэффициента пористости (до 4,7 %), увеличением объемной плотности (до 2,56 г/см³) и скорости упругих волн (до 3,4 км/с), что вносит существенные неоднородности в распределение акустических жесткостей. Изучение фильтрационно-емкостных свойств пород (ФЕС) в разрезе по линии скв. 1, 2, 3 показало, что зона повышенной пористости и проницаемости по данным керна и ГИС располагается в присводовой части пласта. На крыльях структуры наблюдается снижение ФЕС, особенно в районе скв. 3. В этом же направлении отмечаются увеличение глинистости и уменьшение степени отсорбированности пород (таблица).

Продуктивный  пласт Ю₁ представлен преимущественно песчаниками мелкозернистыми и алевролитами. Сортировка пород изменяется от хорошей и средней в более однородных песчано-алевролитовых разностях, приуроченных к верхней и средней частям пласта (скв. 1, 2), до преимущественно средней и плохой в нижней его части (скв. 3) (см. таблицу).

Плохая отсортированность  пород обусловлена присутствием зерен гравийной размерности  и прослоями галечного конгломерата толщиной до 0,5 м.

Прослои конгломерата залегают в приподошвенной части пласта и могут идентифицироваться как поверхности размыва. Глинистость песчаников и алевролитов изменяется от 5 до 32,9 %. Наиболее глинистые породы приурочены к нижней части пласта (скв. 1, 2).

Распределение ФЕС и петрофизических параметров в определенной мере отражает сложный литологический состав рассматриваемых пород. В целом среднее значение коэффициента пористости пласта Ю) составляет 14,6 %, а для продуктивной части — 15,8%.

К основным помехообразующим факторам волнового поля на исследуемой площади относятся донно-кратные волны. Выделение аномальных эффектов, связанных с проявлением залежи УВ (ГВК, кровля и подошва продуктивных пластов) в столь сложных сейсмогеологических условиях, представляет собой сложную проблему и определяется возможностями графа обработки сейсмических материалов MOB ОГТ.

Сигнал, возбуждаемый линейной группой пневмоисточников, характеризуется широкополосным спектром колебаний (F = 5... 160 Гц), отсутствием повторных пульсаций "газового пузыря" (рис. 1). Для вычитания донно-кратных волн была использована процедура двумерной фильтрации при уменьшенной базе расчета оператора (7 трасс). Ввод кинематических поправок осуществляли таким образом, чтобы обеспечить максимальный уровень подавления волн-помех в целевом интервале (t_Q = = 1400...2000 мс).

Для повышения  разрешенности отраженных волн на сейсмограммах  наибольшее распространение получили статистические методы обратной фильтрации, базирующиеся на известных допущениях. Анализ сейсмограмм, полученных по результатам применения различных программ статистической деконволюции, позволил сделать следующие выводы: эффективное сжатие отраженных волн отсутствует, отмечается интенсивный уровень высокочастотных помех. Наличие в непосредственной близости от целевого интервала опорного отражающего горизонта B(J₃) дало возможность использовать запись отраженной волны в качестве оценки формы сигнала при расчете оператора разработанной обратной фильтрации. Визуальный анализ сейсмограммы свидетельствует о сжатии отраженных волн при низком уровне шумов.

Фрагменты временных  разрезов, полученные по результатам  применения статистической и разработанной детерминистической деконволюции при прочих равных условиях, по участку профиля MOB ОГТ 01 сильно различаются.На них выделяются отражающие горизонты, отождествляемые с подошвой пласта Ю₀ и кровлей пласта Ю₁.

Наличие фазовых  разбросов в годографах отраженных волн после введения кинематических поправок за удаление пункта взрыва от пункта приема весьма затрудняет получение высокоразрешенных временных разрезов. С этой целью сейсмограммы ОГТ были просуммированы по методу временных полей. Полученные временные разрезы ОГП и ОГТ по профилю 01 отличаются незначительно. Для повышения разрешенности отраженных волн на сейсмограммах ОГТ на следующем этапе была использована процедура нуль-фазовой статистической деконволюции при низких значениях регуляризирующего параметра. По результатам последующего применения метода суммирования по временным полям получен временной разрез по профилю 01, на котором достаточно отчетливо выделяются аномалии волнового поля, связанные с газонасыщением пластов Ю₀ иЮ₁.

Важной и  сложной задачей на Штокмановской  площади является стратиграфическая  привязка отражающих горизонтов. Для ее решения использовали данные ГИС, ВСП и MOB ОГТ. Анализ результатов по скв. 1 (рис. 2) свидетельствует о том, что кровле продуктивного пласта Ю₀ соответствует минимум интенсивной отрицательной фазы опорного отражающего горизонта B(J₃), подошве — максимум положительной средней интенсивности. Между ними выделяется отражающий горизонт положительной полярности. Полученные выводы согласуются с результатами сейсмомоделирования, выполненного конечноразностным методом. На синтетической сейсмограмме, полученной лучевым методом, рассматриваемая отраженная волна отсутствует. Геологическая природа ее, по-видимому, связана с образованием преломленно-отраженных волн в продуктивном пласте Ю₀, являющемся своеобразным волноводом относительно вмещающих пород. С изменением их акустических свойств по латерали связывается различная прослеживаемость исследуемой волны на разных участках профилей MOB ОГТ (01,02 и т. д.).