История открытия Штокмановского газоконденсатного месторождения

На сейсмограмме ВСП, полученной по скв. 1, выделение  отражающего горизонта, отождествляемого с кровлей газонасыщенного пласта Ю_ь представляет собой неразрешимую проблему в связи с низкочастотным характером сейсмической записи. Поэтому стратиграфическая привязка отражающих горизонтов в этой скважине была выполнена в основном по результатам моделирования волнового поля конечно-разностным методом. Сопоставление синтетических и реальных сейсмограмм по скв. 1, 2 и 3 показало, что кровля залежи продуктивного пласта Ю) отождествляется с малоинтенсивным, а подошва — со среднеинтенсивным отражающими горизонтами положительной полярности.

Исследования  методом ВСП в скв. 4 характеризуются достаточно хорошим качеством полевого материала. На первом этапе обработки данных ВСП выполнено подавление "повторных ударов" с помощью разработанной программы детерминистической деконволюции (DKSWL) донно-кратных волн медианной фильтрацией. Повышение разрешенности отраженных волн достигнуто благодаря применению программы DKSWL при использовании в качестве оценки формы сигнала записи волны, отраженной от горизонта B(J₃). Сопоставление полученной сейсмограммы и фрагмента временного разреза по профилю MOB ОГТ 01 в районе скв. 4 указывает на их хорошую сходимость.В результате комплексной интерпретации данных ГИС составлены акустическая и плотностная модели среды в целевом интервале, скорректированные по материалам СК, на основе которых выполнен расчет синтетических сейсмограмм конечно-разностным и лучевым методами. Реальные и синтетические трассы ОГТ и ВСП сопоставляются удовлетворительным образом. Отличия их связаны с наличием на трассе, полученной конечно-разностным методом внутри временного интервала, соответствующего продуктивному пласту Ю₀, интенсивного отражающего горизонта положительной полярности и с незначительным несовпадением фаз отражающих горизонтов, обусловленным более сложным строением среды и допущениями, положенными в основу расчета синтетических сейсмограмм.

Полученные результаты подтверждают ранее сделанные выводы о стратиграфической  привязке отражающих горизонтов в районе скв. 1 (рис. 3). Причем следует отметить, что отражающий горизонт, отождествляемый с подошвой пласта Юо, располагается в интерференционной зоне и его выделение возможно лишь на временных разрезах с видимой частотой 50 Гц.

По результатам геологической  интерпретации временных разрезов сделаны следующие выводы: дизъюнктивные нарушения амплитудой, превышающей толщину продуктивных пластов, развиты незначительно;отражающие горизонты, отождествляемые с кровлей и подошвой пласта Ю₀, коррелируются устойчиво;подошва пласта Ю₀ в районе скв. 1 имеет клиноформное строение.

Важное место при изучении геологического строения Штокмановского месторождения занимают исследования, связанные с выделением в волновом поле отражений от зеркальных контактов флюидов (ГВК). На временных разрезах MOB ОГТ выделение горизонтальных отражающих площадок вследствие интерференции волн, отраженных от опорного горизонта B(J₃), и преломленно-отраженных внутри продуктивного пласта Ю₀ представляет собой сложную задачу. К тому же в области ГВК, обладающей по сравнению с выше- и нижележащими пластами значительно меньшим волновым сопротивлением, нарушаются субволноводные условия — волновая картина осложняется проявлением интенсивных головных волн. Большую роль при этом играют волны, скользящие по поверхности газонасыщенного пласта, дифрагированные волны, а также вторичные волны, образованные пульсациями в приповерхностной части контурных вод, являющейся контрастной упругой средой. На временном разрезе 01 (ПК 42500-45000) в приконтурной части залежи отмечается усложнение волнового поля, выражающееся в появлении дополнительных отражающих горизонтов.

Таким образом, выделение  горизонтальных отражающих площадок, соответствующих контактам газ — вода для продуктивного пласта Ю₀, — весьма сложная проблема. Для ее решения использовали метод РНП. Регулируемые параметры (база суммирования, частотная полоса фильтрации, число каналов на базе и т. д.) оценивали исходя из условия разрешения сложной записи волнового поля в области горизонтального контакта флюидов. Выделенные разрастания на профиле 03 (ПК 5600-5850, to = 16800 мс) с максимумом интенсивности на нулевой дорожке суммоленты (рис. 4) могут быть связаны с горизонтальным залеганием отражающей границы на данном участке профиля, суммированием дифрагированной волны в области минимума годографа, наличием горизонтального контакта флюидов.

Горизонтальные площадки, отождествленные с контактами флюидов, характеризуются, как правило, малоинтенсивными разрастаниями и прослеживаются на одном и том же времени. Этим признакам удовлетворяют площадки, выделенные на профиле MOB ОГТ 03 (ПК 5600-5850, ПК 3100-3700), которые соответствуют горизонтальным отражениям на временном разрезе ОГП.

Выделение ГВК для продуктивного  пласта Ю₁ представленного тонкослоистым чередованием песчано-глинистых пород, весьма затруднительно, так как по данным скв. 3 в его подошвенной части отмечается наличие переходной зоны, где дифференциация акустических жесткостей незначительна. Применение метода РНП, суммирование сейсмограмм по ОГТ для выделения горизонтальных отражающих площадок оказалось малоэффективным, так как полученные временные разрезы характеризуются низкочастотным спектром отраженных волн. Решение этой задачи выполнено по результатам применения методики временных полей Наиболее уверенно горизонтальные отражающие площадки выделяются в западной части исследуемой структуры (на профиле MOB ОГТ 01, ПК 13600-16800 и др.). Амплитуда отрицательной фазы резко увеличивается в зоне перехода от водонасыщенной части к газонасыщенной.

Результаты динамического  анализа, выполненного по профилю MOB ОГТ 01, в интервале залегания продуктивного пласта Ю) подтверждают эти выводы. На графике параметра обратного затухания в районе ПК 16000 отмечается резкое его увеличение. Факторный анализ динамических параметров позволил выделить границу контура распространения газонасыщенных пород.

Уверенная корреляция отражающих горизонтов на исследуемой площади, отождествляемых с кровлей и подошвой газонасыщенных пластов Ю₁ и Ю₀, наличие тесной корреляционной связи между скоростью распространения продольных упругих волн и коэффициентом пористости, рассчитанных по данным ГИС (скв. 1—4) в целевом интервале (рис. 5), позволили выполнить по результатам применения ПАК прогнозирование подсчетных параметров (Н и К_п) в межскважинном пространстве. По сети профилей MOB ОГТ сопоставлены интервальные времена пробега упругих волн и скорость их распространения в пластах Ю₀ и Ю₁.

При построении разреза ПАК  амплитудные кривые градуировались в значении среднечастотной компоненты интервальной скорости, затем добавлялась низкочастотная компонента, которой соответствует плавное нарастание скорости с глубиной, определенное по СК.

Анализ параметров, полученных по профилям MOB ОГТ 01, 02, 03 и др., показывает наличие отчетливой связи между интервальной скоростью и временем распространения продольных упругих волн в продуктивных пластах Ю₀ и Ю₁ Выделение на временных разрезах MOB ОГТ горизонтальных отражающих площадок, отождествляемых с ГВК, позволило построить прогнозные схемы изменения толщины и коэффициента пористости для газонасыщенной части пласта Ю₀. Максимальные значения указанных параметров отмечаются в своде Штокмановского поднятия (Н = 65...70 м, К„ = = 25...26 %). Они плавно уменьшаются в периклинальной части, где К_п составляет 19...20 % и соответствует водонасыщенным породам, вскрытым в скв. 3 (рис. 6).

Прогнозные  схемы распределения общей толщины (Н) и коэффициента пористости (К_п) газонасыщенного пласта Ю₁ позволяют лишь весьма приблизительно оценить изменение указанных параметров. В пределах точности их определения можно сделать вывод об однородности его геологического строения на Штокмановской площади.

Таким образом, результаты выполненных работ свидетельствуют  о значительных возможностях комплексных  геофизических исследований для  детального изучения нефтегазовых месторождений с целью получения информации о параметрах для подсчета запасов углеводородов при существенном уменьшении объемов разведочного бурения[2].

 

 

 

 

Номер скважины	Пласт	Фракционный состав, %						Гранулометрические  коэффициенты			Число анализов
			Песчаная  фракция				Алевро-литовая  фракция	Пелитовая фракция	Cmax, ММ	Md, мм		Sa
			Крупнозернистая	Средне-зернистая	Мелкозернистая	Сумма песчаной фракции
1	Ю»	0.0,1 0,1	0.3...2.5 1,1	69.2...85.4 80,0	70.0...86.5 81,2	5.2.,20.6 12,0	4.8-9.4 6,1	0.21...1.0 0,45	0.12-0,14 0,13	1.2... 1.4 1,2	25
		ю,	Q...4.7 0,9	0.2...51.2 13,3	13.6...54.5 31,1	13,9-86,2 45,4	8.5...71.4 44,2	5.0-17.2 10,4	0.19-0.7 0,4	0.06...0.26 0,12	1.3...1.7 1,4	9
2	Ю0	0.0,2 0,1	0...3.4 0,9	14.3...80.0 51,8	14.5...80.9 52,9	11.8...75.5 38,8	5.1...29.0 8,3	0.2...1.0 0,23	0.08...0.2 0,1	1.2...1.5 1,4	35
		ю,	0-11,6 0,6	0.-58,3 7,9	0.2...49.2 10,4	0,2-85,9 18,9	9.6...90.3 69,8	4.5...24.0 11,4	0,09„.0,63 0,20	0.02-0,32 0,07	1.16...2.18 1,5	26
3	Ю0	0.-0,4 0,02	0-10,1 2,2	3.6...89.1 53,9	3.8...93.0 56,1	2.8...83.2 34,4	2.3...37.4 10,3	0,13-0.3 0,2	0,03-0,)8 0,12	1,15-6,7 1,6
		ю,	0-4,7 0,12	0.4... 1.5 1,2	1,0-43.6 8,3	1,0-81.2 9,7	9.8-87.9 76,2	7.5...32.9 14,1	0.1...0.63 0,14	0.02...0.24 0,07	1.2...5.3 1,8	39

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 3. Стратиграфическая  привязка отражающих горизонтов:

1 — исходная  сейсмограмма ВСП; 2 — сейсмограмма  ВСП после подавления повторных  ударов; 3 — сейсмограмма ВСП после  вычитания падающих волн и  вывода отраженных

волн на вертикаль; 4 — сейсмограмма ВСП после оптимальной обратной фильтрации; 5 — фрагмент временного разреза MOB ОТТ; 6, 7— синтетические сейсмограммы.

 

 

 

Рис. 4. Выделение  ГВК на временных разрезах МОВ  ОГТ 02; 2-фрагмент временного разреза  МОВ ОТ 02; 3-фрагмент временного разреза МОВ ОГТ 02 (восточная часть); 4-горизонтальная площадка, выделенная РНП; 5-горизонтальная площадка, выделенная РНП на временном разрезе МОВ ОГТ 02; 6-фрагмент временного разреза по профилю 01; 7-горизонтальная площадка, выделенная РНП на профиле 01; 8-горизонтальная площадка, выделенная на временном разрезе ОГТ 01; 9-разрез МОВ ОГТ по профилю 01(западная часть); 10-разрез ОГП по профилю 01. 

02

 

3.Ориентировочный проект разработки ШГКМ

3.1.Общие  сведения

Компания «Штокман Девелопмент АГ» — совместное предприятие, зарегистрированное 15 февраля 2008 года для решения задач финансирования, проектирования, строительства и эксплуатации объектов Первой фазы освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Доли участия  в проекте распределены следующим образом: ОАО «Газпром» — 75%, Total  S. A. (Франция) — 25%.

Штаб-квартира Компании расположена в г.Цуг, Швейцария. Филиалы Компании открыты в Москве, Мурманске и с.Териберка Мурманской области.

«Штокман Девелопмент  АГ» будет собственником и оператором инфраструктуры Первой фазы освоения Штокмановского ГКМ на протяжении 25 лет.

В рамках Первой фазы будет добываться 23,7 млрд. м³ природного газа в год.

Масштабность  и сложность работ, особые климатические условия в районе добычи и транспортировки газа, необходимость применения принципиально новых технико-технологических решений в процессе разработки позволяют говорить об уникальности Штокмановского проекта.

Район добычи расположен далеко за полярным кругом, в суровых природно-климатических условиях. Арктический климат и тяжелая штормовая обстановка сужают погодное окно для проведения работ по освоению месторождения. В районе разработки неоднократно фиксировалось появление многолетних льдов и айсбергов.