К содержанию журнала

УДК 553.982.2 © Б.А.Никитин, И.И.Хведчук, 1997

НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ПРИРАЗЛОМНОЕ НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ РОССИИ

Б.А.Никитин, И.И.Хведчук (АО "Росшельф")

Приразломное нефтяное месторождение расположено на шельфе юго-восточной части Печорского моря в 60 км к северо-западу от пос. Варандей Ненецкого автономного округа Архангельской области (рис. 1). Месторождение открыто ГПК "Арктикморнефтегазразведка" в 1989 г. бурением в сводовой части антиклинальной складки поисковой скв. 1 на глубину 3100 м. При испытании нижнепермских — верхнекаменноугольных биокластических известняков в интервале 2369-2438 и 2447-2487 м после проведения солянокислотной обработки был получен промышленный приток нефти с дебитом 393 мз/cyт.

Комитетом Российской Федерации по геологии и использованию недр 15 марта 1993 г. АО "Росшельф" была выдана лицензия сроком на 25 лет на право добычи нефти на Приразломном нефтяном месторождении, поисков и оценки залежей углеводородов с привлечением для этих целей российских и иностранных инвестиций.

В августе 1993 г. РАО "Газпром" и АО "Росшельф" заключили Соглашение с компанией ВНР (Австралия) о принципах сотрудничества по освоению Приразломного месторождения. В июне 1994 г. между этими компаниями было подписано Соглашение о сотрудничестве по проведению геологоразведочных работ, промышленной оценке и освоению Приразломного месторождения. Компания ВНР на приоритетной основе и условиях риска принимала участие в бурении скв. 3,4,5, обработке данных и составлении технико-экономического обоснования обустройства месторождения.

1 - нефтяные и газовые месторождения

 

В 1993-1994 гг. АО "Росшельф" провело бурение и испытание разведочных скв. 3,4,5, подтвердивших наличие промышленной залежи нефти в пермокарбоновых отложениях.

Материалы переобработки и переинтерпретации данных сейсморазведочных работ, результаты анализа керна, испытания скважин и интерпретации материалов промыслово-геофизических исследований позволили уточнить геологическое строение месторождения.

Приразломная структура по кровле пермокарбонового резервуара в виде покрова, облекающего нижележащие образования, имеет размеры 18,3х5,1 км. Ее площадь по предельно замкнутой изогипсе -2547 м составляет 62,35 км2 (рис. 2).

Материалы переобработки сейсмических разрезов свидетельствуют о более сложном тектоническом строении структуры, чем это представлялось ранее. Так, в ее юго-восточной части выявлена сложная серия разрывных нарушений северо-западного и юго-восточного простирания. Кроме того, выделяются многочисленные слабо выраженные дислокации, которые не поддаются площадному картированию из-за недостаточной плотности сети сейсмопрофилей.

В целом разрывные нарушения свода Приразломной структуры отличаются по простиранию, протяженности и амплитуде смещения (от первых метров до 100 м и более).

Продуктивный горизонт, вскрытый четырьмя скважинами, представлен двумя карбонатными пластами-коллекторами различного генезиса. Верхний высокопористый пласт-коллектор, сложенный биокластическими известняками, перекрыт глинами кунгурского яруса, образующими региональную покрышку двумя маломощными (1-2 м) и непроницаемыми пластами, и разобщен на три пласта: Ia, Ib, Ic (рис. 3).

Нижний пласт-коллектор II представлен относительно плотными известняками карбона. Он слабо выражен в сейсмическом волновом поле из-за низких коллекторских свойств.

Продуктивный пласт I хорошо коррелируется между всеми скважинами. Пласт Iа выделяется только в разрезе скв. 3 и 4, расположенных в центральной и юго-восточной частях структуры, и представлен переслаиванием высокопористых и низкопористых (до непроницаемых) известняков. Пласт был подвергнут палсоразмыву, в своде и на севере структуры (скв. 1,5) он отсутствует. На восточном крыле в скв. 4 сохранилась лишь его подошвенная часть. Наибольшая мощность пласта отмечается в скв. 3. Пласты Ib и Ic распространены на площади всего месторождения.

Общая мощность известняков продуктивного пласта I (по данным бурения и сейсморазведки) изменяется в пределах 43-85 м, эффективная — 42-85 м, для продуктивного пласта II (по данным бурения) соответственно 49,5-63,0 и 11,1-26,2 м.

Площадная невыдержанность эффективной мощности коллекторов пласта II при их низкой пористости (< 10 %) не позволяет рассматривать этот горизонт в качестве самостоятельного объекта разработки.

Основные запасы нефти приурочены к пласту I, распространенному на площади месторождения и характеризующемуся средней пористостью (15,6-21,7 %) и проницаемостью (0,05-0,4 мкм2). Его средняя нефтенасыщенность составляет 77-95 %.

По данным сейсморазведки пласт 1а распространяется в восточном направлении, выходя за пределы последней замкнутой изогипсы. Вопрос о его возможной нефтенасыщенности на востоке структуры пока остается открытым.

Основные запасы нефти приурочены к пласту Ib, его мощность возрастает в северном направлении. Пласт Iс характеризуется выдержанной мощностью.

В целом для пласта I по данным сейсморазведки предполагается улучшение коллекторских свойств в юго-западной части месторождения (между скв. 1 и 3).

Необходимо также отметить, что непроницаемые пласты, разделяющие пласт I, хотя маломощны и трещиноваты, определенным образом могут повлиять на его эксплуатационные характеристики.

Пласт I был испытан во всех четырех скважинах; пласт II — только в скв.1. Максимальный дебит нефти после кислотной обработки при испытании пласта был получен в скв. 3 и составил 677 м3/сут. В скв. 4 зафиксирована смесь нефти и пластовой воды дебитом 130 м3/сут. По результатам испытания скв. 1 дебит нефти из пласта II до кислотной обработки составил 20 м3/сут.

Нефть, поступившая из скв. 1 и 3, имеет сходные характеристики. При испытании скв. 1 была получена нефть плотностью 0,908-0,910 г/см3; газовый фактор составил 29,1 м33. Нефть из скв. 3 имела плотность 0,910-0,912 г/см3; газовый фактор составил 34-39 м33 при различных режимах сепарации. Выделенный газ содержал до 0,4 % H2S, содержание серы в нефти составило 2,3 %. В скв. 5 получена нефть плотностью 0,914 г/см3 с газовым фактором 44-47 м33. В скв. 4 была получена смесь нефти и пластовой воды из переходной зоны коллектора. Плотность нефти была значительно выше, чем в скв. 1 и 3 (0,94-0,97 г/см3).

Нефть, полученная при испытании пласта II в скв. 1, имела плотность 0,928 г/см3 с газовым фактором 25 м33.

В процессе поисково-разведочного бурения не удалось точно установить положение ВНК пластов I и II. По геолого-геофизическим данным для продуктивного пласта I положение ВНК предполагается на абсолютной отметке -2528 м.

На основании выполненных исследований произведен подсчет запасов нефти Приразломного месторождения, утвержденных Государственной комиссией РФ по запасам полезных ископаемых.

Балансовые запасы нефти по месторождению по категориям С12 составляют 295 млн. т. Извлекаемые запасы по категориям С12 оцениваются в 75,3 млн. т.

Основными особенностями геологического строения Приразломного месторождения, обусловливающими специфику его разработки, являются:

1. Биокластический состав карбонатов.

2. Хорошая выдержанность по площади мощности основного продуктивного пласта и его петрофизических свойств.

3. Приуроченность повышенных значений пористости и проницаемости коллекторов (и соответственно повышенной концентрации запасов) к центральной и южной частям месторождения.

4. Значительное развитие вертикальной трещиноватости, особенно в северной части месторождения.

5. Увеличение отношения вертикальной проницаемости к горизонтальной от центральной части месторождения к северной.

Приведенные характеристики пермокарбоновых коллекторов и особенности распределения нефтяной залежи позволили сделать вывод о том, что технически и экономически месторождение целесообразнее всего разрабатывать с одной ледостойкой добывающей платформы. Исходя из сравнения эффективности различных вариантов платформы предпочтение отдано стальной гравитационной платформе, строительство которой будет осуществлено на российских предприятиях ВПК: "Севмашпредприятии" и "Звездочке" (Северодвинск, Архангельская область).

В декабре 1994 г. было закончено технико-экономическое обоснование обустройства месторождения, которое в 1995 г. пошло государственную экологическую экспертизу.

В настоящее время завершается составление технологической схемы разработки месторождения. Выполненные варианты моделей разработки свидетельствуют о том, что центральную и южную части месторождения наиболее целесообразно разрабатывать в основном с использованием вертикально наклонных скважин, а северную — горизонтальных.

Для разработки месторождения рекомендована комбинированная рядная система с использованием горизонтальных скважин. Всего планируется пробурить 55 скважин, в том числе 31 эксплуатационную, из которых 15 будут горизонтальными при максимальном отходе 5,5-6,0 км, и 24 — нагнетательные. Период эксплуатации составит 20,5 года, суточная добыча нефти — около 16 тыс.т, а средняя величина извлекаемых запасов на скважину — 2,1 млн. т при коэффициенте извлечения нефти 0,34.

Впервые на арктическом шельфе России с целью уточнения строения пермокарбонового резервуара на месторождении совместно с компанией Geco-PrakIa и трестом "Севморнефтегеофизика" в 1966 г. проведены сейсморазведочные работы по методике 3D, результаты которых будут использованы для оптимизации выбранного варианта разработки.

Транспорт нефти будет производиться танкерами ледового класса от месторождения до терминалов Мурманского морского порта.

Финансирование разработки месторождения предполагается осуществить в размере 30 % стоимости силами участников проекта, а остальные средства получить за счет отечественных и иностранных кредитов. Срок окупаемости капитальных вложений около 4 лет.

В настоящее время интенсивно проводится проектирование платформы, которая была заложена на "Севмашпредприятии" 4 декабря 1995 г.

Освоение Приразломного месторождения представляется важным этапом разработки нефтяных и газовых ресурсов арктического шельфа России.

ABSTRACT

The article provides analysis of results of works on studying geological structure of the Prirazlomnoye oil field in the Pechora Sea where commercial oil pool in the Lower Permian-Upper Carboniferous carbonate deposits has been explored. Results obtained allow to suggest a complicated tectonic structure of the field where a series of disjunctive faults of north-western and south-eastern strike was revealed in south-eastern part, while the southwestern limb is complicated by a large fault.

A pay horizon is represented by two carbonate formations-reservoirs of various genesis: upper high porous, well permeable and highly oil saturated formation I and lower — low porous and poorly permeable formation II. The main oil reserves are confined to the formation I being developed within the limits of the whole field. It is composed of different lithologic varieties of bioclastic limestones and divided by two thin nonpermeable interlayers into three formations. The pay horizon I is recommended to serve as a productive formation.

Based on analysis of efficiency of different variants of oil-field construction it is advisable to develop a field using one sleetproof, steel platform of gravity type which will be constructed in Russia.

The development modelling variants suggest to develop the central and southern parts of the field by- vertical-inclined wells and the northern one by horizontal wells.

1 - разведочные скважины; 2 - разломы; 3 - изогипсы, м; цифры в квадрате - абсолютная отметка кровли продуктивного пласта I

 

1 - нефтесодержащие породы