Приразломное. Месторождения полезных ископаемых приразломное нефтяное месторождение

Название: Приразломное нефтяное месторождение

Расположение: В Печорском море в 60 км от берега.

Лицензия: Владелец - ООО «Газпром нефть шельф» (100-процентное дочернее общество ПАО «Газпром нефть»).

Оператор разработки: ООО «Газпром нефть шельф»

Запасы: На момент начала извлекаемые запасы оценивались более чем в 70 млн тонн нефтяного эквивалента. По состоянию на январь 2017 года на месторождении было построено десять скважин: шесть добывающих, три нагнетательных и одна поглощающая. Всего же к 2023 году планируется пробурить 32 скважины - 19 добывающих, 12 нагнетательных и одну поглощающую. Бурение скважин планируется завершить в 2022 году.

Добыча: Началась 20 декабря 2013 года. Первая нефть с месторождения была отгружена 18 апреля 2014 года. В 2014 году было добыто 300 тыс. тонн нефти, в 2015 году - 800 тыс. тонн нефти, в 2016 году - 2,15 млн тонн нефти. Выход на проектную мощность - 4,8 млн тонн нефтяного эквивалента - запланирован на 2023 год. Период эксплуатации месторождения - 36 лет.

Транспортировка: Нефть с месторождения сначала транспортируется на танкер-накопитель «Умба», установленный на рейде в Кольском заливе вблизи Мурманска, дедвейтом 300 тыс. тонн, а уже оттуда отдельными танкерами идет в Европу.

Особенности: Первый и пока единственный в России проект по освоению углеводородных ресурсов шельфа Арктики. Нефть, добываемая на Приразломном месторождении, получила название Arctic Oil (ARCO).

Месторождение, как принадлежащее «Газпром нефти», находится под санкциями.

Чистый убыток ООО «Газпром нефть шельф» в 2014 году, по данным «СПАРК-Интерфакса», составил 3,3 млрд рулей.

Одна из новелл фильма «Елки 5» происходит на платформе «Приразломная», с которой ведется добыча на месторождении.

История освоения: Освоение Приразломного - пожалуй, самый известный реализованный долгострой в российской нефтегазовой отрасли. Оно было открыто в 1989 году производственным объединением «Арктикморнефтегазразведка».

В 1992 году для его освоения была создано ЗАО «Росшельф», где одним из акционеров был «Газпром» с долей в 20%. «Росшельфу» принадлежала лицензия на месторождение.

Изначально предполагалось разрабатывать Приразломное с привлечением зарубежных инвесторов - в качестве партнеров или финансирующих организаций назывались Европейский банк реконструкции и развития, Международная финансовая корпорация (IFC), BHP Petroleum, Wintershall AG. Заказ на строительство морской ледостойкой стационарной платформы «Приразломная» был размещен в 1995 году на ПО «Севмаш» (тогда - ПО «Севмашпредприятие». По расчетам «Росшельфа», добыча на месторождении должна была начаться в 1998-1999 годах, выход на проектный уровень - 5,8 млн тонн нефти в год - в 2001-2002 годах. Всего же добыча должна была вестись до 2020 года.

Однако иностранные компании по очереди отказывались от участия в проекте. В 1999 году BHP Petroleum - из-за экономической нецелесообразности проекта, а в 2001 году ее преемник - Wintershall AG - сообщил о заморозке проекта как минимум на год из-за невозможности договориться по условиям соглашения о разделе продукции.

В итоге в 2001 году было принято решение, что Приразломное будут разрабатывать три российских компании: «Газпром», «Росшельф» и «Роснефть». Лицензия была передана в совместное предприятие «Росшельфа» и «Роснефти» - ООО «Севморнефтегаз». В 2002 году «Севморнефтегаз» подписал с «Севмашем» контракт на достройку платформы. Разумеется, срок ее сдачи сдвинулся на 2004 год, а добыча первой нефти на месторождении - на 2005 год. Интересный факт - в качестве основы «Приразломной» взяли подержанную платформу Hutton TLP, которую выкупили у Conoco. Ранее руководство «Росшельфа» и «Газпрома» выступало категорически против покупки подержанной платформы за рубежом.

Однако денег на постройку платформы не было, сроки завершения строительства постоянно переносились. В 2004 году из проекта ушла «Роснефть» - компания продала свои доли в «Росшельфе» и «Севморнефтегазу» «Газпрому», который по сути стал единственным оператором проекта.

В итоге платформа была готова в 2010 году, а после отбуксирована в Мурманск, где ее достраивали и балластировали бетоном. В августе 2011 года платформа была установлена на месторождении, а в декабре 2013 года началась добыча нефти Приразломного.

Текущий статус: Ведется добыча, идут работы по строительству новых скважин, планируется выход на максимальную добычу.

Происшествия: 18 сентября 2013 года активисты «Гринпис» попробовали проникнуть на платформу «Приразломная», с которой ведутся работы на месторождении. Им это не удалось, судно активистов Arctic Sunrise было арестовано и 24 сентября вместе с командой (30 человек) доставлено в Мурманск. Команда обвинялась в пиратстве, а также хранении и контрабанде наркотических средств. Однако в связи с амнистией команда в итоге была выпущена. 9 августа 2014 года корабль вернулся в Амстердам. В октябре 2014 года Следственный комитет прекратил дело в связи с амнистией.

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 м3/м3. Нефть из скв. 3 имела плотность 0,910-0,912 г/см3; газовый фактор составил 34-39 м3/м3 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 м3/м3. 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 м3/м3.

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 С1+С2 составляют 295 млн. т. Извлекаемые запасы по категориям С1+С2 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.

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» № 01-2/2017 ISSN 2410-700Х_

Салаватов Салават Юлаевич

Студент 4 курса, БашГУ Г.Уфа, РФ E-mail - [email protected]

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИРАЗЛОМНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Аннотация

В данной статье в краткой форме описана геологическая составляющая шельфового Приразломного месторождения. Актуальность темы обусловлена тем, что месторождение на сегодняшний день является единственным действующим в России проектом по добыче углеводородов на шельфе Арктики.

Ключевые слова Месторождение, шельф, коллектор, пласт, горизонт.

Приразломное - уникальное для России в своем роде месторождение, находящееся за полярным кругом в акватории Печерского моря. Это единственное на сегодняшний день месторождение на арктическом шельфе России, где добыча нефти уже начата.

Месторождение расположено на шельфе Печорского моря в 55 км к северу от посёлка Варандей и в 320 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мар (рис. 1).

Рисунок 1 - Расположение Приразломного месторождения на карте

Приразломное открыто в 1989 году и содержит более 70 млн т извлекаемых запасов нефти. Нефть нового российского сорта получила название Arctic Oil (ARCO) и впервые была отгружена с Приразломного в апреле 2014 года. Относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Глубина моря в районе месторождения составляет 19-20 метров.

Добыча ведется на морской ледостойкой нефтедобывающей платформе.

В тектоническом отношении месторождение расположено в юго-восточной части Печорского моря на продолжении Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Залежи нефти приурочены к карбон-нижнепермским отложениям. Коллекторами являются кавернозно-пористые рифовые известняки. По нефтегеологическому районированию территория месторождение относится к Тимано-Печорскому бассейну.

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» № 01-2/2017 ISSN 2410-700Х

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.

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!а 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 %.

Особенностями геологического строения месторождения являются:

Структурно-тектонический тип пластового резервуара (ловушки);

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

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

Значительное развитие вертикальной трещиноватости, особенно в северной части месторождения;

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

Список использованной литературы:

1. Никитин Б. А., Хведчук И. И. «Нефтяное месторождение Приразломное на Арктическом шельфе России». Геология нефти и газа, № 2. Москва 1997 г.

2. Шипилов Э. В. «Месторождения углеводородного сырья российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения». Вестник МГТУ, том 3, №2, 2000 г.

3. www.neftegaz.ru

© Салаватов С.Ю., 2017

Фархутдинова Дилара Рамилевна

студентка БашГУ, г. Уфа Е-mail: [email protected]

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ РОССИИ Аннотация

По разведанным запасам нефти Россия входит в число ведущих нефтедобывающих стран мира. В ее