Самое дорогое нефтяное месторождение в Казахстане стало приносить прибыль. Апрельское месторождение нефти


Территория Нефтегаз № 7-8 2016

Ключевые слова: литофации, палеорусла, палеодельта, палеорельеф, конус выноса, уступ.

Ссылка для цитирования: Бронскова Е.И. Геологическая модель строения Апрельского месторождения с учетом палеорельефа продуктивных пластов в тюменской свите // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 7–8. С. 28–31.

На примере апрельского месторождения показана возможность комплексного геологического картирования и моделирования юрских низкопроницаемых коллекторов для объектов руслового и дельтового генезиса. в интер­валах залегания продуктивных пластов ЮК2-ЮК5 с разной степенью достоверности выделяются палеорусла рек и речных притоков и протоков в виде узких линейных зон (врезов), окаймляющие малые формы палеорельефа с флуктуациями на меандрирование, а также предполагаемый аллювиальный конус выноса в пласте ЮК6. Повышен­ные значения емкостно-фильтрационных свойств и повышенные толщины коллекторов тюменской свиты являются важнейшими показателями и индикаторами русловых фаций. Показано соответствие палеорельефа поверхности каждого пласта пространственному положению палеорусел рек, а также палеодельт в их устьевых частях.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Среднее по запасам Апрельское нефтяное месторождение открыто в 1982 г. и расположено в Ханты-Мансийском автономном округе. На месторождении пробурено 11 разведочных скважин на продуктивные пласты ЮК2 и проведены сейсморазведочные работы МОГТ-3D объемом 130 км2 (2010 г.). Основное отличие полученных результатов от прежних построений заключалось в переходе от пластовой однородной модели (рис. 1а) резервуара ЮК2 к палеорусловой и палеодельтовой моделям (рис. 1б).

Геологическое строение Апрельского месторождения существенно изменилось после обработки и интерпретации сейсмических материалов МОГТ-3D с использованием передовых методологических подходов, таких как сейсмофациальный анализ и методики спектральной декомпозиции и RGB-суммирования. В совокупности с результатами бурения полученные материалы позволили создать многофакторные инновационные модели залежей сложного строения.

Притоки нефти получены в скв. 1 (совместно опробованные пласты ЮК1+ЮК2-9+ЮК10+Рz), 24 (ЮК1+ЮК2-9+ЮК10+Рz), 5 (ЮК2, ЮК3) 6 (ЮК2) 7 (ЮК2) 10 (ЮК2) Дебиты нефти – 0,12–30 м3/сут. Отсутствие воды при опробовании скважин в открытом стволе и результаты интерпретации ГИС характеризуют указанные интервалы как нефтенасыщенные до фундамента и перспективные для опробования в эксплуатационной колонне.

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ 

В пределах рассматриваемого месторождения тюменская свита делится на три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Породы нижней подсвиты тюменской свиты залегают несогласно на породах доюрского основания или отложениях горелой свиты. Свита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин, углей. Породы часто слабоотсортированные, характерен растительный детрит. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК7–9. Они характеризуются значительной фациальной изменчивостью и литологической неоднородностью. Толщина осадков составляет 70–90 м, возраст по палинокомплексам – ааленский. Средняя подсвита в верхней части представлена слабоотсортированными песчаниками с прослоями буровато-серых алевритовых глин и углей.

В пределах рассматриваемого месторождения тюменская свита делится на три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Породы нижней подсвиты тюменской свиты залегают несогласно на породах доюрского основания или отложениях горелой свиты. Свита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин, углей. Породы часто слабоотсортированные, характерен растительный детрит. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК7–9. Они характеризуются значительной фациальной изменчивостью и литологической неоднородностью. Толщина осадков составляет 70–90 м, возраст по палинокомплексам – ааленский. Средняя подсвита в верхней части представлена слабоотсортированными песчаниками с прослоями буровато-серых алевритовых глин и углей. В нижней части глины горизонтальнослоистые, с обугленным растительным детритом. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК5 и ЮК6. Толщина отложений подсвиты – 65–75 м, возраст по палинокомплексам – байосский. Верхняя подсвита представлена переслаиванием глинисто-алевритовых пород с пластами песчано-алевритовых пород. Характерен обугленный растительный детрит, прослои углей, изредка встречается пирит. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК2, ЮК3 и ЮК4. Толщина отложений подсвиты – 70–95 м. Возраст по палинокомплексам – бат-раннекелловейский. Общая толщина отложений тюменской свиты составляет 265–290 м.

Переинтерпретация материалов сейсморазведки Апрельского месторождения, выполненная специалистами ООО «ГПБ Ресурс» (Ingenix Group) и ОАО «Сейсмотек» («Яндекс-Терра»), выявила в разрезе тюменской свиты системы разновозрастных и разноразмерных речных каналов (палеорусла с увеличенной толщиной аркозовых и полимиктовых песчаников со следами битуминизации). Все выделенные перспективные объекты (кровли и подошвы) представлены в виде сейсмофациальных карт и в цифровом виде участвуют в трехмерных геологических моделях.

Кровля и подошва каждого перспективного объекта были пересчитаны в глубинный масштаб с использованием средних скоростей для рассматриваемых пластов ЮК2–ЮК6. Статистика сопоставления пересчитанных структурных поверхностей и глубин палеоканалов, подтвержденных скважинными данными, соответствует значениям ошибок определения глубин, полученных на этапе построения структурных карт по стратиграфическим кровлям соответствующих пластов. Общая толщина выделенных объектов рассчитывалась через временную толщину и при наличии информации калибровалась на скважинные данные. Общая схема выделенных уровней палеоканалов в пласте ЮК2 (рис. 2а) и их цветокодированные по достоверности выделения трассы (рис. 2б) на примере пласта ЮК2 представлены на рисунке 2.

В процессе выявления геологических объектов руслового генезиса в интервале пластов ЮК2–ЮК6 анализировались седиментационные срезы, посчитанные вдоль кровли изучаемого пласта, или пропорциональные срезы (между кровлей-подошвой пласта и/или в более широком интервале, например между ближайшими устойчивыми отражениями), а также современные аналоги подобных объектов. Частотно-зависимые атрибуты оказались наиболее информативными для геометризации границ палеоканалов, которые определялись в ручном режиме на основании анализа ряда срезов и соотносились с выделенными коллекторами по скважинам с использованием информации по вещественному составу пород (по данным керна, шлама) и результатам испытаний отложений. В дальнейшем палеорусла, подтвержденные скважинной информацией, выбирались в качестве эталона в волновой картине. Первый такой эталон, вскрытый скважинами 6Р, 9Р, 24Р, приурочен к кровельной части пласта; второй, вскрытый скважиной 8Р, приурочен к центральной и подошвенной части пласта (рис. 2, 3). Кроме того, выделяется еще целый ряд узких палеоканалов, не вскрытых скважинами.

В итоге комплексирования результатов анализа карт интервальных времен, цветовых сумм, распределения акустического импеданса, седиментационных срезов по кубу амплитуд с доминирующей частотой 38 Гц, данных ГИС и керна в тюменской свите ЮК2 были оконтурены разноуровневые ветвящиеся и меандрирующие палеорусла в интервалах пластов ЮК2–ЮК5 и предполагаемый аллювиальный конус выноса в пласте ЮК6 (рис. 1б, 2, 3, 4).

В интервалах залегания ЮК3–ЮК5 с разной степенью достоверности выделяются палеорусла рек, речных протоков и старицы в виде узких линейных зон (врезов), окаймляющие малые формы палеорельефа с некоторыми флуктуациями на меандрирование. Спрямленные и извилистые участки русел рек и речных долин, коленообразные изгибы водотоков речной сети, уступы, суженные и расширенные участки речных долин и другие разнообразные типы рельефа поверхности рассматриваемых пластов отразились на очертании каждого выделенного объекта, его форме, размере, протяженности, ширине и плотности фототона (рис. 1б, 2, 3). При этом в интервале ЮК4 фиксируется широкая речная палеодолина север-северо-восточного простирания. Палеорусла, выделенные по картам спектральной декомпозиции и седиментационным срезам, находятся на разных гипсометрических уровнях. Их прогнозная ширина изменяется от 25 до 300 м, а толщина заполняющих русла песчаников достигает 20 м. Выделенные разноуровневые русла подтверждаются результатами бурения скважин (8Р, 6Р, 9Р, 24Р).

В среднетюменское время при формировании отложений ЮК6 по целому ряду сейсмических атрибутов и по карте сейсмофаций была выявлена контрастная аномалия, отождествленная по своей конфигурации с аллювиальным конусом выноса с двумя с явно выраженными питающими его подводящими каналами (рис. 4). Размеры выявленного конуса выноса составляют 3–4 км, ширина узких подводящих каналов – около 130 м. Подводящие каналы чаще всего служат зоной транспортировки, а не аккумуляции осадков. Можно предположить, что это континентальный конус выноса водного потока с заполнением гранулярными отложениями внутренних межгорных впадин, что является признаком возможных коллекторов с хорошими коллекторскими свойствами. Коллекторские свойства подобных объектов близки к речным системам с переплетенными руслами. На Апрельском месторождении данный объект скважинами не вскрыт.

Толщина коллекторов в скважинах, расположенных в границах выделенных палеорусел, меняется от 7,5 до 14,2 м (рис. 5). Коллекторы, заполняющие палеорусла, отличаются повышенной продуктивностью – дебиты нефти по результатам испытаний в скважинах, вскрывших русловые отложения, составляют от 10 до 30 м3/сут., после ГРП до 37 м3/сут. Повышенные значения емкостно-фильтрационных свойств и толщины коллекторов тюменской свиты являются важнейшими показателями и индикаторами русловых фаций (рис. 5). Проницаемость пород по керну характеризуется в целом невысокими значениями, но для русловых коллекторов она выше (0,88 мД), чем для пойменных (0,38 мД). Принципиальная разница в моделировании петрофизических свойств и толщины пластов внерусловых и русловых отложений показана на рисунке 5.

Тюменская свита месторождения остается недостаточно изученной: при значительной латеральной и вертикальной неоднородности отложений в пределах изучаемой территории отсутствует керн из продуктивных отложений, нет раздельных опробований рассматриваемых пластов ЮК3–ЮК6. Изучение русловых фаций на месторождении только начинается, и по мере поступления новых фактов карты площадного распространения речных и дельтовой систем будут уточняться. Так, новая разведочная скв. 10, вскрывшая вместо русловых фаций тонкие пойменные прослои алевролитов, показала, что ширина русловых каналов в разрезе ЮК2 существенно меньше, чем предполагалось ранее.

На участке работ достаточно отчетливо выделяются структурные уступы, которые по субширотными рельефообразующим сбросам формируют укрупненные блоки с различным палеоландшафтом структурной поверхности каждого пласта. Уступы совпадают с основными граничными формами палеорельефа изучаемой поверхности, служат границами новейших поднятий и прогибаний, типов рельефа и различаются гипсометрией, дробностью эрозионного расчленения. Палеогеоморфологическими признаками предпочтительной приуроченности долин рек и ручьев к разрывам нарушений могут служить крутые склоны русел рек, их резкие коленообразные изгибы и прямолинейные притоки; висячие, ложные грабенообразные прямолинейные вытянутые долины; линейно расположенные уступы и т.д.

Система участков с различными типами рельефа и характером расчлененности поверхности пласта представлена на рисунке 6. Объемное отображение изохронных поверхностей ряда отражающих горизонтов свидетельствует об унаследованном тектоническом режиме на протяжении всего тюменского периода осадконакопления. С глубиной растет лишь контрастность повышенных и пониженных частей палеорельефа. Часть поверхности с «равнинным» рельефом на изохорной поверхности по отражающим горизонтам окрашена зеленым цветом, «горному» рельефу соответствуют коричневые тона. Переходный («предгорный») тип рельефа поверхности пласта от «горного» к «равнинному» имеет переходные оттенки. В крайне северо-западной части рассматриваемого участка поверхность горизонта испытала максимальное погружение и на изохорной поверхности окрашена синим цветом («морской ландшафт») (рис. 6). Пространственное положение выделенных палеорусел рек различной протяженности соответствует палеорельефу каждой изучаемой поверхности. Иными словами, водные потоки в руслах рек были направлены с горной местности в сторону моря, где формировались палеодельты с характерным рисунком аккумулятивного конуса выноса – рыхлого обломочного материала (пролювия) в устьевой части  водных потоков. 

 

Заключение

На примере Апрельского месторождения показана возможность комплексного геологического картирования и моделирования юрских низкопроницаемых коллекторов для объектов руслового и дельтового генезиса. Для продуктивных пластов тюменской свиты выделяются палеорусла рек и речных притоков и протоков в виде узких линейных зон (врезов), окаймляющие малые формы палеорельефа, а также предполагаемый аллювиальный конус выноса в пласте ЮК6. Повышенные значения емкостно-фильтрационных свойств и повышенные толщины коллекторов тюменской свиты являются важнейшими показателями и индикаторами русловых фаций.

Показано соответствие палеорельефа поверхности каждого отражающего горизонта в продуктивном разрезе отложений пространственному положению палеорусел рек, а также палеодельт в их устьевых частях.

 

neftegas.info

Самое дорогое нефтяное месторождение в Казахстане стало приносить прибыль

Астана, 27 апреля 2017, 09:39 — REGNUM  Нефтяное месторождение Кашаган уже покрывает свои расходы и капитальные вложения, сообщил сегодня, 27 апреля, исполнительный вице-президент — финансовый директор АО НК «КазМунайГаз» Даурен Карабаев.

По его словам, на сегодня объемы производства на месторождении составляют порядка 180 тысяч баррелей в сутки, проект находится на стадии наращивания темпов добычи, которые к концу 2017 года планируется увеличить до 370 тыс. баррелей в сутки.

«Дальше это будет некое плато в среднесрочной перспективе. Предварительные оценки показывают, что фонд «Самрук Казына» и «КазМунайГаз» совместно получат чистый денежный поток после вложения инвестиций в Кашаган в 2017 году порядка 180 млн долларов. То есть это означает, что проект уже покрывает свои операционные затраты, капитальные вложения на поддержание и наращивание темпов производства и уже генерирует положительный денежный поток для его партнеров», — отметил Даурен Карабаев.

Напомним, добыча нефти на Кашагане была возобновлена осенью 2016 года. Причем о новом запуске было объявлено дважды. О первом, состоявшемся 1 ноября, спустя почти месяц на правительственном часе сообщил министр энергетики Казахстана Канат Бозумбаев:

«28 сентября 2016 года возобновлена добыча нефти на месторождении Кашаган, 14 октября отгружена первая партия товарной нефти в трубопроводную систему КазТрансОйл и КТК, а также осуществлена поставка товарного газа в газопроводную систему «Интергаз — Центральная Азия». 1 ноября текущего года проект Кашаган вышел на уровень коммерческой добычи или, другими словами, на более чем 75 тыс. баррелей в сутки. То есть я могу сегодня, пользуясь случаем, объявить о том, что коммерческая добыча, открытие месторождения осуществлено 1 ноября текущего года».

А 7 декабря 2016 года состоялся официальный запуск коммерческой эксплуатации Кашагана, в котором посредством телемоста принял участие президент Казахстана Нурсултан Назарбаев, находившийся в тот момент в рабочей поездке по Атырауской области.

«Это нефтяной регион. За годы независимости уровень жизни поднялся. Я приехал, чтобы официально отметить это событие. Запуск Кашагана — это для всей страны большой вклад. В будущем это поднимет благосостояние нашей страны Я специально прибыл в Атырау, чтобы поздравить вас с этим событием. КТК (Каспийский трубопроводный консорциум — ИА REGNUM ), по которому сейчас отгружается нефть, значим. Над этим проектом я работал шесть лет. Тогда еще не было Кашагана. Это наше достижение. Я могу сегодня от имени Казахстана, от имени консорциума, от всех нефтяников объявить, что начинается работа одного из самых крупных в мире нефтегазовых месторождений — Кашаган, с чем поздравляю всех казахстанцев и всех вас», — сказал глава государства.

Кашаган — крупное шельфовое нефтегазовое месторождение в северной части Каспийского моря, расположенное в 80 км от Атырау. Его общие нефтяные запасы составляют 38 млрд баррелей нефти, запасы природного газа оцениваются в более чем 1 трлн кубометров.

Оно было открыто в 2000 году. Добыча началась только в сентябре 2013 года, но была остановлена уже через две недели из-за утечки газа. Почти сразу после возобновления добычи в октябре 2013 года была обнаружена другая утечка. Анализ выявил наличие многочисленных микротрещин в трубопроводе, появившихся в результате воздействия на металл попутного газа с высоким содержанием серы.

В апреле 2014 года оператор проекта — консорциум North Caspian Operating Co (NCOC) — подтвердил необходимость полной замены газопровода и нефтепровода на месторождении, общая длина которых составляла около 200 километров.

Читайте также: Нефтегазовая отрасль Казахстана: стагнация с политическими рисками

Читайте также: Стратегические месторождения Казахстана: оценка и список

Читайте ранее в этом сюжете: В Казахстане повторно открыли месторождение Кашаган

Читайте развитие сюжета: «Реструктуризация»: в Казахстане уволили 200 нефтяников оператора NCOC

regnum.ru

Передача "Газпром нефти" лицензии на Новопортовское месторождение вновь откладывается

"Газпром нефть" рассчитывает в I квартале 2012 г. завершить приобретение у ОАО "Газпром" лицензии на освоение Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения в ЯНАО, сообщил глава "Газпром нефти" Александр Дюков.

Сроки передачи лицензии неоднократно откладывались. Сначала это планировалось сделать в 2010 г., позже – до конца 2011 г.

"По Новому порту мы сделку закроем в первом квартале", - сказал цитирует РИА Новостислова А.Дюкова. Он пояснил, что это процесс технический, но непростой, и требует определенного времени.

Оценку актива для последующей продажи "Газпром нефти" будут проводить независимый оценщик, приглашенный "Газпромом". А.Дюков отметил, что у "Газпром нефти" есть своя оценка, однако не стал ее называть. "Цена будет справедливой", - сказал он.

Как сообщал OilCapital.ru, извлекаемые запасы Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения по категории ABC1 составляют 222 млн тонн нефти и 211 млрд куб. м газа. Месторождение расположено вдали от транспортной инфраструктуры, в Ямальском районе Ямало-Ненецкого АО, в 30 км от побережья Обской губы. Безледный период в этой части Обской губы длится 3 месяца и продолжается с июля по сентябрь.

"Газпром нефть" уже начала подготовку к разработке месторождения. В I полугодии 2011 г. на Новопортовском месторождении был завершен первый этап опытно-промышленной эксплуатации – расконсервированы и исследованы четыре скважины, из которых добыто 60 тонн нефти.

Всего за период поисково-разведочных работ на Новопортовском месторождении пробурено 146 скважин.

По планам "Газпром нефти", добыча на месторождении начнется в 2013-2014 гг., объем производства составит 400-500 тыс. тонн в год. К 2020 г. на Новопорте можно будет добывать 6-9 млн тонн нефти в год. В ходе опытно-промышленной эксплуатации будут уточняться ограничения по объемам вывоза нефти морским транспортом в тяжелых ледовых условиях.

oilcapital.ru