Крупное месторождение нефти обнаружила «Газпром нефть» на шельфе Сахалина. Сахалинское месторождение нефти


Сахалинское месторождение | Нефтяники.РФ

Сахалинское газоконденсатное месторождение расположено в Краснокутском районе (15 км от г. Краснокутска) Харьковской области Украины. Согласно нефтегеологическому районированию данная территория входит в состав Днепровско-Припятской газонефтеносной провинции. Промышленная нефтегазоносность провинции установлена еще в 1950-х годах, когда в регионе были выявлены первые крупные месторождения УВ, приуроченные к поднятиям соляных куполов. 

Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция располагается в Восточной Украине, заходя также на территории Гомельской, Могилевской и Минской областей Беларуси на севере и Ростовской области России на юге (рис. 2). Провинция занимает обширную Приднепровскую низменность, ограниченную с севера Среднерусской возвышенностью и Белорусской грядой, с юга – Приднепровской возвышенностью и с востока – Донецким кряжем. Общая площадь провинции составляет 100 тыс. км2.

В геологическом отношении Днепровско-Припятская провинция отвечает региональному прогибу – Днепровскому грабену, осложняющему структуру фундамента Русской платформы. Прогиб протягивается на 1000 км (при ширине 200 км) с северо-запада на юго-восток. С севера и юга по системе разломов прогиб ограничивается двумя крупными положительными структурами – Воронежским массивом (антеклизой) на севере и Украинским щитом на юге. В структуре грабена принимают участие три тектонических элемента (с севера на юг): Припятский прогиб, Черниговское поднятие и Днепровский прогиб. Оба прогиба газонефтеносны. Каждый из них представляет самостоятельную нефтегазоносную область: Припятский прогиб – Припятскую нефтеносную область, а Днепровский прогиб – Днепровскую (Днепровско-Донецкую) газонефтеносную область.

Днепровский грабен выполнен толщей венд-кайнозойских отложений, мощность которых на северо-западе составляет 250 м, увеличиваясь на юго-восток до 20–22 км, что делает прогиб одним из самым глубоких в Европе. Характерной чертой строения Донецкого грабена является солянокупольная тектоника, связанная с наличием соленосных толщ нижней перми и девона.

В строении Днепровского грабена четко обособляются кристаллический фундамент, сложенный метаморфизованными архейско-протерозойскими образованиями, и осадочный чехол, породы которого формировались в интервале от девона до голоцена.

Разрез осадочных пород грабена начинается с рифтовых отложений средне-, позднедевонского возраста, которые представлены терригенно-карбонатными породами с прослоями вулканитов, пирокластического материала и солей. Мощность девонских отложений достигает 4 км. На девонских породах с несогласием залегают мелководно-морские и континентальные отложения (преимущественно карбонаты) раннего карбона (турнейский и визейский ярусы) мощностью несколько сотен метров (не более 500 м).  Начиная с верхнего визе характер осадконакопления резко меняется, на смену карбонатам  приходит мощная толща паралической угленосной формации верхнего визе – нижней части верхнего карбона. Эта продуктивная толща сложена чередующимися прослоями песчаников, алевролитов, аргиллитов, известняков и углей, причем основной объем толщи составляют алевролиты и аргиллиты (до 85%), в меньшей степени – песчаники (до 45%). Со второй половины верхнего карбона угленосность слоев сокращается, появляются красноцветные песчаники. Разрез верхнего карбона венчается континентальными песчано-глинистыми пестроцветными отложениями.  Общая мощность отложений карбона достигает 11 км.

В пермский период структурный план платформы в целом наследует таковой каменноугольного периода. Бассейн осадконакопления постепенно мелеет, открывая дорогу лагунной седиментации и накоплению эвапоритов. Маломощные раннепермские отложения (до 0,1 км), представленные песчаниками, известняками, гипсами и ангидритами, встречаются только в центральных частях бассейна, выклиниваясь в направлении бортов. В начале поздней перми территория Днепровско-Донецкой впадины испытывала общее поднятие, сопровождавшееся складчатостью и изменением структурного плана строения бассейна. В это время широкое развитие получили диапиры девонской каменной соли, прорывающие отложения карбона и нижней перми. Следующая стадия развития авлакогена характеризуется прогибанием и накоплением в течение поздней перми и большей части триаса толщи красноцветных континентальных песчано-глинистых образований. Эта стадия завершилась относительно слабым складкообразованием и надвиговыми дислокациями древнекиммерийской фазы.

Мезозойские породы, представленные морскими и континентальными отложениями мощностью около 2 км, с размывом и несогласием залегают на палеозое. Верхний мел состоит главным образом из мергелей и мела с прослоями известняков. Кайнозой представлен морскими мелководными обломочными отложениями – кварцевыми, глауконитовыми песками и песчаниками. Реже отмечаются карбонатные глины, мергели, глинистые известняки, опоки. Мощность кайнозоя составляет 300–400 м.

Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой области связана с девонскими, каменноугольными, пермскими и триасовыми отложениями. Промышленные запасы газа установлены также на отдельных площадях в юрских отложениях. Регионально газоносными являются нижне-, среднекаменноугольные, нижнепермско-верхнекаменноугольные, нижнетриасово-верхнепермские породы. Коллекторами УВ служат песчаники, пески и алевролиты. Продуктивные горизонты выявлены на глубинах от 0,4 до 6,1 км. Мощность отдельных продуктивных пластов и толщ в среднем составляет 2–3 м, достигая нескольких десятков и сотен метров. Залежи пластовые сводовые, литологически и тектонически ограниченные, а также массивные. В распределении месторождений УВ Донецкого грабена прослеживается отчетливая зональность с севера на юг. Так, близ складчатого Донбасса известны лишь газовые залежи, а на границе с Черниговским выступом – только нефтяные. 

Нижнепермский-верхнекаменноугольный нефтегазоносный комплекс содержит более 95% запасов газа всего Днепровского грабена. Региональной покрышкой для залежей газа служат пласты каменной соли нижней перми. Газонефтеносность нижнекаменноугольного возраста имеет региональный характер. В комплексе выявлено 20 продуктивных горизонтов мощностью от 1 до 20 м. В основном это мелкозернистые песчаники с пористостью до 20%. Газовые залежи перекрыты региональной глинистой покрышкой мощностью более 200 м. Комплекс преимущестенно газоносный. Нефтяные залежи выявлены в прибортовых частях впадины.

Всего в  Днепрово-Донецкой Впадине открыто 210 месторождений нефти и газа, имеющих более 700 залежей, которые приурочены к восьми продуктивным комплексам в весьма широком стратиграфическом интервале.

Поисковые работы на Сахалинской площади ведутся уже 46 лет, в 1975 г. сейсморазведочными работами были получены первые данные об отражающих горизонтах и структуре будущего месторождения.  Месторождение было открыто в 1980 г., когда две скважины вскрыли газовую залежь в серпуховском ярусе и нефтяную залежь в отложениях московского яруса карбона.

Месторождение располагается в центральной части северного борта Донецкого грабена. По данным сейсмопрофилирования оно представляет собой асимметричную брахиантиклинальную складку с крутым южным крылом, строение которой осложнено соляным штоком. По подошве верхневизейских отложений размер складки составляет 5х6 км, амплитуда – 450 м. Складка имеет СЗ простирание и разбита многочисленными нарушениями сбросового характера. Региональный сброс, имеющий амплитуду от 50 до 125 м, разделяет Сахалинское месторождение на восточную и западную части. Плоскость разлома разделяет залежи УВ приподнятого и опущенного блоков.

По кровле продуктивного горизонта московского яруса свод Сахалинского поднятия оконтурен в западном блоке изогипсой – 3400 м, в восточном – -3250 м.  Залежи московского яруса относятся как к газонефтяным, так и к нефтяным. Залежи газа продуктивного горизонта серпуховского яруса находятся на глубине 4280–4308 м.

Залежи – пластовые, сводчатые, тектонически (реже литологически) экранированные. Коллекторы – песчаники. Пористость газонасыщенных песчаников составляет 10–12%. Газ – метановый. Плотность дегазированной нефти – 828–850 кг/м³. Содержание серы в нефти составляет 0,046–0,056 масс. %.

По последним данным запасы газа Сахалинского месторождения по категории А+В+С1 составляют 15 млрд. м3, конденсата и нефти – по 1,7 млн. т. Вопреки распространенному с СМИ мнению, это далеко не самое крупное месторождение Украины.  Так, запасы Шебелинского газового месторождения (открыто в 1950 г  в той же Харьковской области оцениваются в 650 млрд. м3 газа. И хотя месторождение уже практически отработано, даже его остаточные запасы превышают исходные запасы Сахалинского.  

www.nftn.ru

Месторождение - сахалин - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Месторождение - сахалин

Cтраница 1

Месторождения Южного и Северного Сахалина представлены третичными каменными углями. Основной рабочий пласт состоят из двух пачек мощностью по 3 - 3 5 м каждая.  [1]

Большинство месторождений Сахалина расположено в пределах восточной части Северо-Сахалинского прогиба - причем вдоль восточного побережья концентрируются нефтяные скопления, которые к западу замещаются нефтегазовыми и газовыми. За пределами Северо-Сахалинского прогиба открыто пока только два месторождения: Окружное, нефтяное, расположено к востоку от Центрального массива, и Восточно-Лу - говское, газовое, находится в пределах Сусунайской впадины в южной части острова.  [2]

Нефтегазоносность месторождений Сахалина связана с отложениями нутовской ( плиоцен), окобыкайской ( верхний миоцен) и дагинской ( средний миоцен) свит. Все выявленные залежи и месторождения нефти и газа расположены в северо-восточной части острова. Индексация залежей в связи с трудным сопоставлением пластов-коллекторов на всей территории принимается отдельно для каждой зоны, группы месторождений или отдельно для месторождений.  [3]

Ими изучены нефти месторождений Сахалина, Ферганы, Азербайджана, Башкирии, Оренбургской и Куйбышевской областей. Установлено, что максимальное ( 0 69 г / т) и среднее ( 0 054 г / т) содержание германия отмечается в девонской нефти Оренбургской области. Германий обнаружен также в нефтях Чехословакии, Японии.  [4]

Хабаровска, а также с месторождений Сахалина.  [5]

Как это следует из приведенных выше данных, бензины из нефтей ряда месторождений Сахалина исключительно богаты легкими ароматическими углеводородами. Нефти таких месторождений, как, например, Паромай, уступают по общему содержанию ароматических углеводородов бензиновых фракций в Советском Союзе только чусовокой нефти и могут быть поставлены в один ряд с такими высокоароматизированными нефтями, как нефти острова Тайваня и некоторых месторождений Японии.  [6]

Помимо эхабинской, паромайской и нутовской нефтей, к сахалинскому типу можно отнести еще некоторые легкие нефти месторождений Сахалина, в частности нефти 23-го пласта Восточного Эхаби и Южной Охи. Эти нефти, вероятно, являются либо фильтрованными, либо прошедшими значительный путь миграции в процессе формирования месторождений.  [7]

Телесистема применялась при строительстве уникальных горизонтальных скважин на Лемезинском месторождении в Башкортостане и используется при бурении скважин на месторождениях Сахалина.  [8]

В работе [35] авторы предлагают метод определения добычи нефти для залежей, разработка которых осуществляется при рплРнас применительно к месторождениям Сахалина.  [9]

С помощью микроэкстракции и микроэлюентной хроматографии по схеме ускоренного метода определен состав тяжелой части ( остатка, выкипающего выше 200 С) 40 нефтей Восточно-Эхабинского, Эхабинского, Паромайского, Тунгорского, Сабинского, Некрасовского и Одоптинского месторождений Сахалина.  [10]

На ряде новых месторождений Средней Азии, которые намечается вскоре ввести в разработку ( Северный Мубарек, Учкыр, Урта-Булак и др.), коррозионная опасность уже установлена как предварительными анализами состава газа и высокими пластовыми температурами и давлениями, так и натурными наблюдениями на разведочных скважинах. В отношении развития коррозии могут быть опасны некоторые месторождения Северного Сахалина, где высокие концентрации СО2 и большое давление вызывают весьма интенсивную угле-кислотную коррозию оборудования скважин.  [11]

Построена опытно-промышленная установка по созданию ВДОГ и на месторождении Зыбза Краснодарского края. Начаты опытно-промышленные работы по созданию внутрипластового очага горения залежи Сходница на Украине, содержащей легкую нефть. Намечено осуществление процесса ВДОГ на месторождениях Сахалина, Татарии и других нефтяных районов страны.  [12]

Залежи нефти и газа в большинстве случаев пластово-сводовые с элементами тектонического и литологического экранирования. Размеры залежей небольшие: длина - 1 4 - 2 5 км, ширина - 0 3 - 0 8 км. Пластовое давление в залежах обычно соответствует нормальному гидростатическому. Подавляющее большинство месторождений Северного Сахалина являются многопластовыми.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Крупное месторождение нефти обнаружила Газпром нефть на шельфе Сахалина

5 октября 2017, SakhalinMedia. "Газпром нефть", пробурившая первую скважину на Аяшском участке шельфа Сахалина, обнаружила крупное месторождение. Геологические запасы оценены в 255 млн тонн, извлекаемые — в 70–80 млн тонн, но эксперты осторожно замечают, что об экономической эффективности пока говорить рано. Предположительно, нефтекомпания будет искать партнера в проект, чтобы разделить риски. Участком интересовалась Shell, но из-за санкций иностранцы с 2014 года на шельф России пока не идут, сообщает ИА SakhalinMedia со ссылкой на газету "Коммерсантъ".

"Газпром нефть" вчера, 4 октября, объявила об открытии на Аяшском участке шельфа Охотского моря месторождения с запасами 255 млн тонн нефтяного эквивалента. По прогнозам "Газпром нефти", извлекаемые запасы составят 70–80 млн тонн, отметил глава нефтекомпании Александр Дюков в эфире телеканала "Россия 24", а проектный уровень добычи — 5–6 млн тонн нефти в год. "Это крупные запасы, и уже сейчас мы можем уверенно говорить об открытии крупного нового нефтяного месторождения на шельфе Сахалина",— рапортовал менеджер. До выступления на телеканале от ответа на прямой вопрос “Ъ” о том, верно ли, что на Аяшском обнаружены запасы около 250 млн тонн, он предпочел уклониться.

Бурение первой поисково-разведочной скважины на Аяшском началось летом, к 2019 году планируется пробурить еще две. Глубина моря в районе — 62 метра, таким образом проект формально не подпадает под санкции США, запрещающие работу на арктическом шельфе и глубоководное бурение (свыше 150 метров). Так, "Роснефть" в аналогичных условиях пробурила две скважины в Охотском море с норвежской Statoil, но они оказались "сухими".

Антон Усов из KPMG отмечает, что открытия подобного рода в последние годы довольно редки и важны для отрасли, но данные о запасах Аяшского пока предварительные. По словам эксперта, только после подтверждения геологической информации можно будет увереннее судить об экономической эффективности участка. Заметим, что у "Газпром нефти" уже есть компетенции работы на арктическом шельфе: она разрабатывает Приразломное месторождение в Печорском море. Из-за низких цен на нефть шельфовые месторождения РФ, в первую очередь в Арктике, осваиваются крайне медленно, санкции сузили и круг возможных иностранных партнеров. Так, в 2014 году "Роснефть" с американской ExxonMobil сообщила об открытии месторождения "Победа" в Карском море, но с тех пор ни одной скважины там пробурено не было.

Первоначально лицензия на Аяшский участок принадлежала "Газпрому" в рамках проекта "Сахалин-3", однако в 2017 году она была передана дочерней "Газпром нефти", которая смогла убедить материнскую компанию в нефтеносности участка. В июне курирующий шельф заместитель главы "Газпром нефти" Андрей Патрушев не исключал, что нефтекомпания может привлечь инвестора в проект. После введения санкций в 2014 году "Газпром нефть" рассматривала в первую очередь азиатских инвесторов для шельфовых проектов, из западных партнеров нефтекомпании сахалинским шельфом интересовалась англо-голландская Shell. "Газпром" хотел привлечь ее в проект Южно-Киринского нефтегазоконденсатного месторождения, но затем в отношении этого участка были введены точечные санкции США. Shell интересуется и Аяшским участком, но вероятность введения санкций в отношении проекта пугает иностранцев, говорит один из источников “Ъ” в отрасли.

По мнению Екатерины Родиной из "ВТБ Капитала", разработать Аяшское месторождение "Газпром нефть" могла бы и своими силами, но, возможно, нефтекомпания постарается привлечь партнера для диверсификации рисков. Но это будет достаточно сложно ввиду наличия тех же санкций в отношении РФ, отмечает аналитик.

sakhalinmedia.ru

Сахалин-1 — WiKi

«Сахали́н-1» — нефтегазовый проект, реализуемый на острове Сахалин по условиям соглашения о разделе продукции.

В рамках проекта предусмотрена разработка нефти и газа на северо-восточном шельфе острова Сахалин. Район разработки включает в себя месторождения Чайво, Одопту-море и Аркутун-Даги. Объём извлекаемых запасов оценивается в 2,3 млрд бочек нефти (307 млн тонн) и 485 млрд м³ природного газа. Жизненный цикл проекта продлится до 2040—2050 годов.[1]

Оператор проекта — Эксон Нефтегаз Лимитед, дочерняя компания ExxonMobil (30 %), другие участники консорциума по его разработке — ОАО «Роснефть» (20 %), ONGC (20 %) и SODECO (30 %).[2] Проект «Сахалин-1» останется одним из крупнейших проектов с прямыми иностранными инвестициями в России: на начало 2006 консорциум израсходовал более 4,5 млрд долл. США.

Первая скважина, давшая нефть, была пробурена «Сахалинморнефтегазом» на Аркутун-Даги в 1989 году.

Соглашение о разделе продукции (СРП) с международным консорциумом по проекту «Сахалин-1» было подписано 30 июня 1995 года правительством РФ и администрацией Сахалинской области, вступило в силу в июне 1996 года.

С 2008 года американская ExxonMobil пытается снизить Налог на прибыль с 35 до 20 % и возместить налоговые платежи для своей компании в рамках проекта.[3] Добыча ведется с платформы «Орлан».

в 2010 году было запущено месторождение — Одопту. Его запуск позволил компенсировать падение добычи нефти на основном месторождении проекта — Чайво.[4]

В январе 2011 года нефтяная скважина месторождения Одопту-море, пробуренная под острым углом к поверхности земли, проекта Сахалин-1 с длиной 12 345 метров стала самой длинной скважиной в мире[5] (самая глубокая — Кольская сверхглубокая скважина). В июне 2013 года на Чайвинском месторождении вновь был побит мировой рекорд по протяжённости скважины: длина самой длинной скважины составила 12 700 метров (скважина Z-42)[6].

В июне 2014 года на месторождение Аркутун-Даги была доставлена и установленна самая мощная в мире на тот момент морская буровая платформа «Беркут».[1] В январе 2015 с платформы начала поступать первая промышленная нефть.[7]

Нефть, добытая на месторождении Аркутун-Даги, будет направляться на действующий Береговой комплекс подготовки Чайво, а затем перекачиваться по трубопроводу на нефтеотгрузочный терминал в Де-Кастри, расположенный в Хабаровском крае. Далее высококачественное сырье будет отгружаться в танкеры на экспорт.[8]

Планируется строительство завода СПГ на юге Сахалина. Это будет второй на острове завод по сжижению газа. Первый был открыт в 2009 году в рамках проекта Сахалин-2. Завод должен быть введён в 2019 году.[9]

ru-wiki.org

Третье месторождение проекта «Сахалин-1» дало первую промышленную нефть | Компании | Деньги

Стабильность — признак мастерства

Это третье месторождение проекта «Сахалин-1» — одного из крупнейших в России в сфере добычи углеводородов. На двух других месторождениях добывать нефть начали раньше: на Чайво — в 2005 г., на Одопту — в 2010 г. Проект этот международный, и нашу страну в нём представляет ОАО НК «Роснефть». 

Извлекаемые запасы Аркутун-Даги, расположенного на северо-восточном шельфе острова Сахалин, российская сторона оценивает в 113 млн тонн — по нефти и конденсату, в 51 млрд куб. м — по газу. Предполагается, что ежегодно здесь будут добывать до 4,5 млн тонн нефти, а общий суточный объём добычи по проекту «Сахалин-1» превысит 27 тыс. тонн.

«Стабильность, то есть чёткое соблюдение всех обязательств по срокам и качеству, — это и есть критерий мастерства и эффективности работы», — сказал глава «Роснефти» Игорь Сечин.

И действительно, все работы, предшествовавшие началу промышленной добычи, выполнены в строгом соответствии с графиком и технологическими параметрами, все нормы промышленной и экологической безопасности при этом соблюдены. А работы были более чем непростые. Ведь сама платформа, с которой ведётся бурение, — сложнейшее сооружение, результат масштабной работы учёных, инженеров, рабочих, в том числе и российских.

Ни шторм, ни холод, ни цунами

Самая мощная в мире буровая установка делает возможным бурение скважин с отходом от вертикали около 7 километров — это очень важная характеристика, поскольку речь идёт о шельфовой добыче. Платформа «Беркут», строительство которой велось с 2009 г., расположена на расстоянии 25 километров от берега — там, где глубина моря достигает 35 метров.

По сути, это гигантская кустовая площадка: с неё нефтяники собираются пробурить 45 скважин с пиком суточной добычи в 12 тыс. тонн, что обеспечит 4,5 млн тонн нефти ежегодно. Длина её основания — 130 метров, ширина — 100 метров, а общая высота (от основания до верхнего строения) — 144 метра, практически 50-этажное здание. Трудно представить себе такое в открытом море! Но оно там есть — все составляющие столь впечатляющей инженерной конструкции доставлены к месту, собраны, смонтированы, и платформа уже работает.

Впервые в мире здесь применили систему сейсмозащиты, которая позволяет выдержать землетрясение силой в 9 баллов, да так, что работоспособность не нарушится. Не боится «Беркут» и низких температур — работы могут вестись даже при -40 °С, выдержит и волну высотой более 18 метров (а это уже цунами), и давление льда толщиной два метра. Вся жизнедеятельность платформы обеспечивается автономной энергосистемой, которая работает на сепарированном здесь же попутном газе.

И если тогда, когда шельфовая добыча только начиналась, было немало скептиков, то сегодня уже очевидно, что она — реальность, а правильность взятого курса подтверждена практикой. Более того, уже понятно, что за шельфом — будущее нефтедобычи.

Чёрное золото

С месторождения Аркутун-Даги нефть идёт на уже успешно работающий береговой комплекс подготовки Чайво, расположенный на самом Сахалине, а затем по трубопроводу — на нефтеотгрузочный терминал в Де-Кастри в Хабаровском крае с выносным одноточечным нефтеналивным причалом «Сокол».

Именно он и дал название дальневосточному сорту нефти. Дело в том, что нефть здесь особенная, содержание серы в ней минимально — 0,25%, и плотность низкая. Это так называемая лёгкая нефть, она и есть настоящее чёрное золото, поскольку ценится высоко и стоит дороже маркерного для Юго-Восточной Азии сорта Dubai. В соответствии с международными правилами, наш «Сокол» обзавёлся латинским написанием: Sokol.

Покупатели сахалинского «чёрного золота» — страны Азиатско-Тихоокеанского региона, в основном близлежащие Япония и Южная Корея, но идут поставки и в Китай, и в Таиланд.

Возрастающие выгоды

«Начало освоения этого месторождения позволит людям, проживающим в регионе, получать всё возрастающие выгоды от реализации проекта „Сахалин-1“», — считает Джеймс Флад, вице-президент ExxonMobil Development Company.

Впрочем, выгоды уже сейчас ощутимы. Так, когда в 2009 г. в порту Находки началось строительство гравитационного основания платформы «Беркут», в экономику региона пошли солидные инвестиции. Только в зоне строительства появилось два бетонных завода, использовавших гравий из местных разрезов.

За семь лет, прошедших с начала промышленной добычи нефти на шельфе, федеральный бюджет и бюджет Сахалинской области получили от нефтяников свыше 11 млрд долларов налоговых отчислений. Сейчас в рамках проекта работают около 600 человек, более 80% — россияне, в том числе и жители области.

Ожидается, что дополнительные поступления в федеральный и областной бюджеты — только от добычи «Сокола» на «Беркуте» — составят в следующие 10 лет около 9 млрд долларов.

«Сахалин-1» — первый масштабный шельфовый проект, реализуемый в России на условиях Соглашения о разделе продукции (СРП). Оно заключено в 1996 г. Уже добыто более 68 млн тонн нефти. К 2018 г. добыча нефти вырастет на 33% по отношению к нынешнему уровню.

Смотрите также:

www.aif.ru

Сахалинская нефть: инновационные технологии на месторождении "Северное Чайво"

На сахалинском нефтяном месторождении "Северное Чайво" начато бурение первой эксплуатационной скважины. Разработки ведут с применением инновационных технологий, не имеющих аналогов в мире. Буквально на глазах из под воды появляется новое разрабатываемое нефтяное месторождение. Уже скоро опять прозвучит радостное традиционное: "Нефть пошла!". 

местрождение нефти в Охотском море

В торжественной церемонии, посвященной этому событию, приняли участие губернатор Сахалинской области Александр Хорошавин и президент, председатель правления компании "Роснефть" Игорь Сечин. Таким образом, на шельфе Охотского моря, которое недавно признано ООН внутренним российским водоемом, начался новый этап развития проекта "Сахалин-1". Как подчеркнул Александр Хорошавин, начало разработки нового месторождения на шельфе Сахалина - "Северное Чайво", бурение первой эксплуатационной скважины являются очередным ярким примером развивающегося стратегического сотрудничества между региональным правительством и одной из крупнейших нефтегазовых компаний мира.

Северная оконечность месторождения "Чайво" располагается в пределах мелководной части Северо-Восточного шельфа Сахалина. Извлекаемые запасы нефти составляют 14,9 миллиона тонн, газа - 4,3 миллиардов кубометров. Бурение на новом участке осуществляется компанией "Роснефть" самостоятельно при привлечении компании-подрядчика. Для реализации проекта компания привлекает лучшие современные технологии и технику.

"Применение новых технологий полезно. Существует тезис, что мы ресурсная страна, добываем нефть, нефть копнули, и она пошла... да нет, здесь нефть добывается сложно. И с техникой не допустишь работать человека без высшего образования, который предварительно не прошел специальные обучающие курсы в компании. Это формирует определенную культуру, уровень инновационности", - заявил Pravda.Ru Валерий Семикашев, заведующий лабораторией прогнозирования ТЭК Института народнохозяйственного прогнозирования РАН.

Модель разработки месторождения "Северное Чайво" изначально основана на применении инновационных технологий бурения. Уникальная, не имеющая аналогов в мире буровая установка «Ястреб» способна осуществлять сверхсложное бурение с большим отходом от вертикали. Эта установка арендована по контракту для оказания услуг "Роснефти" по добычной деятельности на собственном лицензионном участке. Президент "Роснефти" сообщил, что установка "Ястреб" уже установила 29 мировых рекордов, а на предстоящих работах планируется установить еще 5.

"Это очень интересные и важные проекты по освоению месторождений и бурению скважин с большими отходами с берега. Скважины бурятся по уникальным технологиям и входят в четверку самых протяженных скважин в мире. Технологии, которые там применяются, наиболее современны и рассчитаны на перспективу освоения месторождений. Установка "Ястреб" пробурила с десяток скважин. Она достаточно хорошая, грузоподъемностью 650 тонн, способна обеспечивает реализацию тех проектных решений, которые сегодня есть, - пояснил Pravda.Ru Александр Оганов, профессор института нефти и газа им. Губкина. - У "Роснефти" есть задумки по созданию установок более тяжелых, грузоподъемностью до 1000 тонн. Существуют большие планы по освоению Арктических месторождений, и в рамках программы,современные технологии и подходы будут применяться при освоении Арктических месторождений".

Запланировано выйти на проектную мощность по нефти в 2017 году, по газу - до 2027 года с максимальным годовым пиком 1,6 миллионов тонн нефти и 1,5 миллиардов кубометров газа. За весь период реализации проекта будет добыто 14 млн. тонн нефти и 12,6 млрд. кубометров газа. 

"Мы открываем новую страницу в истории Сахалинской области, в истории освоения островного шельфа и в истории компании "Роснефть", - подчеркнул губернатор Сахалинской области Александр Хорошавин. - Освоение шельфа в нашей стране началось именно с Сахалина. К настоящему времени остров стал признанной площадкой для внедрения самых прогрессивных методов добычи углеводородов в мире, у нас практикуется наклонно направленное бурение, работают подводные добычные комплексы. Что касается месторождения "Северное Чайво", то особо хочу отметить, что оно будет разрабатываться в режиме совместного использования сооружений проекта "Сахалин-1". Данный подход был выработан в ходе конструктивного взаимодействия Правительства Российской Федерации, Министерства энергетики РФ, Правительства Сахалинской области, нефтяной компании «Роснефть» и Уполномоченного государственного органа по проекту "Сахалин-1". Таким образом, мы получаем серьезную экономию средств и серьезный синергетический эффект". 

"Компания с энтузиазмом участвует в программе, объявленной Президентом России по развитию Восточной Сибири и Дальнего Востока. Это не первый проект у нас на Сахалине. Сахалин вообще является исторической родиной компании "Роснефть", и этой территории мы продолжим уделять особое внимание", - заверил глава "Роснефти" Игорь Сечин . 

Нефтяная компания является основным инвестором крупнейших в регионе проектов - освоение шельфа, создание судостроительного кластера, строительство ВНХК, завода СПГ на Сахалине.

"Идет хорошее движение на Восток и дальше - надо теперь и Охотское море разрабатывать, которое полностью стало нашим, - подчеркнул в беседе с корреспондентом Pravda.Ru Иван Грачев, председатель комитета Госдумы по энергетике. - Мы немного припозднились, так что надо наверстывать, быстрее двигаться вперед. Совместная работа властей России, Сахалина и нашего и зарубежного бизнеса уже приносит хорошие результаты. Освоение "Северного Чайво" это наглядно показывает. И в целом "Сахалин-1" и другие проекты не только развивают нашу экономику и кооперацию, укрепляют мощь государства, но и главное - способствуют улучшению жизни людей. Появляется больше больниц, школ, учреждений культуры. Сахалинский губернатор в полной мере использует преимущества, данные природой, и сотрудничество с "Роснефтью" дает свои плоды". 

Выгодный бизнес и благоприятные условия для бизнеса привлекают на Сахалин и многих других предпринимателей, в том числе зарубежных. Несмотря на постоянные угрозы американских санкций, они совсем не желают уходить с острова, поскольку их потери будут велики, место сразу будет занято конкурентами, а вернуться потом будет практически нереально. 

Проект "Сахалин-1" очень важен для всей страны. В первую очередь в ходе реализации проекта ожидается объем поступлений налогов, роялти и доли государства в добыче нефти и газа в российский бюджет свыше 70 миллиардов долларов. Газовые месторождения играют значительную роль в программе газификации всего Дальнего Востока. Компании реализуют политику социальной ответственности, создаются рабочие места. В прошлом году по приросту собственных доходов Сахалинская область вышла на первое место в России. Губернатор в отчете отметил, что в регионе растет рождаемость, уменьшился миграционный отток населения. Развиваются учреждения социальной сферы, повысилось качество услуг ЖКХ. 

При нынешних ценах на сырье месторождение с начала эксплуатации будет приносить порядка 2 миллиардов долларов, затем - больше. Сахалинская марка нефти "Сокол" - одна из самых качественных и дорогих в мире. Баррель дороже Brent почти на 6 долларов. Сахалинцы шутят, что эту нефть можно сразу в бак автомобиля заливать. И это недалеко от истины. Главные сахалинские проекты не только развиваются сами, но и выступают локомотивом для всей экономики островной области, тянут за собой развитие всех секторов. Это значит, что будет расти доходная часть бюджета, которая будет направлена на создание новых домов, дорог, развитие социально-культурной сферы. Так нефть зримо трансформируется в благоустройство и улучшение качества жизни людей. 

www.pravda.ru

Разработка месторождений нефти на острове Сахалин — отчет по практике

 

 

Содержание

 

 

 

 

Введение

 

Разработка месторождений нефти на острове Сахалин началась еще в середине прошлого века с постепенным повышением объемов добычи и привлечением новейших технологий, полученных путем содружества российских и зарубежных компаний.

Отличительной чертой месторождений Сахалина является не только высокая фильтрационная способность и нефтеотдача, но и технологически выгодное сочетание запасов нефти и газа в пределах одного месторождения. Большинство месторождений Сахалина имеют достаточно обширную историю разведки, освоения и разработку и ни одну из них нельзя назвать простой. Всевозможные приемы нефтедобычи, направленные на повышение объемов добычи за всю историю работы на месторождении Монги, претерпевали различные изменения.

Нефтегазоконденсатное месторождение Монги на суше о-ва Сахалин является одним из самых крупных. Оно расположено в пределах восточного погружения Дагинской антиклинальной зоны и приурочено к интенсивно нарушенной брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания. Монгинская структура имеет сложное складчато-блоковое строение: семь главных разно амплитудных сбросов северо-восточного простирания разбивают ее на 12 основных тектонических блоков и являются экранами для залежей нефти и газа.

На основании вышеизложенного целью курсового проекта является разработка рекомендаций по освоению остаточных запасов нефти на месторождении Монги методом бурения второго ствола с учетом получения наибольшего эффекта по сравнению с другими методами интенсификации добычи, опираясь также на опыт других месторождений.

Для достижения поставленной цели в работе необходимо решить следующие задачи:

  1. подробно рассмотреть геолого-физическую характеристику месторождения;
  2. проанализировать состояние разработки месторождения;
  3. провести анализ существующих технологических положений по бурению второго ствола для интенсификации добычи нефти;
  4. разработать рекомендации по их совершенствованию;
  5. определить расчетным методом параметры конструкции второго ствола скважины;
  6. выявить условия применения оборудования и расходных материалов для бурения второго ствола.

Объектом исследования выступают скважины месторождения Монги. Предметом исследования является технология конструкции второго ствола на месторождении Монги.

 

  1. Геологическая часть

 

    1. Общие сведения о месторождении Монги

 

Нефтегазоконденсатное месторождение Монги расположено на побережье Ныйского залива Охотского моря в Ногликском районе Сахалинской области, в 40 км от районного поселка Ноглики и в 170 км от г. Оха. Входит в состав Дагинской антиклинальной свиты [2].

Рисунок 1. Карта генетических типов нефти Северного Сахалина

 

Месторождение Монги входит в состав Дагинской антиклинальной зоны Охотской НГП, имеет сложное складчато-блоковое строение. Дизьюнктивными нарушениями сбросового характера месторождение разбито на 14 блоков разной величины. Залежи нефти и газа приурочены к отдельным тектоническим блокам. Всего выявлено 78 залежей: 25 нефтяных, 22 газоконденсатных, 28 газоконденсатнонефтяных (с газовой шапкой) и 3 нефтегазоконденсатных (с нефтяной оторочкой). Нефти месторождения Монги характеризуются изменчивостью свойств по разрезу и постоянством по площади. Общим для нефти всех залежей является низкая смолистость (1,1-3,5%) и малое содержание серы (0,1-0,2%). С увеличением глубины плотность нефти уменьшается от 0,9 до 0,837 г/см3. Более половины запасов залежей месторождения Монги разрабатываются с поддержанием пластового давления путем приконтурного и законтурного заводнения. Основной способ эксплуатации скважин – компрессорный газлифт. Достигнутые коэффициенты нефтеотдачи составляют – 0,11-0,48. Лицензия на разработку месторождения Монги принадлежит компании ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз». По степени промышленной освоенности относится к разрабатываемым. Степень выработанности месторождения по нефти – 72,28%, по газу – 49%.

Начало изученности геологического строения района положено в 1908 году маршрутными исследованиями Н.Н. Тихоновича. Вплоть до 1965 года здесь проводились лишь региональные исследования: геологическая съемка 1:100000 в 1950 году, гравиразведка масштаба 1:100000 в 1951 году, маршрутные электроразведочные работы в 1952-54 годах. По результатам этих исследований перспективы нефтегазоносности района положительно не оценивались из-за отсутствия благоприятных условий. В 1956-57 годах в пределах акватории Дагинского залива и в прибрежной части суши было проведено ВЭЗ (вертикальное электрозондирование), по материалам которого отмечен подъем горизонтов в южном направлении.

В 1963-64 годах район охвачен гравиметрическими работами в масштабе 1:25000. По результатам работ гравитационное поле здесь выражено высоко градиентной зоной с постепенным убыванием силы тяжести в восточном направлении. Пересчет исходного поля позволил выделить Монгинский максимум и максимум в устье реки Томи. Материалы детальной гравиметрической съемки обобщены тематической партией в 1970 году.

В 1971 году в районе проводилась геологическая съемка масштаба 1:25000. На фоне моноклинального падения пород в восточном направлении отмечены многочисленные продольные, поперечные и диагональные разрывные нарушения. 

Некоторые из них нашли подтверждение последующими работами, в частности, сброс 3, к которому приурочены выходы термических вод. Работами установлено, что Монгинский локальный максимум обусловлен приподнятым блоком в толще неогеновых отложениях.

В 1972-73 годах на основании результатов детальных гравиметрических работ начаты поисковые сейсморазведочные работы. Были отработаны сейсмопрофили 15, 16 и 27, выявившие несогласное залегание Дагинских отложений с вышележащими и антиклинальный перегиб в них.

В 1973-74 годах сейсморазведочные работы на площади были продолжены. Задачей этих работ являлась подготовка Монгинской антиклинальной складки к разведочному бурению. В результате работ была построена структурная схема по условному сейсмическому горизонту, послужившая основой для заложения первой поисковой скважины и началом бурения уже в апреле месяце 1975 года. Одновременно с началом буровых работ на площади продолжались сейсморазведочные работы.

При испытании в скважине 1 (1976 г.) песчаного горизонта в отложения Дагинской свиты, залегающего на глубину 2176 – 2185 м, получен мощный фонтан нефти с дебитом 200 т. в сутки и, следовательно, было открыто новое месторождение на территории суши острова. И не только было открыто новое месторождение, но и установлена высокая продуктивность отложений Дагинской свиты, что послужило основанием для развития принципиально нового направления геологоразведочных работ [5].

Бурение первых поисковых и разведочных скважин производилось Северо-Сахалинским управлением буровых работ. Затем, для ускорения ввода месторождения в промышленное освоение, было принято решение о концентрации буровых работ, и площадь разделили на три участка, где вели бурение скважин одновременно Северо-Сахалинское, Тунгорское и Ногликское управление буровых работ.

 

    1. Литолого-стратиграфический разрез месторождения

 

Глубоким бурением вскрыты отложения олигоцена – верхнего миоцен-плиоцена. Промышленная нефтегазоносность установлена в Дагинских отложениях миоценового возраста, где выделено 19 продуктивных горизонтов. Дагинская свита перекрыта преимущественно глинистыми отложениями Окобыкайской свиты, которая служит региональной покрышкой.

Месторождение относится к одному из наиболее изученных на суше о-ва Сахалин. Из 102 поисковых и разведочных скважин, пробуренных на месторождении, керн отобран в 54. Детальное изучение керна позволило разделить породы-коллекторы основных продуктивных горизонтов на слои, представленные определенной ассоциацией близких по гранулометрическому составу литологических разностей пород, получивших название тип коллектора. Основное отличие терригенных природных резервуаров данного месторождения заключается в наличии естественных природных границ, связанных не с глинистыми разделами, а с резкими изменениями литолого-физических характеристик [7].

По комплексу промыслово-геофизических данных IV горизонт выделяется во всех пробуренных скважинах и прослеживается по всей площади месторождения. Кровля этого горизонта отделена от вышележащего III горизонта хорошо выдержанным глинистым разделом толщиной от 8 до 38 м. Подошва горизонта четко отбивается по переходу к глинистому разделу, прослеживающемуся по всем скважинам, вскрывшим V горизонт.

Породы горизонта содержат 70-95 % обломочного материала. В соответствии с классификацией В.Д. Шутова (1972) они относятся к мезомиктовым кварцевым песчаникам. В составе обломочной части минеральных компонентов преимущественно развиты кварц (56-64 %) и полевые шпаты (15-29 %). Обломки пород составляют 10-22 %. Цемент глинистый с примесью сидерита. В порах отмечается хлорит, каолинит, кальцит и пирит.

Разрез IV горизонта представлен главным образом средне-, мелкозернистыми песчаниками, участками разнозернистыми, глинисто-алевритовыми, реже алевритоглинистыми и алевритистыми, слабосцементированными, массивными с редкими прослоями алевритов и глин. К подошве горизонта песчаники сменяются песчано-глинистыми алевролитами, слабосцементированными, с прослоями крепких алевролитов с карбонатным цементом. Изменение толщин не имеет выраженного тренда. Толщина горизонта варьирует от 20 до 60 м [4].

Горизонт достаточно полно изучен по керну: пористость определялась по 511, проницаемость – по 245 и гранулометрический состав – по 419 образцам. Высокий процент выноса керна позволил детально изучить не только физико-литологическую характеристику коллекторских свойств горизонта, но и выявить характер их изменения по разрезу. По результатам исследования керна в пределах отдельных блоков были построены кернограммы (Рисунок 2).

 

Рисунок 2. Характеристика литологического горизонта

 

В разрезе IV горизонта наблюдается два слоя, представленных (от подошвы к кровле) естественными ассоциациями близких по гранулометрическому составу и физическим свойствам литологических разностей (литотипов) пород. Подошва горизонта (II литотип) образована чередованием алевролито-песчаников с песчано-глинистыми и глинисто-песчаными алевролитами и мелкозернистых алевритово-глинистых песчаников. I литотип (чаще кровля пласта) сложен переслаиванием мелко- и среднезернистых алевритово-глинистых песчаников с чистыми песчаниками.

В результате анализа кернограмм было выявлено, что внутри горизонтов наблюдается ступенчатое ухудшение фильтрационно-емкостных свойств от кровли к подошве, причем I литотип характеризуется лучшими свойствами, чем II литотип. Среднее значение открытой пористости, определенной по керну, для пород I литотипа составляет 20,8, II – 19,0 %. Среднее значение проницаемости для I литотипа – 204 ×10-3, II – 20 × 10-3 мкм2. При переходе от одного литотипа к другому проницаемость варьирует более значительно, чем пористость. Методом корреляционного анализа [10] было установлено, что основным литологическим параметром, влияющим на коллекторские свойства пород IV горизонта, является медианный размер зерен Md, отражающий степень сортировки зерен. Выявленная статистическая связь между проницаемостью и медианным размером зерен довольно тесная – коэффициент корреляции r равен 0,85. Связь между Md и пористостью слабее (r=0,59).

 

    1. Тектоническое строение месторождения

 

Геолого-структурные условия района месторождения определяются сложным сочетанием разнопорядочных положительных и отрицательных структур и интенсивным развитием разрывов.

В общетектоническом плане месторождение приурочено к далекому восточному погружению Сахалинского антиклинория, характеризующегося несоответствием структурных планов нутовского-окобыкайского и дагинского-мачигарского комплексов отложений. Наиболее существенное различие в структурных планах отмечается на восточных крыльях Дагинской и Луньско-Набильской антиклинарных зон, где широкое развитие получили погребенные и полупогребенные структуры.

Оформление современного структурного плана связано с сахалинской фазой складчатости (поздний плиоцен-плейстоцен), завершивший орогенный этап, начавшийся в средне-миоценовое время. 

В пределах района нахождения месторождения расположено восточное крыло и южное переклинальным погружение крупного Дагинского поднятия, в составе которого выделяются антиклинальные зоны: Дагинская, Катанглийская, Имчинская и Паркатинская. Монгинское месторождение входит в состав Дагинской антиклинальной зоны и является наиболее крупным локальным складчатым сооружением. По результатам сейсморазведочных работ и глубокого бурения это сложно построенная асимметричная антиклинальная складка субмеридионального простирания, погребенная под отложениями окобыкайско-нутовского стратиграфического комплекса, моноклинально падающего на северо-восток. Размеры ее 13,6 2,5 км [3].

Складка характеризуется короткой северной и протяженной южной переклиналиями. Складка имеет сложное складчато-блоковое строение. Дизъюнктивными нарушениями сбросового характера диагонального и субширотного простирания она разбита на 14 блоков разной величины, каждый северный из которых опущен относительно южного. Блоки I-IVа наиболее приподнятые, гипсометрия V-X блоков почти одинакова вследствие несогласного характера сбросов, блоки XI, XII – опущенные.

Всего на месторождении выявлено 15 разрывов, из них только один проведен по построениям, два подсечены в одной, остальные в трех и более скважинах, по которым построены карты поверхностей смесителей.

Характерной особенностью разрывов является увеличение амплитуды с глубиной, что свидетельствует о конседиментационном характере их образования. Из всех разрывов на поверхность выходят только два, остальные затухают, в основном, в окобыкайских глинистых отложениях и некоторые – в нутовских. Сбросы отделяют южную часть структуры от центральной, сброс центральную от северной и ограничивает залежи на западном крыле. Положение разрывов, ограничивающих залежи, в пространстве, установлено достоверно. В пределах продуктивной части разреза разрывы проводящие, так как приведены в контакт песчаные горизонты. Региональным экраном служит мощная толща глинистых окобыкаских отложений, покрывающая структуру.

referat911.ru