Scientific journal
European Student Scientific Journal
ISSN 2310-3094

JUSTIFICATION OF OPTIONS FOR DEVELOPMENT WELLS MURMANSKY DEPOSIT

Balovatskaya A.A. 1
1 Federal Budget Educational Institution of Higher Education "Industrial University of Tyumen"
2354 KB
The main objective of the study is to increment hydrocarbon reserves, by identifying the most optimal technologies for developing reserves of complex gas deposits of the Murmansk field located in the Arctic zone on the Barents Sea shelf. In general, for the Murmansk field, the development process will involve gas reserves in the amount of 81.2 billion m3 in terms of categories C1 + 50% C2. The Murmansk gas field is confined to a local structural uplift formed over the system of violations of the south-western side of the basin. The Triassic and Jurassic complexes are productive, and the source materials are Permian-Triassic deposits. The Murmansk field has a complex multi-layer structure. In total, about 20 productive strata of sandstones of early medium-Triassic age were identified. All discovered deposits are lithologically screened, and most of them pinch out in the arch part of the structural lift. The composition of the gas is methane with a low content of non-hydrocarbon components. In terms of reserves, the deposit belongs to large deposits. The article describes the characteristics of the Murmansk field and its geological structure, discusses the options for well development, provides a rationale for these options for developing the Murmansk field, and also presents the layout of the project well stock.
gas
complex geological structure
shelf
murmansk field.

Месторождение было открыто компанией «Арктикморнефтегазразведка» при проведении геолого-разведочных работ на нефть и газ на шельфе. Является первым месторождением, открытым в 1983 году «Арктикморнефтегазразведка». Оно расположено в южной части Баренцева моря. Глубины моря в его пределах изменяются от 68 до 123 м. На месторождении пробурено 9 скважин. Залежи газа приурочены к терригенным отложениям нижне-среднетриасового возраста. По величине геологических запасов газа Мурманское месторождение классифицируется как крупное [1].

Трудность разработки Мурманского месторождения обуславливается сложным геологическим строением (многопластовость, неоднородность, литологические нарушения) и невысокими фильтрационными характеристиками пластов. В разрезе месторождения выделяется 21 газоносный пласт, однако все пласты обладают невысокими газонасыщенными толщинами (0,6 – 5,1 м), при этом они характеризуются большими площадями залегания. Геометрические размеры месторождения составляют 30 x 40 км [2]. Использование одной платформы или одной точки подводного заканчивания  в таком случае недопустимо ввиду больших отходов профилей стволов в горизонтальном направлении, которые могут достигать 7-8 км. Исходя из данных соображений, бурение рекомендуется проводить, как минимум, с двух площадок [3].

При обосновании количества и расположения скважин на объектах разработки исходили из возможности дренирования  максимальных объемов с учетом приходящихся на них запасов газа.

Объект 1а

Рассмотрено два варианта разработки.

Вариант 1 предусматривает бурение четырех субгоризонтальных стволов из скважин №№101, 102, 103, 104 (рис. 1). В скважинах №№101, 102, 103 предполагается вскрытие  всех продуктивных пластов объекта – I1, I2аб, I2вг, I2деж, запасы газа в данной зоне составляют ориентировочно 16 млрд.м3. Скважиной №104 планируется вскрыть только пласт I1, запасы газа на этом участке равны приблизительно 4,6 млрд.м3. Если рассматривать объект без привязки к площадкам подводного заканчивания, то возможно бурение субгоризонтального свтола скважины №901. Во всех стволах предусматривается проведение многозонного ГРП для улучшения связности коллекторов по вертикали. Максимальная депрессия по данному варианту составляет 100 атм [4].

Вариант 2 по количеству и конструкции скважин соответствует варианту 1. Отличие заключается в том, что предусматривается повышенная величина максимальной депрессии – 150 атм.

Рисунок 1 – Схема размещения скважин объекта 1а

Объект 1б

Рассмотрено два варианта разработки.

Вариант 1 предусматривает бурение пяти субгоризонтальных стволов из скважин №№102, 104, 105, 106, 107 (рис. 2). В скважине №102 предполагается вскрытие только пласта I4, запасы газа в районе скважины составляют ориентировочно 5,6 млрд.м3. Субгоризонтальные стволы скважин №№104, 105 планируется разместить в районе разведочной скважины №28, где они вскроют пласты I4, I6, I7. Запасы газа на этом участке составят порядка 10 млрд.м3. Также планируется бурение двух субгоризонатльных стволов скважин №№106, 107 в район разведочных скважин №№21, 22, где возможно вскрытие продуктивных пластов I4, I5. Если рассматривать объект без привязки к площадкам подводного заканчивания, то возможно бурение субгоризонтального ствола скважины №901 в районе разведочной скважины №24, что позволит вовлечь в разработку слабо дренируемые запасы, находящиеся на большом удалении от донных площадок. Также становится возможным бурение субгоризонтальной скважины №902 в районе разведочной скважины №23, что позволит в первую очередь вскрыть пласт I3, а также вовлечь в разработку удаленные от донных площадок участки пластов I4 и I5. Ориентировочные запасы данной зоны порядка 10 млрд.м3. Во всех стволах предусматривается проведение многозонного ГРП для улучшения связности коллекторов по вертикали. Максимальная депрессия по данному варианту составляет 100 атм [5].

Вариант 2 по количеству и конструкции скважин соответствует варианту 1. Отличие заключается в том, что предусматривается повышенная величина максимальной депрессии – 150 атм.

Рисунок 2 – Схема размещения скважин объекта 1б

Объект 2

Рассмотрено два варианта разработки.

Вариант 1 предусматривает бурение четырех субгоризонтальных стволов из скважин №№107, 201, 202, 203 (рис. 3). В скважине №107 предполагается вскрытие пластов III4, III5, III6, запасы газа в районе скважины составляют ориентировочно 7 млрд.м3. Два субгоризонтальных ствола скважин №№201, 202 планируется разместить в районе разведочной скважины №24, где они вскроют пласты III1, III2, III4, III5. Запасы газа на этом участке составят порядка 10 млрд.м3. Также планируется бурение одного субгоризонтального ствола скважины №203 в районе разведочной скважины №28, где возможно вскрытие продуктивных пластов III1, III5, III6. Ориентировочные запасы данной зоны порядка 6 млрд.м3. Во всех стволах предусматривается проведение многозонного ГРП для улучшения связности коллекторов по вертикали. Максимальная депрессия по данному варианту составляет 150 атм.

Вариант 2 по количеству и конструкции скважин соответствует варианту 1. Отличие заключается в том, что предусматривается повышенная величина максимальной депрессии – 200 атм.

Рисунок 3 – Схема размещения скважин объекта 2

Объект 3

Рассмотрено два варианта разработки.

Вариант 1 предусматривает бурение двух субгоризонтальных стволов из скважин №№201, 203 (рис. 4). В скважине №201 (район скв. №24) предполагается вскрытие только пласта IV2, запасы газа в районе скважины составляют ориентировочно 4,4 млрд.м3. Также планируется бурение одного субгоризонтального ствола скважины №203 в районе разведочной скважины №28, где возможно вскрытие продуктивных пластов IV1, IV2. Ориентировочные запасы данной зоны порядка 5,4 млрд.м3. Во всех стволах предусматривается проведение многозонного ГРП для улучшения связности коллекторов по вертикали. Максимальная депрессия по данному варианту составляет 150 атм.

Вариант 2 по количеству и конструкции скважин соответствует варианту 1. Отличие заключается в том, что предусматривается повышенная величина максимальной депрессии – 200 атм.

Рисунок 4 – Схема размещения скважин объекта 3

В целом по месторождению рассмотрено два варианта разработки.

Вариант 1 соответствует первым вариантам по всем объектам и предусматривает бурение десяти скважин с субгоризонтальными стволами, из них двухствольных – пять. Субгоризонтальные стволы многозабойных скважин расположены так, что вскрывают не более двух соседних объектов по разрезу в зонах со схожими геолого-физическими характеристиками. Во всех стволах предусматривается проведение многозонного ГРП. Максимальные депрессии составляют 100-150 атм.

Вариант 2 соответствует вторым вариантам по всем объектам, по количеству и конструкции скважин идентичен варианту 1. Отличие заключается в том, что предусматривается повышенная величина максимальной депрессии – 150-200 атм.

Схема размещения проектного фонда скважин представлена на рис. 5. Список скважин представлен в таблице 1.

Рисунок 5 – Схема размещения проектного фонда на Мурманском месторождении

Таблица 1. Проектный фонд скважин

№ скв.

№ ствола

Объект

Вскрываемые пласты

101

-

I1, I2аб, I2вг, I2деж

102

1

I1, I2аб, I2вг, I2деж

2

I4

103

-

I1, I2аб, I2вг, I2деж

104

1

I1

2

I4, I6, I7

105

-

I4, I6, I7

106

-

I4, I5

107

1

I4, I5

2

2

III4, III5, III6

201

1

2

III1, III2, III4, III5

2

3

IV2

202

-

2

III1, III2, III4, III5

203

1

2

III1, III5, III6

2

3

IV1, IV2

901*

1

I1, I2аб, I2вг, I2деж

2

I4

902*

-

I3, I4, I5

* скважины, не рассмотренные в основных вариантах, но присутствующие
в подвариантах 1б и 2б без привязки к площадкам подземного заканчивания