Scientific journal

European Student Scientific Journal

ISSN 2310-3094

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].

Вопрос выбора платформы или точки подводного заканчивания комплексный и зависит от множества технико-экономических факторов. С точки зрения разработки решающую роль при выборе места размещения платформ играет величина плотности запасов газа на тех или иных участках месторождения. С этой целью был построена карта плотности запасов газа (рис. 1) с максимальными контурами газоносности. В построении карт приняты запасы в следующем отношении: категория С1 – 100%, категория С2 – 50%.

Рисунок 1 – Карта плотности запасов газа

Согласно рисунку 1, наибольшие запасы газа приурочены к залежам в юго-западном и северо-восточном направлениях. Исходя из данного распределения запасов, рекомендуется разместить одну площадку для бурения скважин в районе поисково-разведочной скважины №24, а вторую площадку – в районе между поисково-разведочными скважинами №22 и №28.

Вторым важным фактором при выборе площадок подводного заканчивания является глубина моря. В среднем глубина моря на площади месторождения изменяется от 90 до 130 м. Для размещения площадок рекомендуется использовать наиболее приподнятые участки с глубинами до 100 м. Таким образом, рекомендуемое размещение площадок подводного заканчивания скважин с учетом распределения запасов газа и глубин моря представлено на рисунке 2.

Рисунок 2 – Рекомендуемое размещение площадок подводного заканчивания

Продуктивные пласты Мурманского месторождения характеризуются сложным геологическим строением:

– наличие обширных литологических ограничений;

– несовпадение отдельных залежей в плане в пределах одного продуктивного горизонта;

– большие геометрические размеры пластов при низких газонасыщенных толщинах.

Для прогнозирования технико-экономических показателей разработки месторождения проведено обоснование выбора эксплуатационных объектов. При выделении эксплуатационных объектов учитывалось следующее:

– особенности геологического строения продуктивных пластов;

– коллекторские свойства залежей, термобарические характеристики и физико-химические свойства углеводородов;

– максимально возможное извлечение запасов углеводородов из пластов;

– рациональное использование фонда пробуренных и проектных скважин;

– экономическая рентабельность проекта.

Залежи Мурманского месторождения сосредоточены в 21 продуктивном пласте, из них к первому продуктивному горизонту относятся девять, второму – три, третьему – шесть, четвертому – одна. Все залежи триасового возраста. Продуктивные пласты выделены по данным комплекса геофизических, керновых исследований с привлечением данных результатов испытания скважин [4]..

В плане залежи далеко не всегда совпадают друг с другом, однако при этом размещаются в пределах одной зоны, которую можно описать максимальным контуром газоносности. В восточной части наблюдаются обширные зоны замещения коллекторов, поэтому плотность запасов в данной зоне наиболее низкая.

Среди всех горизонтов наилучшими фильтрационными характеристиками обладают пласты I горизонта, проницаемость по керну – 13 мД, по ГИС – 10,2. Также на I объекте получено максимальное значение абсолютно свободного дебита газа – 813 тыс.м3/сут. Наихудшие значения проницаемости отмечаются по II горизонту – 0,8 мД по керну, 0,6 мД по ГИС, при этом он характеризуется притоком газа только в одной скважине - 35,7 тыс.м3/сут. Однако, в целом фильтрационно-емкостные свойства пластов I, III, IV горизонтов достаточно схожи для их совместной разработки.

В разрезе залежи залегают также достаточно компактно, продуктивный разрез месторождения составляет порядка 500 м. Невысокие фильтрационные свойства, большие геометрические размеры пластов и высокая стоимость строительства скважин на шельфе, обуславливает применение субгоризонтальных скважин, в том числе многоствольных, что не позволяет вскрыть весь разрез одной скважиной. Для оптимального размещения скважин с учетом термобарических характеристик и особенностей размещения залежей, рекомендуется произвести условное деление пластов Мурманского месторождения на несколько объектов.

Пласты III и IV продуктивного горизонта можно выделить в самостоятельные эксплуатационные объекты, а количество пластов в объектах составит соответственно – шесть и три.

Пласты II1, II2, II3 выделять в самостоятельный объект не рекомендуется в связи с практически полным несовпадением контуров в плане и малыми величинами запасов газа по категории С1+50%C2 – 2,1 млрд.м3.

В I продуктивный горизонт входит сразу девять пластов, поэтому возможно разделение на два объекта, в одном из которых будет содержаться четыре пласта, а в другом – пять.

Объект 1а

В его состав входят пласты I1, I2аб, I2вг, I2деж. Залежи данных пластов характеризуются средними значениями абсолютно свободных дебитов газа – 162 – 220 тыс.м3/сут, которые получены при испытании двух скважин на пласт I1. Схема совмещенных контуров газоносности объекта 1а представлена на рис.3. Суммарные запасы объекта по сумме категорий С1+50%С2 составляют 20,6 млрд.м3.

Рисунок 3 – Схема совмещенных контуров газоносности объекта 1а

Объект 1б

В его состав входят пласты I3, I4, I5, I6, I7. Залежи данных пластов по данным исследований в трех скважинах характеризуются относительно высокими абсолютно свободными дебитами газа (162 – 813 тыс.м3/сут). Схема совмещенных контуров газоносности объекта 1б представлена на рис. 4. В связи с большим отходом от предполагаемого размещения площадок для бурения из рассмотрения на данном этапе исключен пласт I3 с запасами категории С1 – 2,1 млрд.м3 (р-н скв. №23). Таким образом, суммарные запасы данного объекта по сумме категорий С1+50%С2 составляют 27,9 млрд.м 3.

Рисунок 4 – Схема совмещенных контуров газоносности объекта 1б

Объект 2

В его состав входят пласты III1, III2, III4, III5, III6. Залежи данных пластов по данным пяти исследований в шести скважинах характеризуются средними значения абсолютно свободных дебитов газа – 120 – 343 тыс.м3/сут. Схема совмещенных контуров газоносности объекта 2 представлена на рис.5. В связи с большим отходом от предполагаемого места размещения площадок для размещения скважин на данном этапе исключен пласт III3 с запасами категории С1+50%C2 – 2,3 млрд.м3 (р-н скв. №26). Таким образом, запасы данного объекта по сумме категорий С1+50%С2 составляют 22,9 млрд.м3 [5].

Рисунок 5 – Схема совмещенных контуров газоносности объекта 2

Объект 3

В его состав входят пласты IV1 и IV2. В связи с большим отходом от площадок предполагаемого размещения скважин из рассмотрения на данном этапе исключен пласт IV3 с запасами категории С1+50%C2 – 2,1 млрд.м3 (р-н скв. №26). При испытании пластов IV1 и IV2 на штуцерах 7,9 и 10 мм, были получены дебиты 159,4 и 228 тыс.м3/сут, что говорит о сходстве продуктивных характеристик с пластами III продуктивного горизонта. Схема совмещенных контуров газоносности объекта 3 представлена на рис.6. Таким образом, суммарные запасы данного объекта по сумме категорий С1+50%С2 составляют 9,8 млрд.м3.

В целом по месторождению в процессе разработки будут задействованы запасы газа в объеме 81,2 млрд.м3 по сумме категорий С1+50%С2.

Рисунок 6 – Схема совмещенных контуров газоносности объекта 3

Величины вовлекаемых в разработку запасов представлены в таблице 2.

Таблица 2. Запасы газа, вовлекаемые в разработку