Осеберг ( норв . Osebergfeltet ) — оффшорное нефтяное месторождение с газовой шапкой в Северном море , расположенное в 140 км (87 миль) к северо-западу от города Берген на юго-западном побережье Норвегии . [1] Месторождение, длина которого составляет 25 км, а ширина — 7 км, [2] было открыто в 1979 году, и его разработка, как известно, является одной из важных вех в становлении независимой нефтегазовой промышленности Норвегии . [3] [4] Месторождение Осеберг было названо в честь корабля Осеберг , одного из самых значительных археологических открытий Норвегии. Древний корабль викингов начала IX века был обнаружен в 1904 году во время исторических раскопок кургана на ферме Осеберг, к югу от Осло . [5]
Обширная подводная трубопроводная сеть, называемая Oseberg Transport System (OTS), транспортирует до 765 000 баррелей в день (121 600 м 3 / день) из района Oseberg в терминал Sture в Норвегии. [6] Глубина моря в районе Oseberg составляет 100 метров. Центр месторождения Oseberg состоит из трех платформ : Oseberg A, B и D, соединенных друг с другом мостами, в южной части месторождения Oseberg и платформы Oseberg C, которая расположена в 14 километрах к северу от центра месторождения. Оператором является Equinor в партнерстве с Petoro , TotalEnergies , ExxonMobil и ConocoPhillips . [3] Месторождение простирается на блоки 30/6 и 30/9, части лицензий на добычу (PL) 053 и 079. [3]
Первая разведочная скважина на лицензии PL053, 30/6-1, была пробурена как разведочная и забурена 19 июня 1979 года. Скважина была заглушена и заброшена как газовая находка 22 сентября. Последующие оценочные скважины доказали наличие нефти в дополнение к газу, обнаруженному разведочной скважиной, и Осеберг был разработан как нефтяное месторождение. Первая разведочная скважина на лицензии PL079, 30/9-1, была пробурена как разведочная в конце 1982 года, но рассматривалась как оценочная после того, как она обнаружила нефть и газ, которые, как считается, образуют часть того же скопления. [3] В 2006 году скважина 30/9-B-19 A подтвердила запасы в подстилающей формации Статфьорд от верхнего триаса до нижней юры . [7] Испытания также проводятся на вышележащем верхнемеловом резервуаре меловой группы для оценки характеристик потока. [3]
Вертикальный газовый столб в блоке Альфа составлял 380 м, а нижележащий нефтяной столб — около 215 м до начала добычи. [2]
Всего на структуре Осеберг было пробурено 31 разведочная и оценочная скважина, хотя это включает боковые стволы и повторные входы. Из этих скважин только три оказались «сухими». [3]
Эксплуатационное бурение началось в 1985 году с эксплуатационной скважины, пробуренной с шаблона B. К концу 2009 года было завершено 184 эксплуатационных скважин, состоящих из смеси эксплуатационных скважин, наблюдательных скважин, инжекторов воды , инжекторов газа и инжекторов шлама. [3] Добыча велась из наклонных скважин до 1992 года, когда была пробурена первая горизонтальная скважина. К июню 1997 года было завершено 28 горизонтальных скважин, включая три многоствольных. Горизонтальное бурение вблизи контакта нефти и воды считалось ключевым для продления периода плато добычи нефти и достижения высоких показателей извлечения . [2]
Первоначальная разведочная скважина была размещена с использованием данных 2D сейсмического отражения . В 1982 году был получен первый набор 3D сейсмических данных по Oseberg для содействия продолжению разведочного и оценочного бурения. В 1989 и 1991 годах Statoil приобрела два набора 3D данных по месторождению, используя те же параметры, в качестве технико-экономического обоснования для полного 4D сейсмического исследования. После успеха пилотного исследования были проведены дополнительные исследования в 1992, 1999, 2004 и 2007 годах. Эти исследования используются для активного мониторинга изменений в контакте газ-нефть и контакте вода-нефть по мере продолжения добычи. [8]
Oseberg A — это бетонная платформа, которая включает в себя технологическое оборудование и жилые помещения; Oseberg B находится на вершине стального корпуса и имеет буровые, производственные и инжекционные установки; Oseberg D — это стальная платформа с оборудованием для переработки и экспорта газа, которая была соединена с полевым центром мостом в 1999 году. Oseberg C — это интегрированная буровая, жилая и производственная платформа со стальным корпусом. [9] Oseberg Vestflanke была разработана с подводной опорной плитой, привязанной к Oseberg B. Oseberg Delta будет разработана с подводной опорной плитой, привязанной к Oseberg D. Добыча из структуры Gamma Main в формации Statfjord началась весной 2008 года с двух скважин из полевого центра Oseberg. Установки в полевом центре перерабатывают нефть и газ с месторождений Oseberg Øst , Oseberg Sør и Tune. План разработки и эксплуатации (PDO) для северной части Осеберга был утвержден 19 января 1988 года. PDO для Осеберга D был утвержден 13 декабря 1996 года, для Осеберг Вестфланке – 19 декабря 2003 года и для Осеберг Дельта – 23 сентября 2005 года. Нефть на месторождении добывается путем поддержания давления посредством закачки газа и воды и закачки водяного газа (WAG). Закачиваемый газ, используемый для поддержания давления, ранее поставлялся с месторождений Тролль Ост (TOGI) и Осеберг Вест. Другие более мелкие части месторождения добывают путем истощения давления.
Месторождение находится в эксплуатации с 1 декабря 1988 года. Добыча нефти на плато в 81 000 ст. м3 в день завершилась в 1997 году. [1] Текущая добыча (общая за период с 2009 года по сентябрь) по статистике составляет 3,788063 млн ст. м3 нефти , 2,926727 млрд ст. м3 газа, 0,462964 млн тонн сжиженного природного газа . [3] [10]
Основные технические характеристики платформ Oseberg приведены в таблице. [11] [12]
Месторождение Осеберг является одним из ряда углеводородных скоплений в пределах грабена Викинг . Эта часть северной части Северного моря была затронута двумя основными рифтовыми эпизодами: в пермо - триасовом и средне-позднеюрском. Это приводит к сложным изменениям толщины ранней синрифтовой последовательности в более поздних рифтовых структурах. В районе Осеберга основные разломы, образованные во время этих двух фаз, падают в противоположных направлениях, а размер более ранних бассейнов обычно вдвое больше размера более поздних. Наклоненная на восток позднеюрская структура Осеберг подстилается более масштабным наклоненным на запад пермо-триасовым полуграбеном . [13]
Основными резервуарами являются песчаники среднеюрских формаций Осеберг, Раннох, Этив, Несс и Тарберт группы Брент. Это отложения проградирующих дельтовых систем с общим обмелением вверх по мере того, как дельта заполняла доступное пространство для размещения. Формация Осеберг представляет собой отложения серии богатых песком дельт, которые продвинулись на запад от норвежского побережья. Остальная часть группы представляет собой отложения массивной проградирующей на север дельтовой системы Брент, которая занимала всю южную часть области грабена Викинг. [14] В осадочной среде наблюдается прогрессивный переход от подводных конусов выноса через конусные дельты и береговую линию к дельтовой равнине. [15] Самая верхняя формация Тарберт может представлять собой переработанные отложения дельтовой равнины в начале морской трансгрессии, показанной вышележащими аргиллитами группы Викинг. [16] Коллекторы группы Брент, залегающие на глубине от 2300 до 2700 м, в целом обладают превосходными свойствами с пористостью около 20–30% и проницаемостью до нескольких дарси . [17]
Формация Статфьорд, которая имеет возраст от рязанского до синемюрского , отделена от группы Брент группой Дунлин, которая не является резервуарной последовательностью. Это означает, что обычно нет сообщения между формацией Статфьорд и резервуарами группы Брент. Формация Статфьорд состоит из массивных песчаников. Нижняя граница берется на переходе от красных континентальных сланцев формации Лунде к вышележащим песчаникам. Верхняя часть единицы, которая состоит из известковых песчаников, показывает относительно резкий переход к темным сланцам и алевритам вышележащей группы Дунлин. Условия осадконакопления меняются от аллювиальных равнин и разветвленных ручьевых отложений, которые составляют основную часть формации, до грубых песчаников с галечными задержками и каналами, что, как полагают, указывает на прибрежную среду. Присутствие глауконита и морских ископаемых в самых верхних песчаниках указывает на осадконакопление в мелководной морской среде. [18]
Ловушка представляет собой группу из трех наклонных блоков разломов с восточным падением, связанных с нормальными сбросами с западным падением , образованными рифтингом во время поздней юры на восточной стороне грабена Викинг. Три основных блока разломов известны как Альфа, Гамма и Альфа Север. Восточная граница блоков разломов Осеберг с платформой Хорда образована крупным разломом Браге. [17] Структурный наклон составляет в среднем 6–10 градусов. [2]
Верхняя изоляция образована верхнеюрской группой Викинг или нижнемеловыми аргиллитами Кромер-Нолл. [19] В районе Осеберга также имеются свидетельства наличия некоторого элемента разломной изоляции. [20]
Нефть в Осеберге добывается из верхнеюрской формации Драупне, эквивалентной формации Киммериджской глины . В районе Осеберга были обнаружены нефти, образовавшиеся по крайней мере в двух разных «кухнях». Газ, скорее всего, добывается из перезрелой формации Драупне в самой глубокой части этих кухонь. [19]
Начальные извлекаемые запасы месторождения Осеберг оцениваются в 366,4 млн. ст. м3 нефти , 107,0 млрд. ст. м3 газа и 9,3 млн. тонн NGL. По состоянию на 31 декабря 2008 г. оставшиеся извлекаемые запасы оцениваются в 21,1 млн. ст. м3 нефти, 85,6 млрд. ст. м3 газа и 3,5 млн. тонн NGL. [3]
