stringtranslate.com

Нефтяное месторождение Осеберг

Осеберг ( норвежский : Osebergfeltet ) — морское 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 длиной 25 км и шириной 7 км, [2] было открыто в 1979 году, и его разработка, как известно, стала одной из важных вех в возникновении 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 9 века был обнаружен в ходе исторических раскопок кургана на ферме Осеберг, к югу от Осло , в 1904 году . [5]

Обширная сеть подводных трубопроводов под названием Oseberg Transport System (OTS) транспортирует до 765 000 баррелей в сутки (121 600 м 3 /сут) из района Осеберг на терминал Стуре в Норвегии. [6] Глубина моря в районе Осеберга составляет 100 метров. Полевой центр Осеберг состоит из трех платформ : Осеберг А, В и D, соединенных между собой мостами, в южной части месторождения Осеберг и платформы Осеберг С, которая расположена в 14 км к северу от центра месторождения. Оператором является компания Equinor в партнерстве с Petoro , TotalEnergies , ExxonMobil и ConocoPhillips . [3] Месторождение простирается на блоки 30/6 и 30/9, части лицензий на добычу (ПЛ) 053 и 079. [3]

История исследований

Первая разведочная скважина по лицензии PL053, 30/6-1, была пробурена в разведочном режиме и пробурена 19 июня 1979 года. 22 сентября скважина была заглушена и заброшена из-за обнаружения газа. Последующие оценочные скважины доказали наличие нефти в дополнение к газу, обнаруженному в открытой скважине, и Осеберг разрабатывался 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 в ней были обнаружены нефть и газ, которые, как считается, являются частью того же месторождения. [3] В 2006 году скважина 30/9-B-19 A доказала запасы в нижележащей формации Статфьорд от верхнего триаса до нижней юры . [7] Испытания также проводятся на вышележащем коллекторе меловой группы верхнего мела для оценки характеристик потока. [3]

Перед началом добычи вертикальный столб газа на блоке «Альфа» составлял 380 м, а нижележащий столб нефти — около 215 м. [2]

Всего на структуре Осеберг была пробурена 31 разведочная и оценочная скважина, включая боковые и повторные скважины. Из этих скважин только три оказались «сухими». [3]

История развития

Эксплуатационное бурение началось в 1985 году с бурения эксплуатационной скважины на шаблоне B. К концу 2009 года было завершено строительство 184 эксплуатационных скважин, состоящих из добывающих скважин, наблюдательных скважин, водонагнетательных , газовых и нагнетательных скважин. [3] Добыча велась из наклонно-направленных скважин до 1992 года, когда была пробурена первая горизонтальная скважина. К июню 1997 года было завершено 28 горизонтальных скважин, в том числе три многоствольных. Горизонтальное бурение вблизи водонефтяного контакта считалось ключом к продлению периода стабилизации добычи нефти и достижению высоких темпов нефтеотдачи . [2]

Сбор сейсмических данных

Местоположение первой открытой скважины было определено с использованием данных 2D сейсморазведки . В 1982 году над Осебергом был получен первый набор сейсмических данных 3D, чтобы помочь в продолжении разведочного и оценочного бурения. В 1989 и 1991 годах компания Statoil получила два набора 3D-данных по месторождению с использованием тех же параметров в качестве технико-экономического обоснования полного 4D-сейсмического исследования. После успеха пилотного исследования в 1992, 1999, 2004 и 2007 годах были проведены дополнительные исследования. Эти исследования используются для активного мониторинга изменений газонефтяного контакта и водонефтяного контакта по мере продолжения добычи. [8]

Производство

Полевой центр Осеберга.
Добыча нефти в Норвегии по годам и месторождениям нефти

Осеберг А – бетонная опорная платформа, включающая технологическое оборудование и жилые помещения; Осеберг Б расположен на стальной оболочке и имеет оборудование для бурения, добычи и закачки; Oseberg D — это стальная платформа с оборудованием для переработки и экспорта газа, которая была соединена с Месторожденным центром мостом в 1999 году. Oseberg C — это комплексная платформа для бурения, размещения и добычи со стальным кожухом. [9] Осеберг-Вестфланке разрабатывалась с использованием подводного шаблона, привязанного к Осеберг Б. Дельта Осеберга будет разрабатываться с использованием подводного шаблона, привязанного к Осеберг-Д. Добыча на основной структуре Гамма в формации Статфьорд началась весной 2008 г. с двух скважины Осебергского месторождения. Мощности промыслового центра перерабатывают нефть и газ месторождений Осеберг-Ост , Осеберг-Сёр и Тюне. План развития и эксплуатации (PDO) северной части Осеберга был утвержден 19 января 1988 г. PDO для Осеберга D был утвержден 13 декабря 1996 г., для Осеберг Вестфланке - 19 декабря 2003 г. и для Дельты Осеберга - 23 сентября 2005 г. Добыча нефти на месторождении осуществляется путем поддержания давления за счет закачки газа и воды, а также закачки водяного газа (ВГВ). Закачиваемый газ, используемый для поддержания давления, ранее доставлялся из Troll Øst (TOGI) и Oseberg Vest. На других, меньших по размеру участках месторождения добыча ведется за счет истощения давления.

Добыча на месторождении ведется с 1 декабря 1988 года. Плато добычи нефти в размере 81 000 см3 в сутки закончилось в 1997 году. [1] Текущая добыча (общая за 2009 год по сентябрь) по статистическим данным составляет 3,788063 млн см3 нефти , 2,926727 млрд см3 . 3 газа, 0,462964 млн тонн ШФЛУ . [3] [10]

Основные технические характеристики платформ Oseberg сведены в таблицу. [11] [12]

Геология

Региональные настройки

Месторождение Осеберг — одно из серии скоплений углеводородов в пределах Грабена Викинг . Эта часть северной части Северного моря пострадала от двух основных эпизодов разломов ; в Пермо - триас и середина-позднеюра. Это приводит к сложным изменениям мощности более ранних син-рифтовых последовательностей в более поздних рифтовых структурах. В районе Осеберг основные разломы, образовавшиеся в эти две фазы, падают в противоположных направлениях, а размер более ранних бассейнов обычно вдвое превышает размер более поздних. Наклоненная на восток позднеюрская структура Осеберг подстилается более крупным пермо-триасовым полуграбеном, наклоненным на запад . [13]

Резервуары

Основными коллекторами являются песчаники среднеюрских формаций Осеберг, Раннох, Этив, Несс и Тарберт группы Брент. Это отложения выдвигающихся дельтовых систем с общим обмелением вверх по мере заполнения дельтой доступного жилого пространства. Формация Осеберг представляет собой отложения серии богатых песком дельт, простирающихся на запад от норвежского побережья. Остальная часть группы представляет собой отложения мощной, выдвигающейся на север системы дельты Брент, занимавшей всю южную часть области грабена Викинг. [14] В условиях осадконакопления происходит постепенный переход от подводных конусов через конусные дельты и береговые линии к дельтовой равнине. [15] Самая верхняя формация Тарберта может представлять собой переработанные отложения дельтовой равнины в начале морской трансгрессии , показанные перекрывающими аргиллитами группы Викинг. [16] Коллекторы группы Брент, которые залегают на глубинах от 2300 до 2700 м, обычно имеют превосходные свойства с пористостью около 20–30% и проницаемостью до нескольких дарси . [17]

Формация Статфьорд, имеющая возраст от рязанского до синемурийского периода, отделена от группы Брент группой Данлин, которая не является коллектором. Это означает, что обычно нет сообщения между пластом Статфьорд и резервуарами группы Брент. Формация Статфьорда состоит из массивных песчаников. Нижняя граница принята при переходе от красных континентальных сланцев формации Лунде к перекрывающим песчаникам. В кровле толщи, сложенной известковистыми песчаниками, наблюдается относительно резкий переход к темным сланцам и алевролитам перекрывающей группы Данлина. Среда осадконакопления меняется от аллювиальных равнин и отложений разветвленных ручьев, составляющих основную часть формации, до крупных песчаников с галечными отложениями и каналами, что, как считается, указывает на прибрежную среду. Присутствие глауконита и морских окаменелостей в верхних песчаниках указывает на отложение в мелководной морской среде. [18]

Состав

Ловушка представляет собой группу из трех наклоненных блоков разломов с восточным падением, связанных с нормальными разломами с западным падением , образовавшимися в результате рифтогенеза в позднеюрском периоде на восточной стороне Грабена Викинг. Три основных блока разломов известны как Альфа, Гамма и Альфа-Север. Восточную границу блоков разломов Осеберг с платформой Орда образует крупный разлом Браге. [17] Структурный наклон составляет в среднем 6–10 градусов. [2]

Тюлень

Верхняя покрышка образована аргиллитами верхнеюрской группы викингов или нижнемеловыми глинами холма Кромер. [19] В районе Осеберга также есть свидетельства существования какого-то элемента разлома. [20]

Источники

Нефть в Осеберге добывается из верхнеюрской формации Драупне, эквивалентной формации Киммеридж-Клей . В районе Осеберга были обнаружены масла, образующиеся как минимум на двух разных «кухнях». Источником газа, вероятно, является перезрелая формация Драупне в самой глубокой части этих кухонь. [19]

Резервы

Начальные извлекаемые запасы месторождения Осеберг оцениваются в 366,4 млн см 3 нефти, 107,0 млрд см 3 газа и 9,3 млн тонн ШФЛУ. По состоянию на 31 декабря 2008 года оставшиеся извлекаемые запасы оценивались в 21,1 млн см 3 нефти, 85,6 млрд см 3 газа и 3,5 млн тонн ШФЛУ. [3]

Смотрите также

Рекомендации

  1. ^ Аб Эрландсен, С.М. (2000). «Опыт добычи умных скважин на месторождении Осеберг». Ежегодная техническая конференция и выставка SPE 2000 г.: Даллас, Техас, 1–4 октября 2000 г. Проверено 5 декабря 2009 г.
  2. ^ abcd Согнесанд, С. (1997). «Управление разработкой месторождения Осеберг в течение восьми лет добычи». Оффшорная Европа: непрерывные изменения: уроки 21 века: Абердин, 9–12 сентября 1997 г. Проверено 5 декабря 2009 г.
  3. ^ abcdefghi OLJEDIREKTORATET Норвежский нефтяной директорат. Осеберг
  4. ^ Фагерберг, Ян; Мауэри, Дэвид К.; Верспаген, Барт (2009). Инновации, зависимость от пути и политика. Норвежский случай . Издательство Оксфордского университета. п. 195. ИСБН 978-0-19-955155-2.
  5. ^ Доктор Фридрих Шнайдер (сентябрь – октябрь 1999 г.). «Центральная автоматизация буровой установки Осеберг Сёр» (PDF) . Буровой подрядчик . Проверено 16 декабря 2009 г.
  6. ^ Нефтепроводы в Норвегии и деятельность по переработке нефти
  7. ^ Norsk Hydro ASA (27 ноября 2006 г.). «Найдено масло в подвале Осеберга». Архивировано из оригинала 21 августа 2008 года . Проверено 5 декабря 2009 г.
  8. ^ Сандо, Айова; Мункволд ОП.; Эльде Р. (2009). «4D геофизические данные». Журнал ГЕО ЭксПро . Проверено 5 декабря 2009 г.
  9. ^ Веб-сайт Statoil. Осебергский район
  10. ^ «Десять крупнейших по добыче нефтяных месторождений». Нефтяной участок Азии. Архивировано из оригинала 2 января 2014 года . Проверено 7 января 2014 г.
  11. ^ «Инвентаризация морских установок OSPAR» . Проверено 10 октября 2023 г.
  12. ^ Галлимор, Дэвид (1985). Путеводитель по платформе Северного моря . Ледбери: Oilfield Publications Limited. стр. 575–583.
  13. ^ Ферсет, РБ; Равнос Р. (1998). «Эволюция разломного блока Осеберг в контексте структурной структуры северной части Северного моря». Морская и нефтяная геология . 15 (5): 467–490. дои : 10.1016/S0264-8172(97)00046-9.
  14. ^ Йоханнессен, EP; Нёттведт А. (2008). «11: Норвегия, окруженная прибрежными равнинами и дельтами». В Рамберге И.Б., Брюхни И. и Нёттведте А. (ред.). Создание земли – Геология Норвегии . НГФ. стр. 356–383. ISBN 978-82-92394-42-7.
  15. ^ Грау, Э.; Хелланд-Хансен В.; Джонсен Дж.; Лёмо Л.; Ноттведт А.; Реннинг К.; Рисет А.; Стил Р. (1987). «Наступление и отступление системы дельты Брент, Норвежское Северное море». В Брукс Дж. и Гленни К. (ред.). Нефтяная геология Северо-Западной Европы . Грэм и Тротман. стр. 915–937.
  16. ^ Норвежское нефтяное управление. «Формация Тарберт» . Проверено 2 декабря 2009 г.
  17. ^ аб Квальхейм, Б.; Хаген Дж. (1990). «Поле Осеберга». Бюллетень AAPG . 74 (9). дои : 10.1306/20b233db-170d-11d7-8645000102c1865d. ОСТИ  5969048.
  18. ^ НДП. «Формирование Статфьорда». Страницы фактов НДП . Проверено 5 декабря 2009 г.
  19. ^ Аб Долигез, Б.; Унгерер П.; Шене П.Ю.; Буррус Дж.; Бессис Ф.; Бессерау Г. (1987). «Численное моделирование седиментации, теплопередачи, образования углеводородов и миграции флюидов в Грабене Викинг, Северное море». В Брукс Дж. и Гленни К. (ред.). Нефтяная геология Северо-Западной Европы . Грэм и Тротман. стр. 1039–1048.
  20. ^ Уступчивость, Г.; Фриман Б.; Нидхэм Д.Т. (1997). «Количественный прогноз уплотнения разломов» (PDF) . Бюллетень AAPG . 81 (6): 897–917. дои : 10.1306/522b498d-1727-11d7-8645000102c1865d. S2CID  131680031 . Проверено 5 декабря 2009 г.

Внешние ссылки