image
energas.ru

Газовая промышленность № 10 2017

Геология и разработка месторождения

01.10.2017 11:00 СОСТОЯНИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ МУРМАНСКОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В БАРЕНЦЕВОМ МОРЕ
В статье рассмотрены особенности геологического строения продуктивных пластов Мурманского газового месторождения и их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). По результатам поисково-разведочного бурения установлено, что месторождение является многопластовым и сложным, по запасам газа относится к категории мелких. Приведены геолого-физические данные, в соответствии с которыми на данной стадии изученности можно определить количество эксплуатационных объектов и индексацию пластов с близкими физико-геологическими параметрами, объединенных в объекты разработки.
Ключевые слова: БУРЕНИЕ, ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН, ДЕБИТЫ ГАЗА, ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТОВ, ЗАПАСЫ ГАЗА.
Открыть PDF


Мурманское газовое месторождение, открытое в 1983 г., расположено в южной, незамерзающей части акватории Баренцева моря [1, 2] на расстоянии 216 км от Кольского п-ова и 370–400 км от г. Мурманска. По результатам большого объема сейсмо- и гравиразведочных работ месторождение было подготовлено к бурению глубоких поисковых и разведочных скважин. «Первооткрывательницей» месторождения была скв. 22, пробуренная до глубины –2914 м и оказавшаяся в центре структуры.

1.png

В результате испытаний двух объектов в этой скважине были получены промышленные притоки газа из отложений среднего триаса с дебитами 134–145 тыс. м3/сут.

В дальнейшем (1983–1987 гг.) в целях поисков залежей углеводородов в юрских и пермско-триасовых отложениях, уточнения геологического строения месторождения, прослеживания непрерывности распространения и развития пластов-коллекторов по площади и оконтуривания установленных залежей было пробурено еще 8 поисковых и разведочных скважин, из которых испытано 5. Все скважины пробурены до глубины 2621–4373 м.

Особенности геологического строения месторождения состоят в его многопластовости, неоднородности продуктивных пластов, наличии различного рода дизъюнктивных нарушений, низких ФЕС.

В разрезе месторождения выделен 21 газоносный пласт, причем все они характеризуются невысокими газонасыщенными толщинами (0,6–5,1 м) и значительными площадями залегания. Средняя глубина залегания продуктивных пластов – 2500–2750 м. Пласты характеризуются прерывистостью вплоть до выклинивания. В целом, несмотря на небольшое количество пробуренных поисково-разведочных скважин, Мурманское месторождение представляется достаточно сложным. На рис. 1 представлена структурная карта по кровле I (верхнего) продуктивного горизонта, на рис. 2 – геологический профиль по простиранию с юго-запада на юго-восток. Всего на месторождении выделено четыре продуктивных горизонта. К I (верхнему) горизонту отнесено девять пластов, ко II – три, к III – шесть, к IV – один пласт. Все газовые залежи сосредоточены в отложениях триасового возраста. При выделении продуктивных пластов использованы результаты геофизических, керновых исследований и промысловых данных испытания скважин. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов представлена в таблице.

1_1.png

В плане газовые залежи в большинстве случаев не совпадают друг с другом. В то же время все они размещаются в пределах одной зоны, ограниченной максимальным контуром газоносности, в восточной части которой отмечаются обширные площади замещения коллекторов. Поэтому в этой части плотность запасов газа наиболее низкая (рис. 1).

Среди упомянутых четырех продуктивных горизонтов более высокими ФЕС обладают пласты верхнего I горизонта. Из скважин указанного горизонта в ходе испытаний получен максимально абсолютно свободный дебит газа в объеме 813 тыс. м3/сут. Наименьшие значения проницаемости выявлены во II горизонте, при опробовании которого в одной скважине дебит газа составил 35,7 тыс. м3/сут. В целом ФЕС пластов I, III и IV горизонтов достаточно близки, что указывает на возможность их совместной промышленной разработки.

На данной стадии изученности Мурманского месторождения представляется возможным выделить несколько объектов разработки. Продуктивные пласты III и IV горизонтов можно выделить в самостоятельные эксплуатационные объекты с количеством пластов в объектах, соответственно, 6 и 1.

Пласты II1, II2, II3 выделять в самостоятельный объект не рекомендуется из-за несовпадения контуров в плане и малых величин запасов газа: по старой классификации запасов по категории С1 + 50 % С2 они составляют около 2,0 млрд м3.

В I продуктивный горизонт (объект 1) входит девять пластов, поэтому его можно разделить на два объекта: четыре пласта – в одном (объект Iа), пять – в другом (объект Iб). Залежи пластов объекта Iа (I1, I2аб, I2вг и I2деж) характеризуются средними значениями абсолютно свободных дебитов газа 160–220 тыс. м3/сут. Суммарные запасы газа этого объекта по старой классификации запасов С1 + 50 % С2 оценены примерно в 21,0 млрд м3.

К объекту Iб отнесены пласты I3, I4, I5, I6 и I7. Залежи данных пластов по результатам промысловых исследований характеризуются достаточно высокими абсолютно свободными дебитами газа: 160–180 тыс. м3/сут. При более детальном рассмотрении пластов этого объекта из него исключен пласт I3 с запасами категории С1 2,0 млрд м3, в связи с чем суммарные запасы данного объекта по сумме категорий С1 + 50 % С2 составят около 28,0 млрд м3.

В состав объекта 2 входят пласты III1, III2, III4, III5 и III6. Запасы этих пластов по результатам исследований в нескольких скважинах характеризуются средними абсолютно свободными дебитами газа 120–340 тыс. м3/сут.
Запасы газа этого объекта по категории С1 + 50 % С2 составляют 22,9 млрд м3. Следует отметить, что в указанные суммарные запасы газа данного объекта не были включены запасы пласта III3 в объеме 2,3 млрд м3 по категории С1 + 50 % С2 из-за значительного несовпадения в плане условного газоводяного контакта (ГВК) этого пласта с условными ГВК ниже- и вышележащих пластов, объединенных в объект 2.

В состав объекта 3 входят пласты IV1 и IV2. При их испытании были получены дебиты 160–230 тыс. м3/сут, что указывает на сходство продуктивных характеристик данных пластов с пластами III продуктивного горизонта. Оцененные суммарные запасы этого объекта по сумме категорий С1 + 50 % С2 составляют около 10 млрд м3.

В целом по месторождению в процессе его эксплуатации могут быть вовлечены в активную разработку запасы газа в объеме 81 млрд м3 по категории С1 + 50 % С2.

Особенности геологического строения месторождения и физических свойств его продуктивных пластов влияют на концепцию разработки, которая должна учитывать:

  • ограничения по срокам разработки морского месторождения (как правило, 20 лет);

  • применение скважин сложной конструкции для совместной и совместно-раздельной эксплуатации пластов;

  • применение наиболее передовых способов первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов;

  • возможное применение разных способов заканчивания скважин.

С учетом высокой сложности геологического строения месторождения перед проектированием разработки целесообразно произвести на площади 3D-сейсмическое зондирование, а при составлении проектов эксплуатационного бурения в отдельных скважинах необходимо предусмотреть расширенные комплексы геофизических (ГИС), гидродинамических (ГДИС) исследований скважин и отборы керна.

Таким образом, эффективная и экономически обоснованная разработка Мурманского газового месторождения во многом зависит от степени изученности особенностей геологического строения месторождения и более детального исследования физико-геологических факторов, которые могут оказать влияние на процесс его промышленной эксплуатации.

 

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов (составлена по данным Государственного баланса запасов)

Показатели

Продуктивные пласты

     

Т2, пл. I

Т2, пл. II

Т2, пл. III

Т2, пл. IV

Средняя глубина залегания, м

2439

2664

2746

2957

Тип залежи

Пластово-сводовые, литологически экранированные

Тип коллектора

Терригенный

Площадь газоносности, тыс. м2

14 525–173 825

24 850–43 500

11 200–71 600

9850–38 675

Газонасыщенная толщина (общая/эффективная), м

165/0,6–5,8

38/0,9

119/0,6–4,0

75,0/1,2–2,8

Коэффициент пористости

0,17

0,15

0,16

0,16

Коэффициент газонасыщенности пласта

0,55

0,54

0,56

0,56

Проницаемость коллектора по керну, 10–3 мкм2

0,64

23,39

5,98

0,46

Начальное пластовое давление, МПа

24,6–34,3

35,4–37,3

39,0–42,7

47,1–48,3

Начальная пластовая температура, ºС

70,0

75,0

77,0

80,0

Плотность газа по воздуху, доли ед.

0,57

0,567

0,569

0,568

Коэффициент сверхсжимаемости газа

0,925

0,96-0,99

0,98

0,97

Коэффициент фильтрационного сопротивления:

А, МПа/тыс. м3/сут

В, МПа2/(тыс. м3/сут)2

0,5

0,001

0,8

0,0023

Начальные балансовые запасы газа, млн м3:

категории А + В + С1

категории С2

 

37 783

25 702

 

1381

1438

 

15 050

20 368

 

4873

14 043

Начальные балансовые запасы газа всего, млн м3:

категории С2

категории А + В + С1

59 087

61 551

 




← Назад к списку