1

МУРМАНСКОЕ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ В БАРЕНЦЕВОМ МОРЕ КАК ПОТЕНЦИАЛЬНЫЙ ТЕХНОГЕННЫЙ ОБЪЕКТ

С.М. Пронюшкина

ООО «НИПИморнефть»

Вопросы разработки надежных технологий освоения месторождений на шельфе

Арктики являются важными из-за значительных выявленных здесь запасов УВ. Есть своя

специфика освоения арктических месторождений, и важно использовать уже имеющейся

опыт.

При разработке ряда месторождений суши проявляются техногенные процессы, в

частности просадка поверхности вследствие снижения пластового давления. В ходе

освоения морских месторождений это также важно учитывать, так как возможны

осложнения.

Показательны примеры оседания морского дна при разработке газового

месторождения Экофиск в Норвежском секторе Северного моря с глубиной залегания

порядка 3000 м. Здесь более чем за 30 лет добычи газа произошло смещение – опускание

поверхности морского дна над центральной частью месторождения более чем на 7 метров.

Это смещение привело к значительным техническим и экономическим последствиям [1]

(рис. 1). Проседание имело место на площади (5х8 км), овальной формы в центральной

части месторождения, под основным комплексом промысловых сооружений (рис. 2).

Форма проседания дна и ее размеры подобны нефтегазовой залежи. Коллекторы верхнего

(толщиной 180 м) и нижнего (120 м) горизонтов представлены высокопористыми

верхнемеловыми известняками. На рассматриваемом месторождении с 1985 г. ведутся

ежемесячные наблюдения за динамикой высотных отметок стационарных объектов с

помощью спутниковой радионавигационной системы.

Рис. 1. Динамика погружения платформы «Экофиск»

2

Рис. 2. Общий вид погружения морской платформы «Экофиск», 1988 г.

В данной работе представлены результаты расчетов возможного проседания дна

моря на Мурманском газовом месторождении, готовящемся к освоению (для газификации

г. Мурманска), находящемся на расстоянии 200 км от суши и 370 км от города.

Месторождение открыто в 1983 г. Оно расположено в южной части Баренцева

моря, в независимой зоне и имеет определенное стратегическое значение, так как

находится относительно близко от Мурманска, в незамерзающей части Баренцева моря

(рис. 3). На протяжении последних 10 лет не раз возникали предложения по освоению

данного месторождения, одно из них было представлено на международной конференции

РАО – CIS Offshore 2013 [2].

Сложность освоения Мурманского месторождения связывают с условиями морских

глубин, с достаточно большим расстоянием до берега и, соответственно, с установкой

добычных платформ, а также с возможными осложнениями из-за прохождения

неконсолидированных ледовых полей.

3

Рис. 3. Мурманское газовое месторождение в Баренцевом море

В тектоническом отношении рассматриваемое месторождение расположено в юго-

западной бортовой части Южно-Баренцевской синеклизы [3].

На месторождении пробурено 9 скважин, максимальная глубина одной из них

(скв. 24) составила 4373 м. Промышленная газоносность здесь связана с отложениями

среднего и нижнего триаса. Выделены 4 продуктивных горизонта. Средняя глубина

залегания продуктивных пластов составляет 2500–2750 м. Пласты характеризуются

невыдержанностью толщин, вплоть до выклинивания. Структурная карта по кровле

верхнего продуктивного горизонта представлена на рис. 4, а геологический профиль на

рис. 5 [2].

Продуктивные горизонты испытывались в шести скважинах. При испытании в 14

объектах опробования получены промышленные притоки газа. Максимальный дебит –

4

740 тыс. м3/сут. на штуцере 22 мм, минимальный – 30 м3/сут. [2]. Газ сухой, метановый,

низкоазотный, бессернистый, низкоуглекислый, с высокой теплотворной способностью.

Рис. 4. Структурная карта по кровле I (верхнего) продуктивного горизонта

Коэффициент аномальности пластового давления изменяется от 1,3 до 1,6. Запасы

газа по залежам оценены в 120 млрд кубометров, что позволяет отнести данное

месторождение к крупным. Сложное геологическое строение подтверждено данными

интерпретации промысловых исследований скважин [4]. Мурманское газовое

месторождение может осваиваться как с использованием ледостойких платформ, так и

современных подводных технологий. При платформенном способе необходимо учитывать

возможность сезонного прохождения ледовых полей в течение 2–х месяцев, с частотой 1

раз в 5 лет.

При разработке данного месторождения следует уделить внимание возможной

неравномерной просадке дна моря в процессе его разработки и истощения.

Оценка величин вертикального смещения дна моря важна, поскольку следствием

этого смещения может быть разгерметизация заколонных пространств скважин, смятие и

слом обсадных колонн, деформация трубопроводов, а также уменьшение клиренса

добычной платформы до уровня досягаемости волн и возможный выход из строя

крепящих якорей.

5

Рис. 5. Геологический профиль по линии скважин 24-22-26

Расчеты просадки морского дна базируются на использовании имеющегося на

данный момент геолого-промыслового материала. Математическая постановка данной

задачи формулируется в рамках теории упругих деформаций. Предполагается, что

величина смещения кровли продуктивного пласта равна смещению поверхности морского

дна.

Для оценки деформаций пропластков была использована работа [5],

апробированная в ряде исследований [6, 7].

Для прогнозируемых расчетов деформации использована следующая формула:

)1(]1)(exp[1

]1)(exp[

....

..

−−

−−=

Δ

текначплпнп

текначплп

РРk

РPhh

β

β

где ∆h – изменение толщины зоны понижения пластового давления, то есть

величина оседания земной поверхности в результате дренирования продуктивных

горизонтов, м;

6

h – толщина осадочных пород, подверженных уплотнению, которая определяется

различными геофизическими методами (электрометрия, радиометрия, акустика) в

процессе эксплуатации залежей, м. (В неизученных районах величину h, необходимую для

прогнозирования ∆h, принимают, как правило, по аналогии с другими районами, с учетом

литологических и гидродинамических особенностей геологических разрезов);

βп.пл. – средневзвешенный по толщине коэффициент сжимаемости пор,

определяемый в ходе лабораторных исследований кернов или повторного нивелирования

в процессе разработки залежей, 10-4 МПа-1. (В новых регионах βп.пл. принимается также по

аналогии с соседними районами с учетом литологических и гидродинамических

особенностей);

Рнач. и Ртек. – начальное и текущее пластовые давления в залежах соответственно,

МПа.

)2(,...

...

.. глпгл

песчппесч

нп KhhK

hhk ∑

+∑

=

где ..нпk – средневзвешенный по толщине h коэффициент пористости пород,

слагающих интервал, соответственно; ∑hпесч. и ∑hгл. – суммарные толщины пластов

песчаников и глин, слагающих интервал, соответственно, м; Kп.песч. и Kп.пл. – начальные

коэффициенты пористости песчаников и глин, также слагающих интервал.

На месторождении реализована только оценочная стадия разведки, поэтому для

расчетов по аналогии были взяты следующие приблизительные величины: ..нпk = 0,16%,

βп.пл. = 2; 6; 10; 12×10-4 МПа-1.

Месторождение является сложным, многопластовым по строению, поэтому с точки

зрения разработки целесообразно выделить два эксплуатационных объекта, каждый из

которых состоит из двух продуктивных пластов (см. рис. 5). Первым в эксплуатацию

целесообразно вводить эксплуатационный объект со значительным АВПД (47,7 МПа).

Далее, по мере снижения пластового давления, подключается второй эксплуатационный

объект.

При прогнозировании просадки поверхности дна моря необходимо проводить

расчеты для каждого эксплуатационного объекта отдельно. В данном случае мы

суммируем вертикальную деформацию каждого эксплуатационного объекта и получаем

общую величину проседания поверхности дна моря.

7

Расчеты выполнены на основании информации о возможном изменении проектных

пластовых давлений при разработке залежей (табл. 1).

В таблице 2 представлены результаты определения проседания дна моря на

Мурманском газовом месторождении в результате сжатия продуктивных пластов по мере

их истощения при добыче газа в течении 30 лет.

Таблица 1

Изменение проектных пластовых давлений при разработке залежей Мурманского месторождения

Рпл. Рзаб. Руст. Рпл. Рзаб. Руст.1 47,7 45,2 37,1 - - -10 34,0 31,8 25,9 25,5 23,5 19,620 21,1 19,0 14,2 16,1 14,1 11,630 12,6 10,6 6,7 9,7 7,7 5,5

Год

I эксплуатационный объект (пласты III+IV Т1) II эксплуатационный объект (пласты I+II Т1)Мурманское газовое месторождение

Таблица 2

Прогнозные значения смещений поверхности дна моря в процессе разработки Мурманского месторождения

I II I + II I II I + II I II I + II10 лет 20 лет 30 лет

βп.пл. =2 х 10^-4 Мпа^-

βп.пл. =6 х 10^-4 МПа^-βп.пл. = 10 х 10^-

4 МПа-1

0,40 0,23 0,63 0,53

βп.пл. =12 х 10^-4 МПа-

0,21 0,12

0,62 0,37

0,33

1,03 0,62 1,65

1,24

4,11

0,30 0,83

0,99 1,20 0,69 1,89 1,58 0,90 2,48

1,98 1,14 3,12 2,61 1,50

1,79 4,90

Время разработкиЭксплуатационные объекты

Величина максим

альной

осадки

дна

моря,м

0,73 1,97 2,38 1,37 3,75 3,11

Необходимо отметить, что приведенные расчеты носят ориентировочный характер,

так как месторождение осложнено большим числом относительно непротяженных

разрывных нарушений.

Таким образом, можно предположить, что максимальное проседание дна моря в

пределах данного месторождения будет соответствовать примерно 5 м и целесообразно

8

учитывать это обстоятельство при разработке месторождения в процессе морской добычи

УВ.

Очевидно, что необходимо также дополнительно изучить и уточнить прогнозы

возможных техногенных осложнений с точки зрения безопасности и экологии объектов

морской добычи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Дмитриевский А.Н., Максимов В.М., Кульпин Л.Г. Риски и безопасность

природно-техногенных объектов морской добычи на шельфе Арктики // Нефтяное

хозяйство, 2008. № 6. С. 62-67.

2. Кульпин Л.Г., Зимин А.Д., Стратий Г.И., Кульпин Д.Л., Шевчук В.В. Мурманское

газовое месторождение в Баренцевом море в качестве объекта освоения для энергетики

г. Мурманска // Труды 11-й Международной конференции и выставки по освоению

ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO

– CIS Offshore),.10-13 сентября 2013 г. Санкт-Петербург. СПб., 2013. С. 195-197.

3. Захаров Е.В. и др. Геологическое строение и перспективы нефтегазоности

шельфа морей России. М.: Недра, 2011. 180 с.

4. Кульпин Л.Г. Пьезометрия скважин на арктическом шельфе // Oil and Gas Journal,

Russia. 2013. № 5. С. 50-54.

5. Петренко В.И., Ильченко Л.А., Канашук В.Ф. О механизме просадки земной

поверхности при добыче жидких и газообразных полезных ископаемых // Советская

геология. 1983. № 7. С. 109-117.

6. Проект разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения / Л.Г.

Кульпин, Р.А. Акопян и др. М.: ОАО ВНИПИморнефтегаз, 1994.

7. Чиликова М.С. Возможные техногенные осложнения при разработке

Лудловского газового месторождения в Баренцевом море // Oil&Gas Journal. 2012. № 8.

С. 18-21.