Осебергское нефтяное месторождение - Oseberg oil field

Осеберг
Нефтяное месторождение Осеберг находится в Северном море.
Осебергское нефтяное месторождение
Расположение Осеберг
СтранаНорвегия
Оффшор / оншорОфшор
Координаты60 ° 29′30,7104 ″ с.ш. 2 ° 49′38.3304 ″ в.д. / 60,491864000 ° с. Ш. 2,827314000 ° в. / 60.491864000; 2.827314000Координаты: 60 ° 29′30,7104 ″ с.ш. 2 ° 49′38.3304 ″ в.д. / 60,491864000 ° с. Ш. 2,827314000 ° в. / 60.491864000; 2.827314000
ОператорыЭквинор
История поля
Открытие1979
Начало производства1988
Производство
Текущая добыча нефти14 121 кв.м.3/ сут (88 820 баррелей / сут)
Производящие формацииФормация Статфьорд от верхнего триаса до нижней юры; Средняя юра, формации Осеберг, Раннох, Этив, Несс и Тарберт

Осеберг (Норвежский: Осебергфельтет) является офшорным нефтяное месторождение с газовой крышкой в Северное море расположен в 140 км (87 миль) к северо-западу от города Берген на юго-западном побережье Норвегия.[1]Поле длиной 25 км и шириной 7 км,[2] была открыта в 1979 году, и ее развитие, как известно, стало одной из важных вех в становлении Норвегии. нефтегазовая промышленность.[3][4] Месторождение Осеберг было названо в честь Осебергский корабль, одно из самых значительных археологических открытий Норвегии. Древний корабль викингов начала IX века был обнаружен в 1904 году при раскопках кургана на ферме Осеберг, к югу от Осло.[5]

Обширная сеть подводных трубопроводов под названием Транспортная система Осеберга (OTS) транспортирует до 765 000 баррелей в сутки (121 600 м3/ г) из района Осеберг в Терминал Sture в Норвегии.[6] Глубина моря в районе Осеберга составляет 100 метров. Полевой центр Осеберг состоит из трех платформы: Осеберг A, B и D, соединенные между собой мостами, в южной части месторождения Осеберг и платформы Осеберг C, которая расположена в 14 км к северу от центра месторождения. Оператор Эквинор, в сотрудничестве с Петоро, Всего, ExxonMobil и ConocoPhillips.[3] Месторождение распространяется на блоки 30/6 и 30/9, части лицензий на добычу (PL) 053 и 079.[3]

История разведки

Первый исследование хорошо по лицензии PL053, 30 / 6-1, пробурена как дикий кот и забурена 19 июня 1979 г. Скважина была закупорена и заброшена из-за обнаружения газа 22 сентября. Последующие оценочные скважины показали наличие нефти в дополнение к газу, обнаруженному в открывшейся скважине, а Осеберг был добыт как месторождение нефти. Первая разведочная скважина по лицензии PL079, 30 / 9-1, была пробурена как поисково-разведочная скважина в конце 1982 года, но рассматривалась как оценочная после того, как обнаружила нефть и газ, которые считаются частью одного и того же скопления.[3] В 2006 г. доказанные запасы скважины 30/9-Б-19 А в нижележащем Верхний триас к Нижняя юра Формирование Статфьорда.[7] Также проводятся испытания вышележащих Верхний мел Мел Группа пласта для оценки характеристик потока.[3]

Вертикальный столб газа в блоке Альфа составлял 380 м, в то время как нижележащий нефтяной столб был около 215 м до начала добычи.[2]

На структуре Осеберг была пробурена 31 разведочная и оценочная скважина, включая зарезки боковых стволов и повторный забор. Из этих колодцев только три оказались «сухими».[3]

История развития

Эксплуатационное бурение началось в 1985 году с пробуренной эксплуатационной скважины по шаблону B. К концу 2009 года было завершено 184 эксплуатационные скважины, состоящие из добывающих скважин, наблюдательных скважин, водяные форсунки, газовые форсунки и форсунки для шлама.[3] Добыча велась из наклонно-направленных скважин до 1992 года, когда была пробурена первая горизонтальная скважина. К июню 1997 года было закончено 28 горизонтальных скважин, в том числе три многоствольных. Горизонтальное бурение близко к контакт нефти с водой считалось ключом к продлению периода добычи нефти на плато и достижению высоких ставки восстановления.[2]

Сбор сейсмических данных

Первоначальная открытая скважина была определена с использованием 2D сейсмическое отражение данные. В 1982 году над Осебергом был получен первый набор сейсмических данных 3D для продолжения разведочного и оценочного бурения. В 1989 и 1991 годах компания Statoil приобрела два набора трехмерных данных по месторождению, используя те же параметры, в качестве технико-экономического обоснования для полного четырехмерного сейсмического исследования. После успеха пилотного исследования в 1992, 1999, 2004 и 2007 годах были проведены дополнительные исследования. Эти исследования используются для активного мониторинга изменений в контакте газ-нефть и контакте вода-нефть по мере продолжения добычи.[8]

Производство

Осебергский полевой центр.

Осеберг А - бетонная базовая платформа, которая включает технологическое оборудование и жилые помещения; Осеберг Б. сидит на вершине стальная куртка, и имеет оборудование для бурения, добычи и закачки; Oseberg D - это стальная платформа с газоперерабатывающим и экспортным оборудованием, которая была соединена с Полевым центром мостом в 1999 году. Oseberg C - это интегрированная платформа для бурения, размещения и добычи со стальной оболочкой.[9]Осеберг Вестфланке был разработан с использованием подводного шаблона, привязанного к Осебергу Б. Дельта Осеберга будет разрабатываться с подводным шаблоном, привязанным к Осебергу D. Добыча на основной структуре Гамма в формации Статфьорд началась весной 2008 года с двух скважин из Осебергский полевой центр. Объекты промыслового центра перерабатывают нефть и газ с месторождений. Осеберг Øst, Осеберг Сёр и настроить. План развития и эксплуатации (PDO) для северной части Осеберга был утвержден 19 января 1988 г. PDO для Осеберга D был утвержден 13 декабря 1996 г., для Осеберга Вестфланке - 19 декабря 2003 г. и для дельты Осеберга 23 сентября 2005 г. . Нефть с месторождения добывается путем поддержания давления за счет закачки газа и воды, а также закачки водяного газа (WAG). Закачиваемый газ, используемый для поддержания давления, ранее привозился из Тролль Øst (TOGI) и Осеберг Жилет. Другие более мелкие участки месторождения производятся за счет истощения давления.

Добыча на месторождении ведется с 1 декабря 1988 г. Добыча нефти на плато составила 81 000 м3.3 в сутки закончились в 1997 году.[1] Текущее производство (всего за 2009 г. по сентябрь) по статистике 3,788063 млн. S м3 масла, 2,926727 см3 газа, 0,462964 млн тонн NGL.[3][10]

Геология

Региональная установка

Месторождение Осеберг - одно из ряда скоплений углеводородов в пределах месторождения Викинг. Грабен. На эту часть северной части Северного моря повлияли два основных трещина эпизоды; в Пермо -Триасовый и средне-поздняя юра. Это приводит к сложным вариациям толщины более ранней синрифтовой толщи в более поздних рифтовых структурах. В районе Осеберга основные разломы, образовавшиеся во время этих двух фаз, наклоняются в противоположных направлениях, и размер более ранних бассейнов, как правило, в два раза превышает размер более поздних. Позднеюрская структура Осеберга, наклоненная на восток, подстилается более крупномасштабной, наклоненной на запад пермо-триасовой структурой. полуграбен.[11]

Водохранилища

Основные резервуары песчаники из Средняя юра Образования Осеберга, Ранноха, Этива, Несса и Тарберта группы Brent. Это месторождения програмирование дельта системы, с общим обмелением вверх по мере того, как дельта заполняет доступное жилое пространство. Формация Осеберг представляет собой отложения ряда богатых песком дельт, которые продвинулись на запад от норвежского побережья. Остальная часть группы - это отложения массивной продвигающейся на север системы дельты Брента, которая занимала всю южную часть области грабена Викинга.[12] Есть прогрессивный переход в осадочная среда от подводные вентиляторы, через веерные дельты и берег до дельтовой равнины.[13] Самая верхняя формация Тарберта может представлять собой переработанные отложения дельтовой равнины в начале нарушение моря показаны вышележащими аргиллитами группы викингов.[14] Коллекторы группы Brent, которые залегают на глубинах от 2300 до 2700 м, обычно имеют отличные свойства с пористость около 20–30% и проницаемость в пределах до нескольких Дарси.[15]

Формация Статфьорд, которая Рязанский к Синемурийский Возраст отделен от группы Brent группой Dunlin, которая не является коллектором. Это означает, что обычно нет связи между формацией Статфьорд и коллекторами группы Брент. Формация Статфьорд состоит из массивных песчаников. Нижняя граница проведена при переходе от красных континентальных сланцев лундской свиты к вышележащим песчаникам. В кровле толщи, сложенной известковистыми песчаниками, наблюдается относительно резкий переход к темноте. сланцы и алевролиты вышележащей группы Данлин. Среда осадконакопления меняется от отложений на аллювиальной равнине и плетеных ручьях, составляющих основную часть формации, до крупных песчаников с галечными отложениями и руслами, которые, как считается, указывают на прибрежную среду. Наличие глауконит и морские окаменелости в самых верхних песчаниках указывают на отложение в мелководной морской среде.[16]

Структура

Ловушка представляет собой группу из трех блоков разломов с наклонным восточным падением, связанных с западным падением. нормальные неисправности образованный рифтингом в поздней юре на восточной стороне грабена викингов. Три основных блока разломов известны как Альфа, Гамма и Альфа Север. Восточная граница блоков Осебергского разлома с Хорда Платформа образован крупным разломом Браге.[15] Структурный наклон составляет в среднем 6–10 градусов.[2]

Печать

Верхний слой образован верхнеюрской группой викингов или аргиллитами Cromer Knoll нижнего мела.[17] Есть также свидетельства наличия в районе Осеберга некоторого элемента герметичности разлома.[18]

Источники

Нефть в Осеберге добывается из верхнеюрской формации Драупне, что эквивалентно Киммеридж Клэй формирование. В районе Осеберг были обнаружены масла, образующиеся по крайней мере на двух разных «кухнях». Источником газа, вероятно, является перезревшая формация Драупне в самой глубокой части этих кухонь.[17]

Резервы

Первоначальные извлекаемые запасы месторождения Осеберг оцениваются в 366,4 млн кубометров.3 нефть, 107,0 млрд куб.3 газа и 9,3 млн тонн ШФЛУ. По состоянию на 31 декабря 2008 г. остаточные извлекаемые запасы оценивались в 21,1 млн. Кубометров.3 нефть, 85,6 млрд куб.3 газа и 3,5 млн тонн ШФЛУ.[3]

Смотрите также

использованная литература

  1. ^ а б Эрландсен, С. (2000). «Опыт добычи из умных скважин на месторождении Осеберг». 2000 Ежегодная техническая конференция и выставка SPE: Даллас, Техас, 1–4 октября 2000 г.. Получено 5 декабря 2009.
  2. ^ а б c d Согнесанд, С. (1997). «Управление коллекторами месторождения Осеберг в течение восьми лет добычи». Оффшорная Европа: постоянные изменения: уроки 21 века: Абердин, 9–12 сентября 1997 г.. Получено 5 декабря 2009.
  3. ^ а б c d е ж г час я OLJEDIREKTORATET Норвежское нефтяное управление. Осеберг
  4. ^ Фагерберг, Ян; Мауэри, Дэвид С.; Верспаген, Барт (2009). Инновации, зависимость от пути и политика. Норвежский случай. Издательство Оксфордского университета. п.195. ISBN  978-0-19-955155-2.
  5. ^ Д-р Фридрих Шнайдер (сентябрь – октябрь 1999 г.). «Центральная автоматизация буровой установки Oseberg Sør» (PDF). Подрядчик по бурению. Получено 16 декабря 2009.
  6. ^ Нефтепроводы в Норвегии и нефтепереработка
  7. ^ Norsk Hydro ASA (27 ноября 2006 г.). «Нашли масло в погребе Осеберга». Архивировано из оригинал 21 августа 2008 г.. Получено 5 декабря 2009.
  8. ^ Sandø, I.A .; Munkvold O-P .; Эльде Р. (2009). «4D Геофизические данные». Журнал GEO ExPro. Получено 5 декабря 2009.
  9. ^ Веб-сайт Statoil. Осебергский район
  10. ^ «Десять самых продуктивных месторождений нефти». Oil Patch Asia. Архивировано из оригинал 2 января 2014 г.. Получено 7 января 2014.
  11. ^ Færseth, R.B .; Равнос Р. (1998). «Эволюция блока разлома Осеберг в контексте структурного каркаса северной части Северного моря». Морская и нефтяная геология. 15 (5): 467–490. Дои:10.1016 / S0264-8172 (97) 00046-9.
  12. ^ Johannessen, E.P .; Нёттведт А. (2008). «11: Норвегия в окружении прибрежных равнин и дельт». В Ramberg I.B., Bryhni I. & Nøttvedt A. (ed.). Создание земли - Геология Норвегии. NGF. С. 356–383. ISBN  978-82-92394-42-7.
  13. ^ Graue, E .; Helland-Hansen W .; Johnsen J .; Lømo L .; Nøtttvedt A .; Rønning K .; Ryseth A .; Стил Р. (1987). «Наступление и отступление системы дельты Брента, норвежское Северное море». В Брукс Дж. И Гленни К. (ред.). Нефтяная геология Северо-Западной Европы. Грэм и Тротман. С. 915–937.
  14. ^ Норвежское нефтяное управление. "Формация Тарберта". Получено 2 декабря 2009.
  15. ^ а б Kvalheim, B .; Хаген Дж. (1990). «Поле Осеберга». Бюллетень AAPG. 74 (9). Дои:10.1306 / 20b233db-170d-11d7-8645000102c1865d. OSTI  5969048.
  16. ^ NPD. "Формация Статфьорд". Информационные страницы NPD. Получено 5 декабря 2009.
  17. ^ а б Doligez, B .; Унгерер П .; Chenet P.Y .; Burrus J .; Бессис Ф .; Бессерау Г. (1987). «Численное моделирование седиментации, теплопередачи, образования углеводородов и миграции флюидов в грабене Викинг в Северном море». В Брукс Дж. И Гленни К. (ред.). Нефтяная геология Северо-Западной Европы. Грэм и Тротман. С. 1039–1048.
  18. ^ Уступая, Г .; Freeman B .; Нидхэм Д.Т. (1997). «Количественный прогноз неисправности» (PDF). Бюллетень AAPG. 81 (6): 897–917. Дои:10.1306 / 522b498d-1727-11d7-8645000102c1865d. Получено 5 декабря 2009.

внешние ссылки