CC BY
80ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОГО ШЕЛЬФА ОХОТСКОГО МОРЯ
УДК 622.279.04
М.Ф. Нуриев, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), M.Nuriev@adm.gazprom.ru М.Б. Шевелев, ПАО «Газпром», M.Shevelev@adm.gazprom.ru
Ю.В. Семенов, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск» (Южно-Сахалинск, РФ),
y_semenov@shelf-dobycha.gazprom.ru
Н.А. Ершов, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», n_ershov@shelf-dobycha.gazprom.ru П.Н. Лисковый, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», p_liskovyi@shelf-dobycha.gazprom.ru
Статья посвящена характеристике приповерхностных газовых зон северо-восточного шельфа о-ва Сахалин. Приводится изученность месторождений методами сейсморазведки высокого разрешения и сейсмоакустики. Обозначены методики выделения приповерхностного газа, выполнена общая оценка интерпретации и классификация газовых зон с выделением разрывных нарушений и зон ослабления.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ШЕЛЬФ ОХОТСКОГО МОРЯ, ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, СЕЙСМОРАЗВЕДКА ВЫСОКОГО РАЗРЕШЕНИЯ, СЕИСМИЧЕСКИИ ГОРИЗОНТ.
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗУЧЕННОСТИ ОХОТСКОГО МОРЯ В ПРЕДЕЛАХ СЕВЕРОВОСТОЧНОГО УЧАСТКА НЕДР
Геологические, инженерно-геологические и геокриологические исследования на о-ве Сахалин начались еще во второй половине XIX столетия. Для этого периода характерно проведение непланомерных исследований, в ходе которых были получены самые первые сведения о геологических особенностях территории о-ва Сахалин в целом и инженерно-геологических условий ряда его отдельных частей.
Только после 1940 г. в северных районах о-ва Сахалин стали проводиться систематические геологические, гидрогеологические и геоморфологические исследования, в процессе которых был накоплен материал, имеющий важное инженерно-геологическое значение. Несмотря на то, что исследования проводились в крайне небольших объемах, именно в это время были выяснены в общих чертах основные закономерности геологического
строения верхней части разреза этих районов, без знания которых невозможно было бы перейти к более детальным работам.
Началом резкого усиления и качественного изменения изучения геологического строения и инженерно-геологических особенностей территории, проведения детальных геологических и инженерно-геологических исследований можно считать 1948 г. Крупнейшие на тот момент геологические организации страны проводили планомерную Государственную геологическую съемку и инженерно-геологические изыскания для обоснования крупных строительных объектов. Почти одновременно с окончанием съемок издается ряд сводных геологических карт.
Периодом появления материалов фундаментальной и информативной теоретической основы для проведения региональных инженерно-геологических исследований можно считать 1950-1960 гг. Открытие крупнейших нефтяных и газовых месторождений и их промышленное освоение
потребовали различной инженерно-геологической информации. В этих труднодоступных участках предстояло построить крупные нефтяные и газовые промыслы, новые города и рабочие поселки, аэродромы, новые железные и автомобильные дороги, трубопроводы. Для их правильного планирования и проектирования стали необходимы качественные крупномасштабные инженерно-геологические материалы.
Таким образом, накопленные к концу XX в. материалы по геологическому, гидрогеологическому и геоморфологическому строению, специфике распространения инженерно-геологических условий о-ва Сахалин позволили проектным и изыскательским организациям подходить к решению вопросов различных стадий проектирования сооружений и последующего мониторинга со знанием региональной инженерно-геологической обстановки,а также составлять программы детальных инженерно-геологических исследований и выбирать методику их проведе-
M.F. Nuriev, PJSC Gazprom (Saint Petersburg, Russian Federation), M.Nuriev@adm.gazprom.ru M.B. Shevelev, PJSC Gazprom, M.Shevelev@adm.gazprom.ru
Yu.V. Semenov, Gazprom dobycha shelf Yuzhno-Sakhalinsk LLC (Yuzhno-Sakhalinsk, Russian Federation),
y_semenov@shelf-dobycha.gazprom.ru
N.A. Ershov, Gazprom dobycha shelf Yuzhno-Sakhalinsk LLC, n_ershov@shelf-dobycha.gazprom.ru P.N. Liskovy, Gazprom dobycha shelf Yuzhno-Sakhalinsk LLC, p_liskovyi@shelf-dobycha.gazprom.ru
Geological conditions of the upper part deposits at the northeast shelf fields of the Sea of Okhotsk
The article characterizes shallow gas areas within the northeast shelf of the Sakhalin Island. Fields in this region are explored by high-resolution seismic (2D HRS) and seismic acoustics. The authors specify identification methods for shallow gas, provide general assessment of interpretation and classification of gas areas, including localization of faults and attenuation zones.
KEYWORDS: SHELF OF THE SEA OF OKHOTSK, GAS CONDENSATE FIELD, HIGH RESOLUTION SEISMIC EXPLORATION, SEISMIC HORIZON.
ния наиболее рационально и геологически обоснованно.
Геологическое, геоморфологическое и инженерно-геологическое строение района достаточно детально отражено в научных изданиях [1, 2] и крупнейших тематических монографиях, в частности, в «Геологии СССР», т. 33, 1970 г. и «Инженерной геологии СССР», т. 4, 1977 г.
Первые сведения о существовании крупной антиклинальной складки получены в 1972 г. в результате проведения морских поисково-рекогносцировочных работ. В дальнейшем в процессе поисковых сейсмических исследований было установлено положение периклиналей и крыльев крупной антиклинали [3].
Инженерно-геологические изыскания на другой, менее крупной структуре, впервые проведены в 1977 г., в итоге уточнилось геологическое строение еще одной антиклинальной складки.
Дальнейшие исследования на данных структурах проводились в период с 1990 по 1995 г. с разными инженерно-геологическими задачами.
Вплотную изучение верхней части геологического разреза месторождения, приуроченного к менее крупной по размерам структуре, проводилось начиная с 2008 г. Был выполнен комплекс морских инженерно-геологических работ на двух площадках с целью подготовки
их для постановки полупогружной буровой установки(ППБУ)на точки бурения скважин. Комплекс работ включал батиметрию, сейсмоаку-стическое профилирование, гидролокацию бокового обзора, отбор проб донных грунтов и бурение инженерно-геологической скважины. Работы выполнены на площадках 3 х 3 км по сети ортогональных профилей [4, 5]. В результате выявлены зоны скоплений газовых эманаций, представляющих определенную опасность при проводке поисковых скважин [6, 7]. Даны рекомендации по дальнейшей направленности изучения площади в этих аспектах.
До 2009 г. район, где расположена крупная антиклиналь, из-за больших глубин считался труднодоступным, и поэтому инженерные изыскания не проводились. Но начиная с 2010 г. началось детальное изучение этого района, по которому запасы углеводородов оценивались более перспективно.
Всего до сегодняшнего времени для постановки разведочного бурения подготовлено 10 площадок. Одна из основных задач - выявление в верхней части разреза (до 1000 м) опасностей, связанных со скоплениями газа, потенциально осложняющими строительство скважин. С 2015 г. зоны с повышенным содержанием газовых эманаций стали привязываться к структурным поверхностям, построенным по выделенным для каждого конкретного
случая условным сейсмическим горизонтам [8, 9]. Это позволило представить полученный материал в более наглядной форме, не перегружая «карту опасностей» разноглубинными аномалиями.
ХАРАКТЕРИСТИКА, МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ, КРИТЕРИИ РАНЖИРОВАНИЯ И СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ «ПРИПОВЕРХНОСТНОГО ГАЗА»
Результаты многолетних геофизических и инженерно-геологических исследований в районе лицензионного участка на северовосточном шельфе Охотского моря свидетельствуют о практически повсеместном распространении газонасыщенных осадков в придонной части осадочного разреза [10, 11]. Неглубокие приповерхностные скопления свободного газа представляют высокую опасность при проведении буровых работ. Таким образом,освоение морских месторождений должно сопровождаться детальными комплексными исследованиями верхней части разрезов, включающих отложения мощностью до нескольких сотен метров. Случайное вскрытие зон скопления свободного газа в процессе бурения может привести к неконтролируемому выбросу.
Термин «приповерхностный газ» (shallow gas) до сих пор трактуется неоднозначно. В зарубежной литературе понятие «приповерхностный газ» - это свободный газ
в нелитифицированных отложениях [12-16]. В то же время к типу приповерхностных скоплений газа часто относят залежи свободного газа, залегающие на глубине до 1000 м ниже морского дна [17, 18]. При прагматическом подходе приповерхностными скоплениями углеводородов считают те из них, которые находятся выше расчетной глубины установки башмака обсадной колонны, на которую устанавливается противовыбро-совое оборудование. В основном интервал бурения, проходящий без обсадки и установки превен-тора, составляет более 100 м [19].
Одной из причин формирования неглубоких скоплений свободного газа может служить субвертикальная миграция газа из крупного месторождения. При наличии глинистых флюидоупоров достаточной мощности, играющих роль сдерживающего фактора для дальнейшего продвижения газа вверх, залежи газа могут локализоваться на разных гипсометрических уровнях вблизи донной поверхности.
Площадное и глубинное расположение таких скоплений газа (или т. н. газовых карманов) в настоящее время прогнозируется по результатам интерпретации данных высокоразрешающей сейсморазведки (ВРС), сверх-ультравы-сокоразрешающей сейсморазведки, сейсмоакустики [20], акустики и стандартных методов сейсморазведки, проводимых на этапе инженерно-геологических изысканий в пределах площадок, выбранных для бурения скважин [3].
Основными критериями ранжирования выявленных аномалий служат:
- высокий риск - аномалия, обладающая всеми сейсмическими характеристиками аномальной зоны неглубоко залегающего газа, включающая наличие признаков газа в ближайших скважинах или наличие в районе бурения ранее идентифицированного регионального горизонта неглубоко залегающего газа (например, связанного с руслами палеорек);
- умеренный риск - аномалия, обладающая большинством сейсмических характеристик зоны неглубоко залегающего газа, но которая, в соответствии с интерпретацией данных, может оказаться не газовой, т. к. в отношении присутствия газа имеются обоснованные сомнения;
- низкий риск - аномалия, обладающая некоторыми сейсмическими характеристиками аномальной зоны неглубоко залегающего газа, но которая в соответствии с интерпретацией данных не является газовой, хотя имеются некоторые сомнения относительно интерпретации;
- пренебрежимо малый риск -либо аномалия в данном месте отсутствует, либо очевидные причины образования аномальной зоны никак не связаны с газом.
Наличие свободных газов и газогидратов дистанционно прогнозируется по наличию на временных сейсмических разрезах «ярких пятен» и сильного отражающего горизонта BSR (Bottom Simulating Reflector), соответствующего подошве газовых пропластков [6]. Однако геологическое строение реальной среды гораздо сложнее и неоднозначнее, чем прогнозируется в большинстве случаев. Бурение ряда скважин показало, что присутствие на временных разрезах BSR не является однозначным подтверждением наличия газонасыщенных пластов, и наоборот, такие пропластки выявлялись в зонах, где BSR был не виден. Кроме того, часто выявление и прослеживание на временных разрезах BSR затруднено и неоднозначно. Таким образом, существующие технологии не позволяют косвенными методами получить однозначное заключение о наличии или отсутствии газа. Бурение пилотного ствола скважины - основной способ подтвердить или опровергнуть наличие газа в верхней части геологического разреза (до глубины около 500 м от донной поверхности).
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СКОПЛЕНИЙ ПРИПОВЕРХНОСТНОГО ГАЗА НА ЛИЦЕНЗИОННОМ УЧАСТКЕ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОГО ШЕЛЬФА ОХОТСКОГО МОРЯ
В процессе проведения геологоразведочных работ на лицензионном участке на шельфе Охотского моря были обнаружены скопления приповерхностного газа в районе двух месторождений. Промышленная газоносность этих месторождений установлена в пес-чано-алевритовых отложениях дагинского горизонта (средний-нижний миоцен). Глинистая покрышка над дагинским горизонтом сложена аргиллитоподобными глинами и аргиллитами окобыкай-ского горизонта (средний миоцен). В целом в толще миоцен-плиоценовых пород, перекрывающих залежь, преобладают глинистые осадочные породы разной степени литификации с прослоями алевритов, песков, слаболитифи-цированных песчаников и бурых углей. Средняя глубина залегания кровли продуктивных пластов 2750 м на уникальном по запасам месторождении и 2900 м на другом. Начальное пластовое давление в пластах-коллекторах около 30 МПа.
МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ПРИУРОЧЕННОЕ К МЕНЕЕ КРУПНОЙ ПО РАЗМЕРАМ СТРУКТУРЕ
Месторождение приурочено к антиклинальной структуре размером 21,5 х 4,8 км, входящей в состав антиклинальной зоны. По геологическим условиям залежь углеводородов можно разделить на три участка: северный, центральный и южный. Тектонические нарушения на площади до глубины 800-900 м не отмечаются. Ниже этой глубины фрагментарно прослеживаются малоамплитудные нарушения (в основном сбросы). Возможно, разломные зоны являются путями вертикальной миграции газов. В настоящее время эти разломы не активны. Наиболее сложным
Рис. 1. Газовая труба и газовые карманы в центральной части месторождения Fig. 1. Gas chimney and gas pockets in the central part of the field
геологическим строением характеризуется южный участок залежи. Этот участок сложен частыми малоамплитудными нарушениями с преобладающей сбросовой составляющей.
По данным ВРС, над сводовой зоной центрального участка вдоль длинной оси складки выявлены 4 аномальные зоны, связанные с газом:
- аномалия типа «газовая труба» характеризуется полным затуханием сейсмического сигнала (отсутствием отражающих границ), что указывает на высокую газонасыщенность осадка (рис. 1).
Газовая труба прослеживается до самого дна и отражается поднятием в рельефе высотой до 1,5—2 м. Протяженность участка выхода газа в направлении северо-запад - юго-восток составляет около 350 м;
- три зоны повышенных амплитуд (газовые карманы) на глубинах 113—125 м (зона 1), 151—158 м (зона 2) и 206—220 м (зона 3) (рис. 2).
Согласно проведенным в 2008 г. исследованиям с использованием ВРС в пределах северного и южного участков месторождения были также обнаружены амплитудные аномалии,связанные с присутствием газа.
В этих частях месторождения скопления приповерхностного газа (зона 1) могут встретиться уже на глубинах 8—40 м от дна моря (10—50 мсек). Данные скопления газа достаточно локальны и не имеют большой латеральной протяженности. Более обширные газовые поля выделены на глуби-
нах 100—150 м (зона 2), 180—250 м (зона 3) и на глубине более 300 м (зона 4).
Приповерхностные газовые скопления месторождения приурочены к четвертичным отложениям (пески, супеси, прослои гравийно-галечных осадков) и пескам (слаболитифици-рованные песчаники) плиоцена (N2). Вероятней всего, что источником газа в них являются залегающие глубже промышленные залежи углеводородов.
Разгерметизация в ходе бурения газовых карманов, обнаруженных в верхней части разреза месторождения, может привести к прорыву газа, образованию котлованов и загазованности водной толщи. При подготовке к бурению фонда эксплуатационных скважин необходимо уделять большое внимание выбору точки заложения в соответствии с данными инженерно-гео-
логических изысканий на наличие полей приповерхностного газа во избежание расположения устьев скважин в зонах распространения газовых полей.
Непосредственная оценка характера насыщения песчаных про-пластков верхней части отложений осадочного чехла до глубины около 580 м была проведена в скважине № Т месторождения после обнаружения приповерхностного газа в одном из пилотных стволов скважины. В вертикальном стволе скважины в процессе вскрытия верхней части разреза выполнялся комплекс геофизических исследований (ГИС), состоявший из записей каверномера, приборов гамма-каротажа, каротажа сопротивлений и импульсного нейтрон-гамма плотностного каротажа. По результатам интерпретации была определена литология пород
Рис. 2. Аномалии повышенных амплитуд, связанные с присутствием приповерхностного газа на разных глубинах Fig. 2. Anomalies of raised amplitudes associated with the presence of near-surface gas at different depths
Таблица 1. Результаты оперативной интерпретации данных ГИС Table 1. Results of logging data operative interpretation
№ пропластка No. of the interlayer Кровля, м Top, m Подошва, м Bottom, m Мощность, м Thickness, m Rn, Ом*м Rb, Ohm*m Сигма, Д. ед. Sigma, u. f. ННКт, д. ед. CNL, u. f. Литология Lithology Характер насыщения Fluid content
1 140,4 146,5 6,1 1,9 29,519 0,440 Глина Clay
2 146,5 148,1 1,6 1,7 31,507 0,591 Песчаник Sandstone Вода Water
3 148,1 152,0 3,9 1,9 30,269 0,454 Глина Clay
4 152,0 156,3 4,3 1,9 28,820 0,475 Песчаник Sandstone Вода Water
5 156,3 162,4 6,1 1,6 30,772 0,529 Песчаник Sandstone Вода Water
6 162,4 178,8 16,4 1,7 29,722 0,450 Глина Clay
7 178,8 190,3 11,5 1,5 29,786 0,522 Песчаник Sandstone Вода Water
8 190,3 192,3 1,9 1,4 26,217 0,568 Песчаник Sandstone Вода Water
9 192,3 198,0 5,7 1,4 28,822 0,457 Глина Clay
10 198,0 204,5 6,5 1,1 32,161 0,561 Песчаник Sandstone Вода Water
11 204,5 218,8 14,2 1,2 32,978 0,458 Глина Clay
12 218,8 220,7 1,9 4,4 27,846 0,438 Песчаник Sandstone Продукт (вероятно, газ) Product (probably gas)
13 220,7 222,7 2,0 2,1 27,183 0,432 Песчаник Sandstone Продукт (вероятно, газ) Product (probably gas)
14 222,7 227,4 4,7 2,4 28,562 0,455 Песчаник Sandstone Продукт (вероятно, газ) Product (probably gas)
15 227,4 228,4 1,0 1,1 31,934 0,605 Песчаник Sandstone Продукт (вероятно, газ) Product (probably gas)
16 228,4 231,4 3,1 1,2 27,615 0,450 Глина Clay
17 231,4 234,9 3,5 0,9 30,912 0,624 Песчаник Sandstone Вода Water
18 234,9 242,4 7,5 1,0 31,098 0,530 Глина Clay
19 242,4 246,3 3,9 0,9 32,245 0,571 Песчаник Sandstone Вода Water
20 246,3 247,4 1,0 1,1 33,154 0,451 Глина Clay
21-95 до гл. 586,6 м up to 586.6 m Все песчаники водонасыщенные All sandstones are water-saturated
Рис. 3. Аномалия повышенных амплитуд, связанная с присутствием газа (зона 1, район скважины Т) Fig. 3. Anomaly of raised amplitudes associated with the presence of gas (zone 1, T well area)
и выделены интервалы водо- и газонасыщенных песчаных отложений. В исследуемом интервале скважиной вскрыты неконсолидированные пес-чано-глинистые отложения. Характер насыщения определен на качественном уровне: повышенный уровень удельного электрического сопротивления (УЭС) и более низкие значения геофизического коэффициента сигмы по сравнению с водонасыщенными песчаниками соответствуют предположительно пластам с насыщением «продукт (вероятно, газ)» (табл. 1).
Результаты экспресс-интерпретации показывают, что на глубине 219 м отмечается аномалия на записях сопротивления, соответствующая песчаному пропластку мощностью порядка 10 м, при этом газонасыщенная часть составляет 8 м. Можно предположить, что данный песчаный пропласток имеет подпитку от «газовой трубы», которая пересекает его на юге от пробуренных пилотных стволов.
Обнаружение пилотным стволом скважины № Т пропластка приповерхностного газа привело к ликвидации пилотного ствола и прекращению бурения скважины в данной точке.
МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ПРИУРОЧЕННОЕ К КРУПНОЙ АНТИКЛИНАЛИ
Второе месторождение (крупная антиклиналь) по кровле дагинского комплекса имеет сложный субизометрический контур, размеры структуры 40 * 23 км. Ортогональной сетью разломов крупная антиклиналь разбита на 8 блоков.
Преобладающий кинематический тип разломов -нормальные и обратные сбросы. Серии когерентных разломов, секущих в субширотном направлении южную и северную части антиклинали, характеризуются сколовым генезисом. Менее распространены субмеридиональные сбросы, геометрия которых соответствует генетическому типу трещин отрыва. Один из таких разломов ограничивает с восточной
Рис. 4. Аномалия повышенных амплитуд, связанная с присутствием газа (зона 2, район скважины Т) Fig. 4. Anomaly of raised amplitudes associated with the presence of gas (zone 2, T well area)
Рис. 5. Аномалия повышенных амплитуд, связанная с присутствием газа (зоны 3 и 4, район скважины Т) Fig. 5. Anomaly of raised amplitudes associated with the presence of gas (zones 3 and 4, T well area)
стороны самый крупный центральный блок крупной антиклинали, второй разделяет блоки II и III. От менее крупной антиклинали крупная антиклиналь отделена узкой седловиной, рассеченной сбросо-сдвигами.
По данным ВРС, сейсмогеологические условия в целом благоприятные. Разрез представлен слоистой средой без резкой дифференциации акустических свойств. Тектонические нарушения на исследованных площадках до глубины 800—900 м не отмечаются. Ниже этой глубины фрагментарно выделяются малоамплитудные нарушения, возможно, питающие зоны газопроявлений.
Для песчано-глинистой верхней части разреза, так же как и на первом отмеченном месторождении, в волновом поле отмечены искажения границ и ослабления амплитуды сигнала, что свидетельствует о наличии приповерхностного газа. На площадке скважины № Т уникального по запасам месторождения на глубине около 134 м от дна выделена первая зона повышенных амплитуд (рис. 3). Выделенная зона характеризуется небольшим увеличением амплитуд
Рис. 6. Пример аномалий амплитуд, связанных с наличием газа в районе скважины № С
Fig. 6. Example of amplitude anomalies associated with the presence of gas in the area of well No. C
и поэтому отнесена к малоопасной. Такой вывод сделан на основании анализа условий для случаев вскрытия неглубокого газа по 29 скважинам на северо-восточном участке шельфа о-ва Сахалин, где во всех случаях содержание газа порядка 5—10 % и выше сопровождалось сильно выраженными скоростно-амплитудными аномалиями.
Вторая зона выделена на глубине около 250 м от дна. Аномалия в плане имеет форму, близкую
к изометрической. На рис. 4 приведен пример этой аномалии, заметна пространственная связь с ослабленной зоной, по которой, вероятно, происходит питание аномалии. Аномалия, вероятно, также является малоопасной.
Зоны 3 и 4 выделены на средней глубине примерно 120—140 м ниже дна моря. Зоны характеризуются небольшой площадью, небольшим повышением амплитуд и неопасны (рис. 5).
На площадке скважины № С уникального по запасам месторождения локализовано 4 зоны скопления приповерхностного газа:
- зона 1 - на глубине около 230 м от дна;
- зона 2 - на глубине 292—310 м от дна;
- зона 3 - около 440 м от поверхности дна, приурочена к ослабленной зоне;
- зона 4 - на глубинах 490—510 м от поверхности дна.
Примеры аномалий амплитуд по зонам 2—4 в районе скважины 6, связанных с наличием газа, приведены на рис. 6.
В отличие от зон на площадке скважины № Т, выделенные на площадке скважины № С зоны характеризуются средними коэффициентами увеличения амплитуд и предварительно отнесены к среднеопасным.
Все выделенные зоны впоследствии были вынесены на сводную карту опасностей.
ВОЗМОЖНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА
Наряду с опасностью вскрытия пластов приповерхностного газа при бурении верхней части разреза, сложенной неконсолидированными и слабосцемен-тированными песчано-глинистыми отложениями четвертичной системы и помырского горизонта
а) a) б) b)
Рис. 7. Сейсмические разрезы с выделенными аномальными зонами вдоль ствола скважины СК-О по данным: а) «Компания-1»; б) «Компания-2»
Fig. 7. Seismic cross-sections with marked abnormal zones along SK-O wellbore provided by: a) Company-1; b) Company-2
газовая промышленность добыча газа и газового конденсата
№ 8 | 788 | 2019 г.
неогеновой системы, проводка скважины по породам данного интервала дополнительно может осложняться осыпями и обвалами и связанными с этим прихватами бурильного инструмента, а также поглощением промывочной жидкости, что подтверждают результаты бурения скважины № РФ менее крупного месторождения. Многочисленные осложнения, происходившие до глубины 646 м, не позволили довести скважину до проектной глубины. Учитывая сложные гидрометеорологические условия, а также фактическое состояние скважины, бурение было остановлено, а скважина введена в консервацию.
СТАТИСТИКА ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ С ОБЩИМ ОПИСАНИЕМ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ
Лицензионный участок «Сахалин-3» расположен в юго-западной части Северо-Сахалинского бассейна и северо-восточного замыкания Пограничного бассейна. Граница между бассейнами проводится по геологическому поднятию.
Геологическая концепция формирования коллекторов верхнедагинского продуктивного комплекса соответствует модели осадконакопления в условиях крупной эволюционирующей во времени дельтовой системы, сформированной крупными реками, истоки которых находились на возвышенностях
Азиатского материка [21]. Формирование дагин-ских отложений крупной площади происходило на внутреннем мелководном шельфе с активным гидродинамическим режимом. Покрышкой залежей углеводородов на исследуемой площади служат трансгрессивно залегающие на верхнедагинских отложениях относительно глубоководные глины окобыкайского горизонта.
Площадь уникального по запасам углеводородов месторождения относится к фронтальной зоне дельты [22], где в дагинское время существовали обстановки барового волнового поля, пляжа и пред-фронтальной зоны пляжа (верхняя сублитораль) с преобладанием песчаных осадков. А также к зоне продельты, которая характеризуется обстановкой мелководья открытого моря - средней сублиторали. Здесь накапливались чередующиеся алеврито-глинистые и песчаные осадки. Мористее (к востоку от площади месторождения) располагался внешний шельф (нижняя сублитораль). Здесь происходило накопление преимущественно глинистых осадков.
В целом по рассматриваемому блоку по результатам буровых работ и проведенной обработки данных ГИС с литологическим разделением пластов было определено увеличение мощности целевого горизонта с севера на юг.
Открыта подписка на 2020 год
Успейте оформить на специальных условиях!
ГАЗОВАЯ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
ШЙ ИАГМММПН1НЕОНЧ* « ПрдаМ<ч1ЧВ1Н»М* *-1ЦЛЛи г
шр' в ЯЯЧП» ПИ1ИМ1МЫ1 МГ*М1 «с
дсого
||н11*1!ьиый гмем«
Подробности у менеджеров: +7 (495) 240-54-57 gp@neftegas.info
ГАЗОВАЯ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
При сравнении шламограмм месторождений для верхней части разреза отмечается, что на менее крупном по запасам месторождении присутствует более грубый осадочный материал - гравий и песчаники, что говорит о близости к источнику сноса. В свою очередь, для верхней части разреза уникального по запасам месторождения в основном характерно наличие глин. Только в нижней части присутствует песчаник, что говорит о смене обстановки осадконакопления с мелководной на склоновую.
Уменьшение песчаных фракций в верхней части разреза благоприятно сказывалось на бурении секций 30 и 20 дюймов. Диаметр ствола был близок к номиналу (Ккав составил 1,04—1,11 д. ед.), отсутствовали осыпания, прихваты, которые имели место при бурении скважин на менее крупном месторождении, с одной стороны. С другой стороны, отсутствие песчаных пропластков снижает вероятность формирования линз, насыщенных приповерхностным газом.
Согласно проведенной интерпретации ВРС компаниями «Компания-1» и «Компания-2», скважины СК-О, № Т, № Ф и № ФА уникального по запасам месторождения расположены в зонах среднего и высокого риска. При этом в процессе бурения скважин СК-Т, № Ф и № ФА в 2018 г. на буровом растворе осуществлялась постоянная видеофиксация, не выявившая каких-либо газопроявлений. Скважина СК-О, на которой бурение направления и кондуктора осуществлялось на воде, также не вскрыла линзовые тела приповерхностного газа, хотя по интерпретации двух компаний должна была пересечь линзы (рис. 7).
Исходя из этого, вероятно, следует предположить, что плотные «светящиеся на сейсмическом разрезе» глинистые пропластки имеют те же характеристики, что и газонасыщенные линзы. В процессе дальнейшей разработки месторождения с последующим эксплуатационным бурением данное предположение будет уточняться.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На примере рассмотренных площадок скважин месторождений можно сделать вывод, что скопле-
ния приповерхностного газа повсеместно распространены на северо-восточном шельфе Охотского моря и могут встречаться на различных глубинах от первого десятка до 500 м от дна моря. В связи с этим рекомендуется на этапе геологоразведочных работ производить сейсмическую съемку высокого разрешения - ВРС по всему месторождению с целью картирования зон распространения приповерхностного газа [23-26].
Однако, исходя из опыта работ на лицензионном участке, основным доказательством или опровержением наличия газа в верхней части разреза является бурение пилотного ствола скважины. При этом методика проводки пилотного ствола должна учитывать сложные геологические условия и предусматривать выполнение мероприятий, предупреждающих возможные осложнения.
До последнего времени основной возможностью безаварийного бурения поисковых и разведочных скважин на площадях с широким распространением полей приповерхностного газа был перенос точек заложения скважин в места отсутствия газовых скоплений, что не применимо для эксплуатационных скважин и центров разбуривания. Для решения данной задачи и снижения риска газопроявления при вскрытии верхней части разреза применяется система бурения на растворе.
На основании имеющихся данных о придонных опасностях глубоководных месторождений необходимо предпринимать технические и технологические решения для осуществления качественной проводки скважин в сложной геологической обстановке. При этом повышенное внимание должно уделяться планированию операций по вскрытию потенциально газоносного разреза, подготовке персонала для действий в условиях проявления и поддержания работоспособности всех технических средств, предназначенных для предотвращения и ликвидации негативного воздействия приповерхностных скоплений свободного газа, представляющих высокую опасность при проведении буровых работ. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Пищальник В.М., Бобков А.О. Океанографический атлас шельфовой зоны острова Сахалин. В 2-х ч. Южно-Сахалинск: Изд-во СахГУ, 2000. 173 с.
2. Шепард Ф.П. Морская геология. Л.: Недра, 1976. 488 с.
3. Дзилна И.Л., Ульст В.Г. Методические рекомендации по инженерно-геологическому изучению нефтегазоперспективных районов шельфа. Рига: ВНИИморгео, 1983. 80 с.
4. Инженерно-геологическое обеспечение морских геологоразведочных работ на нефть и газ. Основные положения. М.: Миннефтегаз, 1989. С. 72.
5. Методическое руководство по изучению и геологической съемке четвертичных отложений. Л.: Недра, 1987. 308 с.
6. Гайнанов В.Г. О природе «ярких пятен» на временных разрезах сейсмоакустического профилирования // ГЕОРазрез, Электронный научный журнал университета «Дубна», 2008. 157 с.
7. Обработка и интерпретация материалов локации бокового обзора для определения вещественного состава поверхностных образований шельфа. Л.: Недра, 1989. 45 с.
8. Корягин В.В. (ВО ИГ и РГИ) Интерпретация аномалий сейсмической записи с помощью интерактивного моделирования // Геология нефти и газа. 1990. № 9. С. 26-30.
9. Пейтон Ч. Сейсмическая стратиграфия. 1989. С. 45-47.
10. Мудрецов В.Б., Жильцов А.М. Аномальные сейсмоакустические зоны на северо-восточном шельфе о-ва Сахалин // Тихоокеанская геология. 1990. № 3. С. 108-112.
11. Обжиров А.И., Коровицкая Е.В., Пестрикова Н.Л., Телегин Ю.А. Нефтегазоносность и газогидраты в Охотском море // Подводные исследования и робототехника. 2012. № 2 (14). С. 55-62.
12. Robert J. Bruce, R. Craig Shipp. Guidelines for Drillsite Selection and Near-Surface Drilling Hazard Surveys. Shell International E&P Inc. 2003. Pp. 25-27.
13. Adams N.J., Kuhlman L.G. Shallow Gas Blowout Kill Operations. Middle East Oil Show, 16-19.11.1991, Bahrain. Society of Petroleum Engineers [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-21455-MS (дата обращения: 12.07.2019).
14. Overcoming Shallow-Gas Drilling Difficulties in the Gulf of Thailand. Conference Paper. Mar 2004. IADC/SPE Drilling Conference. Tiraputra Pornpoch. ThiravutpinyoPattanapong. Pongorapin Sunchai. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.researchgate.net/profile/Bernard_Fraboulet (дата обращения: 12.07.2019).
15. Oumer S., Taufiqurrachman H., Perruchot M.P., Yunus F. Well Design Specificities for Shallow Gas Production of Tunu Field. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-134957-MS (дата обращения: 12.07.2019).
16. Drilling Safely Offshore in Shallow Gas Areas. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://ru.scribd.com/document/55649568/ Drilling-Safely-Ofshore-in-Shallow-Gas-Areas (дата обращения: 12.07.2019).
17. Peter Aird. Assessing Geo-Hazards. Drilling Consutlant. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.spe.org/training/courses/documents/ Deep-and-Ultra-Deepwater-Petroleum-Development-Agenda.pdf (дата обращения: 12.07.2019).
18. Arshad Waheed, Mahdy Bahr, Mark Cockram. Foam Cementing Controls Deepwater Shallow Flow in the East Mediterranean. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.researchgate.net/publication/314785078_Foam_Cementing_Controls_Deepwater_Shallow_Flow_in_the_East_ Mediterranean (дата обращения: 12.07.2019).
19. Isolating Potential Flow Zones During Well Construction. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.api.org/~/media/Files/Policy/ Exploration/Stnd_65_2_e2.pdf (дата обращения: 12.07.2019).
20. Калинин А.В., Калинин В.В., Пивоваров Б.Л. Сейсмоакустические исследования на акваториях. М.: Недра, 1986. 262 с.
21. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. М.: Научный мир, 2010. 276 с.
22. Чуринов М. Справочник по инженерной геологии. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1981. 325 с.
23. СНиП 11-02-96 (СП 47.13330.2012). Инженерные изыскания для строительства. Основные положения [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://files.stroyinf.ru/Data2/1/4293788/4293788799.htm (дата обращения: 14.07.2019).
24. СП 11-114-2004. Инженерные изыскания на континентальном шельфе для строительства морских нефтегазопромысловых сооружений». М.: Производственный и научно-исследовательский институт по инженерным изысканиям в строительстве (ФГУП «ПНИИИС») Госстроя России, 2004. 108 с.
25. СП 11-105-97. Инженерно-геологические изыскания для строительства. Части I—VI. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/ document/1200037607 (дата обращения: 12.07.2019).
26. Карта общего сейсмического районирования территории РФ (ОСР — 97, карта — А). М.: ОИФЗ РАН, 1997.
REFERENCES
(1) Pischalnik VM, Bobkov AO. Oceanographic atlas of the Sakhalin Island shelf. Yuzhno-Sakhalinsk: SakhGU; 2000. (In Russian)
(2) Shepard FP. Offshore geology. Leningrad: Nedra; 1976. (In Russian)
(3) Dzilna IL, Ulst VG. Guidelines for engineering and geological surveys of oil and gas prospective shelf areas. Riga: VNIImorgeo; 1983. (In Russian)
(4) Engineering and geological support of offshore oil and gas exploration activities. Basic provisions. Moscow: Minneftegas; 1989. (In Russian)
(5) Guidelines for studying and geological surveying of Quaternary deposits. Leningrad: Nedra; 1987. (In Russian)
(6) Gainanov VG. Bright spots on the time sections of seismoacoustic profiling. Geological profile (GEOrazrez): Dubna University online scientific journal; 2008. (In Russian)
(7) Processing and interpretation of lateral view location data to determine composition of the surface shelf formations. Leningrad: Nedra; 1989. (In Russian)
(8) Koryagin VV. Interpretation of seismic recording anomalies by interactive simulation. Oil and gas geology (Geologiya nefti i gaza). 1990; 9: 26-30. (In Russian)
(9) Peyton Ch. Seismic stratigraphy. 1989: 45-47. (In Russian)
(10) Mudretsov VB, Zhiltsov AM. Anomalous seismoacoustic areas on the northeast shelf of the Sakhalin Island. Pacific geology (Tikhookeanskaya geologiya). 1990; 3: 108-112. (In Russian)
(11) Obzhirov AI, Korovitskaya EV, Pestrikova NL, Telegin YuA. Oil and gas bearing capacity and gas hydrates in the Sea of Okhotsk. Underwater surveys and robot technologies (Podvodnye issledovaniya i robototekhnika). 2012; 2 (14): 55-62. (In Russian)
(12) Robert J Bruce, R Craig Shipp. Guidelines for drillsite selection and near-surface drilling hazard surveys. Shell International E&P Inc. 2003: 25-27.
(13) Adams NJ, Kuhlman LG. Shallow gas blowout kill operations. Middle East Oil Show, 16-19.11.1991, Bahrain. Society of Petroleum Engineers Available from: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-21455-MS [Accessed 12th July 2019].
(14) Tiraputra Pornpoch. ThiravutpinyoPattanapong. Pongorapin Sunchai. Overcoming shallow-gas drilling difficulties in the Gulf of Thailand. IADC/SPE Drilling Conference, 2004. Available from: https://www.researchgate.net/profile/Bernard_Fraboulet [Accessed 12th July 2019].
(15) Oumer S, Taufiqurrachman H, Perruchot MP, Yunus F. Well design specificities for shallow gas production of Tunu field. Available from: https:// www.onepetro.org/conference-paper/SPE-134957-MS [Accessed 12th July 2019].
(16) Drilling safely offshore in shallow gas areas. Available from: https://ru.scribd.com/document/55649568/Drilling-Safely-Ofshore-in-Shallow-Gas-Areas [Accessed 12th July 2019].
(17) Peter Aird. Assessing geo-hazards. Drilling Consultant. Available from: https://www.spe.org/training/courses/documents/Deep-and-Ultra-Deepwater-Petroleum-Development-Agenda.pdf [Accessed 12th July 2019].
(18) Arshad Waheed, Mahdy Bahr, Mark Cockram. Foam cementing controls deepwater shallow flow in the East Mediterranean. Available from: https:// www.researchgate.net/publication/314785078_Foam_Cementing_Controls_Deepwater_Shallow_Flow_in_the_East_Mediterranean [Accessed 12 th July 2019].
(19) Isolating potential flow zones during well construction. Available from https://www.api.org/~/media/Files/Policy/Exploration/Stnd_65_2_e2.pdf [Accessed 12th July 2019].
(20) Kalinin AV, Kalinin VV, Pivovarov BL. Offshore seismic acoustic surveys. Moscow: Nedra; 1986. (In Russian)
(21) Kharakhinov VV. Oil and gas geology of the Sakhalin region. Moscow: Nauchnyi mir; 2010. (In Russian)
(22) M Churiniv. Geological engineering reference book. 3rd edition revised and enlarged. Moscow: Nedra; 1981. (In Russian)
(23) SNiP 11-02-96 (SP 47.13330.2012). Engineering surveys for construction. Basic provisions. Available from: https://files.stroyinf.ru/ Data2/1/4293788/4293788799.htm [Accessed 14th July 2019]. (In Russian)
(24) SP 11-114-2004. Engineering surveys on the continental shelf for construction of offshore oil and gas industrial facilities. Moscow: FGUP PNIIIS of Gosstroy of Russia; 2004. (In Russian)
(25) SP 11-105-97. Engineering and geological surveys for construction. Parts I-VI. Available from: http://docs.cntd.ru/document/1200037607 [Accessed 12th July 2019]. (In Russian)
(26) General seismic zoning map of the Russian Federation (GSZ - 97, map A). Moscow: RAS OIFZ; 1997. (In Russian)
