Нефть и природный газ на континентальном склоне Европы. Часть 10

 

Месторождение Фрам в юрских песчаниках содержит 14,5 млн т не­фти и 13 млрд м³ природного газа. Скв. 6507/3-3 вскрыла в юрских песча­никах три промышленно газоносных зоны и, таким образом, открыла газо­вое месторождение Фангст-Си, а скв. 6406/2-6 и 6507/7-13, пробуренные западнее глубоководного месторождения Лавранс и севернее глубоководного Хейдрун, выявили в среднеюрских песчаниках одно газоконденсатное и одно нефтяное глубоководные пока безымянные месторождения.

Север-северо-западнее месторождения Хейдрун найдено в 2000 г. и разведано гигантское глубоководное месторождение Белла Донна. Его за­пасы природного газа, равные 99 млрд м³, находятся в песчаниках нижней и средней юры. На этой же глубоководной (280-480 м) площади Хальтен- банкен скв. 6506/2-11 и 6507/2-2 вскрыли промышленные залежи нефти в нижне- и среднеюрских рыхлых песчаниках двух еще безымянных место­рождений. Начиная с 1998 г. и при использовании ПС, ПП, танкера-нефте­хранилища и 14 скважин, дает 8 046 м³/сут нефти плотностью 850 кг/м³ глубоководное (330 м) норвежское месторождение Ньорд. Его запасы, рав­ные 28 млн т нефти и около 10 млрд м³ газа, залегают в юрских песчаниках.

Северо-восточнее месторождения Ньорд разрабатывается месторожде­ние Дройген, север-северо-восточнее - месторождение Миккель, севернее Ньорд - группа (часто называемая Аасгард) глубоководных же норвежских месторождений, среди которых Коллет, Мидгард, Северное Тириханс, Смор- бук и Южное Тириханс. Их совокупная нефтедобыча в 2002 г. из 34 сква­жин исчислялась 25 034 м³/сут нефти плотностью 820 кг/м³, газодобыча -

12  млрд м³/год. Обустройство и освоение этой группы глубоководных мес­торождений вместе с затратами на поиски, разведку и разработку с ПП и ПС обошлись $ 5 млрд. В том же году здесь появилась и ПП «Аасгард-Б», а в 2003 г. с ее помощью из упомянутых месторождений стали дополнитель­но добывать 19 873 м³/сут конденсата и 36 млн м³/сут природного газа.

Северное (газоконденсатное месторождение с тонкой нефтяной отороч­кой) и Южное Тириханс (нефтяное с газовой шапкой) открыты, соответствен­но, в 1982 и 1983 гг. на глубоководной (около 325 м) площади Хальтенбан- кен. Первые здесь скв. 6407/1-4 и 6407/2-4, пробуренные на глубину 3720 и 3805 м, обнаружили природный газ и нефть, фонтанируя последней с деби­том 250 м³/сут на штуцере 13 мм. Начальные извлекаемые запасы равны

25,5  млн т нефти и 41,5 млн м³ газа. Норвежский стортинг 16.02.2006 г. одоб­рил план фирмы «Статойл» по разработке этого месторождения в Норвежс­ком море. «Статойл» установит там пять донных плит и проложит два дон­ных трубопровода длиной по 45 км. В разработке участвуют четыре подвод­но-донных устройства по добыче и закачке газа и воды обратно в пласт.

Тириханс может выйти на поток, когда палубное обустройство ПП- Кристин позволит подсоединение к ней нефтегазодобычи из Тириханс. Газ будет подаваться по транспортной системе Аасгард на газоперерабатываю­щий комплекс в Карстьо, что севернее Ставангера, а нефтеконденсатодобы- ча будет смешиваться с нефтедобычей Кристин и перекачиваться в нефте­хранилище добывного судна в месторождении Аасгард для экспорта чел­ночными танкерами. Партнеры по разработке Тириханса потратят 14,5 млрд норвежских крон, и это - один из самых больших проектов ближайших лет в Норвежском море. «СтатойлХидру» начала в 2009 году разработку, подсоединив их подводно-добывное обустройство к инфраструктуре место­рождений Кристин и Аасгард, разрабатывающихся на площади Хальтен Банкен. Разбуривание эксплуатационными скважинами будет длиться два года так, чтобы за $ 2,2 млрд вывести в 2010 году оба этих месторождения на пик добычи (12 720 м³/сут нефти и 9,346 млн м³/сут газа) и добывать здесь нефть и газ до конца 2029 г. Суммарные извлекаемые запасы этих двух месторождений Норвегии составляют около 16 млн т нефти и 26 млрд м³ природного газа. Легко выбрать и купить  маски сварщика, вы сможете на сайте vsyasvarka.ru. Также на данном ресурсе предоставлена возможность заказать фирменное сварочное оборудование, стабилизаторы напряжения, тепловое оборудование, электростанции и многое другое. По всем интересующимся вопросам можно обратится через контактные номера телефонов или онлайн помощника представленного на сайте.

Гигантское Сморбук содержит 70,5 млн т нефти и конденсата, а также 106 млрд м³ газа в четырех песчаниках средней и нижней юры; гигантское Мидгард - 1,5 млн т нефти, 12,5 млн т газоконденсата и 103 млрд м³ газа; Южное Сморбук - 10-12 млн т нефти/конденсата и около 30-35 млрд м³ газа. Месторождение Сморбук открыто в 1984 г. на площади Хальтенбанкен в Нор­вежском море глубиной 250-300 м. Залежи нефти, газа и газоконденсата этого месторождения выявлены в юрских песчаниках, которые отлагались в усло­виях мелкого моря под влиянием приливов и отливов, на фронте обширной дельты. Площадь месторождения Сморбук равна 140 км², и его структурной ловушкой является крупная антиклиналь, погружающаяся на юго-восток, рассеченная на западе и севере крупными вертикальными сбросами. Залежи нефти и газа характеризуются непостоянными газо-нефтяными (ГНК), газо­водяными (ГВК) и нефте-водяными контактами (ВНК), различными газовы­ми факторами и неодинаковой поровой нефтегазонасыщенностью, связанной с диагенезом и погребением на глубине до 5000 м.

Юг-юго-западнее нефтегазопромысловой площади Аасгард разрабаты­вается гигантское месторождение Дройген с помощью двух ажурных ме­таллических НП, установленных на дно Норвежского моря глубиной 250­290 м и возвышающихся на 33,5 м над уровнем моря. В 2002 г. семь дей­ствовавших скважин фонтанировали 32 603 м³/сут нефти в этом месторож­дении, добывая нефть из начальных извлекаемых запасов, равных 58 млн т нефти (геологические - 145 млн т) и 2,8 млрд м³ газа. Дройген - 200 км южнее Северного полярного круга и 150 км мористее побережья Норвегии. Оно имеет размеры 6х20 км и вмещается низкой антиклиналью, простира­ющейся с севера на юг. Главная нефтяная залежь толщиной 40 м вскрыта на глубине около 1600 м в верхнеюрских песчаниках Ругн, слагающих ис­копаемый мелководный морской песчаный бар. Он выклинивается на за­пад и восток под покрышкой из глинистых сланцев Спекк. Меньшая залежь нефти разведана в среднеюрских песках Гам на западном крыле антиклина­ли. Коллекторские свойства песчаников как верхней, так и средней юры - от хороших до превосходных.

Северо-восточнее глубоководного гиганта Сморбук разрабатывается ги­гантское глубоководное (350) нефтяное месторождение Хейдрун, открытое в 1985 году 165 км мористее норвежского побережья. Запасы (начальные извлекаемые) Хейдрун измеряются 107 млн т нефти плотностью 890 кг/м³,

13  млрд попутного и 37 млрд м³ свободного природного газа, залегающих на глубине 2470 м и менее в рыхлых грубозернистых юрских песках и пес­чаниках Аре, Тилье и Фангст. Они отлагались на юго-восточном крыле раз­вивавшегося тогда Североатлантического рифта, где, вопреки всеобщему здесь трансгрессивному режиму, седиментация в то время характеризова­лась поступлением в бассейн грубозернистого обломочного материала с при­поднятых плечей рифта. Проницаемость упомянутых песков и песчаников достигает баснословных 10 пм², пористость превышает 30 %. Хейдрун при­урочено к крупному, наклоненному на юго-запад горстовому блоку на юго­западном склоне погребенного хр. Норланд, который разделяет осадочные бассейны Воринг и Хельгеланд. Этот блок возник в тектоническую фазу киммерийского растяжения континентальной земной коры на протяжении поздней юры - раннего мела. На северном краю поднятия Хейдрун нефте­газоносные пески срезаны палеоэрозией и несогласно перекрыты глинис­тыми сланцами мела.