Основные сведения о Пильтун-Астохском нефтегазоносном месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Одним из стратегически приоритетных регионов для «Газпрома» на долгосрочную перспективу является Восточная Сибирь и Дальний Восток.

Государственная политика по формированию газовой промышленности на Востоке России определена в «Программе создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (Восточная газовая программа). Координатором деятельности по ее реализации является «Газпром».

В данной программе участвуют Сахалинский, Якутский, Иркутский, Камчатский, Красноярский центры газодобычи.

Крупные разведанные запасы месторождений на шельфе Сахалина позволили сформировать здесь центр газодобычи, начать поставки газа дальневосточным потребителям и на экспорт. В регионе «Газпром» реализует два крупных проекта -- «Сахалин-2» (Пильтун-Астохское и Лунское месторождения) и «Сахалин-3» (Киринское, Южно-Киринское и Мынгинское месторождения на Киринском участке, Аяшкий и Восточно-Одоптинский участки).

В данной работе приведены сведения о Пильтун-Астохском месторождении, как об одном из крупных месторождений охотской нефтегазоносной провинции.

1. Общие сведения

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) является одним из крупных месторождений углеводородов охотской нефтегазоносной провинции (НГП) и находится на континентальном шельфе Северо-Восточной части о. Сахалина в 67 км к ЮВ от г. Оха в Пильтунском заливе, на расстоянии 15-20 км от побережья острова. В административном отношении данный участок шельфа входит в состав Охинского и Ногликского районов Сахалинской области.

Область изначально обладает высоким природно-ресурсным потенциалом, по которому занимает 39-е место в России. Помимо биологических ресурсов моря, по которым Сахалин находится на первом месте в России, главным ресурсом является наиболее востребованное экономикой углеводородное топливо. По объёму разведанных запасов газового конденсата Сахалинская область занимает 4-е место в России, газа - 7-е, угля - 12-е и нефти - 13-е место. По запасам древесины область занимает 26-е место в России. Однако в Сахалинской области практически полностью отсутствует значительный спектр рудных минерально-сырьевых ресурсов, незначительны гидроэнергетические ресурсы, запасы нерудных полезных ископаемых, что в целом снижает общий ресурсный потенциал области. Но, по мере освоения углеводородных запасов шельфа Охотского моря (по объёму которых Сахалинская область занимает 9-е место в России), вырос производственный и финансовый потенциал области. Если в 1995 году по производственному потенциалу Сахалинская область находилась на 66-м месте в России, то в 2004 году - уже на 46-м. И по финансовому потенциалу область поднялась с 87-го места в 1997 году на вполне достойное 45-е место в 2004-м. По общему объёму промышленного производства область вышла на 4-е место в ДВФО после Якутии, Хабаровского и Приморского краев.

Сахалин всегда был известен как регион, обладающий крупными запасами сырьевых ресурсов, имеющий очень выгодное географическое и геополитическое положение, благоприятствующее развитию внешних экономических связей. Сахалинская область из десяти областей Дальневосточного экономического региона занимает 4-е место по объему промышленного производства. В перспективе область будет одним из крупных транспортных узлов на линиях внешней торговли РФ с Японией, США, Северной и Южной Кореей, Китаем, Сингапуром, Индией и другими странами Азиатско-Тихоокеанского региона. Приграничное положение, незамерзающие морские порты, близость развитых стран АТР создают благоприятные условия для сотрудничества и вложения иностранного капитала.

История поисков нефти и газа на о-ве Сахалин насчитывает около 100 лет. До середины 1970-х гг. поисковые работы концентрировались на суше Северного Сахалина. Всего на острове и прилегающем шельфе уже открыто 70 месторождений, в том числе 11 нефтяных, 17 газовых, 24 газонефтяных и нефтегазовых, 6 газоконденсатных и 12 нефтегазоконденсатных. Среди них по запасам нефти и газа 6 месторождений относятся к крупным, 8 - к средним и 56 - к мелким.

Интенсивные сейсморазведочные работы начаты на шельфе в 1977 г., и эту дату условно можно считать началом промышленного освоения шельфа Северного Сахалина. Всего на шельфе уже пробурено более 100 глубоких скважин и открыто 8 месторождений с суммарными извлекаемыми запасами нефти, газа и конденсата свыше 1 млрд т условного топлива (в пересчете на нефть). Шесть из них относятся к крупным, среди которых самые крупные нефтегазоконденсатные месторождения Лунское и Аркутун-Дагинское с геологическими запасами по сумме УВ ? 500 млн т условного топлива. Все крупные, а также средние по запасам месторождения выявлены в пределах Северо-Сахалинского прогиба.

Небольшие по запасам месторождения выявлены в центральной и северо-западной частях Северного Сахалина. Нефтяное месторождение Окружное открыто в зоне Пограничного грабена на побережье Восточного Сахалина (рис. 1) [1]

Рисунок 1. Обзорная карта нефтяных и газовых месторождений Сахалинской области: а - нефтяные месторождения; б - газонефтяные месторождения; в - газовые месторождения. 33 - Пильтун-Астохское месторождение

НГКМ было открыто в 1986 г. в результате сейсмических исследований. Бурение поисковых и разведочных скважин производилось в период 1988 - 1993 гг. На месторождении были пробурены 3 поисковых и 11 разведочных скважин общим метражом 33773 м.

2. Стратиграфия и литология

Шельф Охотского моря в пределах месторождения представляет собой плоскую равнину современной абразивно-аккумулятивной отмели. Глубина моря плавно изменяется от 0 до 30 м. Рельеф дна слегка волнистый, с пологим уклоном. Месторождение Приурочено к Одоптинской антиклинальной зоне. Залежи контролируются крупной мегантиклинальной складкой, открытой в 1970 г рекогносцировочными исследованиями. Антиклинальной осложнен тремя куполами -- Пильтунским, Южно-Пильтунским и Астохским. Амплитуда каждого -- от 100 до 200 м. Антиклиналь осложнена сбросами амплитудой 20-40м, которые разделяют структуру на ряд блоков и контролируют распространение залежей по площади. Углы падения слоев на западном крыле 10--12°, на восточном -- 8--10°.

Рисунок 2. Структурная карта месторождения

На Пильтунском куполе месторождения в блоке I открыто и прогнозируется 11 залежей: 3 нефтяных с газовыми шапками в XXII, XXIII, XXVI2 пластах, 5 нефтегазоконденсатных с нефтяными оторочками в XVII, XIX, XXI,, ХХ12 и ХХ13 пластах, и 3 газовых в XII, XIII-XIV, XVI-XVII пластах.

В блоке II южной части Пильтунского купола скважинами № 7 и № 11 установлено и предполагается 8 залежей: 4 газоконденсатных с нефтяными оторочками (пласты XIX, XXI, и ХХ12, ХХ13); 2 - газоконденсатные (в XVIII и XXIII пластах) и 2 газовые (пласты XII и XVI-XVII) (рисунок 3, 4).

Рисунок 3. Геологический разрез месторождения через скважины 9-12

Рисунок 4. Геологический разрез месторождения через скважины 14-1

Глубина кровли верхнего пласта 1300 м, нижнего -- 2334 м. Пористость от 22 до 24%, t -- 50,5--73°С.

Основные нефтегазоносные и перспективные комплексы района связаны с кайнозойскими отложениями, в толще которых последовательно выделяются 7 структурно-стратиграфических комплексов (снизу вверх): олигоценовый (мачигарский), верхнеолигоценовый (даехуриинский), нижне-среднемиоценовый (уйнинско-дагинский), средне-верхнемиоценовый (окобыкайско-нижненутовский), нижнемиоценовый (верхненутовский), верхнемиоценовый (помырский) и плейстоценовый (дерюгинский).

Структурно-стратиграфические комплексы отличаются друг от друга по стилю и уровню дислоцированности и большей частью разделены поверхностями несогласий. Мачигарский, даехуриинский и уйнинско-дагинский комплексы характеризуются резким преобладанием дизъюнктивных дислокаций и широким развитием складчато-блоковых деформаций. В окобыкайско-нижненутовском, верхненутовском, помырском и дерюгинском комплексах в основном развиты складчатые структуры различной интенсивности. Формирование комплексов происходило на различных стадиях рифтового и пострифтового этапов развития Северо-Сахалинского осадочного бассейна.

Залежи нефти, газа и газового конденсата были выявлены в песчано-алевролитовых коллекторах нижненутовской подсвиты нижнего миоцена на глубинах 1300-2500 м. Пильтун-Астохское НГКМ расположено на глубинах моря 24-48 м. Пильтун-Чайвинский очаг генерации локализован в Пильтунской и Чайвинских синклинальных зонах вплоть до окобыкайских отложений, активен с середины позднего миоцена и является наиболее вероятным источником УВ в месторождениях: Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Чайвинское. Расчетное значение аккумуляции УВ, сгенерированных в Пильтун-Чайвинском очаге, - 652 млн. т. нефти и 152 млрд. м3 газа [2].

3. Физико-химические параметры углеводородов

углеводород месторождение геологический

Свободного газа по категории изученности А+В+С1 -- 73,6 млрд куб. м, конденсата -- 5,9 млн т, нефти -- 1773 млн т; по категории С2 -- соответственно 29,2 млрд куб. м, 2,4 и 29,4 млн т (на 2013 г.) [3].

Таблица 1. Состав нефти и газа

В 2017 году было произведено и отгружено 11,49 млн тонн СПГ при первоначальной проектной мощности завода 9,6 млн тонн в год [4].

4. Технология разработки месторождения

В рамках проекта идет отработка технологий добычи углеводородов на шельфе и сжижения газа.

С конца 2008 года на платформе «Пильтун-Астохская-Б» (самая крупная платформа, установленная на проекте «Сахалин-2») ведется добыча нефти и попутного газа на Пильтунской площади Пильтун-Астохского нефтяного месторождения. Углеводороды поступают через транссахалинскую трубопроводную систему на завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) и терминал отгрузки нефти комплекса «Пригородное». Платформа спроектирована для круглогодичной эксплуатации в условиях суровых климатических, волновых, ледовых и сейсмических нагрузок. По состоянию на конец 2017 г. фонд скважин платформы ПА-Б включал 15 добывающих, 7 водонагнетательных и 2 поглощающие скважины. В 2017 г. с платформы в сутки добывалось в среднем 4,52 тыс. т (33,26 тыс. барр.) нефти и 1,28 млн м3 газа. С начала разработки на платформе ПА-Б добыто около 15 млн т (почти 110 млн барр.) нефти [4].

Рисунок 5. Производственный комплекс «Пригородное»

Завод по производству СПГ включает в себя две технологические линии и объекты общего назначения. Две производственные линии завода СПГ могут ежегодно производить более 9,6 млн тонн сжиженного природного газа. На технологических линиях осуществляется подготовка и сжижение газа. Для производства СПГ используется технология двойного смешанного хладагента, разработанная концерном Royal Dutch Shell. Эта технология, являющаяся самой передовой на сегодняшний день, была специально разработана для сахалинского завода по производству СПГ, чтобы обеспечить максимальную эффективность производства в условиях холодных сахалинских зим. Проектная производительность завода -- 9,6 млн тонн СПГ в год.

Инженерно-геологические условия Пильтун-Астохского месторождения характеризуются как сложные, ввиду наличия погребенных палеодолин, довольно высокой сейсмоопасности и активного проявления мезодинамических процессов. Вдоль береговой линии образуется ледяной припай, в пределах которого часты торосы льда высотой до 5-6 м. Лед мощностью 1,5-2 м нередко образует отрывные поля, перемещающиеся вдоль берега острова с севера на юг со скоростью 0,1-1,67 м/сек. Это препятствует бурению скважин с ПБУ в зимнее время (в течение 6-6,5 месяцев).

Для обеспечения безопасности приняты специальные конструкторские решения. Например, морские платформы спроектированы с таким расчетом, чтобы их конструкции могли выдержать без повреждений и отказов оборудования нагрузки, возникающие при землетрясениях с вероятной повторяемостью один раз в 200 лет. Аналогичный запас прочности заложен при проектировании завода по производству СПГ, объединенного берегового технологического комплекса, трубопроводных систем.

Запас прочности морских платформ возможен благодаря беспрецедентному использованию «люлечного» механизма (на скользящих маятниковых подшипниках) между верхним строением и железобетонным основанием морских платформ. Установленные на морских платформах опоры скользящего типа позволяют им выдерживать сейсмические нагрузки. В «спокойной» обстановке эти специальные опоры помогают снизить ледовые и волновые нагрузки на платформу и ее оборудование.

При возможных подземных толчках опоры позволят верхним строениям платформы плавно покачиваться на своеобразных шарнирах, тем самым предохраняя конструкцию от разрушения. Это первый пример применения таких технологий в мировой нефтегазовой отрасли.

5. Технико-экономические параметры освоения

Пильтун-Астохское НГКМ и Лунское газоконденсатное месторождение осваиваются в рамках проекта «Сахалин-2».

Рисунок 6. Проект «Сахалин-2»

Оператор проекта «Сахалин-2» -- компания «Сахалин Энерджи» (Sakhalin Energy Investment Company Ltd.), основанная в апреле 1994 тремя компаниями: Shell (Великобритания); Mitsui (Япония); Mitsubishi (Япония). Они же были акционерами созданной ими компании, но в апреле 2007 года крупнейшая в мире нефтедобывающая компания «Газпром» выкупила контрольный пакет акций. На данный момент ситуация такая: Gazprom Sakhalin Holdings B.V. -- 51% акций Shell Sakhalin Holdings B. V. (дочернее предприятие Royal Dutch Shell plc., 26,5%); Mitsui Sakhalin Holdings B.V. -- 12,5% акций; Diamond Gas Sakhalin B. V. (дочернее предприятие компании Mitsubishi Corporation, 10% акций); Mitsui Sakhalin Holdings B. V. (дочернее предприятие компании Mitsui & Co. Ltd., 12,5% акций). Все компании являются дочерними предприятиями основателей «Сахалин Энерджи» и все они привносят свой вклад в работу «Сахалин Энерджи». Shell контролирует все технические процессы проекта, а также дистрибуцию сжиженного природного газа (СПГ), «Газпром» осуществляет все законодательные процессы, изучает российский потребительский рынок, работает с отечественными и заграничными заказчиками и инвесторами. СПГ «Сахалина-2» стал новым источником поставок энергоресурсов на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона: в настоящее время за счет российских поставок удовлетворяется почти 9% потребностей в газе Японии и 4% потребностей Южной Кореи.

Заключение

Таким образом, Пильтун-Астохское месторождение является одним из перспективных и стратегически важных крупных месторождений Сахалина. Углеводороды данного месторождения важны как для газификации о. Сахалин, так и для экспорта в страны азиатского региона.

Трудности освоения связаны с высокой сейсмоопасностью и сложностью ледового режима в районе месторождения. Вдоль береговой линии образуется ледяной припай, в пределах которого часты торосы льда высотой до 5-6 м. Лед мощностью 1,5-2 м нередко образует отрывные поля, перемещающиеся вдоль берега острова с севера на юг со скоростью 0,1-1,67 м/сек, что препятствует бурению скважин с ПБУ в зимнее время (в течение 6-6,5 месяцев).

В условиях роста спроса на сжиженный природный газ «Газпром» продолжает работу по развитию этого направления бизнеса. Ведется подготовка документации по проекту третьей технологической линии СПГ-завода на Сахалине (в рамках проекта «Сахалин-2»), что так же указывает на перспективность данного месторождения.

Список литературы

1. Сизиков Е.А. Условия формирования и размещения углеводородных систем и перспективы поисков залежей нефти и газа в Северо-Восточной части присахалинского шельфа Текст: дисс. на соиск. учен. степ. канд. геолого- минералогических наук / Москва, 2016 г., 195 стр.

2. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона / Научный мир, Москва, 2010 г., 276 стр.

3. Методические рекомендации по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов / Министерство природных ресурсов Российской Федерации. М.: ГКЗ МПР, 2007. - 39с.

4. Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд. Отчет об устойчивом развитии 2017.

Размещено на Allbest.ru