Сравнивайте с английским: нажмите на абзац — оригинал откроется в окне. Кнопка EN под абзацем показывает его прямо в тексте.
Содержание
Введение
Oseberg (Osebergfeltet) – это морское нефтяное месторождение с газовым колпаком в Северном море, расположенное к северо-западу от города Берген на юго-западном побережье Норвегии. Площадь месторождения составляет 25 км в длину и 7 км в ширину. Месторождение получило название в честь корабля Oseberg, одного из наиболее значимых археологических открытий Норвегии. Древний корабль викингов начала IX века был обнаружен в 1904 году в ходе исторических раскопок кургана на ферме Осеберг, к югу от Осло. Разветвленная подводная сеть трубопроводов, известная как Oseberg Transport System (OTS), транспортирует нефть и газ из района Oseberg на терминал Sture в Норвегии. Глубина моря в районе Oseberg составляет 100 метров. Центр разработки месторождения Oseberg состоит из трех платформ: Oseberg A, B и D, соединенных между собой мостами, расположенных в южной части месторождения, и платформы Oseberg C, которая находится в 14 километрах к северу от центра месторождения. Оператором является Equinor в партнерстве с Petoro, TotalEnergies, ExxonMobil и ConocoPhillips. Также проводятся испытания пласта верхней меловой группы для оценки характеристик фильтрации.
Oseberg (Osebergfeltet) is an offshore oil field with a gas cap in the North Sea located northwest of the city of Bergen on the southwestern coast of Norway. The field, which is 25 km long by 7 km wide, The Oseberg field was named after Oseberg ship, one of Norway's most significant archeological discoveries. The ancient Viking ship from the early 9th century was discovered in a 1904 historical excavation of a burial mound at the Oseberg Farm, south of Oslo. An extensive subsea pipeline network called Oseberg Transport System (OTS) transports up to from the Oseberg area to Sture terminal in Norway. The sea depth in the Oseberg area is 100 meters. The Oseberg Field Centre consists of three platforms: Oseberg A, B and D, connected to each other by bridges, in the southern part of the Oseberg field and the Oseberg C platform, which is located 14 kilometers north of the field center. The operator is Equinor, in partnership with Petoro, TotalEnergies, ExxonMobil and ConocoPhillips. Tests are also being carried out on the overlying Upper Cretaceous Chalk Group reservoir to evaluate the flow characteristics.
Получение сейсмических данных
Первоначальная разведочная скважина была определена по данным 2D сейсмической отраженной волны. В 1982 году над месторождением Осеберг был получен первый 3D сейсмический набор данных для поддержки дальнейших разведочных и оценочных бурений. В 1989 и 1991 годах Statoil приобрела два набора 3D-данных с месторождения, используя одинаковые параметры, в рамках технико-экономического обоснования полномасштабного 4D сейсмического исследования. После успешного пилотного проекта в 1992, 1999, 2004 и 2007 годах были проведены дополнительные сейсморазведочные работы. Эти данные используются для активного мониторинга изменений газонефтяного и водонефтяного контактов в процессе эксплуатации месторождения.
The initial discovery well was sited using 2D seismic reflection data. In 1982, the first 3D seismic dataset was acquired over Oseberg, to assist with continuing exploration and appraisal drilling. In 1989 and 1991 Statoil acquired two sets of 3D data over the field, using the same parameters, as a feasibility study for a full 4D seismic study. Following the success of the pilot study, additional surveys were shot in 1992, 1999, 2004 and 2007. These surveys are used to actively monitor changes in the gas oil contact and the water oil contact as production continues.
Производство
Oseberg A – это бетонная платформа-основание, включающая в себя технологическое оборудование и жилые помещения. Oseberg B установлена на стальном основании-опоре (jacket) и оснащена оборудованием для бурения, добычи и закачки. Oseberg D – стальная платформа с оборудованием для переработки и экспорта газа, соединенная с Центром управления месторождением мостом в 1999 году. Oseberg C – интегрированная платформа для бурения, размещения и добычи с использованием стального основания-опоры (jacket). Oseberg Vestflanke разрабатывается с использованием подводного шаблона, подключенного к Oseberg B. Oseberg Delta будет разрабатываться с использованием подводного шаблона, подключенного к Oseberg D. Добыча из структуры Gamma Main в формации Statfjord началась весной 2008 года с двух скважин из Центра управления месторождением Oseberg. Установки в центре месторождения перерабатывают нефть и газ с месторождений Oseberg Øst, Oseberg Sør и Tune. План разработки и эксплуатации (PDO) для северной части Oseberg был утвержден 19 января 1988 года. PDO для Oseberg D был утвержден 13 декабря 1996 года, для Oseberg Vestflanke – 19 декабря 2003 года, а для Oseberg Delta – 23 сентября 2005 года. Нефть с месторождения добывается за счет поддержания пластового давления путем закачки газа и воды, а также закачки воды и газа (WAG). Газ, используемый для поддержания давления, ранее поступал с Troll Øst (TOGI) и Oseberg Vest. Другие небольшие участки месторождения добываются за счет естественного снижения пластового давления. Месторождение разрабатывается с 1 декабря 1988 года. Пиковое производство нефти в объеме 81 000 Sm3 в сутки завершилось в 1997 году. Основные технические характеристики платформ Oseberg приведены в таблице.
Oseberg A is a concrete base platform which includes process equipment and accommodation quarters; Oseberg B sits on top of a steel jacket, and has drilling, production and injection facilities; Oseberg D is a steel platform with gas processing and export equipment which was connected to the Field Centre by a bridge in 1999. Oseberg C is an integrated drilling, accommodation and production platform with a steel jacket. Oseberg Vestflanke was developed with a subsea template tied back to Oseberg B. Oseberg Delta will be developed with a subsea template tied back to Oseberg D. Production from the Gamma Main structure in the Statfjord Formation started in the spring of 2008 with two wells from the Oseberg Field Center. The facilities at the field center process oil and gas from the fields Oseberg Øst, Oseberg Sør and Tune. The Plan for Development and Operation (PDO) for the northern part of Oseberg was confirmed on 19 January 1988. The PDO for Oseberg D was approved on 13 December 1996, for Oseberg Vestflanke – on 19 December 2003 and for Oseberg Delta on 23 September 2005. The oil from the field is produced by maintenance of pressure through gas and water injection and by water gas injection (WAG). Injection gas used for pressure maintenance was previously brought from Troll Øst (TOGI) and Oseberg Vest. Other smaller parts of the field produce by pressure depletion. The field has been producing since 1 December 1988. Plateau oil production of 81,000 Sm3 per day ended in 1997. Key specification data for the Oseberg platforms is summarised in the table. Oseberg AOseberg BOseberg COseberg DTypeConcrete gravity baseFixed steelFixed steelFixed steelBlock30/930/930/630/9Coordinates60.491341N 2.825642E60.492816N 2.826518E60.607820N 2.773917E60.490144N 2.827314EWater depth, m109108108109Legs4 concrete shafts 18 m diameter4Well slots 48Installed1988198819912000Substructure weight, tonnes115,00018,80014,0005,983Topsides weight, tonnes41,97915,01924,21610,880Deck dimensions, m106 × 61 × 14FunctionProcessing, accommodationDrillingIntegrated drilling accommodation, productionGas processing and exportFacilities2 separation modules, 2 compression modules, water injection, 60MW generation, flare boom 105 mProduction throughput240,000 bopdGas compression27 million m3/dWater injection300,000 bwpdAccommodation300Main contractorsNorwegian Contractors, Kvaerner,Norconsult/McDermott, Norwegian Petroleum consultants, RDSProduction startApril 1989
Oseberg AOseberg BOseberg COseberg D
ТипБетонная платформа-основаниеСтальное основание-опора (jacket)Стальное основание-опора (jacket)Стальное основание-опора (jacket)
Блок30/930/930/630/9
Координаты60.491341N 2.825642E60.492816N 2.826518E60.607820N 2.773917E60.490144N 2.827314E
Глубина воды, м109108108109
Опоры4 бетонных ствола диаметром 18 м4
Буровые скважины48
Год установки1988198819912000
Вес подводной части, тонн115 00018 80014 0005 983
Вес надводной части, тонн41 97915 01924 21610 880
Размеры палубы, м106 × 61 × 14
ФункцияПереработка, размещениеБурениеИнтегрированное бурение, размещение, добычаПереработка и экспорт газа
Оборудование2 сепарационных модуля, 2 компрессорных модуля, оборудование для закачки воды, генерация 60 МВт, факельная установка высотой 105 м
Производительность240 000 барр./сутки
Компрессия газа27 млн м3/сутки
Закачка воды300 000 барр./сутки
Жилые помещения300
Основные подрядчикиNorwegian Contractors, Kvaerner, Norconsult/McDermott, Norwegian Petroleum consultants, RDS
Начало добычиАпрель 1989
Oseberg A is a concrete base platform which includes process equipment and accommodation quarters; Oseberg B sits on top of a steel jacket, and has drilling, production and injection facilities; Oseberg D is a steel platform with gas processing and export equipment which was connected to the Field Centre by a bridge in 1999. Oseberg C is an integrated drilling, accommodation and production platform with a steel jacket. Oseberg Vestflanke was developed with a subsea template tied back to Oseberg B. Oseberg Delta will be developed with a subsea template tied back to Oseberg D. Production from the Gamma Main structure in the Statfjord Formation started in the spring of 2008 with two wells from the Oseberg Field Center. The facilities at the field center process oil and gas from the fields Oseberg Øst, Oseberg Sør and Tune. The Plan for Development and Operation (PDO) for the northern part of Oseberg was confirmed on 19 January 1988. The PDO for Oseberg D was approved on 13 December 1996, for Oseberg Vestflanke – on 19 December 2003 and for Oseberg Delta on 23 September 2005. The oil from the field is produced by maintenance of pressure through gas and water injection and by water gas injection (WAG). Injection gas used for pressure maintenance was previously brought from Troll Øst (TOGI) and Oseberg Vest. Other smaller parts of the field produce by pressure depletion. The field has been producing since 1 December 1988. Plateau oil production of 81,000 Sm3 per day ended in 1997. Key specification data for the Oseberg platforms is summarised in the table. Oseberg AOseberg BOseberg COseberg DTypeConcrete gravity baseFixed steelFixed steelFixed steelBlock30/930/930/630/9Coordinates60.491341N 2.825642E60.492816N 2.826518E60.607820N 2.773917E60.490144N 2.827314EWater depth, m109108108109Legs4 concrete shafts 18 m diameter4Well slots 48Installed1988198819912000Substructure weight, tonnes115,00018,80014,0005,983Topsides weight, tonnes41,97915,01924,21610,880Deck dimensions, m106 × 61 × 14FunctionProcessing, accommodationDrillingIntegrated drilling accommodation, productionGas processing and exportFacilities2 separation modules, 2 compression modules, water injection, 60MW generation, flare boom 105 mProduction throughput240,000 bopdGas compression27 million m3/dWater injection300,000 bwpdAccommodation300Main contractorsNorwegian Contractors, Kvaerner,Norconsult/McDermott, Norwegian Petroleum consultants, RDSProduction startApril 1989
Региональные условия
Месторождение Осеберг является одним из ряда скоплений углеводородов в пределах Викинг-Грабен. Эта часть северной части Северного моря подверглась воздействию двух основных эпизодов рифтогенеза: в пермском-триасовом периоде и в середине-поздней юре. Это приводит к сложным изменениям толщины более ранней синрифтовой последовательности в пределах более поздних рифтовых структур. В районе Осеберга основные разломы, сформировавшиеся в ходе этих двух фаз, имеют противоположные направления падения, а размеры более ранних бассейнов обычно вдвое превышают размеры последующих. Структура Осеберга поздней юры, наклоненная к востоку, подстилается более крупным полуграбеном пермского-триасового периода, наклоненным к западу.
The Oseberg field is one of a series of hydrocarbon accumulations within the Viking Graben. This part of the northern North Sea has been affected by two main rift episodes; in the Permo Triassic and the mid late Jurassic. This leads to complex variations of the earlier syn rift sequence thickness across the later rift structures. In the Oseberg area, the major faults formed during these two phases dip in opposite directions and the size of the earlier basins are typically double the size of the later. The east tilted Late Jurassic Oseberg structure is underlain by a larger scale west tilted Permo Triassic half graben.
Резервуары
Основными резервуарами являются песчаники среднеюрских формаций Осеберг, Раннок, Этив, Несс и Тарберт группы Брент. Это отложения прогрессирующих дельтовых систем, характеризующиеся общим отмелением вверх по мере заполнения дельтой доступного пространства для отложений. Формация Осеберг представляет собой отложения серии песконасыщенных дельт, продвигавшихся к западу от норвежского побережья. Остальная часть группы – это отложения массивной северной дельтовой системы Брента, занимавшей всю южную часть области грабена Викингов. Наблюдается постепенный переход в осадочной среде от подводных веерных отложений, через веерные дельты и береговую зону к дельтовой равнине. Верхние отложения формации Тарберт могут представлять собой переработанные отложения дельтовой равнины, соответствующие началу морской трансгрессии, зафиксированной перекрывающими глинистыми сланцами группы Викингов. Резервуары группы Брент, залегающие на глубинах от 2300 до 2700 м, обычно обладают отличными коллекторскими свойствами, с пористостью около 20–30% и проницаемостью до нескольких дарси. Формация Statfjord, относящаяся к рязанскому – синемурийскому возрастам, отделена от группы Брент группой Dunlin, которая является не коллекторской последовательностью. Это означает, что обычно отсутствует связь между формацией Statfjord и резервуарами группы Брент. Формация Statfjord сложена массивными песчаниками. Нижняя граница определяется переходом от красных континентальных сланцев формации Лунде к вышележащим песчаникам. Верхняя часть разреза, состоящая из известковых песчаников, демонстрирует относительно резкий переход к темным сланцам и алевритам вышележащей группы Dunlin. Осадочная среда изменяется от аллювиальных равнин и переплетенных русел, составляющих основную часть формации, до крупнозернистых песчаников с галечными лагами и русловыми структурами, которые, предположительно, указывают на прибрежную обстановку. Присутствие глауконита и морских окаменелостей в верхних песчаниках свидетельствует об отложении в мелководной морской среде.
The main reservoirs are sandstones of the Middle Jurassic Oseberg, Rannoch, Etive, Ness and Tarbert formations of the Brent Group. These are the deposits of prograding delta systems, with an overall shallowing upwards as the delta filled the available accommodation space. The Oseberg formation represents the deposits of a series of sand rich deltas that advanced westwards from the Norwegian coastline. The rest of the group are the deposits of the massive northward prograding Brent delta system, which occupied the entire southern part of the Viking graben area. There is a progressive transition in the depositional environment from subaqueous fans, through fan deltas and shoreface to delta plain. The uppermost Tarbert formation may represent reworked delta plain deposits at the onset of the marine transgression shown by the overlying claystones of the Viking group. The Brent Group reservoirs, which lie at depths between 2300 and 2700 m, generally have excellent properties with porosities around 20–30% and permeabilities ranging up to several darcys. The Statfjord formation, which is of Ryazanian to Sinemurian age is separated from the Brent Group by the Dunlin Group, which is a non reservoir sequence. This means that there is normally no communication between the Statfjord formation and the Brent Group reservoirs. The Statfjord formation consists of massive sandstones. The lower boundary is taken at the transition from red continental shales of the Lunde formation to the overlying sandstones. The top of the unit, which consists of calcareous sandstones, shows a relatively sharp transition to the dark shales and siltstones of the overlying Dunlin group. The depositional environment changes from alluvial plain and braided stream deposits that make up the bulk of the formation to coarse sandstones with pebble lags and channeling, thought to indicate a coastal environment. The presence of glauconite and marine fossils in the uppermost sandstones indicate deposition in a shallow marine environment.
Структура
Ловушка представляет собой группу из трех наклонённых блоков, опущенных к востоку, связанных с нормально-сдвиговыми разломами, образовавшимися в результате рифтинга в поздней юре на восточном борту Викинговского грабена. Три основных блока разломов известны как Альфа, Гамма и Альфа-Север. Восточная граница осебергских блоков разломов с платформой Хорда сформирована крупным разломом Браге. Также в районе Осеберга имеются признаки некоторой герметичности разломов.
The trap is a group of three easterly dipping tilted fault blocks associated with westerly dipping normal faults formed by rifting during the Late Jurassic on the east side of the Viking Graben. The three main fault blocks are known as Alpha, Gamma and Alpha North. The eastern boundary of the Oseberg fault blocks with the Horda Platform is formed by the major Brage fault. There is also evidence in the Oseberg area for some element of fault seal.
Резервы
Первоначальные извлекаемые запасы месторождения Oseberg оцениваются в 366,4 млн Sm3 нефти, 107,0 млрд Sm3 газа и 9,3 млн тонн НГЛ. По состоянию на 31 декабря 2008 года остаточные извлекаемые запасы оценивались в 21,1 млн Sm3 нефти, 85,6 млрд Sm3 газа и 3,5 млн тонн НГЛ.
Initial recoverable reserves for the Oseberg field are estimated as 366.4 million Sm3 oil, 107.0 billion Sm3 gas and 9.3 million tonnes NGL. As of 31 December 2008 remaining recoverable reserves were estimated at 21.1 million Sm3 oil, 85.6 billion Sm3 gas and 3.5 million tonnes NGL.