Месторождение: Ghafeer (ID: 59508)

Свойства

Класс Месторождения: Среднее

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1999

Источник информации:

Метод открытия:

Площадь: 27.94 км²

Описание

Месторождение Ghafeer


1. Общая характеристика и географическое положение

Месторождение Ghafeer расположено в юго-западной части кластера Harweel в бассейне Южно-Оманской солеродной впадины (South Oman Salt Basin). Географически относится к провинции Дофар (Dhofar Governorate), примерно в 80 км к юго-западу от существующей инфраструктуры месторождения Бирба (Birba). Оператором является компания Petroleum Development Oman (PDO). Месторождение открыто в 1999, введено в эксплуатацию в 2004 году. Доказанные извлекаемые запасы составляют:

Месторождение относится к категории сложных, глубокозалегающих объектов в карбонатных коллекторах, изолированных внутри соляной толщи, и представляет собой классический пример внутрисолевых карбонатных "стрингеров" (intrasalt carbonate stringers).

 

2. Стратиграфия и литология

Стратиграфический уровень: Терминальный неопротерозой – ранний кембрий (эдиакарий–кембрий), группа Ara. Группа Ara представляет собой уникальное сочетание карбонатных платформ и эвапоритовых бассейнов, сформировавшееся на границе докембрия и фанерозоя.

Продуктивный горизонт: карбонатные "стрингеры" (intrasalt carbonate stringers) группы Ara, представляющие собой изолированные карбонатные тела, полностью заключенные в толщу солей. Продуктивность Ghafeer связана с этими сложными резервуарами, относящимися к циклу Ara C.

Литология коллектора: преимущественно доломиты, образовавшиеся в результате вторичной доломитизации первичных известняков микробиального и строматолитового генезиса. Коллектор относится к порово-трещинному и кавернозному типу (fractured-vuggy), что является определяющим фактором его продуктивности. Характерны крупнокристаллические сахарозные доломиты с развитой кавернозностью.

 

3. История открытия и разведки

История открытия месторождения Ghafeer неразрывно связана с эволюцией геологических концепций и технологий разведки внутрисолевых карбонатных тел Южного Омана и может быть разделена на три ключевых этапа.

Первое коммерческое открытие в уникальной системе внутрисолевых стрингеров произошло в 1976 году с бурением скважины Nasir-1. Скважина вскрыла газоконденсатную залежь в карбонатном теле, полностью окруженном солью. Это открытие подтвердило принципиальную возможность существования промышленных ловушек такого типа, однако выявило и колоссальные сложности: крайне низкое качество сейсмических данных сквозь мощную соль, высокую неоднородность коллекторов и сложность интерпретации. В связи с техническими трудностями и скромными дебитами активные разведочные работы были временно свернуты.

Ключевым моментом стало открытие в 1997 году месторождения Harweel Deep-1. Этот успех был достигнут благодаря применению более совершенной 3D-сейсморазведки и, что важнее, бурению глубоких скважин с контролем давления, позволивших безопасно проходить мощные соленосные толщи. Успех Harweel доказал промышленную значимость глубоких стрингеров и дал новый импульс разведке всего кластера. Именно в этот период была сформирована современная геологическая модель, описывающая стрингеры как тектонически раздробленные фрагменты эдиакарско-кембрийской карбонатной платформы, погребенные под солью.

В середине 2000-х годов, опираясь на накопленный опыт и данные, началась планомерная разведка и ввод в разработку месторождений кластера Harweel. Месторождение Ghafeer было открыто и введено в эксплуатацию в рамках этой кластерной кампании. В отличие от первых открытий, разработка Ghafeer с самого начала ведется с применением современных технологий, включая метод смешивающегося газового нагнетания (Miscible Gas Injection – MGI) для максимизации коэффициента извлечения конденсата в условиях аномально высокого пластового давления.

 

4. Структура, ловушка и тектоника

Тип ловушки: структурно-стратиграфическая, комбинированная, с абсолютным доминированием соляной тектоники как контролирующего фактора.

Механизм формирования: карбонатные стрингеры представляют собой фрагменты обширных карбонатных платформ, которые были заключены внутри мощной толщи солей Ara в результате быстрого погружения бассейна и галогенеза. Последующая соляная тектоника (галокинез) – течение соли под действием гравитации и тектонических нагрузок – деформировала эти хрупкие карбонатные тела, раздробила их и придала им современную сложную геометрию. Складки соли (salt pillows) и соляные купола (diapiers) создают замкнутые ловушки и обеспечивают полную изоляцию резервуаров.


5. Коллекторские свойства

·      На основе анализа данных по аналогичным стрингерам кластера Harweel и результатам ГИС:

·      Глубина залегания: 3–5 км.

·      Тип коллектора: трещинно-кавернозный (fractured-vuggy). Именно наличие развитой сети трещин и каверн обеспечивает промышленные притоки, так как матричная проницаемость доломитов часто незначительна.

·      Пористость: пористость варьирует в широких пределах и составляет в среднем 5–10%, достигая более высоких значений в зонах интенсивной вторичной доломитизации и выщелачивания.

·      Проницаемость: матричная проницаемость низкая (доли – единицы миллидарси). Фильтрационные свойства полностью контролируются степенью развития трещиноватости и кавернозности.

·      Неоднородность: крайне высокая латеральная и вертикальная неоднородность, обусловленная сложной историей осадконакопления изолированных платформ и интенсивными постеедиментационными (диагенетическими) процессами – доломитизацией, выщелачиванием и тектонической фрагментацией.

 

6. Покрышка и нефтематеринская толща

Покрышка: мощные галитовые (каменная соль) и ангидритовые толщи группы Ara представляют собой одну из лучших в мире региональных покрышек. Соль обладает уникальными свойствами – пластичностью и практически нулевой проницаемостью даже в условиях динамической рекристаллизации. Это обеспечивает идеальную герметичность ловушек на протяжении сотен миллионов лет и позволяет удерживать аномально высокие пластовые давления.

 

Нефтематеринская толща (НМТ): система генерации углеводородов имеет двухкомпонентный характер. Первоначально предполагалось, что НМТ находятся внутри самих карбонатных циклов Ara (интрасолевые). Однако поздние геохимические исследования доказали существенный вклад подстилающих НМТ (pre-salt source rocks) комплекса Huqf (неопротерозой). Таким образом, генерация происходила как из органически богатых прослоев внутри соляных циклов, так и из более древних пород под солью, с последующей вертикальной миграцией по зонам разломов.

 

7. Флюиды и термобарические условия

Тип флюидов: для месторождений типа Ara stringers характерно присутствие как нефти, так и газоконденсата и газа в различных соотношениях. Флюиды часто являются кислыми , содержат сероводород (H₂S) и углекислый газ (CO₂).

 

Пластовое давление: аномально высокое пластовое давление (АВПД) – характернейшая черта этих глубоких резервуаров, запечатанных идеальной солевой покрышкой. Коэффициент аномальности часто приближается к литостатическому.

 

Сложность флюидных контактов: Из-за тектонической фрагментации стрингеров и экранирующих свойств соли, флюидные контакты (газонефтяной – ГНК, водонефтяной – ВНК) часто не являются субгоризонтальными и регионально выдержанными. Они имеют сложную, мозаичную структуру, что чрезвычайно затрудняет подсчет запасов, геологическое и гидродинамическое моделирование.

 

8. Разработка и современное состояние

Месторождение находится в промышленной эксплуатации с 2018 года в рамках интегрированного кластерного проекта разработки Harweel. Ключевой технологией разработки является метод смешивающегося газового нагнетания (MGI), позволяющий достичь высоких коэффициентов извлечения конденсата в условиях АВПД и сложного коллектора.

Основные осложняющие факторы разработки:

·      Сложная сейсмическая картинка из-за наличия мощной соли, затрудняющая картирование стрингеров.

·      Высокая неопределенность геометрии резервуаров и прогноза зон улучшенных коллекторов (трещиноватость, кавернозность).

·      Кислая нефть и газ, требующие применения специальных коррозионностойких материалов и оборудования.

·      Необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи (MGI) на ранних стадиях для обеспечения рентабельности проекта.

·      Оценочно: риф разрабатывается 5-7 добывающими скважинными со стартовым дебитом порядка 200-300 м3/день

  >

Источники информации:

  1. Al-Siyabi, H.A. (2005). Exploration history of the Ara intrasalt carbonate stringers in the South Oman Salt Basin. GeoArabia, 10(4), 39–72. DOI: 10.2113/geoarabia100439
  2. Schröder, S., Grotzinger, J.P., Amthor, J.E., Matter, A. (2005). Carbonate deposition and hydrocarbon reservoir development at the Precambrian–Cambrian boundary: The Ara Group in South Oman. Sedimentary Geology, 180(1–2), 1–28. DOI: 10.1016/j.sedgeo.2005.07.002
  3. Peters, J.M., et al. (2003). Surface-piercing salt domes of interior north Oman, and their significance for the Ara carbonate "stringer" hydrocarbon play. GeoArabia, 8(2), 231–270. DOI: 10.2113/geoarabia0802231
  4. Schoenherr, J., et al. (2007). The Role of Salt Sealing in the Ara Group. *SPE-105151-MS*. Society of Petroleum Engineers.
  5. Global Energy Monitor. (2023). Ghafeer oil and gas field. GEM.wiki. Доступно по ссылке: https://www.gem.wiki/Ghafeer_oil_and_gas_field
  6. Al Obaidani, H., Farfour, M. (2024). Fluid Identification in Carbonate Stringer Reservoirs: A Modeling Study from Oman. В: Recent Research on Geotechnical Engineering, Remote Sensing, Geophysics and Earthquake Seismology (MedGU 2022). Springer.

Следующее Месторождение: Tinat