Сарирское поле

Сарир Филд
Расположение нефтяного месторождения Эль-Шарара в Ливии
Страна	Ливия
Местоположение/блок	Бассейн Сирта , Концессия 65
Оффшор/оншор	Береговой
Координаты	 28,22 ° с.ш., 19,13 ° в.д.  / 28,22; 19.13
Оператор	Нефтяная компания Персидского залива
Партнер	Национальная нефтяная корпорация
История поля
Открытие	1961
Начало производства	1961
Пик производства	ЧТО
Отказ	ЧТО
Производство
Предполагаемые запасы нефти	2922 млн баррелей (464600000 м 3 ) (Сарир C): 1200 млн баррелей (190 000 000 м 3 ) (Сарир Л)
Предполагаемое наличие газа	0.6 × 10 ^ 12 куб футов (17 км 3 ) (Саир С)
Продуктивные пласты	Меловые , доверхнемеловые речные песчаники

Месторождение Сарир было открыто на юге Киренаики в 1961 году и считается крупнейшим нефтяным месторождением в Ливии с предполагаемыми запасами нефти в 12 Гб/л (1,9 км2). ³ ). Сарир управляется нефтяной компанией Персидского залива (AGOCO), дочерней компанией государственной Национальной нефтяной корпорации (NOC).

Расположение

Месторождение Сарир или, точнее, Сарир C, находится на западном краю Песчаного моря Калансио на юго-восточной окраине бассейна Сирта . Сарир С, являющийся частью комплекса из трех месторождений, имеет длину 56 км и ширину 40 км, охватывая 378 км территории. ² . К северу от него находится Сарир L площадью 15 квадратных миль (39 км ). ² ). Между ними расположен гораздо меньший бассейн Сарир Норт. Предполагаемая конечная добыча нефти на месторождении Сарир L составляет 1,2 Гб/л (190 000 000 м3). ³ ).

Предварительное открытие

В 1957 году ливийское правительство предоставило Концессию 65 Банкеру Ханту , независимому производителю нефти из Техаса . К 1960 году BP приобрела 50% акций C-65 и стала оператором. После крупных открытий в бассейне Сирта в 1958 и 1959 годах на C-65 была проведена сейсмологическая съемка отражения , за которой последовала аэромагнитная съемка, показавшая существование крупных структур. Позже в том же году BP начала бурение на месторождениях C-65, 80 и 81, ориентируясь на карбонаты палеоцена и мела, которые привели к открытиям на месторождениях Нассер ( Зельтен ), Дефа, месторождении Рагуба и Бахи. Компания Mobil обнаружила меловой базальный песок на Амале в 1959 году, но первые результаты не раскрыли его полный потенциал.

Прежде чем бурить скважину С-1-65, BP пробурила шесть проб фундамента в скважинах С-65, 80 и 81. Ни одна из них не показала высоких показателей углеводородов. Карбонаты эоцена, палеоцена и мела в основном содержали пресную воду, а выступы фундамента были покрыты сланцами позднего мела. На контакте сланцевого фундамента и сланцевых прожилок иногда встречались остатки красноцветов. Многие скважины оказались дорогостоящими из-за потери циркуляции в карбонатах палеоцена-мела и обрушения подстилающих сланцев позднего мела. Это было настолько серьезно, что месторождение Сарир было почти обойти, поскольку в нубийских формациях не ожидалось наличие нефти . BP Однако главный геолог настоял на том, чтобы в каждой скважине был взят керн фундамента. Это оказалось хорошим решением, поскольку впоследствии было показано, что С-1-65 является продуктивным резервуаром с начальными дебитами 20 000 баррелей в сутки (3 200 м3). ³ /д).

Открытие

В течение многих лет компания BP избегала использования детекторов газа на своих нефтяных платформах , ссылаясь на многочисленные ложные тревоги. Однако в 1961 году Бароида наняли для установки детекторов газа на ливийских скважинах BP. С-1-65 дал высокие показания. Предполагалось, что это ложная тревога, но высокие значения сохранились. Исследование образцов сланцевых обломков выявило на дне плит маслянистые песчинки. Пробурено 61 м нефтяного месторождения. Вершина песчаников нижнего мела произошла на отметке 2631 м. По результатам испытаний на бурильной колонне С-1-65 добыл дебит 3900 баррелей в сутки (620 м3). ³ /д).

Пост-открытие

В C-1-65 имелся нефтяной столб высотой более 76 м, что превышало прогнозируемое закрытие из-за его мелкой отражательной структуры. Хотя сейсмические карты давали структурные указания, детали на вершине резервуара на глубине 1676 м ниже были ненадежными. Таким образом, пока были пробурены вторая и третья скважины, была проведена сейсмическая рефракционная съемка. Это позволило контролировать структуру фундамента, но поскольку первые четыре скважины показали, что толщина песков-коллекторов варьируется от 141 до 410 м на относительно небольшом расстоянии, исследование не дало возможности контролировать структуру ловушек. Сейсмические карты горизонтов и информация о недрах показали структуру коллектора и помогли ограничить бурение в сухих скважинах.

После открытия непрерывное бурение велось одновременно с использованием до пяти буровых установок. Первоначально были сделаны короткие отходы до 4 км, за которыми последовало более смелое бурение для подтверждения запасов и обоснования затрат на 516-километровый нефтепровод до Тобрука . После подтверждения скважина C-1-65 стабильно бурилась с шагом сетки 2 км. В это время были открыты два месторождения поменьше: Сарир Норт и Л-65.

В мае 1965 года были взорваны пять уплотняющих колодцев. Инцидент произошел во время правления короля Идриса перед переворотом 1969 года, возглавляемым полковником Каддафи. О диких колодцах не сообщалось в средствах массовой информации, а преступления не были раскрыты. До войны в Персидском заливе 1991 года это был крупнейший одновременный пожар на скважине за всю историю. Принимая во внимание количество и жестокость взрывов, BP вызвала пожарного Рэда Адэра и его лейтенантов Бутса и Кутса . По прибытии экипаж объехал поле, чтобы оценить поставленную задачу. Одна из скважин не загорелась, но извергалась нефть. Оправдывая свою более чем жизненную репутацию, отраженную Джоном Уэйном в фильме «Бойцы ада», Адэр подошел к колодцу и закрыл неповрежденный главный клапан, сказав (по общему мнению) «осталось один без четырех». По возвращении в главный лагерь он сообщил BP, что может закрыть скважины без посторонней помощи, и отправил Boots & Coots обратно в Хьюстон. Он потушил пожар за 3 недели.

Первоначальная добыча из основных нефтяных скважин Сарира составляла в среднем 8000 баррелей в сутки (1300 м3). ³ /сутки), при этом некоторые достигают дебитов в 20 000 баррелей в сутки (3200 м ³ /д). Поскольку в Сарире нет газовой шапки, а газовый фактор варьируется в пределах 60-225 статических футов³ на баррель, поддержание давления было проблемой. Использовалась пресная вода, доступная на глубине от 46 до 518 м. На некоторых участках для поддержания добычи использовались скважинные насосы. Также были добавлены опреснители, поскольку большое количество соли, уносимое при добыче сырой нефти, было непереносимо для многих нефтеперерабатывающих заводов .

Статистика	Количество
Сырая гравитация	37° API
Содержание воска	19%
Содержание серы	< 0,25%
Резервы	12 км (1,9 км 3 )
Предельные извлекаемые запасы	6,5 ГБ (1,03 × 10 9 м 3 )
Накопление производства	1,5 Гб (240 000 000 м 3 ) (оценка 1983 г.)

Примечания:
1. Объемы сырой нефти в миллиардах баррелей.

Метод обнаружения

Сарир был открыт с помощью геофизических методов и геологии недр, при этом не было зарегистрировано никаких топографических или геоморфических аномалий. Воздушный магнитометр выявил юго-западную структуру А и ее юго-восточное продолжение, которое позже оказалось погребенной линией разлома . Сарир расположен на северо-западном склоне оси гравитационного максимума и затенен двумя западными объектами: (1) большим гравитационным максимумом, структурой А; (2) сильный гравитационный максимум, структура B. Восточная деталь, поднимающаяся до максимума силы тяжести, известна как структура C (Сарир C).

Исследования сейсмического отражения и преломления (1960-1961 гг.) показали, что структура С имеет ярко выраженную особенность фундамента . Был нанесен на карту горизонт сейсмического отражения эоцена , показывающий рельеф всего комплекса в несколько сотен футов, по сравнению с картой рефракции, показывающей высоту до 610 м. После бурения первых двух скважин в C-65 (структуры A и B) карта эоцена показала, что структура C имеет замыкание 300 футов (91 м). Это было сочтено достаточным основанием для продолжения бурения.

Структура

Спутниковый снимок Ливии, созданный на основе данных растровой графики, предоставленных The Map Library.

Провинция бассейна Сирта занимает 13-е место среди нефтяных провинций мира, имея разведанные запасы в 43,1 миллиарда баррелей (6,85 × 10 ⁹ м ³ ) нефтяного эквивалента (36,7 млрд баррелей (5,83 × 10 ⁹ м ³ )) нефти, 37,7 триллионов кубических футов (1070 км²). ³ ) газа, 100 миллионов баррелей (16 000 000 м ³ ) газовых жидкостей . Он включает в себя территорию размером примерно с бассейн Уиллистон на севере США и юге Канады (≈490 000 км2). ² ). Позднемезозойские и третичные образования развивались на докембрийском фундаменте и эродированной палеозойской поверхности. Главный синклинальный прогиб, простирающийся с северо-запада на юго-восток, неоднократно подвергался опусканию во время корректировки разломов. Несколько региональных трендов горстов и грабонов , зародившихся в позднем мелу, оставались активными в течение третичного периода, поскольку бассейн продолжал погружаться. Преобладающее простирание разломов направлено с северо-запада на юго-восток, другие простирания с северо-востока на юго-запад могут образовывать часть сопряженной структуры, контролируемой фундаментом грубой текстуры.

В домеловое время территории, ставшие скоплениями Сарира, были заняты топографическими поднятиями. Вероятно, уже в это время они контролировались совокупностью сопряженных разломов простирания с северо-запада на юго-восток и с северо-востока на юго-запад. Южная структура C могла быть связана с более крупными внутренними районами, где образовались и впоследствии опустились меловые отложения.

Основное движение разломов произошло во время мелового отложения песка, наиболее заметное на северном и западном флангах структуры C, подверженное поднятию и эрозии . Это выражается в несогласии, которое последовательно отодвинуло более глубокие пласты-коллекторы на север и запад. Крупный прогиб на юге, вероятно, начался ближе к концу мелового периода, изолировав структуру C от внутренних районов, превратив ее в ловушку и образовав глубокий сланцевый прогиб, который, возможно, был основным районом добычи углеводородов.

движение разломов было незначительным В третичный период , но дифференциальное уплотнение создало простую антиклиналь, накинутую на нижележащую меловую структуру. На уровне фундамента Сарир С менее выражен, чем структуры на юге и северо-западе, которые имеют плохое развитие песка, поскольку сланцы позднего мела залегают на фундаменте без промежуточного резервуара из песчаника месторождения Сарир.

Падение от гребня Сарир С до южного минимума составляет 1000 м, происходящее на расстоянии 22 км, что соответствует общему падению на 2,5°. Самый крутой зарегистрированный наклон составляет 4,5°. Гребень треугольной формы имеет основание с востока на запад длиной примерно 40 км и перпендикуляр с севера на юг длиной 20 км. Высота закрытия по вертикали 122 м. Сарир Норт и L-65 находятся на северо-западном продолжении северо-восточной стороны структуры C. L-65 имеет треугольную форму с юго-западным флангом. Структурная эволюция характеризовалась вертикальными тектоническими движениями с небольшими признаками горизонтальных напряжений.

Стратиграфия

Топография Ливии

Стратиграфическая колонка Сарир в целом напоминает модели сукцессии по всему бассейну Сирта, с некоторыми вариациями. На ранней регрессивной фазе базальные песчаники отлагались на докембрийском фундаменте из магматических и метаморфических пород . Песчаники датируются по покрытосеменных пыльце более молодыми, чем альб , вероятно, позднемеловым периодом. После длительного перерыва, представленного несогласием и эрозией песчаника, трансгрессивная толща красных, зеленых и пурпурных ангидритовых была отложена сланцев. Пестрые остатки пластов встречаются в сводовых разрезах многих северных структур, например, в скважинах Б-1-65 и С-1-80.

Выше трансгрессивной толщи расположены позднемеловые сланцы с плотным микритовым карбонатом, отмечающие вершину мезозоя . Эти сланцы сгущаются во впадинах, образуя единственную материнскую породу месторождения . Самая молодая фауна — маастрихтская , с очевидным несоответствием между поздним мелом и палеоценом , отмеченным высокими уровнями гамма-излучения на бревнах.

Палеоцен также представляет собой карбонатно-сланцевую последовательность с накоплением карбонатов на структурных максимумах, образующих одни из лучших резервуаров бассейна. Хотя на месторождении и других поднятиях С-65 и прилегающих территориях присутствуют мощные карбонаты, углеводородов обнаружено не было. Вода в резервуаре обычно пресная или солоноватая, что предполагает промывку. Известняки были сильно доломитизированы , что привело к образованию больших полостей и потере циркуляции во время бурения.

В нижнем эоцене условия бассейна стали ограниченными, образуя чередующиеся толщи доломита и ангидрита постоянной мощности. В середине эоцена возникла широкая карбонатная платформа, богато нуммулитовая , также постоянной по мощности. Встречаются прослои глинистых известняков , мергелей , иногда известняковых песчаников. Поздний эоцен отражает более частые латеральные вариации переслаивания известняков, доломитов, мергелей и сланцев.

Недавняя последовательность олигоцена состоит из; 1 – нижняя зона песков от мелких до крупных с некоторыми прослоями глин и прослоями доломитов; 2 – средняя зона серо-зеленых, красно-коричневых сланцев и глин; и (3) верхняя зона преимущественно рыхлых, слегка полевошпатовых песков. Это характерно для территории, где общая мощность составляет 914 м, практически поровну разделенная на три основные компоненты.

Ловушка

Сарир С заключен в структурно - стратиграфическую ловушку, представленную провалами на востоке, юге и западе, а также основным разломом северо-восточного-юго-западного простирания на его северо-западном склоне. На большей части центральной и северо-западной части резервуар находится под толщей и запечатан сланцами , которые несогласно перекрывают его. Незначительные скопления песка в трансгрессивной серии над базальными песками встречаются в ловушках-выклиниваниях, расположенных вверх по падению.

Основная ловушка Сарира С не заполнена до точки разлива, которая находится на хребте к западу от сооружения. Нефтяной столб имеет максимальную высоту 91 м с вертикальным перекрытием 122 м. На распределение нефти в ловушке влияют литологические вариации. Нефтеводяные уровни обычны в основных пачках коллектора , но трансгрессивная толща находится на 43 м выше.

Сарир Норт представляет собой отдельную ловушку с собственным водонефтяным контактом, на 30 м глубже Сарир C. L-65 также имеет независимый водонефтяной контакт. Месторождение не имеет газовой шапки; нефть имеет низкий газовый фактор, составляющий 60-225 стандартных футов3/барр. Происходит некоторая грубая дифференциация, вероятно, из-за гравитационного разделения. В целом она состоит из довольно легкой парафинистой нефти со средней плотностью 37° API, содержанием парафина 19% и содержанием серы менее 0,25%. Температура застывания колеблется от 12° до 24°C.

Гравитационная сегрегация нефти в ловушке привела к образованию периферийного смолистого слоя в проницаемых интервалах пласта, пересекающих водонефтяной уровень. Толщина смоляного слоя варьируется, достигая максимальной толщины 21 м на востоке. Вязкая нефть из верхней части слоя гудрона имеет среднюю плотность 24–25° API, температуру застывания около 71 °C, содержание воска 15 % и содержание асфальтенов 14–22 %.

Террористическая деятельность

Добыча на месторождении Эль-Саррир была прекращена после того, как в результате взрыва бомбы 16 февраля 2015 года был поврежден трубопровод, ведущий к единственному действующему наземному нефтяному порту Ливии.

См. также

• Геологическая служба США

Ссылки

• Си Джей Льюис (1990) Месторождение Сарир: бассейн Сирта, Ливия
• Управление энергетической информации (2007 г.) Ливия: Краткий анализ страны
• Всемирный банк (2006 г.), Ливийская Арабская Джамахирия: Экономический отчет , Группа социального и экономического развития: Регион БВСА.
• П. Моббс (2002) Минеральная промышленность Ливии.
• П. Моббс (2000) Минеральная промышленность Ливии.
• Томас Альбрандт (2001) Провинция бассейна Сирта в Ливии: Общая нефтяная система Сирт-Зельтен