Трудное газовое месторождение
 | Эта статья написана как рассказ . ( февраль 2020 г. ) |
| Трудное газовое месторождение | |
|---|---|
  Расположение газового месторождения Тангу | |
| Страна | Индонезия |
| Область | Западное Папуа |
| Расположение | Бинтуни Бэй |
| Оффшор/оншор | Оффшор |
| Координаты | 2 ° 26'14 "ю.ш., 133 ° 8'10" в.д. / 2,43722 ° ю.ш., 133,13611 ° в.д. |
| Оператор | б.п. |
| Партнеры | б.п. (40,22%) [ 1 ] MI Berau B.V. (16.3%) Компания CNOOC Motors Ltd. (13,9%) Nippon Oil Exploration (Berau) Ltd. (12,23%) КГ Берау Петролеум Лтд. (8,56%) КГ Вириагар Петролеум Лтд. (1,44%) Индонезия Natural Gas Resources Muturi Inc. (7,35%) |
| История поля | |
| Открытие | 1994 [ 2 ] |
| Начало производства | 2009 |
| Производство | |
| Продуктивные пласты | юрский период [ 3 ] |
Газовое месторождение Тангух — газовое месторождение, расположенное в заливе Берау и заливе Бинтуни , в провинции Западное Папуа , Индонезия . Месторождение природного газа содержит более 500 миллиардов кубических метров (18 триллионов кубических футов ) доказанных запасов природного газа , при этом оценки потенциальных запасов достигают более 800 миллиардов кубических метров (28 триллионов кубических футов).
Месторождение Танггу эксплуатируется компанией BP Berau Ltd. от имени других партнеров по договору о разделе продукции в качестве подрядчика СКК Мигас . Компания BP Berau Ltd и ее дочерние компании в Индонезии владеют 40,22% акций проекта. Другими партнерами являются MI Berau BV (16,30%), CNOOC Muturi Limited (13,90%), Nippon Oil Exploration (Berau), Limited (12,23%), KG Berau Petroleum Ltd и KG WiriagarPetroleum Ltd (10,00%) и Indonesia Natural Gas Resources. Мутури Инк. (7,35%). [ 4 ]
Производство началось в июне 2009 года. [ 5 ]
Природный газ, добытый на месторождении, будет сжижен, а полученный СПГ транспортирован потребителям в Азии и Индонезии .
Фон
[ редактировать ]Индонезия — богатая нефтегазовая страна с открытыми запасами более 23 миллиардов баррелей (3,7 миллиарда кубических метров) и 150 триллионов кубических футов (4,2 триллиона кубических метров). Большая часть запасов происходит из нефтематеринских пород третичного периода и заключена в третичных коллекторах на берегах Явы, Суматры и Калимантана или непосредственно на их шельфе.
Хотя эти западные районы были основным центром нефтяной деятельности страны, исследователи искали гигантские залежи в восточной Индонезии уже более столетия.
В Папуа (ранее Ириан-Джая ) компания Trend Exploration обнаружила около 350 миллионов баррелей (56 миллионов кубических метров) нефти миоценового происхождения на третичных рифах в бассейне Салавати в 1970-х годах. Phillips , Conoco , Total и Occidental впоследствии пытались повторить успех Trend, исследуя прилегающий бассейн Бинтуни, но обнаружили только около 3 миллионов баррелей (480 тысяч кубических метров), мелкое береговое нефтяное месторождение под названием Вириагар в 1981 году и некоторое количество нерентабельного морского газа в начале 1990-е годы.
Arco вошла в Irian Jaya в 1989 году, включившись в партнерство под руководством Conoco, владеющее береговым блоком под названием KBSA на северной стороне залива Берау. Джин Ричардс, вице-президент Arco Indonesia по геологоразведке, первоначально реализовал сделку как возможность разведки крупных запасов в приграничной зоне, где Пертамина недавно ввела улучшенные финансовые условия.
В 1990 году были пробурены две сухие скважины, и Arco пришлось принять решение: выйти из Контракта о разделе продукции (PSC) и выйти из Irian Jaya или продолжить разведку в бассейне Бинтуни.
Глядя глубже
[ редактировать ]Проект Tangguh LNG в Восточной Индонезии начался с открытия газового месторождения Wiriagar Deep-1, пробуренного командой Arco New Venture под руководством Сухермана Тиснавиджаджи в качестве менеджера по разведке Arco Indonesia New Venture. В конце 1991 года Сухерман сменил Дика Гаррарда на посту управляющего новым предприятием. Основная работа Сухермана в New Venture в то время заключалась в оценке и приобретении новых разведочных блоков в Восточной Индонезии.
Район Вириагар был одной из первых целей команды New Venture для углубленной оценки геологоразведочных работ. Эта территория расположена в юго-восточной части блока KBSA (Kepala Burung Selatan Block «A»). Arco была одним из партнеров PSC KBSA, которым управляет Conoco. Ларри Касарта и Сонни Сампурно были геологами из команды New Venture, оценивавшей блок.
Дотретичный пласт Вириагар был первоначально предложен Ларри Казартой на основе структурной интерпретации дотретичного уровня ниже существующего нефтяного месторождения Вириагар. В то время на нефтяном месторождении Вириагар добывалась нефть из среднемиоценового известняка Кайс. Оценка площади Вириагар была интегрирована с региональным исследованием дотретичных отложений KBSA и залива Берау-Бинтуни, особенно среднеюрского песчаника Роабиба, которое ранее было выполнено Ларри Казартой и Сонни Сампурно. Один из ключевых результатов анализа нефтяной системы показал, что нефть Вириагара образовалась из материнских пород дотретичного периода. Кухня находится в районе глубокого бассейна, в юго-восточной части бассейна Бинтуни.
В 1992 году Джон Дункан сменил Джина Ричардса на посту вице-президента Arco Indonesia Exploration в Джакарте. Джон предложил команде New Venture представить предложение Wiriagar PSC Марлану Дауни, президенту Arco International, и его сотрудникам из отдела разведки Arco International со штаб-квартирой в Плано , штат Техас , с просьбой получить их одобрение на вход в блок. После долгого и тщательного обсуждения Марлан наконец согласился, что команде следует приступить к прямым переговорам с Pertamina, индонезийской государственной нефтегазовой компанией, о новом PSC Wiriagar после того, как Conoco отказалась от своего блока KBSA.
Сухерман и его команда New Venture обратились к Pertamina и представили технический обзор высшему руководству Pertamina; Зухди Пане, исполнительный персонал компании Pertamina по геологоразведке, главный переговорщик Алекса Фредерика Пертамины и другие руководящие сотрудники Pertamina. Основная цель презентации заключалась в том, чтобы объяснить Пертамине заинтересованность Arco в приобретении нового PSC Wiriagar в составе блока KBSA бывшей Conoco. Команда показала предполагаемое местонахождение PSC Wiriagar, а также основную цель — более глубокий резервуар юрского песчаника. Исполнительное руководство Arco Indonesia, Роджер Махмуд, президент Arco Indonesia, сыграл значительную роль в интенсивных переговорах с Пертаминой.
Наконец, в феврале 1993 года правительство Индонезии официально передало Arco право собственности на береговой PSC Wiriagar. В августе 1994 года была пробурена первая скважина, Wiriagar Deep-1 (WD-1), и была испытана совокупная производительность газа 850 тысяч кубических метров (30 миллионов кубических футов ) в сутки при стандартных условиях из очень мощных палеоценовых турбидитовых песчаников и тонких средних Юрский песчаник.
Стивен Скотт, штатный геофизик, присоединившийся к команде New Venture в конце 1994 года, предоставил сейсмические интерпретации как для берегового Вириагара, так и для морского залива Бинтуни, которые были использованы для окончательного определения местоположения оценочной скважины и уточнения регионального понимания района. Анализ давления в скважине WD-1, проведенный Ларри Казартой и Джоном Марку, инженером-нефтяником в команде, показал, что скопление газа в Вириагар-Дип простирается на юг до морского блока Берау Occidental. Руководство Arco International связалось с Occidental и договорилось о передаче в собственность Berau PSC. В 1995 году компания Arco, к которой позже присоединилась Kanematsu (KG), передала в собственность Berau PSC общую долю в 60% и взяла на себя управление блоком.
В конце 1995 года компания Arco пробурила первую скважину на шельфе Берау PSC, Wiriagar Deep-2 (WD-2), в качестве подтверждающей скважины. Скважина была очень успешной, вскрыла гораздо более мощные среднеюрские песчаники, чем в ВД-1, и выявила газ в интервале песчаников. За успехом скважин WD-1 и WD-2 последовало несколько оконтуривающих скважин.
Разведочные работы в этом районе подтвердили наличие еще одной антиклинальной структуры с северо-запада на юго-восток в PSC Берау к востоку от структуры Wiriagar Deep. В конце 1996 года на этой структуре была пробурена первая скважина, Ворвата-1, и испытана производительность 31 млн кубических футов в день из среднеюрского резервуара песчаника Роабиба.
Команда New Venture под руководством Сухермана в качестве менеджера по новому венчурному проекту и Джона Дункана в качестве вице-президента по разведке Arco Indonesia подготовила и выполнила программу глубокой Вириагар и первоначальной программы оценки Ворваты. Месторождения Wiriagar Deep и Vorwata были основными месторождениями, составлявшими газовый проект Tanggguh, при этом месторождение Vorwata первоначально обеспечивало газ, который питал завод по производству СПГ в Tangguh в 2009 году.
В начале 1998 года команда New Ventures передала проект Танггу группе по сертификации, которая продолжила программу оценки месторождения Ворвата. Команда New Venture продолжила работу по изучению региональной геологии и оценке возможностей блоков в приоритетных районах Восточной Индонезии и северо-западного шельфа Австралии.
Преодоление препятствий
[ редактировать ]В конце 1991 года Арко обратился к остальным участникам партнерства KBSA с рекомендацией совместно провести глубокое испытание (глубина Вириагар № 1) на структуре Вириагар.
Партнеры, уже потратившие на блок $145 млн, отклонили предложение. Arco не желала подвергать других партнеров серьезному испытанию, несмотря на привлекательность сохранения пула невозвратных затрат KBSA, и между группой не было достигнуто никакого соглашения.
Коммерческий менеджер Arco в Джакарте Торкильд Юул-Дам затем разработал экономическое обоснование нового PSC, опираясь на анализ менеджера по бурению Бретта Кроуфорда о том, что глубокая скважина может быть пробурена гораздо дешевле, чем смета затрат оператора Conoco. Срок действия PSC KBSA истек, и Арко начал переговоры с Пертаминой о новом PSC.
Решающую роль в этих дискуссиях сыграли Роджер Махмуд, президент Arco Indonesia, и Ларри Эсбери, корпоративный вице-президент по операциям. Махмуд и Эсбери вступили в серьезные переговоры с Пертаминой в июне 1992 года.
В феврале 1993 года был подписан новый сухопутный PSC Wiriagar, охватывающий глубинную структуру и включающий недавно пересмотренные пограничные льготы. Канемацу присоединился к Arco в качестве партнера по блоку. С помощью Ричарда Летурно, занимающегося буровыми работами, петрофизика Тони Лоуренса и инженера-разработчика Джона Марку, в августе 1994 года была успешно пробурена, зарегистрирована и испытана скважина Вириагар Дип № 1 с производительностью 30 миллионов кубических футов в день (850 тысяч кубических метров в день).
Поначалу скважина разочаровала, так как это не было нефтяное открытие.
Однако вдумчивый анализ данных о давлении, проведенный Ларри Казартой и Джоном Марку, показал, что газовые зоны находились под значительным избыточным давлением и что высота столба газа, превышающая 2000 футов, является разумной интерпретацией данных.
Другими словами, открытие может быть достаточно большим, чтобы закрепить проект СПГ, даже если бы под газом не было нефтяного участка.
Том Веллека, вице-президент корпорации Arco по разведке, вдохновленный главным геологом Дэвидом Никлином и главным геофизиком Барри Дэвисом, решил продолжить оценку открытия Wiriagar Deep, но возникло коммерческое препятствие. Если Касарта и Марку были правы относительно размера залежей, то большая часть месторождения находится южнее, на морском месторождении Берау, принадлежащем партнерству под руководством Occidental.
Брэд Синекс из штаб-квартиры Arco International в Плано, штат Техас, взял на себя ответственность за переговоры с Occidental и работал на ферме в блоке Берау при помощи Торкильда Юул-Дама в Джакарте. Oxy уже потратил 64 миллиона долларов на PSC Berau и имел дополнительные обязательства по выполнению работ на 8 миллионов долларов.
В феврале 1995 года компании Sinex удалось обеспечить 60-процентную долю участия в группе Arco/Kanematsu и операторство Arco в обмен на финансирование бурения скважины. Морская оценка впоследствии показала, что антиклиналь Вириагар действительно представляла собой крупную газоносную структуру.
Геофизик Стивен Скотт присоединился к исследовательской группе в декабре 1994 года. Помимо создания карт, на которых были выбраны места для оценки впадины Вириагар, Скотт работал с Казартой и Сампурно над уточнением региональной геологической картины. На предыдущих картах Total, Occidental и Arco были отмечены небольшие замыкания к востоку от Вириагара.
Скотт объединил все региональные данные и предположил, что замыкания могут быть частью одной большой антиклинали, параллельной складке Вириагар и непосредственно к востоку от нее. Новое закрытие получило название Ворвата.
У Ворваты была потенциальная техническая проблема: на юрском уровне она была на несколько тысяч футов глубже, чем антиклиналь Вириагар, и общепринятое мнение заключалось в том, что пористость будет низкой, а качество коллектора плохим.
Джон Дункан стал вице-президентом по разведке Arco Indonesia в 1992 году и помимо управления индонезийской программой разведки также был техническим экспертом по анализу истории захоронений. Признавая, что может быть более оптимистичный сценарий качества юрского коллектора Ворваты, Дункан проконсультировался с Элтоном Брауном из группы геонаучных технологий Arco в Плано.
Браун проанализировал историю захоронений, фациальный контроль и диагенез и пришел к выводу, что общепринятое мнение ошибочно и что качество резервуара будет в порядке.
Этот анализ вселил в Арко уверенность в том, что Ворвата станет жизнеспособным объектом бурения для ускорения сертификации запасов газа. Ворвата № 1 была пробурена в конце 1996 года, прогноз Брауна по пористости оказался в точности верным, а скважина была испытана на дебит 31 миллион куб футов в сутки (880 тысяч м3). 3 /г) в январе 1997 года.
Последующая оценка подтвердила, что в Ворвате было значительное скопление газа. Комплекс Вириагар-Дип/Ворвата вместе со спутниковыми газовыми скоплениями теперь назван Республикой Индонезия Тангух.
После 25 скважин, 500 измерений давления, более чем мили керна и трехмерной сейсморазведки DeGolyer & MacNaughton в середине 1998 года оценили запасы месторождения Тангух как минимум в 24 триллиона кубических футов.
Если бы не небольшая группа решительных людей, проект Танггу СПГ, возможно, никогда бы не состоялся.