Проект «Сахалин-1» является вторым проектом СРП, который был подписан в 1995 г., вступил в силу в 1996 г., а первоначальный объем инвестиций составил более 145 млн долл. США.

Дата: 2025-05-21; Просмотры: 7
Оценка:
0.00 из 5.00 — оценок
Скачиваний: 0

Министерство образования и науки рф

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

 

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра освоения морских нефтегазовых месторождений

 

Реферат

«Месторождения нефти и газа на Сахалинском шельфе»

 

 

· Нет ссылок на источники

· Нет заключения и плохое введение

 

Выполнил:

студент группы РНМ 15-01

Калмыков Александр

Проверил:

Проф. Дзюбло А.Д.

 

 

Москва 2015

 

Содержание

 

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………….3

ОСНОВНЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ………………………………………………..4

ГЕОЛОГИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ………………………………………………5

ДЕЙСТВУЮЩИЕ ПРОЕКТЫ……………………………………………….…14

СПИСОК ИСПРОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ………………………………8

 

ВВЕДЕНИЕ

 

На сегодняшний день шельф острова Сахалин признан богатейшей территорией России по запасам нефти и природного газа. Суммарные запасы сахалинского шельфа, по предварительным подсчетам, оцениваются в 4 миллиарда тонн нефти. Для разработки этих месторождений в последние десятилетия XX века было создано несколько проектов под общим названием «Сахалин». Сахалинский шельф разбит на 9 блоков, каждый из которых объединяет несколько месторождений нефти и газа и имеет свой порядковый номер: от «Сахалина-1» до «Сахалина-9».

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. нефтегазопоисковые 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.

1 ОСНОВНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

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).

Рис. 1. Обзорная карта нефтяных и газовых месторождений

Сахалинской области:

а – нефтяные месторождения;
б – газонефтяные месторождения;
в – газовые месторождения.
Месторождения:
1 – Колендинское;
2 – Южно-Календинское;
3 – Охинское; 4 – Южно-Охинское; 5 – Эхабинское; 6 – Восточно-Эхабинское; 7 – Тунгорское;
8 – Западно-Одоптинское;
9 – Одоптинское;
10 – Северо-Колендинское;
11 – Гиляко-Абунанское;
12 – Абановское; 13 – Нельминское; 14 – Западно-Эрринское;
15 – Эрринское; 16 – Южно-Эрринское; 17 – Западно-Сабинское; 18 – Сабинское;
19 – Морошкинское; 20 – Малосабинское; 21 – Южно-Кенигское;
22 – Некрасовское; 23 – Волчинка; 24 – Шхунное; 25 – Северо-Глухарское; 28 – Центрально-Гыргыланьинское; 27 – Крапивненское; 28 – Кыдыланьинское;
29 – Южно-Кыдыланьинское;
30 – Мухтинское; 31 – Паромайское; 32 – Южно-Паромайское;
33 – Пильтунское; 34 – Нутовское; 35 – Горомайское; 36 – Лысая Сопка; 37 – Уйглейкутское;
38 – Катанглинское, 39 – Западно-Катанглинское; 40 – Прибрежное;
41 – Старый Набиль

 

Основные нефтегазоносные и перспективные комплексы 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 (Харахинов, 1985).

 

2 ГЕОЛОГИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Большинство месторождений, перспективных ловушек и зон нефтегазонакопления относятся к структурному типу и приурочены к антиклинальным складкам различного генезиса. Они часто связаны с региональными зонами тектонических нарушений – взбросонадвигами (Восточно-Эхабинская, Паромайская и другие зоны), конседиментационными сбросами. Структурно-литологические ловушки, связанные с зоной замещения песчаных пластов нижненутовского подгоризонта на глинистые, содержат залежи нефти и газа Одоптинской зоны нефтегазонакопления. Ловушки этого типа выявлены в окобыкайско-нижненутовом комплексе на западном крыле Одоптинской антиклинальной и северной переклинали Венинской структуры, а также предполагаются в дагинском комплексе на западных крыльях Дагинской и Аяшской структур.

Для большинства локальных структур бассейна характерно сочетание кон- и постседиментационного развития. Заложение многих структур можно отнести к началу среднего миоцена – периоду активизации тектонических движений. Рост складок с различной степенью интенсивности и унаследованности продолжался в позднем миоцене и плиоцене. Постседиментационные тектонические движения (сахалинская фаза складчатости) в разной степени преобразовали облик этих структур, увеличив их амплитуду, степень интенсивности, осложненность разрывами. За счет этих движений сформированы и новые чисто постседиментационные структуры. Указанный период формирования ловушек практически совпадает со временем интенсивной генерации и эмиграции УВ в основных очагах нефтегазообразования.

Проницаемые (резервуарные) породы наблюдаются во всех стратиграфических подразделениях мезо-кайнозойского разреза. В них выделяются несколько типов природных резервуаров: пластовый, массивно-пластовый, массивный и линзовидный. Наиболее распространен пластовый тип, представляющий чередование песчаных, алевритовых и глинистых пластов. С ним связана большая часть залежей и запасов нефти, разведанных в регионе, и около половины запасов свободного газа. Оптимальными условиями аккумуляции УВ характеризуется пластовый резервуар с отношением коллекторов и флюидоупоров 1:4–2:3. Залежи массивно-пластового типа менее распространены, однако очень весомы по запасам УВ.

Резервуары массивного типа с трещинным и трещинно-поровым коллекторами предполагаются на северо-восточном шельфе в отложениях даехуриинского горизонта и пильском глинисто-кремнистом комплексе. К резервуару массивного типа в трещиноватой толще силицитов приурочена нефтяная залежь на месторождении Окружное.

Наименее распространен линзовидный тип резервуара. На Сахалине с ним связано несколько мелких залежей. На шельфе выявлен ряд ловушек, предположительно тяготеющих к линзам песчано-алевритовых пород в нутовской толще Восточно-Одоптинской зоны.

Большая часть запасов нефти и газа на месторождениях Сахалина и шельфа приходится на глубину, не превышающую 3 км. Распределение потенциальных ресурсов УВ на шельфе Северного Сахалина по стратиграфическим комплексам, глубине залегания и глубине моря характеризуется следующими цифрами: в неогене содержится 80 % всех потенциальных ресурсов; предполагается, что 87 % сосредоточено на глубинах до 3 км, 81 % – до глубин моря 100 м.

Распределение ресурсов УВ по глубине залегания определяется закономерностями изменения экранирующих и коллекторских свойств пород в зависимости от степени их катагенетической преобразованности, возраста и условий седиментации. Для палеогеновых и неогеновых отложений наблюдаются существенные различия в критических глубинах распространения поровых коллекторов: для первых они обычно не превышают 3,0–3,5 км, для вторых при благоприятных условиях могут достигать 5,0–5,5 км, но зона оптимального нефтегазонакопления с максимальной концентрацией ресурсов ограничивается 3,0–3,5 км. Этим объясняется приуроченность подавляющей части как разведанных запасов, так и прогнозных ресурсов к интервалу глубин до 3 км.

В последние годы в качестве нового перспективного направления нефтегазопоисковых работ на шельфе Сахалина рассматриваются ловушки в верхнемезозойском комплексе фундамента с кавернозно-трещинным типом коллектора, связанные с массивами серпентинитов (Толкачев и др., 1998). Комплекс разуплотненных серпентинитов перспективен на всем протяжении шельфа Северо-Восточного Сахалина (от Шмидтовского сектора на севере до Пограничного на юге), эти массивы фиксируются в магнитном поле положительными аномалиями. Наибольшим потенциалом обладают ловушки в пределах Трехбратской и Восточно-Одоптинской антиклинальных зон, для которых характерно благоприятное сочетание условий нефтегазообразования и аккумуляции УВ.

На возможную нефтегазоносность трещинного коллектора, приуроченного к зоне распространения серпентинитов фундамента Восточно-Одоптинской зоны, указывали Терещенков (1996), Э. Г. Коблов и В. В. Харахинов (1997), которые оценивали плотность ресурсов в 65 тыс. т/км2. Они также полагали, что на долю фундамента приходится 17 % прогнозных ресурсов зоны, основные перспективы которой связаны с трещинными коллекторами дагинско-даехуриинского комплекса (58 %) и частично с поровыми коллекторами окобыкайско-нижненутовского (16 %), верхнеенутовского (7 %) и дагинского (2 %) комплексов.

Образование массивов серпентинитов произошло в результате гидротермальной серпентинизации ультраосновных пород, входящих в Восточно-Сахалинский офиолитовый (гипербазитовый) пояс, протягивающийся вдоль одноименного коро-мантийного разлома.

Достоверная информация о фильтрационно-емкостных свойствах данного типа резервуаров отсутствует. Сведения о плотности этих пород были получены при изучении последних в процессе поисковых работ на хромиты на п-ове Шмидта по Южно-Шмидтовскому гипербазитовому массиву. Детальное описание толщи серпентинитов показывает ее неоднородность.

В строении толщи выделяются в различной степени серпентинизированные, а в тектонических зонах – милонитизированные дуниты, перидотиты и пироксениты, тремолит-серпентиновые и тальк-хлорит-серпентиновые сланцы. Определения плотности показали, что среди них присутствуют разуплотненные породы с сильно пониженными значениями плотности.

Данные породы были вскрыты также в скв. 28 на месторождении Окружное, где они состоят из серпентина, реликтов пироксена и примеси рудных минералов (магнетит). По данным лабораторных исследований (В. С. Ковальчук, Г. Я. Молошенко, А. И. Уткина), образцы серпентинита, отобранные в интервале 2 908–2 973 м, содержат видимые включения битумоидов. Люминесцентно-микроскопическими исследованиями установлено, что в брекчированных разуплотненных серпентинитах в большом количестве содержатся легкие битумоиды, люминесцирующие зеленовато-голубыми и желтовато-зелеными тонами.

Содержание битумоидов в хлороформной вытяжке (0,47 % объема вытяжки) сопоставимо с данными анализа образцов керна нефтенасыщенных терригенных коллекторов разрабатываемых месторождений Северного Сахалина.

Фильтрационно-емкостные параметры серпентинитовых коллекторов косвенно подтверждаются результатами изучения их скоростных параметров по данным сейсморазведочных работ. Определения скорости Vогт по профилю в пределах серпентинитового массива выполнены на трех гидроточках. Рассчитанные значения пластовой скорости изменяются в следующих пределах: 892 – 3,68–4,45 км/с, 988 – 3,27–3,78 км/с, 1 036 – 3,44–3,86 км/с. По установленным для Сахалина зависимостям между скоростью и плотностью пород таким пластовым скоростям соответствуют значения плотности 2,25–2,52 г/см3 и открытой пористости 4–16 %. Основываясь на этих оценках, при подсчетах запасов в перспективных ловушках с аналогичным типом резервуара в качестве средней оценки пористости было принято значение 10 %, минимальной и максимальной, соответственно, – 5 и 15 %.

Основной нефтематеринской толщей, как считают некоторые исследователи, являются глинисто-кремнистые отложения даехуриинского и пильского комплексов, сложенные перекристаллизованными опоками и кремнистыми аргиллитами. Они также выполняют роль покрышки. Породы комплексов мощностью 1,5–2,5 км включают ОВ с преобладанием сапропелевой составляющей и содержанием Сорг до 1,8 %, степень зрелости ОВ соответствует главной зоне генерации нефти (отражающая способность витринита 0,4–0,8 %). Принципиальная схема структурного взаимоотношения серпентинитового массива как аккумулирующего комплекса с нефтематеринской толщей для Трехбратской и северной части Восточно-Одоптинской антиклинальных зон иллюстрируется геологическим разрезом по широтному сейсмическому профилю 219 035, расположенному на траверсе Северо-Кайганской ловушки. По отложениям перекрывающих комплексов сейсморазведочными работами выявлен ряд ловушек, перспективных для проведения поисково-разведочных работ и на нижележащий мезозойский комплекс. Первоочередными объектами для поисково-разведочных работ являются Северо-Кайганская и Восточно-Одоптинская структуры, для которых отмечается совпадение структуры по даехуриинскому комплексу с локальными магнитными максимумами, отражающими положение серпентинитовых массивов. Оценка возможных запасов УВ по Восточно-Одоптинской структуре показывает, что здесь может быть открыто крупное нефтегазоконденсатное месторождение с геологическими запасами по сумме УВ около 300 млн т условного топлива.

3 ДЕЙСТВУЮЩИЕ ПРОЕКТЫ

 

Проекты по освоению Сахалинских месторождений действуют на основе Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции», принятым Государственной думой 14 июня 1995 г.

По уточненным данным, на шельфе Сахалина открыты восемь месторождений нефти, газа и конденсата, в том числе шесть крупных по извлекаемым запасам. Разведанная сырьевая база этих месторождений (извлекаемые запасы категории С1+С2) оценивается в 400 млн т нефти и конденсата, 1,0 трлн м3 газа, что превышает начальные разведанные запасы углеводородов Сахалина более чем в 4 раза.

Весь шельф острова разделен на перспективные блоки, получившие названия «Сахалин-1», «Сахалин-2», «Сахалин-3», вплоть до «Сахалин-9», которые выставляются на международные тендеры.

На сегодняшний день Сахалинская область является единственным регионом в России, где практически ведутся успешные работы по освоению морских месторождений нефти и газа на условиях СРП по проектам «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Получены лицензии на геологическое изучение Кайганско-Васкжанского блока в рамках проекта «Сахалин-5» (ОАО «НК «Роснефть»), Лопуховского блока в рамках проекта «Сахалин-4, -5» (ТНК), Керосинной и Рымникской структур в рамках проекта «Сахалин-6» (ЗАО «Петросах»), ведутся переговоры о концепции освоения «Сахалин-3», в состав которого входит четыре крупных блока. На один из них – Венинский, ранее не востребованный при проведении конкурсов, лицензию на геологическое изучение получила НК «Роснефть». По Киринскому блоку, участниками которого являются компании «ЭксонМобил», «ШевронТексако», «Роснефть» и «СМНГ», идет обсуждение возможностей получения лицензии на изучение и добычу, в том числе на обычных налоговых условиях.

После 2010 г. с учетом развития последующих шельфовых проектов («Сахалин-3», «Сахалин-5», «Сахалин-6»), на которых частично уже осуществляются работы по геологическому изучению, прогнозируется открытие новых месторождений нефти и газа на сахалинском шельфе.

В качестве первоочередных объектов увеличения нефтегазодобычи рассматриваются Южно-Астрахановский, Восточно-Оссойский, Усть-Томинский и Северо-Венинский. Один из них (Восточно-Оссойский) расположен на суше, три других в транзитной зоне суша-шельф и доступны для освоения наклонно-направленным бурением с берега.

Проект «Сахалин-1» является вторым проектом СРП, который был подписан в 1995 г., вступил в силу в 1996 г., а первоначальный объем инвестиций составил более 145 млн долл. США.

В проект «Сахалин-1» входят три морских месторождения: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги (рис. 2). Компания «Эксон Нефтегаз Лимитед» является оператором международного консорциума «Сахалин-1» (доля участия «Эксон Мобил» – 30 %). Партнерами по консорциуму являются японский консорциум «СОДЕКО» (30 %); дочерние компании российской государственной нефтяной компании «Роснефть»: «РН-Астра» (8,5 %) и «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (11,5 %), а также индийская государственная нефтяная компания «ОНГК Видеш Лтд.» (20 %).

 

Рис. 2. Схема расположения участков проекта «Сахалин-1»

 

Потенциальные извлекаемые запасы по проекту «Сахалин-1» составляют 307 млн т нефти (2,3 млрд баррелей нефти) и 485 млрд м3 газа (17,1 трлн кубических футов газа).

Проект «Сахалин-1» станет одним из крупнейших проектов в России с прямыми иностранными инвестициями. На сегодняшний день консорциумом освоено свыше 4,5 млрд долл. США инвестиций на различные виды разведочных работ, экологические исследования, проектно-конструкторские работы, модернизацию инфраструктуры, уплату налогов и прочие статьи расходов.

Проект принесет выгоды России, среди которых: прямые поступления, за все периоды разработки оцениваемые в 40 млрд долл. США, модернизация инфраструктуры, передача технологий, а также привлечение российских компаний в качестве подрядчиков и поставщиков в другие страны. С началом промышленного освоения месторождений проекта в фонд развития Сахалина в течение пяти лет будут перечислены средства в размере 100 млн долл. США. Проектом также будут выплачены бонусы на стадии добычи в размере 45 млн долл. По результатам независимой оценки социально-экономических аспектов проекта «Сахалин-1», на начальной стадии его реализации для российских граждан будет создано более 13 000 рабочих мест, прямо или косвенно связанных с проектом. Общая стоимость контрактов по проекту «Сахалин-1», заключенных к настоящему времени с российскими компаниями, превышает 3 млрд долл. США.

К выгодам для России также следует отнести поставку природного газа проекта «Сахалин-1» в Хабаровский край на Дальнем Востоке России. 26 сентября 2006 г были подписаны договоры купли-продажи газа с двумя покупателями в Хабаровском крае – ОАО «Хабаровскэнерго» и ОАО «Хабаровсккрайгаз». Эти договоры являются первыми такого рода соглашениями, заключаемыми между участниками инвестиционного проекта, реализуемого на основании соглашения о разделе продукции (СРП), и российскими покупателями на долгосрочные поставки газа по международным рыночным ценам и на коммерческих условиях. Поставки газа в Хабаровский край начались 1 октября 2005 г., одновременно с началом добычи на месторождении Чайво.

В 2006 г. начался экспорт нефти на мировые рынки с помощью специально построенных для этой цели трубопровода и терминала, расположенного в районе Де-Кастри в материковой части России. Газ, добываемый на начальном этапе, будет реализовываться на внутреннем рынке Дальнего Востока России. Экспорт остального газа по трубопроводу начнется после заключения контракта с региональными покупателями. После разработки месторождения Чайво последует разработка месторождений Одопту и Аркутун-Даги.

Особенности разработки месторождения Чайво. Месторождение Чайво разрабатывается с использованием береговых и морских сооружений. В июне 2002 г. завершено строительство наземной буровой установки «Ястреб» для месторождения Чайво, конструкция которой разрабатывалась специально для целей проекта «Сахалин-1», она является наиболее сложной из наземных буровых установок в отрасли. Установка предназначена для бурения с берега скважин с большим отходом забоя от вертикали на морские эксплуатационные объекты. Такая уникальная технология бурения скважин сведет к минимуму воздействие на морскую среду в прибрежной зоне. В июне 2003 г. компания ЭНЛ приступила к бурению скважин с большим отходом забоя от вертикали (БОВ). Эти скважины бурятся под морским дном на расстояние до 11 км с целью вскрытия северо-западной части основного нефтеносного пласта месторождения Чайво. На сегодняшний день с БУ «Ястреб» пробурено семь скважин БОВ.

Добыча нефти и газа на месторождении Чайво также осуществляется с морской платформы «Орлан». Эта сталебетонная конструкция рассчитана на бурение до 20 скважин, на ней размещены буровой и жилой модули. С неё разрабатывается юго-западная часть основного нефтеносного пласта месторождения Чайво. Установка платформы «Орлан» на Чайво завершена летом 2005 г. С платформы ведется круглогодичное бурение одним буровым станком. На платформе предусмотрен минимум сооружений по подготовке продукции, так как вся добываемая продукция подается на Береговой комплекс подготовки (БКП) Чайво.

Мощность БКП Чайво составляет 250 тыс. барр. в сутки или примерно 12 млн метрических тонн нефти в год и 800 млн кубических футов в сутки или 8 млрд м3 газа в год. Нефть и газ поставляются на дальневосточный рынок России и на мировые рынки.

От БКП Чайво до нефтеотгрузочного терминала в Де-Кастри, расположенного на материковой части России, планируется строительство трубопровода диаметром 24 дюйма.

На терминале в Де-Кастри размещены резервуары для хранения нефти и отгрузочные сооружения для приема танкеров грузоподъемностью 110 тыс. т. Круглогодичная транспортировка нефти обычными танкерами будет возможна благодаря наличию ледоколов сопровождения. Зимой 2002 г. в акватории Татарского пролива, залива Анива и пролива Лаперуза были проведены танкерные испытания. В них участвовал танкер «Приморье» с двойным корпусом и общей грузоподъемностью 105 177 метрических т, сопровождаемый двумя ледоколами. В результате испытания была продемонстрирована возможность безопасной эксплуатации крупных морских танкеров в прогнозируемых ледовых условиях данного региона на протяжении всей зимы.

Одоптинское морское нефтегазоконденсатное месторождение

Месторождение открыто в 1977 году первой поисковой скважиной №1, пробуренной в своде Северного купола Одоптинской морской структуры. Оно расположено на шельфе Северо-Восточного Сахалина на широте северного замыкания залива Пильтун, в 6-8 км от береговой линии. Глубина моря в районе месторождения колеблется от 26 до 32 м.

В структурном плане месторождение приурочено к крупной мегантиклинарии, простирающейся в северо-северо-западном направлении, расположенной в северной части одноименной антиклинарной зоны. Одоптинская мегантиклиналь представляет крупную пологую структуру размером 32х7 км, амплитудой 350 м, осложненную тремя куполами: Северным, Центральным и Южным.

Размеры брахикуполов составляют 11-12х6-7 км, амплитуды – до 200м, углы падения пород на западном крыле – 5-17°. на восточном -3-7°. В пределах изученного разреза разрывные нарушения не установлены.

Продуктивность месторождения связана с отложениями нижненутовского подгоризонта, залегающими на глубинах 1100-2000м.

В литологическом отношении подгоризонт сложен чередованием сложнопостроееных пластов мелко- и среднезернистых песчанников различной степени отсортированности, алевритов и глин.

Разрез нижненутовских отложений характеризуется резкой литологической изменчивостью выделенных продуктивных пластов вплоть до полного замещения на отдельных участках проницаемых пород глинистыми. По сложности геологического строения и литологической выдержанности пластов-коллекторов месторождение относится к категории сложных.

Залежи углеводородов относятся к виду пластовых сводовых, осложненных литологическим фактором. Залежи полнопластовые с наклонными контактами в связи с гидродинамическим напором пластовых вод. Пласты-коллекторы порового типа обладают пористостью 20-29%, проницаемостью 0,06-1,9мкм2, нефтегазонасыщенностью 31-77%.

Максимальные дебиты нефти через 11,9-15,9-миллиметровые штуцеры составляют 295-378 м3/сут. Нефти месторождения Одопту-море относятся к легким (0,876 г/см3), малосмолистым (до 6,3%), малопарафинистым и парафинистым (до 3,3%), малосернистым (до 0,4%), с высоким выходом бензиновых фракций (до 31%). Газосодержание колеблется от 96 до 115 м3/т. В групповом составе преобладают нафтеновые (44%) и ароматические (31%) углеводороды.

Максимальные дебиты газа и конденсата через 12,7-миллиметровый штуцер составляют 330 тыс. м/сут и 18,7 м3/сут, соответственно. Газ относится к «сухому» типу с содержанием метана 92,8-95%, тяжелых углеводородов - 3,71-6,53%. Содержание стабильного конденсата в свободном газе колеблется от 17,1 до 52,4 г/см3.

За период 2001-2004 годов для уточнения строения Северного купола месторождения Одопту-море с берега в восточном направлении пробурено две группы кустовых наклонно-направленных скважин, со сверхдальним отходом от вертикали, 12 из которых - эксплуатационные, две поисковые. Максимальные горизонтальные отходы составили 5500-5964 м.

Наклонно-направленные скважины внесли существенные коррективы в представления о строении залежей. Установлена продуктивность XXI пласта, ранее не числящегося на балансе запасов.

Аркутун-Дагинское нефтегазоконденсатное месторождение

Месторождение открыто в 1989 году и расположено на шельфе Северного Сахалина, в 26 км от береговой линии острова, в 15 км восточнее Чайвинской морской структуры, в пределах южной части Одоптинской нефтегазоносной зоны. Глубина моря в районе месторождения 40-45 м.

По величине начальных геологических запасов углеводородов по промышленным категориям С1+С2 (641,648 млн. т) месторождение относится к категории крупных и является самым крупным на шельфе Сахалина.

По сложности геологического строения относится к месторождениям очень сложного строения и характеризуется наличием литологических замещений, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Аркутун-Дагинская мегантиклинальная складка по кровле XXI1-2 нижненутовского пласта имеет следующие размеры: длина складки - 60 км, ширина - 14 км, амплитуда - около 410 м. Аркутун-Дагинская структура осложнена двумя куполами: на севере - Аркутунской брахиантиклиналью (размером 15х6 км, амплитудой около 100 м), на юге через небольшой перегиб, сочленяющийся с Дагинской брахиантиклиналью размером (35х 12 км, амплитудой 410 м). В пределах изученного разреза разрывные нарушения не обнаружены.

Наиболее крупными по запасам нефти являются газоконденсатно-нефтяные залежи XXI 1-2 и XXIII пластов. Балансовые и извлекаемые запасы нефти в их оторочках составляют 73,3% от суммарных запасов Дагинского участка (51,1% и 22,6% соответственно). Остальные залежи по запасам нефти имеют подчиненное значение.

Свободный газ Аркутун-Дагинского месторождения по физико-химическим свойствам относится к полужирным, содержание тяжелых углеводородов равно 9,15%. Стабильный конденсат установлен в сумме 159 г/м3. Плотность конденсата - 0,731 г/см.

Нефти Аркутун-Дагинского месторождения легкие, плотностью 0,823-0,873 г/см3, малопарафинистые и малосмолистые.

 

Проект «Сахалин-2». В течение многих лет Россия, крупнейший в мире экспортер газа, является надежным торговым партнером Европы. В настоящее время разработка обширных запасов шельфа Сахалина – в непосредственной близости от активно развивающихся стран Азии – должна будет стать повторением такого же успеха на российском Дальнем Востоке.

Основным критерием выбора победителя по проекту «Сахалин-2» в 1992 г. являлась поставка газа на внутренний рынок и обязательность мер, направленных на снижение риска загрязнения окружающей среды. Победителем был назван наиболее слабый участник тендера консорциум «МММ», затем преобразованный в компанию «Сахалинская энергия». Состояние этой компании характеризуется следующими показателями: компания учреждена в 1994 г. тремя жителями Бермудских о-вов; уставной капитал – 100 млн долл. Компания «Сахалинская Энергия», Правительство РФ и администрация Сахалинской области 22 июня 1994 г. подписали соглашение о разработке Пильтун-Астохского и Луньского месторождений на условиях раздела продукции. Согласно экономической схеме СРП, при реализации продукции (сырой нефти и СПГ) вся прибыль в первую очередь идет на возмещение затрат СЭ, затем до достижения проектом рентабельности в 17,5 % прибыль будет делиться так: 10 % – России, 90 % – консорциуму, и лишь после достижения уровня рентабельности прибыль будет делиться примерно пополам. В соответствии с СРП проект «Сахалин-2» полностью освобожден от всех федеральных налогов, за исключением «роялти» – платы за пользование недрами (6 %), и налога на прибыль (32 %), также решением Сахалинской областной думы компания СЭ, все ее подрядчики и субподрядчики по проекту «Сахалин-2» освобождены от налогов, взимаемых в областной бюджет.

СРП предусматривает разовые выплаты российской стороне (бонусы) по достижении очередных этапов в реализации проекта (всего 50 млн долл.), взнос в фонд развития Сахалина (100 млн долл. в течение пяти лет) и возмещение ранее понесенных Россией затрат на геологоразведочные работы (около 160 млн долл.).

В 1998 г. на государственную экологическую экспертизу (ГЭЭ) были представлены материалы «ТЭО» обустройства Пильтун-Астохского лицензионного участка, по которым предполагалось начать добычу нефти еще в 1999 г. Экспертная комиссия, рассмотрев материалы «ТЭО», сочла возможной его реализацию.

Проект Компании предусматривает разработку двух месторождений: Пильтун-Астохского (главным образом нефтяного месторождения с попутным газом) и Лунского (преимущественно газового месторождения с попутным газоконденсатом и нефтяной оторочкой). Оба месторождения были открыты в 1980-х гг. Суммарные промышленные запасы углеводородов обоих месторождений составляют более 1 млрд барр. (150 млн т) нефти и более 500 млрд м3 (18 трлн кубических футов) природного газа. Месторождения находятся на удалении около 15 км от северо-восточного побережья Сахалина в водах, покрывающихся льдом на 5-6 месяцев в год.

В рамках проекта «Сахалин-2» в 2006 г. добыта первая нефть.

Запасы нефти по проекту «Сахалин-2» равны объему полугодового экспорта нефти из России, который в настоящее время составляет примерно 5 млн барр. в сутки. Запасы газа примерно соответствуют объему экспорта российского газа в Европу за 3,5 года.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

 

 

 

Проект "Сахалин-1"

Проектом предусмотрена разработка месторождений Чайво, Одопту и Аркутун-Даги, расположенных в 7-50 км от северо-восточного побережья о-ва Сахалин. Глубина моря 20-50 метров. Месторождения являются многопластовыми структурами с нефтегазоконденсатными, газовыми и газоконденсатными залежами на глубинах от 1200 до 2900 метров. Первая скважина, давшая нефть, была пробурена "Сахалинморнефтегазом" на Аркутун-Даги в 1989 году.

Соглашение о совместной разведке и разработке шельфа было подписано СССР и Японией в 1975 году. Японская сторона организовала специально под проект государственную компанию Sakhalin Oil Development Co. (SODECO). Полученные под проект СССР первоначальные $180 млн. затем выросли до $300 млн. Между тем, имеющиеся на тот момент запасы (до открытия в 1989 году Аркутун-Даги), не считавшиеся соответствующими для организации рентабельной добычи, а также ряд скандалов, связанных с руководством SODECO, фактически "заморозили" реализацию проекта.

Состав международного консорциума по проекту "Сахалин-1":

Оператор проекта - Exxon Neftegas Limited (США) - 30%

ОАО НК "Роснефть" - 17%

ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз" - 23%

SODECO (Япония) - 30%

В 1997 году по проекту были выполнены следующие работы: проведена сейсморазведка месторождений Аркутун-Даги и Чайво, пробурены на месторождении Аркутун-Даги разведочные скважины Даги-6, 7 и 8, выполнен анализ кернов пробуренных скважин. Бюджет проекта Сахалин-1 составил в 1997 году составил $186 млн.

 

Аркутун-Дагинское нефтегазоконденсатное месторождение

Месторождение открыто в 1989 году и расположено на шельфе Северного Сахалина, в 26 км от береговой линии острова, в 15 км восточнее Чайвинской морской структуры, в пределах южной части Одоптинской нефтегазоносной зоны. Глубина моря в районе месторождения 40-45 м.