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.
Чайвинское нефтегазоконденсатное месторождение
Месторождение расположено на шельфе Северного Сахалина в 12 км восточнее берега острова, в пределах Паромайско-Чайвинской нефтегазоносной зоны. Глубина моря на месторождении 12-32 м.По величине запасов УВ морское месторождение Чайво относится к категории крупных.
Чайвинская брахиантиклинальная складка имеет простое строение, характеризуется размерами по нижним продуктивным горизонтам 8x25 км, амплитудой до 450 м. Углы падения пород на крыльях складки составляют 8-9°. По верхним пластам (II, III пласты), структура выполаживается, размеры ее уменьшаются до 4x8 км, амплитуда - до 150 м, углы падения пород - 4-5°. Ось складки ориентирована в северо-западном направлении. Погружение шарнира прослеживается в северо-западном направлении под углом 4-6°, в юго-восточном под углом 1-2°. В пределах вскрытого разреза нарушений не выявлено.
Залежи нефти, газа и конденсата относятся к группе пластовых сводовых, выявлены в отложениях нижней части верхненутовского (газовая залежь пласта II) и нижненутовского комплексов, залегают на глубинах 1150-2920 м и связаны с коллекторами порового типа. Скважинами вскрыты десять продуктивных пластов, содержащих одну газовую (II пласт), одну нефтяную (XIV пласт), две газоконденсатных с нефтяными оторочками (XVI-XVII2 пласты) и шесть газоконденсатных залежей (в XVII1, XVIII, XIX, XX, XXI, XXII пластах). Высоты залежей 100-260 м. Коллекторы порового типа представлены песчано-алевритовыми породами.
Газовая залежь пласта II залегает в нижней части верхненутовского горизонта (плиоцен) на глубине 1150-1180 м, размером 3,5x9,3 км, высотой 100 м, является пластовой, сводовой, низкопродуктивной, с коллектором порового типа, пористостью 28%, газонасыщенностью - 54%.
Нефтяная залежь XIV пласта размером 2,5x8,5 км, высотой 116 м, вскрыта скважинами 1 и 4 на глубинах 1962-1995 м. Общая мощность пласта 100-109 м, эффективная - 78 м. При опробовании пласта в скважине 4 в интервале 1991-2011 м эрлифтным способом приток нефти составил 328 м3/сут. Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа. Пористость пород коллектора колеблется в пределах 23-28%, проницаемость - до 3,7 мкм2.Нефть залежи тяжелая, (плотностью 0,913 г/см3), смолистая, парафинистая, газонасыщеннсть - 35 м3/м3. По групповому составу фракций нефть относится к нафтеновому типу.
Газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой вскрыты и изучены скважинами №№ 1, 2,3 и 5; пласт XVI в интервале 2183-2326 м (размер залежи 4,4x14,8 км, высота газовой шапки -210 м, нефтяной оторочки - 21 м), пласт XVII, в интервале 2400-2560 м (размер залежи 1,7х 14,8 км, высота газовой шапки - 190 м, нефтяной оторочки - 36 м). Мощность пластов изменяется от 85 до 90 м и 43-50 м, соответственно (эффективная нефте- и газонасышенная толщина от 20 до 56 м и от 0 до 18,1 м). Пласты характеризуются неоднородностью литологи-ческого состава и сложены преимущественно алевролитами и мелкозернистыми песчаниками. В пласте XVI отмечено уменьшение мощности на восточном крыле складки.
Нефть по физико-химическим свойствам относится к легким (плотностью 0,83-0,84 г/см2), смолистым (13-14%), парафиновым (0,25-3,3%), с высоким выходом светлых фракций. Давление насыщения равно пластовому (235,5 кгс/см2). Газосодержание в пластовой нефти равно 165 м3/м3. Газ по составу преимущественно метановый (93%). Содержание конденсата в газе составляет 116-127 г/м3.
Газоконденсатные залежи XVII, (2352-2517 м), XVIII (2400-2575 м), XIX (2500-2750 м), XX (2550-2740 м), XXI (2600-2850 м) и XXII (2700-2920 м) вскрыты и изучены в скважинах №№ 1, 2, 3 и 5, и характеризуются как пластовые, сводовые с коллекторами порового типа; залежь XXII пласта - пластовая, с литологическим ограничением на восточном крыле. Пласты-коллекторы сложены чередованием прослоев разнозернистых песчаников и алевролитов. Открытая пористость пластов-коллекторов - 16-23%, проницаемость - от 0,24 до 3 мкм2, газонасыщенность от 47 до 72%.
В связи с изменением коллекторских свойств пластов по площади, дебиты газа через 12,7-миллиметровый штуцер изменяются от 114 тыс. м3/сут (в скважине № 1, XXII пласт) до 504,5 (скважина № 2, XXII пласт) тыс. м3/сут, дебиты конденсата - от 27 м3/сут до 115 м3/сут. Пластовый газ по физико-химическим свойствам метановый, плотностью от 0,733 г/см3 до 0,788 г/см3, с содержанием стабильного конденсата от 99 г/м3 до 147 г/м3.
После проведения сейсморазведочных работ 3D структура месторождения и запасы углеводородов значительно изменились в сторону увеличения
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.
На месторождении выявлено 17 продуктивных пластов с эффективной мощностью 4-17,5м. Пласты содержат 22 залежи, из них 5 нефтяных (XIX, XX1, XX2, XXI1 в Северном куполе и XXIV2 в Южном куполе), 3 нефтяных с газовыми шапками (XXII1, XXII2 и XXII3 в Южном куполе), 4 газоконденсатных с нефтяными оторочками (XXI3 и XXI2 в Южном и XXI1 и XIX2 в Центральном и Южном куполах) и 10 газоконденсатных залежей (в пластах XIX1, XVIII, XIII-XIV, XII на Центральном и Южном куполах). Нефтяные оторочки залежей развиты только на западных крыльях куполов. Общие мощности песчаных пластов с IX по XXVI составляют от 10 до 60 м.
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.
С учетом первоначальных геологических запасов и возможной их переоценки в ходе доразведки месторождений были определены суммарные извлекаемые запасы для трех месторождений по нефти - в 290 млн. метрических тонн, конденсату - в 33 млн. тонн и газу - в 425 млрд. кубометров. Пиковый годовой уровень добычи предусмотрен на уровне 24.1 млн. т нефти и 19.7 млрд. куб. м. газа.
С начала июля 1998 года в рамках проекта "Сахалин-1" началось применение плавучих буровых установок ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз" - ПБУ "Эхаби" и "Оха". В конце октября того же года стало известно о том, что правительство Индии обратилось к российскому правительству с просьбой рассмотреть вопрос о продаже ONGC (национальная нефтяная компания Индии) части долей НК "Роснефть" в проектах "Сахалин-1" и "Сахалин-3". Российская сторона предоставила ONGC документы для изучения 4 месторождений на суше о-ва Сахалин. Кроме того, индийская компания подписала протокол о намерениях с ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз", владеющего лицензиями на освоение вышеупомянутых месторождений - Восточный Оссой, Каурунани, Восточная Хангуза и Уйглекута.
В конце октября 1998 года Комитет по охране окружающей среды РФ подал в арбитражный суд Сахалинской области иск на Exxon Neftegas Limited за несанкционированный выброс отходов при оценочном бурении. Ущерб Комитет по охране окружающей среды оценил в 6 млн. рублей. Согласно данным подразделения Комитета на Сахалине (Спецморинспекции), при разработке Аркутун-Даги произошел сброс нефти и нефтепродуктов в количестве 131,13 килограмма, необезвреженных буровых растворов - 2.183 тонны и бурового шлама - 1355 тонн. Для продолжения работ на участке сахалинского шельфа Exxon должна будет предоставить ТЭО, под которое будет делаться отдельная экологическая экспертиза и выдаваться разрешение.
Бюджет проекта на 1998 год составляет $198 млн.
Проект "Сахалин-2"
Проект предусматривает освоение нефтегазовых месторождений Лунское и Пильтун-Астохское. Месторождения расположены в Охотском море (13-16 км от берега). Суммарные запасы нефти и газа Пильтун-Астохского и Лунского месторождений составляют 140 млн. тонн и 408 млрд. кубометров. Прямые инвестиции в проект составят не менее $10 млрд.
Впервые переговоры по проекту "Сахалин-2" начались в 1988 году между Миннефтепромом СССР и компанией McDermott (США). В 1991 году победителем тендера на право разработки ТЭС проекта был признан консорциум, состоящий из компаний McDermott, Marathon (США) и японской Mitsui. В 1992 году в состав консорциума также вошли Royal Dutch/Shell и Mitsubishi. В марте 1993 года ТЭО проекта было утверждено российским правительством и стороны приступили к переговорам по условиям проекта. В июне 1994 года было подписано соглашение между Sakhalin Energy и российским правительством. К реализации проекта консорциум приступил спустя 2 года (из-за отсутствия соответствующей законодательной базы по СРП). В мае 1997 года из состава акционеров консорциума по проекту "Сахалин-2" вышла McDermott, продав свою 20%-ю долю остальным участникам консорциума за $110 млн.
Состав консорциума Sakhalin Energy Investment Ltd. (оператор проекта):
Marathon Sakhalin Ltd. - 37,5%
Shell Sakhalin Holding - 25%
Mitsui Sakhalin Development - 25%
Diаmond Gas (дочерняя компания Mitsubishi) - 12,5%
В конце января 1998 года Sakhalin Energy и "Роснефть-Сахалинморнефтегаз" подписали контракт, согласно которому российская компания обязалась провести работы по морскому оценочному бурению на континентальном шельфе Сахалина в летний период 1998 года. Стоимость контракта - $12,8 млн.
В мае 1999 года завершен монтаж плавучего нефтегазодобывающего комплекса "Витязь" для добычи нефти в рамках проекта "Сахалин-2". "Витязь" установлен в Охотском море на расстоянии 18,5 км от северо-восточного побережья о. Сахалин. В комплекс "Витязь" входит стационарная ледостойкая платформа "Моликпак", наливное плавучее нефтехранилище (танкер) "Оха" и подводный трубопровод длиной в два километра. Общая стоимость сооружения - более $1 млрд. Главное звено комплекса - добывающая платформа "Маликпак". "Программная" мощность "Витязя" - 10 млн. тонн нефти в год.
Первая официальная нефть на шельфе Сахалина в рамках проекта "Сахалин-2" была добыта в начале августа 1998 года (на Пильтун-Астохском месторождении). Реально же первая нефть с комплекса "Витязь" началась 5 июля. На первом этапе реализации проекта нефть будет экспортироваться только во время навигации (6 месяцев в году), бурение будет проводится в течение всего года. Сегодня в рамках проекта "Сахалин-2" на Пильтун-Астохском месторождении добывается ежесуточно свыше 680 тонн нефти, однако консорциум предполагает до первой половины 2000 года увеличить суточную добычу в 8 раз, до конца 2000 года - в 17 раз.
Нефтегазоконденсатное месторождение «Пильтун – Астохское»
Находится на северо-восточном шельфе Сахалина и расположено в 15 - 20 км к востоку от южной оконечности Пильтунского залива между Одоптинским месторождением на севере и Аркутун-Дагинским месторождением на юге. Месторождение открыто в 1986 году и введено в промышленную разработку в 1999 г.
Месторождение открыто в 1986 году в результате бурения и опробования поисковой скважины № 1 и расположено на шельфе Северо-Восточного Сахалина, в 15-20 км к востоку от береговой линии на широте южного замыкания залива Пильтун. Глубина моря в районе месторождения изменяется от 27 до 35 м.Залежи нефти и газа открыты в песчано-алевритовых пластах-коллекторах нижненутовского подгоризонта. Месторождение приурочено к крупной одноименной мегантиклинали, расположенной в пределах Одоптинской антиклинальной зоны. Пильтун-Астохская мегантиклиналь размером 32х8 км осложнена тремя куполами: Пильтунским, Южно- Пильтунским и Астохским.Продуктивная часть разреза залегает на глубинах 1200-2500 м и относится к нижненутовскому подгоризонту, представленному чередованием мелкозернистых песчано-алевритовых пластов-коллекторов (XII-XXV) мощностью от 2 до 70,6 м и глинистых разделов-покрышек мощностью от 2 до 123 м.
На Пильтун-Астохском месторождении установлена результатами бурения и прогнозируется по ГИС продуктивность 12 пластов: XII, XIII—IV, XVI-XVII, XVIII, XIX, XXI, ХХ12, ХХ13, XXII, XXIII, XXIV2, XXV. Значительную роль в размещении залежей по площади играют разрывные нарушения и глинизация пластов-коллекторов. В разрезе нижненутовского подгоризонта открыто или прогнозируется 30 залежей нефти, газа и конденсата.На Пильтунском куполе месторождения в блоке I открыто и прогнозируется 11 залежей: 3 нефтяных с газовыми шапками в XXII, XXIII, XXVI2, пластах, 5 нефтегазоконденсатных с нефтяными оторочками в XVII, XIX, XXI1, ХХI2 и ХХI3 пластах, и 3 газовых в XII, XIII-XIV, XVI-XVII пластах.
В блоке II южной части Пильтунского купола скважинами № 7 и № 11 установлено и предполагается 8 залежей: 4 газоконденсатныхс нефтяными оторочками (пласты XIX, XXI1, и ХХI2, ХХI3);
2 - газоконденсатные (в XVIII и XXIII пластах) и
2 газовые (пласты XII и XVI-XVII). В разрезе Южно-Пильтунского свода открыто 7 залежей: 5 газоконденсатных с нефтяными оторочками (XIX1, XXI, XXI1, ХХI3, XXIII пласты), 1 - газоконденсатная (XXIV2 пласт) и 1 - газовая (XVI-XVII пласты).
На Астохском куполе, в южной части месторождения, установлено 4 залежи: 2 нефтяных (пласты XXI1, и ХХI2), 1 - газоконденсатная с нефтяной оторочкой (XXII пласт) и 1 - газоконденсатная (XXV пласт).Пласты-коллекторы в нижней части нижне-нутовского разреза (XVIII-XXIV пласты) литологически изменчивые и глинизируются на восточном крыле структуры и межкупольных сочленениях. Пласты, залегающие в верхней части разреза (XII-XVI), обычно развиты по всей площади с уменьшением мощности или глинизацией на западном погружении структуры.Величины эффективных мощностей пластов-коллекторов колеблются от 1,5 до 38 м. Коллекторские свойства пластов, содержащих залежи, характеризуются высокими значениями пористости - от 20 до 29%. Типы залежей месторождения различные: пластовые-сводовые, пластовые, литологически и тектонически экранированные.
Максимальный дебит нефти получен из нефтяной залежи ХХI2 пласта в скважине № 11 через 20,25-миллиметровый штуцер и составил 636,2 м3/сут. Дебит газа в газоконденсатной залежи ХХI2 с нефтяной оторочкой в скважине № 6 через 15,1-миллиметровый штуцер составил 396 м3/сут.Нефти месторождения легкие (плотностью 0,824-0,856 г/см3) малосмолистые (содержание смол - 0,11-5,5%), малопарафинистые (0,5-1,98%), малосернистые (содержание серы 0,23-0,25%), с высоким выходом бензиновых фракций. Свободный газ газовой шапки XXII пласта залежей состоит из метана (90,6%), содержание этана равно 5%, С02 - 0,69%>, азота0,35%. Потенциальное содержание стабильного конденсата оценивается величинами 77-153,7 г/м3.
Лунское нефтегазоконденсатное месторождение
Месторождение расположено на шельфе Северного Сахалина, в 12-15 км восточнее береговой линии острова. Глубина моря на месторождении 42х17 м.Антиклинальная структура была открыта и подготовлена детальными сейсмическими работами МОГТ (1978 г.).
Залежи нефти и газоконденсата приурочены к песчаным пластам дагинского горизонта (средний-нижний миоцен). Во вскрытом разрезе (мощностью 1180 м) выделено 19 песчаных, алеврито-песчаных пластов мощностью до 100 м. Разделы между пластами-коллекторами сложены глинами (мощностью 3-7 м). Песчаники мелкозернистые, хорошо отсортированные, имеют высокие показатели ФЕС (пористость -до 28-29%, проницаемость - до 1,5 мкм2). Продуктивные пласты перекрыты хорошо отсортированными глинами окобыкайского горизонта (средний миоцен) мощностью 630-750 м.Залежи углеводородов контролируются крупной брахиантиклинальной складкой (размером 8,5x26 км, с амплитудой около 600 м). Структура пересечена серией сбросо-сдвиговых нарушений с амплитудами смещения от нескольких метров до 200 м (рис. 130-132). Углы падения пород на крыльях структуры достигают 8-10°. Вверх по разрезу складка выполаживается, углы падения равны 3-4°.
На месторождении в 15 пластах открыто 11 залежей, из них 10 залежей газоконденсатных (в пластах I, II, IV, V-a, V-б, V-XI-XII, XIII, XIV-6, XVI и XVII) и одна газоконденсатная с нефтяной оторочкой (пласты I—IV во II-V блоках).В I блоке установлено 9 пластовых, тектонически экранированных газоконденсатных залежей. Размеры залежей меняются в пределах: длина - от 5,75 (I пласт) до 4,2 км (XVII); ширина - от 4 (I) до 2,5 км (Vа); высота - от 110 (XVI) до 30 м (XVII). Пористость (по ГИС) уменьшается с глубиной с 25 (I, II, IV) до 16% (XVII), газонасыщенность - с 65 (I) до 48% (XVII), проницаемость, определенная по гидродинамическим данным, меняется в пределах 8-430-10 3 мкм2 (верхние пласты имеют лучшие показатели).
Во II-V блоках установлено две залежи: газоконденсатная с нефтяной оторочкой (I—IV пласты) и газоконденсатная (V-XII); обе приурочены к пластово-массивному резервуару. Залежи гидродинамически связаны. На контактах с водой пластовое давление равно условному гидростатическому. Уровень ГНК для верхней залежи совпадает с уровнем ГВК для нижней, что обусловлено небольшой высотой нефтяной оторочки (12-30 м). Размеры верхней залежи - 15х6,5 км, высота по блокам меняется от 400 (V блок) до 345 м (II-III блоки). Пористость - 24-26%, газонасыщенность - 62-65%.Газоконденсатная пластово-массивная залежь V-XI-XII пластов имеет размеры 13,5x5,75 км, высоту от 129 (II-III блок) до 253 м (V блок). Коллекторы характеризуются пористостью 24-26%, газонасыщенностью 73-74%.Пластовые воды гидрокарбонатнонатриевые, слабосоленые, с минерализацией до 20 г/л. Нефти легкие (0,810-0,816 г/см3), малосмолистые (асфальтово-смолистые компоненты 1,22-1,55%), малосернистые (от следов до 0,13%), малопарафинистые (от 0,74 до 2,85%). Газосодержание пластовой нефти - 210 м3/т.
В групповом углеводородном составе бензиновой фракции преобладают метановые (в среднем 50% об.), нафтеновые и ароматические (по 25%) имеют подчиненное значение.
Свободные газы метановые (в среднем 91,2%), полужирные (содержание тяжелых гомологов метана до 7,0%), низкоазотные (0,35%), низкогелиевоносные (менее 0,001%). Потенциальное содержание стабильного конденсата составляет 119,4 г/см3. Плотность конденсата изменяется от 0,740 до 0,779 г/см3 (средняя величина 0,748 г/см3). Конденсаты имеют низкое содержание асфальтово-смолистых веществ (не более 0,18%) и парафина (0,06-0,66%). Выход светлых фракций до 200° - в среднем 86%. В групповом углеводородном составе преобладают метановые углеводороды (в среднем 56%), нафтеновые (25%) и ароматические (19%) имеют подчиненное значение.
Проект "Сахалин-3"
Проект предсматривает разработку Киринского (находится в 50 км от берега, глубина моря - 150 м), Аяшского и Восточно-Одоптинского блоков.
Прогнозные запасы блоков
Киринский - 6878 млн. тонн нефти и 873 млрд. кубометров газа
Аяшский - 330 млн. тонн нефти
Восточно-Одоптинский - 250 млн. тонн нефтяного эквивалента
Лицензия на освоение Аяшского и Восточно-Одоптинского блоков принадлежит компании Exxon, владельцами лицензии на разработку Киринского блока являются Mobil и Texaco, выигравшие тендер на разработку блока в 1993 году.
Киринское газоконденсатное месторождение открыто в 1992г. В разрезе месторождения установлена продуктивность отложений дагинского горизонта.
Месторождение расположено в 25 км от берега, глубина моря 80 м.
Месторождение осложнено поперечным разломом типа сброса небольшой амплитуды. В терригенной толще переслаивания глинистых и песчано-алевролитовых пород дагинского горизонта установлены 4 продуктивных пласта в интервале глубин 2820-З000м. Газоконденсатные залежи массивно-пластового и пластового типа. Пористость коллекторов 18-22%.
На соседнем Лунском нефтегазоконденсатном месторождении продуктивными являются 17 пластов дагинского горизонта с продуктивной толщиной около 1000.
Сахалинская нефтяная компания создана на основе соглашения, подписанного Центральной топливной компанией (примнадлежит Московской нефтяной компании) и администрацией Сахалинской области в апреле 1998 года. Кроме совместных проектов добычи нефти и газа, соглашение предусматривает сотрудничество в области производства электроэнергии и сбыта нефтепродуктов на острове. В качестве основного вклада в УК новой компании администрация намеревалась передать лицензии на нефтяные месторождения при одобрении местной Думы. Администрация имеет право самостоятельно распоряжаться недрами на шельфе Сахалина в пределах 12-мильной зоны. Как заявил тогда же губернатор Сахалинской области Игорь Фархутдинов, администрация хотела бы вместе с ЦТК стать участником создающихся международных консорциумов по освоению сахалинского шельфа, причем к создающимся губернатор причислил проекты "Сахалин-3", "Сахалин-4", "Сахалин-5" и "Сахалин-6".
В середине апреля 1999 года правительственная комиссия одобрила предложение о включении Восточно-Одоптинского и Аяшского блоков проекта Сахалин-3 в число участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях соглашения о разделе продукции.
В начале мая 1999 года президент РФ Борис Ельцин подписал закон о разработке Киринского блока проекта Сахалин-3 на условиях раздела продукции. Закон был принят Государственной Думой 14 апреля и одобрен Советом Федерации 22 апреля.
В начале августа 1999 года российское правительство приняло решение об образовании комиссии по разработке условий пользования недрами и подготовке проекта соглашения о разделе продукции по Киринскому блоку проекта "Сахалин-3". Возглавил комиссии заместитель министра топлива и энергетики РФ Валерий Гарипов.
Проект "Сахалин-4"
Во второй половине апреля 1998 года НК "Роснефть", ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз" и американская компания ARCO подписали соглашение о создании альянса в целях разработки и добычи углеводородного сырья на месторождениях сахалинского шельфа в рамках проекта "Сахалин-4".
В соответствии с документом, российские компании получают по 25,5% долевого участия в проекте, ARCO - 49%. Для реализации проекта будет создана совместная проектная компания, которая будет являться оператором проекта. До подтверждения коммерческих запасов на Астрахановской структуре (лицензия принадлежит "Роснефть-Сахалинморнефтегазу") все затраты по проекту несет американский партнер.
К концу 1999 года НК "Роснефть" намеревалась подписать соглашение с ARCO о совместном проведении геологоразведочных работ на Астрахановской морской структуре. Ожидается, что в 2000 году в рамках проекта "Сахалин-4" будет пробурена одна разведочная скважина и проведена интерпретация данных сейсморазведки.
Общая стоимость разработки Астрахановской морской структуры составит $2,6 млрд., срок проведения геологоразведочных работ - не менее 6 лет, прогнозные извлекаемые запасы газа - 90 млрд. кубометров.
Проект "Сахалин-5"
В начале марта 1998 года ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз"и British Petroleum подписали протокол о намерениях по разработке месторождений сахалинского шельфа в рамках проекта "Сахалин-5". При этом представители BP не исключили вероятности того, что в реализации проекта примет участие стратегический партнер британской компании - российская "СИДАНКО".
В конце июля 1998 года British Petroleum выиграла тендер на участие в проекте "Сахалин-5" по разработке перспективного нефтеносного блока на северной части шельфа Сахалина в районе поселка Рыбновск (Восточно-Шмидтовский блок). Прогнозные извлекаемые запасы нефти составляют 600 млн. тонн нефти и 600 млрд. куб. метров газа. Предполагаемый год начала промышленной добычи сырья - 2010, максимальный годовой уровень добычи нефти - 35,5 млн. тонн, газа 34,2 млрд. куб. метров.
Британская компания возьмет на себя все затраты на проведение геологоразведочных работ на участке "Сахалин-5". Совместное финансирование проекта начнется после объявления о коммерческом открытии месторождения.