USD 74.0448

-0.39

EUR 89.4461

-0.93

BRENT 63.95

+0.64

AИ-92 44.38

0

AИ-95 48.28

+0.01

AИ-98 53.72

0

ДТ 48.81

+0.03

2558

Северо-Венинское газоконденсатное месторождение

ГКМ относится к проекту Сахалин-3 и расположено на шельфе Охотского моря

Северо-Венинское  газоконденсатное месторождение

Северо-Венинское газоконденсатное месторождение (ГКМ) - перспективное месторождение, которое расположено в пределах шельфа Охотского моря вдоль восточной части острова Сахалин.

Входит в Венинский лицензионный участок недр, который является одним из 4х блоков проекта Сахалин-3.


Севернее Венинского блока находится Айяшский лицензионный блок проекта Сахалин-3, который включает входящие в проект Сахалин-1 месторождения Чайво и Арктун-Даги.

Южнее Венинского блока находится Киринский лицензионный блок проекта Сахалин-3, который также включает входящее в проект Сахалин-2 Лунское ГКМ.

Проекты Сахалин-1 и Сахалин-2 разрабатываются по соглашению о разделе продукции (СРП).


Площадь Венинского блока составляет 5300 км2

Глубина моря в районах основных перспективных структур изменяется в интервале 0-150 м.


Оператор проекта - Венинефть - 100% дочка созданной Роснефтью и китайской нефтехимической корпорацией Sinopec на Кипре в октябре 2006 г. проектной холдинговой компании Venin Holding Ltd.

В проекте Сахалин-3 с долей участия 25,1% должна была участвовать подконтрольная администрации Сахалинской области Сахалинская нефтяная компания, но в итоге она не попала в проект.  


Еще в марте 2007 г. Роснефть и Sinopec заключили акционерное и операционное соглашение (АОС) в отношении совместной деятельности по разведке и освоению по проекту Сахалин-3. 

Доли участия сторон в проекте: Rosneft International Ltd - 100% дочка Роснефти, в проекте Сахалин-3 имеет долю участия -  74,9%, а Sinopec Overseas Oil and Gas Ltd - 100% дочка Sinopec, - 25,1%.

Венинефть была держателем государственной лицензии на геологическое изучение Венинского участка недр, действующей до 31 декабря 2013 г.

На этапе геологоразведочных работ (ГРР), Sinopec кроме собственной доли участия в проекте финансировал большую часть доли участия Роснефти.

На кредитное финансирование в счет доли участия Роснефти начисляются проценты по ставке Libor +2,5%, на условиях возврата вложенных средств с начисленными процентами  за счет прибыли в случае открытия месторождения.

В случае прекращения проекта из-за неэффективности ГРР, вложенные Sinopec финансовые средства не возвращаются, а результаты ГРР являются его собственным риском.


В период 2004-2013 гг. на участке недр был выполнен значительный комплекс геологоразведочных работ:  

  • комплекс эколого-рыбохозяйственных исследований по программе разработанной ФГУП «Всероссийский НИИ рыбной отрасли»;

  • закуплены и переинтерпретированы полевые материалы сейсмической съемки 2D, выполненной в предыдущие периоды;

  • проведена 3D сейсморазведка на площади 980 км2;  

  • выполнена 2D сейсморазведка в транзитной (переход суша-море) зоне -125,5 погонных км.;

  • на 3х перспективных структурах пробурено 4 морских поисковых скважины: Южно-Айяшская №1, Северо-Венинская №1, Северо-Венинская №2, Венинская №3.


В результате выполненных работ на участке недр было открыто среднекрупное Северо-Венинское газоконденсатное месторождение.

Его запасы по категориям С1 и С2 российской классификации оцениваются в 35,5 млрд м3 газа и 3,1 млн т газового конденсата.

Открыто было также Ново-Венинское газонефтяное месторождение, запасы которого не имеют промышленного значения.

Блок Северо-Венинского месторождения оконтурен по  изогипсе - 3030 м и имеет размеры 6 * 2,5 км2, высота залежи - 287 м.

Продуктивный разрез представлен песчано-алевритовыми пластами верхне-среднедагинского подгоризонтов толщиной  13,7-59 м, разделенными алеврито-глинистыми пропластками толщиной 3-11 м. 

Мощность газонасыщенного разреза (пласты I-V) достигает 287 м.  


Подсчет запасов Северо-Венинского ГКМ был в свое время произведен объемным методом с использованием программного комплекса Petrel (Шлюмберже, Schlumberger).

При определении подсчетных параметров использованы данные интерпретации ГИС по скважине Северо-Венинская №1.

Продуктивный интервал в скважине имеет эффективную газонасыщенную толщину - 170,5 м.

Средневзвешенная по толщине прослоев пористость для запасов категории С1 составила 17%, газонасыщенность - 69 %.

Для запасов категории С2, выделенных в Блоке ниже запасов категории С1, расчетная газонасыщенность составляет 51%, пористость - 16%.

Коллектор также характеризуется проницаемостью до 311 мД. 

Подсчетные параметры, зависящие от состава газа, приняты по результатам анализа проб газа.

Потенциальное содержание газового конденсата принято по аналогии с соседним Лунским ГКМ. 

 

На наличие массивно-пластовой газоконденсатной залежи и возможную гидродинамическую связанность пластов указывают высокие градиенты пластовых давлений (превышающие гидростатические) и высокие значения дебита свободного газа (221,7-908,4 м3/сутки).

Однако нельзя исключать и наличие наличия пластово-сводовой модели  если существуют глинистые пропластки-экраны, при которых гидродинамическая связь пластов может отсутствовать.    

 

Для подтверждения геологической модели месторождения, уточнения оценки запасов природного газа и газового конденсата для последующего принятия окончательногоо инвестиционного решения (ОИР) о разработке месторождения еще в 2012 г. планировалось бурение поисково-оценочной скважины Северо-Венинская №3.


Бурением скважины предполагалось:

  • подтвердить строение залежи (массивно-пластовая или пластово-сводовая);

  • уточнить возможный прирост запасов с нижезалегающих горизонтов и перевод запасов из категории С2 в категорию С1.

С тех пор ОИР партнерами так и не принято.


Пока не ясно с чем это связано:

  • по причине политики властей РФ, в соответствии с которой в последнее время неявно предполагается, что на природный газ поставлен Газпром, а на СПГ - НОВАТЭК, и плодить внутрироссийского конкурента не нужно,

  • или по причине сложности и необходимость вкладывать дополнительные существенные инвестиции в разведку и обустройство Северо-Венинского ГКМ.


В 2013 г. Венинефть сдала в установленном порядке в в нераспределенный фонд закончившую действие лицензию на геологическое изучение Венинского участка недр и подала заявку на получение лицензии на разведку и добычу углеводородов.

На этом этап геологического изучения был полностью заврешен.

По состоянию на октябрь 2018 г. лицензия на разведку и добычу Венинефти не выдана, несмотря на то, что это дочка Роснефти.

В настоящее время Венинефть работы на участке недр не проводит. 

Предполагаемый сценарий разработки Северо-Венинского месторождения

Базируется на плотности запасов 1,85 млрд м3/км2, линейных размерах залежи, блокового тектонического строения и принятого радиуса дренирования скважины газа 2 км.

Оптимальная разработка залежи может проводится 3мя наклонно-направленными скважинами с горизонтальным заканчиванием до 1 км в отдельном тектоническом блоке при условии экранирующих качеств разделяющих нарушений. 

Режим разработки - режим истощения, когда коэффициент извлечения газа (КИГ) обусловлен конечным пластовым давлением, которое в свою очередь зависит от минимально возможного давления на устье, и, в отдельных случаях,  КИГ может достигать 90-99%.

Для бурения предполагается использование наземной буровой установки г/п не менее 430 т.

Расчетная продолжительность бурения - 64 дня.

Спуск эксплуатационного инструмента - 5 дней, перемещение между скважинами - 3 дня. 


Предполагаемые площадки:  

  • северная часть косы Пластун -  площадка для монтажа БУ;

  • район урочища Такрво - площадка размещения установки комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГ).

Но нужно помнить, что Ногликский район, и в особенности коса Пластун, - места обитания коренных малочисленных народов севера (КМНС).

 

Схема обустройства Северо-Венинского ГКМ включает строительство и монтаж следующих объектов:  

  • береговая площадка (БП) с БУ для разбуривания ГКМ;  

  • узел комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГ);  

  • промысловый трубопровод неразделенной продукции БП Северо-Вениская - УКПГ (Ø 500 мм, L= 9 км);  

  • магистральный газопровод (МГП) УКПГ - крановый узел Боатасино (Ø 400 мм, L= 55 км);  

  • конденсатопровод УКПГ - действующая трубопроводная система НГДУ Катанглинефтегаз (Ø 100 мм, L= 3,5 км).

 

В 2017 г. на конференции Нефть и газ Сахалина-2017 губернатор Сахалинской области О. Кожемяко поведал о планах Роснефти начать промышленное освоение Северо-Венинского ГКМ на шельфе Охотского моря.

В октябре 2018 г. И. Сечин на очередном Форуме в г. Верона, не назвав сроков, лишь подтвердил, что с Sinopec ведется подготовка к освоению Северо-Венинского ГКМ в рамках проекта Сахалин-3. 





Подпишитесь на общую рассылку

лучших материалов Neftegaz.RU

* Неверный адрес электронной почты

Нажимая кнопку «Подписаться» я принимаю «Соглашение об обработке персональных данных»