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.