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.