Вестник Томского государственного университета. Экономика. Дальний восток добыча нефти


Восточная Сибирь и Дальний Восток (суша)

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке находятся крупные добывающие активы Компании. В 2017 году достигнуты высокие уровни добычи на Ванкорском кластере и Верхнечонском месторождении, суммарно в размере 30,4 млн т. Указанные регионы обеспечат основной рост добычи Компании в среднесрочной перспективе за счет разработки новых месторождений Ванкорского кластера, Юрубчено-Тохомского, Среднеботуобинского и Куюмбинского месторождений.

30,4 млн т добыча нефти на Ванкорском кластере и Верхнечонском месторождении в 2017 году

АО «Верхнечонскнефтегаз»

АО «Верхнечонскнефтегаз» занимается разведкой и разработкой Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, второго крупнейшего месторождения в Восточной Сибири, расположенного в Иркутской области. Кроме того, Общество выступает оператором на 12 лицензионных участках недр ПАО «НК «Роснефть» в Иркутской области и Красноярском крае.

Освоение Верхнечонского месторождения ведется с применением передовых технологий – операций ГРП и МГРП. Также проводятся мероприятия, направленные на оптимизацию строительства и заканчивания скважин, мониторинга параметров работы продуктивного пласта, а также выбора оптимального режима эксплуатации объектов инфраструктуры.

В рамках реализации стратегической цели по сокращению цикла строительства и стоимости скважин в ПАО «ВЧНГ» были проведены пилотные работы по бурению стека из четырех скважин конвейерным способом. В результате опробования нового подхода к организации буровых работ получено сокращение цикла бурения более чем на 10 % и стоимости – на 5 %.

>10 % сокращение цикла бурения в результате опробования нового подхода к организации буровых работ на Верхнечонском месторождении

Ванкорский кластер

ООО «РН-Ванкор» является оператором по освоению месторождений Ванкорского кластера – Ванкорского (крупнейшего из открытых за последние 20 лет), Сузунского, Тагульского и Лодочного, расположенных в Туруханском и Таймырском муниципальных районах на севере Красноярского края.

>159 млн т добыча нефти и газового конденсата с начала промышленной эксплуатации Ванкорского кластера

С начала промышленной эксплуатации Ванкорского месторождения в августе 2009 года добыча нефти и газового конденсата всего Ванкорского кластера превысила 159 млн т.

Общество успешно реализовало программу геолого-технических мероприятий на действующем фонде, продолжило бурение новых скважин, провело мероприятия по обеспечению увеличения добычи на новых активах. Однако вследствие выполнения Компанией Соглашения с ОПЕК+ добыча жидких углеводородов по Ванкорскому кластеру в 2017 году была ограничена на уровне 2016 года.

На месторождениях Ванкорского кластера продолжается эксплуатационное бурение, строительство первоочередных объектов и обустройство инфраструктуры. Для повышения эффективности добычи на месторождениях Ванкорского кластера разработка ведется горизонтальными скважинами.

АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» («Востсибнефтегаз»)

АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» ведет деятельность на пяти (на двух – как недропользователь) лицензионных участках на территории Красноярского края. Общество реализует проект по освоению расширенного первоочередного участка Юрубчено-Тохомского месторождения, расположенного в Эвенкийском районе Красноярского края.

Учитывая сложное геологическое строение месторождения, его разработка ведется с применением нестандартных решений и передовых методов нефтегазодобычи. Новые технологии призваны обеспечить высокую экономическую эффективность проекта, технологическую и экологическую безопасность.

В 2017 году в режиме комплексного технологического опробования начата эксплуатация установки подготовки нефти (УПН-1) на Юрубчено-Тохомском месторождении.

~1,7 млн т добыча с начала разработки Юрубчено-Тохомского месторождения

В 2017 году в режиме комплексного технологического опробования начата эксплуатация установки подготовки нефти (УПН-1) на Юрубчено-Тохомском месторождении. Завершаются строительно-монтажные работы на объектах первой очереди проекта и продолжается дальнейшее развитие производственной и сопутствующей инфраструктуры. По итогам года АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» добыла более 700 тыс. т нефти. Добыча с начала разработки Юрубчено-Тохомского месторождения – одного из крупнейших на территории Красноярского края – составила ~1,7 млн т.

На проекте ведется строительство многозабойных скважин с применением новой технологии бурения с регулируемым давлением, с закачкой в бурильный инструмент инертного газа – азота. Это позволило достичь проектных показателей, минимизировать поглощения бурового раствора и увеличить пусковые дебиты. На проекте активно применяются инновационные технологии, что позволяет повысить охват продуктивной залежи и увеличить коэффициент извлечения нефти. «Роснефть» рассматривает методику, отработанную на объектах Юрубчено-Тохомского месторождения, как базовую и планирует внедрить ее в других Обществах Группы.

Буровая установка на Юрубчено-Тохомском месторождении АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания»

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» ведет деятельность на 10 (на двух – как недропользователь) лицензионных участках на территории Республики Саха (Якутия).

В настоящее время Общество разрабатывает Центральный блок и Курунгский лицензионный участок Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения. Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение входит в тройку самых крупных активов «Роснефти» в Восточносибирском нефтяном кластере.

1,2 млн т добыча жидких углеводородов ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» в 2017 году

«Таас-Юрях Нефтегазодобыча» по итогам 2017 года увеличило добычу нефти на 14 % по сравнению с 2016 годом – до 1,2 млн т. Рост добычи был достигнут за счет увеличения производственных мощностей в рамках второй очереди развития предприятия и ввода в работу напорного трубопровода для транспортировки нефти со Среднеботуобинского месторождения.

В Обществе успешно опробована технология многозабойных скважин (МЗС) на объектах разработки со сложным геологическим строением. На Среднеботуобинском месторождении завершено строительство пяти многозабойных скважин, в том числе трех скважин по технологии Fishbone («рыбья кость»).

Успешно опробована технология МЗС на объектах разработки со сложным геологическим строением.

Строительство уникальной многоствольной скважины по конструкции Fishbone («рыбья кость») Строительство уникальной многоствольной скважины по конструкции Fishbone было проведено с рекордной общей длиной горизонтального ствола по продуктивному пласту 5 030 м. Длина основного ствола скважины № 2039 составила 1 530 м, каждого из семи боковых стволов – 500 м. Работы по строительству этой скважины заняли менее 60 сут., что намного быстрее, чем бурение двух традиционных скважин.

Применение таких скважин позволяет повысить эффективность бурения с учетом сложных геологических условий и снять ряд технологических ограничений по его разработке. Средняя начальная продуктивность скважин, пробуренных по технологии Fishbone, в четыре раза превысила продуктивность традиционных горизонтальных скважин.

ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»

ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» ведет деятельность на 28 (недропользователь – ПАО «НК «Роснефть») лицензионных участках на суше острова Сахалин и трех участках (недропользователь – ПАО «НК «Роснефть») на шельфе Охотского моря.

9,5 % рост добычи жидких углеводородов ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» в 2017 году

Основная часть запасов ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (около 70 %) сосредоточена на пяти месторождениях: Одопту-море, Катангли, Монги, им. Р. С. Мирзоева, Набиль.

В 2017 году добыча жидких углеводородов составила более 1,2 млн т, что выше уровня 2016 года на 9,5 %. Данный результат был достигнут за счет реализации Программы геолого-технических мероприятий и успешной Программы бурения: в январе 2017 года была введена в работу скважина № 18 Лебединского месторождения с дебитом нефти более 400 т/сут.

www.rosneft.ru

полезные ископаемые, географическое положение, климат :: SYL.ru

Не каждый может осмелиться посетить Дальний Восток. Это самая крайняя точка азиатской части России. Чтобы попасть сюда из Москвы, нужно преодолеть больше восьми тысяч километров. Сильные морозы и частые катаклизмы тоже не добавляют краю привлекательности. Тем не менее разнообразие полезных ископаемых Дальнего Востока не дает ему стать забытым регионом. Что здесь добывают? Какие климатические и географические условия характерны для этой местности?

Географическое положение

Дальний Восток занимает площадь в 6169,3 тыс. км², что составляет почти 40 % всей территории страны. Он расположен на самом краю Евразии, омывается морем Лаптевых, Чукотским, Японским, Беринговым, Охотским и Восточно-Сибирским морями. Он охватывает девять территорий страны. Регионы Дальнего Востока России:

  • Камчатская область.
  • Еврейская автономная область.
  • Сахалинская область.
  • Амурская область.
  • Магаданская область.
  • Приморский край.
  • Республика Саха.
  • Хабаровский край.
  • Чукотский автономный округ.

Кроме материковых земель, к нему также относятся близлежащие острова, например, Сахалин, Командорские острова, Курилы. Здесь находится и остров Ратманова – самая восточная точка страны. Он расположен в 36 километрах от берегов Чукотки, совсем рядом с границей между Америкой и Россией. На континенте самой крайней восточной точкой считается чукотский мыс Дежнёва.

Географическое положение Дальнего Востока сделало его важным участником торгово-экономических отношений с соседними странами. По суше он граничит с Китаем и Кореей, по морю - с Японией и США. От Аляски его отделяет около ста километров. Выходит, что отсюда гораздо быстрее добраться до других государств, чем до большинства городов в России.

Климат

Климат Дальнего Востока не самый комфортный для проживания. Значительная часть региона находится за Полярным кругом. Здесь властвует зима и пронизывающие ветра. Лето на Крайнем Севере может длиться всего месяц или два, а январская температура в - 40 градусов – обычное дело. В Якутии она подчас доходит и до - 60 градусов.

Всего в 30-40 сантиметрах от поверхности земли залегает толстый слой вечной мерзлоты. Это явление изучается в Якутском Институте мерзлотоведения. Из-за столь близкого расположения криозоны, дома на севере Дальнего Востока часто располагаются на сваях, чтобы тепло зданий не растапливало многовековые льды. Впрочем, погода в регионе очень контрастная. Лето достаточно теплое, а порой и жаркое – до 30-40 градусов.

Климат Дальнего Востока зависит от приближенности к морю. Внутри региона он континентальный. С холодными зимами, теплым летом и относительной сухостью. На острова и прибрежные районы океан приносит влажность, а вместе с ней бесконечные снегопады и частые дожди. На Камчатке сугробы вырастают до нескольких метров.

В Приморском крае климат очень мягкий, муссонный. Зимы в нём малоснежные, зато в любое время года здесь бывают тайфуны и циклоны. Летом часто возникают туманы и проливные дожди.

Природные условия

Из-за приближенности к северному полюсу можно предположить, что флора и фауна Дальнего Востока отличаются скудностью. Однако и здесь природа нашла где развернуться. В самых северных районах она вложила все силы в океан. В прибрежных водах плавают синие и гренландские киты, кашалоты, морские свиньи, белухи, дельфины, моржи и тюлени. На суше развернулась зона арктической пустыни, в которую наведываются лишь белые медведи.

Чуть южнее начинается тундра. Вечная мерзлота не дает корням развиваться, поэтому здесь растут в основном кустарники и карликовые деревья. Эта местность богата черникой, брусникой, голубикой, грибами, всевозможными мхами и лишайниками. Здесь водятся грызуны, лисицы, куницы.

Низкорослую тундру сменяет тайга. В ней растут лиственницы, ели, пихты, сосны. На юге региона растянулись леса. Мягкий и влажный климат обеспечивает здесь наибольшее природное разнообразие. Здесь водятся: амурский тигр, пятнистый олень, черный медведь, антилопы, белки, выдры, соболи.

Земля сопок и вулканов

Богатство Дальнего Востока полезными ископаемыми обусловлено его геологическим строением и рельефом. Регион расположен на стыке двух литосферных плит, отчего его поверхность покрывает множество горных хребтов и возвышенностей. Равнины представляют лишь малую часть.

Горы постарше расположены на западе, к востоку их сменяют более молодые образования. Над местным ландшафтом работали не только платформы Земли. Их формировал океан, а также ледники, оставившие после кары, троги, моренные гряды.

На юге Дальнего Востока в основном расположены невысокие горы, равнины и возвышенности. Побережье изрезано бухтами и заливами. В северной части вместе с крутыми горами находятся сотни вулканов. Это очень неспокойный район, в котором часто происходят землетрясения, извержения и цунами.

Топливные ископаемые

Горючие или топливно-энергетические ресурсы не являются главными полезными ископаемыми Дальнего Востока. Но это вовсе не означает, что их нет. Просто регион больше известен богатыми месторождениями металлов и минералов.

Добыча нефти на Дальнем Востоке началась ещё в начале XX века. На острове Сахалин её обнаружили гораздо раньше, чем месторождения в Сибири, а первая вышка заработала в 1910 году. И если резервуары суши используются давно, то в районе шельфа их разработка только начинается. Среди других районов страны Сахалин стоит примерно на 7 месте по запасам природного газа и на 13-м по количеству нефти. Только на шельфе, в Японском и Охотском морях, обнаружено девять месторождений. Около 34 месторождений найдено в Якутии.

Уголь встречается на Дальнем Востоке гораздо чаще. По всему региону его добыча составляет около 42,3 млн т. Запасы угля есть на Сахалине, Камчатке, возле Анадырского залива. Его месторождения разрабатываются на реке Буреи в Хабаровском крае, Южной Якутии, они также найдены на Чукотке и поблизости Магадана. По приблизительным подсчётам, запасов угля на Дальнем Востоке должно хватить ещё на 250 лет.

Нерудные ископаемые

Дальний Восток – настоящая сокровищница России. На его территории находятся огромные запасы неметаллических ископаемых. На сегодня найдено 29 их месторождений. Главные минералы Дальнего Востока: апатиты, алмазы, гранаты, агаты, аметисты, ставролиты, шпаты.

Конечно, в регионе есть не только драгоценные и полудрагоценные камни. Здесь расположены значительные запасы серы, графитов, асбеста, вермикулитов, магнезитов, гипса и каменной соли.

Месторождения цветных и драгоценных камней есть во всех районах Дальнего Востока, кроме Еврейской автономной области. Наибольшее их разнообразие наблюдается в Приморском крае (агат, адамнит, гранат, кальцит, галенит, кварц, опал, розовый кварц, флюорит, магнетит, ломонит и т. д.) и Якутии (везувиан, батисит, кварц, лимонит, кестерит, диопсид, чароит, элит). Республика Саха славится своими алмазами. Всего их открыто около 47 месторождений.

Руды металлов

Почетное место среди полезных ископаемых Дальнего Востока занимают и металлы. Общее число их месторождений - 657. Только в Якутии добывают урановые и железные руды, сурьму, серебро, россыпное золото, вольфрам, олово, цинк и свинец.

В Приморье добывают ванадий, литий, платину, уран, иттрий, германий. Кроме того, в регионе есть залежи меди, хрома, ртути, титана, магния и дорогостоящих редкоземельных металлов.

Золото на Дальнем Востоке представлено в семи регионах, всего в России золотодобывающих областей около 15. Примерно 45 % этого ресурса приходится на Дальний Восток. Регион с уверенностью можно назвать «золотой столицей» страны.

Особенно крупные месторождения найдены в Чукотском округе, Якутии, Хабаровском крае, Амурской и Магаданской областях. Чукотское месторождение Купол считается одним из самых перспективных. В нём залегает около 65 тонн золота и примерно 1800 тонн серебра.

Заключение

Дальний Восток – самый отдаленный регион России. Он обладает красивейшими ландшафтами, состоящими из сопок и дымящих вулканов, между которыми расположились небольшие равнины. Из-за окраинного географического положения, сурового климата и частых катаклизмов большая часть его территорий на севере очень слабо заселено. В последнее время Дальний Восток превратился в один из самых депопулирующих регионов.

Тем не менее полное опустошение ему вряд ли грозит. Благодаря особенностям рельефа, местность богата ресурсами. Разнообразные полезные ископаемые находятся практически в каждом крае и области Дальнего Востока. По запасам нефти, угля, золота и алмазов регион входит в число самых перспективных в России.

www.syl.ru

Газовые перспективы Дальнего Востока ⋆ Geoenergetics.ru

Аналитический онлайн-журнал

geoenergetics.ru

НЕФТЯНОЙ КОМПЛЕКС ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА - PDF

Транскрипт

1 НЕФТЯНОЙ КОМПЛЕКС ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА А. В. Волгин, А. А. Шильнов Московский государственный областной университет, Москва, Россия Oil Complex of the Far East A. V. Volgin, A. A. Shilnov Moscow State Region University, Moscow, Russia Статья посвящена анализу, формирующегося нефтегазового комплекса Дальнего Востока, в условиях стремления России планировать свои внешнеэкономические связи по поставкам углеводородов, не только на европейский, но и на азиатские рынки. Ключевые слова: нефтегазовый комплекс, инфраструктура, углеводороды, шельф, лицензии This article analyzes, emerging oil gas complex of the Far East, in the conditions of the desire of Russia is planning its foreign economic relations for the supply of energy, not only in Europe but also in the Asian markets. Key words: oil and gas, infrastructure, hydrocarbons, offshore licenses Дальний Восток самый большой экономический район и федеральный округ Российской Федерации: его площадь 6169,3 тыс. км 2, или около 36% территории РФ. Население Дальневосточного федерального округа на 1 января 2016 года оценивалась в 6,2 млн. человек. Регион имеет уникальное географическое положение: занимает северо-восточную часть Евразийского материка, имеет выход к двум океанам Тихому и Северному Ледовитому, соседствует с Японией, КНДР, Китаем и США. Дальний Восток обладает разнообразными природными ландшафтами и климатическими условиями, занимает территорию от арктических пустынь до Уссурийской тайги, где присутствует субтропическая растительность. Большая часть территории района это горный рельеф, но встречаются плодородные равнины, например Зейско-Буреинская и Приханкайская. Плоскогорья и низменности преобладают в Центральной и Западной Якутии. Дальневосточный экономический район выделяется в РФ уникальными, имеющими мировое значение, минерально-сырьевыми, топливно-энергетическими, лесными и другими ресурсами. На основе топливных ресурсов Дальнего Востока активно развивается топливно-энергетический комплекс района. Нефтегазовый комплекс Дальнего Востока самый динамично развивающийся сектор топливной промышленности России. Основной прирост добычи углеводородного сырья в России осуществляется за счёт восточных регионов, которые являются стратегически приоритетными регионами на долгосрочную перспективу. Развитие добычи нефти и газа на востоке страны позволило организовать новый крупный промышленный нефтегазовый район, обеспечить выход топлива на энергетические рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. На Дальнем Востоке сосредоточено более 1,8 млрд т начальных суммарных ресурсов нефти на суше и более 8,2 млрд т на шельфе. Большинство нефтяных месторождений Дальнего Востока носят комплексный характер, так как они содержат нефть, газ, конденсат, что позволяет развивать нефтехимию. Основные углеводородные ресурсы Дальнего Востока (83%) сосредоточены в акватории. По всем показателям резко выделяется шельф Северо-Сахалинской нефтегазовой области. В перспективе именно эта область будет определять развитие нефтегазового комплекса Дальнего Востока. Достигнутая разведанность ресурсов углеводородов около 35%, она способна обеспечить добычу нефти в млн т/год. [4]. На Дальнем Востоке можно выделить три района нефтегазадобычи: Северо-Сахалинский, Магаданско- Западно-Камчатский и Западно-Якутский. Северо-Сахалинский район нефтегазодобычи содержит около 35% дальневосточных начальных суммарных ресурсов углеводородов и 97% начальных запасов нефти и газа; из 87 месторождений Дальнего Востока 72 (83%) открыто в этом регионе. Основой сырьевой базы района являются ресурсы шельфа, где уже открыто 11 месторождений из них 5 крупных по нефти и газу. Полномасштабная добыча нефти на Дальнем Востоке ведёт- ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)

2 Рис. 1. Районы нефтегазодобычи на Востоке России [3]. ся из месторождений Чайво («Сахалин-1») и Пильтун- Астохского («Сахалин-2»). Магаданско-Западно-Камчатский района нефтегазодобычи может быть сформирован на базе ресурсов Западно-Камчатской и Северо-Охотской нефтегазовых областей, составляющих 30% от суммарных ресурсов Охотской нефтегазовой провинции. Значительная часть (78%) западно-камчатской акватории отлицензирована и здесь ведутся нефтегазопоисковые и сейсморазведочные работы, которые начались в 2005 году. Лицензия на освоение Западно-Камчатской провинции принадлежала «Роснефти», которая работала вместе с корейской компанией. Несмотря на западные санкции, «Газпром» намерен продолжить осваивать на магаданском шельфе пять месторождений уже самостоятельно, без сторонних иностранных компаний. «Газпром» и «Роснефть» сталкиваются с одной и той же проблемой низкой изученностью акватории. Это стало причиной провала по освоению чукотского шельфа. Эта же причина мешает найти инвесторов для проектов «Анадырь 1,2,3». Поэтому, в условиях санкций и дефицита инвестиционных вло- 50 ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)

3 жений, Магаданско-Западно-Камчатский район нефтегазодобычи, в отличие от Северо-Сахалинского района нефтегазодобычи, остаётся таким же перспективным, но не освоенным [4]. Западно-Якутский район нефтегазодобычи содержит 38% всей нефтедобычи на Дальнем Востоке. Только на Талаканском месторождение в 2015 году было добыто около 8 млн. тонн нефти. Разрабатываются, и готовиться к эксплуатации нефтяные скважины таких месторождений как: Среднебоутобинское, Таас-Юряхское, Северо-Талаканское, Алинское и Восточно-Алинское. Всё это позволило Западной Якутии нарастить добычу нефти в районе с 5,5 млн. тонн в 2011 году, до 10 млн. тонн в 2015 году (табл. 1, рис 3). На рисунке 1, выделены три района нефтегазодобычи Дальнего Востока: Северо-Сахалинский, Магаданско-Западно-Камчатский и Западно-Якутский. Таким образом, существующая структура минерально-сырьевой базы позволяет на Дальнем Востоке сформировать 3 района нефтегазодобычи. Чтобы поддержать достигнутый объем добычи на Д. Востоке (22 млн т/год) необходимо до 2020 г. прирастить 505 млн т. Для стабильного развития нефтегазового направления необходимо проведение региональных работ и их финансовое обеспечение на федеральном уровне. Значительная часть планируемого объёма добычи нефти и газа должна быть обеспечена за счёт прироста запасов на вновь открываемых месторождениях. Для планируемого прироста запасов нефти необходимо открытие не менее 15 достаточно крупных месторождений. Даже при высоком коэффициенте удачи поиск и разведка таких месторождений потребует значительного объёма бурения не менее 120 скважин (не менее 300 тыс. м проходки). В последние годы увеличилась добыча углеводородного сырья на Дальнем Востоке. Мощным стимулом к освоению ресурсной базы и развитию добычи нефти на Дальнем Востоке стало строительство транспортной инфраструктуры: нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта в Козьмино, а также нефтепроводов «Северный Сахалин Де Кастри», «Северный Сахалин Южный Сахалин». Это позволило нарастить добычу нефти в регионе с 4,7 млн т в 2005 г. до 25 млн т в 2015 г.: Республика Саха (Якутия) 9,4 млн т,сахалин 15,5млн т [7]. На Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия) в 2014 г. было добыто 7,7 млн т, или 88% добычи республики. В 2015 г. совокупный объем нефти, добытой компанией «Сургутнефтегаз» в Республике Саха (Якутия), превысил 8 млн т за счёт разработки принадлежащих ей Талаканского, Алинского, Северо- Талаканского и Восточно-Алинского месторождений. Рост нефтедобычи в Республике Саха (Якутия) был обусловлен также последовательным подключением ряда месторождений независимых нефтяных компаний к нефтепроводной системе ВСТО. Рост добычи нефти на Дальнем Востоке связан с вводом в промышленную эксплуатацию в гг. проекта «Сахалин-1» на шельфе Охотского моря и в 2009 г. выходом на круглогодичную добычу нефти по проекту «Сахалин-2». После некоторого спада в гг. на шельфах дальневосточных морей в 2011 г. возобновился рост добычи на проекте «Сахалин-1», однако в 2012 г. падение составило 10% к предыдущему году (с 7,9 млн т до 7,1 млн т), а в 2013 г. добыча снизилась до 7,0 млн т. В начале 2015 г. на проекте «Сахалин-1» была начата добыча нефти с месторождения Аркутун-Даги, поэтому в 2015 г. она выросла на 1 млн т до 8 млн т. По проекту «Сахалин-2» и на континентальных месторождениях, разрабатываемых «Роснефть Сахалинморнефтегазом», сохраняется отрицательная динамика добычи в 2010 г. она составила 6 млн т, сократившись к 2015 г. до 5,2 млн т. [9] Крупнейшие производители нефти на востоке России: контролируемые «Роснефтью» «Ванкорнефть» и «Верхнечонскнефтегаз», а также «Сургутнефтегаз». В гг. произошло значительное увеличение доли «Роснефти» в текущей добыче нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Компания консолидировала 100% «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», владеющей лицензией на разработку Среднеботуобинского месторождения в Республике Саха (Якутия). С октября 2013 г. Среднеботуобинское месторождение введено в промышленную разработку и начаты поставки нефти по собственному нефтепроводу протяжённостью 169 км в трубопроводную систему ВСТО. Планируется достигнуть проектный уровень добычи нефти к 2018 г. 5 млн т в год. Динамика добычи нефти на Дальнем Востоке, сведена в таблице 1. Сегодня на долю «Роснефти» на Дальнем Востоке приходится 20% добываемой нефти. Поэтому основной прирост добычи нефти на востоке будет осуществляться, прежде всего, за счёт государственного монополиста. В условиях значительного увеличения добычи нефти на востоке России возникает необходимость восстановления и расширения мощностей действующих заводов, строительства новых нефтеперерабатывающих заводов для региональных нужд и преимущественно экспортного назначения на Дальнем Востоке. С ростом объёмов добычи нефти и газа на новых месторождениях все более остро встаёт вопрос утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). При неразвитой газотранспортной инфраструктуре специализирующиеся на добыче нефти компании ПНГ закачивают обратно в пласт или сжигают в факелах. Такая ситуация складывается на протяжении последних семи лет с начала массовой добычи нефти в регионе и организации поставок в нефтепроводную систему ВСТО. Переработку нефти на территории Дальнего Востока осуществляют два крупных нефтеперерабатывающих завода (НПЗ) Комсомольский НПЗ (контролируемый «Роснефтью») и Хабаровский НПЗ (с 2014 г. контролируемый ОАО «Независимая нефтяная ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)

4 Таблица 1. Добыча нефти на Дальнем Востоке тыс. т [5]. КОМПАНИИ доля, % 2015/2014 гг., % Республика Саха (Якутия) «Сургутнефтегаз» (Якутия) «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» «Иреляхнефть» «Якутская ТЭК» «Алроса-Газ» 4 4,4 4,2 4 2, «Сахалинтранснефтегаз» 0,2 0,3 0,3 0,3 0,2 59 «Газпромнефть-Ангара» 0,1 4,4 2,5 56 Сахалин «Сахалин-1» «Сахалин-2» «Роснефть-Сахалинспецнефтегаз» «Петросах» Республика Саха (Якутия) и Сахалин Добыча в России Доля добычи Сахалина 4,1 4,0 4,1 4,4 4,5 103 и Республики Саха (Якутия) в России Рис. 2. Нефтеперерабатывающие мощности нефтеперерабатывающих заводов на Дальнем Востоке в гг. [5]. компания» (ННК)), а также мини-нпз компании «Петросах» на Сахалине. Общая мощность нефтеперерабатывающих заводов Дальнего Востока по сырью в 2015 г. составила 13,0 млн т. [6]. Основная часть сырья на НПЗ Дальнего Востока поставляется из Западной Сибири. Кроме того, около 1,4 млн т нефти в год по нефтепроводу «Оха Комсомольск-на-Амуре» на Комсомольский НПЗ с месторождения о-ва Сахалин. Нефть, добываемая на шельфе Сахалина, в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) в полном объёме поставляется на экспорт. В 2013 г. уровень загрузки мощностей Хабаровского и Комсомольского заводов был менее 90%, что связано с большой удалённостью и недостаточным объёмом собственной сырьевой базы, прежде всего для Хабаровского НПЗ. В 2014 г. Уровень загрузки Хабаровского НПЗ сократился на 3%, в то время как на Комсомольском заводе этот уровень близок к предельному уровню 97% (рис. 2). Для повышения надёжности обеспечения сырьём заводов на Дальнем Востоке и сокращения транспортных издержек в августе 2015 г. завершено строительство нефтепровода-отвода от ВСТО до Хабаровского НПЗ протяжённостью 28 км. В связи с подключением к нефтепроводу мощности Хабаровского НПЗ планируется увеличить переработку нефти до 6 млн т к 2019 г. [9] В конце 2017 г. планируется завершить согласование технического проекта и строительство нефтепровода от ВСТО до Комсомольского НПЗ протяжённостью 293 км, поскольку доставка нефти на завод осуществляется при помощи железнодорожного транспорта. Предполагается, что по данному отводу будет транспортироваться до 8 млн т нефти в год. В условиях значительного увеличения добычи нефти на востоке России возникает необходимость восстановления и расширения мощностей действующих 52 ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)

5 Рис. 3. Нефтепровод Восточная Сибирь Тихий Океан [1]. заводов, строительства новых НПЗ для региональных нужд и преимущественно экспортного назначения на Дальнем Востоке. Стимулом к интенсивному освоению ресурсного потенциала Дальнего Востока стало строительство нефтепровода «Восточная Сибирь Тихий Океан» (ВСТО) и спецморнефтепорта «Козьмино», подводящих и соединительных нефтепроводов «Северный Сахалин Южный Сахалин», «Северный Сахалин Де Кастри». Нефтепровод «Восточная Сибирь Тихий океан» связал нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с портами на Дальнем Востоке, а также непосредственно потребителями в Азиатско-Тихоокеанском регионе [9]. На рисунке 3 показана картосхема нефтепровода «Восточная Сибирь Тихий Океан» Первая очередь строительства ВСТО (ВСТО-1), реализованная на участке «Тайшет Сковородино» мощностью 30 млн т в год, введена в эксплуатацию в декабре 2009 г. Начиная с декабря 2010 г., организованы поставки нефти по нефтепроводу «Россия Китай» по маршруту «Сковородино Дацин» в объёме 15 млн т в год. В 2013 г. принято решение о расширении мощности этого участка нефтепровода до 30 млн т к 2018 г. для реализации соглашения между правительствами России и КНР о расширении сотрудничества в сфере торговли сырой нефтью и заключении нового контракта «Роснефть» с китайской CNPC. В 2015 г. компанией «Транснефть» реализованы все технические мероприятия для увеличения поставок нефти в Китай до 30 млн т нефти. Однако в связи с невозможностью со стороны Китая завершить в срок работы по расширению отвода на своей территории из-за ряда законодательных ограничений, стороны подписали техническое соглашение о временном изменении пункта поставки возможность поставлять нефть не только через ВСТО-1, но и через спецморнефтепорт «Козьмино» (конечная точка ВСТО-2) [3]. В конце 2012 г. осуществлён ввод в эксплуатацию нефтепровода «Сковородино спецморнефтепорт «Козьмино»» (ВСТО-2), мощностью 30 млн т в год. В 2014 г. начато строительство нефтеперекачивающей станции в Амурской области, ввод которой в 2017 г. позволит увеличить пропускную способность ВСТО-2 до 39 млн т в год. В перспективе к 2018 г. мощность ВСТО-2 может быть увеличена до 50 млн т нефти в год путём строительства дополнительных нефтеперекачивающих станциях [7]. Для организации крупных поставок нефти и газа российским потребителям и на экспорт в страны АТР на Дальнем Востоке необходимо формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строительство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки нефти, нефтепродуктов, СПГ и конденсата. Экспорт нефти осуществляется по трубопроводной системе «Восточная Сибирь Тихий океан» и далее в двух основных направлениях по нефтепроводуотводу «Сковородино Дацин» и до порта Козьмино. Развитие нефтепроводной системы ВСТО, строительство подводящих трубопроводов и экспортной портовой инфраструктуры позволило в 2014 г. нарастить объем отгруженной нефти из порта Козьмино до уровня 24,9 млн т, или на 17% относительно предыдущего года (табл. 2). С января 2014 г. возобновился транзит российской нефти в Китай через территорию Казахстана. В результате получения права на техническое замещение сырья, российские экспортёры получают казахстанскую нефть на границе Казахстана с Китаем в объёме, аналогичном объёму российской нефти, поставляемой ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)

6 Таблица 2. Экспорт нефти из Дальнего Востока [10]. Источник поставки/направление экспорта 2012 млн т 2013 млн т 2014 млн т % Источники поставок «Сахалин-1» (порт Де-Кастри) 7,1 7,0 7,3 12,1 «Сахалин-2» (порт Пригородное) 5,5 5,4 5,5 9,1 Порт Козьмино (ВСТО) 16,3 21,3 24,9 41,3 Нефтепровод-отвод «Сковородино-Дацин» (ВСТО) 15,1 15,8 16,1 26,8 Нефтепровод «Атасу Алашанькоу» (Казахстан) 6,5 10,7 Способ поставок / Направление экспорта Морской транспорт через порты Де-Кастри и Пригородное (проекты СРП) Китай 2,1 2,0 2,1 3,5 Япония 3,5 3,4 3,6 6,0 Южная Корея 6,6 6,4 6,6 10,9 Прочие 0,4 0,5 0,5 0,8 Всего 12,6 12,4 12,8 21,2 Морской транспорт через порт «Козьмино» (ВСТО, «Транснефть») Китай 4,1 4,9 7,4 12,3 Япония 4,9 7,6 8,5 14,1 Южная Корея 1,0 2,1 3,0 5,0 Прочие 6,4 6,7 6,0 10,0 Всего 16,3 21,3 24,9 41,3 Трубопроводный транспорт (ВСТО «Сковородино-Дацин», «Атасу Алашанькоу» Всего (Китай) 15,1 15,8 22,6 37,5 Всего экспорт Китай Япония Южная Корея Прочие Итого на Павлодарский НХЗ. В результате экспорт российской нефти в Китай по нефтепроводу «Атасу Алашанькоу» в 2014 г. составил 6,5 млн т. Основные маршруты морских поставок нефти из Республики Саха (Якутия) Япония (8,5 млн т), Китай (7,4 млн т) и Южная Корея (3 млн т). Кроме того, поставки нефти осуществляются в Филиппины, Малайзию, Сингапур, США, Таиланд, Тайвань, Индонезию, Новую Зеландию и Австралию [2]. Основным направлением поставок нефти с месторождений Дальнего Востока являются страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В 2014 г. из Дальнего Востока поставлено на экспорт около 60 млн т нефти, что на 22% выше уровня предыдущего года. В результате строительства нефтепровода «Сковородино Дацин» и возобновления экспорта российской нефти по трубопроводу «Атасу Алашанькоу» Китай стал крупнейшим импортёром российской нефти в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Доля Китая в структуре экспорта нефти из России на Тихоокеанском направлении с учётом морских поставок составляет 53%. Отгрузка нефти на экспорт с шельфовых месторождений острова Сахалин осуществляется из порта Де-Кастри, находящегося в Хабаровском крае, а также из порта Пригородное, располагающегося на юге острова Сахалин. В нефтеналивной терминал в порту Де-Кастри нефть поступает посредством системы подводных нефтепроводов с месторождений проекта «Сахалин-1». В порт Пригородное нефть поступает с шельфовых месторождений проекта «Сахалин-2» на севере острова через Транссахалинский нефтепровод [2]. В 2014 г. с проектов СРП на экспорт в Южную Корею поступило 12,8 млн т нефти, что на 3% выше уровня предыдущего года. Основными покупателями нефти шельфовых месторождений острова Сахалин являются Южная Корея (6,6 млн т), Япония (3,6 млн т) и Китай (2,1 млн т). В настоящее время, в связи с геополитическими событиями на Украине, в Сирии, с низкими ценами на нефть, из-за переизбытка её добычи странами ОПЕК и искусственным занижением, и введением санкций против России, экономика нашей страны несёт большие финансовые убытки. Экономика страны молодая и не совсем гибкая, каждый кризис приводит к резкому спаду всех экономических показателей. Поэтому задача России минимизировать зависимость своей экономики от реализации необработанного сырья и нефтедоллара. Развивать бизнес не только с европейскими партнёрами, но и с азиатскими (Китаем, Японией, Южной Кореей) на базе развития нефтегазового комплекса Дальнего Востока, а также активно принимать участие и взаимодействовать в торгово-экономических ассоциациях: Евразийское Экономическое Сообщество (ЕвраАзЭС), БРИКС и др. Ещё одним стимулом развития Дальнего Востока является геополитический фактор. Территория этого региона огромна около 7 млн. км, а численность и плотность населения небольшая, соответственно 6,2 млн. чел и 1 чел на 1 км. В связи с этим регион слабо освоен, его темпы развития не соответствуют темпам развития стран АТР, куда стремиться Россия с учётом геополитических и экономических предпочтений. 54 ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)

7 В этой связи перед правительство Российской Федерации для дальнейшего развития Дальневосточного района стоят ряд задач: первая связанна с формированием инфраструктуры нефтегазового комплекса на Дальнем Востоке с привлечением своего и иностранного капитала и развивать экономику этого региона. Вторая повышение надёжности сырьевой базы углеводородов, которая является основой устойчивого роста добычи нефти в долгосрочной перспективе и приоритетным направлением развития нефтегазового комплекса региона. Повышение надёжности сырьевой базы возможно только путём увеличения объёма геологоразведочных работ (прежде всего глубокого бурения) и его финансирования не только в зоне активного недропользования вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь Тихий океан» (ВСТО), но и на перспективных слаборазведанных территориях. Третья наладить контакты и поставки не просто сырья, а переработанных углеводородов и развитие химической промышленности, и четвертая задача это геологоразведочные работы, для обеспечения непрерывного уровня добычи углеводородов. Итак, в 2009 году Россия выполнила одну из задач и построила нефтепровод «Восточная Сибирь Тихий Океан» (ВСТО-1). Протяжённость нефтепровода составила 2694 км по маршруту «Тайшет Усть-Куг Талаканское месторождение Ленск Олекминск Алдан Тында Сковородино», а мощность 30 млн т в год. В 2012 году сдана вторая очередь «ВСТО-2»: «Сковородино спецнефтепорт Козьмино». К 2015 году мощность ВСТО-1 была увеличена до 58 млн т в год. Начиная с декабря 2010 года, организованы поставки нефти по нефтепроводу «Россия Китай» по маршруту «Сковородино Дацин» [11]. Литература 1. Алексеенков С.О. Топливно-энергетический комплекс России. Проблемы и тенденции развития рынка: монография / С.О. Алексеенков; под ред. Г.М. Казиахмедова. М.: ЮНИТИ-ДАНА: Закон и право, с. 2. Галичанин E.H. Восточные энергетические проекты России и международное сотрудничество // Энергетические измерения международных отношений и безопасности в Восточной Азии. М.: МГИМО-Университет, Герт А.А. Сырьевая обеспеченность нефтепровода Восточная Сибирь Тихий океан / А. А. Герт, П. Н. Мельников, О.Г. Немова и др. // Регион: экономика и социология Григоренко Ю.Н. Минерально-сырьевая база и перспективы развития центров нефтегазодобычи Востока России / Ю.Н. Григоренко, Л.С Маркулис, И.А. Кушмар // Нефтегазовая геология. Теория и практика С Инфо ТЭК. Ежемесячный аналитический бюллетень гг. Важным проектом инфраструктурной составляющей на Дальнем Востоке, является строительство газотранспортной системы (ГТС) «Сила Сибири». В 2012 году компания ОАО «Газпром» приняла инвестиционное решение по проекту обустройства Чаяндинского месторождения, строительства магистрального газопровода «Якутия-Хабаровск-Владивосток», а также строительство объектов по переработке газа в Белогорске. Газодобыча в Якутии и Иркутской области будет развиваться в едином комплексе, в Якутии на базе Чаяндинского месторождения (запасы 1,2 трлн м), а в Иркутской области на базе Ковыктинского месторождения (запасы 1,5 трлн м). На первом этапе построят магистральный газопровод «Якутия-Хабаровск-Владивосток», а на втором Иркутский центр соединят газопроводом с Якутским центром. Маршрут «Силы Сибири» пройдёт вдоль трассы «ВСТО», что позволит снизить затраты на инфраструктуру и энергоснабжение. Протяжённость газопровода составит 4000 км («Якутия-Хабаровск-Владивосток» 3200 км, «Иркутская область-якутия 800 км), производительность 61 млрд м в год. Ввод в эксплуатацию первой части газотранспортной системы «Сила Сибири» планируется на 2017 год. Таким образом, развитие Дальнего Востока это социально-экономическая и геополитическая задача нашего государства. Близость к странам АТР и наличие природно-ресурсного потенциала обуславливает привлекательность региона для инвестирующих компаний стран Азии. Поэтому, на наш взгляд, государство должно искать способы развития производительных сил важнейшего региона страны. 6. Коржубаев А.Г. Перспективы развития нефтяной и газовой промышленности Сибири и Дальнего Востока и прогноз экспорта нефти и газа из России на Тихоокеанский рынок / А.Г. Коржубаев, И.А. Соколова, Л.В. Эдер // Бурение и Нефть С Проект расширения пропускной способности второй очереди магистрального нефтепровода ВСТО URL: / Дата обращения Рыжова А. Нефть и газ Сахалина: проекты на шельфе // Нефть и газ в энергетике (97). С Федеральные округа России. Региональная экономика: учебное пособие / коллектив авторов; под ред. В.Г. Глушковой и Ю.А. Симагина. 3-е изд., перераб. и доп. М.: КНОРУС, с. (Бакалавриат). 10. Эдер Л.В. Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: тенденции, проблемы, современное состояние / Л.В. Эдер, И.В. Филимонова, С.А. Моисеев // Бурение и Нефть С Сведения об авторах: Волгин Александр Владимирович, кандидат географических наук, профессор, заведующий кафедрой экономической и социальной географии географо-экологического факультета МГОУ, Шильнов Александр Анатольевич, кандидат военных наук, доцент кафедры экономической и социальной географии географо-экологического факультета МГОУ, ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)

docplayer.ru

Вестник Томского государственного университета. Экономика / Вестник Томского государственного университета. Экономика (Вестн. Том. гос. ун-та. Экономика)

Внимание! Вы импользуете устаревшую версию браузера, в связи с чем мы не можем гарантировать корректную работу всех систем сайта.

Журнал «Вестник Томского государственного университета. Экономика» включен в перечень рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные результаты диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук, на соискание ученой степени доктора наук. Журнал «Вестник Томского государственного университета. Экономика» создан с целью

  • развития фундаментальных и прикладных исследований в области экономики и менеджмента,
  • получения и распространения передовых знаний и информации в данных областях,
  • интеграции интеллектуального потенциала с ведущими российскими и зарубежными авторами;
  • поддержки и развития научных школ в области экономики и менеджмента.

Журнал «Вестник Томского государственного университета. Экономика» публикует результаты оригинальных исследований в следующих областях: методология,  менеджмент, экономика труда, финансы, региональная экономика, мировая экономика, образование.

Научный журнал «Вестник Томского государственного университета. Экономика» был выделен в самостоятельное периодическое издание из общенаучного журнала «Вестник Томского государственного университета» в 2007 г.

Журнал зарегистрирован в Федеральной службе по надзору в сфере массовых коммуникаций, связи и охраны культурного наследия (свидетельство о регистрации ПИ № ФС 77-29495 от 27 сентября 2007 г.), ему присвоен международный стандартный номер сериального издания: ISSN  2311-3227 (Online), ISSN 1998-8648 (Print).

«Вестник ТГУ. Экономика» выходит ежеквартально и распространяется по подписке, его подписной индекс 44047 в объединённом каталоге «Пресса России». Полнотекстовые версии вышедших номеров можно посмотреть в разделе "Архив".

Все статьи, поступающие в редакцию журнала, подлежат обязательному рецензированию. В настоящее время публикации в журнале осуществляются на некоммерческой основе. Ознакомиться с требованиями к оформлению материалов можно в разделе "Правила оформления".

Адрес редакции: 634050, г. Томск, пр. Ленина, 36, ГОУ ВПО «Томский государственный университет», экономический факультет.

 

 

journals.tsu.ru

Дальнем Востоке добывающей нефть, газ и конденсат

ГОРЮЧИЕ ПОЛЕЗНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕНефть, газ, конденсат Углеводородное (УВ) сырье имеет огромное значение в народном хозяйстве, нет отрасли, где бы не применялись нефтепродукты. В настоящее время, как для России, так и для Сахалинской области, энергетическое направление в использовании нефти и газа остается главным.

Сахалинская область является единственной на Дальнем Востоке добывающей нефть, газ и конденсат. На ее территории выделены два крупных элемента нефтегеологического районирования: Сахалинская нефтегазоносная область и Срединно-Курильский нефтегазоносный бассейн, входящие в Охотскую нефтегазоносную провинцию (таблица 1, схема 1).

На о. Сахалин открыто 71 месторождение УВ, в том числе 9 – на прилегающем шельфе Охотского и Японского морей. Из них нефтяных – 11, газовых – 18, газоконденсатных – 6, остальные – газонефтяные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные месторождения. Почти все разведанные месторождения УВ сырья расположены в северо-восточной части о. Сахалин.

Промышленные залежи УВ сырья разведаны в отложениях олигоцен-верхнемиоценового возраста в интервале глубин от 218 м (Катангли) до 4850 м (Усть-Эвай), но подавляющая часть запасов нефти (95%) и газа (80%) находится на глубинах до 3000 м. Практически все месторождения многопластовые (до 10 и более пластов) и приурочены к антиклинальным складкам замкнутой или полузамкнутой формы, осложненными крупными разрывными нарушениями. Практически все залежи нефти и газа связаны со сводовыми и тектонически - экранированными ловушками.

Породы-коллекторы месторождений представлены осадочными горными породами: песчаниками, песчанистыми алевролитами и песчано-глинистыми алевролитами различной степени отсортированности, зернистости и уплотнения. В большинстве своем залежи нефти и газа приурочены к коллекторам порового типа, исключение составляют два месторождения (Окружное и В. Кайган), где встречены трещинно-поровый и трещинный типы коллекторов.

Нефти сахалинских месторождений характеризуются разнообразием физико-химических свойств и группового углеводородного состава. Преобладают запасы легких (64.7%), маловязких (82%), малосернистых (98.7%) и малопарафинистых (70%) нефтей. Отличаются они высокими выходами светлых нефтепродуктов, значительным удельным весом высокооктановых бензинов и ценных масел, низкими потерями в процессе переработки. Основной объем тяжелой высоковязкой нефти содержат пласты месторождений: Центральная Оха, Уйглекуты, Катангли и Набиль. Высокопарафинистую нефть содержат пласты месторождений: им. Р.С. Мирзоева, Нижнее Даги и Восточное Даги. Свободные газы по своему составу, в основном, метановые.

Суммарные геологические ресурсы УВ Сахалинской нефтегазоносной области оцениваются в 7.8 млрд.т у.т., в том числе нефти – 3800 млн.т, свободного газа – 3300 млрд.м3, конденсата – 250.5 млн.т. На сахалинский шельф приходится 76% ресурсов нефти или 2900 млн.т, 90% или 2970 млрд.м3 свободного газа, 96% конденсата или 238 млн.т. В результате многолетних геологоразведочных работ на территории острова и почти 25 – летних поисково-разведочных работ на шельфе, значительная часть ресурсов опоискована.

По величине извлекаемых запасов УВ (в пересчете на условное топливо) одно месторождение (Лунское) на шельфе Охотского моря относится к категории уникальных, 4 месторождения – к категории крупных (Пильтун-Астохское, Чайво, Одопту-море, Аркутун-Дагинское). К категории средних относится 7 месторождений на суше (Монги, Центральная Оха, Эхаби, Восточное Эхаби, Тунгор, Колендо, им. Р.С. Мирзоева) и одно на шельфе (Киринское). Остальные 59 месторождений относятся к категории мелких, т.е. более 81% месторождений Сахалинской нефтегазоносной области содержат извлекаемые запасы УВ менее 10 млн.т. условного топлива.

Балансовые извлекаемые запасы нефти по суше категорий А+В+С1 составили 35115 тыс.т, по категории С2 – 13032 тыс.т, свободного газа – 55686 млн.м3 и 16716 млн.м3, конденсата – 1539 тыс.т и 1033 тыс.т соответственно. На шельфе по категории С1 нефти – 149954 тыс.т, по С2 – 142811 тыс.т, свободного газа – 600995 млн.м3 и 252377 млн.м3, конденсата – 45363 тыс.т и 19873 тыс.т соответственно.

Разработка месторождений осуществляется в основном на суше о.Сахалин. Добыча нефти на прилегающем шельфе начата в 1998 г. ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз». При помощи наклонных скважин, пробуренных с суши, стало разрабатываться месторождение Одопту-море (Северный купол). В июле 1999 г., в рамках проекта «Сахалин-2», компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани, ЛТД» начала добычу нефти на месторождении Пильтун-Астохское со стационарной добывающей платформы.

Всего в разработке в 1999 г. находилось 33 месторождения, в том числе на нефть разрабатывалось 27 месторождений, 19 из которых являются комплексными. Добыча свободного газа велась на 15 месторождениях. Из 27 месторождений, разрабатываемых на нефть, в естественном режиме добыча ведется на 12 месторождениях. С применением методов интенсификации разрабатываются 13 месторождений: 11 с поддержанием пластового давления (ППД) методом нагнетания воды в законтурную, приконтурную и внутриконтурную части нефтяных залежей и 2 – с тепловым воздействием на пласт перегретым паром.

Достигнутые коэффициенты извлечения нефти на разрабатываемых месторождениях суши изменяются от 0.015 до 0.56, составляя в среднем 0.224, для залежей шельфа они проектируются в пределах от 0.1 до 0.42, составляя в среднем 0.225.

С начала эксплуатации на Сахалине добыто 107492 тыс.т нефти, 1100 тыс.т конденсата, 40067 млн.м3 свободного газа и 17017 млн.м3 растворенного в нефти газа. К опасной черте приближается показатель выработанности запасов, особенно по нефти (в разработку вовлечено уже около 80% разведанных запасов нефти), он изменяется в широком диапазоне: от 37% (Окружное месторождение) до 97% (Тунгор) и в среднем составляет 60%, по конденсату – 26%, по газу – около 37%.

В настоящий момент большинство месторождений находится в завершающей стадии разработки, которая характеризуется падением уровня добычи нефти, ростом ее обводненности (Северная Оха – 91%) и ухудшении технологических свойств газовых залежей.

Большая часть добываемой нефти и конденсата по нефтепроводу направляются на нефтеперерабатывающий завод в г. Комсомольск-на-Амуре. Часть сырой нефти с месторождений Северного Сахалина, Окружного месторождения и вся нефть Пильтун-Астохского месторождения отправляются на экспорт, причем количество продаваемой нефти увеличивается. Произведенные на нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) ЗАО «Петросах» (Окружное) нефтепродукты лишь на 17% покрывают фактическую потребность Сахалинской области.

Основной объем газа отправляется потребителям Хабаровского края по газопроводу Оха – Комсомольск-на-Амуре. Потребителями газа в области являются: энергетика (Охинская ТЭЦ, газотурбинные электростанции в п.г.т. Ноглики, Катангли и Даги) и предприятия нефтегазодобывающей промышленности (газлифт при добыче нефти). Небольшое количество газа, добываемого в Анивском районе, используется для местного теплоснабжения.

Для удовлетворения возрастающих потребностей Сахалинской области в углеводородном сырье необходимо обеспечить существующие нефтегазодобывающие предприятия требуемым количеством разведанных запасов нефти, газа и конденсата промышленных категорий. Этой цели служат поисковый и разведочный этапы геологоразведочных работ. От правильного выбора основных направлений и конкретных объектов поисково-разведочных работ в значительной степени зависит их эффективность. В территориальном отношении главным направлением поисково-разведочных работ на суше о. Сахалин остается Охинский и Ногликский административные районы. Несмотря на высокую степень освоенности начальных потенциальных ресурсов (60% по нефти и 37% по газу) здесь еще довольно высока вероятность новых открытий. К сожалению, резкое сокращение объемов глубокого бурения, проводимого ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз», обусловило нереализованность большинства рекомендаций сейсморазведки последних лет и незавершенность до настоящего времени основной части направлений поисковых работ. Кроме того, из-за отсутствия инвестиций, свертываются поисково-разведочные работы и другими компаниями.

На северо-восточном шельфе о. Сахалин проведение геолого-геофизических работ по геологическому доизучению тендерных участков приведет к повышению достоверности их геолого-экономической оценки. Эти работы должны способствовать более успешному проведению конкурсных раундов. Геологическое доизучение участков, открытых для лицензирования, предусматривает дополнительное обоснование по ним поисковых направлений, уточнение перспектив их нефтегазоносности, объемов и фазового состава предполагаемых ресурсов УВ.

Чтобы увеличить добычу нефти, газа и конденсата необходимо поддерживать достаточный уровень прироста запасов УВ промышленных категорий. Для подготовки на суше запасов категорий С1+С2 в количестве 5.77 млн.т нефти и 4.7 млрд.м3 газа потребуется пробурить 161.95 тыс.м поисково-разведочных скважин и провести сейсморазведочные работы в объеме 3730 пог.км. Для подготовки на шельфе запасов газа категорий С1+С2 в количестве 30 млрд.м3 планируется провести сейсморазведочные работы в объемах: 2Д (двухмерная сейсморазведка) – 3445 пог.км, 3Д (трехмерная сейсморазведка) – 8072 км2.

К настоящему времени подготовлены в перспективных частях суши 18 структур под глубокое бурение с перспективными извлекаемыми ресурсами категории С3: нефти в количестве 18.4 млн.т, свободного газа – 34.1 млрд.м3 и 2 антиклинальные структуры на шельфе с перспективными ресурсами свободного газа категории С3 в количестве 167.7 млрд.м3.

Срединно-Курильский возможно нефтегазоносный бассейн (прогиб) расположен между южными островами Большой Курильской гряды (Кунаширом, Итурупом) и Малой Курильской грядой, протягивающийся более чем на 350 км при ширине 50 км. Нефтегеологическое районирование Срединно-Курильского бассейна приводится на основании результатов производственных и научно-исследовательских работ последних лет по региональному изучению его геологического строения. В пределах бассейна выделены крупные, средние, мелкие очаги нефтеобразования и крупные очаги газообразования, а также связанные с ними, возможно нефтегазоносные зоны: Восточно-Итурупская, Западно-Итурупская, Кунаширская, Центрально-Кунаширская и Малокурильская. Зоны предположительно связаны с залежами углеводородов в отложениях олигоцен - нижнемиоценового возраста мощностью более 5.5 км. В пользу высокой перспективности бассейна в нефтегазоносном отношении говорит также благоприятный предполагаемый литофациальный состав отложений осадочного чехла и особенности геологического развития, благоприятные как для процессов генерации, так и процессов аккумуляции углеводородов, а так же наличие месторождений нефти и газа на продолжении Южно-Курильского прогиба в Японии. Рекомендовано бурение параметрической скважины, детализация геологического строения сейсморазведкой и проведение в необходимых объёмах тематических исследований. В случае подтверждения здесь поисково-параметрическим бурением и сейсморазведкой 3Д перспектив нефтегазоносности кайнозойского разреза, рекомендуется детализация строения Танфильевской, Западно-Екатерининской и Итурупской структурных и комбинированных ловушек, как первоочередных объектов для поисков залежей нефти и газа.

Суммарные геологические ресурсы Срединно-Курильского бассейна оцениваются в 386 млн.т условного топлива при средней плотности ресурсов 31.4 тыс.т/км2.

Ниже приводится краткая характеристика основных разрабатываемых месторож-дений, на которых ведет разработку ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз».

Газонефтяное месторождение Колендо (2) расположено на перешейке полуострова Шмидта. Месторождение открыто в 1961г., разрабатывается с 1964г. В тектоническом плане месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинальной складке. Промышленные запасы нефти и газа установлены в отложениях окобыкайской свиты, где выявлено 15 продуктивных пластов. Залежи газа пластовые сводовые, залежи нефти и газонефтяные – пластовые сводовые, пластовые литологически экранированные. Выделено 7 нефтяных объектов разработки, из которых основными объектами являются залежи XVII+XVIIa пластов. К ним приурочено 82,3% балансовых запасов нефти всего месторождения. Текущий коэффициент извлечения нефти в целом по месторождению достигнут 0,44. Запасы свободного газа в газовых шапках выработаны.

Нефтяное месторождение Центральная Оха (9) находится в пределах г. Охи. Месторождение открыто в 1910 г., разрабатывается с 1923 г., до 1925 г. разработка проводилась японскими предпринимателями. С 1925 г. эти работы японцы осуществляли по концессионному договору. В 1928-1944 гг. на площади проводилась совместная разработка залежей и изучение площади японскими и советскими специалистами. С 1944г. все работы на месторождении осуществлялись трестом «Сахалиннефть». Промышленная нефтеносность установлена в 14 терригенных, в основном песчаных, пластах нутовской свиты, залегающих на глубинах 10-800 м. Залежи нефти приурочены к отдельным блокам. Всего выявлено 129 залежей: от 2 до 8 залежей в блоке. Нефти месторождения тяжелые (0,943-0,885 г/см3), вязкие, малосернистые, малопарафинистые, смолистые. Первые годы разработка залежей осуществлялась на естественном режиме растворенного газа с переходом на гравитационный. В 1968г. начато промышленное внедрение теплового метода – создание тепловых оторочек путем закачки пара. Таким методом разрабатывалось 10 объектов, текущий коэффициент извлечения нефти по ним от 0,224 до 0,497, в среднем 0,313. В виду эффективности применения тепловых оторочек c паратепловым воздействием намечается разработка 48 объектов, всего 58 объектов.

Газонефтяное месторождение Восточное Эхаби (20) расположено в 12 км юго-восточнее г. Охи. Месторождение открыто в 1937 г., разрабатывается с 1947 г. Промышленная нефтеносность связана с песчано-глинистыми отложениями нутовской, окобыкайской и дагинской свит. Нефти по разрезу (сверху вниз) изменяются от тяжелых до легких. Месторождение разделено на надвиговую и поднадвиговую части, представляющие по сути самостоятельные месторождения и ранее запасы по ним были представлены и подсчитаны раздельно. Продуктивные пласты не выдержаны и заменяются глинисто-алевритовыми породами, образуя самостоятельные залежи. Разрывные нарушения привели к образованию самостоятельных блоков с формированием нескольких залежей в продуктивных пластах. Всего на месторождении открыто 95 залежей нефти. Процесс разработки нефтяных залежей происходил преимущественно на режиме растворенного газа с некоторым влиянием упруговодонапорного режима. В настоящее время залежи находятся в поздней стадии разработки.

Нефтегазовое месторождение Гиляко-Абунан (17) расположено в 15 км юго-западнее г. Охи. Месторождение открыто в 1950 г., введено в разработку в 1952 г. Месторождение имеет сложное геологическое строение. Многочисленными разрывными нарушениями, в основном, сбросо-сдвигового типа структура разбита на ряд блоков, смещенных относительно друг друга. Продуктивными являются отложения дагинской, окобыкайской и нутовской свит, залегающих на глубинах от 250 до 2700 м. Всего на месторождении выявлено 89 залежей, из которых 37 газовых, 38 чисто нефтяных, 13 с газовой шапкой и 1 – газовая с нефтяной оторочкой. Залежи относятся к пластовым, тектонически экранированным, частично литологически ограниченным. Коллекторы месторождения порового типа, представлены песчаниками, алевритами и алеврито-песчаниками, с открытой пористостью от 11,6 до 35%, проницаемостью – от 2 до 3000 мД. С 1952 по 1975 гг. осуществлялась разработка нефтяных и газовых пластов южной части месторождения в пределах III-IV блоков. С 1976 г. по настоящее время осуществляется промышленная разработка нефтяных залежей V-XV блоков. Достигнутые коэффициенты нефтеизвлечения по залежам изменяются от 0.9 до 0.44.

Нефтегазоконденсатное месторождение Тунгор (31) расположено в 28 км к югу от г. Охи. Месторождение открыто в 1957 г., введено в разработку в 1958 г. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Тунгорской антиклинальной складке, расположенной в южной части Эхабинской антиклинальной зоны. Тунгорская складка отличается от остальных структур Эхабинской зоны наибольшей погруженностью, отсутствием разрывных тектонических нарушений. Всего на месторождении выявлена 21 залежь, из них 4 нефтяных, 1 газоконденсатнонефтяная, 12 газоконденсатных и 4 газовых. Промышленная нефтегазоносность приурочена к песчано-глинистым отложениям нутовской, окобыкайской и дагинской свит. Сепарированная нефть месторождения Тунгор отличается постоянством физико-химических свойств как по площади залежей, так и по разрезу. Все залежи находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся низкими годовыми темпами отбора, высокой обводненностью добываемой продукции.

Нефтяное месторождение Одопту-суша (33) расположено в 30 км к югу от г. Охи. Месторождение открыто в 1955г. Введено в разработку в 1973г. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной структуре, входящей в состав Одоптинской антиклинальной зоны, основная часть которой находится в акватории Охотского моря (месторождение Одопту-море). Продуктивными являются отложения окобыкайской свиты. Всего на месторождении выявлено 6 продуктивных горизонтов, содержащих 18 залежей нефти. Все залежи пластовые сводовые, частично тектонически и литологически экранированные. Коллекторами являются песчаники и в меньшей степени песчаные алевролиты. Все залежи месторождения с самого начала разработки эксплуатируются при пластовых давлениях ниже давления насыщения. Текущие коэффи-циенты нефтеизвлечения изменяются по залежам от 0.06 до 0.23. Практически все они находятся в поздней стадии процесса эксплуатации.

Газонефтяное месторождение Западное Сабо (45) расположено в 68 км к югу от г. Охи. Месторождение открыто в 1961г., введено в разработку в 1964г. Месторождение имеет сложное строение. Структура разбита пятью основными нарушениями сбросового характера, разделяющими месторождение на 6 основных продуктивных блоков, ступенчато погружающихся к северу. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения окобыкайской и нутовской свит. Промышленные запасы нефти и газа установлены в окобыкайской свите, где выявлено 7 продуктивных пластов-коллекторов. Основные запасы содержатся в VII и VIII пластах. Всего на месторождении выявлено 28 залежей. Залежи нефти пластовые сводовые, тектонически экранированные. Продуктивные пласты литологически изменчивы и характеризуются значительной неоднородностью. Все нефти относятся к тяжелым, вязким, смолистым, малопарафинистым. В настоящее время в разработке находятся 5 пластов, два из которых разрабатываются с поддержанием пластового давления путем закачки воды, остальные на естественном режиме. Все разрабатываемые нефтяные залежи находятся на поздней стадии разработки, характеризуются низкими годовыми темпами отбора, многие из них с высокой степенью выработанности запасов и высокой обводненностью добываемой продукции.

Нефтегазовое месторождение Кыдыланьи (52) расположено на северо-восточном побережье, в 80 км южнее г. Охи. Месторождение открыто в 1961г. С 1962г. находилось в опытно-промышленной разработке, с 1965г. введены в разработку нефтяные залежи, с 1982г. началась разработка газовых залежей. Кыдыланьинская структура расположена на северном окончании Паромайской антиклинальной зоны. Месторождение представляет собой сложно построенную асимметричную антиклинальную складку. Промышленная нефтегазоносность установлена в терригенных отложениях нутовской и окобыкайской свит миоцена. В разрезе выделено 23 продуктивных горизонта, содержащих 141 залежь нефти и газа, в том числе 93 газовых, 30 нефтяных и 18 газонефтяных. Верхние горизонты разреза содержат только газовые залежи. Нефтяные залежи, как правило, приурочены к периклиналям и крыльям структуры. Залежи пластовые сводовые, тектонически и литологически экранированные. Наиболее высокими фильтрационно-емкостными свойствами обладают верхние горизонты, вниз по разрезу наблюдается закономерное снижение пористости и проницаемости. Положение контактов горизонтальное. В целом нефти месторождения Кыдыланьи относятся к легким, малосмолистым, парафиновым (парафина до 6,2%), малосернистым, с высоким выходом светлых фракций. Некоторые залежи выработаны полностью. Текущие коэффициенты нефтеотдачи по отдельным залежам составляют 0.05-0.25.

Газонефтяное месторождение Сабо (включая южное Эрри) (46) расположено в 80 км южнее г. Охи. Месторождение открыто в 1952 г., введено в разработку в 1956 г. В тектоническом отношении месторождение Сабо представляет собой единую крупную брахиантиклинальную складку, разделенную разрывными нарушениями на ряд тектонических блоков, к которым приурочены отдельные залежи газа и нефти. Газонефтеносность выявлена в 21 продуктивном горизонте, в том числе 1 горизонт (XXIV) содержит нефтяные залежи, приуроченные к отдельным тектоническим блокам, 9 горизонтов содержат газовые, нефтяные и нефтегазовые залежи и 11 остальных горизонтов – газовые залежи. Всего выявлено 62 залежи. Залежи относятся к сводовым пластовым, тектонически экранированным. Интервалы залегания продуктивных горизонтов – 980-2200 м. Продуктивные горизонты представлены глинистыми песчаниками и алевролитами с прослоями глин.

Нефтегазовое месторождение Мухто (56) расположено в 80 км южнее г. Охи, открыто в 1959 г., c 1959 по 1963 гг. находилось в пробной эксплуатации. Промышленная разработка производится с 1963 г. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной складке, входящей в состав Паромайской антиклинальной зоны, которая представляет собой крупную брахиантиклиналь, вытянутую в меридиональном направлении. Месторождение отличается сложным строением, обусловленным многочисленными разрывными нарушениями различных амплитуд и направлений. На месторождении в поднадвиговой части структуры выявлено 19 продуктивных пластов, содержащих нефтяные и газовые залежи в окобыкайской и нутовской свитах. Продуктивные пласты разбиты на тектонические блоки, в которых сосредоточено 83 залежи. Глубина залегания залежей от 189 до 1713 м. Основной режим работы залежей нефти напорный за счет давления растворенного газа. Текущий коэффициент извлечения нефти составляет – 0,24. Закачка воды для поддержания пластового давления осуществляется в залежи 4 пластов, остальные залежи работают на естественном режиме. Товарная нефть месторождения является малосмолистой, малосернистой, малопарафинистой и поэтому является хорошим сырьем для переработки на нефтеперерабатывающем заводе.

Газонефтяное месторождение Паромай (58) расположено в 100 км к югу от г. Охи. Месторождение открыто в 1950 г. и в этом же году введено в промышленную эксплуатацию. Месторождение Паромай представляет собой сложно построенную структуру, узкой полосой простирающуюся в субмеридиональном направлении на расстояние более 18 км. Восточное крыло складки осложнено региональным надвигом. Основные запасы нефти и газа приурочены к поднадвиговой части структуры, осложненной системой нарушений сбросового характера на 47 блоков различной величины. Крупными сбросами месторождение разделено на три части: Северную, Центральную и Южную, разведка и разработка которых осуществлялась самостоятельно. Месторождение многопластовое, в его разрезе установлено 20 продуктивных горизонтов, содержащих 108 залежей. Залежи нефти и газа разнообразны по форме и генетическим особенностям. По степени заполнения ловушки углеводородами выделяются полнопластовые и неполнопластовые залежи, по фазовому состоянию – нефтяные, газонефтяные и газовые. Коллекторами для нефти и газа служат песчаники, алеврито-песчаники и алевролиты. Текущий коэффициент нефтеотдачи по месторождению составляет 0.11. Залежи нефти Паромайского месторождения находятся в различных стадиях разработки, но в основном в заверщающей

Нефтегазоконденсатное месторождение им. Р.С. Мирзоева (76) расположено на побережье Дагинского залива, в 160 км южнее г. Охи. Месторождение открыто в 1984 г., с первых же дней открытия началась пробная его эксплуатация, а с 1987 г. – опытно-промышленная. Продуктивные горизонты приурочены к терригенным отложениям дагинской свиты миоцена, в разрезе которой выявлено 20 горизонтов, залегающих на глубинах 3350-3800 м. Пористость коллекторов уменьшается с глубиной от 21% до 9-11%. Всего выявлено 125 залежей: 62 – газоконденсатных, 15 – нефтегазоконденсатных, 31 – газоконденсатная и 17 – нефтяных. Толщина залежей – 70-100 м, глинистых разделов – 2-50 м. Залежи пластовые, тектонически и литологически экранированные. Многопластовое нефтегазоконденсатное месторождение характеризуется очень сложным строением, обусловленное наличием многочисленных тектонических нарушений, зон размыва и замещения пород-коллекторов плотными породами, многокомпонентностью состава углеводородов в большинстве залежей. Сепарированные нефти относятся к категории тяжелых, высоковязких, малосмолистых, высокопарафинистых.

Нефтегазоконденсатное месторождение Монги (81) расположено в 170 км южнее г. Охи. Месторождение открыто в 1975г., в 1977г. введено в промышленную разработку. Нефтегазоносными являются отложения дагинской свиты, в её разрезе выделено 25 песчаных горизонтов, 17 из которых содержат залежи нефти и газа. Мощность песчаных горизонтов изменяется от 14 до 118 м. Монгинское месторождение входит в состав Дагинской антиклинальной зоны, имеет сложное складчато-блоковое строение. Дизьюнктивными нарушениями сбросового характера месторождение разбито на 14 блоков разной величины. Залежи нефти и газа приурочены к отдельным тектоническим блокам. Всего выявлено 78 залежей: 25 нефтяных, 22 газоконденсатных, 28 газоконденсатнонефтяных (с газовой шапкой) и 3 нефтегазоконденсатных (с нефтяной оторочкой). Нефти месторождения характеризуются изменчивостью свойств по разрезу и постоянством по площади. Общим для нефтей всех залежей является низкая смолистость (1,1-3,5%) и малое содержание серы (0,1-0,2%). С увеличением глубины плотность нефти уменьшается от 0,9 до 0,837 г/см3. Более половины запасов залежей месторождения разрабатываются с поддержанием пластового давления путем приконтурного и законтурного заводнения. Основной способ эксплуатации скважин – компрессорный газлифт. Достигнутые коэффициенты нефтеотдачи – 0,11-0,48.

Газонефтяное месторождение Уйглекуты (93) расположено на восточном побережье, в 250 км к югу от г. Охи, в 10 км от п.г.т. Ноглики. Месторождение открыто в 1951г., введено в разработку в 1953г. Месторождение приурочено к одноименной Уйглекутской антиклинальной складке, входящей в состав Катанглийской антиклинальной зоны, расположенной на южном периклинальном окончании Дагинского поднятия. Многочисленными нарушениями сбросово-сдвигового типа складка разбита на отдельные тектонические блоки. Промышленные скопления нефти и газа приурочены к отложениям дагинской свиты, общей закономерностью которых является постепенное увеличение толщины от присводовой части складки к крыльям. Продуктивные пласты представлены тонкозернистыми рыхлыми песками с прослоями алевролитов и глин, залегающих на глубинах от 40 до 700 м. Всего на месторождении установлено 16 промышленных залежей нефти и 3 залежи газа. Залежи тектонически экранированные и частично стратиграфически ограниченные. По физико-химической характеристике нефти месторождения относятся к тяжелым (среднее 0,934 г/см3), высокосмолистым (28-47%), малосернистым, малопарафинистым. В настоящее время добыча на месторождении не ведется. В залежах осталось более 91% геологических запасов, а по темпам отбора и обводненности они находятся на заключительной стадии разработки.

Нефтяное месторождение Катангли (96) расположено в 250 км к югу от г. Охи, в 18 км к юго-востоку от п.г.т. Ноглики. Открытием месторождения считается 1928г., хотя уже в 1922г. получена нефть из разведочной скважины №111. Начиная с 1929г. на площади проводились совместные работы советских и японских специалистов. С 1943г., когда концессионный договор был аннулирован, дальнейшая разведка и разработка месторождения велась объединением «Дальнефть».

Промышленные скопления нефти приурочены к отложениям дагинской свиты, представленные чередованием песков, песчаников, алевролитов, глин с прослоями углей и гравелитов. Разведанные I, II и III продуктивные пласты характеризуются неглубоким залеганием (от 30 до 240 м) и относительной выдержанностью по площади и разрезу. Всего выявлено 13 залежей, по типу они относятся к пластовым тектонически экранированным и частично стратиграфически ограниченным. Свойства нефти всех пластов близки по составу: тяжелые (плотность до 0,937 г/см3), высоковязкие, высокосмолистые, малосернистые и малопарафинистые. В начальный период разработки нефтяные залежи работали на режиме растворенного газа, сменившегося вскоре гравитационным режимом с незначительным проявлением водонапорного. Внедрение тепловых методов воздействия на пласт позволило значительно увеличить коэффициент извлечения нефти, получено дополнительно 300 тыс.т. Коэффициенты нефтеотдачи по отдельным пластам достигли 0,47 – 0,625.

Нефтегазовое месторождение Набиль (101) расположено на берегу Охотского моря, в 25 км к юго-востоку от п.г.т. Ноглики. Месторождение открыто в 1961 г., в опытно-промышленную разработку было введено в 1975 г., в разработку в 1978 г. В тектоническом плане месторождение представляет собой брахиантиклиналь субмеридионального простирания асимметричного строения. Складка осложнена многими разрывными нарушениями преимущественно сбросового характера. Амплитуда сбросов – 20-400 м. Почти все разрывные нарушения оказывают влияние на распределение залежей углеводородов, выполняя роль экранов. Промышленно нефтегазоносными являются терригенные отложения дагинской свиты. В разрезе выделено 24 песчано-алевритовых горизонта, 18 из которых содержат 65 залежей углеводородов, из них 27 – залежей свободного газа, 34 – нефтяных залежи и 4 – газонефтяных. Большинство залежей водоплавающие, тектонически экранированные. Нефти верхних горизонтов тяжелые, высокосмолистые, вязкие, малопарафинистые. С увеличением глубины залегания продуктивных горизонтов переходят в легкие, малосмолистые, маловязкие и высокопарафинистые. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,26. Месторождение находится на поздней стадии разработки.

Нефтегазовое месторождение Одопту–море находится в пределах северо-восточного шельфа Сахалина, в 6 км восточнее береговой линии, в 40 км юго-восточнее г. Охи. Глубина моря в пределах месторождения – 26-32 м. Месторождение открыто в 1977 г., приурочено к крупной мегантиклинали, расположенной в северной части одноименной антиклинальной зоны. Одоптинская мегантиклиналь представляет крупную (32x6 км) и пологую структуру, состоящую из трех куполов: Северного, Центрального и Южного. В пределах изученного разреза разрывных нарушений не обнаружено. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям нутовского горизонта и залегают на глубинах 1100-2000 м. На месторождении выявлено 15 продуктивных пластов содержащих 20 залежей, приуроченных к трем куполам: 10 – газоконденсатных, 4 – газоконденсатных с нефтяными оторочками, 3 – нефтяных с газоконденсатными шапками, 3 – нефтяных. Нефтяные оторочки горизонтов развиты только на западных крыльях куполов. Залежи пластовые сводовые, с элементами литологического экранирования. Характерна резкая литологическая изменчивость выделяемых продуктивных пластов, на отдельных участках до полного замещения проницаемых пород плотными. Коэффициенты пористости – 0,19-0,24, нефтегазонасыщенности – 0,31-0,77.

Сепарированные нефти месторождения Одопту-море относятся к легким (до 0,870 г/см3), малосмолистым (до 6,3%), малопарафиновым и парафиновым (до 3.3%), малосер-нистым (до 0,4%), с высоким выходом бензиновых фракций (до 31%). Газ относится к «сухому» типу с содержанием метана 92,8-95%, содержанием тяжелых углеводородов 3,71-6,53%. Количество конденсата в пластовом газе колеблется от 17,1 до 52,4 г/м3.

Лицензия на разработку Северного купола принадлежит ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз». В 1998 г. была пробурена наклонно-направленная скважина № 202 глубиной по стволу 5589 м и отходом от вертикали на расстояние 4752 м по азимуту 760, в 1999-2000 гг. – скважина 201/203 глубиной по стволу 5650 м и отходом забоя от вертикали 4680 м по азимуту 1000. В Северном куполе выявлено 4 продуктивных горизонта в отложениях нутовской свиты.

Лицензия на право разработки и добычи углеводородов в пределах лицензионных участков Центрального и Южного куполов Одопту-море получена Консорциумом компаний «Эксон Нефтегаз, Лтд», «Содеко», «Роснефть-Сахалинморнефтегаз».

ЗАО «Петросах» ведет разработку на нефтяном месторождении Окружное (115). Месторождение расположено в центральной части о. Сахалин, на его восточном побережье. Район месторождения слабо заселен и экономически мало освоен. Ближайший населенный пункт – пос. Первомайский Смирныховского района. Месторождение открыто в 1971г. В геологическом строении месторождения принимают участие осадочные и вулканогенно-осадочные отложения мелового, палеогенового и неогенового возрастов общей мощностью до 6 км. Продуктивными являются отложения пиленгской и борской свит. Пиленгская свита составляет основную часть продуктивной толщи (IV горизонт) и представлена тонким переслаиванием трещиноватых кремнистых и глинисто-кремнистых пород с единичными включениями карбонатных конкреций. Мощность 60-600 м. Борская свита представлена трещиноватыми тонкообломочными терригенными породами: алевролитами и аргиллитами. Мощность 1200-2000 м.

Окружное месторождение является единственным на Сахалине месторождением, основные запасы которого приурочены к кремнисто-аргиллитовым породам, характеризую-щимся сложностью состава и структуры порового пространства. Нефть содержится как в тонкопоровых породах-коллекторах (матрице), так и в трещинах.

Добываемая нефть перерабатывается нефтеперерабатывающим заводом (НПЗ) мощностью 200 тыс.т в год. Со времени пуска НПЗ (1994 г.) было произведено 440 тыс.т нефтепродуктов, в том числе бензина – 126 тыс.т, дизтоплива – 106 тыс.т, мазута – 164 тыс.т, керосина – 48 тыс.т. Вырабатываемые нефтепродукты реализуются внутри области, сырая нефть отгружается как потребителям области (52 тыс.т), так и на экспорт (467 тыс.т).

На юге острова ЗАО«Анивагаз» ведет разработку трех месторождений газа мелких по запасам: Южно-Луговского (125), Восточно-Луговского (128) и Золоторыбного (126). Добываемый газ в объеме до 10 млн.м3 подается по газопроводу на нужды теплоснабжения г. Анивы и пос. Троицкое. В тектоническом плане вышеназванные месторождения входят в состав Анивской линейной зоны антиклинальных поднятий: Восточно-Луговское, Золоторыбное, Южно-Луговское и Заречное. В геологическом строении зоны принимают участие неогеновые отложения, в составе которых выделяются нерасчлененная толща аракайской, холмской, невельской свит и маруямская свита. Между этими комплексами отложений наблюдается угловое и стратиграфическое несогласие. Нижнемаруямская подсвита является промышленно газоносной на Восточно-Луговском, Золоторыбном и Южно-Луговском месторождениях. Она представлена тонким переслаиванием алевритовых, глинистых и песчаных пород. Всего промышленно газоносны 9 пластов-коллекторов.

В 2000 г. после проведения сейсморазведочных работ МОГТ (30х) и переинтерпретации корреляции маруямского разреза по 47 глубоким и структурно-поисковым скважинам детализировано глубинное строение локальных структур Анивской группы. Полученная информация позволила более полно оценить перспективные ресурсы газа для всей группы структур. Ведется поисково-разведочное бурение. На Заречной структуре открыто два небольших газовых месторождения (Заречное и Благовещенское). В настоящее время прорабатывается вопрос о снабжении газом из разрабатываемых месторождений энергетических и сельскохозяйственных объектов Анивского района и ТЭЦ г. Южно-Сахалинска. Планируется увеличение добычи газа до 70 млн. м3 в год.

В июле 1999 г. компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани, Лтд» начала промышленную добычу нефти на нефтегазоконденсатном месторождении Пильтун-Астохское (66). Месторождение расположено на шельфе Северо-Восточного Сахалина, в 15-20 км к востоку от южной оконечности Пильтунского залива. Глубина моря в пределах лицензионного участка изменяется от 27 до 32 м и составляет 32 м в районе платформы «Моликпак». Пильтун-Астохское месторождение было открыто в 1986 г. ПО «Сахалин-морнефтегаз». Месторождение простирается примерно на 35 км в субмеридиональном направлении при ширине 5-10 км. Пильтун-Астохская мегантиклиналь осложнена тремя поднятиями: Пильтунским, Южно-Пильтунским и Астохским. В пределах Пильтунского и Южно-Пильтунского поднятий выделено три тектонических нарушения, разделяющих поднятие на отдельные блоки. Залежи нефти, газа и конденсата приурочены к пластам-коллекторам нутовского горизонта, залегающих на глубинах 1200-2500м. В целом 15 нефтегазоносных горизонтов сложены преимущественно мелкозернистыми терригенными песчаниками, образовавшимися в условиях мелководного шельфа, с алевритоглинистыми пропластками. Толщина пластов-коллекторов в пределах нутовского горизонта изменяется в широких пределах от 2,0 м до 196 м, глинистых разделов от 2,1 м до 123 м. По площади происходит глинизация продуктивных отложений в восточном направлении. Выявлено 34 залежи, из которых 6 – газовых, 7 – газоконденсатных, 9 – нефтегазоконденсатных, 11 – газоконденсатнонефтяных и одна – нефтяная. Нефти легкие, средней плотности, низко-сернистые, малосмолистые, парафинистые и малопарафинистые, с высоким выходом бензиновых фракций. Конденсат относится к нафтено-метановому типу. Пильтун-Астохское месторождение относится к категории крупных, очень сложного строения. Залежи углеводородов – сводовые, тектонически и литологически экранированные.

Реализация шельфовых проектов значительно повлияет на рост экономики Дальневосточного региона, принесет бюджетам миллионы долларов в виде налогов, будет способствовать созданию тысяч рабочих мест, стабилизирует общеэкономическую ситуацию в регионе, существенно повысит уровень жизни населения.

Таблица 1

www.microbik.ru