ЛУКОЙЛ намерен начать бурение 1-й скважины на Ракушечном месторождении на Каспии в 2021 г

Месторождение Ракушечное на шельфе Каспия будет введено в эксплуатацию в 2021 г.

Об этом 10 августа 2017 г рассказал гендиректор ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть Н. Ляшко.

Сегодня на месторождении идет проектирование.

По информации Н. Ляшко, компания уже проводить тендеры для выбора поставщиков оборудования с длительным сроком изготовления.

Выбор подрядчика на обустройство объектов будет проводиться в начале 2018 г.

Ориентировочная дата бурения 1^й скважины - 2021 г.

В декабре 2016 г ЛУКОЙЛ приступил к реализации начального этапа обустройства месторождения Ракушечное на Каспии.

Освоение Ракушечного включено в список приоритетных проектов, имеющих стратегическое значение для ЛУКОЙЛа, и является частью концепции компании по развитию российского сектора в Каспийском море.

В Северном Каспии формируется новый российский газонефтедобывающий район с большими перспективами.

Каспийское море — крупнейшее в мире бессточное озеро-море площадью 376 тыс км2, которое находится на 27,9 м ниже уровня океана.

Воды Каспия занимают длинный (более 1000 км) и широкий меридиональный прогиб земной коры, пересекающий несколько крупных геологических структур.

Акватория Северного Каспия, согласно межправительственному соглашению между РФ и Казахстаном, разделена на российский и казахский секторы.

Еще 15 лет назад территория российского сектора акватории Каспия не считалась высокоперспективной.

Причиной этого являлось наблюдаемое на суше выполаживание структур Восточного Предкавказья в направлении к берегу Каспия, а также небольшие запасы единственного открытого у берегов Дагестана небольшого месторождения Инчхе-море.

ЛУКОЙЛ по результатам геологоразведочных работ (ГРР) в Каспийском море в 1995 г обнаружил порядка 15 крупных структур с суммарными геологическими запасами 1,1 млрд тут по категориям С1+С2.

В 2000-2005 г компания провела поисково разведочное бурение, по результатам которого было открыто 6 крупных месторождений: - им Филановского, им Корчагина, Сарматское, Хвалынское, Ракушечное месторождения, а также месторождение 170 км.

Установленный стратиграфический этаж нефтегазоносности широк — от палеогена до верхов средней юры в интервале глубин 700—3400 м.

Достоверные и предварительно оцененные запасы составляют около 1,2 млрд т в нефтяном эквиваленте.

При этом на запасы свободного газа приходится около 70% общего объема запасов углеводородов этих месторождений.

В стратиграфическом отношении нефть установлена в карбонатных пластах верхней юры и терригенных отложениях неокома.

Газовые и газоконденсатные залежи встречены в палеогене, альбе, апте, верхней части неокома, верхней и средней юре.

По сравнению с сушей неожиданно высокой оказалась продуктивность карбонатных пород волжского яруса верхней юры.

Выявленные месторождения контролируются локальными поднятиями, размеры которых оказались крупнее, чем предполагалось до начала работ.

Структуры выражены четко, но амплитуды их невелики и составляют первые десятки метров.

По данным сейсморазведки установлены малоамплитудные разломы.

Крупные структуры — Ракушечная и Хвалынская — осложнены мелкими куполами.

Характерно несовпадение структурных планов поднятий по разным горизонтам.

Западно-северо-западное структурное простирание согласуется с ориентировкой региональных тектонических элементов — акваториальных продолжений кряжа Карпинского и Восточно-Манычского прогиба.

Проведенные сейсмические и буровые работы позволили внести новое в региональную геологию региона и прежде всего в региональную палеогеографию.

Оказалось, что в самом конце поздней юры, в эпоху региональной регрессии моря, на территории современной акватории Северного Каспия существовал морской бассейн с повышенными мощностями юры, приуроченными к Каспийской субмеридиональной юрской палеодепрессии.

В неокомских отложениях обнаружены многочисленные аккумулятивные тела барового типа, с которыми могут быть связаны, по аналогии с залежами месторождения им Филановского, крупные запасы нефти.

На месторождениях дебиты разведочных скважин из отложений юры и мела достигали 250—380 т/сутки нефти, газа — 250—950 тыс м³/сутки и более; конденсата — 20 т/сутки.

Открытая пористость карбонатных пород-коллекторов до 20%, терригенных — до 25%.

Нефти открытых залежей легкие, малосернистые, но парафинистые (парафина до 14%).

Газы — жирные с содержанием в них тяжелых углеводородов (ТУ) до 7—10%.

В карбонатных породах юры газы содержат сероводород.

Конденсаты легкие, их содержание в газе — до 90 г/см³.

Месторождения им Корчагина и им Филановского уже функционируют и дают хорошие объемы нефти.

В начале июня 2017 г ЛУКОЙЛ преодолел рубеж в 10 млн т нефти, добытой на Северном Каспии.

Ракушечное месторождение - газоконденсатное.

Залежи приурочены к пологой брахиантиклинальной складке субширотного простирания амплитудой около 20 м по кровле продуктивных отложений альба.

Складка осложнена многочисленными малоамплитудными разрывными нарушениями.

Газоконденсатные залежи выявлены на глубинах 1200—1260 м в 2^х терригенных продуктивных пластах альбского яруса, разделенных глинистыми породами.

Коллекторы представлены алевролитами с открытой пористостью 22—26%, суммарная эффективная газонасыщенная толщина 20 м.

Дебиты газа —110—200 тыс м³/сутки.

Газ жирный, содержание ТУ — 9%.

Обсудить на Форуме