В состав консорциума в настоящее время входят: «Роснефть» (через дочерние компании «РН-АСТРА» и «Сахалинморнефтегазшельф») с долей 20%, ExxonMobil (США) — 30%, группа японских компаний SODECO — 30%, индийская государственная неф-тяная компания Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) — 20%. Оператор — «Эксон Нефтегаз Лимитед». Как отмечают эксперты, «Сахалин-1» является единственным действующим СРП-проектом в стране, где у российской компании нет контрольного пакета акций. Все три разрабатываемых месторождения относятся к категории крупных. Совокупные извлекаемые запасы составляют 307 млн т нефти и 485 млрд куб. м природного газа. Согласно данным по нефти, представленным «ЦДУ ТЭК», добыча нефтяного сырья (добыча нефти) по проекту в 2020 году составила 12,4 млн тонн.
«Открытое озеро»
Так с нивхского языка переводится Одопту — место, где на широте северного замыкания залива Пильтун, в 6–8 км от береговой линии находится Одоптинское морское нефтегазоконденсатное месторождение. Глубина моря в этом районе составляет 26–32 метров. Геологи относят это месторождение к категории крупных.
Структура шельфового промысла приурочена к мегаантиклинали, которая простирается в северо- и северо-западном направлении. Одоптинская мегаантиклиналь — это крупная пологая структура размером 32 × 7 км, амплитудой 350 м, с тремя куполами — Северным, Центральным и Южным. Продуктивные пласты приурочены к отложениям нижненутовского подгоризонта, находящимся на глубинах 1100–2000 метров. Подгоризонт сложен чередованием сложно-построенных пластов мелко-и среднезернистых песчаников различной степени отсортированности, алевролитов и глин.
На Одоптинском месторождении обнаружено 17 продуктивных пластов мощностью 4–17,5 метров. Пласты содержат 22 залежи, из них 5 нефтяных, 3 нефтяных с газовыми шапками, 4 газоконденсатных с нефтяными оторочками и 10 газоконденсатных залежей.
По сложности геологического строения и литологической выдержанности пластов-коллекторов месторождение относится к категории сложных. Пласты-коллекторы порового типа имеют пористость — 20–29%, проницаемость — 0,06–1,0 кв. мкм, нефтегазонасыщенность — 31–77%. Максимальные дебиты нефти составили 295–378 куб. м в сутки.
Нефти, добываемые на Одопту, — легкие — 0,876 г/куб. см, малосмолистые — до 6,3%, малопарафинистые и парафинистые — до 3,3%, малосернистые — до 0,4%, с высоким выходом бензиновых фракций — до 31%. Газосодержание — 96–115 куб. м на тонну. В групповом составе преобладают нафтеновые — 44% и ароматические — 31% углеводороды. В газе содержится метан — 92,8–95%, тяжелые углеводороды — 3,71–6,53%. Содержание стабильного конденсата в свободном газе — 17,1–52,4 г/куб. сантиметр.
На Одопту была добыта первая нефть сахалинского шельфа. Произошло это в 1998 году в результате бурения скважины №202 (бурение нефтяных скважин). Добыча на месторождении производится с северной береговой площадки скважинами с большим отклонением от вертикали, при разработке используются наклонно-направленные и горизонтальные скважины (горизонтально направленное бурение). С 2001 года по 2004 год было пробурено две группы кустовых наклонно-направленных скважин со сверхдальним отходом от вертикали, 12 из них — эксплуатационные, 2 — поисковые. Горизонтальные отходы составили 5500–5964 метра.
С мая 2009 года эксплуатационное бурение на Одопту продолжила наземная буровая установка (БУ) «Ястреб», выполнившая к тому времени комплекс задач на Чайвинском месторождении. Правда, ее пришлось разобрать, модифицировать и транспортировать к новому месту работ. Дело это оказалось не из легких, вес оборудования составлял 5 тыс. т, а расстояние от точки до точки — 180 километров. Груз пришлось разделить на 380 частей. В отличие от Чайво, на Одопту бурить сложнее, поскольку месторождение находится на мелководье. Поэтому «Ястреб» усилили более крупным верхним приводом, что в свою очередь увеличило на три метра высоту установки. С мая 2009 года по февраль 2011 года «Ястреб» работал на Одоптинском месторождении. В 2011 году здесь была пробурена скважина под острым углом к поверхности земли, ее протяженность составила 12 345 метров. На тот момент это была самая длинная скважина в мире. В марте 2011 года БУ вновь разобрали и переместили обратно на Чайво.
С сентябре 2010 года на Одопту началось промышленное производство нефти и газа. Согласно информации «ЦДУ ТЭК», по итогам 2020 года на месторождении было добыто 3,9 млн т нефтяного сырья, что на 0,4 млн т больше, чем годом ранее. Добываемые углеводороды направляют на береговой комплекс подготовки Чайво.
«Большое поселение»
На языке нивхов звучит как Чайво. Нефтегазоконденсатное месторождение, которое по величине запасов относят к категории крупных, находится в пределах Паромайско-Чайвинской нефтегазоносной зоны. Глубина моря — 12–32 метров. Строение брахиантиклинальной складки простое, размеры ее по нижним продуктивным горизонтам — 8 × 25 км, амплитуда — до 450 м, углы падения пород на крыльях складки — 8–9°. По верхним пластам структура выполаживается, размеры уменьшаются до 4 × 8 км, амплитуда — до 150 м, углы падения пород — 4–5°. Ось складки ориентирована в северо-западном направлении.
Залежи углеводородов на Чайво относят к группе пластовых сводовых; выявлены они в отложениях нижней части верхненутовского и нижненутовского комплексов; глубина залегания залежей — 1150–2920 м; коллекторы — порового типа. Обнаружены десять продуктивных пластов, содержащих одну газовую, одну нефтяную, две газоконденсатных с нефтяными оторочками и шесть газоконденсатных залежей. Коллекторы представлены песчано-алевритовыми породами.
Газовая залежь размером 3,5 × 9,3 км и высотой 100 м находится в нижней части верхненутовского горизонта (плиоцен) на глубине 1150–1180 м; является пластовой, сводовой, низкопродуктивной, пористость коллектора — 28%, газонасыщенность — 54%.
Нефтяная залежь размером 2,5 × 8,5 км и высотой 116 м вскрыта на глубинах 1962–1995 метров. Общая мощность пласта 100–109 м, эффективная — 78 метров. При опробовании в интервале 1991–2011 м эрлифтным способом приток нефти составил 328 куб. м в сутки. Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная. Пористость пород коллектора — 23–28%, проницаемость — до 3,7 кв. мкм. Нефть — смолистая, парафинистая, тяжелая, с плотностью 0,913 г/куб. см.
Газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой вскрыты в интервале 2183–2326 метров. Размер одной из них — 4,4 × 14,8 км, высота газовой шапки — 210 м, нефтяной оторочки — 21 метр. В пласте, который был вскрыт на глубине 2400–2560 м, размер залежи составил 1,7 × 14,8 км, высота газовой шапки — 190 м, нефтяной оторочки — 36 метров. Пласты характеризуются неоднородностью состава и сложены преимущественно алевролитами и мелкозернистыми песчаниками.
Нефть в оторочках по физико-химическим свойствам относится к легким (плотностью 0,83–0,84 г/кв. см), смолистым (13–14%), парафиновым (0,25–3,3%), с высоким выходом светлых фракций. Достаточно высокое газосодержание, газ по составу — метановый (93%). Содержание конденсата в газе составляет 116–127 г/куб. м.
Газоконденатные залежи — пластовые, сводовые, с коллекторами порового типа. Пласты-коллекторы сложены чередованием прослоев разнозернистых песчаников и алевролитов. Открытая пористость коллекторов — 16–23%, проницаемость — 0,24–3 кв. мкм, газонасыщенность — 47–72%. Дебиты газа изменяются от 114 тыс. до 504,5 тыс. куб. м в сутки.
Для освоения месторождения Чайво задействованы береговая БУ «Ястреб» и морская платформа «Орлан», представляющая собой сталебетонную конструкцию, на которой размещены буровой и жилой модули. «Орлан» легко выдерживает натиск льда и торосов высотой в шестиэтажный дом.
Платформу установили в июле 2005 года, а бурение началось уже в декабре. В 2017 году успешно проведено бурение скважины протяженностью 15 тыс. метров.
Углеводородное сырье с «Ястреба» и «Орлана» подается на береговой комплекс подготовки (БКП) Чайво, где производится стабилизированная нефть, которая направляется на экспорт через нефтеотгрузочный терминал в Де-Кастри; газ поставляют потребителям на Дальнем Востоке России, а также частично закачивают обратно в пласт для поддержания пластового давления.
Производительность БКП составляет 34 тыс. т нефти в сутки и 22,4 млн куб. м газа в сутки.
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 7,0 | 7,9 | 7,1 | 7,0 | 7,6 | 8,3 | 9,0 | 9,2 | 11,6 | 13,0 | 12,4 |
По данным «ЦДУ ТЭК»
| 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1,6 | 1,9 | 2,7 | 2,6 | 2,2 | 2,8 | 3,5 | 3,9 |
По данным «ЦДУ ТЭК»
| 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 5,4 | 5,7 | 5,2 | 4,1 | 4,0 | 4,5 | 3,6 | 3,4 |
По данным «ЦДУ ТЭК»
| 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
|---|---|---|---|---|---|
| 0,48 | 2,2 | 2,98 | 4,3 | 5,8 | 5,2 |
По данным «ЦДУ ТЭК»
«Место, где водится корюшка»
Так с языка нивхов переводится Аркутун-Даги. Нефтегазоконденсатное месторождение находится в 26 км от береговой линии острова в пределах южной части Одоптинской нефтегазоносной зоны. Глубина моря — 40–45 метров. Аркутун-Дагинское относится к категории крупных месторождений и является самым значимым на шельфе Сахалина. Геологическое строение здесь очень сложное, характеризуется наличием литологических замещений, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.
Аркутун-Дагинская мегаантиклинальная складка имеет размеры 60 × 14 км, амплитуда — 410 метров.
Залежи нефти, газа и газоконденсата открыты в песчаных и песчано-алевролитовых пластах-коллекторах порового типа нижненутовского подгоризонта на глубинах 1680–2800 метров. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов: пористость — 16–30%, проницаемость — 0,021–0,84 кв. мкм, глинистость — 9–20%. Общие толщины пластов-коллекторов тоже колеблются в широких пределах — от 14,2 до 47,7 метра. Эффективные толщины достигают 21,2 метра. Месторождение является многопластовым. В ходе бурения было открыто 12 продуктивных пластов, содержащих 15 залежей (2 — газоконденсатных, 3 — нефтяных и 10 — нефтяных с газоконденсатными шапками). Залежи углеводородов пластовые, сводовые, литологически и тектонически экранированные.
Нефти Аркутун-Дагинского месторождения легкие, плотностью 0,823–0,873 г/куб. см, малопарафинистые и малосмолистые. Свободный газ Аркутун-Дагинского месторождения по физико-химическим свойствам относится к полужирным, содержание тяжелых углеводородов равно 9,15%. Плотность конденсата — 0,731 г/см.
Работы на месторождении ведутся поэтапно, начиная с самой северной его части. В июне 2014 года завершились работы по установке верхнего строения платформы «Беркут» на основание гравитационного типа. Вес конструкции составляет 42 тыс. т, включая 1900 км кабелей и свыше 97 км трубной обвязки. Общий же вес платформы «Беркут» превышает 200 тыс. тонн.
Промышленное освоение Аркутун-Дагинского началась в 2015 году. По итогам первого года разработки здесь было добыто 0,48 млн т нефтяного сырья. Сейчас годовая добыча в 10,8 раза выше. По данным «ЦДУ ТЭК», в 2020 году на Аркутун-Даги она составила около 5,2 млн тонн.
Сырая нефть с месторождения проходит подготовку на БКП Чайво, а затем по магистральному нефтепроводу направляется на экспортный терминал Де-Кастри.
Договоренности пролонгировали
Согласно первоначальному соглашению, действие СРП по проекту «Сахалин-1» должно закончиться в 2021 году. Но в 2018 году оно было продлено еще на 30 лет — до 2051 года. Как считают аналитики, такое решение со стороны правительства РФ было отчасти вынужденным, таким образом решался спор Минфина с Exxon о применении ставки налога на прибыль, который вышел на уровень Стокгольмского арбитражного суда, куда в 2015 году обратился Exxon с иском, требующим компенсации $637 млн за переплату налогов. Стороны пошли на мировое соглашение, оператор отозвал иск, а РФ обязалась продлить действие СРП до декабря 2051 года. По мнению экспертов, такой вариант выгоден обеим сторонам, поскольку на реализацию «Сахалина-1» не оказывают негативного влияния санкции США, а Exxon остается важным партнером «Роснефти» с возможностью вхождения в новые совместные проекты. Один из таких — завод по сжижению газа на юге Сахалина, запуск которого планируется в 2025 году.
