11.10.21_East_Presentation_Rus

1. Участок «Урджар»

Казахстан
2023

2. Юридическая сторона

31 декабря 2021г. Компания подписала контракт
на разведку и добычу углеводородов на участке
на участке Урджар
2

3. Геологические отводы на участки

25
ноября
геологические
2021г.
отводы
Компанией
получены
на
проведение
геологоразведочных работ на участке Урджар
3

4.

Территориальное расположение, инфраструктура
Участок Урджар расположен в ВосточноКазахстанской
области.
В
административном отношении район
работ находится на границе двух
областей.
Разведочный блок имеет
наземную инфраструктуру:
развитую
Магистральный нефтепровод Атасу–
Дружба.
Железнодорожная станция Бесколь
Газопровод Ушарал – Достык
(проектируется)
Несколько электрических линий.
Асфальтированные дороги:
Ушарал-Достык, Ушарал-МаканчиУрджар
Развитая сеть грунтовых дорог.
4

5.

Перспективы нефтегазоносности участка
Проявления нефти на больших площадях в Северной
Джунгарии
отмечались
многими
исследователями.
В
региональном структурно-тектоническом плане Алакольский
осадочный
бассейн
представляется
естественным
продолжением Джунгарского нефтегазоносного бассейна
сопредельного Китая.
Нефтегазоносность Джунгарской впадины на территории
Западного Китая приурочена к двум областям. Первая
находится на северо-западе с нефтяными месторождениями
Карамай, Урхо и Хунсенцай. Вторая нефтегазоносная область
Пограничной Джунгарии Китая находится на юге и приурочена
к узколинейному Урумчинскому прогибу, который по-видимому
является продолжением Южно-Алакольского грабена.
Месторождения нефти Урумчинского прогиба Чийгу и
Душанцзы приурочены к антиклинальной складке, сложенные
песчаниками юрского, мелового, палеогенового и неогенового
возрастов.
Глубина
залегания
нефтеносных
пластовколлекторов 700-800м.
Наиболее изучен бурением Джаркентский прогиб,
расположенный
южнее
Алакольской
впадины.
Здесь
исследовательские работы начаты в 30-х годах прошлого
столетия. При этом изучены газирующие источники Северного
Тянь-Шаня и сделан вывод о перспективности Джаркентского
прогиба на нефть и газ.
Таким образом, из вышеизложенного следует, что все межгорные впадины Восточного
Казахстана являются высокоперспективными на нефть и газ.
5

6. Изученность блока

За период с 2007 по 2011 годы на участке выполнены следующие работы:
- Проведены сейсморазведочные работы 2Д в объеме 1370 пог.км;
- Пробурены 4 поисковые скважины (три скважины на блоке Н и одна скважина на блоке СС).
По результатам интерпретации материалов сейсморазведочных работ 2Д были
выделены 16 структур. Оценивая каротажные материалы по пробуренным скважинам можно
с уверенностью констатировать факт наличия углеводородов в отложениях неогена и в
кровельной части палеозойских отложений.
Общие суммарные нефтегазонасыщенные мощности по скважинам:
Неоген: Скважина А-1 – 169м;Скважина А-2 – 79м;Скважина А-8 – 460м.
Палеозой: Скважина А-1 – 25м; Скважина А-3 – 49м; Скважина А-8 – 54м.
Общие площади нефтегазонасыщенных перспективных структур: Блок Н+К: неоген – 75
кв.км, палеозой – 37,5 кв.км. Блок СС – палеозой – 16 кв.км.
Объем оцененных ресурсов по категории С3 составляет: по Блоку Н+К: геологические
93,9 млн.т, по блоку СС – 4,4 млн.т.
6

7.

Доказанность наличия УВС на участке Урджар
При исследовании территории участка Урджар была обнаружена
поисковая гидрогеологическая скважина с пленкой жидкости на поверхности.
Изливаясь на поверхность,
образуется на приустьевом пространстве
маслянистая жидкость черного цвета, которая оказалась нефтью, по составу
близкой к Джунгарской и Зайсанским палеозойским (карбон-пермь) нефти.
7

8. Анализ пластовой воды

В мае 2022 года была
отобрана проба с устья
скважины и проведен
анализ в Испытательной
лаборатории ТОО «НАЦ»
(протокол №31 от
27.05.2022г.), в результате
получено заключении о
наличии содержания
углеводородов в пробе
пластовой воды.
8

9. Доказанность наличия углеводородов на участке по данным ГИС

Выполненный
анализ
каротажных
материалов по пробуренным скважинам
позволил выделить перспективные на
обнаружение
углеводородов
пластыколлекторы.
В
палеоген-неогеновых
терригенных отложениях выделены 17
пластов-коллекторов, начиная с глубины
600м и до глубины 1210м, как возможнопродуктивные.
Также возможно продуктивные
коллектора
отмечаются
в
отложениях верхнего палеогена в
интервале
глубин
1600-1650
метров.
9

10.

ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ ПРОЕКТИРУЕМЫХ
РАБОТ
На участке Урджар предусматривается комплекс геологогеофизических исследований, предусматривающий проведение
сейсморазведочных работ МОГТ 2Д и бурение одной скважины с целью
уточнения геологического строения контрактной территории и выяснения
перспектив нефтегазоносности отложений кайнозоя и палеозоя.
Сейсморазведочные работы МОГТ 2Д в объеме 150 пог.км
закладываются на 2024 г. Бурение и проведение испытаний проектной
скважины МР-1 проектируется на период 2025-2026 гг (таблица 2.1).
По календарному плану на монтаж буровой вышки, бурение скважины,
демонтаж и переброску вышки отводятся для скважины проектной глубиной
1500 м - 57 дней.
На испытание каждого перспективного объекта отводится срок до
трех месяцев согласно Единых правил по рациональному и комплексному
использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых,
утвержденных приказом Министра Энергетики РК от 15.06.2018 г за №239.
10

11.

ПРЕДПОЛАГАЕМАЯ СТОИМОСТЬ
ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ
Таблица 2.1 - Основные финансовые
затраты проектируемых ГРР
Год
Наименование работ
Разработка проекта разведочных работ,
проекта ликвидации последствий разведки
углеводородов, экологической экспертизы
Кол-во
Общий объем
работ
3
Стоимость
работ, млн.
тг
10
2023
Технический проект на проведение
сейсморазведочных работ
2024
2025
Сейсморазведочные работы 2Д, пог.км
1
Обработка и интерпретация данных 2Д
1
150.0
15.0
1
5.0
Строительство скважины МР-1 (бурение)
1500м
1050.0
ГИС скв.МР-1
1500м
52.5
Лабораторные исследования (флюиды,
керн)
2026
70.0
35.0
Отчет о результатах сейсморазведочных
работ
Разработка технического проекта на
бурение скважины
Объем финансирования на проведение ГРР
на участке Урджар на период 2023-2027 гг
составляет 1438,5 млн.тенге, сведения о видах
геолого-разведочных работ и объемах
финансирования по годам приведены в таблице
10.0
Опробование скважины МР-1
21.0
объект
5 объектов
150.0
Отчет по оперативной оценке запасов УВС
1
10.0
Проект пробной эксплуатации
1
10.0
Отчет по подсчету запасов УВС
1
10.0
11
2027
ВСЕГО
1438.5

12.

ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТ
3.1. Предварительная оценка ресурсов нефти и газа
Степень геолого-геофизической изученности на контрактной площади позволила выполнить расчет
перспективных ресурсов нефти по категории С3 согласно «Классификации запасов месторождений,
перспективных и прогнозных ресурсов нефти и природного углеводородного газа». За основу подсчета
перспективных ресурсов нефти по выделенным объектам приняты структурные карты по кровле палеогена,
палеоцена и палеозоя (рис.1.1-1.3). Подсчетные параметры приняты по аналогии с месторождениями Урхо,
Карамай.
Перспективные ресурсы нефти оцениваются по категории С3 по формулам:
Qгеол= S·h·Кзлּm·γ·Ө, Qизв. = Qгеол · η,
где Qгеол - геологические ресурсы нефти, т;
Qизвл - извлекаемые ресурсы нефти, т;
S
- площадь ловушки, м2;
h
- средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м;
m
- коэффициент открытой пористости, доли ед.;
Kн
- коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;
γ
- плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3;
Ө
- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли ед.;
η
- коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
Суммарные геологические перспективные ресурсы нефти по категории С3 составляют 26,1 млн.т.
12

13.

Структурные карты участка
Структурная карта по кровле палеогена
13

14.

Структурные карты участка
Структурная карта по кровле палеоцена
14

15.

Структурная карта по кровле палеозоя
15

16.

Эффект.нефтенасыще
н. толщина м
Коэф-т открытой
пористости
Коэф-т
нефтенасыщенности
Пересчетный коэф-т
Плотность нефти в
пов.условиях
Геологические
ресурсы нефти, млн.т
Коэф-т
нефтеизвлечения
Извлекаемые ресурсы
нефти, млн.т
Газосодержание, м /т
Геологические
ресурсы растворен.
5
0,15
0,64
0,8
0,85
5,7
0,3
1,7
37,8
0,2
0,1
₽1
PZ
-575
-675
30
20
5
0,15
7
0,15
ИТОГО
0,64
0,64
0,8
0,91
0,85
0,87
9,8
10,6
26,1
0,3
0,3
2,9
3,2
7,8
37,8
37,8
0,4
0,4
1,0
0,1
0,1
0,3
раствор.газа, млн.м
3
Извлекаемые ресурсы
газа, млн.м
3
6
17,5
3
Площадь ловушки,
-325
2
Оконтуривающая
изогипса
₽ 2+3
*10 .м
Продуктивные
горизонты
ОЖИДАЕМЫЕ ЗАПАСЫ
Таблица 3.1 – Оценка ресурсов нефти по категории С3
16

17.

Основные технико-экономические показатели
поисковых работ
Проектом предусматривается бурение одной поисковой скважины МР-1 с целью поисков залежей нефти
и газа в отложениях кайнозоя и палеозоя проектной глубиной 1500 м. Выполненная предварительная оценка
прогнозных ресурсов по категории С3 составляет 7,8 млн.т извлекаемых.
Затраты на бурение скважины составляют 1050 млн.тенге. Исходя из приведенных данных, составлен расчет
основных геолого-экономических показателей, которые приведены в таблице 4.1.
По приведенным расчетам можно сделать заключение об экономической эффективности
планируемых работ.
Таблица 4.1 - Основные геолого-экономические показатели ГРР
№№ Наименование показателей
Значение
показателей
1.
1 Количество скважин, шт.
1
1.
2 Объем бурения, м
1500
1.
3 Сметная стоимость 1 м проходки, тыс.тенге
700
1.
4 Затраты на бурение, млн.тенге
1050
1.
5 Ожидаемые извлекаемые ресурсы нефти, млн.т
7,8
1.
6 Запасы нефти на 1 скв, млн.т
7,8
1.
7 Запасы на 1 м проходки, тыс.т
5,2
1.
8 Запасы нефти на 1 тенге затрат, т
0.0074
1.
9 Стоимость 1 т приращенных запасов, тенге
134,6
17

18.

Инвестиционные моменты
Производство
Не большие глубины залегания нефтяных пластов до 1600 метров
Потенциальные
запасы
Близость к крупным месторождениям показывает, что запасы могут
быть высокими
Инфраструктура
Наличие всей необходимой инфраструктуры (Ж/Д, АВТО дороги,
линии электропередач). Экспортный нефтепровод проходит по
территории участков
Близость к
экспортным путям
Близость к различным путям экспорта через нефтепроводы и
через Ж/Д пути на территорию Китая
Наличие УВС
Собран материал о наличии углеводородов на территории
участков
Минимальные
затраты
Затраты на геологоразведочные работы, ввиду не больших
глубин бурения скважин, минимальны
18