ГРУППА КОМПАНИЙ ИНТЕРКОМ ХОЛДИНГ

ООО «КОМИОЙЛ»

ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ ЗВЕРИНЕЦКИХ ЛИЦЕНЗИОННЫХ УЧАСТКОВ

Лицензии

ООО «Комиойл» для геологического изучения с целью поисков и оценки месторождений углеводородного сырья имеет лицензию СЫК 12345 НП на участок Зверинецкий-1, лицензию СЫК 12346 НП на участок Зверинецкий-2, лицензию СЫК 12347 НП на Южно-Зверинецкий участок. Срок окончания действия всех лицензий 30 января 2009 года.

Местоположение участков

В административном отношении Зверинецкие-1,2 и Южно-Зверинецкий участок расположены на территории Усинского района Республики Коми в пределах Печорской низменности с абсолютными отметками рельефа от +50 до +138 м над уровнем моря.

С севера и с востока участки ограничены р.Печора, с запада Мутноматериковым блоком компании «Печоранефтегаз».

Площадь Зверинецкого-1 участка составляет 1095,2 км², Зверинецкого-2 участка-1149,07 км², Южно-Зверинецкого - 739,18  км². Общая площадь 2984 км².

Населенные пункты расположены на берегах р. Печора – это сёла Акись, Усть-Уса, Кушшор, Щельябож с пристанями. Деревня Акись соединена с железнодорожной границей Кожва и г. Печора круглогодичной автомобильной дорогой. К сважинам участков круглогодичных дорого нет. Расстояние от восточной границы блока до районного центра – г. Усинск составляет 45 км по прямой. От станции Сыня Северной железной дороги до г.Усинск имеется железная дорога. Вдоль железной дороги проходит государственный нефтепровод Усинск-Ярославль и газопровод до г. Печора.

Участки располагаются всего в 45 км к западу от крупнейших месторождений Колвинского мегавала, имеют в разрезе те же перспективные нефтегазоносные комплексы, залегающие на глубинах от 700 до 5000 м (рис.1).

Дебиты скважин

На Южно-Зверинецком участке пробурено две скважины: 1-Южно-Зверинецкая глубиной 4550 м и 1-Лекъюская глубиной 4400 м.

На Южно-Зверинецкой площади в скважине 1-Южно-Зверинецкая при опробовании фаменских карбонатных отложений в интервале 4149-4197 м за 175 минут получено 5,1 м³ слабо разгазированной нефти (по пересчету – 40 м³/сутки); при опробовании интервала 4344-4383 за 60 минут получено 4,7 м³ легкой сильно разгазированной нефти в смеси с фильтратом бурового раствора (по пересчету – 113 м³/сутки).

Анализ геолого-геофизических материалов позволяет предполагать на Южно-Зверинецкой структуре наличие 2-3 нефтяных залежей (рис.2).

На Лекъюской структуре скважиной 1 – Лекъюская при  опробовании верхнедевонских и карбонатных отложений ИП в процессе бурения интервала 4047-4102 м за 118 минут получено 2,4 м³ разгазированного раствора с нефтью – нефти 1 м³ (по пересчету – 28,8  м³ /сутки); при опробовании ИП среднекаменноугольных отложений в интервале 3022,5-3064,2 м за 55 минут получено 10 литров нефти.

На участке Зверинецкий-2 пробурена скважина 1-Зверинецкая глубиной 4725 м с забоем в верхнедевонских рифогенных отложениях. В связи с расположением на западном крыле Зверинецкой структуры скважина оказалась непродуктивной.

На участке Зверинецкий-1 на Верхне-Лодминской структуре пробурены скважины1-Верхняя Лодма (забой 5007.7 м в силурийских отложениях), 2-Верхняя Лодма (забой 4593м в отложениях нижнего силура), оказавшиеся непродуктивными.

Ресурсы углеводородов

По государственной статистической отчетности (форма 6-ГР) на Южно-Зверинецком лицензионном участке на Южно-Зверинецкой и Лекъюской структурах числятся ресурсы нефти категории С₃ (геол./извлек.,тыс.т.) – 2548/944 и 4020/1488, соответственно. Ресурсы категории С₃ на Зверинецкой структуре участка Зверинецкий-2 составляют 9688/3585 тыс.т, Среднезверинецкой – 4077/1508 тыс.т. На Верхнелодминской структуре участка Зверинецкий-1 прогнозируются залежи газа с ресурсами категории С₃ в количестве 2878 млнл. м³.

Общие ресурсы углеводородов лицензионных участков в нефтяном эквиваленте категории С₃ составляют 23211/10403 тыс. т.у.т.

Ожидаемые ресурсы

Южно- Зверинецкий лицензионный участок

По данным сейсморазведочных работ МОГТ-2Д на Южно-Зверинецком лицензионном участке подготовлены к глубокому бурению Южно-Зверинецкая и Лекъюская антиклинальные структуры.

По результатам переобработки и переинтерпретации материалов сейсморазведки и глубокого бурения, проводимых в ОАО «Севергеофизика» по заказу ООО «Комиойл», Южно-Зверинецкая структура имеет следующие параметры:

- по ОГ III fm (D3fm): размеры 4.0х1.5 км, площадь 6.0 км²; амплитуда по замкнутой изогипсе минус 4080 м – 25 м;

- по ОГ IIIf-fm: размеры 6х3-2.5 ка, площадь 120 км² (перспективная площадь рифа 7.0 км²);амплитуда рифовой ловушки 65 м.

По выше- и нижележащим отложениям структура в виде антиклинали не прослеживается.

Лекъюская структура имеет следующие параметры:

- по ОГ III-IV(Д₃-S): размеры 9.5х4-2.5 км, площадь 22.0 км²; амплитуда по замкнутой изогипсе минус 4730м – 70 м;

- по ОГ IIIf-fm (Д3f-fm) в облекании рифа: размеры 7х3 км, площадь 11.0 км²; амплитуда по замкнутой изогипсе минус 4080м-60м;

- по ОГ III fm₁(D₃fm₁): размеры 8х4 км, площадь 17.5 км² , амплитуда по замкнутой изогипсе минус 3950 м – 85 м;

- по ОГ Iar (P₁ar) в кровле карбонатов:

размеры 4х2 км, площадь 3,5 км², амплитуда по замкнутой изогипсе минус 2160м-15м.

Оценка ресурсов

Вблизи Зверинецких лицензионных участков нет аналогов месторождений в верхнедевонских рифогенных отложениях, поэтому за эталон для оценки ресурсов можно взять Ардалинское нефтяное месторождение, приуроченное к рифовой постройке. Основные параметры этого месторождения следующие:

возраст отложений – D₃fm

глубина залежи – 3330 м

Размеры 5.6-3.0 км, площадь 16,8 км²

Нефтенасыщенная толщина – 40,2 м

Добыча– 3700 т/сутки

Средний дебит скважины- 400 т/сутки

Количество добывающих скважин – 14

Начальные запасы (извлек.) – 15.0 млн.т

Удельная плотность запасов – 880 тыс.т/км²

При данной удельной плотности извлекаемые запасы верхнедевонских карбонатных отложений Южно-Зверинецкой структуры могут составить (в зависимости от площади):

880.0 тыс.т х 7.0 км² ~ 6.1 млн.т

880.0 тыс.т х 6.0 км² ~ 5.3 млн.т

При данной удельной плотности извлекаемые запасы верхнедевонских карбонатных отложений Лекъюской структуры могут составить (в зависимости от площади):

880.0 тыс.т х 17.5 км² = 15.4 млн.т

880.0 тыс.т х 11.0 км² = 8.7 млн.т

Таким образом, оптимистическая оценка извлекаемых запасов верхнедевонских рифогенных отложений Южно-Зверинецкого участка может составить 14.0-21.5 млн.т.

По данным специалистов ГУП РК ТП НИЦ (г. Ухта), расчетный потенциал залежей в максимальном варианте на Лекъюской и Южно-Зверинецкой площадях в верхнедевонских отложениях оценивается 8.5 млн. т извлекаемых, в минимальном – 5.4 млн.т.

Участок Зверинецкий – 2

По данным сейсморазведочных работ МОГТ 2Д (1992 г.), проведенных ОАО «Севергеофизика», на участке к глубокому бурению по верхнедевонским отложениям подготовлены Зверинецкая и Среднезверинецкая структуры. 

Зверинецкая структура имеет следующие параметры:

- по ОГ IIIfm₁ (D₃fm₁): размеры 14 х 7 км, амплитуда по замкнутой изогипсе минус 4240 м- 50 м; площадь 65 км².

- по ОГ IIIf-fm (D₃f-fm): размеры 15 х 6 км, амплитуда по замкнутой изогипсе минус 4460м – 100 м;

- по ОГ IIIf1 (D₃f₁): размеры 10 х 7 км, амплитуда по замкнутой изогипсе минус 4740 м – 55 м, площадь около 50 км².

В вышележащих пермско – триасовых отложениях структура не прослеживается.

На части площади структуры верхнедевонские отложения имеют рифогенный характер, что подтверждено скважиной 1-Зверинецкая.

Оценка ресурсов

На Зверинецкой структуре можно ожидать извлекаемые ресурсы нефти категории С₃ не менее 3585 тыс.т.

Среднезверинецкая структура имеет параметры:

по ОГ IIIf-fm (D₃f-fm): размеры 10 х 4-2 км, амплитуда по замкнутой изогипсе минус 4420 м- 70 м.

В виде антиклинали структура прослеживается по ОГ IIIfm₁ (D₃fm₁), IIIf₁ (D₃f₁).

Извлекаемые ресурсы нефти по категории С₃ составят не менее 1508 тыс.т.

Извлекаемые ресурсы нефти категории С₃ всего участка Зверинецкий-2 составят не менее 5093 тыс.т.

Участок Зверинецкий-1

По данным сейсморазведочных работ МОГТ-2Д (1998г.), проведенных ОАО «Севергеофизика», на участке Зверинецкий-1 переподготовлена к глубокому бурению по ОГ IIIf-fm (D₃f-fm) Верхнелодминская структура: размеры 20 х 9 км, площадь 70 км², амплитуда 100 м по замкнутой изогипсе минус 4080 м.

Верхнедевонские отложения представлены рифогенными образованиями, что подтверждено скважинами 1,2-Верхняя Лодма.

По ОГ в нижнефранских  III f1(D3f1)  и силурийско-ордовикских IV-V(S-O) отложениях сводовая часть Верхнелодминской структуры смещается на запад. По ОГ III fm₁(D₃fm₁), II_2-3(C_2-3), Iar(P₁ar), I₂(P₂kz), A-I (T-P) антиклинальная структура сохраняется.

Оценка ресурсов

По аналогии с Ардалинским месторождением можно составить очень оптимистичный прогноз извлекаемых ресурсов нефти категории С₃ для верхнедевонских рифогенных отложений Верхнелодминской структуры, исходя из перспективной площади (~20 км²), не освещенной бурением:

 880 тыс.т х 20 км² = 17.6 млн.т.

Также можно ожидать открытие нефтяных залежей в терригенных отложениях триаса, верхней перми, в карбонатных породах нижней перми, силура с общими извлекаемыми запасами не менее 10.0 млн.т.

Таким образом, извлекаемые ресурсы нефти Верхнелодминской структуры могут составить 27.6 млн.т нефти.

Государственным балансом (форма № 6-ГР) на Верхнелодминской структуре учтены ресурсы газа категории С₃ в количестве 2878 млн.м³, что, по нашему мнению, не соответствует крупным размерам структуры и виду флюида.

Очень оптимистические прогнозы ресурсов на подготовленных структурах участков Южно-Зверинецкий, Зверинецкий -1,2 могут составить:

21.5+5.1+27.6 = 53.2 млн.т.

В результате переобработки и переинтерпретации геолого-геофизических материалов, проводимых по заданию ООО «Комиойл» в ОАО «Севергеофизика», ГУП РК ТП НИЦ, будут выявлены дополнительно новые объекты, проведена оценка их ресурсов.

Детали планируемых инвестиций

I  РАСХОДЫ СВЯЗАННЫЕ С ПРОИЗВОДСТВОМ

1.                        Бурение эксплуатационных скважин из расчета 3.5 миллионов долларов за  одну скважину

2.                        Бурение разведовательно - поисковых скважин из расчета 5.0 миллионов долларов за одну скважину

3.                        Бурение нагнетательных скважин из расчета 3.0 миллиона долларов за одну скважину

4.                        Приобретение оборудования для нефтяных скважин

5.                        Строительство внутрипромыслового трубопровода

6.                        Производственное обустройство месторождений (строительство грунтовых дорог, линий электропередач).

7.                        Поставка сырья и материалов, необходимых для производственного процесса

8.                         Расходы на оплату труда производственному персоналу

II. РАСХОДЫ, СВЯЗАННЫЕ С ТРАНСПОРТИРОВКОЙ НЕФТИ

1. Приобретение нефтевозов

2. Расходы на топливо и техно-эксплуатационное обслуживание нефтевозов

3.                        Транспортные расходы:

- транспортировка нефти по магистральному нефтепроводу

- транспортировка нефти по железной дороге в цистернах от станции Кожва до станции Калининград сортировочная.

4.                        Строительство временного трубопровода до магистрального нефтепровода из расчета 140 км.

5.                        Накопительные резервуары для сбора и хранения нефти

III. РАСХОДЫ, СВЯЗАННЫЕ С ОПЛАТОЙ НАЛОГОВ И ПОШЛИН

1.                        Налоги на недра (рассчитываются с общей площади месторождения по установленным законодательством РФ нормам -  11.53 доллара за один квадратный километр)

2.                        Налог на добычу нефти по установленным законодательством РФ нормам -  11.76 доллара за одну тонну нефти

3.                        Налог на имущество по установленным законодательством РФ нормам  -2% от налогооблагаемой базы

4.                        Единый социальный налог по установленным законодательством РФ нормам  - 35.65% от фонда оплаты труда

Экспортная пошлина (устанавливается правительством РФ в зависимости от цен на нефть)

ОБЩАЯ СУММА ИНВЕСТИЦИЙ  - 150.0 МИЛЛИОНОВ ДОЛЛАРОВ США

График получения и возврата инвестиций составляется совместно с  Инвестором.

Наши предварительные расчеты показали, что  для выполнения всего комплекса работ по разработке и освоению месторождений, желателен следующий график получения инвестиций:

2005 год  - 32.0 миллиона $US

2006 год – 38.0 миллионов $US

2007 год – 75.0 миллионов $ US

2008 год -   5.0  миллионов $US

Возврат инвестиций может быть произведен:

- разовым платежом по окончанию срока привлечения инвестиций,

- ежегодно с периода получения прибыли.

Финансовыми потоками для возврата инвестиций служит торговая выручка от реализации нефти. Оплата процентов за использование привлеченных средств – прибыль, полученная от реализации нефти.