Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1963
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 96.93 км²
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Тип актива | Морское многопластовое нефтегазоконденсатное месторождение / единая группа залежей |
| Нефтегазоносный бассейн | Южно-Каспийский бассейн |
| Район | Бакинский архипелаг, азербайджанский сектор Каспия |
| Оператор | SOCAR / Azneft |
| Состав объекта | Сангечал-Дениз, Дуванны-Дениз, Хара-Зира Адасы |
| Выявление структур | 1950–1951 гг. |
| Промышленное открытие | 1963 г. |
| Начало разработки | 1967 г. |
| Стадия разработки | Поздняя / зрелый brownfield |
| Основной продуктивный комплекс | Плиоценовая Продуктивная толща |
| Основные продуктивные объекты | горизонты V, VII и VIII |
| Тип коллекторов | Терригенные песчаники и алевролиты |
| Основные флюиды | Нефть, растворенный и свободный газ, газоконденсат |
| Размер структурной системы | около 30 × 11 км |
| Основной метод поддержания давления | Заводнение, применяется с 1971 г. |
| Добыча нефти, 2022 | около 206,9 тыс. т |
| Газ, 2022 | ~83,4 млн м³ растворенного + ~35,8 млн м³ свободного |
| Конденсат, 2022 | ~0,86 тыс. т |
| Основной потенциал | Остаточная нефть, повышение охвата заводнением, EOR, локальная работа по блокам |
Сангечал-Дениз–Дуванны-Дениз–Хара-Зира Адасы представляет собой не три случайно объединенных месторождения, а единую протяженную нефтегазоносную структурную систему, внутри которой выделяются три локальных поднятия.
В современной геолого-промысловой литературе объект часто рассматривается совместно, поскольку структуры связаны общим тектоническим трендом и имеют сходную стратиграфию, однако отличаются по глубине, флюидному составу и степени выработки.
Первое — это крупный зрелый brownfield с более чем полувековой историей разработки. Основные залежи давно разбурены, поэтому современная стоимость определяется остаточными запасами и конечным коэффициентом извлечения.
Второе — очень сложное блоковое строение. Продольные и поперечные разломы делят залежи на множество гидродинамически различающихся участков, что непосредственно влияет на эффективность заводнения.
Третье — выраженная многопластовость. Горизонты V, VII и VIII отличаются как по свойствам резервуаров, так и по характеру насыщения. Верхние объекты преимущественно нефтяные, глубокий VIII горизонт имеет более выраженную газоконденсатную специализацию.
Четвертое — значительная остаточная нефтенасыщенность сохраняется несмотря на десятилетия разработки. Современные исследования прямо рассматривают месторождение как объект дальнейшего повышения КИН.
Пятое — стандартное заводнение уже не обеспечивает оптимального охвата, поэтому основной технологический upside связан с изменением потоков в пласте: циклическим воздействием, водогазовой закачкой и более точным управлением отдельными блоками.
Объект расположен в северо-западной части Бакинского архипелага, в пределах западного борта Южно-Каспийского бассейна.
Структурно система представляет собой вытянутую брахиантиклинальную зону северо-западного – юго-восточного простирания.
По кровле горизонта VIII общая длина структуры составляет около 30 км, ширина достигает примерно 11 км.
С северо-запада на юго-восток последовательно расположены:
Сангечал-Дениз;
Дуванны-Дениз;
Хара-Зира Адасы.
Структура сильно осложнена продольными и поперечными разломами. Некоторые нарушения имеют значительную амплитуду и формируют самостоятельные нефтегазоносные блоки.
Для разработки это принципиально важно: соседние блоки одного горизонта могут иметь разные давления, контакты и степень выработки.
Промышленная нефтегазоносность связана в первую очередь с плиоценовой Продуктивной толщей.
Разрез представлен мощным чередованием:
песчаников;
песков;
алевролитов;
глин.
Общая мощность Продуктивной толщи на отдельных частях структуры составляет примерно 3–4 км.
Основной промышленный интерес сосредоточен в горизонтах V, VII и VIII.
Многопластовый терригенный объект.
Содержит преимущественно нефтяные залежи, локально связанные с газовыми компонентами.
Резервуары представлены песчаниками и алевролитами с высокой латеральной изменчивостью.
Один из главных нефтяных объектов месторождения.
Именно с горизонтом VII связано промышленное открытие: в 1963 году из скважины №24 был получен приток нефти порядка 250 т/сут с глубины около 2,8 км.
Горизонт остается важным объектом оценки остаточных запасов.
Более глубокий объект, особенно важный в пределах Дуванны-Дениз и Хара-Зира.
Здесь доля газа и газоконденсата существенно выше.
Исторически отдельные скважины давали стартовые дебиты порядка:
0,5–0,7 млн м³ газа/сут;
до 100–130 т конденсата/сут.
Поэтому горизонт VIII необходимо рассматривать отдельно от преимущественно нефтяных объектов V и VII.
Коллекторы представлены терригенными песчаниками и алевролитами.
Для объекта характерен очень широкий диапазон фильтрационно-емкостных свойств.
По результатам керновых исследований разных глубин пористость варьирует от единиц процентов до более чем 30%, а проницаемость — от практически непроницаемых пород до сотен миллидарси.
Этот широкий диапазон не следует воспринимать как характеристику одного резервуара. Он отражает:
большую толщину разреза;
разные литотипы;
разные горизонты;
существенное изменение свойств с глубиной.
В целом с увеличением глубины качество коллектора ухудшается, однако отдельные песчаные пачки сохраняют хорошие свойства.
Месторождение содержит одновременно:
нефть;
растворенный газ;
свободный газ;
газоконденсат.
Нефть сравнительно легкая и малосернистая.
В опубликованных исследованиях для пластовых нефтей этой группы приводится плотность примерно 0,73–0,78 г/см³, тогда как дегазированная нефть имеет более высокую плотность.
Для конденсата приводятся значения порядка 0,76–0,80 г/см³.
Флюидные свойства заметно меняются между отдельными горизонтами и структурными блоками, поэтому использовать одно PVT-значение для всего месторождения некорректно.
Продуктивная толща является главным резервуаром, но не основной нефтематеринской породой.
Углеводороды мигрировали из более глубоких олигоцен-миоценовых комплексов Южно-Каспийского бассейна.
Глубинные разломы обеспечивали вертикальную миграцию нефти и газа в плиоценовые резервуары.
При этом после заполнения залежей те же разломы стали важными гидродинамическими барьерами, разделяющими объект на отдельные блоки.
Актуальной публичной сертифицированной оценки 1P/2P для объединенного месторождения в открытом доступе нет.
Современные исследования подтверждают наличие промышленно значимых остаточных запасов нефти, сосредоточенных преимущественно в верхней части Продуктивной толщи.
Особый интерес представляют горизонты V и VII.
Использовать старые советские значения запасов без даты и категории пересчета для современной инвестиционной оценки некорректно.
Промышленная разработка началась в 1967 году.
С 1971 года применяется система заводнения.
Месторождение прошло основные этапы жизненного цикла:
ввод → быстрый рост → расширение ППД → зрелая добыча → падение дебитов → современная доразработка остаточных запасов.
В современной литературе объект относят к III стадии разработки, то есть к зрелой фазе с высокой степенью выработки основных запасов и растущей ролью методов повышения нефтеотдачи.
Наиболее свежие детальные опубликованные показатели относятся к 2022 году:
| Продукт | Добыча |
|---|---|
| Нефть | 206,9 тыс. т |
| Растворенный газ | 83,4 млн м³ |
| Свободный газ | 35,8 млн м³ |
| Конденсат | 0,864 тыс. т |
Таким образом, объект продолжает давать промышленную добычу более чем через 50 лет после ввода.
При этом надежная field-level статистика за 2024–2026 годы публично раскрывается ограниченно.
Заводнение используется с 1971 года.
На ранних и средних стадиях оно обеспечивало:
поддержание давления;
вытеснение нефти;
увеличение охвата залежей.
Однако после десятилетий закачки сформировались устойчивые высокопроницаемые пути движения воды.
Это приводит к ситуации:
нагнетательная скважина → промытый канал → добывающая скважина,
при этом менее проницаемые участки остаются нефтенасыщенными.
Именно эта проблема определяет современную технологическую стратегию.
Основная задача — изменить распределение потоков внутри пластов.
Для этого необходимы:
селективная работа нагнетательных скважин;
изменение объемов закачки;
изоляция промытых интервалов;
перераспределение приемистости.
Перспективным считается изменение режимов закачки и отбора во времени.
Цель — нарушить сформировавшиеся постоянные фильтрационные каналы и вовлечь слабодренируемые зоны.
Современные исследования предлагают использование водогазовой смеси как возможный EOR-инструмент.
Потенциальный эффект:
лучшее поддержание давления;
снижение подвижности вытесняющего агента;
улучшение охвата;
повышение конечного КИН.
Пока это следует рассматривать как технологическое направление, а не как подтвержденный массовый промышленный проект на всем месторождении.
В 2017–2018 годах выполнялась новая 2D-сейсмика с донным оборудованием.
Современная переобработка позволяет лучше выделять:
разломы;
малоамплитудные блоки;
фациальные изменения;
зоны нарушения сейсмической записи;
потенциальные остаточные ловушки.
Для зрелого месторождения основной смысл такой сейсмики — уже не открытие самой структуры, а уточнение где именно осталась нефть.
Многочисленные разломы резко усложняют прогноз движения воды и нефти.
Горизонты V, VII и VIII имеют разные свойства и разные типы насыщения.
Основная часть легкодоступных запасов уже выработана.
После десятилетий заводнения вода преимущественно движется по наиболее проницаемым зонам.
Остаточная нефть распределена крайне неравномерно.
Значительная часть скважин и инфраструктуры создавалась еще в советский период.
Отдельные потенциальные интервалы находятся на глубинах порядка 5–6 км.
В последние годы основная активность связана не с масштабным расширением площади, а с повторной геологической и технологической оценкой зрелого месторождения.
В 2024 году опубликованы результаты современной переинтерпретации 2D-сейсмики по сложнопостроенным структурам Бакинского архипелага.
В 2026 году опубликована специальная работа по оптимизации разработки именно Sangachal-Deniz–Duvanny-Deniz–Khara-Zira, где основной акцент сделан на:
остаточных запасах;
управлении заводнением;
циклическом воздействии;
водогазовых технологиях;
увеличении конечной нефтеотдачи.
Это хорошо отражает текущую стадию жизненного цикла актива.
Сангечал-Дениз–Дуванны-Дениз–Хара-Зира Адасы следует рассматривать как крупный зрелый многопластовый нефтегазоконденсатный brownfield с существенным остаточным нефтяным потенциалом.
Главная инвестиционная история:
не новое крупное открытие, а увеличение конечного коэффициента извлечения существующей ресурсной базы.
Основные источники дополнительной стоимости:
локализация остаточных запасов;
более точная блоковая модель;
оптимизация ППД;
изменение направления потоков;
EOR;
восстановление и селективная работа старого фонда.
Сильные стороны:
крупная нефтегазоносная структура;
более 50 лет промысловых данных;
развитая инфраструктура;
несколько продуктивных горизонтов;
подтвержденные остаточные запасы.
Основные риски:
зрелость;
обводненность;
разломная сегментация;
неоднородность;
физический возраст скважин;
сокращение размера отдельных экономически привлекательных целиков нефти.
Для такого месторождения даже прирост конечного КИН на несколько процентных пунктов потенциально может иметь существенное абсолютное значение.
В открытом доступе отсутствуют:
актуальные 1P/2P;
первоначальные и остаточные извлекаемые запасы в единой современной классификации;
накопленная добыча нефти на текущую дату;
добыча за 2024–2026 гг.;
текущий КИН;
КИН отдельно по горизонтам V, VII и VIII;
актуальная обводненность;
современный фонд добывающих скважин;
фонд нагнетательных скважин;
пластовые давления;
распределение остаточных запасов между тремя локальными структурами;
результаты промышленного водогазового воздействия;
CAPEX/OPEX программы дальнейшего EOR.
Сангечал-Дениз–Дуванны-Дениз–Хара-Зира Адасы — зрелая крупная структурная система, где дальнейшая стоимость определяется качеством управления остаточными запасами, а не масштабом новых открытий.
После более чем полувека разработки объект продолжает добывать нефть и газ, но дальнейший потенциал все сильнее зависит от способности оператора:
локализовать остаточную нефть → изменить движение закачиваемой воды → вовлечь слабодренируемые блоки → увеличить конечный КИН.
С геологической точки зрения ключевой фактор риска и одновременно источник upside — сильная разломная сегментация.
Она сформировала сложные ловушки, позволившие накопиться углеводородам, но сегодня именно она делает распределение остаточной нефти крайне неоднородным.
Ganbarova S., Zeynalova S. Analysis of development process optimization of the oil and gas fields: the case of Sangachal-Deniz–Duvanny-Deniz–Khara-Zira field // Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology. — 2026. — Vol. 1, No. 112. — P. 114–121. — DOI: 10.17721/1728-2713.112.13.
Kazimov R.R. Intrastratal regimes and reservoir properties of productive horizons in Sangachal-Deniz–Duvanny-Deniz–Khara-Zira Adasy fields // Azerbaijan Oil Industry. — 2021. — No. 6–7. — P. 65–69. — DOI: 10.37474/0365-8554/2021-6-7-65-69.
Guliyev I.S., Yusubov N.P. Lithologic-facies models of Garadagh, 8 March, Sangachal-Deniz, Duvanny-Deniz, Khara-Zira Adasy and Bulla-Deniz fields dedicated to Pereriva suite based on well logging data // Azerbaijan Oil Industry. — 2015.
Hasanov A.B., Isfandiyarov O.A., Mehraliyeva N.H., Abbasov T.S. Stability conditions of oil-saturated reservoirs porosity with deep overlying // ANAS Transactions, Earth Sciences. — 2022. — No. 2. — P. 46–53. — DOI: 10.33677/ggianas20220200081.
Nasibova G., Mukhtarova K., Ganbarova S., Nasibova S. The geological risk of changing the parameters of the reservoirs depending on the depth in a number of fields of the Baku Archipelago // Reliability: Theory & Applications. — 2024. — Vol. 19, Special Issue 6(81).
Nasibov A. Analysis of 2D seismic exploration works performed in the geologically complex structures of the Baku Archipelago // Proceedings of Azerbaijan High Technical Educational Institutions. — 2024. — Vol. 26, No. 5. — P. 29–35. — DOI: 10.36962/PAHTEI149052024-29.
Huseynov D.A., Huseynova S. HC Generation and Migration at the Western Flank of South Caspian Basin — Results of Basin Modeling // 76th EAGE Conference & Exhibition. — Amsterdam, 2014. — DOI: 10.3997/2214-4609.20141645.
Hinds D.J., Aliyeva E., Allen M.B. et al. Sedimentation in a discharge-dominated fluvial-lacustrine system: the Neogene Productive Series of the South Caspian Basin, Azerbaijan // Marine and Petroleum Geology. — 2004. — Vol. 21, No. 5. — P. 613–638. — DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2004.01.009.
Ismayilov F.S., Salmanov A.M., Maharramov B.I. Oil and Gas Fields and Promising Structures of Azerbaijan. — Baku. — Современный справочный источник по геологии и истории разработки нефтегазовых объектов Азербайджана.
SOCAR / NIPI “Neftegaz”. Материалы по геологическому строению и разработке месторождений Сангечал-Дениз, Дуванны-Дениз и Хара-Зира Адасы. — Отраслевые проектные и геолого-промысловые материалы.
Следующее Месторождение: Джануб-2