Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1989
Источник информации: росгеолфонд 2022+ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 14.48 км²
Сихорейское месторождение
Месторождение Сихорейское нефтяное расположено в пределах Ненецкого автономного округа Архангельской области.
Лицензия НРМ №00690 НР выдана ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО» сроком до 10.06.2110 (127422, Российская Федерация, г. Москва, Дмитровский проезд, д. 10, стр. 1, телефон 8 (495) 748-66-11).
Месторождение находится в районе со слаборазвитой инфраструктурой. Ближайшие разрабатываемые месторождения: Западно-Хоседаюское, Северо-Ошкотынское, ВосточноСихорейское, Тэдинское. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов.
В тектоническом отношении Сихорейское месторождение приурочено к ЦентральноХорейверскому поднятию, расположенному в центральной части Хорейверской впадины Печорской синеклизы.
Промышленная нефтегазоносность установлена в карбонатных отложениях нижнефаменского подъяруса (D3fm-III), средне-верхнефаменского подъяруса (D3fm-IV) фаменского яруса верхнедевонского возраста и окского надгоризонта визейского яруса (C1ok окские) нижнего карбона. C1ok окские
В пласте выделено две залежи: в районе скважины 53р и в районе скважины 32101. Залежь в районе скв.53р – нефтяная, массивная, размером 2,1х0,5 км, высотой 8 м. Залежь в районе скв.32101 – нефтяная, пластовая, тектонически экранированная, размером 7,1х0,8 км, высотой 47 м.
Коэффициент вытеснения нефти водой принят по восьми исследованиям собственного керна с привлечением 75 исследований одновозрастного пласта Западно-Хоседаюского месторождения. ОФП для проектирования приняты по результатам исследования шести образцов из двух скважин.
При проектировании параметры пористости, нефтенасыщенности приняты по данным ГИС, проницаемость – по ГИС с корректировкой по результатам ГДИ. Свойства нефти изучены по одной поверхностной пробе, приняты по аналогии с нефтью Западно-Хоседаюского месторождения.
Нефть средняя по плотности, среднесернистая, парафинистая, смолистая, маловязкая. D3fm-IV В пласте выделена одна залежь.
Залежь нефтяная, пластовая, тектонически и литологически экранированная размером 4,8х3,0 км, высотой 88 м.
Коэффициент вытеснения нефти водой принят по одному исследованию собственного керна с привлечением 11 исследований одновозрастных пластов Восточно-Сихорейского и Западно-Хоседаюского месторождений.
ОФП для проектирования приняты по аналогии с пластом D3fm-III.
При проектировании параметры пористости, нефтенасыщенности приняты по данным ГИС, проницаемость – по керну.
Свойства нефти изучены по трем глубинным пробам из двух скважин и трем поверхностным пробам из двух скважин.
Нефть битуминозная, сернистая, высокопарафинистая, высокосмолистая, маловязкая.
Пласт D3fm-III В пласте выделена одна залежь. Залежь нефтяная, массивная, тектонически экранированная размером 10,1х0,6 км, высотой Коэффициент вытеснения нефти водой принят по 16 исследованиям собственного керна с привлечением 39 исследований одновозрастных пластов Восточно-Сихорейского и ЗападноХоседаюского месторождений.
ОФП для проектирования приняты по результатам исследования 11 образцов из двух скважин. При проектировании параметры пористости, нефтенасыщенности, проницаемости приняты по данным ГИС. Свойства нефти изучены по семи глубинным пробам из трех скважин и 13 поверхностным пробам из четырех скважин. Нефть битуминозная, сернистая, высокопарафинистая, высокосмолистая, маловязкая.
Представленные извлекаемые запасы УВС будут поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых по состоянию на 01.01.2025.
Действующий проектный документ на разработку месторождения Действующий проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Сихорейского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 8807 от 26.05.2023).
Основные положения: – выделение трех эксплуатационных объектов:
D3fm-III, D3fm-IV и C1ok. – – применение следующих систем разработки:
– объект D3fm-III – разработка на естественном упруговодонапорном режиме по неравномерной сетке скважин 800-3500 м;
– объект D3fm-IV – разработка на естественном упруговодонапорном режиме по неравномерной сетке скважин 580-1060 м;
– объект C1ok – разработка на естественном упруговодонапорном режиме одной возвратной скважиной.
– общий фонд скважин – 14, в т.ч. семь добывающих нефтяных, семь ликвидированных.
– фонд скважин для бурения – пять добывающих. – накопленная: добыча нефти – 1370 тыс. т;
– достигаемый КИН по месторождению по категории АВ1 – 0,213
Состояние разработки
Месторождение открыто в 1989 году, в разработку введено в 2018 году. В разработке находится один эксплуатационный объект: D3fm-III, что соответствует основным положениям действующего проектного документа.
По состоянию на 01.01.2024 на балансе недропользователя числится девять скважин, из них: добывающих - две (в том числе действующих - одна, бездействующих - одна), ликвидированных - семь.
По состоянию на 01.01.2024 накопленная добыча нефти составляет 124 тыс. т. Отбор нефти от НИЗ составляет 7%, текущий КИН – 0,019.
Накопленная добыча жидкости составляет 402 тыс. т. Накопленная добыча растворённого газа составляет 7 млн м3.
Использование растворённого газа в 2023 году составило 95%.
Энергетическое состояние залежей удовлетворительное. В межпроектный период (2023 г.) фактическая добыча нефти соответствует проектной.
Отклонения по добыче устанавливаются в соответствии с фактически достигнутыми.
Источник: Протокол № 03-18/425-пр от 07.08.2024г. совещания при нач. Управления геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений. Рассмотрение ЭЗ № 1-24/19-ТЭО от 25.07.2024, подготовленного экспертной комиссией ФБУ "ГКЗ", на документы и материалы ("Дополнение к технологической схеме разработки Сихорейского нефтяного месторождения.") по технико-экономическому обоснованию коэффициэнтов извлечения УВС, пользователь недр ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО".
Следующее Месторождение: Варандей-Море