Месторождения нефти

Последнее сообщение
Ольга Маисеенко 1 14
Янв 08

Подскажите, пожалуйста, сайты размещающие информацию о продаже месторождений нефти. Или если кто знает контактные данные компаний, которые продают месторождения.

Валерий Афанасьев 347 14
Фев 08 #1

Ольга Маисеенко пишет:

Подскажите, пожалуйста, сайты размещающие информацию о продаже месторождений нефти. Или если кто знает контактные данные компаний, которые продают месторождения.

Вообще-то месторождения не продаются tongue.gif Продаются (время от времени) компании, эксплуатирующие оные месторождения. Вместе с лицензиями на право недропользования. А еще Федеральное агентство по недропользованию (aka Роснедра) время от времени проводит аукционы на право пользования участками недр. Скажем, с целью изучения, разведки и добычи углеводородного сырья smile.gif

Ознакомиться с перечнем выставляемых на аукцион участков можно на офф. сайте агентства от-туточки

Удачи smile.gif

kazrafael 4 14
Мар 08 #3

Уважаемые господа!

срочно продам действующее месторождение нефти с всей инфраструктурой в Западном регионе Республики Казахстан.

Извлекаемый запас 8 млн. 500 тыс тонн нефти.

Если вас заинтересовало, отправляйте свое предложение на email:kazrafael@gmail.com.

С уважением, Рафаэль

Pablo 1 12
Окт 09 #4

Купим месторождения, lдейтвующую нефтяную компанию в любом финансовом состоянии. Р1 желательно от 100 млн барр. предложения на Primeng@mail.ru. Посредникам комиссионные по договоренности.

neftedollargaz 1 12
Июн 10 #5

Вот, продается месторождение как вы искали

http://yunost-sibiri.ru/

Продажа нефтяного месторождения

Контактные данные владельца:
denis@aimage.ru

Т: 89128154455

Общие сведения по предлагаемым лицензионным участкам (месторождения нефти и газа) с целью приобретения права пользования недрами на территории ХМАО- Югра.

1. Южно - Туканский участок
2. Туканский участок
3. Западно - Туканский участок

Оформление права пользования производиться в одном пакете на все три участка.
Общая площадь месторождений — 240 кв. км.
Разведанные запасы; по нефти — 13 млн. тон, по газу — 1,5 млрд. м3.
Лицензионное соглашение выполнено на 100% и не имеет никаких ограничений и обременений.
Месторождения располагаются в южной части территории ХМАО-Югры
вблизи транспортных и энергетических коммуникаций (железная дорога, автомагистраль, коридор магистральных трубопроводов, линий электропередач).
Стоимость месторождений — 1 миллиард рублей
Покупателями могут выступать как отечественные, так и иностранные фирмы, либо «СД».
На указанные месторождения имеется необходимая и достаточная исходная документация, геофизические обоснования, таблицы, карты, схемы и т.д.
В случае Вашей заинтересованности и финансовой состоятельности, реальному покупателю для ознакомления будут представлены все необходимые документы.
Направлять ответы на несколько десятков специфических вопросов по каждому участку (месторождению) не представляется целесообразным, так как данная информация носит конфиденциальный характер и является собственностью.
Для практического решения означенного вопроса целесообразно принятие Вашего полномочного представителя в г. Сургут. Это существенно ускорит процесс и позволит избежать возможных недоразумений.

Южно-Туканский участок

Южно-Туканский участок недр расположен между 59043' и 59048' северной широты и 72017'56" и 72025' восточной долготы. В административном отношении находится в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа.
К северу и востоку от участка находятся неразрабатываемые Западно-Туканское и Туканское месторождения.
По схеме нефтегеологического районирования Южно-Туканский участок недр относится к Демьянскому району Каймысовской нефтегазоносной области;
В тектоническом отношении — находится в северной части Айяунского выступа, осложняющего юго-западный склон Юганской мегавпадины («Тектоническая карта Центральной части Западно-Сибирской плиты», ред. В.И.Шпильман, Л.Л.Подсосова, Н.И.Змановский»).
Перспективы нефтегазоносности участка связаны с пластами Ю2, Ю3, Ю41 месторожденияим. Б.Е.Щербины.
Площадь участка 50.46 км2.
На 57 км от участка проходит федеральная автомобильная дорога Тюмень-Сургут, железная дорога Тюмень-Ноябрьск, трасса магистральных нефтепроводов и газопроводов. Плотность изученности участка составляет 1.45 км/км 2.
Южно-Туканская структура по отражающему горизонту Б представляет собой локальное поднятие размерами 5,0х4,0 км по замыкающей изолинии - 2790 м, по горизонту ТЮ2-3 - структурный нос, по горизонту ТЮ4 - куполовидное антиклинальное поднятие размерами 1,3х1,8 км по замыкающей изолинии – 2930м.
Перспективы нефтегазоносности подготовленных объектов были связаны с юрскими (Ю2, Ю3, Ю4) и неокомскими отложениями (AC10, БС6, БС8, Ач). Суммарная оценка ресурсов (извлек.) C3 = 4,3 млн.т. (перед постановкой поискового бурения).
Поисковая скважина 65 Южно-Туканская пробурена в 2003 году в своде одноименной структуры, вблизи ПР 86010140. Забой - 3123 м (рис.2.1, табл.2.2.) Скважина является первой пробуренной в пределах участка. При опробовании пласта Ю41в интервале глубин 3000 - 3012 м получен промышленный приток нефти дебитом 5,1 м3/сут. при Ндин.=1112,5 м3/сут. В результате чего открыто месторождение нефти, названное им. Б.Е.Щербины - в честь бывшего первого секретаря Тюменского Обкома КПСС.
В тектоническом отношении участок расположен в западной части Юганской мегавпадины в пределах Айяунского выступа (рис.3.1).
Геологический разрез территории ЛУ представлен тремя структурно-
формационными этажами: домезозойский складчатый фундамент, триасовый переходный комплекс и мезозойско-кайнозойский платформенный чехол. Два первых комплекса условно объединяются в доюрское основание, которое непосредственно на участке не вскрыты.
Пласт Ю4 (инт.3000-3028 м) керном охарактеризован в интервале 3009-3016 м (пласт Ю41), представлен песчаником коричневато-серым (2,6 м) с запахом и редкими выпотами нефти, средней плотности и крепости, к концу слоя песчаник глинизируется, водонасыщен.
При испытании пласта Ю42 в интервале 3018-3026 м получена пластовая
вода, дебитом 5,4 м3/сут. при СДУ-943,5 м, из интервала 3000-3012 м (Ю41) получен приток нефти дебитом 5,1 м3/сут. при СДУ-1112,5м (открыто месторождение имени Б.Е.Щербин).
Промышленная нефтеносность сеномана установлена на близрасположенном Ай-Яунском месторождении. В скв.1 при испытании пласта ПК1 в интервале 984-992 м получен приток нефти дебитом 8,5 м3/сут. при переливе, а нижележащий пласт ПК2 в скв.3 (интервал 1030-
1035 м), дал приток нефти с водой (Qн=17,2 м3/сут, Qв=412 м3 /сут.).
Месторождение им. Б.Е.Щербины (Южно-Туканское) расположено на территории Ханты-Мансийского автономного округа в 146 км на юг от г. Нефтеюганска.
В нефтегазоносном отношении Южно-Туканский участок находится в Демьянском нефтегазоносном районе (НГР) Каймысовской нефтегазоносной области (НГО). Рассматриваемый участок расположен вблизи месторождений Западно-Полуньяхское, Полуньяхское, Северо - Чупальское, Соровское, где промышленная нефтеносность установлена в отложениях неокома и юры.
Среднеюрский нефтегазоносной комплекс, промышленная нефтеносность которого установлена на месторождении, характеризуется резкой изменчивостью патологического состава.
Продуктивные пласты Ю41, Юз, Ю2 сложены переслаиванием песчано-алевритовых пород с включением углистого детрита и аргиллита. Отмечены прослои угля. Коллекторами являются песчаники мелко- среднезернистые, коричневато-серые, средней плотности и крепости, в верхней части разреза более глинистые. Коллекторские свойства пластов невысокие, охарактеризованы единичными образцами. Пористость находится в пределах 12.7-13.6%, проницаемость достигает 0.85 мД. Общая толщина продуктивных пластов изменяется от 13 до 23 м, эффективная 2.2-11.6 м.
Залежь пласта Ю2в скв.65 вскрыта на глубине 2952-2965 м. Нефтенасыщенная толщина по ГИС в скважине составила 3.6 м. Продуктивность залежи доказана испытанием в инт.2952.0-2963.0 м (а.о.-2862.2-2873.2 м). Получен приток нефти дебитом 1.35 м3/сут при СДУ-1217.7 м По типу залежь пластовая сводовая, в пределах принятого ВНК имеет размеры 2.5-5.5 х 9 км, высоту 35 м (табл.3.5).
Залежь nnacma Юзвскрыта в скв.65 на глубине 2967-2988 м. При испытании инт.2967.0-2970.0 м (а.о.-2877.2-2880.2 м) совместно с инт.2975.0-2979.0 м (а.о.-2885.2-2889.2 м) получен приток нефти дебитом 1.8 м3/сут. на уровне 1253 м. По типу залежь пластовая сводовая, в пределах принятого ВНК имеет размеры 2.5-4.2 х 8.75 км, высоту 35 м.
Залежь пласта Ю41вскрыта скв.65 на глубине 2996-3013.6 м. При испытании пласта в инт.3000.0-3012.0 м (а.о.-2910.2-2922.2 м) получен приток нефти дебитом 5.1 м3/сут. при СДУ-1112.5 м. По типу залежь пластовая сводовая, в пределах принятого контура нефтеносности имеет размеры 3-4.5 х 9.25 км, высоту 35 м.
Запасы нефти и растворенного газа по месторождению им. Б.Е.Щербины поставлены на государственный баланс в 2003 году. По причине неизученности нефтей глубинными пробами, по всем пластам удельный вес нефти (0.883 г/см 3), пересчетный коэффициент (0.87) и газовый фактор (50 м3/т) приняты по аналогии с пластом Ю4 С-Чупальского месторождения. Залежь по пласту Ю2 в пределах принятого контура нефтеносности оценена по категории С2. Коэффициенты пористости (13%) и нефтенасыщенности (52%) определены по данным интерпретации геофизических материалов скв.65.
Коэффициент извлечения нефти принят 0.1.
Геологические и извлекаемые запасы нефти по категории С2 составили 4036/403 тыс.т., растворенного газа - 202/20 млн.м3.
Залежь по пласту Юз также оценена по категории С2.
Коэффициенты пористости (14%) и нефтенасыщенности(49%) определены по данным ГИС в скв.65 (рис.3.4, 3.6).
Коэффициент извлечения нефти принят 0.1.
Геологические и извлекаемые запасы нефти по категории С2 составили 2080/208 тыс.т, растворенного газа — 104/10 млн.м3.
Запасы по пласту Ю41 оценены по категории C1 и С2. Категория C1 ограничена километровой зоной в радиусе скв.65. Остальная часть площади залежи при подсчете запасов отнесена к категории С2.
Коэффициенты пористости (14.5 %) и нефтенасыщенности (54%) определены по геофизическим материалам (рис.3.5, 3.6).
Коэффициент извлечения нефти принят 0.26. Геологические и извлекаемые запасы нефти по категории C1 составили 2596/675 тыс.т., растворенного газа - 130/34 млн.мз, по категории С2 - соответственно 11191/2909 тыс.т, растворенного газа - 560/145 млн.м3 .
По состоянию на 01.01.06 г на балансе РГФ в пределах Южно-Туканского участка, извлекаемые запасы нефти составляют С1-675 тыс.т, С2-3520 тыс.т.
Основным продуктивным горизонтом является пласт Ю41, где запасы категории C1-675 тыс.т, категории С2-2909 тыс.т. По пластам Юз и Ю2 запасы оценены по категории С2 208 и 403 тыс.т, соответственно.
В целом на лицензионном участке предлагается пробурить 2 скважины проходкой 6260м и прирастить запасы категории С1 1.250 млн.т, эффективность работ составит 183т/м.

Туканский участок

Туканский участок недр расположен между 59045' и 59050' северной широты и 72020' и 72033' восточной долготы и в административном отношении находится в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа.
По схеме нефтегеологического районирования Туканский участок недр относится к Демьянскому району Каймысовской нефтегазоносной области; в тектоническом отношении – находится в северной части Айяунского выступа, осложняющего юго-западный склон Юганской мегавпадины.
Перспективы нефтегазоносности участка связаны с пластами БС8 неокома и пластов Ю2-4 средней юры.
Площадь участка 119.9 км2. Плотность изученности участка составляет 1.98 км/км2.
Одной из наиболее перспективных структур является Туканская 1. Перспективные ловушки закартированы в пластах AC10, БС6, RCs, BC10 — неокома, ачимовской толще, средне - нижнеюрских пластах Ю2-4, Ю10-11 с суммарными перспективными ресурсами Сз 5,5 млн.т.
В границах участка пробурено 4 скважины: три из них 51, 64, 72 — поисковые и одна разведочная — 53. Скважины 51, 53 пробурены в 1969-70 гг.
Местоположения скважин 51П и 53Р оказались не в оптимальных условиях, а в результате бурения в 2004 году скв.64 открыто одноименное месторождение нефти, залежь которого приурочена к пласту БВ8. Скважина при забое 3360 м вскрыла полный разрез осадочного чехла и 100 м доюрских пород. Все перспективные объекты в скважине охарактеризованы керном и опробованы в открытом стволе, а нефтенасыщенные по данным интерпретации ГИС опробованы в колонне. С целью оценки подсчетных параметров и уточнение контура нефтеносности в 2005 г. пробурена скважина 72, которая выполнила поставленные задачи.
В тектоническом отношении участок расположен в западной части Юганской мегавпадины и приурочен к северному окончанию Айяунского выступа.
Геологический разрез территории ЛУ представлен тремя структурно-формационными этажами: домезозойский складчатый фундамент, триасовый переходный комплекс и мезозойско-кайнозойский платформенный чехол. Два первых комплекса условно объединяются в доюрское основание.
В нефтегазоносном отношении Туканский участок находится в Демьянском нефтегазоносном районе (НГР) Каймысовской нефтегазоносной области (НГО). Вблизи расположенных месторождений Западно-Полуньяхского, Полуньяхского, Северо-Чупальского, Соровского, где промышленная нефтеносность установлена в отложениях неокома и юры.
Неокомский нефтегазоносный комплекс, промышленная нефтеносность которого установлена на участке, включает залежи нефти в поровых коллекторах горизонта БС8 Продуктивные пласты БС80 и БС81-2 сложены преимущественно песчано-алевритовыми породами. Коллекторами являются песчаники мелкозернистые, серые, алевритистые, однородные, слабосцементированные с редкими прослойками углистого детрита и высокими фильтрационно-емкостными свойствами.
Проницаемость нефтенасыщенной части в целом по горизонту находится в пределах 0.72-429.2 мД, пористость — 17-24%. Общая толщина пласта БС80 в скважинах изменяется от 5 до 9.4 м, эффективная — 2.8-9.4 м.
Коэффициент песчанистости в пределах залежи составил 0,56-0.98, уменьшаясь в восточном направлении.
Коэффициент расчлененности пласта 1-3. По пласту БC81-2 общая толщина составила 16.6 -17.8 м. эффективная 13.4-14.2 м.
Песчанистость в предалах залежи находиться в пределах
0.74-0.86. расчлененность пласта 4-5.
Туканское месторождение нефти открыто в 2004 году поисковой скважиной 64 пробуренной ОАО"Лганнефтегазгеология" в своде одноименного поднятия.
При испытании пласта БС80 в интервале 2351.0- 358,0 м (а.о.2259.37-2266.37м) получен фонтан нефти дебитом 57.3 м3 /сут при обработке на 8мм. Запасы нефти и растворенного газа были оценены по категориям С1 и С2 и поставлены государственный баланс. В 2005 год в западной части залежи пробурена и исследована поисковая скважина 72.
Из интервала 2354.0-2360.0м (а.о.2264.42-2270.42 м) получен также фонтанирующий приток нефти дебитом 154.0 м3/сут. при отработке на 8 мм штуцерс
По устьевым пробам нефть средняя по плотности (864 Kl/м), парафиновая (3.04%), сернистая (0.86%), смолистая (7.62%).
Кинематическая вязкость при 200С изменяется от l6.96 (скв.72) до 21.44 м2 /сек (скв.64).
По залежи пласта БС80 Туканского месторождения на 1.01.2006 года на государственном балансе числятся запасы нефти и растворенного газа по категориям Cl и С2. Категория С1 выделена в километровой зоне от скв.72 и 64 до пересечения в восточной части с линией, oгpаничивающей залежь. Остальная часть залежи в пределах принятого ВНК оценена по категории C2 .
Koэффициент нефтенасыщенности (67%) принят по данным интерпретации геофизических материалов двух скважин.
Ввиду достаточной изученности керновым материалом коэффициент пористости при оценке запасов принят по керну и составил 22%. Удельный вес нефти (0.864 г/см3), пересчетный коэффициент (0.91), газовый фактор (38 м3 /т) приняты по результатам ступенчатой сепарации двух глубинных проб.
Коэффициент извлечения нефти составил 0.3. Геологические и извлекаемые запасы нефти пo категории С1 составили 5055/1870 тыс.т. по категории С2 3641/1347 тыс.т., растворенного газа по категории С1 — 192/71 млн.м3, по категории С2 - 138/51 мли.м3 ( табл.3.6).
Залежь по пласту БС8 1-2 в пределах контура ВНК оценена по категории С1(табл.3.6). Коэффициент пористости по данным ГИС и результатам исследования керна составил 22%. Нефтенасыщенность (55%) oпределена по данным интерпретации материалов ГИС в скважинах 64 и 72. Удельный вес нефти (0.864 г/см3), пересчетный коэффициент (0.91), газовый фактор (38 м3/т) приняты по глубинным пробам из пласта БС80.
Коэффициент извлечения нефти составил 0.2. Геологические и извлекаемые запасы нефти по категории C1 составили 801/l60 тыс.т. растворенного газа 30/6 млн.м3 (табл.3.6).

Западно - Туканский участок

Западно-Туканский участок недр расположен между 59049' и 59054' северной широты и 72008' и 72020' восточной долготы и в административном отношении находится в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа.
К югу и востоку от участка находятся неразрабатываемые Туканское и
Южно-Туканское месторождения.
По схеме нефтегеологического районирования Западно-Туканский участок недр относится к Демьянскому району Каймысовской нефтегазоносной области; втектоническом отношении-находится в северной части Айяунского выступа, в зоне сочленения его с Ямскимпрогибом («Тектоническая карта Центральной части Западно-Сибирской плиты»,
ред. В.И.Шпильман, Л.Л.Подсосова, Н.И.Змановский»).
Площадь участка 76.34 км2 .
В 44 км. От участка проходит федеральная автомобильная дорога Тюмень-Сургут, железная дорога Тюмень-Ноябрьск, трасса магистральных нефтепроводов и газопроводов.
Плотность изученности участка составляет 1,56 км/км2. Перспективной-структурой на Западно-Туканском участке является Туканская 3.
По отражающему горизонту "Б" в контуре изогипсы - 2790 м структура имела размеры 1,2х 2,2 км, амплитуда 8 м.
В пределах поднятия были закартированы две ловушки: Ач(БС11) и Ю4
с суммарными перспективными ресурсами С3 3,2 млн.т.
В границах участка пробурены 2 поисковые скважины. Скважина 54
Туканская пробурена в 1969 г. При испытании интервала 3018-3090 м (Ю4;)
был получен приток нефти дебитом 10,44 м3/сут при СДУ-452,5 м.
В тектоническом отношении участок расположен в западной части Юганской мегавпадины и приурочен к северному окончанию Айяунского выступа (рис.3.1).
Геологический разрез территории ЛУ представлен тремя структурно-
формационными этажами: домезозойский складчатый фундамент, триасовый
переходный комплекс и мезозойско-кайнозойский платформенный чехол.
Два первых комплекса условно объединяются в доюрское основание.
Нефтеносность неокомского НГК подтверждена и на соседних месторождениях. Так, на Полуньяхской площади перспективен практически весь разрез отложений валанжин-барремского возраста.
Из пластов группы АС здесь получены притоки нефти из скв.515 (пл. АС4)
дебитом 19,5 м3/сут. и из скв.517, 518 (пл. AC10-12) дебитом от 5,4 до 42,6 м3/сут. Пласты группы БС нефтеносны в скв. 512, 514, 516, 517 (QH=0,58-14,1м3/сут.), а так же в скв.552 Западно-Полуньяхской (Qв+н=37м3/сут).
Промышленная нефтеносность сеномана установлена на близрасположенном
Ай-Яунском месторождении. В скв.1 при испытании пласта ПК1 в интервале
984-992 м получен приток нефти дебитом 8,5 м3/сут. при переливе, а
нижележащий пласт ПК2 в скв.3 (интервал 1030-1035 м), дал приток нефти с
водой (Qн=17,2 м3 /сут, Qв=412 м3 /сут).
К югу от участка на Южно-Туканской площади (скв.65) доказана
нефтеносность пластов Ю2-4, дебиты нефти до 5,1 м3 /сут. По результатам
проведенных работ скорректирован контур предполагаемой ловушки.
С целью уточнения строения перспективных объектов, обнаружения в них скоплений УВ, уточнения результатов испытания скв.54, в 2007 г. Предлагается пробурить поисковую скв.80 Западно-Туканскую в контуре перспективной ловушки по пласту Ю4, с С3(извл.) 0,3 млн.т.
Скважина 80 закладывается в присводовой части структуры Туканская
2 (сп.86/00-01 гг.) на сейсмическом профиле 21, расположенной на-640 м
западнее скв.54. Проектная глубина 3150 м. Скважина позволит определить
перспективность пласта БС8 неокома и Ю4 юры (прил.2).
В июне 2008г бурение скважины завершено, получен фонтанирующий
приток нефти в не обсаженном тигле дебетом 180 м3 в сутки.

Go to top