УЗБЕКИСТАН

Полезное ископаемое: природный газ и нефть

Стадия подготовки объекта: объект подготовлен к продолжению поискового бурения, получено газопроявление в первой скважине и нефтенасыщенный керн (основание для подсчета запасов)

Наличие лицензии: требуется получение лицензии на недропользование

Расположение: Хорезмская область, Узбекистан

Требуемые инвестиции: $3,5 млн

Расчетная окупаемость: 1,5 года NPV (10%, 5лет): $15 млн IRR 28,5% 

Расчетная выручка: до $25 млн/год

В Бухара-Хивинской нефтегазоносной области в пределах Хорезмской области Узбекистана до настоящего времени не было открыто месторождений углеводородов. В 30 км к югу и юго-западу в Туркменистане открыты два крупных многопластовых месторождения: Ачакская группа (основа газодобычи Туркменистана в 70-х и 80-х годах прошлого века), группа Наип, Кошабулак и ряд менее значительных.

KONTIKI-Exploration в пределах лицензионного блока Saneg было рекомендовано бурение на структуре Учиджак, выраженной в рельефе поднятием, которое находится на границе с Турменистаном на правом берегу реки Амурдарья в пределах Мешеклинского выступа.

В результате полевых геохимических исследований по содержанию метана в подпочвенном воздухе выделяется положительная аномалия, пространственно совпадающая с положением центрального и южного куполов структуры Учиджак по коньяк-маастрихтским отложениям, с некоторым смещением к западу. В районе урочища Учиджак находится поверхностный газовый источник (Е.А. Старобинец и др. 1938 г.). Это прямой признак газоносности структуры. На Кошабулакском поднятии в 1966 г. в структурной скважине из отложений альбского яруса ударил фонтан нефти с газом. Дебит нефти составил 80 т/сутки, газа — 180 тыс. м3/сутки. (Кузьмина и др., 1970).

В 2024 году при проходке скв. Учиджак-2 в интервале 1046 – 1063 метра в разрезе альбских отложений поднят на поверхность керн, насыщенный легкой нефтью. Общая эффективная толщина нефтенасыщенных слоев – 12 метров. Песчаники имеют газопроницаемость до 706 мД. Глубже при проходке юрских отложений наблюдалось разгазирование бурового раствора. 

При спуске хвостовика цементаж проводился без специального оборудования в результате установлено полное или частичное отсутствие цемента за колонной с перетоками воды из водоносных горизонтов, что привело к получению эмульсии (пленка нефти при отстое в амбаре) с пластовой водой при испытании в колонне.

Также получен горючий газ с возрастающей длиной факела (до 2м) с каждым пролетом с пластовой водой из трех различных интервалов. Промысловая геофизика указывает на наличие перетока газа из нижнего интервала. После разбуривания цементного стакана и реперфорации нижнего горизонта был получен горючий газ с такой же длиной факела и составом с пластовой водой, что говорит о невозможности исключить заколонные перетоки. Испытания показали наличие нефте- и газонасыщенных пластов в разрезе скважины, которые глушатся водой из-за некачественного цементажа хвостовика. В связи с чем необходимо бурение новой скважины в центральной части структуры, куда уже проложена грунтовая дорога.

Месторождение Учиджак (запасы не защищались в ГКЗ) имеет очень выгодное географическое положение, на трассе Бухара-Ургенч-Нукус, развитие которой финансируется Азиатским Банком развития, как CAREC-коридора. От скважины Учиджак-2 с расстояниями 1,7-4,1 км расположены 4 газовые автозаправки, которые способны закрыть сбыт с 5 скважин (300 тыс. м3/сут) при относительно недорогой подготовке газа. Причем цена продажи на АГНКС будет значительно выше (в 2,5 раза), чем если бы газ поставлялся в магистральный газопровод.

На соседних месторождениях и площадях Мешекли, Наип, Гошабулак, Ачак, Янгиказган, Учкыр, Даяхатын получены притоки газа из нижнемеловых и юрских отложений с дебитами  от 60 до 180 мЗ/сут. Поэтому для экономической модели взят консервативный сценарий с дебитом газа 50 тыс. м3/сут, но даже с таким прогнозом экономическая эффективность очень высокая.

Инвестиционная привлекательность проекта

1. Выгодное географическое положение

• Возможность реализации газа непосредственно близлежащим АГЗС по привлекательной цене.
• Низкие затраты на строительство ЛЭП, промысловой инфраструктуры и газопроводов благодаря близости к существующей инфраструктуре.

2. Подтверждённая нефтегазоносность

• Подтверждённая газоносность по результатам бурения первой скважины.
• Перспективная нефтеносность, наличие которой может существенно повысить ресурсный и экономический потенциал проекта.

3. Высокая инвестиционная привлекательность

• Относительно короткий расчётный срок окупаемости инвестиций.
• Значительный потенциал масштабирования проекта за счёт развития CNG-направления и/или создания собственной сети АГЗС.

Ключевые риски и их оценка

1. Более быстрое снижение дебита скважин

• Риск более существенного падения дебита газа по сравнению с базовым сценарием.
• В финансовой модели использован консервативный сценарий P90, соответствующий одному из наиболее неблагоприятных вариантов развития добычи.

Оценка риска: низкая.

2. Более низкий стартовый дебит

• Фактический стартовый дебит может оказаться ниже расчётного.
• В модели заложен дебит ниже исторических показателей соседней площади, включая наиболее низкий зафиксированный дебит.

Оценка риска: низкая.

3. Недостаточный спрос со стороны близлежащих АГЗС

• Существует риск недостаточного объёма потребления газа со стороны расположенных поблизости АГЗС.
• Для подтверждения гарантированного рынка сбыта требуется проведение локального исследования спроса и переговоров с потенциальными покупателями.

Оценка риска: средняя. Мера: Снижение количества скважин без масштабирования по технологии CNG на более далеко расположенные АГНКС не приводит к значительному снижению экономических показателей эффективности.

Kontiki-Exploration готова выступить оператором геологоразведочной стадии проекта, обеспечивая геологическое сопровождение, планирование и организацию геологоразведочных работ, интерпретацию полученных данных и контроль технической реализации программы.

На стадии разработки месторождения и коммерческой реализации газа функции по созданию и эксплуатации промысловой инфраструктуры, организации сбыта, заключению контрактов с АГЗС, развитию CNG-направления и/или собственной сети АГЗС осуществляет местный инвестор.

Для реализации проекта предлагается рассмотреть создание совместного предприятия (JV), в котором Kontiki-Exploration отвечает за геологическую и геологоразведочную составляющую проекта, а инвестиционный партнёр — за финансирование, лицензирование и последующую разработку и коммерческую эксплуатацию объекта.

Kontiki Exploration приглашает потенциальных инвестиционных партнёров к переговорам по структуре совместного предприятия, условиям участия и дальнейшей реализации проекта.