즈나멘스코예 유전 Tarkazinsko-Chegodaevsky License

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1 즈나멘스코예 유전 Tarkazinsko-Chegodaevsky License
프리젠테이션 자료 즈나멘스코예 유전 Tarkazinsko-Chegodaevsky License 자오 빈카. 러시아, 바쉬코르토스탄 공화국

2 즈나멘스코예 유전 (Tarkazinsko-Chegodaevsky license)
Znamenskoye Oil Field 유전의 위치는 행정구역상 러시아 서남부 바쉬코르토스탄 공화국의 중서부지역에 위치하고 있으며, 지질학적으로는 볼가우랄 석유분지에 속함. ZAO VINKA사는 이 유전의 개발, 생산, 판매에 대한 라이선스(Tarkazinsko-Chegodaevsky License.) 를 보유하고 있음. 테라리소스는 Zao VINKA사의 70% 지분을 보유하고 있음.

3 탐사 역사 볼가-우랄 석유분지는 서부시베리아 다음의 2번째로 큰 석유산업지역임.
: 중력탐사와 전기탐사를 실시하여 Kungurian formation의 분포깊이를 확인하였음. : 하부 페름기 지층의 저류구조 확인, 유층 및 수층을 확인하기 위하여 수개의 시추가 시행되었음. 시추결과, Kungurian formation, Artinskian formation, Sakmarian formation 을 확정하였음. : 10개의 탐사정과 4개의 생산정이 시추되었으며, 하부페름기 유층을 포함하여 Znamenskoye 유전이 발견되었음. 1998년 이래 4개 생산정, 102, 102A, 102Б, 102B으로 부터 생산이 성공적으로 개시되었음. 2012년 까지 총 누적 생산량은 5,814 톤이며, 지층수는 904톤이 유출되었음.

4 탐사정 요약 Block Well Depth Spudding Test Result West Block 3 550
9.59 m3/day 502 570 7.80 m3/day 503 527 7.72 m3/day 504 620 6.88 m3/day East Block 501 655 4.15 m3/day 505 9.70 m3/day 506 635 - m3/day

5 지질 단면도 B B’ A A’ A – A’ B – B’

6 오일, 가스 분석 PARAMETERS Well 102 A Well 502 Layers P5 P4
Testing Temperature, ℃ 15 Testing Pressure, Mpa 3.2 Saturation Pressure, MPa 2.5 Bo under First time degassing Bo under Differential classification degassing Gas volume under First time degassing of oil, m3/ton 18.8 Oil density, kg/m3 877.6 Dead oil density, kg/m3 890.4 860.2 Oil viscosity, mPa.s 11.8 Dead oil viscosity, mPa.s 24.3 9.5 Coefficient of compressibility, 10-4MPa-1 6.8 Molar mass, g/mol 208.7 Sulfur, % 3.635 1.4176 Asphalt, % 5.79 8.27 Paraffin wax, % 0.89 2.64 Tar, % 14.69 18.2

7 오일, 지층수 분석 Oil Formation water Zone Well name
Surface crude oil density，g/cm3 Surface crude oil viscosity(20℃),mPa▪s Formation crude oil viscosity, mPa▪s Boiling point，℃ Sulfur mass fraction，% P4 502 0.860 8.2 — 1.4176 122 0.844 5.33 P5 102A 0.890 24.3 11.8 60 3.635 P6 505 0.899 30.7 42 1.24 Formation water Well name Water density g/cm3 Salinity mg/l Ion content(meq /L) Water type Na++K+ Ca2+ Mg2+ Cl- SO42- HCO3- Kungurian formation 1 1.125 179,690 46.05 1.07 2.87 46.49 3.51 0.01 MgCl2 Kungurian+Artinskian formation 102 1.140 256,860 43.38 5.52 1.10 49.69 0.15 0.152 CaCl2

8 Reservoir Temperature
저류층 압력, 온도 Analysis table of temperature and pressure Zone Mid-depth m Reservoir Pressure Reservoir Temperature Pressure Gradient Temperature Gradient Note MPa ℃ ℃/100m P4 539 4.3 18 0.97 3 P5 561 4.6 0.95

9 매장량 평가 요약 Reserve evaluation in the Znamenskoye oil field
by different organizations. (1,000 bbls) OOIP Recoverable 1 ton = 7.5 bbl 상업적 매장량 준 상업적 매장량 TOTAL P1 (Proven) P2 (Probable) P3 (Possible) C1 C2 C3 러시아 인증서 76,358 328,792 405,150 21,375 92,078 113,453 SINOPEC SPS 61,253 271,740 332,993 (N/A) Ryder Scott Company 378,712 26,510

10 러시아 매장량 인증위원회 인증 매장량 매장량 분류기준은 러시아 표준에 따름.
Oil Reserves status of Bahtinsk deposit according to the GKZ(State committee of reserves) 생산 매장량 2009 인증 2010 인증 합계 지층 분류 지질학적 가채량 Р2 C1 148 41 C2 377 106 C1+C2 525 147 Р3 92 26 169 47 261 73 Р4 1,931 541 3,653 1,022 16,537 4,630 17,318 4,850 18,468 5,171 20,971 5,872 Р5 3,109 871 5,178 1,450 18,446 5,165 19,690 5,514 21,555 6,036 24,868 6,964 Р6 - 1,110 311 6,285 1,760 7,395 2,071 Total 5,280 1,479 9,941 2,783 10,181 2,850 35,529 9,948 43,293 12,124 43,839 12,277 40,809 11,427 53,234 14,907 54,020 15,127 매장량 분류기준은 러시아 표준에 따름.

11 SINOPEC SPS사의 매장량 평가, 2011 지층 매장량 등급 오일 면적 오일층후 공극율 함유율 팽창율 원유비중 지질학적
가채량 km2 m % g/cm3 103t P2 C1 0.52 2.7 20.0 60.0 1.027 0.884 145 C2 1.32 2.8 380 P3 0.49 2.6 15.0 99 1.04 2.1 169 P4 С1 6.23 4.4 69.0 0.856 3,187 С2 40.61 3.3 15,573 P5 7.38 6.4 16.0 63.0 1.040 0.898 4,113 55.64 3.7 17,926 P6 1.35 14.0 625 6.02 5.0 2,183 Total 8.29 10.4 8,167 57.36 6.6 36,232 C1 + C2 44,399 SINOPEC SPS사는 수평정 시추가 아직 없는 상태이기 때문에 가채매장량 추정을 유보하였음. 매장량 분류는 러시아 표준에 따름.

12 Ryder Scott Company의 매장량 평가 (2013)
Discovered Resources Oil Originally-In-Place and Recoverable (Mbarrels) Attributable to Certain Interest of Tera Resource Co. Ltd Republic of Bashkortostan, Russian Federation As of October 1, 2013 OOIP Recoverable Formation C1 C2 C3 P2 - 3,736 262 P3 1,857 130 P4 148,388 10,387 P5 172,933 12,105 P6 51,798 3,626 Total 378,272 26,510 1C, 2C, 3C 는 잠재자원량이며, 다음 기관의 매장량 분류기준에 따른 것임. Society of Petroleum Engineers (SPE), the World Petroleum Council (WPC), the American Association of Petroleum Geologists (AAPG), the Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) as set forth in the 2007 SPE/WPC/AAPG/SPEE Petroleum Resources Management System (SPE-PRMS). RSC사는 유전개발계획이 아직 준비되지 않은 이유로 회수율을 1차 회수기준으로 7% 만을 적용하였음.

13 데보니안 지층의 탐사 Permian Devonian Leads and 4 Prospects
Prospective Resources : C3 3,225,000 ton (22.6 million bbls) Permian Devonian

14 상업생산성 시험 시추 결과 #4 #5 #6 심도 643.6 m 656.3 m 600 m 저류층 P5 공극율 (ф) 12~19%
23~33% 8~15% 함유비율 (So) 61~75% 63~80% 47~59% 비저항치 22.4~41.5 Ω-m 11~42.9 Ω-m 14~33.7Ω-m 물리검층 해석 Moderate Oil Flow Good Oil Flow Tight, Hard Oil flow NOTE 경사정인 #4, #5정은 수직정인 #6의 지표위치에서 시추되었음. 시추정 오일유출시험 (DST)는 실시되지 않았으며, 2014년 7월 재개할 계획임. 물리검층 해석결과 Artinsk P5 층은 양호한 함유층으로 보이며, Sakmarian P6층은 오일층의 가능성을 보이고 있음.

15 상업생산성 시험 (계획도)

16 Tentative Schedule 2014 2015 2016 2017 Project 4 5 6 7 8 9 10 11 12
TIP Flow Test Pump Installation On-stream Commercial Development Technical Scheme Field Design for Drilling Government Approval Horizontal Drilling Final Development Plan Full-scale Development NOTE: 1) The work schedule above is provisional based on assumption that the necessary budget is secured in June. 2) The Technical Scheme is an engineering study needed for govt. approval prior to field development. 3) It would take more than 6 months before spud-date of well. 4) The best estimate for the horizontal drilling date will be May-June 2015 after the snow thawing season.

17 저류층 및 오일 특성 요약 저류암: 점질성 돌로마이트 및 석회암. 공극율: 14%~24% 함수율: 20% ~ 45%
투수율: 1~6 md 저류층 압력: 4.5 MPa 저류층 온도: 18 deg C 오일 20oC : 20~30 cp 오일 유출량: 4.15~9.59 m3/day (표 참고) 원시매장량 : 400 million bbls 가채매장량 (자원량): 110 million bbls (성공적인 수평정 시추결과 기준함). 문제점: 낮은 투수율과 낮은 저류층 압력으로 생산정 공벽에서 멀리 떨어진 유체(오일)는 생산정으로의 유입이 극히 제한적이다. 따라서 수직정과 경사장 만으로 3개의 저류층을 생산하는 전통적인 방법은 경제적이지 않을 수 있다. 상업적 생산을 위해서, 제기된 저투수성, 높은 오일 점성도와 같은 기술적 난관을 극복하기 위하여 수평정이나 다중 수평정 설계가 필요하고 프래킹기술이 필요하다. 나아가, 저류층 압력을 높게 유지하기 위해 일차회수 후 또는 초기 단계부터 Water Flooding (물주입방식)이 충분히 고려되어야 한다.

18 생산정 시추방식 검토 수직정+ 경사정 (Vertical + Directional)
기존 102지역 4개의 생산정과, TIP 3개 생산정은 수직정과 경사정으로 시공 되었으며, 시추정과 저류층과의 접촉면은 5~10 미터 정도임. 과거 생산 기록에 의하면, 초기 3~5톤/일 의 생산량이 불과 3개월내에 1톤으로 축소됨. 시추정으로 부터 일정 거리 떨어진 지점의 오일은 유정으로 흘러들어 오지 못하는 것으로 판단됨. 수직정/경사정 방법은 빈카유전에 적합하지 않음 수평정 (Horizontal) 최근 Bashneft가 시추한 Permian Carbonate층에 대한 수평정 시추결과 성공적인 결과가 있었다고 보고됨. 수평정 시공시 시추비는 1.5배 증가하는 반면, 생산량은 3~7배 정도 (평균 5배) 증산효과가 있음. 수평정 시추는 보편화된 기술로서 현지 기술로서 조달이 가능함. 수평정 시추 구간은 Open Hole로 설계하여 자재비/시추비 절감을 가져오고, 생산량 증대를 기대함. 다공 수평정 (Multi-lateral) 단일 수평정 보다 발전된 기술로서 1개 수직정에서 여러방향으로 수평정을 굴착하는 기술. 최근 Schlumberger가 High dog-legged horizontal drilling 기술을 발표하여 저심도 유전에서도 적용 가능케 되었음. 본 기술을 적용할 경우 아직 생산하지 않고 있는 6개의 탐사정을 Multi-lateral 정으로 전환하여 생산할 수 있게 되며, 8개의 수평정 시추 경우 보다 더 경제적임.

19 수평정 시추 컨셉 #504 9 well-pad 1km P5 horizontal section
P4 Inclined P4 horizontal section #504 1km P5 horizontal section P4 Inclined P4 Inclined P5 horizontal section 9 well-pad P4 Inclined P4 horizontal section P4 horizontal section P5 horizontal section

20 수평정 모델 P5 P4

21 수평정 사례 검토 Case Study VINKA 위치 미국, N. Dakota 러시아, 바쉬코르코스탄 깊이 3,000 m
저류층 층후 3~10 m 4~12 m 공극율 5.7%~12.9% 14%~24% 투수율 0.2~0.9 md 1~6 md 수직정 생산량 초기: 20~40 BOPD 10 BOPD P4: 50 BOPD, P5: 20 BOPD (70 배럴) 수직정 수명 10년 수평정 생산량 60~100 BOPD 예상: 350 BOPD (5 fold 적용시) 생산 운영비 4$/bbl Peak 생산 비교 월간 450 bbl  3,300 bbl (8 fold) 5년후 생산량 비교 월간 350 bbl  2,000 bbl (5 fold) 5년후 누적생산 비교 수직정: 20,000 배럴 수평정: 145,000 밸럴

22 수직정과 수평정의 월간 생산량 비교 7 folds 4 folds
(자료 SPE 83621: Cost/Benefits of Horizontal Wells, S.D. Joshi)

23 수직정과 수평정의 누적 생산량 비교 7 folds
(자료 SPE 83621: Cost/Benefits of Horizontal Wells, S.D. Joshi)

24 Phase I: Commercial Development
Railway Primary area (C1) : 6 blocks Oil In Place : 5.0 MMT (0.84 MMT/block) Recoverable : 1.4 MMT Old wells : 8 (3 TIP & 5 Expl) New wells : Horizontal 48 wells Const. Period : 4 years #503 #502 Road #504 PRODUCTION UNIT 2 #3 TIP PRODUCTION UNIT 1 #505 #501 PRODUCTION UNIT 3

25 Phase II: Commercial Development
Railway 2nd area (C2) : 15 blocks Oil In Place : MMT (0.84 MMT/block) Recoverable : 3.5 MMT New wells : Vertical 15, Horizontal 120 Const. Period : 10 years #503 Road #504 #502 PRODUCTION UNIT 2 #3 PRODUCTION UNIT 1 #501 #505 PRODUCTION UNIT 3

26 수평정 시추와 수압파쇄 공법 시추비 : 2 배 생산량 : 5 배 500 m P4 P5 300 m 7 m

27 수평정의 장점 32 Wellpads 1 Km 1 Km One Wellpad

28 개발 컨셉 시나리오 P4 P5 Pilot Production Scheme
본 예시는 사업 설명을 목적으로 한 것입니다. 실제 개발 계획은 FDP (Field Development Plan)이 검증된 후에 결정 됩니다.

29 Спасибо Большое.