Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1989
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 72.97 км²
Нефтяное месторождение Акшабулак Центральный
Нефтяное месторождение Акшабулак Центральный находится в Южно-Торгайском бассейне и располагается в южной части Акшабулакской грабен-синклинали. В структурном отношении месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке. По изогипсе минус 1640 м имеет амплитуду 50 м. Кроме залежей структурного типа на месторождении выявлены русловые залежи.
Пробуренными до фундамента скважинами вскрыты терригенные породы общей толщиной до 2200 м, где разведаны меловые (М-1, М-11) и юрские (Ю-0, Ю-1, Ю-0-11, IO-llla, IO-lll и IO-lV) нефтяные горизонты. Получены также притоки нефти из пород фундамента.
Меловые горизонты залегают в низах неокомского разреза и сложены песчаниками с пористостью до 42%. Толщины горизонтов изменяются в широких пределах от 0,6 до 5.8 м. Залежи пластовые сводовые с элементами литологического ограничения. Начальные пластовые давления 16 МПа, температура 71°С. Дебиты нефти достигали до 225 м3/сут (скв. №201) при 14 мм штуцере.
Юрские продуктивные горизонты залегают на глубинах 1600 -1896 м. Их толщины колеблются от 8,7 до 18,2 м. Коллекторами являются песчаники и алевролиты с открытой пористостью до 26%. В средней части юрского разреза широкое развитие имеют русловые фации, представленные песчаниками с пористостью до 34,7 %. Начальные пластовые давления изменяются от 17 до 20 МПа. Температура изменяется в пределах 73-80°с. Дебиты нефти составляли до 375 м3/сут (скв. №204) при 16 мм, штуцере.
Непосредственно ниже подошвы горизонта IO-lV при испытании трещиноватых пород фундамента были получены притоки нефти. Палеозойские залежи имеют линзообразное строение. Их нефтенасыщенные толщины составляют 2,5-27,1 м.
Все нефти являются легкими (плотность 703-823 кг/м3) и содержат парафин (4-13%), смолы (9,8%), асфальтены (0,5 %) и серу (0,02-0,32%). Газовый фактор изменяется от 87,4 до 696 м3/м3.
Растворенный газ относится к категории «жирных» и состоит в основном из метана (60,6%), этана (9,3-15,4%) и пропана (11,0-15,6%).
Месторождение открыто в 1989 году.
Запасы утверждены в следующих объемах:
Нефть категории Сl геологические запасы 97,0 млн т (717,8 млн баррелей); извлекаемые 54,8 млн т (421,9 млн баррелей).
Категории С2 геологические 9,2 млн т (71,6 млн баррелей); извлекаемые 1,5 млн т (11,7 млн баррелей).
Растворенный газ категории Сl геологические 11840,0 млн. м, извлекаемые 7675,1 млн м3.
Категории С2 геологические 607,6 млн м3, извлекаемые 77, 7млн м3.
В настоящее время месторождение находится в разработке.
За 2018 год добыто 2,3 тыс. т нефти (0,17 млн баррелей) и 7,4 тыс. м3 газа.
Остаточные геологические запасы нефти категории С1 по состоянию на 01 .01.2019 год составляют 54,2 млн т (417,3 млн баррелей).
Недропользователь: ТОО « КАЗГЕРМУНАИ».
Источник: Атлас нефтяных и газовых месторождений республики Казахстан. Атлас в 2-х томах / Турков О.С. и др. - Алматы: 00 «Казахстанское Общество Нефтяников-Геологов», 2020
Следующее Месторождение: Новобогатинское Юго-Восточное