Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1991
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 108.58 км²
Нефтегазоконденсатное месторождение Чинаревское
Нефтегазоконденсатное месторождение Чинаревское располагается в центральной части Северо-Прикаспийской НГО. В структурном отношении месторождение выявлено в шельфовой зоне палеозойского палеобассейна и контролируется одной из тектонически экранированных ловушек, сформированных над Чинаревским выступом фундамента. Установлена продуктивность средне- и верхнедевонских отложений, коллекторов турне и башкира. На месторождении выделяются южный, западный и северо-восточный участки.
Среднедевонские продуктивные горизонты установлены на западном и северо-восточном участках. Продуктивные горизонты вскрывается на глубинах около 4900 м. Коллекторами являются известняки средней пористостью до 7%.
В разрезе выделяются четыре продуктивных горизонта. Три нижних горизонтов содержат газоконденсат, верхний - нефтяную залежь. Дебиты нефти достигали 148,1 м3/сут, газа-119-204 тыс. м3/сут. Плотность нефти составляет 791 кг/м3. Газ состоит в основном из метана (77-84%), этана (10-14 %) и пропана (2-4%). Содержание в газе азота-до 1,11%, двуокиси углерода- около 2,0%. Конденсат легкий, плотность составляет 752-780 кг/м3, содержание серы – не более 0,1%. Начальные пластовые давления составляли 56-58 МПа, пластовая температура равнялась 110-113°С.
Газоконденсатная залежь в фаменских отложениях установлена на южном участке. ГВК условно принят на отметке минус 4446 м. Залежь тектонически экранированная и подстилается водой.
Турнейская нефтяная залежь с газовой шапкой разведана на южном участке. ВНК условно проводится на глубине 4440 м (абс. отметка минус 4342 м).
Высота нефтяной части составляет 77 м. Этаж газоносности достигает 43 м. Дебиты достигали 60 м3/сут. Плотность легкой нефти составляет 817 кг/м3.
Содержание серы в нефти - 0,56%, смол и асфальтенов - до 3,08 %.
Притоки газа составляли 174 тыс. м3/сут. Газ состоит из метана (81%), этана (12,4%), пропана (3,3%) и других гомологов. Содержание сероводорода 0,16%. Дебит конденсата составлял 83,3 м3/сут. Плотность конденсата составляет 780 кг/м3.
Башкирский нефтяной горизонт залегает на глубинах 3600-3750 ми прослежен на всех трех участках. Общая толщина составляет 10 м. Плотность нефти составляет 787-848 кг/м3.
Месторождение открыто в 1991 году.
Начальные запасы углеводородов подсчитаны в следующих объемах: нефть категории С1 геологические запасы 27,5 млн т (217,9 млн баррелей), извлекаемые 16,6 млрд
м3 (71,3 млн баррелей). Категории С2 геологические 8,8 млн т (69,7 млн баррелей), извлекаемые 9,0 млн т (23,8 млн баррелей).
Свободный газ категории С1 геологические запасы 28 млрд м3, извлекаемые 3,0 млн т
Конденсат категории С1 геологические запасы 16,5 млрд м3, извлекаемые 3,5 млрд м3.
В настоящее время месторождение находится в разработке. За 2018 год добыто 170,3 тыс. т нефти.
Остаточные запасы нефти по категории С1 по состоянию на 01.01.2019 г составляют 5,8 млн т (45,7 млн баррелей).
Недропользователь - ТОО «Жаикмунай».
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: Ушарал Кемпиртобе