Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1950
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 65.31 км²
Месторождение Челекен
Нефтегазоконденсатное месторождение Челекен, расположенное в пределах одноименного полуострова и прилегающей к нему акватории Каспийского моря, является одним ив старейших нефтяных месторождеиий нашей страны. Долгое время на Челекене были известны только нефтяные валежи, иногда с локальными газовыми шапками. Только начиная с 1956 г. в ряде продуктивных горизонтов месторождения были получены промышленные притоки природного газа. В последние годы промышленный
газ на Челекене (впервые в Западной Туркмении) получен из отложений, подстилающих красноцветную толщу.
В геологическом строении месторождения принимают участие отложения плиоценового возраста от красноцветных до четвертичных. Месторождение приурочено к одной из складок западной части Прибалханской зоны поднятий. Оно связано с антиклинальной складкой почти широтного простирания, продолжающейся на западе под водами Каспийского моря. Это наиболее крупная складка Западно-Туркменской впадины. Кроме того, Челекенская складка является также и наиболее раскрытой структурой впадины. В ее ядре обнажаются отложения красноцветной толщи, а на крыльях акчагыльские, апшеронские и бакинские образования. Высота складки по кровле красноцветной толщи 1700 м. СRладRа асимметрична - ее южное крыло крутое (25-35°), северное пологое (7-8°). Характерной чертой строения Челекенской структуры является наличие в ее пределах нескольких грязевых вулканов. Челекенская структура осложнена многочисленными дизъюнктивными нарушениями сбросового типа самой различной, амплитуды от нескольких десятков до сотен метров. Наиболее разбитой является nрисводовая часть складки, где сбросы образуют сложную систему ступеней. Среди сбросов месторождения можно выделить две основных системы: сбросы преимущественно параллельные оси складки и сбросы юго-восточного простирания.
Наиболее крупными тектоническими нарушениями Челекенская складка разделена на три самостоятельных участка, представляющих отдельные нефтегазоносные площади - Западный Челекен, Алигул и Дагаджик. Участки Дагаджик и Алигул только нефтеносны, в пределах же Западного Челекена помимо нефтяных залежей установлен ряд залежей свободного газа.
Западный Челекен представляет собой западную периклиналь Челекенской структуры. Системой наиболее крупных сбросов, проходящих через присводовую часть структуры, Западный Челекен расчленяется на два основных тектонических участка, из которых северный является приподнятым по отношению к южному.
Промышленная нефтегазоносность на Западном Челекене установлена только на северном крыле. Здесь в разрезе красноцветной толщи выделено восемь песчано-глинистых горизонтов (1-VIII), из которых только V и VI горизонты содержат залежи свободного газа.
Горизонты расчленены тектоническими нарушениями на ряд блоков, из которых более западные являются газоносными иногда с локальными нефтяными оторочками.
V горизонт (пачка) общей мощностью 235 м залегает на глубинах 1400-
1700 м. Горизонт представлен переслаиванием песков, ·песчаников, алевритов и глин, причем последние преобладают. Количество проницаемых пропластков постепенно уменьшается с запада на восток от 25 до 10-18. Резкая литологическая изменчивость находит свое отражение в характеристике его коллекторских свойств. Открытая пористость колеблется от 8,6 до 25,4% (средняя не превышает 17-19%). Проницаемость по лабораторным исследованиям нерпа изменяется в пределах 22-320 мд, по промысловым данным 13-80 мд. В среднем проницаемость коллекторов низкая, не более 80-90 мд.
Наибольшая газовая залежь в V горизонте установлена в крайнем западном блоке северного крыла. Средняя суммарная газонасыщенная мощность в пределах залежи 19 м. Газоносными являются в основном проницаемые пласты небольшой мощности (8-10 м), залегающие в нижней части горизонта на глубинах 1550-1700 м.
Дебиты газа при опробовании изменялись на 8-10-мм штуцере от 65 тыс. до 175 тыс. м3/сутки, абсолютно свободные дебиты газа составляли 214-320 тыс. м3/сутки.
Среднее начальное пластовое давление в залежи 159 кГ/см2. Площадь газоносности газовых залежей V горизонта в более восточных блоках северного крыла значительно меньше. Здесь притоки газа в единичных скважинах дебитами 90-250 тыс. м3/сутки получены вместе с водой и нефтью.
VI горизонт средней мощностью 270 м залегает на глубинах 1600-1950 м. Он
во многих отношениях аналогичен V горизонту. Здесь также в разрезе преобладают глины, а проницаемые пласты занимают подчиненное положение, имея в основном мощности 3-5 м. Только в кровле горизонта прослеживается 10-15-метровый песчаный пласт. Количество проницаемых пластов также уменьшается к востоку ·от 21 до 10-15. В среднем пористость коллекторов 16-17,5%, проницаемость 60-200 мд (среднее значение ее по промысловым данным 80 мд).
В крайнем западном блоке установлена газовая залежь с нефтяной оторочкой.
Газонасыщенная мощность 18,7 м. Дебиты газа на 14-мм штуцере составляли 108-160 тыс. м3/сутки, а дебиты конденсата 23,4-31,4 м3/сутки. Абсолютно свободные дебиты скважин 179-287 тыс. м3/сутки. Начальное пластовое давление в залежи 175 кГ/см2. В других блоках горизонт также содержит небольшие газовые залежи. Максимальная мощность газонасыщения горизонта 21 м. Начальное пластовое давление 183 кГ/см2.
Вместе с газом во всех опробованных скважинах из V и VI горизонтов получали то или иное количество конденсата. По данным рекомбинированных проб в пластовых условиях (давление 180-160 кГ/см2 и температура 74-76° С. В этих горизонтах содержание сырого конденсата не превышает 80-100 см3/м3.
Источник информации: Газовые месторождения СССР. Справочник. Под редакцией В.Г. Васильева. 1968 г.
Следующее Месторождение: Gugurtli (Гугуртли)