Класс Месторождения: Уникальное
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: В консервации
Год открытия: 1954
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 91.25 км²
Газонефтяное месторождение Jambur
Расположено в 40 км к юго-востоку от г. Киркук. Открыто в 1954 г.
Месторождение приурочено к длинной и узкой (40х3,5 км) антиклинальной складке С-З простирания. Амплитуда свода по отложениям свиты Джерибе (нижний миоцен) составляет 610 м. Через всю складку проходит разлом, по которому северо-восточное крыло надвинуто на юго-западное. Юго-восточная периклиналь структуры, кроме того, осложнена субмеридиональным сбросом с амплитудой более 150 м.
Промышленная нефтегазоносность установлена в нижнемиоценовых отложениях, верхнем и нижнем мелу.
Все залежи являются нефтегазовыми - с обширными газовыми шапками и относительно узкими нефтяными оторочками.
Нижнемиоценовый резервуар является основным и состоит из двух продуктивных горизонтов. Верхний приурочен к отложениям свиты Джерибе, сложенной мергелистыми известняками, частично доломитизированными и сильно трещиноватыми.
Пористость изменяется от 4 до 18%, проницаемость 0-3 мД. Глубина залегания горизонта меняется от 1400 до 1600 м. Газовая шапка по размеру в 3 раза больше нефтяной оторочки. Мощность газонасыщенной части разреза - около 365 м.
Нефтяная залежь прослеживается в виде узкой оторочки шириной 250-300 м, увеличиваясь в пределах северо-западной периклинали до 2 км. Мощность нефтенасыщенной части разреза - 99 м.
Нижний продуктивный горизонт, приуроченный к отложениям свит Евфрат и Серикагни, отделен от верхнего горизонта практически непроницаемыми карбонатно- галогенными отложениями свиты Дибан мощностью от 50 до 183 м.
В верхней части разреза (свита Евфрат) горизонт представлен доломитизированными и оолитовыми известняками, а в нижней (свита Серикагни) – глобигериновыми известняками. Мощность горизонта составляет 71-100 м. Пористость пород изменяется от 6 до 29%, проницаемость - от 0 до 58 мД. Местами известняки сильно трещиноваты.
Высота газовой шапки составляла около 180 м, а нефтяной залежи - 47,5 м. Плотность нефти в нижнемиоценовом резервуаре изменяется от 0,808 до 0,823 г/см3, содержание серы - 1,2% (вес.). Газовый фактор - 267 м3/м3.
Меловой резервуар также включает два продуктивных горизонта. Верхнемеловой горизонт, вскрытый на глубине 1700-1950 м, сложен мергелистыми и мелкозернистыми трещиноватыми известняками свит Кометан и Шираниш. Отсюда был получен фонтан газа с конденсатом.
Нижнемеловой горизонт представлен массивными известняками и доломитами свиты Камчука в интервале глубин 2574-2890 м.
Высота газовой шапки составляет около 279 м. Высота нефтегазонасыщенной части разреза - 379 м. Плотность нефти в меловом резервуаре изменяется в пределах от 0,823 до 0,837 г/см3, содержание парафина составляет 9% (вес.). Газовый фактор - 356 м3/м3.
Начальные доказанные запасы нефти месторождения - 360 млн. т, газа - 260 млрд. м3, в том числе свободного - 110 млрд. м3.
Разработка месторождения осуществляется с 1959 г. Действуют 50 скважин (по состоянию на 1.01.2009 г.). Дебиты нефти составляют 115-270 т/сут., газа - 0,1-0,3 млн.м3/сут.
Источник: Геологическое строение, нефтегазоносность и состояние нефтегазовой промышленности, обработка и интерпретация сейсмических материалов по лицензионным блокам в южной и центральной частях Западной Пустыни, оценка прогнозных ресурсов нефти и газа. ООО «Совгеоинфо». Том 1, 2009.
Следующее Месторождение: Al Mesbah 1