Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1962
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 3.02 км²
Газонефтяное месторождение Юго-Западное Камышитовое
Открытов 1962 г. Приурочено к солянокупольной структуре. Доказана нефтегазоносность пермотриаса, средней юры и нижнего мела (рис.1.). Пористость песчаных коллекторов 21-27 %, проницаемость 0,14-1,699 Дарси.
Начальные дебиты нефти 10-34,6 м3/сут. на 5 мм .штуцере. Начальное пластовое давление 2,38-8,03 МПа, температура 20-400С, плотность нефти 812 кг/м3, парафина 1,5-4,92%.
Рис.1. Газонефтяное месторождение Юго-Западное Камышитовое (по материалам Л.И. Доновой, 1976 г.)
Источник: Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана. Том 3. НЕФТЬ И ГАЗ, Алматы, 2002 г., 248с. С.Ж. Даукеев, Э.С. Воцалевский, Д.А. Шлыгин, В.М. Пилифосов
Газонефтяное месторождение Камышитовое Юго -Западное располагается на крайнем востоке Междуреченской нефтегазоносной области.
В структурном отношении месторождение приурочено к трехкрылому куполу северо-восточного простирания. На северо-западном крыле разведаны
триасовые, юрские и меловые залежи нефти.
В терригенном разрезе нижнего триаса выявлены нефтяные горизонты PT-I и PT-II, залегающих на глубинах около 900 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины не превышают 4,2 м. Начальные пластовые давления колеблются от 6,5 до 8,0 МПа, пластовая температура составляла 42°С. Дебиты нефти достигали 34,6 м3/сут. Плотность нефти составляет 0,8145 т/м3, содержание серы - до 0,08%, смол и асфальтенов - до 1,8%. Газовый фактор составляет 34 м3/м3.
В залегающих выше песчано-глинистых отложениях среднеюрского возраста разведано 9 нефтяных горизонтов, имеющих эффективные нефтенасыщенные толщины до 12,84 м. Дебиты нефти из них достигали 20,0 м3/сут. Плотность нефти составляет 0,836 т/м3. Содержание серы - до 0,12%, смол и асфальтенов - около 3 %.
В нижнемеловых отложениях (неоком-альб) разведано 5 горизонтов. Три горизонта содержат чисто нефтяные залежи, в 2-х горизонтах имеются газовые шапки. Нефтенасыщенные части залежей имеют толщину 6,0-8,5 м. Газовые шапки высотой до 24 м Дебиты нефти из меловых горизонтов не превышали 10,0 м3/сут. Плотность нефти изменяется от 0,853 т/м3 (неоком) до 0,901 т/м3 (альб). Содержание в нефти серы - до 0,35 %, смол и асфальтенов - около 11,0%.
Свободные и растворенные в нефтях газы имеют близкий состав и состоят в основном из метана (38.56-78,8 %), этана (10,28 -25,26 %), пропана (3,32- 19,52 %). В них встречены азот и редкие (до 4,6 %) и углекислота (2,75 %). В отдельных пробах присутствовал сероводород (0,69- 7,64 %).
К настоящему времени изучена продуктивность присводовых участков структуры. Перспективы нефтегазоносности ее периферийных участков пока не оценивались. Месторождение открыто в 1962 году.
Балансовые запасы утверждены в следующем объеме:
Нефть категории В+С1 геологические 45,2 млн т (349,7 млн баррелей); извлекаемые 20,7 млн т (160,2 млн баррелей).
Категории С2 геологические 1,4 млн т (10,8 млн баррелей); извлекаемые 0,17 млн т (1,3 млн баррелей).
Растворенный газ категории С1 извлекаемые 89 млн м3. категории С2 извлекаемые 55 млн м3.
Сводобный газ категории С1 извлекаемые 7 млн м3, категории С2 извлекаемые 55 млн м3.
В настоящее время месторождение находится в разработке. За 2018 год добыто 203 тыс. т (1,6 млн баррелей) нефти.
Остаточные извлекаемые запасы нефти по~ категории В+С1 по состоянию на 01.01.2019 год составляют 3,1 млн т (23,9 млн баррелей).
Недропользователь: АО «ЭМБАМУНАИГАЗ».
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: Жангурши