Класс Месторождения: Уникальное
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1974
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 237.07 км²
Нефтегазовое месторождение Каражанбас
Нефтегазовое месторождение Каражанбас расположено в 170 км к северосеверо-востоку от г. Актау и в 40 км к северо-востоку от нефтепромысла Каламкас, на вершине Бузачинского свода. Структура подготовлена сейсморазведкой и структурным бурением. Поисковые работы начаты в 1974 г., в этом же году открыто месторождение. Первооткрывательница скв. К-12. Месторождение приурочено к нарушенной брахиантиклинальной складке субширотного простирания с амплитудой 90 м. Углы падения крыльев пологие – 2-4°, северное крыло круче южного. Структурные планы юрских и меловых отложений совпадают. По изогипсе -330 м ее размеры 23х2-4 км (рисунок 1). Тектонические нарушения субширотного простирания расположены в приосевой части структуры. Амплитуда их достигает 160 м, падение плоскости сбрасывателя на север. Серия оперяющих малоамплитудных нарушений расчленяет брахиантиклиналь на семь блоков.
Рисунок 1 Нефтегазовое месторождение Каражанбас
Выявленные продуктивные горизонты относятся к отложениям валанжина, готерива баррема - А, Б, В, Г, Д и батского и байосского ярусов средней юры - Ю-I, Ю-II. Иногда пласт А распадается на два пласта А1 и А2, второй имеет локальное развитие. Диапазон глубин залегания продуктивных горизонтов в блоках 228-466 м.
Залежи пластовые, тектонически экранированные, в юрских горизонтах встречаются пластовые, стратиграфически экранированные. Все залежи нефтяные, лишь в блоке II горизонта Ю-I установлена газонефтяная залежь.
Коллекторы представлены песчаниками и алевролитами, открытая пористость которых 22-40%, проницаемость - 0,0136-0,428 мкм2. Покрышками служат глинистые породы толщиной 2-126 м.
Высота нефтяных залежей в блоках изменяется от 3,9 до 75,4 м. Общая толщина коллекторов варьирует в пределах 4,5-26,1 м, эффективная – 4-18,6 м, нефтенасыщенная - 2-14,6 м. Газонасыщенная толщина коллекторов газонефтяной части залежи в блоке II горизонта Ю-I составляет 2,4 м. Коэффициент нефтенасыщенности - 0,63-0,75. Плотность нефти 939-944 кг/м3, она содержит серу (1,6-2,2%), парафин (0,7-1,4%), высокосмолистая.
Начальные пластовые давления в блоках изменяются от 3 до 5,75 МПа, температура – 25-37°С. Дебиты нефти - 1,2-76,8 м3/сут. Характерной особенностью нефти является наличие в ней ванадия и никеля.
Газы, растворенные в нефтях неокомских продуктивных горизонтов, по составу разнообразны. В горизонте А они тяжелые, этансодержащие. Доля тяжелых углеводородов в них приближается к 13%, метановая составляющая - 86,1%. Отмечается наличие азота в количестве 1%. В горизонте Б попутный газ по составу легкий, количество тяжелых углеводородов снижается до 8,6%, до 3,3% возрастает содержание азота. В горизонте Г газ по составу сухой, количество тяжелых углеводородов меньше 5%, метановая составляющая увеличивается до 89,1%, содержание азота повышается до 5,1%.
По химическому составу пластовые воды относятся к слабым рассолам хлоридно-кальциевого типа, плотность их 1,03 г/см3, минерализация 40-76 г/л. Они характеризуются повышенной концентрацией микроэлементов - брома, бора, йода. Режим залежей - водонапорный. Месторождение находится в разработке.
Источник: М.Н. Кнепель и др. Современное состояние и тенденции развития нефтегазового комплекса Туркменистана и других Центральноазиатских стран Ближнего Зарубежья.- Москва, ОАО «ВНИИЗарубежгеология». 2010г.-С. 286
Следующее Месторождение: Жалгызтобе