Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: В консервации
Год открытия: 2000
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 890.06 км²
Нефтяное месторождение Кашаган
Нефтяное месторождение Кашаган открыто в 2000 г. в Северном Каспии, на мелководном шельфе с глубиной воды 3-4 м, в 75-80 км южнее казахстанского города Атырау. Высокоамплитудное, предположительно, рифогенное поднятие по горизонтам подсолевого палеозойского комплекса обнаружено поисковыми сейсмическими работами в период 1988-1991 гг. на морском продолжении Каратон-Тенгизской зоны поднятий.
В результате поисково-детальных геофизических работ, проведенных российскими и западными компаниями, в его составе выделены массивы Кероглы-Нубар и Кашаган, получившие в 1995-1999 гг. названия Западный Кашаган и Восточный Кашаган соответственно (рисунок 1).
Рисунок 1. Нефтяное месторождение Кашаган
Мощность осадочных образований по сейсморазведочным данным составляет 11-12 км. Подсолевой палеозойский комплекс мощностью 7-8 км в верхней части, на глубинах - 4,0-6,5 км, представлен карбонатными, существенно рифогенными породами. Размеры массива Восточный Кашаган по замкнутой изогипсе -5000 м - 10-25 х 40 км, площадь - 930 км2, амплитуда - 1300 м; параметры массива Западный Кашаган в контуре замыкающей изогипсы -5000 м - 10 х 40 км, площадь - 490 км2, амплитуда - 900 м. Продуктивная толща залегает на глубинах 3600-4600 м.
Особенности сейсмической записи как в пределах обоих массивов, так и по их периферии, сходны с площадью эрозионно-рифового массива, в связи с чем еще до постановки глубокого бурения предполагалось обнаружить здесь сложную ассоциацию рифовых построек и продуктов их разрушения верхневизейско-среднекаменноугольного возраста. Первая скважина, заложенная на массиве Восточный Кашаган (КЕ-1), подтвердила эти предположения, достигнув глубины 5170 м (фаменский ярус верхнего девона). Нефтяная залежь вскрыта на глубине около 4400 м. Дебит нефти - 600 м3/сут., плотность - 0,815 г/см3, что практически идентично нефти Тенгиза. Пластовое давление ~105,5 мПа, дебит газа – 200 тыс. м3/сут. В составе газа имеется значительная примесь сероводорода (содержание серы – 16-20%).
По оценкам компании-оператора извлекаемые запасы нефти нового супергиганта составляют 950-1230 млн. т. Запасы растворенного газа, утвержденные ГКЗ Казахстана – 1300 млрд. м3. Различные группы экспертов дают оценки запасов до 1780 млн. т по нефти и 1740 млрд. м3 по газу, а геологических ресурсов углеводородов (преимущественно нефти) Восточного Кашагана - от 1,2 до 7,9 млрд. т, Западного Кашагана - 2,7 млрд. т условного топлива.
ВНК прогнозируется общим на обоих поднятиях и проводится на абсолютной отметке -4800 м. При этом высота массивного трещинно-кавернозного резервуара составляет 1100 м (Восточный Кашаган) и 700 м (Западный Кашаган), площадь нефтеносности - 650 км2 и 340 км2, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 550 м и 350 м соответственно. Соленосная кунгурская толща и надсолевой комплекс осадочных образований суммарно достигают мощности 4,0-4,2 км, и несмотря на резкое сокращение мощности соли в межкупольных мульдах обеспечивают сохранность уникальной залежи.
Международный консорциум “Agip KCO”, ведущий разведку месторождения, планировал начать коммерческую добычу еще в 2006 г., однако с тех пор срок начала добычи несколько раз переносился; в июле 2008 г. начало добычи было перенесено на октябрь 2013 г. В качестве причин отсрочки называют, в основном, сложную геологию резервуаров высокого давления и риски, связанные с высокой концентрацией сероводородного газа.
На месторождение Кашаган, добыча выросла с 1 млн тонн в 2016 году до 19 млн тонн в 2023 году. Однако задержки в запуске месторождения в начале 2010-х годов существенно повлияли на общие показатели отрасли.
В 2024 было добыто 17,2 млн тонн.
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
Гигантское нефтяное месторождение Кашаган находится на северо-востоке акватории Каспийского моря . В структурном отношении месторождение приурочено к крупному палеозойскому карбонатному массиву Кашаган-Тенгиз, на котором в море и на суше выявлена целая группа крупных подсолевых месторождений нефти и газа. Месторождение Кашаган занимает самую западную позицию.
Крупный подсолевой кашаганский резервуар представляет собой рифогенную постройку, простирающуюся с СВ на ЮЗ на 80 км при ширине в западной и восточной частях до 25 км и пережимом до 9 км в центральной части карбонатного тела. В связи с такой морфологией резервуара выделяются Западный и Восточный Кашаган. На В осточном Кашагане минимальная глубина вскрытия резервуара составляет 4210 м. Установлено региональное погружение ловушки в западном направлении на 500 м.
Карбонатное тело окаймляется рифовым кольцевым образованием (рифом) шириной до 3 км. Морфологически рифовый гребень выглядит в виде
цепочки локальных поднятий длиной до 20 км и амплитудой до 200 м. Внутренняя часть карбонатного резервуара (платформа) заполнена слоистыми обломочными карбонатными отложениями лагунного типа. Продуктивная часть резервуара сложена карбонатами поздневизейско-башкирского возраста.
В кровельной части его сохранился маломощный слой ассельских известняков.
Перекрывается карбонатный резервуар кунгурской соленосной толщей, слагающей ядра соляных куполов.
Основная продуктивность месторождения Кашаган связана с подсолевым карбонатным резервуаром, в котором сформировалась крупная массивная нефтяная залежь высотой свыше 600 м. Единый ВНК проводится на отметке минус 4567-4571 м. Дебиты нефти колеблются в пределах 540-600 м3/сут.
Плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,576-0,619 г/см3, плотность нефти на поверхности равна 0,797 г/см3. Содержание общей серы - до 0,9%, меркаптановой серы - 640 г/м3. Газонасыщенность пластовой нефти составляет 500 м3/м3. В составе газа преобладают метан (58,7%), этан (9,01%) и пропан (4,54%). Содержание сероводорода достигает 18,1 %. Начальные пластовые давления составляли 77-80 МПа, температура 80-100°С.
Помимо подсолевой залежи на Западном Кашагане установлена нефтегазоносность юрских и меловых отложений, в которых разведаны типичные для соляных куполов нефтяные и нефтегазовые присводовые тектонически экранированные залежи (участок Фатима). Мезозойские нефти по своему составу аналогичны палеозоиским, но не содержат сероводород.
Запасы нефти из этих залежей оцениваются в 43,5 млн т (353,4 млн баррелей) .
Балансовые запасы утверждены в следующем объеме (без надсолевого комплекса):
Нефть категории Сl геологические 1,8 млрд т (14,6 млрд баррелей); извлекаемые 0,8 млрд т (6,5 млрд баррелей).
Категории С2 геологические 2,9 млрд т (23,5 млрд баррелей); извлекаемые 1,2 млрд т (9,7 млрд баррелей).
Растворенный газ категории Сl геологические l,l трлн м3, извлекаемые 537,0 млрд м3, категории С2 геологические l,9 трлн м3, извлекаемые 820,9 млрд м3.
Кашаганское месторождение открыто в 2000 году. Месторождение с 2016 года находится в разработке.
За 2018 год извлечено 13,2 млн т (107,3 млн баррелей) нефти.
Недропользователь - Норт Каспиан Оперейтинг Компани Б.В.
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: Тамдыколь