Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Газовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1964
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 77.19 км²
Газовое месторождение Шахпахты расположено на севере Ассакеауданского прогиба Северо-Кавказско-Мангышлакского НГБ. Открыто в 1964 г., начало разработки – 1971 г. Шахпахтинская структура имеет северо-западное простирание, размеры 8х16 км. В результате проведенных геологоразведочных работ в 1963 г. при испытании скв. 2получены промышленные притоки газа с абсолютно свободным дебитом 520 тыс. м3/сут изотложений средней и верхней юры.
Амплитуда поднятия по подошве палеогена достигает 60 м, а по кровле юрских слоев возрастает до 100 м (рисунок 1). В основании разреза осадочного чехла залегают пермо-триасовые отложения, представленные темно-коричневыми, кирпично-красными глинами, алевролитами и песчаниками. Вскрытая мощность составляет 195 м.
Рисунок 1. Газовое месторождение Шахпахты
Юрские отложения выражены темно-серыми, иногда черными глинами,
алевролитами и песчаниками. В верхней части разреза встречаются прослои карбонатных пород. Мощность юрских отложений колеблется в пределах 760-955 м. Меловые образования представлены серыми, темно-серыми, иногда в нижней части разреза пестроцветными глинами, алевролитами и песчаниками. Палеоген образован темно-серыми глинами с прослоями известняков и песчаников. Неоген характеризуется темно-серыми глинами с прослоями известняков.
Промышленная газоносность месторождения связана с песчано-глинистыми отложениями верхней и средней юры. В их разрезе на глубинах 1600-2250 м выделяют 8 газоносных горизонтов I, II, III, III-a, IV, VII, VIII, VIII-a. При этом основные запасы газа месторождения приурочены к горизонтам I и II. Газоносные горизонты сложены пластами песчаников, разделенных прослоями глин. количество песчаных пластов и их мощности значительно меняются по площади месторождения. Общие мощности горизонтов – 14-65 м, эффективные – 2-10 м. Открытая пористость коллекторов – 10-20%.
Наибольшей открытой пористостью (20,4%) характеризуется II горизонт. Проницаемость продуктивных отложений изменяется в широких пределах: от единиц до 0,718 мкм2.
Лучшей проницаемостью обладают породы II горизонта (0,109-0,312 мкм2). Все выявленные залежи - пластовые сводовые. Залежи VII и VIII горизонтов - водоплавающие. Начальные запасы газа – 46,5 млрд. м3 (1968 г.).
В 1971 г. на месторождении Шахпахты начата эксплуатация с добычей 0,404 млрд. м3. В этот год доля Устюртского региона (представленного одним месторождением Шахпахты) в суммарной добыче по республике составляла 1,4%. В последующие годы добыча на месторождении Шахпахты ежегодно нарастала, достигнув своего максимума в 1975 г., когда из недр извлечено 3,483 млрд. м3 природного газа или 9,4% от суммарной добычи газа по республике. Одновременно в этот период осуществлялся прирост запасов газа из Iа горизонта (накопленная добыча в количестве 0,357 млрд. м3), запасы в котором не подсчитывались и не утверждались, однако в процессе разработки месторождения из него добывался газ, и с целью недопущения дисбаланса в государственной отчетности указывался прирост в объеме добычи.
После 1975 г. ежегодная добыча газа на месторождении Шахпахты постепенно пошла на убыль и в настоящее время составляет 0,211 млрд. м3 (за 2021 г.). В 2021 г. доля годовой добычи на месторождении Шахпахты - 3,4% от суммарной добычи газа по Устюртскому региону и 0,4% от суммарной головой добычи по республике. На балансе месторождения Шахпахты числятся текущие запасы в объёме 6,265 млрд. м3, накопленная добыча равна 40,224 млрд. м3 свободного газа. Однако, перспективы данного месторождения этим не исчерпываются. В процессе разведки месторождения Шахпахты промышленная газоносность установлена в терригенных отложениях среднеюрского (IV, VI, VII, VIII, VIIIа, IX горизонты) и верхнеюрского (Iа, I, II, III, IIIа горизонты) возрастов. Однако при подсчете запасов газа залежи Iа, VI, VII, IX горизонтов не оценивались, так как, по мнению авторов отчета по подсчету запасов газа (В.В. Браилов и др., Госгеолфонды РУз, 1968 г.), они представлены маломощными невыдержанными песчаными пластами или линзами, не имеющими надежных газоупоров [2].
Из Iа горизонта в скв. 3 (интервал 1638-1656 м) получен приток газа с конденсатом дебитом 113,0 тыс. м3/сут на 6,9 мм штуцере, в скв. 2 (интервал 1611-1629 м) - приток газа дебитом 216 тыс. м3/сут на 14,5 мм штуцере с небольшим количеством воды (Qв = 0,5 м3/сут), а в скв. 5 (интервал 1613-1617 м) - приток газа дебитом 233,3 тыс. м3/сут на 12,5 мм штуцере. В скважинах 4, 6, 10 и 14 отложения этого горизонта не испытывались (рис. 7). Подсчет запасов по этому горизонту не производился. Однако, накопленная добыча газа в объеме 0,357 млрд. м3 однозначно подтверждает наличие газовой залежи в объеме данного горизонта. Выше Iа горизонта залегает маломощный пласт (1,5-5,5 м), который по данным ГИС (стандартный каротаж) характеризуется как, возможно, газонасыщенный. Ни в одной из скважин этот пласт не испытывался, поэтому он рекомендуется к испытанию, так как в случае положительного результата возможен прирост запасов газа. VI горизонт продуктивен в скв. 14 (интервалы 2017-2026 м и 2026-2033 м), где получены притоки газа и газа с небольшим количеством воды (соответственно, Qг = 209,33 тыс. м3/сут на 9,51 мм штуцере и Qг = 255,9 тыс. м3/сут, Qв = 18 м3/сут на 9,51 мм штуцере) и в скв. 2 (интервал 2007-2016 м) – пластовая вода с газом (Qг = 40,0 тыс. м3/сут, Qв = 60,0 м3/сут на 7 мм штуцере). В скважинах 4, 6, 10 и 14 из отложений этого горизонта отмечены притоки пластовой воды и пластовой воды с растворенным газом. Результаты испытания позволяют предположить наличие небольших по размерам газовых залежей в районах скважин 2 и 14. Подсчет запасов по этому горизонту не производился. VII горизонт продуктивен в скв. 2 (интервалы 2126-2131 м и 2135-2148 м), где зарегистрированы притоки газа с абсолютно свободным дебитом 78,3 тыс. м3/сут на 62 мм штуцере. В скважинах 3, 4, 5, 6 из отложений этого горизонта отмечены притоки пластовой воды и пластовой воды с растворенным газом, а в скважинах 10 и 14 они не испытывались.
Однако, в скважинах 10 и 14 изучались интервалы, расположенные на 3-4 м ниже подошвы VII горизонта. В скв. 10 наблюдались притоки газа дебитом 24,5 тыс. м3/сут на 11,11 мм штуцере, а в скв. 14 – слабые притоки газа. Подсчет запасов по этому горизонту не производился. Ниже VIIIа горизонта (предположительно IX горизонт) в скв. 4 (интервал 2333-2346 м), где добыты притоки газа с небольшим количеством воды и конденсата, абсолютно свободный дебит газа составил 126,0 тыс. м3/сут, а также в скв. 14 (интервал 2333-2344 м), где добыты притоки газа и воды (Qг=242,3 тыс. м3/сут, Qв=187,0 м3/сут на 19,0 мм штуцере). В скважинах 2 и 10 из отложений этого горизонта отмечены притоки пластовой воды с растворенным газом, а в скважинах 3, 5, 6 они не испытывались. Подсчет запасов по этому горизонту не производился. Кроме того, промышленные притоки газа добыты из объектов, расположенных между выделенными промысловыми горизонтами. Так в скв. 14, в подошве среднеюрских отложений испытаны два интервала (2408-2400 и 2400-2388 м), где зарегистрированы соответственно притоки газа с водой (Qг = 147,0 тыс. м3/сут, Qв=172,8 м3/сут на 9,3 мм штуцере) и притоки газа (дебит газа составил 150,1 тыс. м3/сут на 9,3 мм штуцере). В скважинах 2 и 10 из низов среднеюрских отложений получены притоки пластовой воды с растворенным газом. В скв. 4 эти отложения не испытаны, а в скважинах 3, 5, 6 – забой находится выше этих отложений. Между VI и IV горизонтами в скважинах 5, 10 и 14 отмечены промышленные притоки газа. Так в скв. 10 из интервала 1919-1924 м получены притоки газа с водой (Qг = 232,7 тыс. м3/сут, Qв = 14,4 м3/сут на 19,0 мм штуцере), а из интервалов 1940-1945 и 1952- 1957м (совместно) – слабые притоки газа. В скв. 5 из интервала 1908-1922 м зарегистрированы притоки газа с водой (Qг = 222,3 тыс. м3/сут, Qв = 10,0 м3/сут на 19,05 мм штуцере). В скв. 14 из интервалов 1898-1901; 1904-1912; 1915-1920 м (совместно) добыты притоки газа (Qг = 323,9 тыс. м3/сут на 19,05 мм штуцере), из интервала 1990-1978 м – притоки газа (Qг = 190,14 тыс. м3/сут на 9,51 мм штуцере), а из интервала 1940-1947 м – слабые притоки газа (Qг = 7,23 тыс. м3/сут на 7,5 мм штуцере). В скважинах 2 и 3 эти отложения не испытывались. В скважинах 4 и 6 из этих отложений отмечены притоки пластовой воды и пластовой воды с растворенным газом. Между II и I горизонтами в скв. 5 из интервала 1691-1697 м зарегистрированы притоки газа дебитом 409,3 тыс. м3/сут на 19,05 мм штуцере. В скважинах 2, 3, 4, 6, 10, 14 эти отложения не испытывались. Проведение доразведочных работ на месторождении Шахпахты с изучением ранее известных продуктивных горизонтов, а также пластов, не вошедших в подсчет запасов, но, в которых получены прямые признаки промышленной продуктивности, позволит прирастить запасы газа в количестве не менее 5-10 млрд. м3. В пользу такого заключения свидетельствует также тот факт, что из II, III и IIIа горизонтов суммарная накопленная добыча газа на почти 3,0 млрд. м3 превысила начальные подсчитанные запасы [2].
Источник: 1. 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: Garbi