Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1960
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 88.37 км²
Нефтегазоконденсатное месторождение Жетыбай
Нефтегазоконденсатное месторождение Жетыбай находится в Мангыстауской НГО и расположено в центральной части Жетыбай-Озенской ступени. Это первое месторождение-первооткрыватель знаменитого Мангыстауского нефтегазового региона. В структурном отношении месторождение приурочено к крупной северо-западного простирания брахиантиклинали в мезозойском комплексе. По реперу в верхнеюрских отложениях структура имеет размеры 22,5 х 6,5 км и амплитуду 60 м. Южное крыло складки круче северного.
Продуктивность связана с юрскими отложениями, в разрезе которых на глубинах 1700 -2500 м выявлено 13 горизонтов. Ю-I горизонт разведан в келловейских отложениях, а остальные горизонты (с Ю-II по Ю-XIII) почти равномерно распределены по среднеюрскому разрезу. Продуктивные горизонты сложены песчаниками, алевролитами и глинами. Коллекторы поровые открытой пористостью от 16 до 22%. Нефтенасыщенные толщины коллекторов находятся в пределах 1,3 -21,2 м, газонасыщенные - 2,0-14,4 м.
На месторождении разведаны чередующиеся между собой чисто газовые, нефтяные и газонефтяные залежи, слагающие общий «нефтегазовый пирог» толщиной свыше 700 м.
Дебит нефти колеблется в пределах 30- 80 м3/сут. Нефть всех горизонтов легкая и средняя по плотности (830- 870 кг/ м3), смолистая (4,5-15,5%), высокопарафинистая (17-25%), малосернистая (0,2-0,3%). Содержание асфальтенов не превышает 3,4%.
Дебит свободного газа достигал 100,0 тыс. м3/сут. Газ состоит из метана (до 78,6%), тяжелых углеводородов (1 1-18%), азота (до 10%), углекислого газа (до 1,2%).
Начальное содержание стабильного конденсата в газе IO-I горизонта достигает 76 г/м3. Плотность конденсата - 689-704 кг/м3.
Начальные пластовые давления в залежах составляли 25-35 МПа, температура - 75- 1000С.
Месторождение открыто в 1961 году.
Запасы утверждены в следующих объемах: нефть категории А+В+С1 геологические 348,3 млн т (2581,5 млн баррелей); извлекаемые 129,3 млн т (958,3 млн баррелей).
Газ свободный категории А+В+С1 извлекаемые 11,4 млрд м3.
Газ растворенный категории А+В+С1: извлекаемые 16,2 млрд м3.
Конденсат категории А+В+С1 геологические 0,4 млн т (3,7 млн баррелей); извлекаемые 0,2 млн т. (1,9 млн баррелей).
В настоящее время месторождение находится в разработке.
За 2018 год добыто 1872 тыс. т (13,8 млн баррелей) нефти.
Остаточные извлекаемые запасы нефти по категории С1 по состоянию на 01.01.2019 год составляют 49,2 млн т (364,6 млн баррелей).
Недропользователь: АО «МАНГЫСТАУМУНАЙГАЗ».
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
Нефтегазовое месторождение Жетыбай расположено в 80 км юго-восточнее г. Актау, на Жетыбай-Узеньской ступени Северо-Кавказко-Мангышлакского нефтегазоносного бассейна. Структура выявлена в период проведения региональных геологогеофизических работ 1952-1956 гг. В последующие годы (1956-1960 гг.) проведены сейсморазведочные работы и структурное бурение, детализировавшие строение выявленного поднятия. Поисковое бурение начато в 1959 г. Месторождение открыто в 1961 г. Первооткрывательница - скв.6.
Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке северо-западного простирания. По кровле юрского горизонта I (изогипса -1620 м) размеры структуры 22,5х6,5 км, амплитуда 60 м. Углы падения пород северного крыла до 3°, южного - 5°. Отмечается соответствие структурных планов по меловым и юрским отложениям и некоторый рост амплитуды поднятия с глубиной. Соотношение структурных планов триаса и юры окончательно не выяснено.
Продуктивны отложения верхней и средней юры, в которых установлено 13 горизонтов, представленных переслаивающимися песчаниками, алевролитами и глинами (рисунок 1).
Рисунок 1. Нефтегазовое месторождение Жетыбай
Число пластов песчаников в продуктивных горизонтах меняется от 2 до 8. Общая толщина продуктивной части разреза превышает 700 м.
Продуктивные горизонты относятся: Ю-I – Ю-II к келловейскому ярусу, (Ю-III - Ю-VI - к батскому ярусу, Ю-VII - Ю-XI – к байосскому и Ю-ХП, Ю-ХIII - к ааленскому. В них выделяются две газовые, 11 нефтяных и 7 нефтегазовых залежей. По типу ловушек залежи разнообразны: большинство пластовые сводовые, но имеются также массивно-пластовые и пластовые, литологически экранированные. Глубина залегания продуктивных горизонтов 1700-2500 м.
Коллекторы поровые, с открытой пористостью от 16-22%, проницаемостью 0,06-0,239 мкм2. Нефтенасыщенная толщина - 1,3-21,2 м, газонасыщенная.- 2-14,4 м. Нефть всех горизонтов - легкая и средняя по плотности (830-870 кг/м3), смолистая (4,53-15,5%), высокопарафинистая (17,2-25%), малосернистая (0,1-0,28%), с содержанием асфальтенов 0,9-3,4%. Выход фракций до 300о С - от 25 до 42%. Состав растворенного газа, %: метан - 58,86-76,4, тяжелые углеводороды – 22-37, азот - 1,3-5,8, углекислый газ - 0,3-1,1.
В свободном газе газовых шапок метановая составляющая достигает 78,6%, доля тяжелых углеводородов 11—18%. Присутствуют азот (до 10,3%), концентрация которого снижается с глубиной, и углекислый газ (0,23-1,2%). В залежи горизонта Ю-I содержание стабильного конденсата плотностью 689-704 кг/м3 достигает 76 г/м3.
Пластовые воды - хлоридно-кальциевого типа, плотностью 1,01-1,08 г/см3 и минерализацией 150 г/л (Ю-XI - Ю-ХIII). Присутствуют йод, бор и бром. Режим залежей горизонтов Ю-I, Ю-II и Ю-III – газонапорный, всех остальных – водонапорный.
Начальные извлекаемые запасы нефти + конденсата – 132 млн. т, газа 42 млрд. м3.
Месторождение находится в разработке с 1967 г. А 2008-2009 гг. добыча нефти не превышала 1,5 млн. т в год.
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: Култук