Месторождение: Карачаганак (ID: 42433)

Свойства

Класс Месторождения:

Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1979

Источник информации:

Метод открытия:

Площадь: 267.51 км²

Описание

Нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак

Нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак расположено на северном борту Прикаспийской синеклизы, в северо-западной части КарачаганакскоКобландинской ступени (рисунок 1) Прикаспийского нефтегазоносного бассейна. Открыто в 1979 г. параметрической скв. П-10, которая была заложена по структурным построениям 1977 г., полученным в результате переинтерпретации сейсмических материалов 1970-1971 гг.

Поднятие представлено рифовым массивом высотой до 1700 м размерами 16x29 км. Существенным элементом его морфологии является кольцевая фаменскораннекаменноугольная рифовая постройка субширотной ориентировки высотой до 800 м, основанием которой послужила структура тектонической природы по кровле терригенных отложений девона амплитудой до 300 м. Плоская вершина массива в восточной части надстроена раннепермским атоллоподобным рифом субмеридиональной ориентировки, высотой 700-800 м и размерами 10x10 км.

 

Рисунок 1 Нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак

Основная залежь - нефтегазоконденсатная, массивная. Высота газоконденсатной части достигает 1420 м, толщина нефтяного слоя 200 м. Продуктивны биогермные и биоморфно-детритовые известняки, доломиты и переходные разности. Возрастной диапазон продуктивных отложений достаточно широкий - от фаменского яруса верхнего девона до артинского яруса нижней перми.

Коллекторы порового, порово-кавернового, трещинно-порового типов выделены по граничному значению пористости, равному 6% для газоконденсатной части и 7% для нефтяной. Среднее значение пористости при этом 9,4 % для нефтяной и 10,7% для газоконденсатной частей месторождения. Средняя проницаемость по газонасыщенной части резервуара - 0,08 мкм2, по нефтенасыщенной - 0,05 мкм2. Средняя эффективная толщина газонасыщенных коллекторов - 200 м, нефтенасыщенных - 45,7 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина достигает 814 м, нефтенасыщенная - 170 м. Коэффициент газонасыщенности пермской части газонасыщенных коллекторов - 0,9, каменноугольной части - 0,89. Коэффициент нефтенасыщенности - 0,92. Покрышкой служит галитовая толща иреньской свиты кунгурского яруса, а в местах ее отсутствия, обусловленного солянокупольной тектоникой, - терригенно-галогенная толща казанского и уфимского ярусов.

Верхняя точка залежи расположена на отметке -3526 м. Газонефтяной контакт установлен на отметке -4950 м, водонефтяной контакт - на отметке -5150 м. Среднее начальное давление в пермской части газоконденсатной части 53,8 МПа, в каменноугольной - 56,7 МПа.

Пластовая температура меняется в пределах 67-89°С, составляя в среднем для пермской части залежи 75°С, для каменноугольной - 83°С. Содержание конденсата в среднем для пермской части залежи - 486 г/м3, для каменноугольной - 644 г/м3. Дебиты газа достигали 590 тыс. м3/сут, конденсата - 500 м3/сут, нефти - до 326 м3/сут.

В нефтяной части месторождения выделяются два поля: юго-западное и северовосточное, различающиеся по свойствам нефтей. Нефть юго-западного поля - более тяжелая, со средней плотностью 861 кг/м3 при среднем газосодержании 520 м33. Нефть северо-восточного поля - легкая, со средней плотностью 830 кг/м3 и средним газосодержанием 900 м33.

 Плотность конденсата - 778-814 кг/м3. В нем содержатся, %: парафин - 1,8-3, смолы - 1-1,7, сера - 0,55-2,16, меркаптаны - 0,09-0,26. Доля фракций, выкипающих до 200°С, составляет 39-52%, до 300 °С - 60-77,5%. В конденсате преобладают УВ метанового ряда - 49-68% при содержании нафтеновых 21,0-44,7% и ароматических 6,2-13,6%. Плотность нефти колеблется от 810 до 888 кг/м3. В нефти содержатся, %: сера - 0,54-1,98, парафин 3,71-6,64, асфальтены 0,07-0,71. Фракции, выкипающие до 200°С, составляют 20-43%, до 300°С - 8-60%. Как и в конденсате, в нефти преобладают метановые УВ.

Пластовый газ состоит из метана (70,6%), этана (6,1%), пропана (2,9%), бутанов (1,8%), пентанов и более тяжелых углеводородов (8,5%), азота (0,7%), сероводорода (3,5%), диоксида углерода (5,6%), меркаптанов (0,07%). В газе сепарации содержание сероводорода 2,96-3,84%, диоксида углерода 5,18-6,96%, азота 0,39-1,82%.

Растворенный в нефти газ содержит, %: метан - 69,8, этан - 9,0, пропан - 4,2, бутаны - 2,8, пентаны - 1,5, азот - 0,9, сероводород - 5,0, диоксид углерода - 6,1, меркаптаны - 0,03.

Подошвенные воды месторождения относятся к высокоминерализованным, высокосульфатным рассолам хлоридно-кальциевого типа с высоким содержанием редких элементов. Минерализация изменяется - от 112 до 159 г/л. Режим залежи – упругогазонапорный с проявлением неактивного упруговодонапорного.

Кроме основной, выявлены небольшие залежи углеводородов в перекрывающих отложениях иреньской свиты и филипповского горизонта кунгурского яруса и в подстилающих отложениях эйфельского яруса. Нефтяная залежь в иреньских отложениях установлена в межкупольной мульде и пространственно тяготеет к сводовой части нижнепермской органогенной постройки. Коллекторами служат спорадически развитые песчаники и доломиты со средней пористостью 8%, нефтенасыщенностью 96%. Средняя эффективная толщина 6 м. Плотность нефти - 896-935 кг/м3, она содержит, %: серу – до 2,2, меркаптаны - 0,24, парафин - 2,5-9,8, асфальтены - 5,3-9,1. Фракции, выкипающие до 200°С, составляют 17%, до 350°С - 36%.

К карбонатным пластам филипповского горизонта, залегающим среди ангидритов, приурочена газоконденсатная залежь. Выявлено пять небольших участков развития коллекторов, пространственно тяготеющих к краевым частям подстилающего карбонатного массива. Средняя пористость коллекторов 8%, газонасыщенность 92% при средней эффективной толщине 5,8 м. Начальный дебит газа достигал 48 тыс.м3/сут, конденсата - 47 м3/сут. По составу газ и конденсат не отличаются от таковых основной залежи.

В карбонатно-терригенных отложениях эйфельского яруса среднего девона, залегающих на глубине 5600 м и ниже, установлена залежь легкой нефти с высоким газовым фактором. Начальный дебит нефти достигал 73 м3/сут, газа - 69 тыс.м3/сут.

 Начальные разведанные запасы месторождения составляют 1300 млрд. м3 газа и 665 млн. т жидких УВ. Месторождение (основной горизонт) разрабатывается с 1984 г., в 2009 г. добыто порядка 12 млн. т нефти и конденсата и 15 млрд. м3 газа.

 

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. 236

Нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак расположено на востоке Северо-Прикаспийской НГО, южнее карбонатных бортовых уступов и контролируется крупным внутрибассейновым карбонатным телом. На месторождении выделяются 2 этажа продуктивности: вверху массивная залежь, в которой разведаны основные запасы месторождения, и нижезалегающие пластовые залежи.

Массивная залежь углеводородов залегает в верхнедевонских, каменноугольных и пермских породах на глубине 3600-5250 м. Коллекторами являются органогенные известняки с прослоями доломитов, пористость составляет 9,4-10,7%.

Разведанная массивная залежь состоит из газовой и нефтяной частей. Высота газовой части залежи достигает 1420 м. Дебиты газа чаще всего превышали 500 тыс. м3/сут. Газ на 70 % состоит из метана. На долю этана и пропана приходится около 9,0 %. Содержание сероводорода достигает 3,5 %. Дебиты конденсата достигали 500 м3/сут. Плотность конденсата составляет 778-814 кг/м3.

Газовая залежь подстилается нефтяным пластом толщиной в 200 м. При этом ВНК проводился на отметке минус 5150 м. Дебиты нефти превышали 300 м3/сут. Плотность нефти составляет 830-861 кг/м3, содержание серы - до 2,0%.

Начальное пластовое давление в пермской части залежи - 53,8 МПа. Средняя пластовая температура- 75°С. В девонско-каменноугольной части залежи пластовое давление и температура составляют соответственно 56,7 МПа и 83°С.

Выше массивной залежи небольшие газовые горизонты встречены в перекрывающих филипповских слоях кунгурского яруса.

В нижнем среднедевонском этаже продуктивности, находящемся в разведке, выявлены 3 нефтяных пласта. ВНК отмечается на отметках минус 5692, 5814 и 6106 м. Плотность нефти составляет 804 кг/м3. Дебит достигал 72,6 м3/сут. Нефть малосернистая, содержание серы -до 0,3%, нефть малосмолистая.

Месторождение открыто в 1979 году. Начальные запасы утверждены в следующих объемах:

Нефть

Растворенный газ

категории В+С1

категории С2

категории В+С1

категории С2

геологические 637,4 млн т (5178,8 млн баррелей)

геологические 61,9 млн т (502,9 млн баррелей)

геологические 305,5 млрд м3

еологические 27,9 млрд м3

извлекаемые 167,9 млн т (1364,1 млн баррелей)

извлекаемые 19 млн т (154,4 млн баррелей)

извлекаемые 229,4 млрд м3

извлекаемые 14,1 млрд м3

 

Свободный газ

Конденсат

категории В+С1

категории С2

категории В+С1

категории С2

геологические 1378 млрд м3

геологические 13,4 млрд м3

геологические 505,5 млн т

геологические 7,8 млн т

извлекаемые 834 млрд м3

извлекаемые 9,7 млрд м3

извлекаемые 194,4 млн т

извлекаемые 2,9 млн т

 

В настоящее время оно находится в разработке. За 2018 год извлечено 4,7 млн т нефти, 6,3 млн т конденсата, 18,8 млрд м3 газа.

Остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 79,2 млн т (590,5 млн баррелей); свободного газа -730,8 млрд м3.

Недропользователь АОЗТ «Карачаганак Петролеум Оперейтинг 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: Тенге Западное