Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1962
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 307.8 км²
Нефтегазовое месторождение Озен
Нефтегазовое месторождение Озен (юра) находится в Мангыстауской НГО и располагается в восточной части Жетыбай-Озенской ступени.
Месторождение приурочено к крупному поднятию в юрско-меловом комплексе отложений. Структура ориентирована в субширотном направлении и имеет по реперу в юрских отложениях размеры 41x11 км и амплитуду 300 м. Это поднятие осложнено шестью куполами. Два западных наиболее опущенных купола относятся к площади Карамандыбас, которая, как и выявленное на ее территории одноименное месторождение, чаще всего рассматривается как участок месторождения Озен. В пределах собственно площади Озен выделяются (с запада на восток) Парсамурунский, Северо-Западный, Хумурунский купола и Основной свод. Они отделяются друг от друга малоаплитудными разломами.
Продуктивность месторождения Озен связана с юрскими и меловыми отложениями. Общий этаж продуктивности составляет 1500 м. По составу
углеводородов на месторождении четко выделяются юрский (нефтяной) и меловой (газовый) подэтажи.
В юрском этаже продуктивности разведано 13 нефтяных и газонефтяных горизонтов (с XIII по XXV). В стратиграфическом отношении основная часть
располагается по всему среднеюрскому разрезу. Самый верхний XIII горизонт выявлен в базальных слоях келловея. Залегают горизонты на глубинах 1150- 2200 м. Коллекторами являются песчаники и алевролиты с открытой пористость 18-25%. Отмечается частое замещение коллекторов глинами. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются в пределах 1,0-20,0 м. Наиболее мощные продуктивные горизонты расположены в верхней части продуктивного разреза. Выявленные юрские залежи являются пластовыми сводового типа. Своеобразная группа залежей разведана в верхней части юрского резервуара, где они имеют единый ВНК.
Начальные дебиты нефти колебались в больших интервалах от 1,0 до 81 м3/сут. Плотность нефти составляет 844-874 кг/м3. Содержание серы составляет - до 0,2%, парафинов - до 22%, смол с асфальтенами - до 20%. Газовый фактор составлял 47-275 м3/м3. Начальные пластовые давления не превышали 19,35 МПа. Температура в нижних пластах достигала 84°С.
Месторождение открыто в 1962 году.
Запасы утверждены в следующих объемах: нефть катеrорни А+В+С1 геологические 1063,7 млн т (7 792,2 млн баррелей); извлекаемые 465,2 млн т (3 407,8 млн баррелей).
В настоящее время месторождение находится в разработке.
За 2018 год добыто 5,0 млн т (36,6 млн баррелей) нефти.
Остаточные извлекаемые запасы нефти по категории С1 по состоянию на 01 .01.2019 год составляют 98,2 млн т (719,4 млн баррелей).
Недропользователь: АО «0ЗЕНМУНАИГАЗ».
Под нефтегазовым месторождением Озен (мел) понимается верхняя меловая продуктивная часть основного месторождения Озен, расположенного на Южном Мангыстау. В связи с обилием информации в целом по месторождению Озен в данном Атласе приводится раздельное описание его нефтеносного и газоносного этажей.
В структурном отношении месторождение приурочено к крупному поднятию (валу) в юрско-меловом комплексе пород, где в юрском резервуаре обособляются четыре купола амплитудами до 150 м, плащеобразно перекрывающиеся терригенными породами нижнего и верхнего мела. По кровле валанжинских отложений единая меловая структура имеет размеры 45 х 9 км при амплитуде около 200 м.
В меловом резервуаре в разрезе верхнего мела (сеноман), а также в породах альбского, аптского и барремского возраста разведано 12 газовых горизонтов, залегающих на глубинах 350-850 м. Коллекторами являются песчаники и алевролиты с открытой пористостью до 20 %. Эффективные газонасыщенные толщины составляют 2,7 -14,1 м.
Залежи газа пластовые, сводовые. При испытании дебиты свободного газа изменялись от 8,0 до 230 тыс.м3/сут.
Газ меловых залежей по составу метановый с содержанием до 8% азота и до 2% углекислоты. Сероводород отсутствует.
Пластовое давление в залежах 4,3 - 8,9 МПа, температура 30-50°С.
Помимо такого крупного разделения по насыщению углеводородами на нефтяной и газовый залежи, в нижнем нефтяном этаже выявлены в отдельных горизонтах газовые шапки, а на Основном куполе в горизонтах XIX, ХХ и XXII имеются небольшие газовые залежи.
Начальные запасы свободного газа утверждены в следующих объемах: газ категории А+В+С1 извлекаемые 9,0 млрд м3.
Газ категории С2- извлекаемые 1,1 млрд м3.
В настоящее время месторождение пребывает в разработке.
За 2018 год добыто 2,5 млн м3 газа.
Извлекаемые запасы газа (растворенного и газовых шапок) по категории А+В+С1 по состоянию на 01.01 .2019 год составляют 6,0 млрд м3.
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 Узень расположено в 12 км южнее г. Новый Узень и в 150 км юго-восточнее г. Актау, в пределах Жетыбай-Узеньской ступени Северо-Кавказско-Мангышлакского нефтегазоносного бассейна. Через месторождение проходит нефтепровод Узень-Атырау–Самара. Региональные геолого-геофизические работы проведены в 1953-1956 гг. Глубокое бурение начато в 1960 г. Месторождение открыто 1961 г. Скважина-первооткрывательница - К-18. Месторождение приурочено к крупной брахиантиклинальной складке запад-северо-западного простирания, осложненной рядом локальных поднятий и куполов (Основной, Центральный Хумурунский, Аксайский, Северо-Западный, Восточно-Парсумурунский, Парсумурунский, Восточно- и ЗападноКарамандыбасский).
Размеры структуры по подошве валанжинского яруса в контуре замкнутой изогипсы -900 м составляют 45x9 км при амплитуде около 200 м. По кровле продуктивного горизонта Ю-XIII, относимого к отложениям келловейского яруса, в контуре изогипсы -1130 м размеры поднятия 41x11 км при амплитуде 300 м. Смещения сводов по куполам с глубиной не отмечается.
Установлена промышленная продуктивность отложений верхнего мела (сеноманский ярус), нижнего мела (альбский, аптский ярусы и неоком), верхней и средней юры. (келловейский, батский, байосский, ааленский ярусы). Высота продуктивного этажа достигает 1500 м. В меловом комплексе пород выделяются 12 газоносных горизонтов, в юрской толще - 13 нефтеносных и нефтегазоносных (рисунок 1).
Рисунок 1 Нефтегазовое месторождение Узень
Большинство продуктивных горизонтов - многопластовые. По типу ловушек залежи разнообразны, но в основном пластовые сводовые. В юрской продуктивной толще встречаются пластовые, тектонически экранированные. В пределах Восточно-Карамандыбасского купола отмечены залежи пластовые сводовые, литологически экранированные. На Основном своде горизонты Ю-XIII - Ю-XVII имеют один ВНК, в связи с чем залежи по типу могут быть отнесены к массивно-пластовым. Коллекторы - поровые, представлены песчаниками и алевролитами. Открытая пористость газоносных горизонтов 26,8-30,6%, проницаемость 0,2-0,4 мкм2.
В юрской, толще наиболее высокие пористость (26,5%) и проницаемость (0,523 мкм2) отмечены в горизонте XIII (келловейский ярус). В остальных горизонтах пористость 18-25%, проницаемость 0,02-0,03 мкм2. Покрышками продуктивных горизонтов служат глины толщиной 2-60 м. Эффектив-ная толщина коллекторов изменяется в широких пределах: в газовых залежах нижнего мела - от 4 до 30 м при газонасыщенной толщине 27- 14,1 м; в юрских горизонтах - от 2,6 до 167 м при газонасыщенной толщине 1-20 м. Коэффициенты нефтенасыщенности - 0,53-0,73, газонасыщенности - 0,5-0,6. Начальное пластовое давление – 11,2-19,35 МПа при температуре пластов 57-84°С.
Начальные дебиты нефти по горизонтам изменялись в пределах 1- 81 м3/сут. Газовый фактор – 47-275 м3/т. Плотность нефти – 844-874 кг/м, она содержит, %: серу - 0,16-0,2, парафин - 16-22,6, смолы - 8-20. Выход фракций до 300°С - 15-31,5%. В растворенном газе залежей средней юры содержится до 40-49% тяжелых углеводородов. Присутствуют также азот и углекислый газ.
Свободные газы газовых шапок, как правило, тяжелые, этансодержащие, с высоким содержанием тяжелых углеводородов. Исключение составляет залежь горизонта Ю-XVII, газ которой легкий, с содержанием тяжелых углеводородов не выше 6,6%. Начальные дебиты газа – 8-230 тыс. м3/сут.
Газ меловых отложений метановый, содержит до 8% азота и до 2% углекислого газа. Пластовое давление в залежах – 4,3-8 МПа, температура – 30-50о С. Начальные дебиты газа – 19,4-25,8 м3/сут.
Пластовые воды хлоридно-кальциевого типа плотностью 1,01-1,1 г/см3 и общей минерализацией 10-150 г/л. Отмечается повышенное содержание (до 430 мг/л) брома. Режим юрских залежей – водонапорный и упруговодонапорный.
Начальные извлекаемые запасы нефти – 491 млн. т, газа – 42 млрд. м3.
Месторождение находится в разработке с 1965 г. В 2009 г. добыто около 5,5 млн. т нефти с конденсатом и порядка 1,3 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. 286
Следующее Месторождение: Бурбайтал