ГКМ / 10.05.2012 / Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение

Рис. 1. Расположение Карачаганакского месторождения на карте Казахстана Рис. 1. Расположение Карачаганакского месторождения на карте Казахстана

Рис. 1. Расположение Карачаганакского месторождения на карте Казахстана

Рис. 2. Геологическое строение Карачаганакского месторождения Рис. 2. Геологическое строение Карачаганакского месторождения

Рис. 2. Геологическое строение Карачаганакского месторождения

Рис. 3. Строение рифового тела Карачаганакского месторождения Рис. 3. Строение рифового тела Карачаганакского месторождения

Рис. 3. Строение рифового тела Карачаганакского месторождения

Карачаганакское месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области, практически на границе Казахстана и России (рис. 1). Ближайшими крупными населенными пунктами являются города Аксай (30 км) и Уральск (115 км).

В геологическом отношении данная часть территории Казахстана отвечает Прикаспийской нефтегазоносной провинции (НГП), которая занимает юго-восточную наиболее погруженную часть Русской платформы. В строении осадочного чехла выделяется доплитный рифейско-вендский комплекс и платформенный комплекс, который сложен породами от раннепалеозойского до четвертичного возраста. Максимальная мощность осадочного чехла достигает 20 км и более.

   Нефтегазоносность Прикаспийской НГП связана с двумя крупными осадочными мегакомплексами: подсолевым и надсолевым, которые разделены кунгурской соленосной толщей. В надсолевом мегакомплексе промышленно нефтегазоносны нижнемеловые, юрские, триасовые и верхнепермские отложения. В надсолевых породах развиты терригенные коллекторы, в которых выявлено свыше 20 нефтегазоносных горизонтов, мощность которых составляет от 1 до 60 м. Мощность надсолевого комплекса составляет 5–9 км.

В подсолевом комплексе промышленно нефтегазоносны нижнепермские, каменноугольные и девонские отложения. В подсолевых породах газовые, газоконденсатные и нефтяные местоскопления связаны в основном с карбонатными отложениями. Мощность подсолевого комплекса варьирует от 3–4 км в бортовых частях впадины до 10–13 км в ее центральных частях.

Месторождения северной части Прикаспийской НГП, в которой располагается Карачаганакское месторождение, связаны в основном с подсолевым комплексом и относятся к ненарушенным структурам простого строения.

Карачаганакское месторождение приурочено к крупному подсолевому массиву рифового происхождения, имеющему субширотное простирание. Размер рифового комплекса составляет 15х30 км, амплитуда – 1000 м. Свод находится на глубине 3,5 км. В строении свода выделяется три небольших поднятия – западное, центральное и восточное.

Рифовый комплекс месторождения расположен в межкупольном пространстве крупных солянокупольных структур пермского возраста (рис. 2). Пространство между куполами выполнено верхнепермскими-триасовыми терригенными отложениями. Купола и межкупольные прогибы перекрываются морскими терригенными и терригенно-карбонатными породами юрского, мелового, неогенового и четвертичного возраста.

На Карачаганакском месторождении продуктивными являются подсолевые карбонатные отложения раннепермского и каменноугольного возраста, мощность которых в пределах месторождения составляет 2000 м и более. Тип залежи – массивная. Залежь экранируется галогенно-терригенной покрышкой из пород кунгурского возраста (рис. 2). 

Коллекторские свойства пород месторождения невысокие. Пористость продуктивных пластов составляет 10–13%. Коллекторы представлены известняками, доломитами и их переходными разностями (рис. 3). Тип коллектора – поровый, порово-трещинный, кавернозный.

Газоконденсатные залежи Карачаганакского месторождения тяготеют к отложениям перми и карбона, нефтяные – только к отложениям карбона. Газонефтяной контакт (ГНК) находится на глубине 4950 м, водонефтяной (ВНК) – около 5100 м.  Установленный этаж газоносности составляет более 1600 м (интервал глубин 3700–5360 м).

Месторождение было открыто в 1979 году после бурения с задачей подтвердить структурное поднятие, выявленное сейсмическими исследованиями. В настоящее время запасы месторождения оцениваются в 1,35 трлн. куб. м газа и более 200 млн. т нефти и газового конденсата. Площадь месторождения составляет около 200 км2. Содержание метана в пластовом газе – 83,2%, тяжёлых углеводородов – 8,5%, углекислого газа – 5,1%, сероводорода – 3,2%, конденсата – до 795 г/м3.

 

Литература:

Бакиров Э. А., Ермолкин В. И., Ларин В. И., Мальцев А. К., Рожков Э. Л. Геология нефти и газа. М.: Недра, 1990. 240 с.

Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. Под ред. Безносова Н. В. и др., М.: Недра, 1987. 336 с.

Anissimov L., Bylinkin G. Washing processes and fluid variation: phase equilibria to petroleum geochemistry / www.ogj.com

www.kaznipi.kz

 


Тэги:Казахстан 

Рейтинги

Первая десятка: США, Россия, Иран, Катар, Канада, Китай, Норвегия, Саудовская Аравия, Алжир, а также Индонезия.
Читать дальше




Календарь

27-27 мая 2016 года
Российский рынок газа. Биржевая торговля
Санкт-Петербург, "Кемпински Мойка 22"

Биржевая торговля газом способна стать эффективным инструментом совершенствования системы газоснабжения в России.
Подробности

Блоги

Так выглядит пи***ц

ЖЖ Техномад
Так выглядит пи***ц

Это пока. Когда он вырастет и станет большим, у нас всех будет шанс познакомиться с ним лично. Катастрофа BP в Мексиканском заливе день за днем.
Читать полностью

ГКМ

Поднятие Палласа

Поднятие Палласа расположено в северо-западной части Восточно-Черноморской впадины, в переходной зоне от материкового склона к глубоководной ложу. Как структура поднятие Палласа было выявлено в 70-х годах прошлого столетия. Прогнозные ресурсы поднятия Палласа оцениваются примерно в 1,6 млрд. т. условного топлива.
Читать дальше

Авторский блок

К вопросу о модернизации реализации газа

М. Бабяк
К вопросу о модернизации реализации газа

Как оптимизировать работу “Межрегионгаза”, минимизировав затраты на работу с мелкими потребителями? Очень просто. Необходимо создать возможность платить за газ за год вперед со скидкой.
Читать дальше

Пресс-релизы

"Саратовнефтегаз" (АК "РуссНефть") наращивает добычу природного газа
Остаточные запасы свободного газа на Западно-Рыбушанском месторождении оцениваются в 1327 млн куб м. 
Читать дальше

 

начало | телетайп | материалы | рейтинги | контакты

©  «Компания ИНТАРИ - сбор, анализ и хранение данных о трубопроводах», 2009 - 2017