Пластово-сводовые залежи в месторождениях Казахстана

1)Приграничное — нефтяное месторождение в северной части Прикаспийской впадины. Находится в 90 км к северо-западу от г. Уральск. Выявлено в 1993 году при испытании параметрической скважины П-4.

Запасы составляют 30 млн тонн нефти. Залежь приурочена к пластам песчаников пашийского горизонта, тип залежи пластовый сводовый. Ловушка, по сейсмическим данным, образована антиклиналью, входящей в Приграничную приподнятую зону северо-западной ориентировки с предполагаемым тектоническим экранирование по восстанию. Коллекторами являются песчаники с пористостью по ГИС 7−14% при средней пористости 10,0%. В качестве покрышки выступают глины и аргиллиты тиманского горизонта толщиной около 5 м. Дебит нефти из опробованного интервала 4442−4457 м (абс.4257−4272 м) составил 12 м3/сут, газа — 2,3 тыс. м3/сут (штуцер 4 мм). Нефть плотностью 805 кг/м3 содержит (%% мас.): фракций, выкипающих до 200оС — 43, выкипающих до 330оС — 70, меркаптанов — 0,01, сульфидов и асфальтенов — следы. Содержание серы не определялось. Подошвенные воды не вскрыты. Месторождение находится в стадии опоискования. Размеры структуры 4,7×6,7 к, амплитуда — 175 м. Толщина пласта 10 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 8,4 м. Водонефтяной контакт залежи ценивается 191 м.

2)Макат — нефтяное месторождение в Казахстане. Расположено в Макатском районе Атырауской области (адм. центр — Макат) в 100 км к востоку от города Атырау. Месторождение открыто в 1913 году.

Нефтяные отложения нижнего мела, средней юры и пермотриаса, где выделены нефтяные горизонты неокомский и газонефтяной.

Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные.

Плотность нефти 803—895 кг/мі. Нефти малосернистые (0,25−0,28%), малопарафинистые (0,25−0,8%).

Месторождение находится в консервации.

3)Тажигали — газонефтяное месторождение находится в Атырауской области Казахстана, в 80 км к юго-западу от железнодорожной станции Кульсары. Месторождение открыто в 1956 г. В тектоническом отношении представляет собой трехкрылую солянокупольнуто структуру.

Нефтеносность связана с меловыми и юрскими отложениями западного и восточного крыльев. В отложениях мела установлены четыре горизонта и один горизонт в средней юре. Неокомский горизонт газонефтяной, остальные — нефтяные.

Глубина залегания продуктивных горизонтов меняется в пределах от 382 до 1002 м. Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные с высотами 10−40 м. Нефтеносные пласты сложены терригенными породами, коллектора поровые.

Состав газа: метан 59,8−62,4%, этан 7%, пропан 5,3%, азот + редкие 14,8−29,2%, водород 0,4%.

Месторождение находится в консервации.

4) Каражанбас — нефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Бузачи. Относится к Северо-Бузашинской нефтегазоносной области.

Открыто в 1974. Залежи на глубине 228−466 м. Дебиты нефти 1,2−76,8 м3/сут. Плотность нефти 939−944 кг/мі, содержание серы 1,6−2,2. Характерной особенностью нефтей является наличие в них ванадия и никеля. Начальные запасы нефти оцениваются в 70 млн. тонн. В структурном отношении представлено двумя полусводами: юго-западным и северо-восточным, ограниченными с юга и юго-запада тектоническими нарушениями. Выявлены две залежи в батском ярусе средней юры. Залежи пластовые, сводовые тектонически экранированные. Глубина их залегания 548−659 м.

Центр добычи — город Актау.

В настоящее время месторождение разрабатывается АО «Каражанбасмунай» (офис в г. Актау). Акционерами Каражанбасмунай является CITIC и казахская нефтяная компания Разведка Добыча «КазМунайГаз» по 50% соответственно. Добыча нефти 2008 году составила 2 млн. тонн.

5)Газовое месторождение Придорожное расположено в Созакском районе Шымкентской области, в 260 км к югу от г. Жезказган. Поисковое бурение начато в 1972 г., в котором при проходке скважины 3 с глубины 2456 м из песчаников фаменского возраста, был получен аварийный фонтан углеводородного газа дебитом до 1628 тыс. м3/сут. Приурочено к приразломной брахиантиклинальной складке субширотного простирания. Месторождение состоит из двух пластово-сводовых, тектонически экранированных залежей, приуроченных к песчаникам и алевролитам фаменского возраста и трещинноватым известнякам серпуховского яруса. Глубина фаменской залежи в своде составляют 2400 м. ГВК принят на отметке — 2285 м, при высоте залежи 140 м. Общая толщина продуктивного горизонта — 129 м, эффективная — 37,5 м. Коллекторы трещинно-порового типа имеют пористость 7%, при крайних значениях от 3 до 18%, проницаемость — 0,038 мкм2. Коэффициент газонасыщенности — 0,7. Пластовое давление 25,8 МПа, температура пласта 86оС. Дебит газа на штуцере диаметром 4,9 мм составил 74,4 тыс. м3/сут. Покрышкой для залежи являются галогенные осадки фаменского возраста, толщиной до 450 м. Нижнесерпуховская залежь вскрыта на глубине 1178 м. Высота залежи по принятой отметке ГВК — 1101 м и равна 107,5 м. Общая толщина газового горизонта — 102 м, эффективная — 71,4 м. Коллекторы представлены плотными трещиноватыми мелкои среднекристаллическими известняками с низкой матричной пористостью. Емкостно-фильтрационные свойства обусловлены развитием трещиноватости. Пористость составляет 3,78%. Наиболее высокие значения коллекторских свойств и дебиты газа отмечаются в зоне субширотного разлома, осложняющего присводовую часть складки. Начальный дебит — 96 тыс. м3/сут. на штуцере диаметром 22,6 мм. Начальное пластовое давление — 15,1 МПа, температура пласта 59оС. Покрышкой залежи служат одновозрастные сульфатно-терригенные (ангидриты, аргиллиты) отложения толщиной до 298 м. Газы фаменской залежи характеризуются следующим составом, %: метан 62,2−70,4, этан 1,2−1,76, пропан 0,11−0,12, изобутан 0,02, н-бутан 0,012−0,04, пентан + высшие 0,06, азот + редкие 27,6−34,2, гелий 0,21, углекислый газ 0,3−0,85. Режим залежей упругогазоводонапорный.