Каменское газоконденсатное месторождение
Каменское газоконденсатное месторождение - расположено в Западно-Казахстанской области, в 75 км к западу от г. Уральска. Открыто в 1986 году в результате испытания поисковой скважины №2, заложенной для опоискования выявленной сейсморазведкой подсолевой структуры. Месторождение приурочено к межсолевой толще (156-180 м) карбонатных пород калиновской свиты нижнеказанского подъяруса.[1]
| Каменское газоконденсатное месторождение | |
|---|---|
| 51°07′ с. ш. 50°12′ в. д. | |
| Страна | |
| Регион | Западно-Казахстанская область |
| Статус | разработка |
| Открыто | 1986 год |
| Недропользователь | АО "ТрансНафта-Центр" |
По административному делению Контрактный участок Каменский относится к Зеленовскому району Западно-Казахстанской области Республики Казахстан.
О месторождении
Прогнозные ресурсы Каменского участка, базирующиеся на комплексе геолого-геофизических исследований, на данных бурения, сейсмостратиграфического анализа продуктивных толщ разреза сопредельных в геологическом отношении площадей с промышленными месторождениями углеводородов, выдвигают исследуемую площадь в качестве нового высокоперспективного района Северо-Прикаспийской нефтегазоносной области Прикаспийской впадины. [2]
Месторождение приурочено к межсолевой толще (156-180 м) карбонатных пород калиновской свиты нижнеказанского подъяруса. Толща интенсивно дислоцирована и образует сложную боковую структуру. Продуктивность установлена в пределах центрального блока, разделенного субширотным сбросом на две части - восточную и западную.Месторождение газовое с небольшим содержанием конденсата. Начальные дебиты газа составляли от 6,4 до 1280 тыс. м3/сут. Содержание конденсата в газе в среднем 40 г/м3, плотность 760-790 кг/м3. [3]
Выявленная залежь пластовосводовая, тектонически экранированная. Нижняя граница продуктивности доказана испытанием до абс. отметки - 3050 м, ГВК прослеживается на абсолютной отметке - 3100 м. Установленная высота залежи 530 м, продуктивные отложения в верхней части представлены известняками и доломитами хемогенными и биохемогенными, с прослойками органогенно-детритовых разностей. Коллекторы порового и порово-трещинного типов преимущественно связаны с доломитами, долякоторых в разрезах скважин колеблется от 8 до 90%, средняя пористость по скважинам -от 5,7 до 12,6%. Начальное пластовое давление на уровне приведения - 2700 м составляет 45,4 МПа.Среднее содержание конденсата в газе 40 г/м3, плотность 760- 790 кг/м3. Пластовый газ состоит из (% мол.): метана - 87, этана - 1,2, пропана - 0,6-0,8, бутанов - 0,19 - 0,28,сероводорода - 0,93 - 0,105, С02 - 4,4 - 5,7, азота - 2,3 - 4,2 [4].
По Каменскому ГКМ в 1997 году в ГКЗ РК были защищены запасы газа в количестве около 10 млрд м3 по категориям C1 + G2, конденсата - около 300 тыс. т. [4].
В настоящее время месторождение разрабатывает Акционерное Общество ”ТрансНафта-Центр”, являющаяся дочерней компанией ЗАО "Транс Нафта". [5]
Источники
- Нефтегазовые месторождения Казахстана Архивная копия от 21 сентября 2013 на Wayback Machine
- Основные географо-экономические сведения Каменского газконденсатного месторождения Архивная копия от 21 сентября 2013 на Wayback Machine
- Стратегия развития Каменского газконденсатного месторождения Архивная копия от 21 сентября 2013 на Wayback Machine
- Роль С.М. Камалова в создании других частей нефтегазового комплекса на северо-западе республики
- О компании (недоступная ссылка). Дата обращения: 20 сентября 2013. Архивировано 21 сентября 2013 года.
Литература
Нефтяная энциклопедия Казахстана. Алматы. Общественный фонд "Мунайшы", 2005 (612 с.)