Месторождения – гиганты Казахстана. Общая характеристика.

Нефтяное месторождение Тенгиз открыто в 1979 г. Расположено в 150 км к юго-востоку от г. Атырау. Месторождение приурочено к тектоноседиментационной структуре, развитой в подсолевом комплексе. Размеры структуры по отложениям башкирского яруса среднего карбона 30x30 км, высота около 2000м. По кровле подсолевых отложений нижней перми высота структуры около 800 м. Промышленная нефтеносность связана с карбонатными отложениями среднего-нижнего карбона и верхнего девона. Этаж нефтеносности доказан бурением в интервале 3940-5400 м. Водонефтяной контакт не вскрыт. Высота залежи 1460 м. Резервуар сложен известняками. Пористость преобладающего порового коллектора 7-25%. Проницаемость пород варьирует от 20-1015 до 2000-1015 м2. Пластовое давление на глубине 5400 м — 93,7 МПа. Начальные дебиты нефти составляют 150-600 т/сут.. Нефть месторождения легкая (0,8055 г/см , вязкость 2мм2/с при 20° С, малосмолистая (1,3 %), содержание парафина 3,5 %, содержание сероводорода в отсепарированном газе 19,8 %..

Сегодня Тенгиз производит уже 24 млн. т нефти в год. В 1993 году, когда было создано СП, добыча была почти в 20 раз меньше. Объем инвестиций по проекту освоения Тенгиза - 20 млрд. долларов. По прогнозам геологов, извлекаемые запасы месторождения превышают миллиард тонн нефти. Сейчас доли американских ChevronTexaco и ExxonMobil в «Тенгизшевройл» составляют 50% и 25% соответственно, «Лукойла» - 5%, национальной нефтегазовой компании «КазМунайГаз» - 20%.

Вторым гигантом стал Карачаганак в Западно-Казахстанской области. Это крупнейшее нефтегазоконденсатное месторождение в мире, как и Тенгиз, было открыто в 1979 году. Карачаганакское газоконденсатное месторождение расположено в северо-восточной части Прикаспийской впадины и приурочено к крупной ловушке, сложенной на глубинах 3500-5250 м верхнекаменноугольно-нижнепермскими, и девонскими (на глубинах 5630-6100 м) карбонатными породами рифогенного генезиса. Ловушка вытянута в субширотном направлении, амплитуда ее более 1200 м. Газоконденсатная залежь массивного типа содержится в органогенных известняках. Дебиты газа 250-600 тыс. м3/сут, потенциальное содержание Геката 500-1000 см3/м3. Содержание метана в газе 83 %, сероводорода 4 %, углекислого газа 4 %. Пластовое давление на глубине 4200 м составляет 53 МПа. Коллекторы порово-кавернозного и кавернозно-трещинного типов. Пористость изменяется от 6 до 32 %, проницаемость достигает 1-10~13 м. Богатства Карачаганака - 1,2 млрд. т нефти и конденсата, а также 1,35 трлн. кубов газа. Промышленная разработка месторождения началась в 1984 году. Сейчас работы ведут четыре международных компании: BG Group (Великобритания), ENI (Италия), доля каждой из которых составляет 32,5%, а также ChevronTexaco (США) - 20% и «ЛУКОЙЛ» с долей капитала 15%. Для реализации Карачаганакского проекта эти компании в 1999 году объединились в консорциум Karachaganak Petroleum Operating B.V. (KPO), который будет осуществлять управление Карачаганакским проектом до 2038 года.

Третий гигант - Кашаган - самое крупное нефтяное месторождение, открытое в мире за последние 30 лет. Это произошло не так давно - в 2000 году. Прогнозные запасы месторождения - 7-9 млрд. т нефти. С открытием Кашагана началась новая глава в нефтяной истории Казахстана - освоение и добыча нефти на море. Сейчас на морскую добычу на шельфе Каспия возлагаются большие надежды - возможно, именно здесь будут найдены богатейшие месторождения.

БИЛЕТ №8

1. Гидрогеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности. (нет ответа)

2. Процессы газо- и нефтеобразования на различных стадиях катагенеза ОВ.

Катагенез – это процесс преобразования сформировавшейся в результате завершения процесса диагенеза осадочной породы с участием воды за счёт постепенного повышения температуры и давления в результате погружения осадочной породы на глубину до более 9 км, где участие воды в процессе преобразования породы изменяется (участками прекращается) и начинает осуществляться стадия метагенеза или метаморфизма. Катагенез проявляется в виде перекристаллизации породы, отложением новых гидротермальных минералов, выносом захороненного органического вещества в виде нефте- и газопродуктов.

Применительно к осуществлению процессов (рис. 1.15 и 1.16.) нефте- и газообразования катагенез можно подразделить на три стадии: раннюю, среднюю и позднюю. Ранней стадии катагенеза соответствуют глубина 0,5-1,5 км и температура 20-65°С. Здесь продолжается генерация газа, начавшаяся в стадию диагенеза и начинается начальная стадия выделения из породы первых порций нефти. Средняя стадия катагенеза или главная стадии формирования нефти, подразделяется на ряд уровней, из которых наиболее благоприятными являются глубина 1,5-5,0 км при температуре 65-150°С. Ниже располагается менее благоприятная зона, соответствующая глубине 5,0-7,0 км и температуре 250-350°С. Первой из названных зон соответствует максимум выделения из пород нефти, второй – максимум выделения газа при постепенном замедлении выделения нефти. Третьей, поздней стадии катагенеза, соответствует затухающая стадия формирования нефти. Здесь глубина составляет 7,0-9,0 км, температура поднимается до 250-350°С и происходит постепенное прекращение генерации нефти, медленное затухание генерации газа. В нижней точке зоны катагенеза роль воды в преобразовании резко сокращается, так как вода переходит в надкритическое состояние.