| Каменское газоконденсатное месторождение | |
|---|---|
| 51°07′ с. ш. 50°12′ в. д. HGЯO | |
| Страна | |
| Регион | Западно-Казахстанская область |
| Статус | разработка |
| Открыто | 1986 год |
| Недропользователь | АО "ТрансНафта-Центр" |
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]
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
- 1 2 Роль С.М. Камалова в создании других частей нефтегазового комплекса на северо-западе республики
- ↑ О компании
Литература
Нефтяная энциклопедия Казахстана. Алматы. Общественный фонд "Мунайшы", 2005 (612 с.)
Данная страница на сайте WikiSort.ru содержит текст со страницы сайта "Википедия".
Если Вы хотите её отредактировать, то можете сделать это на странице редактирования в Википедии.
Если сделанные Вами правки не будут кем-нибудь удалены, то через несколько дней они появятся на сайте WikiSort.ru .