Размещено на http://www.allbest.ru/

министерство образования и науки республики казахстан

западно-казахстанский аграрно-технический университет им. жангир хана

Диссертация

на соискание академической степени магистра техники и технологии

Осложнения при сборе углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и пути их ликвидации (на примере Карачаганакского НГКМ)

Специальность: 6М070800 - Нефтегазовое дело

Специализация: Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

Мурзагалиева Алма Аскаровна

Научный руководитель

Ахметжан С.З. к.т.н., ст.преподаватель

Уральск - 2013

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

Гидраты - белые кристаллы, похожие на снегообразную кристаллическую массу. Кристаллогидраты состоят из одной или нескольких молекул газа (метан, этан и т.д.) и несколько молекул воды.

Гидратообразование - это процесс, возникающий при падениях температуры и давления, что влечет за собой уменьшение упругости водяных паров и влагоемкости газа, а, вследствие чего - образование гидратов.

Коррозия - это самопроизвольный процесс разрушения материалов и изделий из них под химическим воздействием окружающей среды.

Парафинизация - отложение парафина в насосно-компрессорной колонне и наземных выкидных трубопроводах -- это проблема, возникающая в тех районах, где добывается особый вид сырой нефти, называемый парафинистая сырая нефть.

АСПО - асфальтосмолистые - парафинистые отложения, в результате взаимодействия нефти с водой, которая содержится в буровых пластах, образуется поверхностная пленка, обладающие аномальной вязкостью из-за понижения температуры.

Солеотложение - отложения солей в скважинах и нефтепромысловом оборудовании представляют собой кристаллические неорганические образования, формирующиеся в результате выпадения солей в пластах и во всей цепочке нефтепромыслового оборудования.

Ингибитор - вещество, замедляющее или предотвращающее течение какой-либо химической реакции: коррозии металла, старения полимеров, окисления топлива и смазочных масел, пищевых жиров и др.

Метанол - широко распространенный антигидратный реагент используемый как для предупреждения гидратообразования, так и для ликвидации возникающих по каким-либо причинам гидратных отложений (несплошных гидратных пробок).

КНГКМ - Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение

БАДР - блок автоматизированного дозирования реагентов

БДР - блок дозирования реагентов

УКПГ- установка комплексной подготовки газа

КПК- Карачаганакский перерабатывающий комплекс

УПН - Установка подготовки нефти

МНС - магистральная насосная станция

УДН - установка демеркаптанизации нефти

МТ - магистральный трубопровод

ГИС - гидродинамические исследования скважин

ГВК - газоводяной контакт

ГНК- газонефтяной контакт

ГОСТ - Государственный стандарт

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы: В пределах Казахстанской части Северной бортовой Зоны Прикаспийской впадины, именуемой как зоной сочленения Волго-Уральской антеклизы и Прикаспийской синеклизы, за последние десятилетия открыты ряд месторождении нефти, газа и конденсата различных по запасам и значимости: Карачаганакское, Чинаревское, Западно-Тепловской, Тепловское, Дарьинское, Цыгановское, Ульяновское, Каменское, Гремячинское, Восточно-Гремячинское и др.

Анализ физико-химического состава углеводородного сырья показывают различные, часто довольно высокое, содержание парафина в нефти и в конденсате. Другим осложняющим фактором является образование гидратных пробок. При внутрипромысловом сборе, транспорте газа и конденсата в определенных гидродинамических условиях объективно создается эффект дросселирования транспортируемого углеводородного сырья, что ведет к формированию гидратных пробок в системе транспорта и подготовки газа и конденсата. Большое содержание в пластовых флюидах, например Карачаганакского месторождения кислых газов (H2S 3,5% CO2 5,6 %) также повышает процесс гидратообразоваия. Гидратные пробки довольно сильно осложняют процесс сбора и транспорта УВ сырья на месторождении.

Немаловажное значение имеют борьба с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями (АСПО), коррозией и рапопроявлениями при эксплуатации скважин.

Для предотвращения этих и других осложняющих факторов особую актуальность приобретает необходимость анализа по некоторым месторождениям Северного Прикаспия и проведения различного рода мероприятии по предупреждению и устранению их последствий.

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Западно-Казахстанской области, впечатляет своими запасами весь мир. По данным геологов, в нем находится свыше 1,2 миллиарда тонн «черного золота» и конденсата и более чем 1,35 триллиона кубометров «голубого топлива». Это крупнейшее газодобывающее предприятие в Республике, дающее примерно 43% всей добычи газа и около 15% общего производства жидких углеводородов в стране.

Крупнейшее нефтегазоконденсатное Карачаганакское месторождение (НГКМ) с достигнутым годовым объемом добычи газа - 5,8 млрд куб. С вводом к 2004 году в промышленную эксплуатацию газовых месторождении Чинаревского и Тепловско-Токаревской группы газоконденсатных месторождений, а также строительством новых мощностей по переработке газа (Карачаганакского ГПЗ) объем добычи газа к 2011 году в области возрос до 20,0 млрд. куб м. в год. С учетом обратной закачки газа и использования газа на собственные нужды объем товарного газа к 2011 году составило около 11,0 млрд. куб. м.

Интенсивные темпы развития газовой промышленности обусловлены высоким уровнем развития ее подотраслей - добычи, подготовки, транспорта и системы распределения (газоснабжения).

В связи с возрастающим спросом на природный газ необходимы конструктивные решения, направленные на усовершенствование подотраслей газовой промышленности (добычи, подготовки, транспорта и системы газораспределения), что позволит рационализировать поставку газа на внутренние нужды и на экспорт для дальнейшего улучшения энергетической и экономической эффективности. Также необходимы разработки, связанные с увеличением количества извлекаемых полезных компонентов из добываемого природного газа. Разумеется, все эти действия не должны противоречить экологическим нормам.

Природный газ, поступая из скважин, содержит механические примеси: песок, пыль, которые увеличивают абразивный износ газовых компрессоров, а углеводородный конденсат, пары воды и свободную влагу с растворенными в ней солями - они вызывают трудности (главным образом - коррозию, образование гидратов или льда, что является причиной возникновения пробок в нем) при транспортировке газа по трубопроводу.

В нефти и конденсате довольно высокое содержание парафина показывает физико-химический анализ состава углеводородного сырья добываемого на месторождении. Наличие в нефти от 3,1% до 12,4% парафина, а в конденсате 1,9-5,6% парафина обуславливает возникновение проблемы, связанной с отложением парафина в подземном и наземном технологическом оборудовании. Для предотвращения отложения парафина необходимо проведение различного рода мероприятий, направленных на предупреждение и устранения последствий образования отложений. Другим осложняющим фактором на месторождении является образование гидратных пробок. При внутрипромысловом сборе при определённых термодинамических условиях объективно создается эффект дросселирования транспортируемого углеводородного сырья, что ведет к образованию гидратных пробок в системе транспорта и подготовки газа и конденсата. Большое содержание в пластовых флюидах месторождения кислых газов (H2S-3.5%, CO2 - 5,6 %) также повышает процесс гидратообразования. Гидратные пробки довольно сильно осложняют процесс сбора и транспорта углеводородного сырья на месторождении.

Весьма разнообразен и мало изучен механизм процесса образования гидратов газа. Зарождение центров кристаллизации может начаться только при условии насыщения (возможно, даже локального) газа парами воды. Рост кристаллогидрата при наличии зародышей может происходить как на свободной поверхности контакта газ-вода (поверхностно-пленочный гидрат), так и в объеме газа или воды (объемно-диффузионный гидрат). Процесс роста кристаллогидрата на основе сформировавшихся зародышей кристаллизации может происходить как в условиях насыщения паров воды, так и при неполном насыщении, но при упругости паров воды в газовой среде выше упругости паров воды над гидратом.

Цель: Разработка комплекса эффективных методов борьбы с негативными факторами осложняющими сбор и подготовку скважинной продукции нефтегазоконденсатных месторождении.

Апробация работы и публикации. Международная научная конференция «Евразийская интеграция: роль науки и образования в реализации инновационных программ» г.Уральск 2012 год, тема статьи «Осложняющие факторы, влияющие на добычу нефти и газа на месторождении Карачаганак»

Основные положения и результаты работы были доложены и обсуждены на Международной научно-практической конференции «Евразийская интеграция: роль науки и образования в реализации инновационных программ»; тема статьи «Осложняющие факторы, влияющие на добычу нефти и газа на месторождении Карачаганак», «Геолого-тектонические особенности и нефтегазоносность Северного Прикаспия в связи с разработкой углеводородного сырья и экологической обстановкой»», V Международная научная конференция «Форсированная индустриализация и инновационное развитие экономики Казахстана : стратегия и механизм реализации», г.Актобе 18-19 ноября 2011 год, тема статьи «Батыс Казастан облысыны? энергетикалы? жанар-жа?армай ресурстарыны? даму ?ар?ыны»,

«?ылым ж?не білім» Научно-практический журнал Западно-Казахстанского аграрно-технического университета имени Жангир хана г.Уральск 2013 год тема статьи «Пути ликвидации гидратообразования на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении»

Основныe зaдaчи.

1. Провести aнaлиз физико-химического состава углеводородного сырья всех нефтегазоконденсатных месторождении Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины на наличие кислых компонентов в газе и высокого содержания парафина в нефти и конденсате, приводящих к осложнениям.

2. Выбрать методики исследований факторов вызывающих коррозию металлов, гидратообразование, парафиноотложения и солеотложения .

3.Разработать методы предотвращения гидратообразования при сборе и подготовке углеводородного сырья

4. Обрaботaть рeзультaты исслeдовaний и разработать способы ликвидации последствий гидратообразования при сборе и подготовке газа

Мeтодикa исслeдовaний.

1.Лaборaторныe исслeдовaния физико-химического состава углеводородного сырья

2. Исследование парафиноотложений в эксплуатационных колоннах добывающих скважин и на различных ступенях сепарации нефти методом поинтервальных комплексных исследования на установке «Порта-Тест».

3. Аналитические и промысловые исследования по применению наиболее эффективных способов борьбы с различными видами осложнений методом сравнительного анализа осложняющих факторов (парафинообразование, образование гидратных пробок, солеотложений и т.д) Карачаганакского, Западно-Тепловского, Восточно-Гремячинского и Чинаревского нефтегазоконденсатных месторождений.

4. Комплексные исследования с применением методов сорбции, низкотемпературной сепараций, водоантигидратных ингибиторов и т.д. в пределах вышеуказанных объектов.

5. Оптимизaции способов и рeжимов зaкaчки ингибиторов и растворов химреагентов в сквaжины.

Новизна: Научная новизна заключается в определении основных негативных факторов, осложняющих сбор и подготовку скважинной продукции общих для всех НГКМ Северного Прикаспия и выборе наиболее приемлемых методов ликвидации осложнений.

Научная новизна заключается в определении основных негативных факторов, осложняющих сбор и подготовку скважинной продукции общих для всех НГКМ Северного Прикаспия и разработку оптимального режима подачи растворов химреагентов.

Теоретическая и практическая значимость диссертационной работы : теоретическое определение скорости образования гидратоотложении и определение необходимого количество ингибиторов для предотвращения и удаления их в зависимости от соотношения влажности в скважинной продукции.

Все результаты, полученные в ходе исследований, будут использованы в практике нефтегазового дела, а также при проведении занятии в учебном процессе.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, содержит 86 страниц машинописного текста, 6 рисунка и 22 таблиц, список использованной литературы из 120 наименований.

Научные положения, выносимые на защиту:

- результаты лaборaторных исслeдовaний физико-химического состава углеводородного сырья

- результаты исследований парафиноотложений в эксплуатационных колоннах добывающих скважин и на различных ступенях сепарации нефти методом поинтервальных комплексных исследования на установке «Порта-Тест».

- результаты аналитических и промысловых исследований по применению наиболее эффективных спсособов борьбы с различными видами осложнений методом сравнительного анализа осложняющих факторов (парафинообразование, образование гидратных пробок, солеотложений и т.д) Карачаганакского, Западно-Тепловского, Восточно-Гремячинского и Чинаревского нефтегазоконденсатных месторождений.

- результаты комплексных исследований с применением методов сорбции, низкотемпературной сепараций, водоантигидратных ингибиторов и т.д.в пределах вышеуказанных объектов.

- результаты оптимизaции способов и рeжимов зaкaчки ингибиторов и растворов химреагентов в сквaжины.

коррозия углеводородный нефтегазоконденсатный солеотложение

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ОБЪЕКТЕ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1 Геологические данные нефтегазоконденсатных месторождении Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины

В геологическом отношении территории региона располагается в зоне сочленения трех крупных тектонических элементов русской платформы: Волго-Уральской антеклизы, Прикаспийской синеклизы и Предуральского краевого прогиба, Данный тектонический узел известны богатейшими ресурсами углеводородного сырья. Именно здесь открыты месторождения Гиганты - Карашыганакское и Оренбургское.

Сравнительный анализ геологического строения Оренбурского и Карашыганакского месторождений свидетельствует о достаточно сложной истории развития, этой геологической пограничной зоны на протяжении позднего палеозоя с перестройкой режима тектонических движений. Все это способствовало формированию зон стратегического и литологического выклинивание, формированию ловушек неантиклинального типа. Следующей особенностью геологического строения этой территории является широкое развитие рифовых построек. Не исключена возможность обнаружения еще новых крупных рифов Карашыганкского типа.

Стратиграфия

По стратиграфическому положению основная, продуктивности связана с известняками карбона и нижнего перма. Доказано нефтегазоносность верхнего девона.

Девонская система

Девонская ситема представлена средним и верхним отделами. Исследованиями В.П.Гаврилова, Я.В.Ярошенко (1998) наиболее древними их вскрытых являются породы эйфельского яруса среднего девона.

Средний девон включает эйфельский и живетский ярусы.

Отложения эйфельского яруса изучены по скв. 15 в инт.5675-5716 м. Разрез слагают известняки темно - серые, часто черные, с прослоями аргиллитов микро и тонкослоистых с остатками кониконх и конодонтов характерных для верхней части эйфельского яруса. Вскрытая мощность 36 м.

Отложения живетского яруса изучены так же по скв. 15 инт. 5675-5644 м. Они трансгрессивно перекрывают породы эйфельского яруса. Разрез слагают темно-серые и черные коноконховые известняки с прослоями аргиллитов и кониконхами живетского яруса ( воробьевский и ардатовский горизонты). Мощность живетского яруса 70 м.

Верхний отдел девона включает франский и фаменский ярусы.

Отложения франского яруса изучены по скв. 15 (инт. 5644-5623 м). Они несогласно перекрывают породы живета. Разрез слагают известняки черные, глинистые, битуминозные с конодонтами. В скв. Д-1 ( инт. 6054-5875 м) и Д-2 ( инт. 6050-5823 м) отложения франского яруса представлены также известняками черными, окремнелыми, с прослоями углистых глин, с остатками кониконх, возможно, доманикового горизонта и харовыми водорослями. Мощность отложений изменяется от 21 до 127 м и зависит от стратиграфической полноты разреза.

Фаменский ярус по скв. 15 ( инт. 5626-5222 ), 21 (инт. 5314-5100 м), 7 ( инт. 5208-5094 м) слагают известняки светло-серые органогенные.

В целом разрез девона характеризуется стратиграфической не полнотой. Каменоугольная система.

Основным поисковым объектом на нефть и газ в пределах уральского участка северной бортовой зоны Прикаспийской впадины являются отложения подсолевой карбонатной Перми.

Кроме известных Западно-Тепловского и Гремячинского в последние годы открыты Ульяновское, Цыгановское, Восточно-Гремячинское и Тепловское месторождения. Все они приурочены к цепочке биогермных поднятий, располагающихся на бортовом уступе по ассельско-артинским отложениям (рис. 1). На отдельных площадях в сульфатно-карбонатных отложениях филипповского горизонта установлена также продуктивность карбонатного пласта небольшой мощности.

Восточно-Гремячинское месторождение расположено между Гремячинским и Западно-Тепловским. Газоконденсатная залежь с небольшой нефтяной оторочкой здесь приурочена к трем локальным поднятиям, находящимся, очевидно, в едином контуре нефтегазоносности.

На Ульяновской площади, располагающейся западнее Гремячинской, установлена продуктивность филипповских отложений. В артинских породах газоконденсатная залежь обнаружена на северном склоне поднятия. Предполагается, что залежь экранируется литологическим замещением в толще биогермного массива. Не исключена, однако, тектоническая природа экрана. Достоверно тектонические нарушения в подсолевых отложениях Уральской области не установлены. Это, видимо, обусловлено как небольшим числом скважин, вскрывших подсолевые породы на значительную глубину, так и небольшими амплитудами нарушений.

Опускание внутренних частей Прикаспийской впадины, происходившее после формирования подсолевых отложений, несомненно, приводило к разрывам сплошности карбонатных пород в пределах бортовой зоны. Тектонические нарушения с трудом могли возникать в жестких органогенных постройках большой мощности непосредственно бортового уступа, зато легче формировались севернее, в осадках мелководья, в том числе и в пределах северных склонов биогермных сооружений. В пределах последних можно ожидать наличия залежей, экранированных тектоническими нарушениями, и на других площадях. С такой залежью, очевидно, связано нефтепроявление в артинских отложениях, вскрытых скв. П-2 Западно-Тепловской площади. Сводовая залежь на Ульяновской площади пока не обнаружена.

Цыгановское месторождение расположено к западу от Ульяновского. Здесь в артинских отложениях обнаружена сводовая залежь, приуроченная к небольшому поднятию.

В пределах Тепловского поднятия, расположенного к востоку от Западно-Тепловского месторождения, фонтанные притоки газа и конденсата из артинских отложений получены в двух скважинах.

Территория северной бортовой зоны в Уральской области покрыта детальной сейсмической съемкой (МОГТ) с густой сетью профилей. Информативность сейсмических материалов из-за сложного геологического строения бортовой зоны низка. Ряд поднятий (Восточно-Гремячинское, Тепловское) были обнаружены в результате глубокого бурения, в то время как по сейсмическим данным они не выделялись.

Наиболее низкое положение ВНК устанавливается для Тепловского месторождения. По мере движения на запад ВНК поднимается. С запада на восток увеличивается мощность нефтяной оторочки месторождений. В этом же направлении увеличивается содержание стабильного конденсата в газе от 27 до 700 см3/м3. Эти данные позволяют предполагать, что в формировании залежей в артинских отложениях определенную роль играло дифференциальное улавливание УВ. Таким образом, можно ожидать наличия непрерывной цепочки поднятий вдоль бортового уступа (рис. 1 , рис. 2 ). На это указывают и данные бурения. На участке от Гремячинского до Тепловского месторождения по мере проведения буровых работ выявлялись все новые и новые поднятия. Можно с уверенностью говорить, что на этом участке имеется непрерывная цепочка поднятий. Возможно, что перегибы между многими находятся гипсометрически выше ВНК и, таким образом, многие поднятия окажутся в едином контуре нефтегазоносности.

Большое значение имеет открытие в восточной части района Карачаганакского месторождения. Оно приурочено к органогенной постройке, располагающейся во внутренней прибортовой зоне к югу от бортового уступа. Скв. П-10 вскрыла здесь артинские отложения, представленные органогенными известняками, меньше доломитами. Расположенная севернее скв. П-2 на глубине 4708 м вскрыла ассельско-артинские отложения резко сокращенной мощности с переотложенной фауной.

Еще севернее, в Оренбургской области, расположенные во внешней прибортовой зоне Кардаиловские скв. 121 и 122 вскрыли карбонатные артинские отложения на глубинах 2993 и 2958 м (рис. 2). Скв. П-10 пробурена до глубины 4262 м. Продуктивность всего вскрытого ею карбонатного подсолевого разреза доказана с помощью пластоиспытателя и последующими опробованиями в колонне. Дебит газа на шайбе 14,2 мм составил 616,6 тыс. м3/сут, конденсата 709,1 м3/сут. Плотность конденсата 0,792 г/см3; ГКФ - 1150 см3/м3; выход фракций, выкипающих до 200 °С, 55 %. Содержание сероводорода в газе не превышает 4 %.

Ассельско-артинские отложения Карачаганакского месторождения обладают хорошими емкостными свойствами. Открытая пористость более 6 % характерна для 76,4 % образцов, максимальные значения ее достигают 22 % , а средние 10,4 %.

По результатам сейсмических исследований Карачаганакская структура по отражающему горизонту П1 (кровля подсолевых отложений) представляет собой брахиформное поднятие, вытянутое в северо-западном направлении, с размерами по замкнутой изогипсе -4800 м 15х30 км. Поднятие осложнено четырьмя вершинами: северной, южной, восточной и западной. Наиболее высокие отметки у южной и северной вершин -3800 м. Отметки сводов восточной и западной вершин составляют -4400 и -4200 м соответственно.

От бортового уступа Карачаганакское поднятие отделено прогибом с наибольшей глубиной -5200 м. Скв. П-10 пробурена в присводовой части северной вершины к югу от ее свода.

По, отражающему горизонту П3 (возможно, кровля терригенного девона) поднятие имеет аналогичную форму. По оконтуривающей изогипсе -6200 м, размеры поднятия составляют 17X36 км. Отметки сводов северной и южной вершин равны -5000 м, западной -5400 м и восточной -5800 м.

Открытие Карачаганакского месторождения доказывает принципиальную возможность существования высокоамплитудных поднятий во внутренней прибортовой зоне. Такие поднятия могут быть распространены вдоль всего бортового уступа. Это подтверждают результаты сейсморазведочных работ на Дарьинской площади, расположенной к юго-востоку от Западно-Тепловской. Здесь выделены две полосы возможного развития подсолевых поднятий во внутренней прибортовой зоне.

Кроме поднятий непосредственно бортового уступа, поднятий внутренней прибортовой зоны типа Карачаганакского определенные перспективы связываются с брахиантиклинальными поднятиями внешней прибортовой зоны. Глубокое бурение, проведенное на двух подобных структурах (четыре скважины), положительных результатов не дало. Выявленное сейсморазведкой (МОГТ) поднятие Остафьевское двумя глубокими скважинами не подтвердилось. В процессе испытания скв. 1 из филипповского карбонатного пласта был получен приток пластовой воды с незначительной примесью нефти. Капли нефти в фильтрате были отмечены при испытании в процессе бурения филипповских отложений на второй структуре - Северо-Гремячинской. Однако и здесь бурением двух глубоких скважин выявленное сейсморазведкой поднятие не подтвердилось. Полученные результаты указывают на возможную продуктивность отложений внешней прибортовой зоны. Залежи здесь могут быть связаны как с биогермными сооружениями, так и с брахиантиклинальными поднятиями тектонической природы. В последние годы в небольшом объеме проводилось поисковое бурение на отложения нижнего и среднего карбона. Хотя в результате работ залежи открыты не были, полученные данные указывают на перспективность этих образований. На Цыгановской площади в скв. 26 из башкирских отложений при испытании в процессе бурения первоначально был слабый приток газа. В скв. 28 этой же площади был получен слабый приток пластовой воды с газопроявлением на устье и скоплением нефти плотностью 0,830 г/см3. Слабый приток газа был при испытании турнейских отложений в скв. 3 Павловской площади.

Таким образом, в последние годы результаты нефтепоисковых работ еще раз подтвердили те высокие перспективы, которые постоянно связывались с Прикаспийской синеклизой, в особенности с ее бортовыми зонами. В пределах уральского участка северной бортовой зоны выделяется целый ряд объектов поисковых работ на нефть и газ. Наиболее перспективны в настоящее время ассельско-артинские отложения бортового уступа и поднятий внутренней прибортовой зоны типа Карачаганакского.

Рис. 1. Структурная карта по кровле артинских отложений и профиль вдоль бортового уступа северной бортовой зоны Прикаспийской впадины: 1 - изогипсы по кровле артинских отложений, м; 2 - глубокие скважины; 3 - газоконденсатная залежь

Рис. 2. Геологический разрез Кардаиловской, Аксайской и Карачаганакской площадей: 1 - основные сейсмические отражающие горизонты; 2 - геологические границы; 3 - предполагаемые сбросы; 4 - соль; 5 ангидрит; 6 - глубокие скважины

В Месторождении Карашыганак отложения карбона имеют сложное строение и отличаются от разрезов скв. П-9 Чинаревской и 63, 113 Кошинской площадей резко сокращенным объемом составляющих его стратиграфических подразделений, в числе которых присутствуют лишь отдельные фрагменты нижнего и среднего карбона, в то время как отложения верхнего карбона, как и в вышеописанных разрезах, полностью отсутствуют.

Нижний отдел, турнейских ярус, распространен фрагментарного и имеет резко сокращенный стратиграфический объем. В скв. 7 ( инт. 5050-5100 м.) и в скв. 9 ( 5215-5197 м.) разрез слагают известняки темно-серые, светло-серые, детритовые, перекристаллизованные с фораминиферами. Максимальная мощность 75 м (скв. 7), средняя - 30 м, минимальная - 5 м (скв. 14).Отложения визейского яруса имеют более широкое распространение, нежели породы турне. Они изучены по скв. 7, 8, 9, 15, 21. Их присутствие прослежено также в скв. 14, 16,19, 20, 23, 29. Отличительной особенностью разреза отложений визе является сокращенный стратиграфический объем. Во всех указанных скважинах наблюдаются отложения только верхнего визе в объеме нерасчлененного окского надгоризонта. Таким образом, для окского надгоризонта свойственен непостоянный стратиграфический объем.

В упомянутых выше скважинах нижняя граница окского надгоризонта определяется по смене типов известняков. В скв. 7 и 9 наблюдается контакт сферовых известняков фамена-турне с органогенно-обламочными-верхнего визе. В скв. 21 светлые известняки фамена сменяются темноцветными глинисто-битуминозными, доломитизированными известняками. Разрез слагают два типа пород, отражающие мелководные и относительно глубоководные шельфовые фации. Первый тип разреза ( скв. 7, 15, 23) представлен известняками детритовыми, органогенно-обламочными, водорослево - фораминиферовыми, онкоидными.

Мощность окских отложений изменяется от 200 до 100 м и зависит от стратиграфического объема отложений.

Отложения серпуховского яруса имеют широкое распространение. Они присутствуют во всех скважинах, достигших их глубины. Нижняя граница чаще согласная, но отмечается и трансгрессивный контакт ( скв. 21). Принимают, что нижняя граница серпуховского яруса находится в основании пелито-морфных перекристаллизованных доломитовых известняков и доломитов. По палеонтологическим остаткам эта граница отличается резким обеднением комплекса фораминифер отложения расчленяются на нижний и верхний подъярусы.

Нижний подъярус присутствует в составе нерасчлененного тарусско-стешевского горизонта. Его разрез слагают известняки перекристализованные, доломитовые, с прослоями органогенно-детритовых и водорослевых разностей. Палеонтологические остатки представлены фораминиферами.

Характерной особенностью фораминифер являются их прерывистое распространение по разрезу и относительная бедность комплекса в каждом конкретном интервале.

Верхний подъярус представлен, по-видимому, только протвинским горизонтом. Разрез слагают известняки органогенно-детритовые, детритовые и онколитовые с фораминиферами. Максимальная мощность (450-600 м) наблюдается в присводовой части мнсторождения, она сокращается до 300-350 м на крыльях структуры и до 180-200 м на южном крыле.

Средний отдел карбона представлен только башкирским ярусом, а точнее -его нижней частью. Отложения большей части башкирского и московский ярус отсутствуют.

Отложения башкирского яруса имеют весьма ограниченное распространение. Среди рассмотренных разрезов породы башкирского яруса присутствуют только в скв.13 и 21. Кроме того, имеются ссылки на наличие башкирских пород в скв. 1, 5 и 17. Все остальные скважины на месторождении показали полное отсутствие пород башкирского яруса. Разрез слагают известняки органогенно-детритовые, криноидно-брахиоподовые и оолитовые с фораминиферами.

Первый комплекс характерен для верхней части серпуховского яруса, второй и третий - для нижней части башкирского яруса. Последовательная смена комплексов отражает согласный характер границы нижнего и среднего карбона. Мощность отложений достигает 65 м.

Отложения башкирского яруса трансгрессивно перекрываются отложениями нижней перми. Таким образом, типовой разрез каменноугольных отложений месторождения Карашыганак, составленный путем синтеза данных по скв. 7, 9, 15, 21 характеризуется серией стратиграфических несогласий различной амплитуды и генезиса:

- на границе каменноугольной и девонской систем слежится несогласие с амплитудой о горизонта или его части до полутора яруса;

- на границе турнейского и визейского ярусов наблюдается несогласие, равное по объему большей части турнейского и нижне - средневизейского подъярусов;

- по-видимому, имеет место несогласие на границе визейского и серпуховского ярусов;

- на границе нижнего-среднего карбона наблюдается высокоамплитудное несогласие сложного генезиса, приведшее к почти полному исчезновению отложений башкирского яруса и части серпуховского;

- весьма сложную историю осадконакопления и тектонических процессов.

Пермская система Стратиграфический объем пород нижней перми в разрезах неясен, но их неполнота, безусловно, по нижней, и вероятно, по верхним частям разреза очевидно.

В отложения нижней перми на месторождении Карашыганак имеют широкое распространение. Они образуют рифовый массив, сформировавшийся на размытой поверхности серпуховских и башкирских пород. Характерной особенностью рифогенных образований является литологическое разнообразие типов известняков, отражающих широкий диапазон изменчивости фаций: рифовых, склоновых и относительно глубоководных, бассейновых. Наиболее типичный, рифовый тип разреза ассельского яруса изучен по скв. 13, 10, 23 и 16. В разрезе выделяются отложения ассельского, сакмарского и артинского ярусов.

Ассельскиий ярус в фациях рифов представлен в скв.23. Нижняя часть разреза вблизи с трансгрессивным контактом с подстилающей толщей нижнего карбона представлена известняками биогермными, мшанково-тубитовыми, с характерным комплексом фузулинид средней зоны ассельского яруса. Основная часть разреза сложена биогермными известняками, серыми и светло-серыми доломитами. Породообразующими организмами в основном являются водоросли Tubiphytes obscures Masl. Им сопутствуют мшанки, криноидеи, брахиоподы, фузулиниды, остракоды и мелкие фораминиферы. Породы пористокавернозные, инкрустированные кристаллами кальцита. Стратиграфический объем ассельского яруса в разрезе скв.23 отвечает двум фузулинидовым и, по-видимому, двум конодотовым зонам-средней и верхней. Средняя зона содержит фузулинидовый комплекс. Конодонты Stretognathodus elongates Gun., S. simplex Gun., Gondolella bisseli Cl. et Behn. Мощность ассельского яруса в биогермной фации изменяется от 178 до 250 м.

Отложения ассельского яруса типовых склоновых фаций известны по скв. 16. Их состав характеризуется преобладанием органогенно-детритовых, интенсивно перекристаллизованных и доломитизиированных известняков, переходящих во вторичные доломиты. Биогермные разности пород, представленные тубифитовыми, мшанково-тубифитовыми известняками, встречаются редко и имеют незначительные мощности. Органогенный детрит представлен мшанками, криноидеями, тубифитами, багряными и зелеными водорослями. Нередко присутствуют раковины брахиопод, остракод, фузулиниды и мелкие фораминиферы; иногда встречаются трилобиты. Максимальная мощность (493 м.) отмечена в скв.7, средние значения - около 100 м (9-93 м).

Ассельский ярус в фациях замкнутой внутренней лагуны представлен в скв. 11, где он сложен преимущественно мелкодетритовым известняком. Крупно детритовые разности с включениями криноидей и фузулинид встречаются фрагментарно. Комплекс фораминифер этих разностей известняков содержит крупный бентос: текстулярииды, тетратахисы, эндотириноиды. В мелкодетритовых разностях доминируют мелкие эндотириды, аммодискусы, хемидискусы и нодозарии. Стратиграфический объем ассельского яруса здесь представлен лишь средней и верхней зонами. Породы средней зоны залегают трансгрессивно на отложениях серпуховского яруса. Принадлежность отложений к асслеьскому ярусу определяют фузулины. Комплексы средней и верхней зон аналогичны разрезам склоновой фации. Мощность отложении до 150 м.

Сакмарский ярус характеризуется непостоянным стратиграфическим объемом и фациальным разнообразием известняков. Подобно ассельскому ярусу наблюдаются свойственные телу рифа типовые разрезы. Типовые разрезы центральной части рифового массива представлены в скв.10 и 23. От разрезов ассельского яруса они отличаются преобладанием мшанковых известняков над тубифитовыми, сокращением площади распространения за счет размыва отложений и сокращения мощности. В восточной части рифового массива наблюдается размыв тастубского горизонта, а в западной части - всего яруса. Мощность отложений изменяются от 23 до 87 м.

Типовые разрезы рифового склона представлены разрезом в скв.13. Разрез слагают органогенно-детритовые известняки с прослоями тонко-мелкозернистых известняков. В некоторых скважинах имеется известняковая брекчия. Мощность их не более 21-57 м.

Артинский ярус не имеет повсеместного распространения и отличается от нижележащих не столь разнообразным литологическим составом. На материале представленных скважин видно, что разрез слагают известняки органогенно-детритовые, глинистые, с прослоями тонких глин. Стратиграфическим объем отложений неясен. Его присутствие определяется по находкам отдельных видов, характерных для отложений артинского яруса, а чаще палеонтологические остатки отсутствуют и возраст пород предполагается на основании стратиграфического положения. Мощность артинского яруса 30-40 м.

К отличительным особенностями нижней перми месторождения Крашыганак следует отнести:

большое разнообразие типов разреза, связанное с формированием водорослевого рифового массива;

стратиграфическую неполноту. Отсутствует нижняя часть ассельского яруса, что можно объяснить унаследованным ненакоплением послепредпермского перерыва; отложения сакмарского яруса также чаще имеют неполный стратиграфическим объем;

затухание к артинскому времени широкого разнообразия известняков асслеьского и сакмарского ярусов. ( Гаврилов В.П., Ярошенко А.В., и др. 1998).

Газонефтеносность.

Карашыганакской структуре, вмещающее залежь углеводородов представляет собой рифовую постройку высотой до 1700 м с размерами в плане 16х29 км. Продуктивными являются биогермные и биоморфно-детритовые известняки, доломиты и переходные разности. Возрастной диапазон продуктивных отложений - от заволжского горизонта верхнего девона до артинского яруса нижней перми. Покрышкой является галитовая толща иреньской свиты кунгурского яруса, а в местах ее отсутствия, обусловленных солянокупольной тектоникой, терригенно- галогенная толща казанского и уфимского ярусов верхней перми. Коллекторы порового и порово-каверного типов. Залежь нефтегазоконденсатная, массивная. Высота газоконденсатной части достигает 14200 м, толщина нефтяного слоя равна 200 м. Средняя проницаемость по газонасыщенной части резервуара равна 0,008 мкм2, нефтенасыщенной - 0,05 мкм2. Средняя эффективная толщина газонасыщенных коллекторов составляет 200м, нефтенасыщенных - 45,7 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина достигает 814 м, нефтенасыщенная - 170 м коэффициент газонасыщенности для пермской части газонасыщенных коллекторов составляет 0,90, для каменноугольной - 0,89. Газонефтяной контакт установлен на отметке - 4950 м, водонефтяной контакт на отметке - 5150 м. Содержание конденсата в среднем для пермской части залежи составляет 486 г/м3, для каменноугольной - 644 г/м3. Дебиты газа достигали 590 тыс.м3/сут, конденсата - 500 м3/сут, нефти 326 м3/сут.

В нефтяной части месторождения выделяются два поля : юго-западное и северо-восточное, различающиеся по свойствам нефтей. Нефть юго-западного поля более тяжелая со средней плотностью 861кг/м3 при среднем газосодержании 520 м3/м3. Нефть северо-восточного поля легкая, со средней плотностью - 830 кг/м3 и средним газосодержанием 900 м3/м3. Плотность конденсата меняется от 778 до 814 кг/м3. В конденсате содержится парафина - 1.8-3.0 %, смол - 1.0-1.7 %, серы - 0.55-2.16%, меркаптанов - 0.09-0.26%. Доля фракций, выкипающих до 2000С, составляет 39-52%; до 3000С - 60-77.5%. В конденсате преобладают углеводороды метанового ряда ( 49-68%) при содержании нафтеновых - 21.0-44.7% и ароматических - 6.2-13.6%. Плотность нефти колеблется от 810 до 888 кг/м3. В нефти содержится: серы 0.54-1.98%, парафинов 3.71-6.64%, асфальтенов - 0.07-0.71%, фракций, выкипающих до 2000С - 20-43%, до 3000С - 38-60%. Как и в конденсате, в нефти преобладают метановые углеводороды.

Пластовый газ состоит из метана - 70,6%, этана - 6,1%, пропана - 2,9%, бутанов - 1,8%, пентанов и более тяжелых углеводородов - 8,5%, азота - 0,7%, сероводорода - 3,5%, двуокиси углерода - 5,6%, меркаптанов - 0,07%. В газе сепарации содержание сероводорода колеблется от 2,96 до 3,84%, двуокиси углерода от 5,18 до 6,96%, азота - от 0,39 до 1,83%. Растворенный в нефти газ содержит метана - 69,8%, этана - 9,0%, пропан - 4,2%, бутанов - 2,8%, пентанов - 1,5%, азота - 0,9%, сероводорода - 5,0%, двуокиси углерода - 6,1%, меркаптанов - 0,03%.

Кроме основной, небольшие залежи углеводородов выявлены в перекрывающих отложениях иреньской свиты и филипповского горизонта кунгурского яруса. Нефтяная залежь в иреньских отложениях установлена в межкупольной мульде. Коллекторами являются спорадически развитые песчаники и доломиты со средней пористостью 8%. Нефть имеет плотность 896-935 кг/м3 и содержит серы - до 2,2%, меркаптанов - 0,24%, парафинов - 2,5-9,8%, асфальтенов - 5,3-9,1%, фракций, выкипающих до 2000С - 17%, до 3500С - 36%. К карбонатным пластам филлиповского горизонта, залегающим среди ангидритов, приурочена газоконденсатная залежь. Выявлено 5 небольших участков развития коллекторов, пространственно тяготеющих к краевым частям подстилающего карбонатного массива. Средняя пористость коллекторов составляет 8%, газонасыщенность - 92% при средней эффективной толщине 5,8 м. дебит газа достигал 48 тыс. м3/сут., конденста - 47 м3/сут. По составу газ и конденсат не отличаются от основной залежи.

Подошвенные воды месторождения относятся к сильно минерализованным, высокосульфатным рассолам хлоркальциевого типа с высоким содержанием редких элементов. Минерализация меняется от 112 до 159 г/л, режим залежи упруговодонапорного. Наряду с этим, в карбонатно-терригенных отложениях среднего девона, залегающих на глубине 5600 м и ниже, установлена залежь легкой нефти с высоким газовым фактором. Дебит нефти достигал 73 м3/сут, газа -69 48 тыс. м3/сут. Кроме того, в 1991 г. Установлена залежь в карбонатных бийских отложениях ( скв Д-1), дебит нефти плотностью 843 кг/ м3 на 6 мм штуцере составил 114 м3/сут и газа 73 тыс. м3/сут. Пластовое давление на глубине 6190 м равно 93,7 МПа. Этой скважиной установлена также нефтяная залежь в карбонатных отложениях верхнефранского подъяруса в интервале глубин 5690-5792 м, дебит нефти, плотностью 834 кг/ м3 на 8 мм штуцере составил 136,7 м3/сут, газа - 18,5 тыс. м3/сут. Коллекторами являются биоморфно-детритовые, сгустково-комковатые перекристаллизованные известняки, тип коллекторов поровый, порово-каверновый. Залежь литологическая. ( Нефтяная энциклопедия Казахстана, 1999).

«КАРАШЫГАНАКГАЗПРОМ» - многостороннее (кипрско-английско-российско-казахстанское) совместное предприятие ( акционерное общество) созданное для добычи, переработки, транспортировки и реализации жидких и газообразных углеводородов на Карашыганакском нефтегазоконденсатным месторождении. Гигантское по запасам углеводородного сырья месторождение Карашыганак открыто в 1979 г. В 1981 г. началось обустройство месторождения с базой в г. Аксае и было образование Карашыганакское газопромысловое управление ( КГПУ), а также Карашыганакское управление буровых работ (КУБР). В том же году построена установка комплексной подготовки газа (УГПГ-3), несколько позже - УППГ-2. В 1985 г. создается производственное объединение «Казахгазром», в том году добыто 1,5 млрд.м3 газа и около 900 тыс. т конденсата. В соответствия с Ямбургским соглашением (1985 г.), в 1987-88 гг. в г. Аксае Чехословацкие фирмы построили жилые и производственные здания. В 1988 г. в ГКЗ СССР утверждены запасы месторождения и коэффициенты извлечения конденсата и нефти для варианта разработки с поддержанием пластового давление. В 1991 г. в связи с распадом СССР, образовано Госпредприятие «Карашыганакгазпром» с выделением самостоятельного подразделение - Карашыганакское газопромысловое управление, непосредственно владеющего добычей, подготовкой и транспортировкой газа и конденсата, в октябре того же года - Государственный концерн «Казахпром». В 1993 г. СП «Конденсат» начато строительства завода по выпуску бензина, дизельного топлива, масел, сжиженного газа. В 1995 г. Главное управление по комплексному освоению Карашыганакского месторождения акционировано и образована АО «Карашыганакгазпром». Несколько позже образована Карашыганакская производственная структура с участием казахстанских и иностранных специалистов. Специалистами альянса «Бритищ газ» - «Аджип» в 1996 г. обнародован план будущей разработки Карашыганака, на основе полученного в 1991-92 гг. банка данных создавалась компьютерная модель месторождение. На основе полученных результатов Карашыганак оценивается как супергигантских месторождение, которое может давать продукцию до конца XXI века. В 1997 г. на внеочередном собрании акционеров Президентом избран А. Тегисбаев. в 18 ноября 1997 г. в Вашингтоне подписано Окончательное Соглашение по Разделу Продукции на месторождении Карашыганак. Контракт подписан Правительством РК на 40 лет с фирмами: «Аджип», «Бритиш Газ», «Тексако», «Лукойл».

КАРАШЫГАНАКСКИЙ ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ КОМПЛЕКС был построен после принятие в сентябре в 1993 года Постановления Кабинетом Министров Республики Казахстан «О строительстве и вводе в действие малотоннажной установки по переработке нестабильного газового конденсата на Карашыганакском месторождении». Для указанного инвестиционного проекта были привлечены под гарантии Правительства Республики Казахстан кредиты Канады, Чехии и Израиля. Первый пусковой комплекс объекта позволял перерабатывать конденсат и получать полуфабрикаты для дальнейшей переработки на других заводах. С момента ввода полного пускового комплекса завод мог получать товарные автобензины А-76, Аи-93, летнее и зимнее дизельные топлива. Для обеспечения работы комплекса необходимо ежегодно поставить 400,0 тыс.тонн конденсата.

Месторождение Гремячинск

Нефтегазоконденсатное месторождение Гремячинск находится в 36 км к северу-западу от Уральска. Установлена газоконденсатная залежь в нижнем карбонатном пласте филипповского горизонта.

Южный Гремячинск - нефтяное месторождение находится в 35 км к северу-западу от Уральска. Выявлено в 1994 г.

Структура представляет собой брахиантиклинальное поднятие, северный склон которого частично срезается выклиниванием карбонатных калиновских отложений. Она двумя тектоническими нарушениями делится на три блока. Продуктивность установлена в пределах южного блока, полузамкнутое поднятие которого экранируется продольным и, частично поперечными нарушениями. Размеры структуры 1,5х15,0 км, амплитуда 400 м. Продуктивные отложения вскрыты на глубине 3152 м. Коллекторами являются преимущественно доломиты, пористость которых меняется от 6 до 13,5 % при среднем значении 8 %. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине 2 составил 15,9 м. Дебит нефти на 4 мм штуцере 13 м3/ сут, газа 3 тыс. м3/ сут, после проведения солянокислотной обработки дебит нефти увеличился до 21,5 м3/ сут, газа до 5,3 тыс. м3/ сут.

Нефть имеет плотность 879 кг/м3 с содержанием фракций, выкипающих до 2000С около 40 %, до 3000С около 70 %. Нефть содержит (% масс.): асфальтенов 0,02, серы 0,47-0,73, меркаптанов 0,05. В нефтерастворенном газе содержится (% мол.): метан 55,0, этан 10,0, пропан 3,8, бутаны 1,9, азот 19,7, диоксид углерода 7,0, сероводороды 1,85.

Месторождение Дарьинское

Нефтегазоконденсатное месторождение Дарьинское расположено в Западноказахстанской области, в 30 км к северу-востоку от г.Уральска. Открыто в 1989 г. Структура приурочена к визейско-башкирскому бортовому уступу и, по имеющимся данным, представляет собой органогенную постройку с размерами 1,6х0,5 км и амплитудой около 150 км. Продуктивны органогенные известняки нижнебашкирского подъяруса, залегающие на глубине 4218 м ниже. Коллекторы порового, каверного-порового типов. Средняя пористость их 7,4%, проницаемость достигает 144 фм2. Покрышкой служат аргиллиты верейского горизонта толщиной 64-100 м. Залежь массивная, водонефтяной контакт ее прослеживается на отметке 4210 м, а газонефтяной контакт на отметке 4200м. Дебит нефти на 8 мм штуцере составил 54 м3/ сут, газа - 214,8 тыс. м3/ сут. Плотность нефти 862-871 кг/м3. Нефть малосернистая (0,37%), высокопарафинистая (6,8%), малосмолистая (2,5%). До 2000С выкипает менее 10 % фракций, до 3000С - около 20%. В растворенном газе содержится сероводород 0,22-0,57%, диоксид углерода - 1,38-1,97%.

Газоконденсатной части состоит из метана (94%), этана (2,4%), пропана (0,8%), бутанов (0,7%), пентанов и др.(0,3%), азота (0,7%), диоксида углерода (1,1%), сероводорода (0,54%). Конденсат относительно тяжелый (791 кг/м3) с содержанием дистиллятной части ( до 340 0С) - 8- %, меркаптанов - 0,06%. Подошвенные воды представляют собой хлоридно-кальциевые. Месторождение находится в стадии разведки.

Месторождение Каменское

Газоконденсатное месторождение Каменское находится в Западно-Казахстанской области в 75 км к западу от г. Уральска. Открыто в 1986 г.

Месторождение приурочено к межсолевой толще ( 156-180 м) карбонатных пород калиновской свиты нижнеказанского подъяруса. Толща интенсивно дислоцирована и образует сложную блоковую структуру. Продуктивность установлена в пределах центрального блока, разделенного субширотным сбросом на две части - восточную и западную. В восточной части толща образует антиклинальную складку амплитудой около 800 м с положением свода на отметке - 2300 м.

Месторождение газовое с небольшим содержанием конденсата. Залежы пластовые сводовые, пластовые тектонически экранированные. Самая выскоя точка залежи вскрыта на глубине 2662 м ( абс.-2530 м). Нижняя граница продуктивности доказана опробованием до отметки - 3050 м. ГВК прослеживается на отметке - 3100 м. Установленная высота залежи равна 530 м. Продуктивные отложения представлены в нижней части глинистами, песчано-глинистыми трещиноватыми известковистыми породами, а в верхней (80% разреза) - известняками и доломитами. Покрышкой служат соленосная толща казанского яруса.

Доля коллекторов в толще по пробуренным скважинам колеблется от 5 до 75 %. Коллекторы порового и порово-трещинного типов. Средняя пористость от 5,7 до 12,6%, проницаемость 156 МКМ2. Начальное пластовое давление для уровня приведения - 2700 м равно 45,4 МПа, а пластовая температура - 780С. Начальные дебиты газа составляли от 6,4 до 1280 тыс. м3/ сут. Содержание конденсата в газе среднем 40 г / м3, плотность 760-790 кг/ м3. Пластовой газ состоит из (% мол.) метана - 87, этана - 1,2, пропана - 0,6-0,8, бутанов - 0,19-0,28, сероводорода - 0,93-1,65%, диоксида углерода - 4,4-5,7%, азота - 2,3-4,2%.

Месторождение находится в разведке.

Месторождение Приграничное

Нефтяное месторождение Приграничное находится в 90 км к северу - западу от г. Уральска. Выявлено в 1993 г. Размеры структуры 4,7х6,7 км, амплитуда - 175 м. Возможно также литологическое экранирование залежи за счет выклинивание пластов - коллекторов с юга на север. Размеры структуры в этом случае составят 4х8 км. Кровля продуктивных отложений в скважине в вскрыта на глубине 4444м, подошва - на глубине 4454 м. толщина пласта 10 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 8,4.ВНК залежи не установлен и предполагается на отметках 4400-4450 м. Общая высота залежи оценивается в 191 м. Коллекторами являются песчаники с пористостью по ГИС 7-14% при средней пористости 10,0%. В качестве покрышки выступает глины и аргиллиты тиманского горизонта толщиной около 5 м. Дебит нефти из опробованного интервала 4442-4457 м составил 12 м3/ сут ( штуцер 4 мм). Плотность нефти 805 кг/м3 . Месторождение находится в стадии поисковой оценки (1997).

Месторождение Тепловское-Токаревское.

Нефтегазоконденсатное месторождение Тепловское расположено в 22 км к северу- западу от Уральска, имеет наиболее мощную нефтяную оторочку (40 м), оно состоит их двух куполов - западного и восточного с лучшим развитием коллекторов в пределах последнего.

Тепловское Западное - нефтегазоконденсатное месторождение, находящееся в 25 км к северо-западу от Уральска, характеризуется наибольшей концентрацией запасов газа на единицу площади. В его пределах вскрыта наиболее высокая часть рифовой постройки. Кроме основной рифовой залежи, на месторождении установлена продуктивность верхнего карбонатного пласта филипповского горизонта. Их всех местрождений Тепловско-Токаревсой группы Западно-Тепловское является наиболее крупным, по запасам газа оно относится к категории средних.