ГКМ / 17.04.2016 / Нефтегазоконденсатное месторождение Умид

Рис. 1 Схема тектонического строения северо-восточной части Амударьинской ГНП

Рис. 1 Схема тектонического строения северо-восточной части Амударьинской ГНП

Рис. 2. Геологический разрез северо-восточной части Амударьинской ГНП

Рис. 2. Геологический разрез северо-восточной части Амударьинской ГНП

Нефтегазоконденсатное месторождение Умид расположено в Узбекистане на западе Кашкадарьинской области, которая является основной топливно-энергетической базой страны и дает более 90 процентов вырабатываемых там природного газа, конденсата, нефти и серы.

Месторождение Умид относится к Чарджоуской газонефтеносной области (ГНО) Амударьинской газонефтеносной провинции (ГНП), в пределах которой учтено более 120 месторождений, среди которых Кокдумалак (143 млрд. м³ газа, конденсат 96,4 млн. т, нефть – 98,7 млн.т), дающий около 70 % нефти в стране, Кандым, Денгизкуль-Хаузак-Шады, Газли и др. (рис.1).

Амударьинская ГНП занимает юго-восточную часть Туранской плиты, которая является частью молодой эпипалеозойской платформы Предкавказья, Средней Азии и Западной Сибири. В составе Туранской плиты выделяются два структурных этажа: палеозойско-складчатый фундамент и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол (рис.2). Регионально газонефтеносными породами являются породы мезозоя, а именно мощные соленосные толщи верхней юры в юго-восточной части плиты.

В тектоническом плане месторождение Умид приурочено к Чарджоуской ступени Амударьинской синеклизы. По системам крупных тектонических элементов на севере эта структура граничит с Бухарской ступенью, на западе - с Бешкентским прогибом, на юго-востоке с - Заунгузским прогибом, Малайско-Багаджинской седловиной и Карабекаульским прогибом.

В строении месторождения принимают участие породы палеозойского, юрского, мелового, палеогенового и неоген-четвертичного возраста. Месторождение Умид представляет собой массивную залежь, приуроченную к рифовой ловушке в подсолевых карбонатных породах (известняки) оксфордской серии верхней юры, продуктивный горизонт XV-HP+XV-P.. Высота ловушки составляет 20 м, глубина кровли пласта 2600 метров, общая мощность 120-217 метров. Пористость карбонатных коллекторов составляет 12,6%, проницаемость 74,1*10^-16 м³. Плотность газа 0,659. Состав: CH₄ 80,3 C₂H₆ 3,5C₃H₃ 0,87 C₄H₁₀ 0,43 C₃H₁₂+высшие 1,16 N₂ 0,45CO₂ 4,26 H₂S 0,04 .

Разведка месторождения началась с поискового бурения в 1975 году, а в 1976 году была открыта залежь. Запасы газа на 1980 г. составляли по категории A+B+C₁ 630 млн. м³, по категории C₃ 6.140 млн м³. В 1980-х гг. объединением "Узбекнефть" были введены в эксплуатацию производственные объекты на месторождении. На данный момент м-е Умид является частью производства ООО «Мубарекнефтегаз» (АК «Узнефтегаздобыча», НХК «Узбекнефтегаз») и входит в состав нефтегазопромыслового комплекса «Северный Уртабулук-Умид-Крук-Южный Кемачи» . По Постановлению Президента Республики  Узбекистан на 2016 год намечено строительство газопровода для подачи газа от месторождений Умид, Жейнов и Пирназар на дожимную компрессорную станцию Кокдумалак.

Литература:

1. Максимов С.П. Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник
2. Жабреев И.П. Газовые и газоконденсатные месторождения
3. Бакирова Э.А. Геология нефти и газа: Учебник для вузов
4. http://www.centrasia.ru/newsA.php?st=1022791920
5. http://mng.uz/2016/01/19/
6. http://karshinews.com/index.php/tourism/527-osnova-blagopoluchiya-uzbekistana-ego-prirodnye-bogatstva

Тэги:Газоконденсатные месторождения,  нефть,  Узбекистан