Жанажол перевод фонтанной скважины на газлифтный способ

Гжельский ярус на юге и юго-западе представлен органогенными известняками, на 65-85% состоящими из водорослей и обломков фауны. В северо-восточной части усиливается ангидритизация разреза до полного перехода в ангидриты.

Р1- Нижний отдел

В разрезе нижней Перми рассматриваемого района достаточно обоснованно выделенный отложения ассельского и кунгурского ярусов.

- Ассельский ярус- Р1as

В Южно-Эменском поднятии отложения ассельского яруса вскрыты скважинами Г-1 и Г-2 на площади сарыкуль и скважиной Г-1 на площади Жанажол восточной бортовой зоны.

Толщина отложений ассельского яруса колеблется в пределах 230-250 метров.

- Кунгурский ярус-Р1К

Отложения Кунгурского яруса широко распространены в описываемом районе. Они слагают ядра соляных куполов и антиклиналей, и в последние годы пройдены скважинами на структурах Жилансанд, Алимекмопа, Мартук, Кенкияк, Жанажол и Кумсай в восточной бортовой зоне, а также скважинами 5 и 1а на южно-эмбенском поднятии. Кроме того, отложения этого яруса вскрыты многочисленными структурно-поисковыми и глубинными разведочными скважинами. Благодаря такому фактическому материалу стало возможным более детально изучить разрез кунгурских отложений и выделить в них 3 пачки: нижнюю-сульфатно-терригенную, среднюю-галлогенную и верхнюю сульфатно-терригенную.

- Пермская система (Р) Толщина отложений кунгурского яруса составляет 1700-1600 метров.

- Верхний отдел (Р2)

Толщина верхней перми изменяется от 633 (скв.10) в своде северного купола до 1808м (скв.6) на восточной периклиналии

Нижний отдел

- Триасовая система (Т1)

Из триасовых отложений установлены осадки нижнего и верхнего отделов.

Нижнетриасовые отложения широко распространены. В отложениях нижнего триаса в настоящее время выделяются ветлужская и бескунчакская серии по определениям фауны остракод.

Ветлужская серия в песчано-глиняных отложениях нижней части нижнего триаса.

Баскунчакская серия к ней относится верхняя, более глинистая часть разреза нижнетриасовых отложений, имеющая более яркую кирпично-красную и пестроцветную окраску.

- Средний отдел (Т2)

Литологически среднетриасовые отложения указанного района представлены переслаивающимися песками, глинами, аргиллитами и песчаниками.

Толщина среднетриасовых отложений в наиболее погруженных частях достигает 1000м и более.

На исследуемой территории отложений верхнего триаса не установлены достоверно.

- Юрская система (J)

В юрской системе выделены все три отдела, из которых нижний и средний представлены континентально-лагунным, а верхний - морскими отложениями.

- Нижний отдел (J1)

Нижнеюрские отложения с эрозионным и угловым несогласием залегают на пестроцветах нижнего триаса и верхней Перми и на сульфатно-терригенной пачке кунгура. Литологически они представлены в основном светло-серыми и серовато-белыми песками, чередующимися с белыми, светло-серыми глинами.

- Средний отдел (J2)

Среднеюрские отложения имеют широкое распространение в юго-восточной части.

Аленский ярус Литологически представлен переслаивающимися глинами, песками и песчаниками и прослоями бурого угля.

Байосский и батский ярусы. Отложения этих ярусов представлены переслаивающимися глинами, песками, песчаниками и прослоями бурых углей.

- Верхний отдел (J3)

Верхнеюрские отложения представлены в основном глинами с прослоями песков и песчаников. Толщина верхнеюрских отложений колеблется от 0 до 210м.

- Меловая система (К)

- Верхний отдел (К2)

Отложения верхнего мела повсеместно перекрываются четвертичными отложениями небольшой толщины (2-3м), которые представлены суглинками и супесями.

 

1.2.2 Тектоника

 

В тектоническом отношении Жанажольское поднятие расположено в восточной прибортовой зоне от Ащисайского краевого шва, отделяющего Прикаспийскую синеклизу от складок Верхне - Эмбенской миогеосинклинали.

О тектонической природе Южно - Эмбенского максимума имеется много точек зрения. Одни исследователи считают его герцинским сооружением, являющимся южным продолжением Урала, а другие относят его к платформенным структурам. В связи с этим недостаточно четко определяется местоположение юго-восточной границы Русской платформы.

Южно - Эмбенское поднятие, по мнению ряда исследователей, является южным продолжением Урала, обрамляющим Русскую платформу с юго-востока. Юго-восточную границу платформы они проводят вдоль северо-западного крыла поднятия.

Район, расположенный к востоку и юго-востоку от тектонического шва, на гравиметрических полях характеризуется в целом положительными значениями силы тяжести. В его пределах два максимума: Примугоджарский и Южно - Эмбенский, разделенные Манысайским относительным минимумом силы тяжести. Последний, очевидно, обусловлен разломом субширотного эффузивами ордовика (предположительно) и ультробазитами среднего девона, простирания, по которому Западное Примугоджарье сочленяется с Южно - Эмбенской миогеосинклинальной зоной. На фоне региональных максимумов выделяются локальные максимумы, которые, по мнению Г.Г.Гарецкого приурочиваются к центрам внедрения ультраосновной поймы. Это предположение подтверждается данными структурно-поискового и глубокого разведочного бурения, вскрывшего миндале каменные базальтовые порфириты и ультробазиты.

В региональном плане палеозойские отложения погружаются в южном и юго-западном направлениях и обнажаются в районе Изембетской антиклинали. На Кокпектинской площади они вскрыты скважинами на глубине 140м. Локальные структуры представляют собой узкие линейные складки с крутопадающими крыльями, часто осложненными швами и имеют северо-восточное направление. Ядра складок сложены верхнедевонскими образованьями в северо-восточном направлении. По мере вздымания палеозойских отложений. Ядра этих структур сложены доверхнедевонскими интрузиями. Палеозойские отложения здесь характеризуются сложным строением. Слои имеют крупные углы падения (от150 до 850) и нередко сложены дизъюнктивными нарушениями. Все это затрудняет изучение их строения сейсмическими методами.

По геологическим материалам Кокпектинская антиклиналь представляет собой субмеридиально ориентированную структуру с широким южным и относительно узким седлообразным, вогнутым с восточной стороны северным периклинальным окончанием. Размеры ее 36км по данной оси и 9км в поперечнике, в южной 7км, в средней и северных частях 3,5км. Антиклиналь имеет асимметричное строение: западное ее крыло крутое (500), восточное относительно пологое (15-200). Свод палеозойской структуры сложен карбона, перми. Свод мезозойской структуры совпадает со сводом палеозойской структуры, то есть наблюдается унаследованность структурного плана чехла от палеозойского фундамента.

Анализ толщи палеозойских отложений позволяет предположить, что перикратонный прогиб развивался до каменноугольного периода. Несмотря на неоднократные горообразовательные процессы, происходящие на Урале, восточный край платформы испытывал преимущественно нисходящие движения, в результате чего накапливалась мощная (9км) толща осадков. Только начиная с карбона, восточная бортовая зона стабилизировалась, и здесь устанавливались такие условия, как и на всей территории Прикаспийской синеклизы.

К западу от перикратонного прогиба прослеживается выступ в фундаменте, который отделяет прогиб от впадины, отложения нижнего структурного яруса, облекая этот выступ, образуют валообразные поднятия второго порядка. Последние представляют собой цепь валов, образованных под отдельными блоками фундамента.

По отражающему горизонту П1- поверхность отложений ассельского яруса, Жанажольское поднятие имеет субмеридиальное простирание и является симметричным. По замкнутой изогипсе - 2300м, поднятие имеет длину 12,6км и ширину 6,5км при амплитуде более 400м. Разрывные нарушения отсутствуют. Свод поднятия оконтуривается изогипсой минус 1900м. В пределах свода была пробурена поисковая скважина №2, которая на глубине 2353м под кунгурским отложением вскрыла породы ассельского яруса и доказала наличие глубокого эрозионного и углового несогласия.

По отражающему горизонту П2- кровля известняков верхнего карбона, Жанажольское поднятие сохраняет прежнее простирание и конфигурацию. Размеры его по замкнутой изогипсе минус 3200м и составляют 12,8км в длину;4,8 км в ширину, при амплитуде более 200м. Свод поднятия оконтуривается изогипсой минус 3000м. Скважина №1, ранее пробуренная в нефтей толщи КТ-1 близки. Они легкие (833-836кг/м3). Сернистые (0,4-0,9%), парафинистые (3,95%), содержание пределах свода, вскрыла на глубине 2408м терригенные породы ассельского яруса, а на глубине 2910м карбонатные породы московского яруса.

В целом Жанажольское поднятие, также как и Алибекмолинское располагается на гипсометрически поднятом подсолевом палеозойском выступе и находится в благоприятных условиях для накопления в подсолевых породах залежей нефти и газа.

 

1.3 Нефтегазоносность

 

На поднятиях Жанажольской ступени: Алибекмола, Жанажол, Уриктау, Кунгур, Восточный Тортколь в интервале глубин до 4411м и на Кенкиякской ступени: Арайсай, Кенкияк, Кокпенде, Южный Мартук, Жантай и другие до глубины 5182м уверенно выделяются до десяти пачек коллекторов толщиной от 20 до 84м, приуроченных к окскому надгоризонту - один; к серпуховскому ярусу - три; к башкирскому ярусу - три; к которым приурочены залежи нефти, газа и конденсата. Пачки коллекторов разделяются между собой прослоями аргиллитов или плотных непроницаемых карбонатов. В каждой пачке располагается два - семь самостоятельных пластов, толщиной 3-38м с коллекторами порового, трещинно-порового и реже порово-каверного, трещинно-каверного типов. При этом коллекторские свойства КТ-1 на Жанажольской ступени несколько выше, чем на Кенкиякской ступени. Это связано с тем, что карбонаты на Жанажольской ступени подверглись большому выщелачиванию инфильтрационными водами, чем на Кенкияке.

Поры размерами 0,05-0,1мм составляют 13-15,8%, а каверны в 1,1-1,9мм до 3% породы и собираются между собой микротрещинами. Открытая пористость пород КТ-1 составляет 9,2-19,5% при проницаемости до 0,080-0,170мкм2 с максимальными значениями на Жанажоле, Уриктау, Кунгурском поднятии, где по ГИС коэффициент пористости достигает до 42,7-46,1%. Высота нефтяной части залежи достигает 100м, газоконденсатной - 200м. Покрышкой являются глинистые породы нижней перми и галогенная толща кунгура. Качественная характеристика и физические свойства смол и асфальтенов 4,6-5,6%. Выход фракций до 2000С достигает 32%, до 3000С - около 55%. По групповому составу нефти метаново-нафтеновые.

Газонасыщенность пластовой нефти не превышает 263,3 м3/м3. Начальное пластовое давление изменяется в пределах 28,7 (пачка А) - 29,64 МПа (пачки В, В1), пластовая температура 57-620С.

Газ, растворенный в нефти и газоконденсатной части залежи, по составу легкий и тяжелый, этаносодержащий; доля тяжелых углеводородов в нем изменяется от 8,5 до 19,6%, метана - от 68,2 до 87,3%. Содержание сероводорода 2,04-3,49%, азота 1,02-2,19%, углекислого газа 0,57-1,08%, присутствует гелий в количестве 0,01-0,014%.

Содержание стабильного конденсата в газе 283г/м3. Плотность его 711-746кг/м3, содержание в нем серы 0,64%. В групповом составе содержится до 70% метановых, 20% нафтеновых и 10% ароматических углеводородов. Дебит конденсата 34-162м3/сут.

По восточному борту Прикаспийской синеклизы, в результате проведенных за последние годы геолого-сейсмических работ, накопили огромный фактический материал, позволяющий высоко оценивать потенциальные ресурсы углеводородов и перспективы открытия новых месторождений нефти, газа в подсолевых карбонатных и терригенных отложений, а также нижележащих отложений девона.

 

1.4 Характеристика энергетического состояния залежи

 

Первая карбонатная толща КТ-1.

В первой карбонатной толще КТ-1 выделены три продуктивные пачки А,Б,В, соответственно, в гжельском, касимовском ярусах верхнего карбона и московского ярусе среднего карбона, к которым приурочены нефтегазовые залежи.

Залежь пачки В введена в разработку в мае 1984 года. Начальное пластовое давление в залежи на отметке ГНК составляет 29,1 МПа, а на отметке ВНК-30 МПа. Начальная температура пласта равна 61 С. Средняя продуктивность пачки В по северному куполу составляет 20,01 т/сут.МПа, по южному 21,82 т/сут.МПа, а средняя удельная продуктивность по куполам, соответственно, равна 1,56 т/сут.МПа.м и 1,14 т/сут.МПа.м. Из нефтяной залежи пачки В северного купола извлечено 1,95 млн.т, нефти, из скважин южного купола добыто 69,3 тыс.тонн нефти. Несмотря на значительный отбор нефти пластовое давление в залежи снизилось незначительно, всего на 1,6 МПа и пластовое давление в зоне отбора составляет 28,4 МПа. Это говорит о том, что при разработке эффективно проявляется естественная энергия пласта. Хотя в настоящее время и наблюдается высокая обводненность  одной скважины и незначительное обводнение двух скважин, пластовой водой на северном куполе и небольшая обводнённость одной скважины на южном куполе, это не является свидетельством активности водонапорной системы. Незначительное снижение пластового давления на северном куполе свидетельствует о хорошей сообщаемости нефтяной оторочки пачки В с газовой шапкой и современный режим разработки нефтяной залежи В следует охарактеризовать как газонапорный с незначительным влиянием со стороны пластовой водонапорной системы.

Все выделенные продуктивные пачки первой карбонатной толщи КТ-I объединены между собой единой гидродинамической системой и представляют единую газонефтяную залежь с единым газонефтяным и водонефтяным контактом.

Начальное пластовое давление по разрабатываемым объектам А, Б, В+В' приведены к отметке ГНК и ВНК составляет 29,1 и 30 МПа соответственно. Все залежи разрабатываются с поддержанием и пластового давления. Несмотря на низкие темпы отбора нефти из залежей и низкую выработку извлекаемых запасов имеет место довольно интенсивное снижение пластового давления.