Геологическое строение месторождения

Продуктивные пачки отличаются здесь большой неоднородностью по коллекторским свойствам и дискретностью по толщине и простиранию. Основными типами коллекторов являются поровой и порово-каверново-трещинный со средней пористостью около 10-11% и представляют собой в каждой карбонатной толще единые пластово-массивные системы. К характерным особенностям залежей нефти и газа месторождения Жанажол относятся: высокое содержание в нефти и газе коррозийных и токсичных компонентов, высокое содержание конденсата в газе (до 600 г/м3) и растворенного газа в нефти (250 - 300 м3/т), большие глубины залегания продуктивных горизонтов и сложные условия бурения ввиду наличия в соленосной толще кунгура прослоев пластичных монтмориллонитовых глин. Трудноизвлекаемые запасы сырья составляют здесь около 40 %, нефть и газ содержат до 6 % сероводорода.

Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями двух карбонатных толщ. В отложениях первой карбонатной толщи выделены 4 продуктивные пачки: А, Б, В и небольшая пачка В'. Пачки объединены в 4 объекта разработки: пачка А, пачка Б, северный купол пачек В+В' и южный купол пачек В+В'. Все выделенные пачки первой карбонатной толщи объединены между собой единой гидродинамической системой и практически представляют собой одну пластово-массивную газонефтяную залежь с общим газонефтяным и водонефтяным контактами. Средняя глубина залегания залежей составляет 2800 метров.

Продуктивность второй карбонатной толщи связана с двумя пачками Г и Д. Пачки разбиты тектоническими нарушениями на три блока. В первом блоке (южный купол) выделено 3 объекта разработки: один в пачке Г – Г-I, и два в пачке Д – верхний Дв-I и нижний Дн-I

Нефтеносность второго блока связана с одним небольшим объектом Г-II. В третьем блоке первоначально выделялись три объекта разработки: два в пачке Г – верхний Гв-III и нижний Гн-III и один в пачке Д – объект Д-III. Затем было признано целесообразным объединить верхнюю и нижнюю часть пачки Г в один объект разработки Г-III. Это единственный объект КТ-II, имеющий газовую шапку, остальные объекты Дв-I, Дн-I, Д-III являются чисто нефтяными.

Поры размерами 0,05-0,1 мм составляют 13-15,8%, а каверны в 1,1-1,9 мм до 3% породы и сообщаются между собой микротрещинами. Открытая пористость пород КТ-II составляет 9,2 - 19,5% при проницаемости до 979 - 1279 мкм2 с максимальными значениями на Жанажол, Урихтау где по ГИС коэффициент пористость достигает до 42,67-46,1%. О наличии в разрезе КТ-II пластов с хорошими фильтрационными свойствами свидетельствуют полученные фонтаны притоков нефти, газа и конденсата на Жанажоле – 165-720 м3/сут.

Нефти в отложениях КТ-II нафтеново-метановые с содержанием нефтеновых углеводородов до 5,8%. Они бензиновые (31-35%) при керосиновых фракциях до 14-15% и масляных до 14%. Нефти имеют плотность 823,7-918,3 кг/м3 при t = 200. Утяжеление нефтей обнаруживается в разрезе от кровли к подошве – наиболее тяжелые в зоне ВНК. Вязкость при 200С составляет 564-130,4 мПа×с, они сернистые (0,4-1%) и высокосернистые (1,4-3,8%), парафиновые (4,7-8,7%) с температурой плавления t = 42-500C, малосмолистые (смол селикагелевых 4,2-9,5%, асфальтеновых 0,5-3,8%, содержание кокса до 4,7-6,7% и золы до 0,1%, газовый фактор равен 123- 40,67 м3 на 1 м3 нефти, при давлении насыщения 27,8-34,6 МПа. Начало кипения 58-620С, а для тяжелых нефтей 105-1820С. При t = 1500С выкипает 3,4-22,8%, 2000С – 9,2-35,6%, 3000С 18,2-58,8% иногда до 70,4%. Пластовая температура 63-940С, пластовое давление 35,8-41,7 МПа.

 

Таблица 1 – Показатели залежей месторождения Жанажол

 

	КТ-I	КТ-II	Итого
Разведанные запасы, тыс. т	166423	233499	399922
Площадь нефтеносности, км2	75,204	70,00	—
Разведанные запасы газа, млрд. м3	76,597	31,018	107,615
Площадь газоносности, км2	70,695	42,5	—
Глубина середины залежей, м	2800	3800	—
Толщина нефтяного пласта, м	110	80	190
Толщина газового пласта, м	110	80	190
Температура нефтяного пласта,°С	61	75	—
Объемный коэффициент нефти	1,6862	1,46-1,81	—
Первоначальное пластовое давление, МПа	29,2-29,3	38,0-39,2	—
Давление насыщения, МПа	29,15	27,0-35,0	—
Первоначальный газовый фактор, ма/м3	302	209-373	—

 

1.4 Гидрогеология

 

Жанажолское месторождение входит в восточную окраину Прикаспийского сложнопостроенного артезианского бассейна.

В палеозойских и мезозойских отложениях восточной окраины впадины выделяются четыре водоносных комплекса: подсолевой палеозойский, кунгурско-верхнепермский, триасовый и юрско-меловой. Каждый их них заключает несколько регионально-выдержанных водоносных горизонтов, приуроченных к определенным стратиграфическим толщам. Ввиду отсутствия мощных глинистых пластов, простирающихся на большие расстояния, и наличия различного рода гидрогеологических окон подземные воды выделенных водоносных комплексов в региональном плане не достаточно хорошо изолированы друг от друга. Но локальный водообмен между подсолевыми и надсолевыми отложениями весьма затруднен.

Чередование положительных и отрицательных тектонических движений, испытанных восточной окраиной при ее геологическом развитии в позднепалеозойское и мезозойское время, создало определенную гидрогеологическую цикличность, и каждый раз приводило к изменению палеогидрогеологических условий, нарушавших статическое состояние палеозойских подземных вод.

После каждого гидрогеологического цикла изменялась гидрохимическая характеристика подземных вод, происходила перестройка гидродинамического режима и возникла необходимость в разгрузке подземных вод через имевшиеся тектонические разрушения и плоскости угловых несогласий для выравнивания пластовых давлений, как в совмещенных водоносных горизонтах, так и в горизонтах с уменьшенными пластовыми давлениями.

Воды нижнекаменноугольных отложений хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 182,1 г/л.

Воды среднекаменноугольных отложений соленые сероводородные хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 96,4 г/л, сульфатные слабоминерализованные.

Воды нижнепермских терригенных отложений приурочены к песчаным прослоям артинских, сакмарских и ассельских отложений. Они хлоридно-кальциевого типа с минерализацией до 129 г/л, неметаморфизованные, сульфатные. Статический уровень устанавливается на 80-100 м от устья.

Воды кунгурских отложений локализуются в терригенно-сульфатных прослоях в толщи каменной соли, являются рассолом хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 67,3-263 г/л, воды являются метаморфизованными или слабометаморфизованными.

Воды верхнепермских отложений располагаются в нескольких песчаных водоносных горизонтах, являются минерализованными. Воды хлоридно-кальциевого типа с минерализацией от 50,3 до 292 г/л при плотности 1035,7-1185,6 кг/м3 с растворенными в них метаном и азотом. Газосодержание вод колеблется от 0,062 до 0,973 ма/м3 при упругости газов 1,16-5,65 МПа. Состав растворенных в воде газов в законтурных и подошвенных водах азотно-метановый и метановый с содержанием метана 55-79,2 %. Возраст пластовых вод неоген-верхнемеловой и он намного меньше возраста водосодержащих отложений. Верхнепермские отложения содержат напорные воды.

Воды нижнетриасовых отложений гидрокарбонатно-натриевые, сульфатно-натриевые, хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые с минерализацией от 7,1 до 251 г/л. Пластовые воды, в основном, неметаморфизованные. Воды имеют запах сероводорода. Газосодержание варьирует от 0,015 до 0,823 м3/м3 при упругости 3,4-4,57 МПа. Возраст пластовых вод соответствует раннему миоцену.

Воды юрских отложений образуют два водоносных комплекса: нижнеюрский и среднеюрский.

Нижнеюрские воды сульфатно-натриевые и хлоридно-кальциевые, в единичных случаях гидрокарбонатно-натриевые и хлоридно-магниевые. Минерализация их меняется от 1,4 до 221,9 г/л. Воды слабометаморфизованные. Газосодержание подошвенных вод колеблется от 0,025 до 0,235 м3/м3 при упругости газа до 3,53 МПа.

Воды среднеюрских отложений представлены водами ааленских и байосс-батских отложений.

Воды ааленских отложений гидрокарбонатно-натриевые, сульфатно-натриевые и хлоридно-кальциевые. Общая минерализация вод изменяется от 2 до 202,8 г/л. Воды в основном слабометаморфизованные. Воды напорные.

Воды байосс-батских отложений гидрокарбонатно-натриевые и сульфатно-натриевые, хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые. Они характеризуются минерализацией от 0,7 до 259 г/л. Газосодержание законтурных и подошвенных вод составляет 0,025-0,775 ма/м3 при общей упругости газа от 0,21 до 4,86 МПа. Газосодержание по мере приближения к контуру нефтеносности возрастает от 0,227 до 0,775 ма/м3 при упругости газа 0,75-4,86 МПа. Воды четвертичного и плиоценового возраста, что свидетельствует об их инфильтрационном генезисе. Воды обладают значительным пьезометрическим напоре в 42-712 м. Статические уровни в скважинах устанавливаются на глубине 8-68 м.

Воды меловых отложений представлены готеривским, барремским, аптским и альбским водоносными комплексами.

Воды готеривских отложений, в основном, гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевые и частично хлоридно-кальциевые с минерализацией от 1,9 до 117 г/л. Воды независимо от степени минерализации являются метаморфизованными.

Водонапорные статические уровни устанавливаются на глубине 12-43 м.

Воды барремских отложений гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевые с минерализацией 0,3-31,7 г/л. Газосодержание законтурных и подошвенных вод составляет 0,022-0,247 ма/м3 при упругости газа 0,12-0,9 МПа. В подошвенных водах растворен метановый газ с содержанием метана 86,9 % и азота 6,5 %. Возраст вод четвертичный. Водонапорные, статические уровни их в скважинах устанавливаются на глубине 5-55 м, а дебит при понижении уровня на 40 м достигает 8 л/с.

Воды аптских отложений преимущественно гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевые, частично хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые с минерализацией 0,5-90,8 г/л при плотности 1000-1067 кг/м3. На некоторых участках водоносный горизонт залегает неглубоко от поверхности и содержит слабоминерализованные воды. Воды неметаморфизованные. Водонапорные, статические уровни в их скважинах устанавливаются на глубине 4-80 м от устья. Дебиты при понижении уровня на 20 м составляют 0,3-10 л/с.

Воды альбских отложений сульфатно-натриевые и хлоридно-магниевые с минерализацией 0,21-0,472 г/л. Воды песчаных отложений альба подпитываются солеными водами более древних отложений и становятся непригодными для питьевых целей. Газосодержание вод равно 0,04 ма/м3. Статические уровни вод в скважинах устанавливаются на глубине 10-30 м от устья, максимальные дебиты 8,0-13,5 л/с.

В четвертичных отложениях имеет распространение водоносный горизонт, связанный с делювиальными отложениями, слагающими долины балок и пониженные участки рельефа. Питание его осуществляется, в основном, за счет атмосферных осадков. По типу залегания делювиальные воды относятся к грунтовым.

Таким образом, подземные воды продуктивных горизонтов верхнепермских и мезозойских отложений относятся в основном к высокоминерализованным. Минерализация их увеличивается с глубиной.

По гидрохимическим показателям они не типично нефтяные с застойным режимом, не сингенетичны вмещающим отложениям, а инфильтрационные, что указывает на нахождение водоносных горизонтов в зоне водообмена с дневной поверхностью и свидетельствует о плохой закрытости недр и активном разрушении нефтяных залежей.

Содержание водорастворенных газов на водонефтяном контакте месторождения Жанажол составляет в среднем 3,1 ма/м3, из которых примерно половина приходится на кислые (сероводород, двуокись углерода) и половина на метан и его гомологи.

Характерной особенностью химического состава растворенных газов является высокое содержание сероводорода (34,4%) и двуокиси углерода (11,7%). Обращает на себя внимание также низкая концентрация гомологов метана (около 2%), что не характерно для подземных вод, контактирующих с нефтяной залежью.

 

 

1.5 Генезис

 

Советский этап становления

Во второй половине 20-х гг. XX века нефтяники Эмбы начали применять роторное вращательное бурение, что способствовало развитию буровых работ, росту глубины скважин, темпа вскрытия и разведки нефтяных залежей. Вращательное бурение на Эмбе было применено впервые в СССР. В результате этого, средняя глубина скважин с 196,7 м., в 1929 г. возросла до 637,7 м в 1932г.

Нефтяники Эмбы первыми в СССР и Европе освоили на Доссоре и Макате сверхглубокое бурение того времени — до 2500-2800 м. В докладе «Перспективы развития Урало-Эмбинского района», сделанного И.М. Губкиным в 1927 г. на заседании Совета нефтяной промышленности ВСНХ, говорилось о необходимости внимательнейшим образом отнестись к развитию Эмбинского региона.

Непосредственное руководство геолого-поисковыми работами на Эмбе осуществлял Геологический комитет главного горно-топливного управления ВСНХ СССР. Особое внимание развитию Урало-Эмбинского района уделял И.М. Губкин.

В 1931 г. в докладе на чрезвычайной сессии Академии наук СССР И.М. Губкин подчеркнул: «Энергичная и смелая разведка может сделать из Урало-Эмбинского района грандиозный район со многими десятками миллионов тонн добычи. Сюда нужно бросить максимум средств и сосредоточить на этом районе неослабное внимание».

Новый импульс развитию геолого-разведочных исследований на территории Западного Казахстана был дан в 1925-1926 годах. В 1925 г. по результатам проверки работы треста «Эмбанефть» перед нефтяниками была поставлена конкретная задача: в течение 5-7 лет разведать структуры с признаками нефтегазоносности площадью 3500 квадратных верст на территории северных районов (Темирского района) Актюбинской области. Согласно этим задачам, к началу 30-х годов поисковые работы вышли за пределы Южной Эмбы и стали проводиться на территории Актюбинской области. В связи с этим возникла необходимость организации территориального треста «Актюбенефтеразведка», а позднее — треста «Казнефтеразведка» в г. Гурьеве (Атырау).

В 1931 г. бурением скважины №10 вновь организованным трестом «Актюбенефтеразведка» в Актюбинской области открыто месторождение Шубаркудык. Двумя годами позже открыто месторождение Жаксымай. Оба месторождения находились далеко от г. Гурьева. Вскоре возникла проблема транспортировки добываемой нефти, которая была решена строительством железной дороги Гурьев — Кандагаш, соединившей месторождения Шубаркудык и Жаксымай с Доссором и Макатом.