Геология месторождения Жанажол

Первые сведения о геологическом строении района опубликованы в работе Е. К. Ковалевского и А. Гарнгроссе, которые в 1840 году изуча-ли обнажения по рекам Темир, Эмба, Атжаксы.

И в дальнейшем исследования района носили маршрутный и реког-носцировочный характер. Более детальное и планомерное изучение тер-ритории начинается с 1944 года. Так, в 1944-1946 годах Каспийско - Аральской партией под руководством А. Л. Нишина и Г. П. Водорезова проводилась геологическая съемка листа M-40 в масштабе 1:1000000. В результате работ была составлена геологическая карта и объяснительная записка к листу, в которой освещены основные вопросы стратиграфии и тектоники территории. Эти работы до сих пор не утратили своей ценности.

В 1949 году Б. И. Самодуров и Н. В. Иванова провели геологическую съемку масштаба 1:200000 листа М-40-ХХХIV, куда входит и Жанажол. Авторы дали подробное описание геологического строения района. В 1952 году площадь была покрыта гравиметрической съемкой того же масштаба (Л. Н. Тушканов).

В 1953-1954 годах на этой площади проведена геологическая съемка масштаба 1:50000 с применением нормативочного бурения (Л. С. Зингер).

Поднятие Жанажол, было выявлено в 1960 году (Добровскнй Н. П. и Мойссюк Н. К.) и подготовлено к бурению в 1961 году сейсмическими работами МОВ Актюбинской геофизической экспедиции (АГЭ). В 1975 и в 1980 годах его строение было уточнено исследованиями МОГТ (Мойссюк Н. К., Жуйков О. А., Кузнецов Е. Н.).

Глубокое поисковое бурение на площади начато в 1961 году при Мугоджарской экспедиции глубокого бурения треста «Актюбнефтеразведка». Начиная с 1976 года, поисковые работы велись Актюбинской нефтеразведочной экспедицией (Губкин Н. А., Булекбаев З. К.), а с 1978 года и Кенкиякской нефтеразведочной экспедицией объединения „Казнефтегазгеология”.

Месторождение было открыто в 1978 году. В результате глубокого бурения Жанажолской структуры Актюбинской нефтеразведочной экспедицией 31 июля 1978 года из скважины № 4 был получен мощный приток из подсолевых отложений с глубины 2800-2894 м. Поисково-разведочные работы проводились на Жанажоле до 1986 года.

В 1981 года на месторождении начато бурение разведочных и первых эксплуатационных скважин вновь созданным объединением „Актюбинскнефть” Миннефтепром СССР, которому поручена его разработка.

С целью освоения крупнейшего в Актюбинской области Жанажолского месторождения и подготовки его к промышленной разработке приказом министра нефтяной промышленности № 157 от 10 марта 1981 года было создано нефтегазодобывающее управление „Октябрьскнефть”, в составе его на самостоятельном балансе - управление технологического транспорта, строительно-монтажное управление, жилищно-коммунальная контора.

Нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол вступило в эксплуатацию фонтанным способом в 1983 году по проекту, составленному институтом „Гипровостокнефть” вводом в разработку северного купола пачки В+В'.

Разработка месторождения началась с разбуривания объектов первой карбонатной толщи (пачки А, Б, В'), залегающие в интервале глубин 2550 -2900 м.

В 1982 году разведка залежей КТ-I была закончена, произведен расчет и утверждение ГКЗ СССР запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов.

Продуктивность второй карбонатной толщи (КТ-II) была установлена в декабре 1980 года скважиной № 23, заложенной на КТ-I и впоследствии углубленной.

В 1985 году были подсчитаны и утверждены запасы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов по второй карбонатной толще КТ-II, после чего с 1986 года началась эксплуатация второй карбонатной толщи с вводом в разработку пачки Дн-I южного купола. В 1988 году был введен в разработку северный купол второй карбонатной толщи эксплуатацией пачек Д-III и Гн-III. Пачка Гв-III вступила в разработку в 1989 году.

Техническое обустройство месторождения осуществлялось трестом „Оренбургнефтегазстрой”, работы которого активизировались с сентября 1983 года. В дальнейшем генеральным подрядчиком по оснащению нефтяных месторождений выступал трест „Актюбнефтегазстрой”.

В освоении Жанажолского месторождения нефти и газа участвовал коллектив Октябрьской экспедиции глубокого эксплуатационного бурения (ОЭГЭБ) Степновского УБРНО „Саратовнефтегаз”, начавший работу вахтенно-экспедиционным методом с 1981 года в составе трех бригад. В 1982 году была создана база производственного обслуживания в поселке Жанажол, и были организованы вулканизационный и аккумуляторный цеха [1].

В 1983-1984 годах в поселке Жанажол был введен в эксплуатацию механоремонтный участок НГДУ „Октябрьскнефть” площадью 450 м для восстановления бурового нефтепромыслового и транспортного оборудования. В 1983 году началось строительство дороги Эмба - Жанажол. Большое значение для современной транспортировки необходимого оборудования имело строительство дороги от Жанажолского месторождения до Кенкиякского. С целью улучшения использования рабочих кадров и сокращения времени доставки рабочих к месту работы было начато также в 1982-1983 годах строительство взлетно-посадочной полосы в районе Жанажолского месторождения и в 1983-1984 годах в городе Кандыагаш.

Таким образом, были созданы оптимальные условия для того, чтобы в апреле 1984 года месторождение Жанажол можно было ввести в опытно-промышленную эксплуатацию.

В связи со специфическими особенностями физико-химических свойств нефти месторождения Жанажол - высокое содержание сероводорода и углекислого газа в попутном газе, - потребовалось создание специальной системы сбора, подготовки нефти, газа, воды, установок по производству серы в коррозионностойком состоянии. Исходя из такой потребности, в 1984 году был введен в эксплуатацию Жанажолский газоперерабатывающий завод (ЖГПЗ), впервые сооруженный в бывшем СССР на отечественном оборудовании, который является опытно-промышленном предприятием. К этому времени уже был построен нефтепровод Жанажол - Кенкияк протяженностью 50 км.

В 1986 году началась закачка воды в пласт по различным объектам, с целью поддержания пластового давления (ППД).

С самого начала разработки месторождения использовался только один способ эксплуатации - фонтанный. Этот метод применяется до сих пор. Кроме этого метода на месторождении имеется опыт работы с механизированным способом эксплуатации, который был начат в июне 1990 года, переводом скважины № 724 с фонтанного способа эксплуатации на глубинно-насосный .

В течении 1995-1998 годов проведен комплекс мероприятий по расширению системы ППД - введены блочные кустовые насосные станции (БКНС), 28 нагнетательных, 7 водозаборных скважин.

В 1997 году начался этап сотрудничества акционерного общества „Актобемунайгаз” с Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорацией, которая приобрела 60,3 % контрольного пакета акций.

В 1999 году Синьцзяньским нефтегазовым научно-исследовательским институтом при нефтяном управлении Синьцзянь-Уйгурской Автономной Республики КНР был выполнен „Отрегулированный проект по разработке нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол”.

На данный момент месторождение находится на второй стадии разработки: доразведка, разбуривание, стабилизация добычи нефти.

1.3 Стратиграфия

На площади Жанажол буровыми работами изучен комплекс отложений нижнекаменноугольного - верхнемелового возраста. При стратиграфическом расчленении разреза использованы имеющиеся палеонтологические определения, диаграммы, промыслово-геофизических исследований, описание керна.

Каменноугольная система С

Нижний отдел С₁

Наиболее древними отложениями, вскрытыми на площади Жанажол, являются терригенные осадки средневизейского возраста. В скважине № 1-С они встречены в интервале минус 4190-4200 м. На соседних площадях Кожасай, Восточный Тобускен, Восточный Тортколь вскрытая толщина терригенной толщи среднего и нижнего визейского и турнейского яруса превышает 1000 м.

Выше по разрезу терригенные осадки сменяются карбонатной толщей пород верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов, представленной серыми, светло-серыми органогенно-обломочными, мелкокристаллическими и массивными известняками, полимиктовыми песчаниками и доломитами с резкими прос-лоями темно-серых аргиллитов. Толщина тарусского горизонта нижнего подъяруса составляет 70-86 м; толщина стешевского 62-76 м; толщина протвинского горизонта верхнего подъяруса 72-90 м. Максимальная вскрытая толщина отложений нижнего карбона достигает 308 м.

Средний отдел С₂

Отложения среднего карбона вскрыты в составе башкирского и московского ярусов.

Башкирский ярус С₂b

Отложения башкирского яруса полностью пройдены скважиной № 1-С (3892-3668 м) и частично скважиной № 23 (3886-3803 м). Толщина достигает 224 м. Представлены они серыми и светло-серыми, органогенно-комковатыми, массивными доломитизированными известняками со стиллолитовыми швами, с резкими прослойками аргиллитов.

Московский ярус С₂m

В составе же московского яруса выделяются два подъяруса.

Отложения нижнего московского подъяруса, представленные визейским и каширским горизонтами, вскрыты скважиной № 23 в интервале 3803-3647 м и скважиной № 1-С в интервале 3668-3566 м. Толщина подъяруса колеблется от 108 до 156 м. Сложен он карбонатными породами с единичными маломощными прослоями аргиллитов. Резкая фациальная изменчивость на площади является характерной чертой данного яруса.

Верхнемосковский подъярус представлен подольским и мячковским горизонтами. Нижняя часть подольского горизонта сложена преимущественно терригенной толщей пород, состоящей из переслаивания аргиллитов, песчаников, алевролитов, гравелитов, реже известняков, толщина его от 266 м до 366 м. Верхняя часть горизонта представлена светло-серыми, почти белыми, органогенно-обломочными, сгустковыми, прослоями микрозернистыми, массивными, крепкими известняками. Толщина подольских карбонатных отложений колеблется от 144 до 220 м. Выше по разрезу залегают органогенные, органогенно-обломочные, микрозернистые известняки и доломиты мячковского горизонта. Эта часть разреза довольно четко выделяется по положению между двумя реперными прослоями, образованными глинистыми породами толщиной до 10 м, прослеживающимися по всей площади месторождения. Мячковский горизонт вскрыт практически всеми скважинами на месторождении. Толщина его варьируется 115 до 164 м.

Верхний отдел С₃

Граница верхнего карбона со средним отделом достаточно четко отбивается по изменению характера записи кривой гамма-каротажа. В составе верхнего карбона, благодаря находкам многочисленной микрофауны и конодонтов, выделяется касимовский и гжельский ярусы.

Касимовский ярус С₃k

В литологическом отношении касимовский ярус на большей части площади сложен известняками и доломитами. В северо-восточной части месторождения характер разреза изменяется. Здесь наряду с известняками и доломитами большую роль играют голубовато-серые крупнокристаллические крепкие ангидриты. Степень ангидритизации разреза постепенно увеличивается снизу вверх от отдельных гнезд и включений до сплошных (толщиной 5-10 м) пластов и ангидритов. Толщина касимовского яруса варьирует от 50 до 97 м.

Гжельский ярус C₃g

Гжельский ярус состоит из двух частей. Нижняя, толщина 53-136 м, в отложениях распространения сульфатных и карбонатных пород имеет строение, аналогичное нижележащему ярусу. Отличительной ее особенностью является широкое развитие органогенных известняков, на 65-85 % состоящих из обломков фауны и водорослей. Кроме того, в северо-восточной части площади еще более усиливается ангидритизация разреза, и значительное распространение получают также темно-серые, почти черные аргиллитоподобные глины

Таким образом, всю в основном карбонатную толщу пород подольского и мячковского горизонтов московского ярусов, а также касимовского и гжельского ярусов верхнего карбона, где наряду с карбонатными породами имеют развитие (особенно в северо-восточной части месторождения) и сульфатные отложения (ангидриты), относят к так называемой „верхней карбонатной толще KT-I”, суммарная толщина которой изменяется от 427 до 537 м.

Над карбонатной частью разреза расположена терригенная пачка пород гжельского яруса, состоящая из глин, алевролитов, реже гравелитов толщиной от 24 до 109 м.

Пермская система Р

Пермские отложения представлены нижним и верхним отделами.

Нижний отдел Р₁

Нижняя пермь, представлена отложениями ассельского, сакмарского и кунгурского ярусов.

Ассельский и сакмарский ярусы P₁a - P₁s

Ассельско-сакмарская терригенная толща пород совместно с гжельской терригенной пачкой образует на Жанажолском месторождении региональный флюидоупор. Толщина этой покрышки, в значительной степени глинистой по составу, изменяется довольно в широких пределах от 16 до 598 м и имеет тенденцию к уменьшению с севера на юг. В литологическом отношении это переслаивание аргиллитов, песчаников, алевролитов, реже гравелитов и глинистых известняков. Толщина ассельского яруса колеблется от 9 до 359 м. Сакмарский ярус также не выдержан в отношении толщины (от 0 до 209 м в скважине № 5).

Кунгурский ярус P₁k

Гидрохимические отложения кунгурского яруса совместно с верхней надкарбонатной терригенной толщей образуют мощную флюидоупорную покрышку для нефтегазонасыщенной части до кунгурского разреза.

Отложения кунгурского яруса в нижней части представлены сульфатно-терригенными породами (ангидриты и аргиллитоподобные темные глины) толщиной от 10 до 60 м. Выше залегает толща галогенных пород (каменная соль) с прослоями аргиллитов, реже песчаников и алевролитов, ангидритов. Максимальная толщиной галогенной толщи составляет 996 м, минимальная - 7 м. В верхней части кунгура залегает терригенно-сульфатная пачка („кепрок”), сложенная в основном ангидритами, толщиной 4-84 м.

Верхний отдел Р₂

Отложения верхней пeрми представлены пестро-цветными, серо-цветными терригенными породами: глины, в нижней части аргиллиты; полимиктовые, глинистые мелкозернистые песчаники и алевролиты; реже мелкогалечные конгломераты с отдельными выдержанными прослоями (от 3-5 до 10-15 м) высокоомных пород - ангидритов.

Толщина верхней перми изменяется от 633 м в своде северного купола до 1808 м на восточной периклинали.

Триасовая система Т

Отложения триаса выделяются в составе нижнего отдела и литологически представлены чередованием пестроокрашенных глин, песчаников, алевролитов, встречаются прослои слежавшихся слабосцементированных песков. Толщина отложений варьирует от 65 до 371 м.

Юрская система J

Юрские отложения выделяются в составе нижнего и среднего отде-лов. Суммарная их толщина колеблется от 60 до 246 м. Представлены они серыми глинами, темно-серыми песчаниками, плотными алевролитами и серыми, зеленовато-серыми, полимиктовыми, разнозернистыми песками.

Меловая система К

Меловые отложения представлены нижним и верхним отделами.

Нижний отдел К₁

В составе нижнего отдела выделяются песчано-глинистые отложения готеривского, аптского и альбского ярусов суммарной толщиной от 298 до 437 м.

Верхний отдел К₂

Верхний мел представлен преимущественно зеленовато-серыми, мергелистыми глинами с прослоями конгломератов. Толщина верхнего отдела колеблется от 28 до 132 м.

Четвертичная система Q

Четвертичные отложения небольшой толщины (2-3 м) повсеместно перекрывают отложения верхнего мела, представлены суглинками и супесями.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении район месторождения Жанажол расположен в восточной прибортовой части Прикаспийской впадины, которая отделена от Уральской геосинклинальной зоны Ащисайским и Северно-Кокпектинским разломами.

Одной из характерных черт геологического развития явилось интенсивное опускание территории и формирование мощного осадочного чехла (7-10 км). Основную часть этой толщины составляет подсолевой комплекс, включающий отложения, заключенные между поверхностью докембрийского фундамента и подошвой галогенных осадков кунгурского яруса [2].

Поверхность подсолевых отложений моноклинально погружается на запад, от 2,0-2,5 км близ Ащисайского разлома до 5,5-6,0 км на меридиане купола Беттау.

В пределах указанной моноклинали выделен ряд обособленных сту-пеней. Последние более четко проявляются по нижним горизонтам и последовательно погружаются к центральной части впадины. С востока на запад выделяются Жанажолская, Кенкиякская, Коздысайская и Шубаркудукская системы ступеней, в пределах которых кровля подсолевого горизонта соответственно находится на глубинах: 3-3,5 км, 3-4 км, 4-5 км и ниже 5 км. К северу от Кенкияка несколько обособленно выделяются Остансукский прогиб, который вдоль западной границы структур Талдышоки, Остансук, Северный Остансук и Байжарык ограничивается нарушением. К северу он непосредственно примыкает к Актюбинскому периклинальному прогибу. Тектонические ступени в значительной степени осложнены разрывными нарушениями.

Одной из особенностей Жанажолской ступени является развитие мощных карбонатных массивов, которые в свою очередь осложнены крупными поднятиями брахиантиклинального типа.

Месторождение Жанажол приурочено к верхней части обширного карбонатного массива, сложенного породами подольско-гжельского возраста. О строении этого массива по более нижним горизонтам можно судить по данным сейсморазведочных работ. На структурной карте по подошве нижней карбонатной толщи пород окско-каширского возраста локализован он в районе скважин № 4 и № 5. По кровле нижней карбонатной толщи, намечаются два локальных свода, оконтуренных изогипсой минус 3200 м. Северный из них расположен в районе скважин № 4 и № 5, южный свод намечается в районе скважины № 18 .

Мозаичная рисовка изогипс остается и по горизонтали, которая характеризуют строение верхней карбонатной толщи пород. По подошве верхнего карбонатного комплекса северный свод Жанажолского поднятия расположен в районе скважин № 4 и № 10; южный свод наме-чается в районе скважины № 18.

На структурной карте по кровле высокоомного разреза, фиксирующей резкую плотностную границу при смене терригенных пород надкарбонатной толщи сульфатно-карбонатными породами гжельского яруса, Жанажолское поднятие имеет по длинной оси длину 28 км и представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, образованную в теле карбонатного массива пород. Она состоит из двух локальных поднятий. Северное в районе скважины № 50 оконтурено изогипсой минус 2300 м. По замкнутой изогипсе минус 2500 м его размеры составляют 10,5 х 5,5 км. Свод южного поднятия залегает на 50 м ниже и оконтурен изогипсой минус 2350 м в районе скважины № 19. Размеры поднятия по изогипсе минус 2500 м составляют 9,5 х 4 км.

Амплитуда поднятия в изученной бурением части составляет порядка 250 м, западное его крыло более крутое (8-10 м) относительно восточного (4-7 м). В целом по всем горизонтам, связанным с границами карбонатных массивов пород, сохраняется унаследованность структурных форм, высокая амплитуда поднятий, их значительные размеры. Лишь по подошве отложений кунгурского яруса, ввиду резкого различия величины мощности подсолевой терригенной толщи пород, которая в пределах площади изменяется от 15 до 600 м, структурный план поднятия как бы нарушается.

Свод северного поднятия немного смещается к востоку и оконтуренный изогипсой минус 1850 м намечается в районе скважин № 5 и № 8.

Структурные карты были зарисованы по кровлям КТ-I и КТ-II на основании применения данных стратиграфического расчленения 284 добывающих и всех разведочных скважин. Общая форма структуры для КТ-I, а также и для КТ-II антиклиналь с южным и северным куполами, с одной седловиной в середине. Направление длинной оси антиклинали ориентировано к северу с отклонением к востоку на 25?.

Структура КТ-I: по структурному плану кровли абсолютная отметка свода южного купола минус 2330 м, абсолютная отметка замыкающей изогипсы минус 2500 м, площадь по замкнутой изогипсе 9,38 км х 4,38 км, высота структуры 170 м; западное крыло данного поднятия круче, с углом падения пластов 10°, восточное крыло пологое, угол падения пластов 7°. Абсолютная отметка свода северного купола минус 2260 м, абсолютная отметка замыкающей изогипсы минус 2500 м, площадь по замкнутой изогипсе 11,25 км x 5,38 км, высота 240 м. Крылья структуры данного поднятия в основном симметричны друг другу, угол падения пластов около 9°.

Структура КТ-II: по структурной карте кровли абсолютная отметка южного свода минус 3110 м, абсолютная отметка замкнутой линии минус 3380 м, площадь по замкнутой изогипсе 12,75 км х 5,38 км, высота структуры 270 м. Западное крыло структуры круче, чем восточное: угол падения пластов западного крыла около 10°, угол падения пластов восточного крыла около 7°. Абсолютная отметка северного свода минус 3050 м, абсолютная отметка замкнутой линии минус 3380 м, площадь по замкнутой изогипсе 11,63 км х 5,5 км, высота структуры 330 м. Два крыла в основном симметричны, а угол падения пластов около 10°.

1.5 Нефтегазоносность

Месторождение представляет собой крупное антиклинальное подсолевое поднятие платформенного типа северо-восточного простирания. Продуктивные пласты в нем приурочены к среднегжельскому регионально - нефтегазоносному комплексу пород, представленному двумя мощными толщами карбонатов (КТ-I и КТ-II), сложенных из известняка и доломитов. Глубина залегания продуктивных горизонтов составляет КТ-I до 2850 м и КТ-II до 3850 м.

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. Начальное пластовое давление Р_пл, приведенное к отметкам ГНК и ВНК равно соответственно 29,1 и 30 МПа. Пластовая температура равна 58-61°С. Геотермический градиент равен 2,4°С.

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 нафтеновых 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 мПас, 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.

Средний суточный дебит скважин по месторождению составляет 27,34 т/сут. Состав нефти и некоторые показатели залежей месторождения показаны в таблицах 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 - Состав нефти и газа

Таблица 1.2 - Показатели залежей месторождения Жанажол

1.6 Водоносность

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 [3].

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 м³/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 %.

Кроме того, в растворенных газах подошвенных и законтурных вод содержится соответственно: этан - 11,1-26,8 % и 0,04-3,6 %; тяжелые углеводороды - 4,3-24 % и 0,03-0,05 %; углекислый газ - 0,36-3,48 %; гелий - 0,003-0,3 %; аргон - 0,03-0,748 %. 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. Содержание растворенных газов в законтурной и подошвенной воде колеблется соответственно от 48,6 до 82,9 % и 2,9-40,1 %, метана от 4,5 до 41,7 % и 51,2-89,3 %. В водах установлены также этан -- 0,13-21,3 % и тяжелые углеводороды - 0,31-26,1 %, гелий - 0,002-0,053 % и аргон - 0,09-0,932 %. 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.

В состав растворенных газов подошвенных и законтурных вод входят: метан - 49,9-74 % и 30,3 %, этан - 2,6-4,5 % и 0,1 %, тяжелые углеводороды - 1,6-2,1 % и 0,01 %, углекислый газ - 2,5-2,9 % и 0,2 %, азот - 4,29-15,4 % и 67,5 %, гелий - 0,02-0,002 % и 0,43 %, аргон - 0,141-0,315 % и 0,738 %. Абсолютный возраст вод плиоценовый, что свидетельствует о более молодом возрасте водосодержащих отложений.

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. В состав водорастворенного газа входят: метан -- 5,4%, этан - 0,3 %, тяжелые углеводороды - 0,2 %, углекислый газ - 0,3 %, кислород - 0,3 %, азот - 32,1 %, гелий - 0,043 % и аргон- 0,798 % при газовом факторе 0,04 м³/м³ и общей упругости газа 0,4 МПа. 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 м³/м³ при общей упругости газа от 0,21 до 4,86 МПа. В законтурных водах растворен газ азотного состава с содержанием азота 67,5-98,1% и низким содержанием метана при газовом факторе в 0,025-0,05 м³/м³ и общей упругости 0,14-0,84 МПа.

В подошвенных и в приконтурных водах растворенные газы преимущественно углеводородные с содержанием метана 74,3-91,4 %. Газосодержание по мере приближения к контуру нефтеносности возрастает от 0,227 до 0,775 м³/м³ при упругости газа 0,75-4,86 МПа. Кроме метана и азота в водах содержатся: этан - 0,5-5,6 %, тяжелые углеводороды - 0,01-8,8 %, углекислый газ - 0,1-7,9 %, кислород - 0,1-3,4 %, гелий - 0,002-0,052 % и аргон - 0,029-1,626 %. 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, атским 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. В приконтурных водах растворенный газ имеет, в основном, метановый состав с содержанием метана 83,8 % и азота 6,7 %; в законтурных - азотный состав с содержанием азота 82,8-86,6 % и метана до 14,3 %. В водах присутствует также: этан - 0,01-9,1 %, углекислый газ - 0,1- 0,5 %, гелий - 0,003-0,009 % и аргон - 1,052-1,187 %. Возраст вод - четвертичный.

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 м³/м³ при упругости газа 0,12-0,9 МПа. В подошвенных водах растворен метановый газ с содержанием метана 86,9 % и азота 6,5 %. В законтурных водах и на нефтеносных куполах газ азотный с концентрацией азота 89,1-96 % и метана 3,9-8,2 %. В составе газа определены также этан - до 0,37 %, тяжелые углеводороды - до 2,13 %, углекислый газ - 0,1-4 %, гелий -0,006-0,016 % и аргон - 0,227-1,674 %. 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. Состав газов законтурных вод: азота - 95,7-97 %, метана - 2 %, углекислого газа - 0,2-1 %, гелия - 0,003 % и аргона - 0,298-1,8 %. 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 м³/м³ при упругости газа 1,9 МПа. Растворенный газ азотный с содержанием азота - 67 %, метана - 26,4 %, этана - 0,25 %, тяжелых углеводородов - 1,2 %, углекислого газа-3,6 %, гелия - 0,005 %; и аргона - 1,106 %. 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 сингетичны 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 м³/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.