Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при добыче углеводородов

В дальнейшем идут перемещающиеся породы-аргиллиты с пропластками алевролитов, песчаника и гравелитов. Алевролиты с пропластами песчаника и гравелита крупнозернистые    полимиктовые песчаники, мелкообломочные гравелиты с конгломератами карбонатного состава. Крупнокристаллические   ангидриты;   известняки,   доломиты   различной трещиноватости и кавернозности.

Вскрытый и изученный  разрез осадочной толщи месторождения  Жанажол представлен отложениями  каменноугольной системы (нижний, средний  и верхний отделы), пермской системы (нижний и верхний отделы), триасовой, юрской и меловой систем, а также четверичными отложениями антропогеновой системы. Средне-нормальный литолого-стратиграфический   разрез месторождения, вскрытый на площади Жанажол, являются терригенные осадки средневизейского возраста. Кровля этих отложений вскрыта только в скв 1 -с. Поэтому полная характеристика этих отложений в работе не дается. На соседних с Жанажолом площадях Кожасай, восточный Тобускен, восточный Торосколь.. Вскрытая терригенная толща среднего- нижнего визе и турнейского яруса превышает 1000 метров. Выше по разрезу терригены осадки сменяются карбонатной толщей пород верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов, представленной известняками и доломитами с редкими прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина окских отложений нижнего карбоната достигает 308 м, толщина окских отложений около 150 м, серпуховских 140 м.

Средний карбон (С2) представлен  отложениями Башкирского и Московского  ярусов. Отложения Башкирского полностью  пройдены только скважиной 1-е. Полная толщина достигает 224 м (3892-3668). Представлены они известняками серыми и светло-серыми, органогено- комковатыми, массивными доломитизированными, со стилолитовыми швами, с редкими прослоями аргиллитов. В составе Московского яруса (С2 т) выделяется два подъяруса: нижнемосковский и верхнемосковский. Отложения нижнемосковский и верхнемосковский. Отложения нижнемосковского подъяруса, представленные верейскими и каширскими горизонтами, вскрыты скважиной 23 в интервале 3803-3647 м и ckb.i-c в интервале 3668-3560 м.

Вскрытая толщина подъяруса колеблется в пределах 108-156 м. Сложены они карбонатными породами с единичными прослоями аргиллитов небольшой толщины. Комплекс карбонатных отложений верхнего визе - нижнемосковского подъяруса, вскрытая толщина которого достигает 30 м. образует так называемую « нижнюю карбонатную толщу» пород, обозначенный индексом КТ-П, в котором установлено наличие промышленных запасов нефти. 

 

 

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 ступеней. 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 намечается 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). 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 25º.

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°. [лист 1,2] 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.

    Таблица 1.3

  Состав нефти и газа

 

Состав	Нефть (%)	Газ (%)
N2	0,0001	1,71
CH4	0,13	81,18
CO2	0,01	0,72
C2H6	1,23	8,64
H2S	0,53	2,64
C3H8	5,29	3,68
i-C4H10	2,23	0,42
n-C4H10	5,36	0,67
i-C5H12	3,55	0,16
n-C5H12	3,82	0,13
C6H14	4,73	0,05
C7H16	4,04	0,01
C8H18	1,78	0,02
CS	0,0001	0,0001
CH3SH	0,0157	0,0026
C2H5SH	0,0265	0,0012
C3H7SH	0,1965	0,0026
C4H9SH	0,0151	0,0001
140°С	7,49	0,004
165°С	12,20	0,002
200°С	5,52	0,0001
230°С	4,57
250°С	4,00
270°С	3,77

 

   Таблица 1.4

  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

 

 

           Продолжение таблицы 1.4

	КТ-I	КТ-II	Итого
Первоначальное пластовое  давление, МПа	29,2-29,3	38,0-39,15
Давление насыщения, МПа	29,15	27,02-35,04
Первоначальный газовый  фактор, м3/м3	302	209-373

 

Состав нефти и некоторые показатели залежей месторождения показаны в таблицах 1.3 и 1.4.

 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.