Четвертичная система Q
Четвертичные отложения небольшой толщины (2-3 м) повсеместно перекрывают отложения верхнего мела, представлены суглинками и супесями.
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). 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 25є.
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°.
Рисунок 1.1 - Карты изопахнт для пород терригенной толщи подольского горизонта (A), I-KT (Б), ассельского яруса (В), артинского яруса (Г); структурные карты по кровле II-KT (Д), по размытой поверхности I-KT (E)
а – изопахиты, м; б – изогипсы, м; в – тектонические нарушения; г – области денудации; д – глубокие скважины; палеовалы: I – Урихтау-Южно-Мортукский, II – Кумистобинский, III – Курганский, IV – Жанажол-Алибекмолинский; площади: 1 – Боэоба, 2 – Кенкияк, 3 – Южный Мортук, 4 – Урихтау, 5 – Жагабулак, 6 – Кумистобе, 7 – Кожасай, 8 – Синельниковская, 9 – Жанажол, 10 – Алибекмола
Рисунок 1.2 - Палеотектонические профили Жанажол-Кожасайской группы структур в настоящее время (А), к началу кунгурского века (Б), к началу ассельского века (В), к началу подольского времени (Г)
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°.
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 Рпл, 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 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.
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
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 | |
290°С | 3,62 | |
312°С | 4,89 | |
298°С | 21,006 |
Таблица 1.2 – Показатели залежей месторождения Жанажол
КТ-I | КТ-II | Итого | |
Разведанные запасы, тыс. т | |||
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 | — | ||
Толщина нефтяного пласта, м | |||
Толщина газового пласта, м | |||
Температура нефтяного пласта,°С | — | ||
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, м3/м3 | 209-373 | — |