Стратиграфия, тектоника

I. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ ЖАНАЖОЛ

Месторождение Жанажол находится в переделах Предуральского плато, расположенного между Мугоджарскими горами и долиной реки Эмба, в административном отношении входит в состав Мугоджарского района Актюбинской области Республики Казахстан. Областной центр Актюбинск находится в 240 километрах севернее рассматриваемого месторождения.

Рельеф местности представлен слабо всхолмленной равниной, расчлененной балками и оврагами и характеризуется абсолютными отметками от+125 до 270 метров. Минимальные значения их приурочены к долине реки Эмба, протекающий в 2-14 километрах к юго-западу от рассматриваемой площади. Вода реки используется для технических нужд.

В 35 километрах к северу-западу от Жанажольской структуры разрабатывается нефтегазовое месторождение Кенкияк. Нефтепровод Гурьев-Орск, проходит на расстоянии около 100 километров. В зоне сухих степей, с резкими температурными контрастами.

Холодная суровая зима и жаркое лето, быстрый переход от зимы к лету и короткий весенний период. Местность характеризуется неустойчивостью и дефицитностью атмосферных осадков, большой сухостью воздуха, интенсивностью испарения и большим количеством тепла.

Крупнейшее на восточном борту Прикаспийской впадины, подсолевое нефтеконденсатное месторождение Жанажол, залежи нефти и газа в котором приурочены к двум мощным толщам каменноугольного возраста, открыто в 1978 г. и введено в опытно-промышленную разработку в 1983 г.

1.2. ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ –

СТРАТИГРАФИЯ, ТЕКТОНИКА

Анализ пробуренных скважин позволил уточнить геологическое строение залежей, границы их распространения и некоторые под счетные показатели продуктивных пластов.

Месторождение находится в двух карбонатных толщах, в первой КТ-1 – в интервале гжельского, касимовского и верхнемосковского (подольский горизонт) ярусов и во второй КТ-II в интервале нижнемосковского (каширский и версиский горизонты), башкирского, серпуховского (противинский горизонт_ ярусов.

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

Одной из характерных черт геологического развития явилось интенсивное опускание территории и формирование мощного осадочного чехла, основная часть которого составляет под солевой комплекс (7-10 км). Толща под солевых отложений погружаясь на запад, осложнена рядом обособленных ступеней (в зависимости от глубины залегания), как: Жанажольской (5,5 – 6 км), Кенкиякской, Коздысайской и Шубар-Кудукской (7-7,5 км), каждая из которых характеризуется неравными нарушениями.

Одной из особенностей Жанажольской ступени, в пределах которой находится рассматриваемое месторождение, является развитие мощных карбонатных массивов, осложненных крупными вскрытиями брахиантиклинального типа.

Месторождение Жанажол приурочено к верхней части карбонатного массива, сложенного породами гжельского-подольского (КТ-1) и Каширско-Веневского (КТ-II) возраста. Структура представляет собой крупную брахиантиклиналь почти и радиального простирания с двумя куполами: северной и южной, выделенными небольшой седловиной.

В процессе разбуривания площади разведочными скважинами в разрезе нижней карбонатной толщи выявлены наличие тектонических нарушений, из них наиболее протяженное с амплитудой смещения 100-150 метров проходит по западному крылу, два других с амплитудой 40-50 метров осложняют центральную часть (район скважины 61). Благодаря этим нарушениям вся структура разделена на III блока: I (Южная часть), II (район скважины 61) и III (Северная часть). Запасы флюидов в основном сосредоточены в переделах I и III блоков.

Как уже отмечалось, промышленная нефтегазоносность месторождения связана с двумя карбонатными толщами: первой и второй, разделенными терригенной пачкой пород, толщиной от 206 – 417 метров.

Первая карбонатная толща КТ-1, толщина которой составляет 390 метров (скважина 92) – 548 метров (скважина 41), литологически сложена в основном известняками, доломитами и переходными и переходными между ними разностями, проницаемые из этих пород служат коллекторами. Тип коллекторов породокавернозно-трещиноваты.

В разрезе толщи по характеру записи каротажных кривых выделяется серия реперов, характеризующиеся повышенными значениями ГК (глинистых и плотные разности пород). Эти материалы позволили выделить условно четыре продуктивные пачки А, Б, В и В1, залегающие в интервале глубин 2550-2900 метров.

В стратиграфическом отношении пачка А приурочена к нижней части гжельского яруса, пачка Б – к касимоавскому ярусу, В и В1 – к верхней части подольского горизонта московского яруса. Характер насыщения их углеводородами различен: с пачкой А связана газовая залежь с нефтяной оторочкой высотой соответственно 203 и 90 метров; пачка Б содержит нефтегазовую залежь с этажом части 110 метров: нефтяной – 90 метров; к пачке В приурочена нефтяная залежь с газовой шапкой (этаж нефтяной и газовой частей соответственно равен 83-91 и 30-50 м); пачка В1 содержит две небольшие нефтяные залежи высотой до 87 метров.

Все выделенные продуктивные пачки объединены между собой единой гидродинамической системой, практически представляет собой одну пластово-массивную газонефтяную залежь с единым газонефтяную залежь с единым газонефтяным контактом на абсолютной отметке минус 2630-2650 метров.

Наиболее высокое положение ВНК отмечается на западном крыле и южной периклинали (минус 2630-2640), наиболее низкая в скважинах восточного крыла и северной периклинали (от минус 2640-2650 м).

Следует отметить, что в некоторых скважинах, как 182, 154, 383. Пласты пачки Б и В, В и В1 не имеют плотных разделяющих прослоев и здесь они образуют единый мощный пласт. Это еще раз подтверждает целостность выделения пачек. Газонефтяной контакт принят по опробованию скважин 4, 5, 10, 16, 17, 18, 19, 22 и 26 в которых выше отметки минус 2560 метров получен газ, ниже нефть.

ВНК принят по материалам ПГИС и результатам опробования. Так, в скважине 16 по ПГИС ВНК четко отбивается на абсолютной отметке минус 2647 метров и при н.д.п. на этой же отметке получена безводная нефть.

В скважинах 17 и 26 по ПГИС граница нефть-вода фиксируется соответственно на абсолютной отметке минус 2643 и 2639 метров.

В скважинах 6 и 14 с абсолютной отметкой минус 2637 и 2631 метров получена пластовая вода, что подтверждается геофизическими материалами.

В районе восточной периклинали и на юге Северного купола скважина 11 и 5 при н.д.п. на абсолютных отметках минус 2645 метров и 2644 метра дали безводную нефть. По материалам ПГИС подошва нефтенасыщенной части в них отмечается на абсолютной отметке минус 2651 метр. Ниже приводится краткая характеристика продуктивных пачек.

Пачка А сверху перекрыта мощной (до 650 метров) толщей, в значительной степени сложенной терригенными породами гжельского и ассельскосакмарского ярусов и гидрохимическими осадками кунгурского яруса, образующими надежную покрышку обширной газоконденсатнонефтяной залежи.

Залежь двух купольного строения и имеет ограниченное распространение по площади из-за литологической неоднородности пород: в пределах восточного крыла северной части залежи коллектора замещаются непроницаемыми породами – ангидритами. Залежи относятся к типу сводовых пластово-массивных литологический ограниченных. Площадь газоносности составила 70695 тыс. кв. метров, нефтеносности 75204 тыс. кв. м. Общим этажом газонефтеносности 293 метров, в том числе газоносности 90 метров.

Пачка Б с которой связана газонефтяная залежь больших размеров, залегает в 2-60 метрах ниже пачки А. Коллектора характеризуются ограниченным распространением: в пределах северной части залежи в районе скважин 146, 52, 117 они замещаются непроницаемыми карбонатами, а в районе скважин 67, 103, 321 и 8 – ангидритами. Залежь сводовая пластово-массивная, литологический ограниченная.

Высота залежи 200 метров, из них 110 метров приходится на газ. Площадь газоносности 36516 тыс. кв. м, нефтеносности 71475 тыс. кв. м.

Пачка В находится на 4-74 метров ниже пачки Б, имеет повсеместное развитие. В отличие от вышеописанных представлена двумя залежами, приуроченными к Южному и Северному куполам.

Обе залежи нефтяные с небольшой по высоте (южная – 30 метров, северная – 50 метров), «газовой шапкой» и относится к типу сводовых, пластово-массивных, южная литологический экранированная в районе скважины 60. Последняя имеет размеры: 7,6 х 3,7 км; высота – 129 метров, северная – 8,5 х 4,1 км, высота – 195 метров.

Пачка В1 расположена на 3-50 метров ниже вышеописанной и представлена двумя нефтяными залежами, сравнительно небольших размеров: южная – 4,5 х 2,1 км, высота 60 м, северная – 5,6 х 3,2 км, высота - 87 метров.

Следует отметить, что на момент подсчета запасов в пачке В1 была установлена лишь одна, северная залежь, что остается недоразведанным. При этом по скважинам вскрывают пачку В1 на Южном куполе, продуктивная часть была учтена в пачке В этого купола. Полученный дополнительно материал по этим скважинам позволил выделить пачку В1 на Южном куполе в относительный пласт. Обе залежи сводовые неполно пластовые.

Карбонатная толща КТ-1 отличается от первой карбонатной толщи КТ-1 тем, что в ее разрезе доминирующее положение имеют известняки и очень редко доломиты. Коллекторами являются проницаемые разности. Породам этой пачки свойственно замещение и частая смена одних групп другими, как по площади, так и по разрезу. Разделяющая толща Кт-I и КТ-II порода сложена терригенными породами с прослоями известняков.

II межкарбонатная подсолевая толща и служит флюидоупорной покрышкой для залежей углеводородов второй карбонатной толщи.

С целью более обоснованного выделения объектов разработки, и раздельного учета запасов в толще КТ- II условно выделены две продуктивные пачки – Г и Д, разобщенные наиболее выдержанной по площади пачкой непроницаемых пород вереского горизонта, толщиной от 4 до 50 метров, сложенной на юге известняками (до 50-65 метров), на севере – в основном глинистыми разностями толщиной до 15-20 метров.

Стратиграфическая пачка Г представлена в основной своей части разреза породами каширского горизонта московского яруса, пачку Д слагают осадки верейского горизонта московского яруса, а также отложения башкирского, серпуховского (протвинский, стешевский, тарусский горизонты) и визейского (веневский горизонт окского надгоризонта) ярусов.

Как отмечалось ранее, толща КТ- II разбита на блоки тектоническими нарушениями. В I и II блоках установлены нефтяные залежи и газоконденсатнонефтяная развита в III (северном) блоке.

Водонефтяные контакты залежей приняты (в основном по результатам опробования скважин с привлечением материалов ПГИС) для разных участков структуры неоднозначно и колебания их составили интервал глубин от минус 3602 метров до минус 3534 метра.

Так, в I блоке для юго-восточной его части ВНК принимается на абсолютной отметке минус 3570 метров (скважина 38 при подошве нефтенасыщенной части на этой отметке получена безводная нефть). Для северо-запада на абсолютной отметке минус 3581 метров по данным ПГИС в скважине 29. При опробовании интервала зоны ВНК получена нефть с водой. По залежи 11 блока ВНК принят по подошве нефтяной части пласта в скважине 61 по ПГИС.

Первая карбонатная толща (КТ-1) в антологическом отношении представлена известняками, доломитами и их переходными разностями. Встречаются редкие прослои глины. В разрезе карбонатной толщи КТ-1 установлено наличие трех продуктивных пачек коллекторов (сверху вниз пачки А. Б. В). В стратиграфическом отношении пачки А и Б приурочены к Гжельскому и Касимовскому ярусом верхнего карбона, а пачка В к московскому ярусу среднего карбона.

Коллекторные свойства продуктивных пачек изучались по керну и комплексу промыслово-геофизических исследований. Для обоснования под счетного параметра пористости использовались результаты лабораторных исследований кернового материала и данные геофизических исследований. Среднеарифметические значения пористости по керну для нефтенасыщенной части пачек А, Б и В состояния соответственно принято равной 79%, 82%, 81%. По результатам ГИС средневзвешенное значение пористости получилось равным: по пачке А-12% по пачке Б-13,8% и пачке В-11,5. Из выше приведенных данных, по пачкам А и Б видно, что вначале их значения пористости по керну и ГИС достаточно близки, поэтому есть все основания принять значение пористости по пачке А-12%, по пачке Б-14%. Учитывая, что керн по пачке В исследовался лишь по 7 скважинам, а геофизические определения пористости проводились по 12 скважинам, рекомендуется принять пористость по НГК равной 11%. Для обоснования фильтрационной характеристик проницаемости продуктивных пачек А. Б и В использовались только керновые данные. Среднее значение проницаемости по пачкам А. Б и В составили соответственно: 0,008 мкм 2, 0,171 мкм2, 0,114 мкм2. Начальная нефтенасыщенность по пачкам А и Б определена по результатам промысловогеофизических исследований, и равняется соответственно 80% и 88%. По пачке В-Кн освещена данные по керну и ГИС. В виду ограниченности керновых данных по площади залежи, отдается предпочтение начальной нефтенасыщенности оцененной по ГИС, то есть 86 %. Пачка В1 керном охарактеризована слабо. Все параметры отношений карбонатные породы второй карбонатной толщи (КТ-II) в основном представлены известняками, доломиты встречаются эпизодически.

В стратиграфическом отношении пачка Г приурочена к каширскому горизонту московского яруса, а пачка Д верейскому горизонту московского яруса, башкирскому ярусу и протвинскому горизонту серпуховского яруса. В работе по ТЭО в соответствии с кондиционными критериями к коллекторам были отнесены породы с пористостью более 7% и проницаемостью более 0,7 мд. Было показано, что между пористостью и проницаемостью по керну существует довольно тесная связь (ч=0,74), характерная для коллекторов порового типа. При рассмотрении ТЭО КИН на защите в ГНЗ СССР нижний придел пористости был увеличен до 8,5%, а проницаемость до 0,0031 мкм2 на абсолютной отметке минус 3534 метра получена безводная нефть.

В блоке III в газонефтяной залежи ГНК установлен на абсолютной отметке минус 3358 метров по результатам опробования скважин 36, в которой из интервала перфорации получен приток нефти и газа (середина интервала) и по материалам газового каротажа. В скважине 14 ниже этой глубины на 14 метров получена нефть, а в скважине 36 и 45 выше – газ с конденсатом.

Водонефтяной контакт колеблется от абсолютной отметки минус 3603 метра (в западной части залежи в скважине 43), до минус3573 метра (на юге-востоке блока в скважине 66 до этой отметки получили нефть без воды). При этом в присводовой части в скважине 72 нефтяная часть пласта фиксируется до отметки минус 3589 метров, на северной переклинали в скважине 73 получена вода с отметки минус 3597 метра.

Сравнительно небольшие колебания глубин залегания ВНК по блокам при значительном этаже нефтеносности (в 460 м) свидетельствует о общих условиях формирования единой для всего резервуара (КТ-II) залежи с различным насыщением коллекторов углеводородами. Характер распределения пластов коллекторов, как по площади, так и по его разрезу позволил условно разделить пачки Г и Д на горизонты: верхний и нижний.

Пачка Д характеризуется наличием двух нефтяных залежей, установленных на I и III блоках В I блоке в нижней части пачки наблюдается замещение пластов-коллекторов плотными породами. Это обстоятельно послужило условному разделению ее на два продуктивных горизонта: верхний – Д_в-I, нижний – Д_н-I.

Литологическое замещение коллекторов верхнего горизонта (Дв-I) отмечается в районе скв. 44, 27, 33 и 56. Размеры залежей верхнего горизонта 11,5 х 7, нижнего 6,2 х 4, этаж нефтеносности соответственно равен 235 метрам И=100 метров. Залежи сводовые, тектонически-ограниченные, литологические ограниченные, для верхнего горизонта пластово-массивного, для нижнего неполно пластового типа.

С III – блоком связана нефтяная залежь, приуроченная к верхнему и нижнему горизонтам и рассматриваемая как единый резервуар пачки Д-III. Коллектора в районе скважины 70 (за пределом залежи) замещаются плотными породами. Размеры залежи: площадь нефтеносности 30,4 км2, этаж 189 метров, тектонически экранированная, неполнопластово - пассивного типа.

Следует заметить, что понятие водонефтяной зоны для месторождения Жанажол является условным. Условность в первую очередь заключается в следующем: при высокой расчлененности продуктивного разреза и относительно небольших эффективных толщ, подавляющая часть площади, так называемой водонефтяной части залежи приходится на бесконтактные зоны, то есть отсутствует непосредственный контакт нефть-вода в пластах-коллекторах.

Дата добавления: 2015-07-20