Применение тепловых методов повышения нефтеотдачи пласта на месторождении Жанажол

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов, ветряную и другие не традиционные источники). Однако главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы. Это четко отражает "приходная часть" топливно-энергетического баланса.

Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью страны. На его развитие расходуется более 20 % денежных средств. На топливно-энергетический комплекс приходится 30 % основных фондов и 30 % стоимости промышленной продукции Республики Казахстан. Он использует 10 % продукции машиностроительного комплекса, 12 % продукции металлургии, потребляет 2/3 труб в стране, дает больше половины экспорта Республики Казахстан и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляет 1/3 всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам.

Топливно-энергетический комплекс имеет большую районо-образовательную функцию. С ним напрямую связано благосостояние всех граждан Казахстана, такие проблемы, как безработица и инфляция.

Наибольшее значение в топливной промышленности страны принадлежит трем отраслям: нефтяной, газовой и угольной, из которых особо выделяется нефтяная.

Жанажол - одно из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в западной части РК, его запасы 100 млн. тонн нефти. Значительные запасы газа и конденсата установлены также на Жанажольском месторождении. Основным способом эксплуатации на месторождении Жанажол является фонтанный. В настоящее время идет интенсивный перевод скважин на механизированный способ эксплуатации, в частности на штангово-глубинно-насосный.

Для более оптимального регулирования разработки месторождения необходимо знать свойства объектов, оказывающих влияние на технологический процесс извлечения из него нефти или газа.

С открытием месторождения Жанажол, одного из первых месторождений в пределах Предуральского плато, появилась возможность обеспечения потреб ности в нефтепродуктах Актюбинской области.

Жанажол - одно из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в западной части РК.

1. Геологическая часть

скважина разбуривание нефтегазоносность месторождение

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато, расположенного между Мугоджарскими горами и долиной реки Эмба и в административном отношении входит в состав Мугалжарского района Актюбинской области Республики Казахстан.

Ближайшими населенными пунктами являются хозяйство Жанажол, расположенное в 15 км к северо-востоку, и действующий нефтепромысел Кенкияк, расположенный в 35 км к северо-западу. Нефтепровод Атырау - Орск проходит на расстоянии около 100 км. От областного центра Актобе Жанажол стоит в 240 км.

Ближайшая железнодорожная станция Эмба на линии Москва - Средняя Азия отстоит на 100 км от площади. Производственное предприятие НГДУ «Октябрьскнефть» ОАО «СНПС-Актобемунайгаз» расположено в районном центре городе Кандыагаш, в 130 км к северу от месторождения Жанажол.

К настоящему времени от Кандыагаша до Жанажола проложена шоссейная асфальтированная дорога, а также подведена линия электропередачи.

Согласно схеме комплексного физико-географического районирования Казахстана, рассматриваемая территория расположена в полупустынной ландшафтной зоне умеренного пояса Сагиз - Эмбинского района, Уил - Эмбинского района, Узень - Урало-Эмбинской провинции, Северо-Каспийской области, Прикаспийско-Тургайской страны, на Подуральском денудационном плато.

Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную пологими балками и оврагами. Абсолютные отметки его колеблются от 125 до 270 м. Южный участок ниже, северный участок выше, средний участок является седловиной с отметкой 125-150 м, с севера на юг его пересекает река Эмба.

Минимальные отметки приурочены к долине реки Эмба, с юго-запада ограничивающей территорию месторождения.

Гидрографическая сеть представлена реками Эмба и Атжаксы, которые относятся к бассейну Каспийского моря. Эти реки по условиям режима с резко выраженным преобладанием стока в весенний период. Река Атжаксы, протекающая с севера на юг, делит все месторождение на два приводораздельных склона с небольшим уклоном. Являясь притоком реки Эмба, река Атжаксы не имеет постоянного водотока, в летний период пересыхает. Ее бассейн, представленный балками и оврагами, наполняется водой лишь в весеннее время и на формирование грунтовых вод существенного влияния не оказывает. Река Эмба протекает в 2-14 км к юго-западу от месторождения. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в пойме реки Эмба составляет 2 м и более.

Основная часть территории - степь. Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью. Зимний минимум температуры (по данным Кожасайской метеостанции) достигает минус 40°С, летний максимум + 40°С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль, а самым жарким месяцем - июль. Глубина промерзания почвы составляет 1,5-1,8 м.

Равнинность территории создает благоприятные условия для интенсивной ветровой деятельности. Зимой господствуют ветры западного направления, вызывают бураны. Летом преобладают ветры северо-восточных направлений, способствующих быстрому испарению влаги и иссушению верхнего горизонта почвы.

Среднегодовое количество атмосферных осадков невелико и достигает 140-200 мм в год. Первый снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта.

Месторождение находится в зоне пятибалльного землетрясения.

Растительность формируется только за счет атмосферных осадков, что в свою очередь обусловило ее характер. Травостой природных пастбищ изреженный и бедный. Основу его составляют ковыльно - полынно - типчаковые группировки.

Животный мир очень разнообразный. Из млекопитающих обитают волки, лисы, зайцы. Из грызунов - суслики, тушканчики, песчанки, полевые мыши. Из пресмыкающихся следует отметить ящериц и различных змей, в том числе и ядовитых. Из пернатых встречаются орлы, степные куропатки, дрофы, дикие голуби. Через район проходят пути миграции сайгаков.

Район населен неравномерно. В экономическом отношении площадь работ представляет собой сельскохозяйственный район. Коренное население казахи, в основном, занимаются скотоводством и земледелием - выращивают кормовые злака. Население Актюбинской области составляет 687,7 тысяч человек.

Непосредственно на территории месторождения широкое распространение получили такие строительные материалы как глины, пески, щебень и мергель. Глины выходят на поверхность на правобережье реки Атжаксы. Они характеризуются постоянством литологического состава и имеют среднюю толщину 3,9 м. Эти глины могут быть использованы как для приготовления глинистых растворов, так и в качестве сырья для местного строительства. Пески альбского, олигоценового и четвертичного возрастов имеют довольно широкое распространение, главным образом, в долине реки Эмба. Щебень имеет широкое распространение в местах развития маастрихтских отложений и обнажается на поверхности в виде маломощных прослоев - от 5 до 20 см, а в ряде случаев - от 40 до 50 см. Мергели широко распространены на площади в виде останцов и приурочены к маастрихтскому, кампанскому и сантонскому ярусам. В их составе от 19,9 до 36,6 % СаО и от 27 до 52 % нерастворимого остатка, что свидетельствует о возможности использования их для цементного производства [22].

1.2 История геологической изученности и разработки месторождения

Первые сведения о геологическом строении района опубликованы в работе Е.К. Ковалевского и А. Гарнгроссе, которые в 1840 году изучали обнажения по рекам Темир, Эмба, Атжаксы [2].

И в дальнейшем исследования района носили маршрутный и рекогносцировочный характер. Более детальное и планомерное изучение территории 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 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.

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, 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 1996 года [3].

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 1993 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.

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 коррозионно-стойком исполнении. 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 2009 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 [3].

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 прослоями 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 стилолитовыми 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 яруса, 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». Ее суммарная толщина 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 отделов. 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.

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 [6].

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 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 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 родуктив-ных 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. Трудно извлекаемые запасы сырья составляют здесь около 40 %, нефть и газ содержат до 6 % сероводорода [6].

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.

Средний суточный дебит скважин по месторождению составляет 27,34 т/сут. Состав нефти месторождения показан в таблице 1.1.

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

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.

1.6 Водоносность

Жанажолское месторождение входит в восточную окраину Прикаспийского сложно построенного 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 [3].

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 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.

Воды напорные, статические уровни их 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. Воды напорные, 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 %. Воды напорные, статические уровни 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.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Характеристика современного состояния разработки

Продуктивность второй карбонатной толщи (KT-II) была установлена в декабре 1980 года скважина №23, заложенной на KT-I и в последствии углубленной.

Разработка месторождения начата в 1983г. с вводом в эксплуатацию продуктивных пачек первой карбонатной толщи KT-I.

В 1985г. были подсчитаны и утверждены запасы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов по второй карбонатной толще KT-II (протокол ГКЗ СССР №9895 от 25.12.85), после которого с 1986г. началась разработка второй карбонатной толщи эксплуатационной пачки Дн-I южного купола. В 1988г. был введен в разработку северный купол второй карбонатной толщи эксплуатации пачек Д-III и Гн-III. Пачка Гв-III вступила в разработку в 1989 г.

В продуктивном разрезе выделено 8 эксплуатационных объектов: 3 в первой карбонатной толще, приуроченных к пачкам А, Б, В+Всев и 5 во второй карбонатной толще KT-II (пласты Д-Ш, Дн-II, Дв-I пачки Д и пласты Гв-III, Гн-III пачки Г).

Разбуривание объектов первой карбонатной толщи KT-I по равномерной треугольной сетке 500х500м, второй толщи KT-II по равномерной треугольной сетке 700х700м.

Рассмотрено два варианта разработки пачек А и Б толщи KT-I, предусматривающие эксплуатацию оторочек нефти на естественном упруго-газонапорном режиме газовых шапок с частичным развитием режима растворенного газа, по пачке В+В` - площадное заводнение по 7-ми точечной системе.

По второму варианту все продуктивные пачки разрабатываются с применением барьерного заводнения по пачкам А и Б, а по пачке В+В' барьерное заводнение предусматривалось использовать лишь по северному куполу, по южному же куполу остается площадное заводнение, в связи с тем, что нефтяная оторочка подстилает газовую шапку по всей площади простирания.

Пласт В предлагалось разрабатывать на первом этапе единичными скважинами с последующим дренированием возвратным фондом скважин с пачки Д-III второй карбонатной толщи KT-II.

В пачке Г было выделено 4 объекта разработки: объект Г-I в первом блоке (южный участок); Г-II во втором блоке; два объекта - верхний Г-III и нижний Гн III в третьем блоке. В пачке Д было выделено три объекта разработки: верхний Дв-I и нижний Дн-I в первом блоке (северный участок) Д-III. Объекты Гв-III, Гн-III, Дв-I, Дн-I признаны основными, объект Г-I предусматривалось разработать возвратным фондом скважин, объекты Г-П и Д-III предлагалось временно законсервировать в связи с низкими коллекторскими свойствами и небольшой величиной запасов.

В дальнейшем объединили залежи Гв-III и Гн-III в один эксплуатационный объект Г-III. Данные нефтегазоконденсатные залежи имеют единый ГНК и ВНК, представляют собой единую гидродинамическую систему и характеризуются подобием коллекторских свойств и насыщающих их жидкостей. Рекомендуется вариант разработки с закачкой воды в центральную область газовой шапки и разрешающие ряды 3-х рядной системы. Согласно этому варианту нефть будет вытесняться водой. Поэтому при едином положении ГНК желательно вскрыть залежи Гв-III и Гн-III единой равномерной сеткой добывающих скважин.

Предусматривается временная консервация скважин залежи Д-III как низкопродуктивного объекта. В процессе эксплуатации были получены новые данные, которые показали, что залежь пласта Д-III обладает наиболее высокой характеристикой коллекторских свойств по сравнению с другими объектами второй карбонатной толщи. Поэтому предусмотрен ввод залежи Д-III как одного из основных объектов разработки.

Таким образом, выделено 10 эксплуатационных объектов.

В первой карбонатной толще выделено 4 объекта: объекты Б, В+В' - являются основными и объект А возвратным. Во второй карбонатной толще основными объектами являются объекты Г-III (с участком объекта Г-II) Д-III, Дв-I и Дн-I , возвратным - объект Г-I.

Были внесены следующие коррективы в проекте разработки:

- сокращение площади разбуривания и уменьшения количества проектных скважин в связи с увеличением минимальной предельной толщины для бурения с 8 до 16 м,

- внедрение по объектам второй карбонатной толщи трехрядной системы заводнения,

- усиление запроектированной системы воздействия по объектам KT-I за счет очагового заведения.

Все выделенные продуктивные пачки первой карбонатной толщи КТ-1 объединены между собой единой гидродинамической системой и представляют единую газонефтяную залежь с единым газонефтяным и водонефтяным контактом.

Начальное пластовое давление по разрабатываемым объектам А, Б, В+В' приведены к отметке ГНК и ВНК составляет 29,1 и 30 МПа соответственно. Все залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления. Несмотря на низкие темпы отбора нефти из залежей и низкую выработку извлекаемых запасов имеет место довольно интенсивное снижение пластового давления.

Эксплуатационный объект А разрабатывается с 1986 г. Учитывая, что объект разрабатывается небольшим количеством скважин и является возвратным, будем считать, что энергетически состояние объекта остается на уровне первоначального, то есть, режим залежи упругогазонапорный.

Эксплуатационный объект Б разрабатывается с 1984 г. Закачка по объекту была начата только с 1991 г. Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора в северной части залежи составило 25,2 МПа , а по южной части залежи составило 23,0 МПа . На 01.01.14г. из залежи отобрано 5301,586 тыс.т. На объекте Б существует гидродинамическая связь между законтурной водонапорной областью и нефтяной оторочкой пачки Б.

В районе газовой шапки объекта Б имеются замеры пластового давления по скв.№745. Значение Рпл (27,4 МПа) показывает, что в газовой шапке давление упало на 2,6 МПа по сравнению с начальным. Это свидетельствует, что закачка воды в приконтурные скважины сдерживает падение давления в газовой шапке.

Эксплуатационный объект В вступил в разработку в 1983 г. Закачка воды была начата на 4 год разработки. По состоянию на 01.01.14г. средневзвешенное пластовое давление по северному участку залежи в зоне отбора жидкости составило 23,8 МПа, что на 6,3 МПа ниже первоначального давления. Следует заметить малое количество замеров Рпл, что не дает возможности определить более достоверно средневзвешенное пластовое давление. На 0,1 МПа падения пластового давления на северном куполе приходится 114,6 тыс.т нефти.

По значению пластового давления в настоящий момент можно судить о режиме работы залежи. По залежи объекта Всев наблюдается режим упругий с переходом в зоне отбора на режим растворенного газа. В районе газовой шапки объекта в скважине № 393 Рпл составило 23,9 МПа. Такое снижение пластового давления (на 6,1 МПа) по сравнению с начальным свидетельствует о вторжении газа в нефтяную зону.

В действительности есть случаи прорыва газа в приконтурные скважины. По состоянию на 01.01.14г. средневзвешенное пластовое давление по южному участку залежи в зоне отбора жидкости ниже первоначального давления на 4,8 МПа и составляет 25,2 МПа. Следует отметить малое количество замеров, которое не дает возможности определить более достоверное давление на залежи. На 0,1 МПа падения пластового давления на южном куполе приходится 72,48 тыс.т нефти.

По сравнению с северным, залежь объекта В юг содержит меньшие запасы на 0,1 МПа. В целом Рпл снизилось по сравнению с давлением насыщения на 0,48 МПа. По залежи наблюдается режим с частичным переходом в некоторых зонах на режим растворенного газа.

Эксплуатационный объект Г-III вступил в разработку в 1988г. Закачка воды была начата в 1995. По состоянию на 01.01.14г. средневзвешенное пластовое давление составило 28,0 МПа. Если смотреть на карту изобар в зонах отбора есть снижение пластового давления до 25,2 МПа.

В районе скважин №№2382, 2251 пластовое давление составило 27,0 и 26,65 МПа, Такое снижение давления за 12 лет разработки на 11 МПа по сравне нию с начальным (39 МПа) является следствием позднего поддержания пластового давления.

По объекту самое низкое значение удельной добычи на 0,1 МПа 54,0 тыс.тенге, по сравнению с вышележащими объектами. В целом по залежи наблюдается упруговодонапорный режим с переходом в зонах отбора на режим растворенного газа.

Эксплуатационный объект Д-III вступил в разработку в 1988 г. Закачка воды была начата в 1995. По состоянию на 01.01.14г. средневзвешенное пластовое давление составило 30,1 МПа. По карте изобар в зонах отбора есть снижение пластового давления в зоне отбора скважин №№ 2361, 2372, до 29,4. Наблюдается упругий режим.

Эксплуатационный объект Дн вступил в разработку в 1986г. Закачка воды была начата в 1992г. По состоянию на 01.01.13г. средневзвешенное пластовое давление составило 26,6 МПа. Такое снижение давления на 12,8 МПа за 10 лет разработки показывает на упругий режим залежи.

2.1.1 Технологические показатели разработки

Разработка ранее осуществлялась по проекту разработки, выполненному институтом Гипровостокнефть. В настоящее время разработка ведется согласно «Технологической схемы разработки месторождения Жанажол», выполненной Синьцзяньским НИИ нефти и газа совместно с КИПИ «Каспиймунайгаз» (г. Атырау) и утвержденной 14 июня 2011 года (Протокол ЦКР №13). В технологической схеме были пересмотрены объемы добычи нефти и газа по годам.