Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Газовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: В консервации
Год открытия: 1964
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 152.46 км²
Газовое месторождение Жаманкоянкулак
Газовое месторождение Жаманкоянкулак вступило в разработку в 1969 г., а в 1974 г. оно стало использоваться в качестве подземного хранилища. Газовое месторождение Жаксыкоянкулак введено в разработку в 1968 г., а с 1982 г. началась пробная закачка газа в ПХГ.
ПХГ «Бозой» создано на базе Бозойской группы газовых месторождений (Жаманкоянкулак и Жаксыкоянкулак) по трассе магистрального газопровода Бухара-Урал.
Географически ПХГ расположено на плато Устюрт, в полупустынной зоне. Климат резко континентальный. Постоянные поверхностные водотоки отсутствуют. По геоботаническому районированию площадь работ входит в зону пустынь. Почвы района солончаковые и песчаные.
Объект хранения газа приурочен к отложениям кумского горизонта верхнего эоцена. В структурном отношении представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридианального простирания, осложненную двумя сводами: Жаманкоянкулак – юго-западным и Жаксыкоянкулак – северо-восточным, с амплитудами соответственно 40 м и 64 м и размерами по замкнутой изогипсе -230 м соответственно 19,5 км × 9,5 км и 31 км × 12 км.
Характерным для ПХГ является большое количество скважин. Набуренный фонд используется не полностью.
В настоящее время эксплуатация ПХГ проводится по оперативным заданиям АО «Интергаз Центральная Азия». Дальнейшее развитие ПХГ Бозой будет определяться развитием газотранспортной системы как Республики Казахстан, так и ее ближайших соседей – России, Узбекистана, Туркменистана, Китая.
Емкостные характеристики (объемы буферного и активного газа) в целом по ПХГ «Бозой» могут быть оптимизированы исходя из оценок необходимых объемов хранения транзитного газа и условий охраны недр (снижения вероятности перетока газа в вышележащие горизонты).
Стратиграфия
ПХГ Жаманкоянкулак расположено в пределах Туранской плиты, Северо-Устюрского бассейна, на Бозойском поднятии, в пределах которого наиболее древними отложениями являются породы верхнепалеозойскотриасового комплекса, мощность которых в Северо-Устюртском прогибе достигает 4 км.
Наиболее полный разрез складчатого фундамента и платформенного чехла в прилегающих к ПХГ Жаманкоянкулак районах вскрыт опорными скважинами (Устюртской, Куландинской, Теренкудукской и Байтерекской) и разведочными скважинами на Чушкакульской антиклинали. Этими скважинами изучены пермотриасовые, юрские, меловые, палеогеновые и неогеновые отложения.
Платформенный чехол мощностью до 4 км сложен терригенными, а в верхней части карбонатными отложениями юры, терригенными и карбонатными породами мела, палеогена и неогена.
В разрезе Северо-Устюрского бассейна установлены два нефтегазовых комплекса – палеогеновый и средневерхнеюрский. С палеогеновым комплексом связаны залежи (Жаманкоянкулак и Жаксыкоянкулак) Бозойского месторождения. Продуктивные горизонты приурочены к верхней части кумского горизонта верхнего эоцена и представлены песчано-алевритовыми породами. Нефтегазоносность верхнеюрского комплекса доказана на месторождении Каракудук, где продуктивные горизонты, приуроченные к келловейскому ярусу, сложены переслаиванием глин, алевролитов и песчаников.
Мощность юрских отложений в пределах площади по данным геофизических исследований составляет 1300-1720 м.
Максимальная толщина меловых отложений на площади Жаманкоянкулак по данным геофизических исследований составляет 1600 м. Толщина этих отложений увеличивается с северо-востока на юго-запад.
Отложения меловой системы представлены обоими отделами; литологически отложения представлены пестроцветными алевролитами, песчаниками и аргиллитами, глинами, встречаются пропластки силицитовых пород.
На площади Жаманкоянкулак наиболее полно изучены палеогеновые и неогеновые отложения. Сводный геолого-геофизический разрез палеогеновых и неогеновых отложений представлен на рисунке 1.
Рисунок 1. Сводный литолого-стратиграфический разрез ПХГ Бозой
Тектоника
В тектоническом плане ПХГ Жаманкоянкулак находится в пределах Туранской плиты, Северо-Устюрского бассейна, в зоне БазайскоАккулакковской зоны поднятий.
Северо-Устюрский самостоятельный газонефтеносный бассейн занимает Устюрскую синеклизу, которая с севера ограничена Прикаспийской синеклизой, с северо-востока – Примугоджарским и Челкарским прогибами, с востока Арало-Кызылкумской зоной поднятий, с юга - МангышлакскоЦентрально-Устюрской системой поднятий, а на западе – раскрывается в акваторию Каспийского моря (рисунок 2).
В пределах Северо-Устюрского самостоятельного нефтегазоносного бассейна выделяется пять нефтегазоносных района: три нефтегазоносных (Бузачинский, Арыстановский и Чумышты-Базайский), один газоносный (Мынсуалмасский), один газонефтеносный (Аламбекский).
Чумышты-Базайский нефтегазоносный район приурочен к БазайскоАккулаковской зоне поднятий. В пределах данной зоны поднятий в палеогеновых отложениях было открыто месторождение Бозой, на базе которого было создано ПХГ «Бозой».
Наиболее четко все структурные элементы Бозойского поднятия выражены по III опорному отражающему горизонту (подошва неокома). Глубина залегания подошвы меловых отложений в сводовой части Бозойского поднятия составляют минус 2000-2200 м, а в районе Кашкаратинской мульды достигает минус 3000 м. Следовательно, амплитуда поднятия по поверхности юрских отложений относительно Кашкаратинской мульды достигает 800- 1000 м, а самого поднятия 200-250 м. Углы падения пород в сводовой части поднятия не превышают 2о, а на крыльях наклон составляет 60-80 м на 1 км или 3о30’– 4о40’.
На структурной карте по III отражающему горизонту в пределах Бозойского поднятия с севера на юг выделяется несколько небольших самостоятельных брахиантиклинальных структур: Кемсенмола, Тюбе, Жаксыкоянкулак, Жаманкоянкулак, Жарсай. Амплитуды отдельных брахиантиклиналей по отношению к разделяющим их седловинам не превышают 100-200 м. Размеры указанных поднятий в пределах замкнутых изогипс составляют: Тюбе – 6,5 ´ 2,5 км; Жаксыкоянкулак – 8 ´ 4 км; Жаманкоянкулак – 3 ´ 5 км; Жарсай – 2 ´ 3 км.
Общие размеры Бозойского поднятия по изогипсу –2250 м составляют: по длинной оси около 50 км; ширина изменяется от 5 км в южной части, до 12 км в северной части (рисунок 2).
Рисунок 2. Тектоническая схема северного Приаралья и Северного Устюрта
Свод структуры Жаманкоянкулак расположен в районе скважин 16р, 13р, 11р, 10р, 2р, 7г и оконтуривается изогипсой –195 м. Свод структуры является пологим, углы падения не превышают 30’. Южная периклиналь структуры - более пологая и замыкается изогипсой минус 230 м. Амплитуда структуры Жаманкоянкулак составляет 40 м. Размеры структуры в пределах изогипсы – 230 м, составляет 20 ´ 8,5 км.
Структура Жаксыкоянкулак несколько поднята по сравнению с Жаманкоянкулак и представляет собой антиклинальную складку меридионального простирания, осложненную рядом самостоятельных куполов, оконтуренных единой изогипсой –230 м. Максимальная амплитуда в пределах этой изогипсы – 60 м. Размер структуры 31 ´ 12 км. Купола в районе скважин 60Р и 2Г, оконтуриваются изогипсой –185 м; в районе скважин 11Г, 1Г, 49Р, 56Р, 58Р - изогипсой –180 м; в районе скважин 30Г, 29Г, 31Р, 35Р, 48Р и изогипсой -175 м в районе скважины 37Р.
Таким образом, Бозойское поднятие имеет субмеридианальное простирание и по кровле кумских отложений верхнего эоцена состоит из двух крупных брахиантиклинальных структур, осложненных в свою очередь рядом более мелких куполовидных структур. Наблюдается погружение поднятия в юго-западном направлении. Размеры Бозойского поднятия 60 ´ 12-15 км.
Газоносность
Газоносность кумского горизонта верхнего эоцена Бозойского поднятия была установлена в 1964 г. Промышленный приток был получен в скважине Г9. Месторождение представлено брахиантиклинальной складкой субмеридионального простирания с двумя сводами юго-западным – Жаманкоянкулак и северо-восточным – Жаксыкоянкулак. Амплитуда их соответственно 40 и 64 м.
Продуктивный горизонт залегает в кровле алеврито-глинистых отложений кумской свиты. Вышележащие образования белоглинской свиты совместно с породами нижнего олигоцена служат покрышкой для залежи. Горизонт состоит их двух пачек (I и II), представленных чередованием пластов разнозернистых песков, песчаников (толщиной 1-27 м), алевритистых глин и алевролитов. Продуктивные пачки разделены прослоями глин толщиной 10- 19 м. Открытая пористость коллекторов 27,5-37 %, проницаемость 0,169- 0,725 мкм2. Газовые залежи обоих поднятий пластовые сводовые.
Верхняя продуктивная пачка I является основным газосодержащим объектом поднятия Жаманкоянкулак. Эффективная толщина порового коллектора 2,7-9,7 м. В пределах поднятия Жаксыкоянкулак эффективная толщина пачки 10,8-3,7 м. Для газоносной пачки II эти величины находятся в пределах 0,6-5,5 м. Коэффициент газонасыщенности 0,74-0,77. Этаж газоносности Жаманкоянкулакской залежи залежи в пределах ее северозападного крыла 27 м, юго-восточного – 58 м; для Жаксыкоянкулакской залежи соответственно 35-36 и 55 м. Пластовые давление и температура в пределах поднятий Жаманкоянкулак и Жаксыкоянкулак в пачках I и II находятся в пределах соответственно 3,36-3,41 МПа и 25,0°С.
Эксплуатационные дебиты по скважинам изменяются от 47,2 до 51 тыс.м3/сут. Абсолютно свободный дебит газа при совместном испытании пачек I и II достигал 186-366 тыс.м3/сут в пределах Жаксыкоянкулакского поднятия и 250-591 тыс.м3/сут на площади Жаманкоянкулак. Газ в залежах сухой, с содержанием метана 93-96 %, азота 3,4-4,7 %, углекислого газа 1,26%.
Пластовые воды хлоридно-кальциевого типа, минерализация их 53-82 г/л. Режим залежи упруговодонапорный.
По результатам разведочного бурения на ПХГ Жаманкоянкулак абсолютная отметка ГВК на северо-западном крыле структуры составляет минус 217,6 м (скв. К-52), в южном направлении происходит погружение плоскости ГВК до минус 226, 7 м (скв. К-75), а в юго-восточном – до отметки минус 250,4 м (скв. К-66). Таким образом, максимальный перепад отметок ГВК составляет 32,8 м.
Газовая залежь ПХГ Жаксыкоянкулак расположена гипсометрически на 20-25 м выше месторождения Жаманкоянкулак и отделена от него пологой седловиной в районе скважин К-34, К-110, 236, 237, 238. Для газовой залежи ПХГ Жаксыкоянкулак характерно наличие обширной водоплавающей зоны. Сухое поле занимает лишь центральную часть залежи.
В 1972 году Уфимским нефтяным институтом проведен подсчет запасов газа месторождения Бозой объемным методом и методом по падению давления. Запасы газа месторождений Жаманкоянкулак и Жаксыкоянкулак утверждены в ГКЗ и составили соответственно 11,785 и 12,248 млрд.м3.
С 1974 г. месторождение Жаманкоянкулак преобразовалось в подземное хранилище газа, а с 1975 г. месторождение Жаксыкоянкулак стало эксплуатироваться в режиме регулятора, и с 1983 г. – в режиме ПХГ. Разбуривание ПХГ «Бозой» завершено в 1991 г.
Продуктивный пласт-коллектор залегает на глубинах 300-450 м и приурочен к верхней части кумских отложений верхнего эоцена. Литологически горизонт представлен алевритами, часто чередующимися с алевритовыми глинами, встречаются прослои алевролитов, а в кровельной части - мелкозернистого песчаника. Выделение коллекторов и подсчет суммарных эффективных мощностей достаточно труден. Газовый горизонт представляет систему часто чередующихся макро и микропрослоев алевритов и глин.
Источник: Анализ и расчет режима работы скважин подземного хранилища газа “Бозой”, Пояснительная записка к дипломному проекту, Аминов А.Д., Алматы 2019
Следующее Месторождение: Актас Западный