Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1977
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 181.43 км²
Нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол
Нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол находится в 240 км к югу от г. Актюбинска в пределах Жанажол-Торткольской зоны валообразных поднятий Прикаспийского нефтегазоносного бассейна. Поднятие выявлено сейсморазведочными работами в I960 г. Стратиграфически продуктивная толща отнесена к каширскому горизонту московского яруса среднего карбона и верхней части нижнего карбона. Продуктивные толщи КТ-1 и КТ-П разделены терригенно-карбонатными осадками.
Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке субмедионального простирания с углами падения крыльев 4-12°. Складка осложнена двумя сводами - северным и южным и тектоническими нарушениями, одно из которых проходит по западному крылу, а два других - через центральную часть поднятия (рисунок 1).
Поисковое бурение начато в 1961 г. Первый промышленный приток нефти был получен в скв. 4 в 1978 г. из карбонатных отложений среднего девона. Продуктивной толще был присвоен индекс KT-I. Разведочные работы по этой толще проводились с 1978.no 1984 г. В 1981 г при бурении разведочной скв.23 установлена продуктивность нижней карбонатной толщи (КТ-II).
Рисунок 1 Нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол
Структура разделена на три блока: южный, центральный и северный. Амплитуда нарушения в пределах западного крыла 100-150 м, в центральной части складки - 40-50 м. Размеры структуры в пределах замкнутых изогипс -3350 и -3550 м составляют 29x8 км. Амплитуда южного купола - 200 м, северного - 400 м. Выявленные залежи относятся к массивно-пластовым сводовым с элементами тектонического экранирования.
Продуктивная толща КТ-II сложена известняками с маломощными прослоями доломитов. В ее пределах выделены продуктивные пачки Г и Д. Коллекторы - поровые с открытой пористостью 9,5-12,6 %, проницаемостью 0,061-0,395 мкм2 , коэффициентами нефтенасыщенности 0,82-0,89, коэффициентами газонасыщенности 0,78-0,83. Нефтенасыщенная толщина - 7,7-54 м, газонасыщенная - 29,1-52,5 м. Высота залежей – 50-350 м. Начальные пластовые давление и температура в пачках Г и Д составляют соответственно 37,5-39,6 МПа и 77-81°С. Дебиты нефти - от 2,5 до 116 м3/сут. в пачке Д и от 2 до 281 м3/сут - в пачке Г. Дебиты газа достигают 219 тыс.м3/сут.
Нефть легкая, плотностью 809-827 кг/м3, маловязкая, сернистая (0,7-1,11%), парафи-нистая (4,9-7,1%). Содержание силикагелевых смол 4,23-6,8%, асфальтенов 0,43- 1,78%. Выход светлых фракций до 300°С составляет 50,7%.
Газонасыщенность пластовой нефти находится в пределах 168,2— 319,5 м3/м3. Газ, растворенный в нефти пачек Г и Д, тяжелый, этансодержащий. Характерно высокое содержание тяжелых УВ - 33,75-35,57%, метан составляет 48,7%.
Отмечается повышенная концентрация сероводорода (до 5,97%), в небольших количествах присутствуют азот, углекислый газ, гелий. Газ газовых шапок - тяжелый, этансодержащий, доля тяжелых УВ в нем достигает 18,5 %, содержание метана - 73,24 %, сероводорода - 2,94%, азота - до 1,93%.
Содержание стабильного конденсата в газе 614 г/м3. Плотность его - 770 кг/м3. В составе конденсата присутствуют, %: парафин - до 3,6, сера - 0,41 и силикагелевые смолы - 0,55. Выход фракций до 300°С достигает 74,6%. По углеводородному составу конденсат имеет парафиновую основу. Общее содержание парафиново-нафтеновых УВ превышает 86%. Дебит конденсата в пачке Г северного купола составляет 13,4 м3/сут. на 5-мм штуцере.
Подземные воды продуктивной толщи KT-II - хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 68,4-85,5 г/л. Помимо микроэлементов бора и брома, в водах присутствуют значительные концентрации лития и стронция.
Верхняя продуктивная толща KT-I сложена органогенно-обломочными известняками, доломитами и их переходными разностями. Встречаются редкие прослои глин. Толща включает четыре продуктивных пачки: А, Б, В и В1. Первые три пачки развиты по всей площади структуры, пачка В1 ограничена распространением в сводовой части северного купола (блок III). Строение и характер насыщения продуктивных пачек в целом по толще КТ-1 позволяют объединить их в единую массивно-пластовую залежь с едиными ГНК (-2560 м) и ВНК (-2663:2650 м). Коллекторы толщи КТ-1 - поровокаверновые, пористостью 11-14% и проницаемостью 0,080-0,170 мкм2. Высота нефтяной части залежи достигает 100 м, газоконденсатной - 200 м. Покрышкой являются глинистые породы нижней перми и галогенная толща кунгура.
Эффективная толщина коллекторов в продуктивных пачках варьирует в пределах 7,4-38 м, нефтенасыщенная - 7,4-18 м, газонасыщенная – 11-26 м. Коэффициент нефтенасыщенности - 0,80-0,87, коэффициент газонасыщенности - 0,79-0,82.
Качественная характеристика и физические свойства нефтей продуктивной толщи КТ-1 близки. Они легкие (833-836 кг/м3), сернистые (0,4-0,9%), парафинистые (3,95%), содержание смол и асфальтенов - 4,6-5,6%. Выход фракций до 200°С достигает 32%, до 300о С - около 55%. По групповому составу нефти метаново-нафтеновые. Ароматические УВ имеют подчиненное значение.
Газонасыщенность пластовой нефти не превышает 263,3 м3/м3. Начальное пластовое давление изменяется в пределах 28,7 (пачка А) - 29,64 МПа (пачки В, В1), пластовая температура - 57-62°С. Дебиты нефти - от 13,47 до 148 м3/сут, газа – от 93 до 148 тыс.м3/сут.
Газ, растворенный в нефти, и газоконденсатной части залежи, по составу легкий и тяжелый, этансодержащий; доля тяжелых УВ в нем изменяется от 8,5 до 19,6%, метана - от 68,2 до 87,3%. Содержание сероводорода - 2,04-3,49%, азота - 1,02-2,19%, углекислого газа - 0,57-1,08%, присутствует гелий в количестве 0,01-0,014%.
Содержание стабильного конденсата в газе - 283 г/м3. Плотность его – 711-746 кг/м3 , содержание в нем серы - 0,64%. В групповом составе содержится до 70% метановых, 20% нафтеновых и 10% ароматических УВ. Дебит конденсата - 34-162 м3/сут. Пластовые воды толщи КТ-1 - хлоридно-кальциевого типа, плотностью 1,067-1,091 г/см3 и минерализацией 93,5-133,7 г/л. Режим работы залежей нижней карбонатной толщи водонапорный и упруговодонапорный, верхней карбонатной толщи - сочетание водонапорного и газового.
Начальные извлекаемые запасы: нефть + конденсат – 155 млн. т, газ – 116 млрд. м3. Текущие (на начало апреля 2009 г.): нефть – 58,8 млн. т, конденсат – 29,2 млн.т.
Месторождение находится в разработке с 1987 г. В 2009 г. добыто около 4,8 млн. т нефти и порядка 5 млрд. м3 газа
Источник: М.Н. Кнепель и др. Современное состояние и тенденции развития нефтегазового комплекса Туркменистана и других Центральноазиатских стран Ближнего Зарубежья.- Москва, ОАО «ВНИИЗарубежгеология». 2010г.-С. 236
Источник: Атлас нефтяных и газовых месторождений республики Казахстан. Атлас в 2-х томах / Турков О.С. и др. - Алматы: 00 «Казахстанское Общество Нефтяников-Геологов», 2020
Следующее Месторождение: Анабай