Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при добыче углеводородов

1 Геологическая часть

1.1 Общий сведения о месторождении 

          Месторождение Жанажол расположено на территории Актюбинской области в Мугалжарском районе. Месторождение открыто в 1978 году скважиной №4, в которой из верхней карбонатной толщи подсолевых отложений был получен приток нефти промышленного значения.

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

          В административном отношении входит в состав Мугалжарского района Актюбинской области. Месторождение расположено в 130 км к югу от г. Октябрьска. Областной центр г. Актобе находится в 240 км севернее рассматриваемого  месторождения. С Жанажолом его соединяет асфальтированная трасса. Район населен слабо. В 15 км. К северо-востоку от месторождения расположена усадьба совхоза Жанажол.

          Ближайшая железнодорожная станция Эмба находится в 100 км. К востоку от площади.

В 35 км к северо-западу от Жанажольской структуры разрабатывается  нефтегазовое месторождение  Кенкияк. Нефтепровод Гурьев - Орск  проходит на расстоянии около 100 км.

  Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную балками, оврагами. Абсолютные отметки колеблются от +125 до 270 м. Минимальные отметки приурочены к длине реки Эмба, с юго-запада ограничивающей территорию месторождения. Основная часть территории –

степь. Климат резко континентальный  с продолжительной холодной зимой, устойчивым снежным покровом до 20 см. и  сравнительно коротким, умеренно жарким летом. Характерны большие годовые и суточные колебания температуры воздуха от + 40^оС летом, до- 40^оС  зимой, поздние весенние и ранние осенние заморозки, глубокое промерзание почвы.

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

         Гидрографическая сеть представлена тремя реками с постоянным стоком. Среди них самая крупная р. Эмба. Она берет начало с западного склона Мугалжарских гор. Русло реки теряется среди солончаков вблизи Каспийского моря Атырауской области. Ее длина 712 км. Она протекает в 2-14 км к юго-западу от месторождения. Вода минерализованная и используется для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Река Эмба является рыбохозяйственной рекой. Состав ихтиофауны: щука, плотва, карась, окунь, лещ, сазан. Нерест  всем на протяжении реки.

         Река Темир берет начало в 17 км к северо-западу от поселка Георгиевка Темирского района, впадает в р. Эмба. Протяженность 213 км. Состав ихтиофауны: щука, карась, окунь, ерш, плотва, лещ.

       Таблица 1.1

       Среднемесячные и годовая температура воздуха по метеостанции Эмба

        Таблица 1.2

        Сведения о повторяемости и направлений и средней скорости ветра

Абсолютная минимальная температура наружного воздуха  -42^оС

Абсолютная максимальная температура наружного воздуха +43^оС

Средняя месячная относительная  влажность воздуха в 13 часов:

наиболее холодного  месяца  77%

наиболее жаркого месяца     29%  показаны в таблицах 1.1 и 1.2.

          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.

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 ли  ста 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 (Добровскнй Н. П. и Мойссюк Н. К.) 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 (Мойссюк Н. К., Жуйков О. А., Кузнецов Е. Н.).

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 (Губкин Н. А., Булекбаев З. К.), 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 1986 года.

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 1983 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 [1].

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 коррозионностойком   состоянии. 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 1999 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

Геологические разрезы месторождения Жанажол представлены породами, характерными для осадочной толщи (приложение 1).

В верхней части породы представлены суглинками с галькой  песчаника и мергеля, разнозернистыми  песками, мергелистыми глинами, песчаниками, алевролитами.

Средняя часть разреза характеризуется плотными известковистыми глинами, мелкозернистыми, известковистыми песчаниками, тонкослоистыми алевролитами, каменной солью и массивными крепкими ангидратами.

В дальнейшем идут перемещающиеся породы-аргиллиты с пропластками алевролитов, песчаника и гравелитов. Алевролиты с пропластами песчаника и гравелита крупнозернистые    полимиктовые песчаники, мелкообломочные гравелиты с конгломератами карбонатного состава. Крупнокристаллические   ангидриты;   известняки,   доломиты   различной трещиноватости и кавернозности.

Вскрытый и изученный  разрез осадочной толщи месторождения  Жанажол представлен отложениями  каменноугольной системы (нижний, средний  и верхний отделы), пермской системы (нижний и верхний отделы), триасовой, юрской и меловой систем, а также четверичными отложениями антропогеновой системы. Средне-нормальный литолого-стратиграфический   разрез месторождения, вскрытый на площади Жанажол, являются терригенные осадки средневизейского возраста. Кровля этих отложений вскрыта только в скв 1 -с. Поэтому полная характеристика этих отложений в работе не дается. На соседних с Жанажолом площадях Кожасай, восточный Тобускен, восточный Торосколь.. Вскрытая терригенная толща среднего- нижнего визе и турнейского яруса превышает 1000 метров. Выше по разрезу терригены осадки сменяются карбонатной толщей пород верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов, представленной известняками и доломитами с редкими прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина окских отложений нижнего карбоната достигает 308 м, толщина окских отложений около 150 м, серпуховских 140 м.

Средний карбон (С2) представлен  отложениями Башкирского и Московского  ярусов. Отложения Башкирского полностью  пройдены только скважиной 1-е. Полная толщина достигает 224 м (3892-3668). Представлены они известняками серыми и светло-серыми, органогено- комковатыми, массивными доломитизированными, со стилолитовыми швами, с редкими прослоями аргиллитов. В составе Московского яруса (С2 т) выделяется два подъяруса: нижнемосковский и верхнемосковский. Отложения нижнемосковский и верхнемосковский. Отложения нижнемосковского подъяруса, представленные верейскими и каширскими горизонтами, вскрыты скважиной 23 в интервале 3803-3647 м и ckb.i-c в интервале 3668-3560 м.

Вскрытая толщина подъяруса колеблется в пределах 108-156 м. Сложены они карбонатными породами с единичными прослоями аргиллитов небольшой толщины. Комплекс карбонатных отложений верхнего визе - нижнемосковского подъяруса, вскрытая толщина которого достигает 30 м. образует так называемую « нижнюю карбонатную толщу» пород, обозначенный индексом КТ-П, в котором установлено наличие промышленных запасов нефти. 

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 [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). 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 25º.

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°. [лист 1,2] 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 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.

    Таблица 1.3

  Состав нефти и газа

   Таблица 1.4

  Показатели залежей месторождения Жанажол

           Продолжение таблицы 1.4

Состав нефти и некоторые показатели залежей месторождения показаны в таблицах 1.3 и 1.4.

 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.