Нефтяное месторождение Жанажол

В 1969 г. введена в эксплуатацию первая очередь нефтепровода Узень-Гурьев-Куйбышев (Самара). На Мангыстау впервые была применена транспортировка высокопарафинистой нефти по «горячему нефтепроводу». Мангышлакская нефть по 700-километровой подземной магистрали начала поступать в Гурьев. Построена железнодорожная линия Узень-Шевченко протяженностью 150 километров.

В целях поддержания высокой  интенсивности добычи нефти внедрен  бескомпрессорный газлифтный способ эксплуатации скважин, впервые в мире использована промышленная установка по закачке в пласт горячей воды и др.

Открытие и ускоренное освоение Мангышлака сыграло решающую роль в многократном увеличении разведанных  запасов. Это также способствовало выходу Казахстана в число ведущих  нефтедобывающих республик бывшего  СССР.

С 1959 г. открыто еще несколько  нефтяных и два газовых месторождения (Бостагайское и Кызылойское), вступившие в строй в 1967 г., а затем - Кумсай, Кокжиде, Мортык и другие в северной части бассейна реки Эмбы. В 1967 г. месторождение Кенкияк уже начало давать нефть.

В 70-х годах фронт поисковых  и разведочных работ разворачивается  на полуострове Бозащи, завершившихся открытием и разведкой крупных месторождений Каражанбас, Северное Бозащи, Каламкас и др. Крупным событием в нефтеразведочном производстве Западного Казахстана стало бурение сверхглубоких Аралсорской, Биикжальской скважин (до 7000 м) и обоснование нефтеносности подсолевого комплекса пород. Управление «Казнефтегазразведка», организованное в г. Гурьеве в 1972 г., приступило к бурению глубоких скважин с целью вскрытия нефтегазовых залежей в подсолевых отложениях. Вскоре были открыты подсолевые месторождения Жанажол и гигантские нефтегазоконденсатные залежи Карачаганака.

В 1978 г. на нефтегазоконденсатном  месторождении Жанажол был впервые получен высокодебитный приток нефти из глубины 3000 метров. Разрабатывается оно с 1983 г.

Накануне нового 1980 г. начатые  еще в начале 70-х годов буровые  работы по вскрытию подсолевого комплекса  привели к открытию гигантского  нефтяного месторождения Тенгиз, которое вошло в число 5 крупнейших месторождений мира.

В 1983 году были открыты нефтяные месторождения Кожасай и Урихтау, а в 1987 г. - Синельниковское.

Как было уже отмечено, 70-90-е  гг. в целом явились для Казахстана результативными, отмеченными чередой  новых открытий. Продолжаются интенсивные  поиски в различных районах Прикаспийской  впадины, на Устюрте, Бозащах и Арыскумском прогибе Южно-Торгайской впадины. На северном борту Прикаспия выявлен ряд небольших по запасам нефтегазоконденсатных месторождений: Тепловское, Токаревское, Чинаревское, Каменское, Дарьинское и др. Эти объекты явились прелюдией к открытию в 1979 г. крупнейшего Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения. Открытие этого месторождения стало большим достижением, достойно увенчавшим труд большого коллектива разведчиков недр.

Примечательно, что на Мангыстау продуктивными оказались триасовые отложения, из которых получены фонтанные притоки нефти на Южном и Восточном Жетыбае, что значительно расширило перспективы увеличения добычи. Помимо этого, в эти же годы были выявлены такие месторождения, как Кансу, Каракудук, Аламурын Южный, Ракушечное, Бектурлы на Южном Мангыстау, Кенбай, Орысказган, Кисимбай, Ровное и другие в Прикаспийской впадине. Открытие названных месторождений, запасы которых сравнительно невелики, но, тем не менее, значительно укрепили сырьевую базу нефтедобывающей промышленности Казахстана.

Как отмечалось, крупные  открытия произошли в 70-х гг. на полуострове  Бозащи, где за короткое время были обнаружены и подготовлены к разработке месторождения Каражанбас, Северное Бозащи, Каламкас, Жалгизтобе и другие.

За счет открытия этих месторождений, запасы которых относятся к категории  крупных, особенно Каламкаса, сырьевая база Мангыстау заметно расширилась и укрепилась.

В начале 70-х гг. в Южном Казахстане выявлен газоносный бассейн - Шу-Сарысуский. На юге Торгайского прогиба в 1984 г. было открыто крупное газонефтяное месторождение Кумколь, а также целый ряд месторождений нефти и газа.

 
2 Стадии геологоразведочных работ

 
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 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 (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.

3 Подсчет запасов

 
Достоверность используемых запасов  газа предопределяет точность прогнозируемых показателей разработки. Достоверность  запасов газа зависит от стадии изученности  залежи. На ранней стадии изученности  месторождения запасы определяют объемным методом по данным ограниченного  числа разведочных скважин. В  большинстве случаев по этим запасам  составляют технико-экономическое  обоснование (ТЭО) целесообразности разработки залежи или «Технологическую схему  разработки» месторождения на 1-3 года. За это время бурят дополнительное число разведочных и эксплуатационных скважин, позволяющих доразведовать залежь и подготовить необходимый объем информации для проектирования разработки залежи. Однако существующие методы подсчета запасов газа, газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений даже по истечении периода опытно-промышленной эксплуатации не позволяют с нужной точностью определить извлекаемые запасы газа. К наиболее часто встречаемым факторам, влияющим на точность определения запасов газа, относятся: неоднородность залежи по разрезу и по площади; анизотропия пластов, наличие литологических экранов, положение контакта газ - вода или газ - нефть при наличии нефтяной оторочки, конфигурация контура газоносности, эффективная газонасыщенная толщина, насыщенность пористой среды газом, водой, нефтью; порог подвижности флюидов и т.д.

В принципе достаточно высокую  точность оценки запасов газа существующими  методами можно гарантировать только для высокопористого, однородного  высокопроницаемого пласта с известными контуром газоносности и положением газоводяного (газонефтяного) контакта. Таких месторождений в мире практически нет. Поэтому из-за неточности множества параметров, используемых при подсчете запасов газа на любом газовом, газоконденсатном и газонефтяном месторождении, подсчет запасов производится неоднократно по мере накопления новых данных, указывающих на неточность принятых в проекте запасов газа. Такие ошибки естественны (независимо от объема накопленного материала) в процессах доразведки и разработки месторождений. Учет же параметров - фильтрационных свойств каждого пропластка (параметр анизотропии; порог подвижности газа и жидкости в каждом пропластке; фазовые проницаемости; запасы высоко- и низкопористых и высоко- и низко- проницаемых пропластков, капиллярные и гравитационные силы; темпы отбора газа из залежи; вскрытие пласта; последовательность залегания пропластков и т.д.) повысит точность определяемых запасов.

Основной недостаток объемного  метода заключается в том, что  при подсчете запасов газа не только не учитываются фильтрационные параметры, но и исключаются из подсчета запасов  низкопористые и низкопроницаемые пропла-стки. При этом нижний предел пористости принимается без учета реальных возможностей таких пропластков участвовать в процессе истощения залежи. В настоящее время значения нижнего предела пористости и проницаемости про-пластков, которые не следует включать в подсчет запасов газа объемным методом, не регламентированы. Поэтому при подсчете запасов газа объемным методом разные территориальные геологические управления принимают разные значения нижних пределов низкопористых и низкопроницаемых пропластков. Общеизвестно, что имеются пласты с достаточно высокой пористостью, но весьма низкой проницаемостью и наоборот. Значение пористости при подсчете запасов газа объемным методом не должно быть критерием для подсчета запасов. Критерием, скорее, может быть проницаемость и ее связь с капиллярными давлениями и порогом подвижности в таких случаях для жидких и газовых фаз.

При подсчете запасов газа объемным методом не учитывается  возможность подключения в разработку низкопроницаемых пропластков по мере достижения в процессе разработки предельной величины депрессии между истощенными высокопроницаемыми и не вступившими в разработку низкопроницаемыми пропластками. Таким образом, одной из основных задач проектировщика при прогнозирования показателей разработки является детальное изучение по всем параметрам представленного подсчета запасов, для учета влияния этих параметров при проектировании. Проектировщик обязан проверить и при необходимости пересчитать параметры, которые усредняются при подсчете запасов объемным методом. К этим параметрам относятся: пористость, газоводонасыщенность, толщина газонефтеносных пластов, давление, температура, состав газа, положение ГВК по площади (газонефтяного контакта при наличии оторочки), а также параметры двухфазной зоны.