2.Месторождение Жанажол

2.1 Общие сведения

2.1.1 Местоположение

Нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол в административном отношение расположено на территории Мугаджарского района Актюбинской области РК6 в 280 км от областного центра г.Актобе. Месторождение находится в 15 км от усадьбы совхоза Жанажол к северо-востоку и от нефтепромысла Кенкияк в 35км северо-западу. Базовый посёлок "Актобенефть" расположен в городе Октябрьск в 130 км от Жанажола. От Октябрьска до Жанажола проложена шоссейная дорога, а также проведена линия электропередач для бурения добывающих скважин. В области находится АО "Актобемунай", которое ведет разработку и добычу нефти и газа на месторождениях Жанажол и Кенкияк. В 95 км восточнее Актобе находится месторождение хрома в г. Хромтау. Нефтепровод Гурьев-Орск проходит на расстоянии 100 км.

Ближайшими железнодорожными станциями являются Шубаркудык и Эмба.

2.1.2 Климат

Климат района резко – континентальный с жарким летом, температура достигает 40°С выше нуля, зимой температура бывает 40°С ниже нуля, Среднегодовое количество осадков невелико и достигает 200 мм в год. Растительный и животный миры представлены типичными степными видами. Древесная растительность располагается лишь в долинах рек Темира и Эмбы. В геоморфологическом отношении территория представляет собой степь с пологими холмами. Амплитуда 125-270 м. Река Эмба протекает к юго-западу от месторождения. Вода в реке минерализованная и используется для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из водозаборных скважин месторождения Кокжиде.

2.3.История геологической изученности месторождения и его разработки.

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).

Разработка месторождения Жанажол началась в 1984 году, институтом «Гипровостокнефть», были выполнены «Технологические схемы разработки месторождения Жанажол» (КТ-1), два авторских надзора «Изучение текущего состояние, обоснование и внедрение мероприятий по совершенствованию системы разработки нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол» и дв отчета по «Технико-экономическому обоснованию коэффициента извлечения нефти» (КТ-1, КТ-2). При разработке месторождения в первой карбонатной толще КТ- 1 были условно выделены четыре продуктивных пласта (пачки) А, Б, В и В' залегающие в интервале глубин 2550-2900м.

С пачкой А связана газовая залежь с нефтяной оторочкой высотой соответственно 203 и 90 м. Пачка Б содержит нефтегазовую залежь с этажом газовой части 110м, нефтяной - 90 м, к пачке В приурочена нефтяная залежь с газовой шапкой (этаж нефтяной и газовой части соответственно равен 83-91 м и 30-50 м), пачка В содержит два небольшие нефтяные залежи высотой до 87 м.

Во второй карбонатной толще КТ-2 также были условно выделены три продуктивные пачки Г, Дв и Дн (верхний и нижний горизонты). К пачке Г приурочена газонефтяная залежь, где высоте газовой шапки равна 265 м с этажом нефтеносности 350-400м. Отношение газонасыщенного объема к нефтенасыщенному по пачке Г составляет 0,31. Пачка Дв Дн имеют этажи нефтеносности соответственно 235м и 100м.

По результатам исследований и расчетов по пачке Б плотность пластовой нефти 710 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 21,4 МПа, пластовый газовый фактор 235,7 м /тонну, динамическая вязкость 0,56 Мпа*с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 827 кг/м3, рабочий газовый фактор 242,2 м/тонну, объемный коэффициент 1,495, динамическая вязкость разгазированной части 6,894 МПа-с. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы (0,82%)), смолистая (5,1%), высокопарафиновая (7,7%). Относительная плотность газа по воздуху 0,754.

В 1984 году месторождение было введено в промышленную разработку. На первом этапе разработки было отработано 2,5% от геологических запасов. С самого начала разработки месторождения использовался только один способ эксплуатации - фонтанный. Этот способ применяется до сих пор. Кроме этого способа на месторождении имеется небольшой опыт работы с механизированным способом эксплуатации. Так в июне 1990 года скважина №724 была переведена с фонтанного способа эксплуатации на штангово-глубинно насосную (ШГН). В декабре того же года была переведена на ШГН ещё одна скважина №332. В 1992 году скважина №724 и №332 зафонтанировали и перешли на фонтанный способ эксплуатации. А в сентябре была переведена на ШГН скважина №538 (пачка В). В 1996 году в декабре были переведены две : скважины в пачке Дн №2042 и №2043. На них были установлены станки-качалки фирмы «Лафкин», производство США.

В июне 1997 года были переведены, одна скважина №116 из пачки В и скважины №2028 и №2124 из пачки Дв, на ШГН. На них были установлены станки-качалки китайского производства «ROTAFLEX». В феврале 2000 года, также на ШГН была переведена скважина №403 из пачки Б на скважине установлен станок-качалка «CYJY 14-48-73НВ», китайского производства. На данный момент на месторождении 19 скважин работают глубинно насосным способом эксплуатации. В дальнейшем на месторождении будет осуществляться перевод на механизированный способ (ШГН и газлифт).

На данный момент месторождение Жанажол находится на стадии доразведки, разбуривания и растущей добычи нефти.