олютна відмітка південного зводу мінус 3110 м, абсолютна відмітка замкнутої лінії мінус 3380 м, площа по замкнутій Изогипс 12,75 км х 5,38 км, висота структури 270 м. Західне крило структури крутіше, ніж східне: кут падіння пластів західного крила близько 10 °, кут падіння пластів східного крила близько 7 °. Абсолютна відмітка північного зведення мінус 3050 м, абсолютна відмітка замкнутої лінії мінус 3 380 м, площа по замкнутій Изогипс 11,63 км х 5,5 км, висота структури 330 м. Два крила в основному симетричні, а кут падіння пластів близько 10 °.
. 5 Нафтогазоносність
Родовище являє собою велике антиклінальні подсолевом підняття платформного типу північно-східного простягання. Продуктивні пласти в ньому приурочені до среднегжельскому регіонально - нафтогазоносній комплексу порід, представленому двома потужними товщами карбонатів (КТ-I і КТ-II), складених з вапняку і доломіту. Глибина залягання родуктів-них горизонтів становить КТ-I до 2850 м і КТ-II до 3850 м.
Продуктивні пачки відрізняються тут великий неоднорідністю по колекторським властивостям і дискретністю по товщині і простиранию. Основними типами колекторів є поровой і порово-каверново-тріщинні з середньою пористістю близько 10-11% і являють собою в кожній карбонатної товщі єдині пластово-масивні системи. До характерних особливостей покладів нафти і газу родовища Жанажол відносяться: високий вміст в нафті і газі корозійних і токсичних компонентів, високий вміст конденсату в газі (до 600 г/м3) і розчиненого газу в нафті (250 - 300 м3/т), великі глибини залягання продуктивних горизонтів і складні умови буріння зважаючи на наявність в соленосною товщі Кунгура прослоев пластичних монтморіллонітових глин. Важко видобувні запаси сировини становлять тут близько 40%, нафта і газ містять до 6% сірководню [6].
Нафтогазоносність родовища пов'язана з відкладеннями двох карбонатних товщ. У відкладах першого карбонатної товщі виділені 4 продуктивні пачки: А, Б, В і невелика пачка В laquo ;. Пачки об'єднані в 4 об'єкта розробки: пачка А, пачка Б, північний купол пачок В + В і південний купол пачок В + В '. Всі виділені пачки перших карбонатної товщі об'єднані між собою єдиної гідродинамічної системою і практично являють собою одну пластово-масивну газонафтову поклад із загальним газонафтових і Водонефтяной контактами.
Середня глибина залягання покладів становить 2800 метрів. Початковий пластовий тиск Рпл, наведене до позначок ГНК і ВНК одно відповідно 29,1 і 30 МПа. Пластова температура дорівнює 58-61? С. Геотермічний градієнт дорівнює 2,4? С.
Середній добовий дебіт свердловин по родовищу становить 27,34 т/добу. Склад нафти родовища показаний в таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 Склад нафти і газу
СоставНефть (%) Газ (%)N20,00011,71CH40,1381,18CO20,010,72C2H61,238,64H2S0,532,64C3H85,293,68i-C4H102,230,42n-C4H105,360,67i-C5H123,550,16n-C5H123,820,13C6H144,730,05C7H164,040,01C8H181,780,02CS0,00010,0001CH3SH0,01570,0026C2H5SH0,02650,0012C3H7SH0,19650,0026C4H9SH0,01510,0001
Продуктивність другого карбонатної товщі пов'язана з двома пачками Г і Д. Пачки розбиті тектонічними порушеннями на три блоки. У першому блоці (південний купол) виділено 3 об'єкта розробки: один в пачці Г - Г-I, і два в пачці Д - верхній Дв-I і нижній Дн-I.
нафтоносних другого блоку пов'язана з одним невеликим об'єктом Г-II. У третьому блоці спочатку виділялися три об'єкти розробки: два в пачці Г - верхній Гв-III і нижній Гн-III і один в пачці Д - об'єкт Д-III. Потім було визнано доцільним об'єднати верхню і нижню частину пачки Г в один об'єкт розробки Г-III. Це єдиний об'єкт КТ-II, що має газову шапку, інші об'єкти Дв-I, Дн-I, Д-III є чисто нафтовими.
. 6 Водоносність
Жанажолское родовище входить в східну околицю Прикаспійського складно побудованого артезіанського басейну.
У палеозойських і мезозойських відкладеннях східної околиці западини виділяються чотири водоносних комплексу: подсолевом палеозойський, Кунгурском-верхнепермскіе, тріасовий і Юрського-крейдяний. Кожен їх них укладає кілька регіонально-витриманих водоносних горизонтів, приурочених до певних стратиграфическим толщам. Зважаючи на відсутність потужних глинистих пластів, що тягнуться на великі відстані, і наявності різного роду гідрогеологічних вікон підземні води виділених відносинах комплексів в регіональному плані не досить добре ізольовані один від одного. Але локальний водообмін між подсолевом і надсолевого відкладеннями вельми ускладнений [3].
Чергування позитивних і негативних тектонічних рухів, випробуваних східною околицею при її геологічному розвитку в позднепалеозойскому і мезозойської час, створило певну гідрогеоло...
