Нефтяное месторождение Жанажол. Месторождение нефти жанажол


Курсовая работа: Характеристика газоконденсатно-нефтеного месторождения Жанажол

Стратиграфия, тектоника, морфология залежей, гидрогеология, генезис месторождения Жанажол. Степень геологической изученности и промышленного освоения минерально-сырьевой базы нефтегазовой промышленности. Структура запасов разрабатываемых месторождений. Краткое сожержание материала:

Размещено на

Содержания:

  • Введение
  • 1 Геологическое строение месторождения
    • 1.1 Стратиграфия
    • 1.2 Тектоника
    • 1.3 Морфология залежей
    • 1.4 Гидрогеология
    • 1.5 Генезис
  • 2 Стадии геологоразведочных работ
  • 3 Подсчет запасов
  • Заключение
  • Список используемой литературы

Введение

Геология нефти и газа - это отрасль геологии, которая может быть определена как «наука поиска залежей нефти и газа», хотя геологи часто работают на разработке таких залежей и после их открытия. Использование последних достижений геологической науки при поисково-разведочных работах на нефть и газ не исключает, тем не менее, элемента случайности. Отношение безуспешных поисково-разведочных скважин к тем, которые дали хоть какие-нибудь притоки нефти или газа, составляет в среднем ок. 9 к 1. Кроме того, по оценкам, только одна из семидесяти скважин, пробуренных для поисков новых месторождений нефти и газа, приводит к коммерчески выгодному открытию. Из-за этого только крупные нефтяные компании содержат геологические службы, а многие мелкие компании нанимают геологов-нефтяников как консультантов.

Геологи постепенно пришли к осознанию взаимосвязей между естественным нахождением нефти и газа и структурой пород, и примерно к 1915 нефтяная геология сформировалась как признанная наука. С этого времени начался быстрый рост числа специалистов по нефте- и газоразведке; тысячи геологов во всем мире заняты сегодня поисками нефти и газа. Для того чтобы успешно разведать находящиеся в недрах земли залежи полезных ископаемых, необходимо максимально точно определить условия, благоприятные для образования таких залежей.

Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато, расположенного между Мугоджарскими горами и долиной реки Эмба и в административном отношении входит в состав Мугоджарского района Актюбинской области Республики Казахстан.

Ближайшими населенными пунктами являются хозяйство Жанажол, расположенное в 15 км к северо-востоку, и действующий нефтепромысел Кенкияк, расположенный в 35 км к северо-западу. Нефтепровод Атырау - Орск проходит на расстоянии около 100 км. От областного центра Актобе Жанажол стоит в 240 км (Рисунок 1.1).

Ближайшая железнодорожная станция Эмба на линии Москва - Средняя Азия отстоит на 100 км от площади. Производственное предприятие НГДУ „Октябрьскнефть” ОАО „СНПС-Актобемунайгаз” расположено в районном центре городе Кандыагаш, в 130 км к северу от месторождения Жанажол.

К настоящему времени от Кандыагаша до Жанажола проложена шоссейная асфальтированная дорога, а также подведена линия электропередачи.

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

Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную пологими балками и оврагами. Абсолютные отметки его колеблются от 125 до 270 м. Южный участок ниже, северный участок выше, средний участок является седловиной с отметкой 125-150 м, с севера на юг его пересекает река Эмба.

Минимальные отметки приурочены к долине реки Эмба, с юго-запада ограничивающей территорию месторождения.

Гидрографическая сеть представлена реками Эмба и Атжаксы, которые относятся к бассейну Каспийского моря. Эти реки по условиям режима с резко выраженным преобладанием стока в весенний период. Река Атжаксы, протекающая с севера на юг, делит все месторождение на два приводораздельных склона с небольшим уклоном. Являясь притоком реки Эмба, река Атжаксы не имеет постоянного водотока, в летний период пересыхает. Ее бассейн, представленный балками и оврагами, наполняется водой лишь в весеннее время и на формирование грунтовых вод существенного влияния не оказывает. Река Эмба протекает в 2-14 км к юго-западу от месторождения. Вода минерализованная и используется для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в пойме реки Эмба составляет 2 м и более.

Основная часть территории - степь. Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью. Зимний минимум температуры (по данным Кожасайской метеостанции) достигает минус 40°С, летний максимум +40°С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль, а самым жарким месяцем - июль. Глубина промерзания почвы составляет 1,5-1,8 м.

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

Среднегодовое количество атмосферных осадков невелико и достигает 140-200 мм в год. Период с середины ноября до середины апреля является периодом снежного покрова с толщиной снежного покрова зимой до 20-30 см. Первый снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта.

Месторождение находится в зоне пятибалльного землетрясения.

Растительность формируется только за счет атмосферных осадков, что в свою очередь обусловило ее характер. Травостой природных пастбищ изреженный и бедный. Основу его составляют ковыльно - полынно - типчаковые группировки. Толщина плодородного слоя 8 см (средняя величина по площади).

Животный мир очень разнообразный: встречаются представители различных типов. Из млекопитающих обитают волки, лисы, зайцы, из грызунов - суслики, тушканчики, песчанки, полевые мыши. Из пресмыкающихся следует отметить ящериц и различных змей, в том числе и ядовитых. Из пернатых встречаются орлы, степные куропатки, дрофы, дикие голуби. Через район проходят пути миграции сайгаков.

Район населен неравномерно. В экономическом отношении площадь работ представляет собой сельскохозяйственный район. Коренное население - казахи, в основном, занимаются скотоводством и земледелием - выращивают кормовые злака.

Непосредственно на территории месторождения широкое распространение получили такие строительные материалы как глины, пески, щебень и мергель. Глины выходят на поверхность на правобережье реки Атжаксы. Они характеризуются постоянством литологического состава и имеют среднюю толщину 3,9 м. Эти глины могут быть использованы как для приготовления глинистых растворов, так и в качестве сырья для местного строительства. Пески альбского, олигоценового и четвертичного возрастов имеют довольно широкое распространение, главным образом, в долине реки Эмба. Они используются как строительный и балластовый материал. Щебень имеет широкое распространение в местах развития маастрихтских отложений и обнажается на поверхности в виде маломощных прослоев - от 5 до 20 см, а в ряде случаев - от 40 до 50 см. Мергели широко распространены на площади в виде останцов и приурочены к маастрихтскому, кампанскому и сантонскому ярусам. В их составе от 19,9 до 36,6 % СаО и от 27 до 52 % нерастворимого остатка, что свидетельствует о возможности использования их для цементного производства.

1 Геологическое строение месторождения

1.1 Стратиграфия

нефтегазовый месторождение жанажол

На площади Жанажол буровыми работами изучен комплекс отложений нижнекаменноугольного - верхнемелового возраста. При стратиграфическом расчленении разреза использованы имеющиеся палеонтологические определения, диаграммы, промыслово-геофизических исследований, описание керна.

Каменноугольная система С Нижний отдел С1 Наиболее древними отложениями, вскрытыми на площади Жанажол, являются терригенные осадки средневизейского возраста. В скважине № 1-С они встречены в интервале минус 4190-4200 м. На соседних площадях Кожасай, Восточный Тобускен, Восточный Тортколь вскрытая толщина терригенной толщи среднего и нижнего визейского и турнейского яруса превышает 1000 м. Выше по разрезу терригенные осадки сменяются карбонатной толщей пород верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов, представленной серыми, светло-серыми органогенно-обломочными, мелкокристаллическими и массивными известняками, полимиктовыми песчаниками и доломитами с резкими прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина тарусского горизонта нижнего подъяруса составляет 70-86 м; толщина стешевского 62-76 м; толщина протвинского горизонта верхнего подъяруса 72-90 м. Максимальная вскрытая толщина отложений нижнего карбона достигает 308 м. Средний отдел С2 Отложения среднего карбона вскрыты в составе башкирского и московского ярусов. Башкирский ярус С2b Отложения башкирского яруса полностью пройдены скважиной № 1-С (3892-3668 м) и частично скважиной № 23 (3886-3803 м). Толщина достигает 224 м. Представлены они серыми и светло-серыми, органогенно-комковатыми, массивными доломитизированными известняками со стиллолитовыми швами, с резкими прослойками аргиллитов. Московский ярус С2m В составе же московского яруса выделяются два подъяруса. Отложения нижнего московского подъяруса, представленные визейским и каширским горизонтами, вскрыты скважиной № 23 в интервале 3803-3647 м и скважиной № 1-С в интервале 3668-3566 м. Тол...

www.tnu.in.ua

Нефтяное месторождение Жанажол — курсовая работа

На месторождениях, введенных  в разработку, кроме объемного  метода используют и метод падения  пластового давления, за теоретическую  основу которого принято уравнение  материального баланса. Этот метод  позволяет оценить текущие извлекаемые  запасы газа на момент его применения в зоне, вовлеченной в разработку, и, в первую очередь, из высокопроницаемых пропластков. Вовлечение в разработку низкопроницаемых пропластков по этой методике учитывается в неявной форме. Поэтому по методу падения пластового давления определяются запасы, когда неизвестно, из каких пропластков эти запасы, с какими фильтрационными и емкостными параметрами и когда включились или включатся в разработку эти пропластки. Определяемые методом падения пластового давления запасы в целом зависят от:

·геометрии (размеров) дренируемой  зоны;

·фильтрационных и емкостных  параметров пропластков;

·параметра анизотропии;

·запасов упругих сил  водоносного бассейна;

·темпа отбора газа из месторождения;

·размещения и числа скважин  и др.

 При подсчете запасов газа методом  падения пластового давления усредняется  практически только один параметр - пластовое давление по площади и  при значительной толщине залежи - и по толщине. Очень существенно  влияют на запасы газа по этому методу вторжение воды в залежь (не на начальной  стадии разработки), перетоки газа и ввод новых скважин или группы скважин в разработку в зоне, уже вовлеченной в разработку.

Метод в одинаковой степени  применим для отдельных скважин, кустов, УКПГ, но с одновременным  по всем скважинам, кустам и УКПГ измерением давления и отбором газа с последующим  суммированием полученных удельных запасов газа по залежи.

Отмеченные выше недостатки методов подсчета запасов могут  быть устранены принципиально новым  подходом к оценке запасов газа, каким является использование геолого-математических моделей месторождений или их фрагментов массивного и пластового типов, учитывающих как емкостные, так и фильтрационные свойства каждого  пропластка многослойного неоднородного пласта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 Газоконденсатнонефтяное месторождение Жанажол. Находится в Мугоджарском районе Актюбинской области, в 240 км к югу от г. Актюбинска. Поднятие выявлено сейсморазведочными работами в 1960 г. Поисковое бурение начато в 1961 г. Первый промышленный приток нефти был получен в скв. 4 в 1978 г. из карбонатных отложений среднего карбона. Продуктивной толще был присвоен индекс КТ-1. Разведочные работы по этой толще проводились с 1978, по 1984 г. В 1981 г; при бурении разведочной скв.23 установлена продуктивность нижней карбонатной толщи (КТ-Н).

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 толщиной от 216 до 417 м.

Месторождение приурочено к  брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания с углами падения крыльев от 4 до 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.

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 29x8 км. Амплитуда южного купола 200 м, северного - 400 м. Выявленные залежи относятся к массивно-пластовым сводовым с элементами тектонического экранирования.

Продуктивная толща КТ-П  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 мкм, 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/м , маловязкая, сернистая (0,7-1,11%), парафинистая (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 -1319,5 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 %. 11о углеводородному составу конденсат имеет парафиновую основу. Общее содержание парафиново-нафтеновых УВ превышает 86 %. Дебит конденсата в пачке Г северного купола составляет 13,4 м7сут на 5-м м 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  КТ-1 сложена органогенно-обломочными  известняками, доломитами и их переходнёыми разностями. Встречаются редкие прослои глин. Толща включает четыре продуктивных пачки: А, Б, В и В г Первые три пачки развиты по всей площади структуры, пачка В/ ограничена распространением в сводовой части северного купола (блок 111),

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 ВПК (-2663:2650 м). Коллекторы толщи КТ-1 поровокаверновые пористостью 11-14 % и проницаемостью 0,080-0,170 мкм . 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/м1), сернистые (0,4-0,9 %), парафинистые (3,95 %), содержание смол и асфальтенов 4,6-5,6 %. Выход фракций до 200 °С достигает 32 %, до 300 0 С - около 55 %. По групповому составу нефти метаново-нафтеновые. Ароматические УВ имеют подчиненное значение.

Газонасыщенность пластовой нефти не превышает 263,3 м /м . Начальное пластовое давление изменяется в пределах 28,7 (пачка А) - 29,64 МПа (пач-ки В, Вг), пластовая температура 57-62 °С. Добиты нефти от 13,47 до 148 m3/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/м . Плотность  его 711-746 кг/м , содержание в нем серы 0,64%. В групповом составе содержится до 70 % метановых, 20 % нафтеновых и 10% ароматических У В. Дебит конденсата 34-162 м3/сут.

Пластовые воды толщи КТ-1 хлоридно-калыдиевого типа, плотностью 1,067-1,091 г/см и минерализацией 93,5-133,7 г/л.

Режим работы залежей нижней карбонатной толщи водонапорный и упруговодонапорный, верхней карбонатной  толщи - сочетание водонапорного и газового.

Месторождение находится  в разработке.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список используемой литературы

 

  1. В.Я. Горфинкель. Экономика предприятия. Учебник. М."ЮНИТИ" 96Г
  2. "Панорама", 17 июля 1998 года, № 28 (294)
  3. "Пресс-релиз" Нефтегазовая вертикаль. N1 2000г
  4. "Жидкое золото манит нас" Марат НУРГОЖИН Казахстанская правда, 1998 г
  5. "Нефтяной Клондайк на грани социального взрыва" Н.ФОМИН, ЦАБ Центральноазиатский бюллетень, 1999 г, №7
  6. "Панорама", 7 августа 1998 года, № 30
  7. Абдулин А. А., Геология Казахстана, А. Наука, 1981
  8. Абдулин А. А., Месторождения нефти и газа Казахстана, М. Недра, 1993

 

referat911.ru

Нефтяное месторождение Жанажол — курсовая работа

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). В целом по всем горизонтам, связанным с границами карбонатных  массивов пород, сохраняется унаследованность структурных форм, высокая амплитуда поднятий, их значительные размеры. 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°. 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°.

 1.3 Морфология залежей

 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. 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.

Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями двух карбонатных толщ. В отложениях первой карбонатной толщи выделены 4 продуктивные пачки: А, Б, В и небольшая пачка В'. Пачки объединены в 4 объекта разработки: пачка А, пачка Б, северный купол пачек В+В' и южный купол пачек В+В'. Все выделенные пачки первой карбонатной толщи объединены между собой единой гидродинамической системой и практически представляют собой одну пластово-массивную газонефтяную залежь с общим газонефтяным и водонефтяным контактами. Средняя глубина залегания залежей составляет 2800 метров. Начальное пластовое давление Рпл, приведенное к отметкам ГНК и ВНК равно соответственно 29,1 и 30 МПа. Пластовая температура равна 58-61°С. Геотермический градиент равен 2,4°С.

Продуктивность второй карбонатной  толщи связана с двумя пачками  Г и Д. Пачки разбиты тектоническими нарушениями на три блока. В первом блоке (южный купол) выделено 3 объекта  разработки: один в пачке Г - Г-I, и  два в пачке Д - верхний Дв-I и нижний Дн-I Нефтеносность второго блока связана с одним небольшим объектом Г-II. В третьем блоке первоначально выделялись три объекта разработки: два в пачке Г - верхний Гв-III и нижний Гн-III и один в пачке Д - объект Д-III. Затем было признано целесообразным объединить верхнюю и нижнюю часть пачки Г в один объект разработки Г-III. Это единственный объект КТ-II, имеющий газовую шапку, остальные объекты Дв-I, Дн-I, Д-III являются чисто нефтяными. Поры размерами 0,05-0,1 мм составляют 13-15,8%, а каверны в 1,1-1,9 мм - до 3% породы и сообщаются между собой микротрещинами. Открытая пористость пород КТ-II составляет 9,2-19,5% при проницаемости до 979-1279 мкм2 с максимальными значениями на Жанажол, Урихтау где по ГИС коэффициент пористость достигает до 42,67-46,1%. О наличии в разрезе КТ-II пластов с хорошими фильтрационными свойствами свидетельствуют полученные фонтаны притоков нефти, газа и конденсата на Жанажоле - 165-720 м3/сут.

Нефти в отложениях КТ-II нафтеново-метановые с содержанием нафтеновых углеводородов до 5,8%. Они бензиновые (31-35%) при керосиновых фракциях до 14-15% и масляных до 14%. Нефти имеют плотность 823,7-918,3 кг/м3 при t = 200. Утяжеление нефтей обнаруживается в разрезе от кровли к подошве - наиболее тяжелые в зоне ВНК. Вязкость при 200С составляет 564-130,4 мПа×с, они сернистые (0,4-1%) и высокосернистые (1,4-3,8%), парафиновые (4,7-8,7%) с температурой плавления t = 42-500C, малосмолистые (смол селикагелевых 4,2-9,5%, асфальтеновых 0,5-3,8%, содержание кокса до 4,7-6,7% и золы до 0,1%, газовый фактор равен 123- 40,67 м3 на 1 м3 нефти, при давлении насыщения 27,8-34,6 МПа. Начало кипения 58-620С, а для тяжелых нефтей 105-1820С. При t = 1500С выкипает 3,4-22,8%, 2000С - 9,2-35,6%, 3000С 18,2-58,8% иногда до 70,4%. Пластовая температура 63-940С, пластовое давление 35,8-41,7 МПа.

Средний суточный дебит скважин  по месторождению составляет 27,34 т/сут.

 

1.4 Гидрогеология

     Жанажолское месторождение входит в восточную окраину Прикаспийского сложнопостроенного артезианского бассейна.

В палеозойских и мезозойских  отложениях восточной окраины впадины  выделяются четыре водоносных комплекса: подсолевой палеозойский, кунгурско-верхнепермский, триасовый и юрско-меловой. Каждый их них заключает несколько регионально-выдержанных водоносных горизонтов, приуроченных к определенным стратиграфическим толщам. Ввиду отсутствия мощных глинистых пластов, простирающихся на большие расстояния, и наличия различного рода гидрогеологических окон подземные воды выделенных водоносных комплексов в региональном плане не достаточно хорошо изолированы друг от друга. Но локальный водообмен между подсолевыми и надсолевыми отложениями весьма затруднен. Чередование положительных и отрицательных тектонических движений, испытанных восточной окраиной при ее геологическом развитии в позднепалеозойское и мезозойское время, создало определенную гидрогеологическую цикличность, и каждый раз приводило к изменению палеогидрогеологических условий, нарушавших статическое состояние палеозойских подземных вод.

После каждого гидрогеологического  цикла изменялась гидрохимическая  характеристика подземных вод, происходила  перестройка гидродинамического режима и возникла необходимость в разгрузке подземных вод через имевшиеся тектонические разрушения и плоскости угловых несогласий для выравнивания пластовых давлений, как в совмещенных водоносных горизонтах, так и в горизонтах с уменьшенными пластовыми давлениями.

Воды нижнекаменноугольных отложений хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 182,1 г/л. Воды среднекаменноугольных отложений соленые сероводородные хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 96,4 г/л, сульфатные слабоминерализованные. Воды нижнепермских терригенных отложений приурочены к песчаным прослоям артинских, сакмарских и ассельских отложений. Они хлоридно-кальциевого типа с минерализацией до 129 г/л, неметаморфизованные, сульфатные. Статический уровень устанавливается на 80-100 м от устья [3]. Воды кунгурских отложений локализуются в терригенно-сульфатных прослоях в толщи каменной соли, являются рассолом хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 67,3-263 г/л, воды являются метаморфизованными или слабометаморфизованными. Воды верхнепермских отложений располагаются в нескольких песчаных водоносных горизонтах, являются минерализованными. Воды хлоридно-кальциевого типа с минерализацией от 50,3 до 292 г/л при плотности 1035,7-1185,6 кг/м3 с растворенными в них метаном и азотом. Газосодержание вод колеблется от 0,062 до 0,973 ма/м3 при упругости газов 1,16-5,65 МПа. Состав растворенных в воде газов в законтурных и подошвенных водах азотно-метановый и метановый с содержанием метана 55-79,2 %. Кроме того, в растворенных газах подошвенных и законтурных вод содержится соответственно: этан - 11,1-26,8 % и 0,04-3,6 %; тяжелые углеводороды - 4,3-24 % и 0,03-0,05 %; углекислый газ - 0,36-3,48 %; гелий - 0,003-0,3 %; аргон - 0,03-0,748 %. Возраст пластовых вод неоген-верхнемеловой и он намного меньше возраста водосодержащих отложений. Верхнепермские отложения содержат напорные воды. Воды нижнетриасовых отложений гидрокарбонатно-натриевые, сульфатно-натриевые, хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые с минерализацией от 7,1 до 251 г/л. Пластовые воды, в основном, неметаморфизованные. Воды имеют запах сероводорода. Газосодержание варьирует от 0,015 до 0,823 м3/м3 при упругости 3,4-4,57 МПа. Содержание растворенных газов в законтурной и подошвенной воде колеблется соответственно от 48,6 до 82,9 % и 2,9-40,1 %, метана от 4,5 до 41,7 % и 51,2-89,3 %. В водах установлены также этан - 0,13-21,3 % и тяжелые углеводороды - 0,31-26,1 %, гелий - 0,002-0,053 % и аргон - 0,09-0,932 %. Возраст пластовых вод соответствует раннему миоцену. Воды юрских отложений образуют два водоносных комплекса: нижнеюрский и среднеюрский. Нижнеюрские воды сульфатно-натриевые и хлоридно-кальциевые, в единичных случаях гидрокарбонатно-натриевые и хлоридно-магниевые. Минерализация их меняется от 1,4 до 221,9 г/л. Воды слабометаморфизованные. Газосодержание подошвенных вод колеблется от 0,025 до 0,235 м3/м3 при упругости газа до 3,53 МПа.

В состав растворенных газов  подошвенных и законтурных вод  входят: метан - 49,9-74 % и 30,3 %, этан - 2,6-4,5 % и 0,1 %, тяжелые углеводороды - 1,6-2,1 % и 0,01 %, углекислый газ - 2,5-2,9 % и 0,2 %, азот - 4,29-15,4 % и 67,5 %, гелий - 0,02-0,002 % и 0,43 %, аргон - 0,141-0,315 % и 0,738 %. Абсолютный возраст  вод плиоценовый, что свидетельствует  о более молодом возрасте водосодержащих отложений. Воды среднеюрских отложений представлены водами ааленских и байосс-батских отложений. Воды ааленских отложений гидрокарбонатно-натриевые, сульфатно-натриевые и хлоридно-кальциевые. Общая минерализация вод изменяется от 2 до 202,8 г/л. Воды в основном слабометаморфизованные. В состав водорастворенного газа входят: метан - 5,4%, этан - 0,3 %, тяжелые углеводороды - 0,2 %, углекислый газ - 0,3 %, кислород - 0,3 %, азот - 32,1 %, гелий - 0,043 % и аргон- 0,798 % при газовом факторе 0,04 ма/м3 и общей упругости газа 0,4 МПа. Воды напорные. Воды байосс-батских отложений гидрокарбонатно-натриевые и сульфатно-натриевые, хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые. Они характеризуются минерализацией от 0,7 до 259 г/л. Газосодержание законтурных и подошвенных вод составляет 0,025-0,775 ма/м3 при общей упругости газа от 0,21 до 4,86 МПа. В законтурных водах растворен газ азотного состава с содержанием азота 67,5-98,1% и низким содержанием метана при газовом факторе в 0,025-0,05 ма /м3 и общей упругости 0,14-0,84 МПа.

В подошвенных и в приконтурных водах растворенные газы преимущественно углеводородные с содержанием метана 74,3-91,4 %. Газосодержание по мере приближения к контуру нефтеносности возрастает от 0,227 до 0,775 ма/м3 при упругости газа 0,75-4,86 МПа. Кроме метана и азота в водах содержатся: этан - 0,5-5,6 %, тяжелые углеводороды - 0,01-8,8 %, углекислый газ - 0,1-7,9 %, кислород - 0,1-3,4 %, гелий - 0,002-0,052 % и аргон - 0,029-1,626 %. Воды четвертичного и плиоценового возраста, что свидетельствует об их инфильтрационном генезисе. Воды обладают значительным пьезометрическим напоре в 42-712 м. Статические уровни в скважинах устанавливаются на глубине 8-68 м. Воды меловых отложений представлены готеривским, барремским, атским и альбским водоносными комплексами. Воды готеривских отложений, в основном, гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевые и частично хлоридно-кальциевые с минерализацией от 1,9 до 117 г/л. Воды независимо от степени минерализации являются метаморфизованными. В приконтурных водах растворенный газ имеет, в основном, метановый состав с содержанием метана 83,8 % и азота 6,7 %; в законтурных - азотный состав с содержанием азота 82,8-86,6 % и метана до 14,3 %. В водах присутствует также: этан - 0,01-9,1 %, углекислый газ - 0,1- 0,5 %, гелий - 0,003-0,009 % и аргон - 1,052-1,187 %. Возраст вод - четвертичный.

Водонапорные статические  уровни устанавливаются на глубине 12-43 м. Воды барремских отложений гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевые с минерализацией 0,3-31,7 г/л. Газосодержание законтурных и подошвенных вод составляет 0,022-0,247 ма/м3 при упругости газа 0,12-0,9 МПа. В подошвенных водах растворен метановый газ с содержанием метана 86,9 % и азота 6,5 %. В законтурных водах и на нефтеносных куполах газ азотный с концентрацией азота 89,1-96 % и метана 3,9-8,2 %. В составе газа определены также этан - до 0,37 %, тяжелые углеводороды - до 2,13 %, углекислый газ - 0,1-4 %, гелий -0,006-0,016 % и аргон - 0,227-1,674 %. Возраст вод четвертичный. Водонапорные, статические уровни их в скважинах устанавливаются на глубине 5-55 м, а дебит при понижении уровня на 40 м достигает 8 л/с. Воды аптских отложений преимущественно гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевые, частично хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые с минерализацией 0,5-90,8 г/л при плотности 1000-1067 кг/м3. На некоторых участках водоносный горизонт залегает неглубоко от поверхности и содержит слабоминерализованные воды. Воды неметаморфизованные. Состав газов законтурных вод: азота - 95,7-97 %, метана - 2 %, углекислого газа - 0,2-1 %, гелия - 0,003 % и аргона - 0,298-1,8 %. Водонапорные, статические уровни в их скважинах устанавливаются на глубине 4-80 м от устья. Дебиты при понижении уровня на 20 м составляют 0,3-10 л/с. Воды альбских отложений сульфатно-натриевые и хлоридно-магниевые с минерализацией 0,21-0,472 г/л. Воды песчаных отложений альба подпитываются солеными водами более древних отложений и становятся непригодными для питьевых целей. Газосодержание вод равно 0,04 ма/м3 при упругости газа 1,9 МПа. Растворенный газ азотный с содержанием азота - 67 %, метана - 26,4 %, этана - 0,25 %, тяжелых углеводородов - 1,2 %, углекислого газа-3,6 %, гелия - 0,005 %; и аргона - 1,106 %. Статические уровни вод в скважинах устанавливаются на глубине 10-30 м от устья, максимальные дебиты 8,0-13,5 л/с.

referat911.ru

Нефтяное месторождение Жанажол — курсовая работа

В четвертичных отложениях имеет распространение водоносный горизонт, связанный с делювиальными  отложениями, слагающими долины балок  и пониженные участки рельефа. Питание  его осуществляется, в основном, за счет атмосферных осадков. По типу залегания делювиальные воды относятся  к грунтовым. Таким образом, подземные воды продуктивных горизонтов верхнепермских и мезозойских отложений относятся в основном к высокоминерализованным. Минерализация их увеличивается с глубиной.

По гидрохимическим показателям  они не типично нефтяные с застойным  режимом, не сингетичны вмещающим отложениям, а инфильтрационные, что указывает на нахождение водоносных горизонтов в зоне водообмена с дневной поверхностью и свидетельствует о плохой закрытости недр и активном разрушении нефтяных залежей.

Содержание водорастворенных газов на водонефтяном контакте месторождения Жанажол составляет в среднем 3,1 ма/м3, из которых примерно половина приходится на кислые (сероводород, двуокись углерода) и половина на метан и его гомологи.

Характерной особенностью химического  состава растворенных газов является высокое содержание сероводорода (34,4%) и двуокиси углерода (11,7%). Обращает на себя внимание также низкая концентрация гомологов метана (около 2%), что не характерно для подземных вод, контактирующих с нефтяной залежью.

 1.5 Генезис

 Советский этап становления

Во второй половине 20-х  гг. XX века нефтяники Эмбы начали применять  роторное вращательное бурение, что  способствовало развитию буровых работ, росту глубины скважин, темпа  вскрытия и разведки нефтяных залежей. Вращательное бурение на Эмбе было применено впервые в СССР. В  результате этого, средняя глубина  скважин с 196,7 м., в 1929 г. возросла до 637,7 м в 1932 г.

Нефтяники Эмбы первыми в  СССР и Европе освоили на Доссоре  и Макате сверхглубокое бурение того времени - до 2500-2800 м. В докладе «Перспективы развития Урало-Эмбинского района», сделанного И.М. Губкиным в 1927 г. на заседании Совета нефтяной промышленности ВСНХ, говорилось о необходимости внимательнейшим образом отнестись к развитию Эмбинского региона. Непосредственное руководство геолого-поисковыми работами на Эмбе осуществлял Геологический комитет главного горно-топливного управления ВСНХ СССР. Особое внимание развитию Урало-Эмбинского района уделял И.М. Губкин.

В 1931 г. в докладе на чрезвычайной сессии Академии наук СССР И.М. Губкин подчеркнул: «Энергичная и смелая разведка может сделать из Урало-Эмбинского района грандиозный район со многими десятками миллионов тонн добычи. Сюда нужно бросить максимум средств и сосредоточить на этом районе неослабное внимание».

Новый импульс развитию геолого-разведочных исследований на территории Западного Казахстана был дан в 1925-1926 годах. В 1925 г. по результатам проверки работы треста «Эмбанефть» перед нефтяниками была поставлена конкретная задача: в течение 5-7 лет разведать структуры с признаками нефтегазоносности площадью 3500 квадратных верст на территории северных районов (Темирского района) Актюбинской области. Согласно этим задачам, к началу 30-х годов поисковые работы вышли за пределы Южной Эмбы и стали проводиться на территории Актюбинской области. В связи с этим возникла необходимость организации территориального треста «Актюбенефтеразведка», а позднее - треста «Казнефтеразведка» в г. Гурьеве (Атырау).

В 1931 г. бурением скважины №10 вновь организованным трестом «Актюбенефтеразведка» в Актюбинской области открыто месторождение Шубаркудык. Двумя годами позже открыто месторождение Жаксымай. Оба месторождения находились далеко от г. Гурьева. Вскоре возникла проблема транспортировки добываемой нефти, которая была решена строительством железной дороги Гурьев - Кандагаш, соединившей месторождения Шубаркудык и Жаксымай с Доссором и Макатом. Таким образом, к концу 20-х гг. геологоразведочные работы расширились, чему способствовал охват значительной части Актюбинской области. В течение 5 лет изучением нефтяных богатств Западного Казахстана занимались 135 геологических и геофизических партий. Это привело к значительному росту объемов работ.

С 1920 по 1929 гг. на промыслах  Урало-Эмбинского района было добыто 1630 тыс. тонн нефти, или на 19% больше по сравнению с количеством, полученным за весь дореволюционный период. Максимальная добыча была достигнута в 1931 г.

Совет народных комиссаров КазССР в 1934 году принял специальное постановление «О мероприятиях по развитию Эмбанефти», в котором обязал предприятие ввести в эксплуатацию месторождение Косшагыл и Искене, а также построить там же электростанции, соорудить нефтехранилища и провести водопровод. Особое внимание в постановлении обращалось на необходимость строительства железной дороги Макат - Косшагыл и ветку на Искене. Не остались без внимания и вопросы создания нефтяниками нормальных условий. Было рекомендовано построить жилые дома на нефтепромыслах и в г. Гурьеве, а также создать подсобные хозяйства (огороды, молочные фермы, животноводческое хозяйство). Кроме того, рекомендовать соответствующим органам решить вопрос о вербовке для работы на нефтяных промыслах 200 рабочих и 100 квалифицированных специалистов строительных специальностей.

Большое внимание развитию Эмбинского нефтяного района было уделено на 17 и 18 съездах ВКП(б). Принятые там документы определили основные направления поисков нефтяных богатств. В целом поисково-разведочные работы этого периода позволили определить рациональный комплекс исследований, необходимый для детального изучения соляных куполов. Осознание необходимости активизации поисковых и разведочных геолого-геофизических работ привело к организации в 1940 г. первой в республиканском масштабе геофизической службы. Тогда при Казахском геологическом управлении была создана геофизическая группа под руководством М.Морозова.

В ноябре 1935 г. состоялась специальная  сессия АН СССР, посвященная вопросам развития нефтяной и химической промышленности Эмбы, на которой академик И.М. Губкин изложил конкретную задачу: создать  нефтяную базу на востоке страны, которая  по своей производительной мощности была бы не меньше Кавказской. Крупными частями второй нефтяной базы должны явиться Западно-Уральский и Урало-Эмбинский нефтяные районы. На сессии было принято решение направить в эти регионы научную экспедицию. И в 1936 г. в Эмбинский район выехала экспедиция под руководством В.Батурина.

За годы довоенных пятилеток  в Западном Казахстане, в основном в Эмбинском районе, работало до 53 геологоразведочных и до 60 геофизических партий.

Форсирование поисково-разведочных  работ и открытие ряда месторождений  в 30-годы диктовалось необходимостью создания прочной сырьевой базы нефтегазодобывающей  промышленности на востоке страны на случай военных действий, наступление  которых с каждым годом ощущалось  все острее. В 1937 г. важным событием явилось открытие трестом «Казнефтеразведка» мощной залежи нефти на Кульсарах и установление промышленной нефтеносности Толеса.

Интенсивные нефтепоисковые работы, проведенные комбинатом «Казахстаннефть» (после упразднения комбината «Эмбанефть»), увенчались открытием и вводом в эксплуатацию в сжатые сроки таких месторождений, как: Нармонданак, Бекбике и Жолдыбай в 1941-1942 гг. Таким образом, 30-е годы и начало 40-х гг. ознаменовались открытием основных нефтегазовых месторождений Южной Эмбы и созданием прочной сырьевой базы нефтегазодобывающей промышленности на востоке бывшего СССР. Годовая добыча нефти в 1940 г. достигла 750 тыс. тонн.

С ростом добычи нефти все  острее ощущалась проблема ее транспортировки, осуществлявшаяся железнодорожным  и водным транспортом. Построенные  в 30-х гг. нефтепроводы Доссор-Гурьев, а особенно нефтемагистраль Каспий-Орск через промыслы Актюбинской области, имели огромное народнохозяйственное значение. Нефтепровод Каспий-Орск был построен за 3 года, в октябре 1935 г. он вступил в строй. По этому нефтепроводу 65% эмбинской нефти перекачивалось в Орск.

Суровым испытанием для всей страны стала Великая Отечественная  война. В целях возмещения производства временно прекративших свою деятельность нефтяных районов Майкопа и Грозного, важнейшей военно-хозяйственной  задачей было всемерное форсирование добычи нефти в Казахстане, от успешного  разрешения которой зависело удовлетворение первоочередных нужд народного хозяйства  страны и боеспособность Советской  Армии.

Нефтяники урало-эмбинского района в годы войны работали в напряженном ритме, по 12-13 часов в сутки, без выходных, на всех нефтепромыслах были организованы фронтовые бригады. Разведчики открыли на Эмбе три новых месторождения нефти, которые были успешно введены в промышленную разработку уже в период Отечественной войны и дали тысячи тонн высококачественной нефти. Были введены в эксплуатацию новые предприятия, в городе Гурьеве построен крупный нефтеперерабатывающий завод.

Добыча нефти в 1941-1945 гг. составляла в среднем 800 тыс. тонн в  год. В годы Великой Отечественной войны геологические исследования были концентрированы в Урало-Эмбинской нефтеносной области. Продолжались исследования и на Мангыстау.

Развитие нефтяной отрасли  не ограничивалось территорией Гурьевской области. В 1930 г. началось бурение первой разведочной скважины, вскрывшей нефть на соляном куполе Шубаркудук. Через шесть лет здесь вступил в строй нефтяной промысел и был создан трест «Актюбнефть», позже переименованный в «Актюбнефтеразведка». В годы Великой Отечественной войны вошло в строй действующее месторождение Жаксымай. С 1930 по 1947 гг. В Актюбинской области было пробурено уже около 90 скважин.

В послевоенный период Правительство  СССР приняло ряд специальных  решений, направленных на повышение  буровых и строительных работ  и нефтяной промышленности республики. Для усиления строительных и разведочных  работ были организованы специальные  тресты «Казахстаннефтестрой», «Казахстаннефтеразведка», «Актюбнефтеразведка» и Казахстанское отделение Государственного геофизического треста. На промыслах стали широко внедряться мощные буровые станки, станки-качалки нормального ряда, тракторные подъемники. Изменилось на Эмбе направление буровых работ. Если в период Отечественной войны разведочное бурение осуществлялось главным образом вокруг существующих материально-технических баз, то после войны оно было перенесено в наиболее перспективные районы юго-востока Эмбы для выявления новых месторождений. А трест «Актюбнефтеразведка» развернул работы в районе Актюбе.

Первые послевоенные годы отмечены открытием ряда месторождений: Мунайлы и Толес Южный в 1947 г., Каратон в 1948 г., Толес в 1958 г., Карсак в 1951 г. Вовлечение упомянутых месторождений в разработку повлекло за собой резкое увеличение годовой добычи нефти до 1,5 млн. тонн и многократное возрастание разведанных запасов.

С 1946 г. объемы геологоразведочных работ в Прикаспийской впадине  резко возросли, проводились геофизические  исследования, бурение глубоких опорных  и параметрических скважин. Поисково-съемочные, аэрогеологические работы на обширных территориях Западного Казахстана сопровождались картировочным бурением, геофизическими, геохимическими, геоботаническими и др. исследованиями.

С 1948 г. на территории всей Прикаспийской  впадины начала работать аэрогеологическая  экспедиция. Интенсивно велись разведочные  работы в различных нефтеносных  районах. На Эмбе они привели к  открытию нефтяных месторождений Теренозек (1951г.), Тажигали (1956 г.), Караарна(1957 г.). Промышленная нефтеносность была установлена на Жыланской структуре (Актюбинское Приуралье).

В 1959-1960 гг. выявлены крупные  залежи нефти на Кенкияке (Актюбинская область) и Прорве. Первая глубокая скважина на Прорве 11 августа 1960 г. дала мощный фонтан нефти и газа. В результате усиления геолого-разведочных работ междуречья Урал - Эмба были открыты новые месторождения Мартыши (1962), Юго-Западный Камышитовый (1962), Жанаталап (1964), Гран и Октябрьское (1969). Добыча нефти на Эмбе в 1968 г. достигла 2 млн. тонн, а в 1972 - 3 млн. тонн.

Конец 50-х и начало 60-х  гг. также характеризуется вовлечением  в сферу поисковых работ новых  регионов, в частности, Южного Мангыстау. Для более детальной разведки месторождений нефти и газа в этом районе в 1957 г. в составе объединения «Казахстаннефть» был организован трест «Мангышлакнефтегазразведка», перешедший затем в подчинение Западно-Казахстанского геологического управления Министерства геологии Казахской ССР. В условиях безлюдной и безводной пустыни, в совершенно необжитом и отдаленном от крупных городов, железнодорожных и водных путей регионе в короткий срок был открыт новый крупный нефтегазоносный бассейн - Южно-Мангыстауский.

В 1961 г. на структуре Узень  при бурении структурной скважины №18 из глубины 367,5 метра впервые  на Южном Мангыстау был получен фонтан газа. После этого на площади Узень форсированными темпами проводилось разведочное бурение. В результате, разведочная скважина №1 при опробовании из глубины 1248-1261 метр дала фонтан нефти с дебитом 80 кубических метров в сутки. В дальнейшем промышленные залежи нефти на площади Узень подтвердили фонтаны нефти, полученные из того же горизонта в скважинах №2 и №22.

В 1959 г. было начато поисковое  бурение на структуре Жетыбай. В 1961 г. из разведочной скважины № 6 месторождения  Жетыбай был получен нефтяной фонтан. Таким образом, в 1961 г. на Южном Мангыстау почти одновременно были открыты два нефтяных месторождения - Узень и Жетыбай. Для промышленного освоения богатств Южного Мангыстау в январе 1964 г. было создано производственное объединение «Мангышлакнефть». На освоение нефтяной целины приехали тысячи квалифицированных рабочих и опытных инженерно-технических работников из Азербайджана, Татарии, Башкирии, Краснодарского и Ставропольского краев. Выросли поселки нефтяников Ералиево, Жетыбай, город Новый Узень (Жанаозен). Было организовано нефтепромысловое управление Узень.

июня 1965 года первый эшелон мангышлакской нефти по железной дороге был отправлен на Гурьевский нефтеперерабатывающий завод.

С открытием Южно-Мангыстауского нефтегазоносного региона с его крупнейшими месторождениями Узень и Жетыбай разведанные запасы нефти по промышленным категориям увеличились в 20 раз, а годовая добыча в 14 раз. В последующие 10 лет были выявлены, разведаны и разработаны новые месторождения: Тенге, Тасболат, Карамандыбас, Восточный Жетыбай и др. С резким увеличением добычи нефти возникала острейшая необходимость строительства нефтепровода для ее транспортировки на Гурьевский нефтеперерабатывающий завод, а также другие заводы СССР. В короткий срок, в течение 2-х лет, этот нефтепровод был построен, и проблема транспортировки мангышлакской нефти была решена.

referat911.ru