Площади газовой, газонефтяной, нефтяной и водонефтяной зон составляет соответственно 4,5%, 26%,50,4%, 19,1% всей площади залежи. Запасы нефти в газонефтяной, нефтяной, водонефтяной зонах составляет 18,7 %, 65,3%, 16%.
Объем занятой нефтью в 4,6 раза превышает объем занятой газом. Подгоризонт Vаотделяется от ниже залегающего подгоризонта Vбвыдержанным по простиранию глинистым разделом мощностью 4,6-22м, средняя мощность которого равна 12,5м.
2.ПодгоризонтVб. Общая мощность изменяется от 5 до 26 м. Он характеризуется очень сложным геологическим строением. К подгоризонту приурочена пластовая, сводовая, нефтяная залежь подпираемая краевой водой. По геофизическим данным скважин ВНК отбивается на абсолютных отметках 1769-1780, на основаны опробовании скважин и данных геофизики были выявленытри зоны с различным положениемВНК.
I зона расположена в западной части структуры с ВНК 1770-1772 м.
II зона находится в центральной части структуры с ВНК 1777-1780 м. Таким образом с запада на восток отмечается наклонное положение ВНК, то есть это с 1770 до 1780 .
Этаж нефтеносностис запада на востокизменяется от 41 до 51 м, в пределах внешнего контура нефтеносности (1770-1780м) залежь подгоризонта Vб имеет длину 16 км, а ширину 4,7 км.
Площади нефтеносной и водо-нефтеносной зон составляютсоответственно 77,4%, 22,6% от площади залежи. Нефтенасыщенная мощностьв нефтяной зоне изменяется от 1,4 м до 20,2 м, а в водо-нефтеносной зоне изменяется от 0 до 14,1 км. Запасы нефти в нефтеносной и водо-нефтеноснойзонах составляют 85,1% и 14,9% .
Подгоризонт Vб отделяет от нижележащего подгоризонтаVв глинистым разделом, мощность 0-26,8м при средней мощности 10,9м.
3.Подгоризонт Vв , в нем отмечаются три глинистых прослоя . Общая мощность подгоризонта Vв при расчленении на три пластасоставляет 12-13м, а при расчленении на 4 пласта колеблется от 18 до 20 м.
На основании результатов опробования скважин и геофизики первоначальноВНКбыл принятна абсолютной отметке 1780 м. В связи с этим этаж газоносностисоставляет 12 м, а этаж нефтеносности равен 17 м в пределах внешнего контуранефтеносности. Нефтегазовая залежь подгоризонта Vв имеет длинну 15,6 км, а ширину 4 км. Площадь нефтегазоносной , нефтяной, газо-нефтеносной и водо-нефтеносной составляют соответственно25,8%, 12%, 5,5%, 56,7% от площади залежи подгоризонта.
Подгоризонт Vв отделен от нижележащего подгоризонта Vг глинистыми разделамимощность от 0 до 18м, средняя мощность которого = 4,1м.
4.Подгоризонт Vг. Первоначальное положение АВНК был принят на абсолютной отметке1780м. Этаж нефтеносностинефтяной залежи подгоризонта составляет 10,9м. В пределах внешнего контура нефтеносности залежь имеет длинну 6,5 км, а ширину 1,2-1,5 км.
Нефтенасыщенная мощностьизменяется от 0 до 10 м. Подгоризонт Vг отделен от нижележащего подгоризонта VIаглинистым разделом мощность. 0-21,6м, а средняя мощность которого равна 9,1 м.
I.3.Тектоника
Месторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонамипоперечных поднятийна несколько глубоких впадин. На северном борту прогибарасположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом , фиксируемый фазой по IIIг отражающему горизонту.
На Жетыбай-Узеньскойтектонической ступенивсе выявленные структуры являются асимметричнымибрахиантиклинальнымискладками с пологими северными и крутыми южными крыльями зауженными западными и более широкими восточными переклиналями. На всех изученных структурахотмечается ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными , так- как фиксируется почтиполное совпадение их структурных планов по отдельным горизонтам.
В тектоническом отношении месторождение Жетыбай представляет собой крупную пологую асимметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в субширотном направлении.
В пределах продуктивной толщи с глубинойувеличиваются углы падения пород на крыльях структуры от 2 30 до 5 30 и уменьшаются ее размеры.
В западной и восточной частях структуры вследствие ундуляция длинной оси выделяются соответственно 1-3 и 2-4 небольших куполка. Детальное изучение строения продуктивных отложений Жетыбайского месторождения, особенностей распределения газа, нефти и воды по площади и разрезу позволяют предположить, что в пределах Жетыбайского поднятия, видимо имеется ряд тектонических нарушений, как продольного так и поперечного направлений.
Предполагаемое тектоническое нарушениеширокого простирания было выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок ВНК по залежи подгоризонтаViб врайоне западной переклинали поднятия. Как следует из геологического профиля на фоне общего подъема сводовой части Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам довольно четко выделяются две поперечные флексуры. Которые как бы делят площадь месторождения на три участка: восточный, основной по размерам, западный и разделяющий их сравнительно узкий , средний.
Ниже по разделу, в XI-XIII горизонтах эти флексуры видимо переходят в разрывные тектонические нарушения.
По данным промысловой геофизики, анализ характера насыщения песчаных пластов и прослоевпесчано-глинистых пачек XI горизонта позволил выявить следующую закономерность: песчаные пласты даже при относительно хорошей коррелируемости на различных участках площади месторождения можно включать залежи нефти самостоятельными ВНК , то есть иногда эти песчаники насыщены водой на более высоких гипсометрических отметках, по сравнению с нефтеносными
Т.О .изучение, геолого-промыслового материала по Жетыбайскому месторождению указывает на возможность наличиятрех малоаплитудных тектонических нарушений - одного продольного и двух поперечных.
Описанные нарушения являются пока только предполагаемыми. Для их более обоснованного подтверждения необходимы дополнительные данные, которые могут быть получены при дальнейшем разбуривании залежей и особенно при проведении гидропрослушивания между скважин расположенными в соседних блоках.
I.4. Коллекторскиесвойства
Емкостно-фильтрационные свойства пластов-коллекторовпродуктивных горизонтов подробно освещены в работе , в которой обосновываютсяметодика определения и принятия величины нижних значений искомых параметров с применением методов математико-статистического анализа.
Пористость пород-коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтовк нижним . Самое высокоесреднее значение открютой пористостиопределенное по результатам анализов кернов для коллекторов I горизонта (0,218); самое низкое (0,173-0,175) для XII и XIII горизонтов.
Проницаемостьизменяется от 0,001 мкм2до несколько десятых долей мкм2. В среднемзначение параметра для большинствагоризонтов не превышает 0,1 мкм2 изменяется без какой-либо закономерности. Нижний предел проницаемости для нефтеносных пластов-коллекторов - 0,003 мкм2, для газовых - 0,001 мкм2.
Остаточнаянефтенасыщеность в газоносных пластах изменяется от 0,06 до 0,10. На этом основании газонасыщенность принята с поправкой на указанную величину. Принятые для подсчета запасов начальные коэффициенты нефте и газоносностиприведены в таблице 1.3.
I.4.1. Толщина горизонтов
В результате комплекснойинтерпретацииданных промыслово-геофизических исследований проведено детальное разчленениепродуктивного разреза на горизонты и пласты, определена их стратиграфическаяпривязка, выделены проницаемые пласты-коллекторы , определены величины газо и нефтенасыщенных толщин пластов.Принятые значения толщин по горизонтамприводится в таблице 1.4.
1.4.2. Показатели неоднородности пластов.
Дляхарактеристики геолого-физических свойств пласта и количественной оценкигеологической неоднородности распространены коэффициенты песчанитости, расчлененности и распространенияпластов. В таблице 5 приведены средние величины коэффициентов вариации песчанитости для III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонтовсоставляет 30-36% и подтверждают, что по песчанитости указанные горизонты являются более однородными, чем IX иXгоризонты , по которым коэффициенты вариации составляют 59 и 65 %. Наиболее расчлененными являются коллекторы IV, V, VIII, X, XI горизонты, а по степени изменчивости расчлененности более однородными являютсяколлекторы III иIVгоризонтов (W=26-30%). По Степени выдержанности пласты-коллекторы эксплуатационных объектов характеризуются различными значениями коэффициентов распространения и изменяются различными от 0,35 до 1,0.
Наиболее однородными по степени выдержанности являются III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонты. Наибольшая изменчивость свойственна пластам VII, IX, X, XI горизонтов.
1.5. Запасы нефти и газа
Со времени последнего утверждения в ГКЗ запасов нефти и газа в 1970 году на месторождении Жетыбай пробурено более 300 скважин, получены новые данные, уточняющие строение залежей, их границы, распределение по нимнефтенасыщенной и газо-насыщенной мощности.
В связи с этим для составления проекта разработки рассматриваемых залежей необходимо было произвести переоценку запасов с учетом данных по вновь пробуренных скважинам по состоянию на 1 января 1976 года.
Прежде всего необходимо отметить, что за время после утверждения запасов на месторождении была открыта еще одна нефтяная залежь, связанная с верхней пачкой IV горизонта. Оценка подсчетных параметров этой залежи для определения содержащихся в ней запасов нефти приведены выше, при изложении геологического строения и характеристики залежей IV горизонта.
Увеличение запасов нефти залежи подгоризонта Vб связано с увеличениемплощади нефтеносности в основном в районе восточной приклинали и юго-восточного крыла, где отметка ВНК , вместо ранее принятой - 1770м, взята по данным скважины 703, равной - 1779м. Площадь залежи увеличилась более чем на 407 км2 (8,5%), кроме того в том районе рядом скважин (709, 737) вскрыта нефтенасыщенная мощность более 20м. Так, что частично увеличение запасов осуществлено и за счет некоторого роста средней нефтенасыщенной мощности.