Газды қабатқа айдаудың қолданылып жүрген қысымының орташа мәні

Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 85 бет
Таңдаулыға:

АНДАТПА

Осы дипломдық жобада төрт негізгі бөлім қарастырылған.

Бірінші бөлімде кен орынның геологиялық құрылымдық сипаттамасы, физикалық-гидродинамикалық сипаттамасы, мұнай мен газдың қорлары туралы айтылған.

Үшінші және төртінші бөлімде игеруді жобалау үшін Жанажол кен орнының геологиялық-кәсіпшіліктік және игеру варианттарының техникалық-экономикалық негіздемелері қарастырылады.

Техника-технологиялық бөлімінде Жанажол кен орнында ұңғыны газлифтілі әдіспен пайдаланып, кен орнын игеру көрсетілген.

Экономикалық бөлімінде МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты және кен орнын пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне талдау көрсетілді. Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау және ұңғыларды пайдалануда қауіпсіздік ережелері көрсетілген.

АННОТАЦИЯ

Этот дипломный проект состоит из четырех основных частей.

В первой части изложены следующие основные параметры: строение, физико-гидродинамические характеристики, запасы нефти и газа.

В третьей и четвертой частях для проектирования разработки рассмотрены геолого-промысловые и технико-экономические основы месторождения Жанажол.

В части техники-технологии приведены особенности разработки газлифтных скажин на месторождений Жанажол.

Административные свойства НГДУ технико-экономические показатели эксплуатации месторождения рассмотрены в экономической части.

В части охраны труда указаны анализ опасных и вредных производственных факторов и опасность эксплуатаций скважин.

КІРІСПЕ

Жаңажол кен орнында жоғарғы карбонатты қабат қималарын салыстыру нәтижесінде газ, конденсат және мұнай қорларының есебі көрсетілетін үш өнімді коллектор бумасы бары анықталды. (Жоғарыдан төмен қарай: “А”, “Б”, “В”) . Стратиграфиялық қатынаста “А” және “Б” бумалары жоғары карбонның Гжель және Касимов жік қабаттарын салыстыруға болады. 10, 13, 50 ұңғылар құрылымының солтүстік күмбезінде төртінші “В” бумасы бөлінеді, оның өнімділігі шектеулі. Барлық бумалардың литологиялық жыныстары әктастармен, доломиттермен және олардың арасындағы айырыммен көрсетіледі. Әктастары: органогенді, детритті, микрокристалды. Органогенді әктастар жоғары “А” бумасына тән. Бұл әртүрлі түйіршікті кальцитпен цементтелген органикалық қалдықтар мен детриттен тұратын сұр түсті жыныстар. Қайта кристалдану көбіне әктастардың цементтелген бөлігін қамтиды. Жыныстардың негізгі сиымдылығын шаймалағыштық пен қайта кристалдаудың туынды кеуектері құрайды.

Кен орнында жоғарғы карбонатты қабаттардың қабат қысымының ұңғының үздіксіз фонтандауына күшінің жетпеуі салдарынан газлифтілі әдісті пайдаланып кенішті игеру әдісі таңдалған.

Жобаның негізгі мақсаты кен орнында газлифтілі ұңғыларды тиімді пайдалану шаралары қарастырылған. Газлифтілі әдіспен мұнайды өндіру арқылы кен орнын игеруге жұмсалатын шығынды азайтып, игеру уақытын қысқартуға мүмкіндік беретін шараларды қарастыра отырып, газлифтілі ұңғылардың конструкциясын, жабдықтарын таңдау тәртібі дипломдық жобада орын алған.

Фонтанды ұңғыны газлифтілі ұңғыға ауыстырудың экономикалық тиімділігін анықтау арқылы, кен орнын игеруде мұнайдың өзіндік құны есептелген.

1 ТЕОРИЯЛЫҚ БӨЛІМ

Әдеби шолу

Бұрғыланған ұңғылардың көрсеткіштерін сұрыптау кеніштердің геологиялық құрылымын, олардың таралу шекараларын және өнімділік қабаттарының кейбір сандық көрсеткіштерін нақтылауға мүмкіндік береді. Кен орыны екі карбонаттық қабатта орналасқан. Бірінші, КҚ-І де гжель-подоль және кашир-венев және жоғарғы мәскеулі қабат бөлшегі интервалында екінші КҚ-II төменгі мәскеулік, башқұрт, серпухов қабат бөлшектерінің аралығында орналасқан. Тектоникалық қатынас бойынша аудан Каспий маңы ойпатының шығыс бөлігінде орналасқан, ол Орал геосинкликальды аймағынан Ащысайлық және Сакмаро-Кокпентті жарықтармен бөлінген. Геологиялық дамуға тән бір құбылыс, ол аймақтың төмен түсуі және қатты шөгінділік қабаттың қалыптасуы, оның негізгі бөлігін тұз дөңесі кешен құрайды (7-10км) . Тұз астындағы кеніштердің қалыңдығы батысқа қарай бірқатар ерекшеленген сатылар мен қиындатылған: Жаңажолдың(5, 5-6км), Кенкияқтың, Қожасайлық және Шұбар-құдық(7-7, 5 км) оларлың әрқайсысы бірдей емес ерекшеліктерімен мінезделеді. Жаңажолдың басты ерекшеліктерінің бірі карбонатты массивтердің дамуы болып табылады, брахиантиклинальды типті ірі асулар мен күрделілендірілген. [1]

Газлифт - шегендеу құбыр тізбегімен және оған түсірілген СКҚ-дан тұратын, сұйықты сығылған газ арқылы көтеретін жүйе. Құбыраралық кеңістікке газды жоғары қысыммен айдайды, мұның әсерінен бұл жердегі сұйықтын деңгейі төмендейді, ал СКҚ-дағы сұйық деңгейі көтеріледі. Құбыраралық кеңістіктегі сұйықтың деңгейі төмендеп СКҚ-дың төменгі шетіне жеткен кезде сығылған газ СКҚ-ға еніп сұйықпен араласады.

Нәтижесінде мұндай газсұйық қоспасының тығыздығы қабаттан келетін сұйық тығыздығынан төмен болып СКҚ бойындағы сұйық деңгейі көтеріледі. Неғұрлым газ мөлшерін көп айдаса, соғырлым қоспа тығыздығы азайып үлкен биіктікке көтеріледі. Газлифтті ұңғының шығымы айдалған газдың көлемі мен қысымына, СКҚ-ды сұйыққа түсіру деңгейіне, олардың диаметрлеріне, сұйықтын тұтқырлығына және т. б. байланысты болады.

Газлифтті көтергіштің құрылысы ұңғыға түсірілген СКҚ-ның қатар санына және бағытына байланысты анықталады. [2]

Ұңғыға түсірілетін құбырлар қатар санына және сығылған газ бен газмұнай қоспасының қозғалу бағытына байланысты газлифтті көтергішті бірнеше жүйеге бөлуге болады. Түсірілген құбырлар қатарына байланысты: екі қатарлы және бір қатарлы, ал айдау бағытына байланысты сақиналы және орталық көтеру жүйесі болып бөлінеді. Екі қатарлы сақиналы көтергіш ұңғыға екі қатарлы топтасқан құбырды түсіру арқылы іске қосылады. Жұмысшы агент екі құбыр арасындағы сақиналы кеңістікке айдалып, ал сұйық ішкі құбыр бойымен көтеріледі. Екі қатарлы ұңғы жабдықтағанда, қабаттан келетін механикалық қоспалардың шығуын жақсарту мақсатында, сыртқы құбыр қатарын ұңғының сүзбесіне дейін түсіру қажет. Ішкі құбырды ұңғы сипаттамасына және компрессордан пайда болатын максималды қысымға тәуелді тереңдікке дейін түсіреміз. [3]

Газлифтті ұңғыны зерттеудің мақсаты қабат парамерлерін анықтау, қабат сұйықтарын және түп қысымымын жіберу бағанасын анықтауға түп аймағының белдеуін және максималды мұнай өндіру шартын немесе басқа да тиімді шарттарды алу үшін ұңғыға жұмысшы агентті рессурсын тиімді таратуды анықтау болып табылады. Қазіргі кезде газлифтті ұңғынының қысымын немесе сұйық деңгейін қадағалау және сынақ айдау әдісі арқылы зерттейді. Қысымды немесе сұйық деңгейін қадағалау әдісі қарапайым.

Ұңғыны тоқтатқаннан кейін көтеру құбырларына қалтқы, қауға немесе ұңғы түсіріп қысымын немесе деңгейдін қалпына келуін қадағалайды.

Бұл әдісті қолданудың кемшілігі: ұңғыны ұзақ мерзімге тоқтату болып келеді. Негізгі көптараған ұңғыны зертеу әдісі -бұл сынақ айдау әдісі. Бұл әдістін кезінде түп қысымын тіке ұңғы манометрімен өлшеу арқылы немесе ұңғының сағасынан айдалған газ қысымының есебі бойынша анықтайды. [4]

Ұңғының режимінің жұмысын лақтыру желісінде қарсы қысым туғызу және айдалатын газ шығынының көлемімен өзгертеді. Зертеудің кезінде ұңғының жұмыс режиміне ерекше көңіл бөлінеді. Ұңғы орнатылған режимде жақсы жұмыс жасауы керек, яғни буферлік және құбыраралық қысымның бүлкілсіз жұмыс жасауы керек. Газлифттілі ұңғыны манометрмен зерттеу келесі жағдайларға байланысты әрқашан мүмкін емес. Газлифттілі ұңғыны манометр қолданбай зерттеудің, сынақ сору әдісінің екі түрі бар:үнемі газ айдау кезіндегі зерттеу мен ұңғының лақтыру желісінде қарсы қысым қолдану; айдалатын газдың өзгеру шығыны кезіндегі мен ұңғының лақтыру желісінде үнемі қарсы қысымды қолдану кезіндегі зерттеу. [5]

Алғашқы әдісін өнімділік коэффициенті жоғары ұңғыларда пайдалануға, ал екіншісін өнімділігі төмен ұңғыларда қолданылуға ұсынылады. Қарапайым игеру жағдайындағы газлифтті клапан қысымының ауытқуы 1030-1370 КПа болады. Клапан саңылауы арқылы өтетін газ қысымының ауытқуын анықтап қана қоймай, сонымен қатар абсолютті қысымға, өтіп жатқан газ температурасы мен оның тығыздығына тәуелді болады. Газдың қысымы 8, 27 МПа, температурасы 65. 55 ⁰ С, ауамен салыстырғандағы тығыздығы 0. 65; 1030 КПа қысым ауытқыды деп алсақ, онда 2м ³ /тәу газ өтуі үшін 5, 1мм саңылау керек. Ал осы жағдайда 4 м ³ /тәу газ өтуі үшін - 7мм; 8 м ³ /тәу - 10. 2мм; 1 м ³ /тәу-16. 4 мм:

Құбыраралық кеңістікке газды жоғары қысыммен айдайды, мұның әсерінен бұл жердегі сұйықтын деңгейі төмендейді, ал СКҚ-дағы сұйық деңгейі көтеріледі. Құбыраралық кеңістіктегі сұйықтың деңгейі төмендеп СКҚ-дың төменгі шетіне жеткен кезде сығылған газ СКҚ-ға еніп сұйықпен араласады. Нәтижесінде мұндай газсұйық қоспасының тығыздығы қабаттан

келетін сұйық тығыздығынан төмен болып СКҚ бойындағы сұйық деңгейі көтеріледі. Неғұрлым газ мөлшерін көп айдаса, соғырлым қоспа тығыздығы азайып үлкен биіктікке көтеріледі. [6]

Кей жағдайда газлифт көтергішінің жұмысшы агенті ретінде газ қабатынан, қосымша компрессордың сығымын қажет етпейтін, жоғары қысымды газды қолданылады. Бұл жағдайда газлифт көтергішін компрессорсыз газлифт деп атаймыз. Компрессорсыз газлифттіні іске асыру үшін жақын жерде мұнай өнеркәсібі немесе оның аумағында Жоғарғы қысымды, жеткілікті қоры бар газ қабаты болуы қажет.

Газлифтті ұңғыны екінші әдіс бойынша зерттеген кезде зерттеудін алғашқы кезеңінде лифттін қысым бүлкілдеуін болдырмау үшін айдалатын газ қысымының бірқалыптылығы. Ұңғының шығымы, айдалған газдың қысымы мен шығыны өлшенеді. Барлық өлшеулер мәнін алған соң, айдалатын газдың көлемін ұңғыны өнімділігіне тәуелді шамамен 20-30% арттырады(өнімділігі неғұрлым жоғары болса, соғырлым айдалатын газдың көлемін аз мөлшерде арттырады) . Мұның әсерінен зерттеудін көптеген мәндерін алады және нәтижелерді түзу қорытындылауға мүмкіндік береді. Орнатылған жаңа режим кезіндегі өлшеулерді қайталайды. Ұңғыға айдалатын газдың шығының, алдыңғы режиммен салыстырғандағы шығымы азайғанға дейін көбейтеді. Алынған мәндер бойынша әртүрлі айдалған газ шығыны кезіндегі жұмысшы қысым мен ұңғы шығымының қисығын тұрғызады. Башмактағы қысымды жұмысшы қысым арқылы табуға болады. Егер көтеруші құбыр тізбегі ұңғы түбіне дейін түсірілмеген болса, онда түп қысымын алдыңғы әдіс бойынша есептейміз. [8]

1. 2 Кен орнының геологиялық сипаттамасы

1. 2. 1 Жаңажол кен орны жөніндегі жалпы мәліметтер

Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының шығыс жақ жағалауы аймағында, Енбі өзенімен Мұғалжар тауларының арасындағы Оралға дейінгі плато шегінде орналасқан.

Әкімшілік қатынас бойынша Ақтөбе облысының Мұғалжар ауданының құрамына енеді. Жаңажол Ақтөбе қаласынан 250 шақырым оңтүстікке қарай орналасқан. Жаңажолдан солтүстік батысқа 35 шақырым қашықтықта Кенкияқ кен орны орналасқан. Жер бедері әлсіз шоғырланған жыралар мен тілімделген жазықтықты білдіреді. Абсолютті белгісі теңіз деңгейінен 125 -тен 270 метрге дейін жетеді. Минералды белгілері кен орын шекарасын оңтүстік батыстан шектейтін Ембі өзенінің жазықтығында орналасқан.

Ауданының гидрографиялық бөлімі негізінен Ембі өзені мен ұсынылады. Ол кен орнынан оңтүстік - батысқа қарай 2-14 шақырым ағып өтеді. Ембі өзенінің жамылғыларда және құдықтарда су деңгейі 2 метр және одан жоғары болады. Ауданның климаты құрғақ, континентальды. Ауа климаты құрғақ, тәуліктің және жылдың температуралары тез ауыспалы.

Салқын қыс және ыстық жаз, қыстан жазға тез өту және күзгі кезең тым қысқа болады. Бұл жер тұрақсыздығымен ерекшеленеді және ауаның үлкен құрғақтығымен, буланудың қарқындылығымен және жылудың мол болуымен ерекшеленеді. Каспий маңы ойпатындағы алғашқы мұнайгаз конденсат кен орыны Жаңажол 1978 жылы ашылды және тәжірибелік-өнеркәсіптік өңдеуге 1983 жылы енгізілді, ондағы мұнай және газ кеніштері тас-көмірлік жастағы екі қабаттарға енгізілген.

1. 2. 2 Стратиграфиясы және тектоникасы

Кен орыны екі карбонаттық қабатта орналасқан. Бірінші, КҚ-І де гжель-подоль және кашир-венев және жоғарғы мәскеулі қабат бөлшегі интервалында екінші КТ-II төменгі мәскеулік, башқұрт, серпухов қабат бөлшектерінің аралығында орналасқан. Тектоникалық қатынас бойынша аудан Каспий маңы ойпатының шығыс бөлігінде орналасқан, ол Орал геосинкликальды аймағынан Ащысайлық және Сакмаро-Кокпентті жарықтармен бөлінген.

Геологиялық дамуға тән бір құбылыс, ол аймақтың төмен түсуі және қатты шөгінділік қабаттың қалыптасуы, оның негізгі бөлігін тұз дөңесі кешен құрайды (7-10 км) . Тұз астындағы кеніштердің қалыңдығы батысқа қарай бірқатар ерекшеленген сатылар мен қиындатылған: Жаңажолдың(5, 5-6 км), Кенкияқтың, Қожасайлық және Шұбар-құдық(7-7, 5 км) оларлың әрқайсысы бірдей емес ерекшеліктерімен мінезделеді.

Жаңажолдың басты ерекшеліктерінің бірі карбонатты массивтердің дамуы болып табылады, брахиантиклинальды типті ірі асулар мен күрделілендірілген.

Жаңажол кен орыны карбонатты массивтің жоғарғы бөлігінде орналасқан, гжель-подольскі (КҚ-I) және каширлік-внев жастағы жыныстардан құралған. Құрылым ірі брахиантиклинальды елестетеді; солтүстік және оңтүстік шағын ойпаттармен айқындалған.

Ауданды барлау ұңғыларымен бұрғылау жұмыстарында төменгі карбонатты қалыңдықтың тілігінде тектоникалық бұзылыс бары анықталды, олардың ішіндегі ең созылғаны ығысу, амплитудасы 100-150 метр болатын, батыс қанат арқылы өтеді. екі өзге ығысу, 40-50 м амплитудалы, ортаңғы бөлікті қиындатып тұр. Осы бұзылудың арқасында барлық құрылым III блокқа бөлінген: I (Оңтүстік бөлік), II (61 ұңғылардың ауданы), III (Солтүстік бөлік) . Сұйықтардың қоры негізінен I және III блоктан шегінде топтасқан.

Атап өтілгендей кен орынының өнеркәсіптік мұнайгазжеткізгіштігі 2 карбонатты қалыңдықтармен байланысты: бірінші және екінші жыныстардың пачкасымен бөлінген, қалыңдығы 206-417. Бірінші карбонаттық қалыңдық КҚ-I, 390м құрайды (ұңғы-92) -548м негізінен литологиялық құрамы әктастан, даламиттермен және олардың арасындағы өтпелі айырмашылықтардын тұрады. Каллекторлардың провокавернозды - жарықты. Каротаждық қисықтардың жазбаларының мінезі бойынша қалыңдықтың тілігінде реперлердің сериясы көрінеді.

ГК - ның жоғарлатылған мәндерімен мінезделетін. Бұл материалдар келісімді түрде төрт өнімдік пачкіні ерекшелеуге мүмкіндік берді. А, Б, В және В ₁ , олар тереңдіктің аралығында 2550 - 2900 м де жататын.

Стратегиялық қатынаста А объектісі гжельдік ярустың төменгі бөлігіне орнатылған, Б объектісі - C ₃ k ярусқа, В және В ₁ C ₂ m ярустың подолскілік горизонтының жоғарғы бөлігін олардың көмірсутегімен қанығу мінезі әр түрлі: А объектісімен мұнайлы шегенді газдың кеніш байланысты, шегеннің биіктігі 203 және 90 метр, Б объектісінде мұнайлыгазды кеніш орналасқан, бөлімнің қабаты 110 м, мұнайлы - 90 метр, В объектісіне газды шапкілі мұнай кеніші негізделген; ВІ объектісінде газдар ені шағын мұнайлы кеніштер бар олардың биіктігі 87 метрге дейін жетеді.

Барлық өнімдік текшелер өзара тұтас гидродинамикалық жүйемен біріктірілген, бір қабатты массивті газмұнайлы кенішті, бір мұнайгазды қатынаспен көрсетіледі, абсолютті минус 2560 метр белгісінде және ауданы бойынша өзгеретін СМЖ - абсолютті белгіден минус 2630 - 2650метр.

СМЖ - нің биік орналасуы батыс қанатта және оңтүстік периклинолда (минус 2630-2640м), ең төменгі шығыс қанаттағы және солтүстік периклиналдағы скважиналарда кездеседі. (минус 2640 - 2650м) .

Бұл жерде атап өтетін жәйт, кейбір скважиналарда 182, 154, 383 секілді Б және В, В және В ₁ объектілердің қабаттарында тығыз бөлуші қабаттар болмайды және бұл жерде олар тұтас күшті қабат. Бұл объектілердің ерекшелігінің тұтастығын нақтылайды.

4, 5, 1, 16, 17, 18, 19, 22 және 26 скважиналарды тексеруден газмұнайлы қатынас қабылданды, оларда минус 2560 метр белгіден жоғары газ ол одан төмен мұнай алынды. СМЖ ПГИС материалдары және сынамалар қорытындысы бойынша қабылданады. Осылайша 16 скажинада СМЖ ПГИС - бойынша абсолютті белгіде минус 2647 м, айқын байқалады және осы белгіде сусыз мұнай алынды.

17 және 26 скважиналарда ПГИС бойынша мұнай - судың шекарасы минус 2643 және 2639 м белгіде белгіленеді.

6 және 14 скважиналарда абсолютті минус 2637 және 2631 м белгіде қабаттың су алынды, бұл геолфизикалық материалдармен нақтыланады.

Шығыс переклинал ауданында және Солтүстік күмбездің оңтүстігінде ІІ сквжина және 5 ж. д. п - да абсолютті минус 2651 м белгіде белгіленеді.

Төменде өнімді қабаттардың қысқаша сипаттамасы келтірілген

А объектісі, үстіңгі жағынан мықты қалыңдықпен жабылған, айтарлықтай дәрежеде гжелскилін және ассельск - сакмарскілік ярустар теригендерімен және P ₁ k ярустың гидрохимиялық тұнбаларымен құрастырылған. Олар газоконденсатты мұнайлы кеніштің сенімді қақпағын құрайды.

Екі күмбезді құрылыстың кеніші, ауданы бойынша шектелген таралымға ие, жыныстардың метологиялық біркелкі еместігінен: Солтүстік бөліктің шығыс қанатының шамасында коллектор кеніші өткізбейтін жыныстармен толтырылады - ангидриттармен. Кеніштер - сводтың қабаттық массивті литолгикалық шектеулердегіге жатады. Газ жеткізгіштіктің ауданы 7520 мың м ² . Газмұнай жеткізгіштіктің жалпы қабаты 293 метр, соның ішінде газжеткізгіштік 90 метр.

Б текшесі мен үлкен өлшемді газмұнайлы реніш байланысты, ол А текшесінен 2 - 60 метр төменде жатыр. Коллектірлері шектеулі таралыммен сипатталады: 146, 52, 117 - ші скважиналар ауданында, кеніштің солтүстік бөлігі шегінде, олар өткізбейтін карбанаттармен толтырылады, ол 67, 103, 321 және 8 скважиналар ауданында ангидриттермен. Кеніш дөңгелек формалы, қабатты массивті, литологиялық шектелген.

Кеніш биіктігі 200 метр, олардың 110 метрі газға келеді, газбен қанығу

ауданы 36515 мың м ² , мұнаймен қанығуы 71475 мың м ² .

В объектісі, Б объектісінен 4-74 метр төменде орналасқан, барлық жері дамуға не жоғарыда аталғандарға қарағандағы айырмашылығы екі кенішпен көрсетіледі, Оңтүстік және солтүстік күмбездерге орналастырылған.

Екі кеніште мұнайлы биіктігі шамалы (оңтүстігі - 30 метр, солтүстігі 50 метр) «газды шапкасы» және сводтылар қабатты массивтің қатарына жатқызылады, оңтүстік литологиялық экрандалған, 60 скважина ауданында кеніштің өлшемі кіші 7, 6 х 3, 7; биіктігі - 129 м, солтүстікті - 8, 5 х 4, 1 км, биіктігі - 194 м.

В ₁ объктісі жоғарыда аталғаннан 2 - 50 метр төмен орналасқан және екі мұнайлы кенішпен ұсынылған, салыстырмалы үлкен өлшемді: оңтүстіктік - 4, 5 х 2, 1 км, биіктігі - 60 м, солтүстігін 5, 6 х 3, 2 км, биіктігі - 87 метр. Қорларды есептеу сәтінде В ₁ объектісінде тек қана бір, солтүстіктік кеніш анықталды, бұл толық барланбағандық болып қалады. Осында Оңтүстік күмбезде скважиналар бойына В ₁ объектісін ашады, өнімді бөлік осы күмбездің В объектісінде ескерілген. Осы скважиналар жөнінде алынған қосымша мәліметтер В ₁ объектісін Оңтүстік күмбезде қатысты қабатқа бөлінуіне мүмкіндік береді. Екі кеніште сводты толық емес қабатты КҚ-І корбанатты қалыңдығы бірінші корбанатты қалыңдық КҚ-І ден келесімен ерекшеленеді, оның тілігінде доминирленетін жағдай әк тасқа не және сирек доломиттер кездеседі. Коллекторлер болып өткізу әртүрлілігі табылады. Осы текше жыныстарына ауыстырылу және бір топтарды өзгелермен ауыстыру тән, ауданы бойынша да, және тілігі бойынша да. Бөлгіш қалыңдық КҚ-І және КТН жыныс терригенді жыныстармен әк тас қабатшаларымен құралған. (ІІ-карбонат аралық тұзасты қалыңдық) және екінші корбонатты қалыңдықтың көміртекті кенішіне сұйыққа төзімді қақпақ болып қызмет етеді. КТН қалыңдығында бөлектенген есептеуді және өңдеу нысандарын айқындауға негізделген мақсатпен екі өнімді текше келісімді ерекшеленген.

Стратегиялық Т объектісі өзінің тілігінің негізгі бөлігінде москвалық ярустың каширлік айның жыныстарымен көрсетілген. Д объектісін C ₂ m ярустың вереллік аймағының тұнбалары құрайды, сол секілді визейлік, серпуховтік, башкирлік ярустық шөгінділері.

Бұрын аталып өткендей, КҚ-ІІ қалыңдығы тектоникалық бұзылулармен блоктарға бөлінген.

Кеніштердің сумұнайлы қатынастары құрылымның әр түрлі бөлімдеріне бір мағынасыз қабылданған және олардың теңселуі теңдікер аралығын минус 3602 метрден минус 3534 метрге дейін құрады.

І блокта, оның оңтүстік - шығыстың бөлігі үшін СМЖ абсолютті минус 3570 белгісінде қабылданады. Солтүстік батыс үшін абсолютті белгі минус 3581 метрде. ПГИС мәліметтері бойынша 29 скважинада, СМЖ аймағының аралығын сынау барысында су араласқан мұнай алынды. 11 блок кеніші бойынша СМЖ қабаттың мұнайлы бөлігінің ұлтаны бойынша қабылданды. 61 скважинада ПГИС бойынша абсолютті белгіде минус 3534 метрде сусыз мқнай алынды.

Газмұнайлы кеніштің ІІІ блогінде ГМЖ абсолютті белгі 3385 метрде анықталды, 36 скважинаны сынау нәтижелері бойынша, парфорация аралығынан мұнаймен газдың ағымы алынды және газдың каротомдық материалдары бойынша 14 скважинада, осы тереңдіктен 14 метрге төмен, мұнай алынды, ол 36 және 45 скважинада жоғары газ конденсатпен алынды. Сумұнайлы контакт абсолютті белгі минус 3603 метрден минус 3573 метр аралығында теңселеді. Осыған орай 72 скважинада свод маңы бөліктегі қабаттың мұнайлы бөлігі минус 3589 метр белгіге дейін белгіленеді, солтүстік пиреклиналда 73 скважинада 3597 метрде су алынды.

... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.