Месторождение Жанажол
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ...
I ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1. Общие сведения о месторождении ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2. История геологической изученности и разработки
месторождения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3. Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... .
4. Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... .
5. Нефтегазоносность и перспективы нефтегазоносности ... ... ... ... ... ... ..
6. Водоносность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7. Зоны возможных осложнений при проводке скважин ... ... ... ... ... ... ...
8. Интервалы отбора керна и шлама ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9. Вскрытие и опробование перспективных отложений ... ... ... ... ... ... ...
1. Интервалы и способы опробования горизонтов ... ... ... ... ... ... ... ...
2. Метод вскрытия продуктивного пласта ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
10. Геофизические исследования в скважине ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
II ТЕХНИЧЕСКАЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1 Выбор и обоснование способа бурения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.2 Проектирование и обоснование конструкции скважин ... ... ... ... ... ... .
2.2.1 Выбор диаметров обсадных колонн и долот ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.2.2 Выбор числа и глубины спуска обсадных колонн ... ... ... ... ... ... ... ..
2.2.3 Выбор интервалов цементирования ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.3 Проектирование конструкции бурильной колонны, расчет
колонны бурильных труб на прочность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.4 Промывка скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.4.1 Выбор вида промывочной жидкости и установление
параметров по интервалам глубин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.4.2 Определение расхода всех видов промывочной жидкости,
глины, воды, химических реагентов, утяжелителя и других материалов ... ...
2.4.3 Выбор оборудования для приготовления, химической
обработки и очистки промывочной жидкости, а также, герметизации
устья скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.4.4 Гидравлический расчет промывки скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.5 Выбор буровой установки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.5.1 Выбор буровой вышки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.6 Проектирование параметров режима бурения ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.6.1 Выбор типоразмера и модели долот и проектирование
показателей их работы по промысловым статистическим данным ... ... ... ..
2.6.2 Проектирование расхода промывочной жидкости по
интервалам глубин в зависимости от способа бурения ... ... ... ... ... ... ... .
2.6.3 Проектирование осевой нагрузки на долото и скорости
его вращения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.6.4 Контроль параметров режима бурения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.7 Крепление скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.7.1 Проектирование обсадных колонн и их расчет на прочность ... ... ... ...
2.7.1.1 Проектирование и расчет эксплуатационной обсадной
колонны ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.7.1.2 Проектирование и расчет второй промежуточной колонны ... ... ... ...
2.7.1.3 Проектирование и расчет первой промежуточной колонны ... ... ... ...
2.7.2 Конструкция низа промежуточных и эксплуатационной
колонны ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.7.3 Подготовительные работы к спуску обсадных колонн ... ... ... ... ... ...
2.7.4 Выбор способа цементирования и расчет цементирования
обсадных колонн ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.7.4.1 Расчет цементирования эксплуатационной обсадной
колонны ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.8 Освоение скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.9 ОХРАНА ТРУДА ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.9.1 Безопасность работ при проводке скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ...
III СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.1 Физические свойства горных пород нефтегазовых коллекторов,
пластовых жидкостей и газов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.1.1 Условия залегания в пластах нефти, воды и газа ... ... ... ... ... ... ... .
3.1.2 Коллекторские свойства карбонатных (трещиноватых) пород
на месторождении Жанажол ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2 Физические процессы строительства скважины ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.3 Физические процессы сбора и подготовки нефти, газоконденсата
на Карачаганакском месторождении ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.3.1 Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки
продукции Карачаганакским месторождением ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
IV ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.1 Организация работ при строительстве скважин ... ... ... ... ... ... ... ... .
4.2 Обоснование нормативной продолжительности цикла
строительства скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.3 Расчет основных технико-экономических показателей,
расцека на бурение и крепление скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4.4 Сводный сметный расчет ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4.5 Экономическая эффективность внедрения новой
техники и технологии бурения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.6 Основные технико – экономические показатели
строительства скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
I ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Орография района
Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато,
расположенного между Мугоджарскими горами и долиной реки Эмбы и в
административном отношении входит в состав Мугоджарского района Актюбинской
области Республики Казахстан.
Согласно схеме комплексного физико-географического районирования
Казахстана, рассматриваемая территория расположена в полупустынной
ландшафтной зоне умеренного пояса Сегиз-Эмбинского района, Уил-Эмбенского
округа, Узень-Урало-Эмбинского провинции, Северо-Каспийской области,
Прикаспийско-Тургайской страны, на Подуральском денудационном плато.
В административном отношении входит в состав Мугоджарского района
Актюбинской области. Месторождение расположено в 130 км к югу от г.
Октябрьска. Областной центр город Актюбе находится в 240 км севернее
рассматриваемого месторождения. С Жанажолом его соединяет асфальтированная
трасса. Район населен слабо. В 15 км к северо-востоку от месторождения
расположена усадьба совхоза Жанажол.
Район населен слабо, в основном на данной территории проживают казахи.
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.
В тектоническом отношении оно расположено в пределах восточной
внутренней прибортовой зоны Прикаспийской впадины. Первый промышленный
фонтан нефти на месторождении Жанажол был получен 8 марта 1978 года, из
карбонатных отложений среднего карбона.
Рельеф местности представляет собой слабо всхолмлённую равнину,
расчленённую балками и оврагами. Абсолютные отметки его колеблются от +125
до +270 м.
Минимальные отметки приурочены к долине реки Эмба, с Юго-Запада
ограничивающей территорию месторождения.
Гидрографическая сеть представлена тремя реками с постоянным стоком.
Среди них самая крупная река Эмба. Она берет свое начало с западного склона
Мугоджарских гор. Русло реки теряется среди солончаков вблизи Каспийского
моря Атырауской области. Ее длина 712 км. Она протекает в 2-14 км к юго-
западу от месторождения. Вода минерализованная и используется для
технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Река
Эмба является рыбохозяйственной рекой. Состов ихтиофауны: щука, плотва,
карась, окунь, лещ, сазан. Нерест всем на протяжении реки. Уровень воды в
колодцах и в реке Эмба составляет 2 м и более. Левый приток Эмбы Ат-Жаксы
не имеет постоянного водотока и наполняется водой в период весеннего
половодья.
Река Темир берет начало в 17 км к северо-западу от поселка Георгиевка
Темирского района, впадает в реку Эмба. Протяженность 213 км. Состав
ихтиофауны: щука, плотва, карась, окунь, лещ, ерш. Нагул рыбы на всем
протяжении реки. Нерестовые зоны, зимовальные ямы не отмечены.
Река Тамада берет свое начало из родника у поселка Шабаевского,
впадает в реку Илек. Является местом нереста промысловых рыб: подуста,
сазана, леща, сома, окуня, судака, жереха.
Также имеется еще четыре небольших речки: Сазда, Акжар, Карагеш, Талды-
Су, не имеющих постоянных стоков и часто пересыхающих.
Растительность формируется только за счет атмосферных осадков, что, в
свою очередь обусловило ее характер. Травостой природных пастбищ изреженный
и бедный. Основу его составляет ковыльно - полыннотипчаковые группировки.
Левый приток Эмбы - Атжаксы не имеет постоянного водотока и
наполняется водой в период весеннего половодья.
Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и
суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью.
Зимой минимальная температура (по данным Кожасайской метеостанции)
достигает -40°С, летом максимальная +40°С. Самыми холодными месяцами
являются - январь и февраль, а самым жарким - июль.
Первый снеговой покров обычно ложится в середине ноября и
сохраняетсядо конца марта. Мощность его в течение зимы достигает 20-30 см.
Для января и февраля месяцев характерны сильные ветры и бураны. Глубина
промерзания почвы составляет 1,5-1,8 м. Среднегодовое количество
атмосферных осадков невелико и достигает 140-200 мм в год.
Район населён слабо. Ближайшим населённым пунктом являются усадьба
бывшего совхоза Жанажол, расположенная в 15 км к северо-востоку, и
действующий нефтепромысел Кенкияк, расположенный в 35 км к северо-западу.
Нефтепровод Атырау (Гурьев) - Орск проходит на расстоянии около 100 км.
Ближайшая железнодорожная станция Эмба на линии Москва - Средняя Азия
отстоит в 100 км от площади.
Базовый посёлок АО Актюбемунайгаз расположен в г. Кандыагаш
(Октябрьск) в 130 км на север от Жанажола. К настоящему времени от
Кандыагаш до Жанажол проложена шоссейная асфальтированная дорога, а также
подведена линия электропередачи (ЛЭП) для бурения эксплуатационных скважин.
От областного центра Актюбинска Жанажол отстоит в 240 км. Непосредственно
на территории месторождения широкое распространение получили такие
строительные материалы, как глины, пески, щебень, мергель.
На территории месторождения находятся глины, пески, мергель, которые
могут быть использованы для приготовления глинистого раствора.
1.2 История геолого-геофизической изученности площади
Первые сведения о геологическом строении района были опубликованы в
работе Е.К. Коваленко и А.С. Геригросса, которые в 1840 году изучали
отложения по рекам Темир, Эмба, Атжаксы.
И в дальнейшем исследования района носили маршрутный и
рекогносцировочный характер. Более детальное и планомерное изучение
территории начинается с 1944 года.
Так в 1944-1946г.г. Каспийско - Аральской партией под руководством
А.Л. Яншина и Г.Н. Водорезова проводилась геологическая съёмка листа М-40 в
масштабе 1:1000000. В результате работ была составлена геологическая карта
и объяснительная записка к листу, в которой освещены основные вопросы
стратиграфии и тектоники территории. Эти работы до сих пор не утратили
своей ценности.
В 1949 году В.И. Самодуров и Н.В. Иванова провели геологическую съёмку
масштаба 1:2000000 листа М-40 XXXIV, куда входит и Жанажол. Авторы дали
подробное описание геологического строения района. В 1952 году площадь была
покрыта гравиметрической съёмкой того же масштаба (Л.Н. Тушканов).
В 1953-1954г.г. на этой площади проведена геологическая съёмка
масштаба 1:50000 с применением картировочного бурения (А.С. Зингер).
Поднятие Жанажол было выявлено в 1960 году (П.П. Добровский) и
подготовлено к бурению в 1961 году сейсмическими работами МОВ Актюбинской
геофизической экспедиции (АГЭ).
В 1975 году и в 1980 году его строение было уточнено исследователями
МОГТ. Глубокое поисковое бурение на площади начато в 1961 году
Примугоджарской экспедицией глубокого бурения треста Актюбнефтеразведка.
Начиная, с 1976 года поисковые работы велись Актюбинской НРЭ (Губкин
Н.А., Булекбаев З.Е.), а с 1978 года и Кенкиякской НРЭ (БабишевР.А.,
Мулдакулов Г.Г.) объединения Казнефтегазгеология.
С 1981 года на Жанажоле велись поисковые и разведочные
работы указанными экспедициями в составе объединения
Актюбнефтегазгеология, созданного 1 октября 1981 году.
В конце 1981 года на месторождении начато бурение разведочных скважин
вновь созданным объединением Актюбинскнефть Министерства нефтяной
промышленности СССР, которому поручена его разработка.
Буровые работы осуществляются на месторождении Жанажол и площади
Кенкияк. Однако наибольший интерес представляет месторождение Жанажол,
которое имеет сложное строение и включает в себя как бы два самостоятельные
месторождения: так называемые Северный и Южный купола, каждый из которых
имеет две продуктивные толщи - 1-ю карбонатную толщу (КТ-1) и II - ю
карбонатную толщу (КТ-П). В литолого-стратиграфическом отношении купола
отличаются друг от друга.
Месторождение открыла в 1978 году скважина №4, в которой из верхней
карбонатной толщи подсолевых отложений был получен приток нефти
промышленного значения. К 1.01.1982 г. разведка верхней карбонатной толщи
месторождения практически завершена. Произведен подсчет запасов нефти
объединением Гурьевнефтьгазгеология и Актюбнефтьгазгеология.
Месторождение Жанажол имеет сложное строение и включает в себя два
самостоятельные месторождения: так называемые Северный и Южный купола,
каждый из которых имеет две продуктивные толщи первую карбонатную толщу (КТ-
1) и вторую карбонатную толщу (КТ-11).
Продуктивным является московский ярус КТ-1, КТ-11 включает в себя
каширский, визейкий, бшкирский и серпуховский горизонты (3390-3900м)
Стратиграфически продуктивная толща отнесена к каширскому горизонту
московского яруса среднего карбона. Продуктивные толщи КТ-I и КТ-II
разделены терригеннокарбонатными осадками толщиной от 216 до
417 м.
Продуктивная толща КТ-II сложена известняками с маломощными прослоями
доломитов.
Отложения московского горизонта представлены, в основном известняками
(до 70%) с твердостью по штампу 1250 МПа, с твердыми доломитами (1500МПа) и
песчаниками средней твердости (до 750 МПа) с переходом в известняки средней
твердости по штампу 1250 МПа.
Вторая карбонатная толща представлена каширским, верейским, башкирским
горизонтами и серпуховской свитой, сложена средней твердости 550-580МПа,
коэффициентом пластичности 3 – 4.
Коллекторы поровые с открытой пористостью 9,5-12,6 %, проницаемостью
0,061-0,395 мкм2, коэффициентом нефтенасыщенности 0,82-0,89, коэффициентом
газонасыщенности 0,78-0,83. нефтенасыщенная толщина 7,7-54 м,
газонасыщенная 29,1-52,5 м. высота залежей 50-350 м. Начальные пластовые
давления и температура в продуктивных пачках составляют 37,5 - 39,6 МПа, 77-
81оС. Дебиты нефти от 2,5 до 116 м3сут.
Нефть легкая, плотностью 809-827 кгм3, маловязкая, сернистая (0,7-
1,11%), парафинистая (4,9-7,1%). Содержание силикато-гелевых смол 4,23-
6,8%, асфальтенов 0,43-1,78%. Выход световых фракций до 300оС составляет
50,7%.
3. Стратиграфия
На площади Жанажол буровыми работами изучен комплекс отложении
нижнекаменноугольно-верхнемелового возраста.
Вскрытый и изученный разрез осадочной толщи месторождения Жанажол
представлен отложениями каменноугольной системы (нижним, средним и верхним
отделом), триасовой, юрской и меловой системой, а также четвертичными
отложениями антропогеновой системы.
Наиболее древними отложениями, вскрытыми на площади Жанажол являются
терригенные осадки средневизейского возраста.
Каменноугольная система – (С)
Кровля этих отложений вскрыта только в скважине, то есть на соседних с
Жанажол площадях Кожасай, Восточный Тобускен, Восточный Тортколь, вскрытая
терригенная толща среднего нижнего виза и турийского яруса превышает 1000
м.
Выше по разрезу терригенные осадки сменяются карбонатной толщей, пород
верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов,
представляемый известняками и доломитами с редкими прослоями темно-серых
аргеллитов, толщина окских отложений около 150 м, серпуховских 140 м.
Вскрытая толща на отложении нижнего карбона, по месторождению достигает 308
м.
Средний отдел - (С2)
Средний карбон представлен отложениями башкирского и московского
ярусов.
При стратиграфическом расчленении разреза использованы имеющиеся
полентологические определения диаграммы промыслово-геофизических
исследовании. Отложения среднего карбона вскрыты в составе башкирского и
московского ярусов.
Башкирский ярус - (С2В)
Отложения этого яруса полностью пройдена скважиной №1 -Синельниковской
(3022-2940 м) и частично скважиной №23 (3010-2990 м). Полная их толщина
достигает 82 м. Представлены они известняками серыми, оргоногенно-
комковатыми, с редкими прослойками аргиллитов.
Московский ярус - (С2m)
В его составе выделяются два подъяруса:
Нижнемосковский подъярус (С2m1)
Отложения нижнемосковсого подъяруса вскрыты скважиной №23 в интервале
2990-2950 м, и скважиной №1-Синельниковская в интервале 2940-2910 м.
Толщина отложения колеблется от 30 до 43 м. Сложены они карбонатными
породами с единичными маломощными прослоями аргиллитов.
Верхнемосковский подъярус (С2m2)
Верхнемосковский подъярус представлен подольскими и мячковскими
горизонтами.
Подольский горизонт ()
Нижняя часть подольского горизонта сложена
преимущественно терригенной толщей пород, состоящей из
переслаивания аргиллитов, песчаников, реже известняков толщиной от 26 м
(скважина №33) до76 м (скважина №23). Верхняя часть представлена
известняками светло-серыми, реже белыми.
Толщина подольских карбонатных отложении колеблется от 14 м (скважина
№3) до 22 м (скважина №1-Синельниковская). Выше по разрезу залегают
оргоногенно-микрозернистые известняки и доломиты мячковского горизонта.
Мячковский горизонт ()
Вскрыт практический всеми скважинами на месторождении. Толщина его
варьирует от 11 м (скважина№4) до 16 м (скважина №27).
Верхний отдел -(Сз)
Касимовский ярус ( С3K)
В литологическом отношении она на большей части площади сложен
известняками и доломитами.
Толщина касимовского яруса варьирует от 50 до 97 м.
Гжельский ярус - (С3g)
Состоит из двух частей. Нижняя толщина 5-14 м. В отложениях сульфатных
и карбонатных породах имеет строение, аналогичное ниже лежащему ярусу.
Отличительной её особенностью является широкое развитие органогенных
известняков на 65-85% состоящих из обломков фауны и водорослей.
Надкарбонатная толща разреза представлена терригенной пачкой пород
гжельского яруса, состоящей из глин алевролитов, реже гравелитов, толщиной
от 24 м до 39 м.
Пермская система - (Р)
Пермские отложения представлены нижними и верхними отделами.
Нижний отдел-(P1) Нижняя пермь представлена отложениями сакмарского и
кунгурского ярусов.
Ассельский и сакмарский ярусы ( Р1 a-s)
Ассельские и сакмарские терригенные толщи пород совместно с гжельской
терригенной толщей образуют на месторождении Жанажол региональный
флюидоупор. Толщина этой покрышки в значительной степени глинистой по
составу, изменяется в пределах от 16 м (скважина №24) до 398 м (скважина
№8) имея тенденцию к уменьшению с севера на юг.
В литологическом отношении это переслаивание аргиллитов, алевролитов,
реже гравелитов и глинистых известняков.
Толщина ассельского яруса колеблется от 9 м (скважина №33) до 319 м
(скважина №8). Сакмарский ярус также не выдержан в отношении толщины от 0
до 109 м.
Кунгурский ярус (Р1k)
Гидрохимические отложения кунгурского яруса совместно с верхней
надкорбонатной терригенной толщей образует мощную флюидоупорную покрышку,
для нефтегазонасыщенной части докунгурского яруса в нижней части
представлены сульфатно-терригенными породами (ангидриты) толщиной от 10 м
до 60 м. Выше залегает толща галогенных пород (каменная соль) с прослойками
аргиллитов, реже песчанников, алевролитов и ангидритов. Максимальная
толщина галогенной толщи составляет 996 м (скважина №12), минимальная 7 м
(скважина №3)
Верхний отдел - Р2
Отношение верхней перми представлены пёстроцветными терригенными
породами с отдельными выдержанными прослоями (от 3-5 до 15-20 м)
песчаников.
Толщина верхней перми изменяется от 633 м (скважина №10) в своде
верхнего купола, до 1808 м (скважина №6).
Триасовая система - ( Т )
Нижний отдел - (Т1)
Отношения триаса выделяется в составе нижнего отдела - Т1 и
литологически представлены чередованием пёстрокрашенных глин и алевролитов,
встречаются прослой слежавшихся слабосцементированных песков. Толщина
отложении варьирует от 65 до 271 м.
Юрская система-(J)
Юрские отложения выделяются в составе верхнего и нижнего отделов.
Суммарная их толщина колеблется от 50 м до 96 м. Представлены они глинами
серыми и тёмно-серыми, плотными алевролитами и серыми песками.
Меловая система - (К)
Нижний отдел - (К1)
В составе нижнего отдела выделяются песчанно-глинистые отложения
альбского яруса и суммарной мощностью от 298 м до 437 м.
Верхний отдел - (К2)
Верхний мел представлен примущественно глинами зеленовато-серыми
мергелистыми, с прослоями конгломератов. Толщина верхнего отдела колеблется
от 28 м до 132 м.
Антропогеновая система - Q
Четвертичные отложения небольшой толщины (3-4 м)
повсеместно перекрывают отложения верхнего мела. Система в основном
представлена суглинками.
1.4 Тектоника
В тектоническом отношении район месторождения Жанажол, расположен в
восточно-прибортовой части Прикаспийской впадины, которая отделена от
Уральской геосинклинальной зоны. Ащисайским и северо-коллектинским
разломами. Одной из характерных черт геологического развития явилось
интенсивное опускание территории и формирование мощного осадочного чехла (7-
10 км).
Основная часть этой мощности составляет подсолевой комплекс включающей
отложения, заключённые между поверхностью докембрийского фундамента и
подошвой галогенных осадков кунгурского яруса.
Поверхность подсолевых отложении моноклинали погружается на запад от
2,0-2,5 км. Ащисайского разлома от 5,5-6,0 км на меридиане купола Беттеу. В
пределах указанной моноклинали выделен ряд обособленных ступеней. Последние
более чётко проявляются по нижним горизонтам и последовательно погружаются
к центральной части впадины.
С востока на запад выделяется Жанажольская, Кенкиякская, Кожасайская и
Шубаркудукская системы ступеней в пределах которых кровля подсолевого
горизонта ( П ) соответственно следится на глубинах: 3-3,5 км, 3-4 км, 4-5
км и ниже 5км. Одной из особенностей Жанажольской ступени является развитие
мощных карбонатных массивов, которое в свою очередь осложнены крупными
поднятиями.
К северу от Кенкияка несколько обособленно выделяется Остансукский
прогиб, который вдоль западной границы структур Толдысюки, Остансук,
Северный Остансук и Байжарши ограничивается нарушением. К северу он
примыкает к Актюбинскому перклинальному прогибу.
Тектонические ступени в значительной степени осложнены разрывными
нарушениями. Одной из особенностей Жанажольской 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.
Площадь газоносности составляет 39825 тыс. м3, а площадь нефтеносности
71715 тыс. м2.
Сопоставление разрезов скважин позволило установить в пределах верхней
карбонатной толщи наличие трех продуктивных пачек-коллекторов, получивших
индексацию А, Б, В.
Продуктивная пачка "В" состоит из трёх коллекторов, которые разделены
на пропластки толщиной 2 м и больше. Общие эффективные толщины колеблется
от 4,8 до 41 м. Средневзвешенная, газонасыщенная и нефтенасыщенная толщины
равны соответственно 11 и 18 м. К пачке приурочена нефтяная залежь с
незначительной по высоте газовой пачкой.
Нефть получена в 6 скважинах, а газ в 2-х. Полученные дебиты нефти
изменяются от 1м3 сут, через 3 мм штуцер до 174м3 сут, через 8 мм штуцер,
а дебит газа достигает 54 тыс. м3 сут и конденсата 34 м3 сут.
Отметка 2651 м принята за положение ВНК на большей части площади пачки
"В" ГНК принят на отметке 2560 м. Высота газовой шапки составляет в
пределах северного свода 50 м, а в пределах южного 30м. Высота нефтяной
залежи равна 91 м.
Площадь газоносности составляет 16775 тыс. м3 , а нефтеносности 54525
тыс.м3.
Нижняя карбонатная толща (КТ-П).
Под терригенными отложениями (московский ярус среднего карбона)
подстилающими верхнюю карбонатную толщу по возрасту относящиеся к
башкирскому ярусу среднего карбона и серпуховско-визатскому ярусу нижнего
карбона.
Продуктивность толщи установлена 23 крилевой скважиной, в которой при
испытании интервала 3682-3748 м в процессе бурения получен приток нефти.
Имеющийся керновый материал указывает на то, что разрез представлен в
основном известняками.
КТ-II опробована 4-мя скважинами, кроме 23, где дебит нефти составил
108 м3 сут через 22 мм штуцер, промышленный приток получен в скважине №27
(45м3 сут) через 10 мм штуцер. В процессе бурения скважины №3 было
опробовано 5 интервалов, из которых получен раз газированный глинистый
раствор, при этом в 2-х из них с нефтью. Полученные материалы (1998 год) с
известной долей установки позволяют наметить границы распространения
нефтяной залежи.
За условный ВНК можно принять подошву эффективной мощности, давшей
промышленный приток нефти в скважине №27 на отметке 2880 м. Верхняя граница
нефтеносности на отметке 2630 м, соответствует середине интервала в
скважине № 3 (2609-2769 м.). Предполагаемая высота залежи при этом
составила 140 м. Залежь по типу условно относится к – массивной.
5. Нефтегазоносность и перспективы нефтегазоносности
Жанажол является первым открытием в Казахстане крупным месторождением,
продуктивность которого связана с карбонатными коллекторами. Он расположен
в районе, где уже известные месторождения Кенкияк, Кумсай, Кокжиде,
Башенколь, Каратюбе, Акжар и Копа с залежами нефти в нижнемеловых, юрских,
нижнетриасовых, верхне- и нижнепермских отложениях.
Залежи нефти приурочены к двум карбонатным толщам, разделёнными
плотными терригенными отложениями.
Первые сведения о нефтегазоносности района (разреза площади) Жанажол
появились при бурении скважины №1 в виде повышенных газопоказании, раз
газирование глинистого раствора и признаков нефти по керну из
каменноугольного отложения.
При опробования интервала 2930-2850 м наблюдался слабый приток воды с
газом, содержащим 62,5% - СН4 , 1% - С2Н6 и 1% - тяжёлых углеводородов. 3
марта 1978 года в скважине №4 при опробовании в открытом стволе известняков
среднего карбона пластоиспытателем был получен приток
газированной нефти. Позднее 31 июля - 2 августа 1978 года из интервала 2767-
2894 м получен фонтан нефти с газом дебитом соответственно 66,8 м3 сут
и107,6 тыс. м3 сут при 8 мм штуцере.
К настоящему времени на Жанажоле установлена промышленная
продуктивность двух (верхней и нижней) карбонатных толщ связанных с
отложениями верхнего и среднего карбона.
Верхняя карбонатная толща (КТ-1). В первой карбонатной толще КТ-1
выделено 3 объекта разработки: "А", "Б", "В"
В литологическом отложении представлено известняками, доломитами и
переходными разностями.
Сопоставление разрезов скважин позволило установить в пределах верхней
карбонатной толщи наличие трёх продуктивных пачек-коллекторов, получивших
индексацию "А", "Б", "В".
В стратиграфическом отношении первые 2 пачки приурочены к гжельскому и
касимовскому ярусов верхнего карбона, а пачка "В" к московскому ярусу
среднего карбона. Общая толщина средних 2-х пачек 35-80 м, а пачка "В" 50-
95 м. Количество пачек-коллекторов, слагающие продуктивные пласты,
колеблется от 1 до 12 м, а толщина каждого из них изменяется от 1 до 40 м
(в среднем по 5-10 м).
Продуктивная пачка "А". В пределах пачки выделяется 1-2 пласта
коллектора, которые хорошо прослеживаются в пределах всего южного свода и
западного крыла северного свода. Особенностью строения пачки является
полное замещение карбонатных пластов-коллекторов ангидритами в
северовосточной части площади.
Средневзвешенная газонасыщенная толщина составляет 26 м, а нефтяная 12
м. Дебиты нефти составляет 1,4-64 м3 сут, дебит газа достигает 175 тыс.м3
сут, а конденсата 146 м3 сут. Наиболее низкая абсолютная отметка
получения нефти составляет 2640 м. Вода при испытании получена при отметке
2637 м.
Исходя из промыслово-геофизических данных водонефтяной контакт (ВНК)
для южного свода структуры принят на отметке 2650 м, а в районе скважин №6
и №14 соответственно на отметках 2637 м и 2631 м.
Газонефтяной контакт (ГНК) принят на отметке 2650 м. Основанием для
этого послужило получение до указанной отметки нефти и газа, и конденсатом
в скважине №22.
С учётом принятых положений ГНК и ВНК высота залежи составляет 293 м,
при этом высота газовой части равна 203 м, а нефтяной-90 м. Площади
газоносности и нефтеносности соответственно равны 77475 и 70350 тыс. м3.
Продуктивная пачка "Б" сложена тремя пластами-коллекторами, которые
распространены по всей площади.
Пласты коллекторы состоят из пропластков, количество которых по
скважинам изменяется от 2 до 5.
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 12 м, а
газонасыщенная 14 м.
К пачке приурочена нефтегазовая залежь. Продуктивность её установлена
опробованием 8 скважин, причём 6 из них получены притоки нефти, дебитами от
5 м3 сут через 3 мм штуцер. Дебит газа достигал 214 тыс.м3 сут, через 9,6
мм штуцер, а конденсата 162 м3 сут (скважина №4). ВНК по пачке колеблется
от 2631 м до 2647 м, ГНК также как и по пачке "А" принят на отметке 2560 м.
Высота нефтегазовой залежи равна 200 м на которых 110м приходится на
газовую, а 90 м на нефтяную часть.
Месторождение Жанажол приурочено к верхней части обширного
карбонатного массива, сложенного породами подольско-гжельского возраста.
По сейсмическим данным, толщина нижней карбонатной толщи составляет
порядка 600 м, что подтверждается первыми пробуренными скважинами (скважина
№1-Синельниковская).
Амплитуда поднятия в изученной бурением части составляет порядка 250
м, западное крыло его более крутое (8-10 градус) относительно восточного (4-
7 градус). В целом по всем горизонтам, связанным с границами карбонатных
массивов пород, сохраняется последовательность структурных форм высокая
амплитуда поднятия, их значительные размеры
Лишь по подошве отложения кунгурского яруса, в виду резкого различия
величины толщины одной подсолевой терригенной толщи пород, которая в
пределах площади изменяется от 15 до 600 м, структурный план как бы
нарушается.
Вторая толща КТ-П.
Во второй толще выделено 4 объектов разработки:'Т-ПГ,"Дв-Г, "Дн-Г', и
"Д-П". Опытно-промышленная разработка месторождения началась с 1983 года
разбуриванием верхней карбонатной толщи КТ-1, согласно технологической
схемы, составленной институтом Гипровостокнефть в 1982 году.
Промышленная разработка ведётся с 1986 года на основе Технологической
схемы разработки 1986 года и протоколов ЦКР №1234 и №1334, где основной
объём бурения перенесён на объекты второй карбонатной толщи КТ-П. Это
позволило уточнить строение продуктивных объектов КТ-1 в не пробуренной
части и ускоренно ввести в разработку наиболее продуктивные залежи КТ-П.
Добыча осуществляется в основном фонтанным способом, кроме скважин
№2042, №2043, №2038, где осуществлён перевод на механизированный способ-
ШГН, и скважины №2016-периодический бес компрессорный газлифтный способ
эксплуатации.
На месторождении пробурено 471 скважина; из них: 350 добывающих, 93
нагнетательных, 8 законсервированы, 8 бездействующих, 11 наблюдательных, 1
солевая.
За период разбуривания ликвидировано 9 скважин: 6
скважин по геологическим причинам, 3 скважины по техническим. На
месторождении Жанажол с начала разработки добыто:
- жидкости 26701,855 тыс.тонн при проектном-30000,6 тыс.тонн.
- нефти 26398,652 тыс.тонн при проектном-28564,2 тыс.тонн.
- закачка составила 25054,536 тыс.м3 при проектной-30225,1 тыс.м3.
Выполнение плана добычи зависело от качественного выполнения геолого-
технических мероприятий по интенсификации работ низкодебитных скважин, а
также обводнённых и загазированных. Годовая добыча нефти на 01.01.1998 г.
составила -2350,0 тыс.тонн, при проектной-3025,0 тыс.тонн, добыча жидкости-
2371,4 тыс.тонн, при проектной 3380,1 тыс.тонн, закачка воды-5444,6 тыс.м3,
при проектной 7144,6 тыс.м3, добыча газа - 701566,8 тыс.м3.
За отчётный период введены из бурения 4 скважин: 3
добывающих, 1 нагнетательная. Добыча составила по ним 24,288 тыс.тонн.
Пачка "Г-Ш".
Объект представлен нефтегазоконденсатной залежью. Начальное Рпл на ГНК-
36,7 МПа на ВНК-39,4 МПа, Тпл 77 градус.
Объект введён в разработку в 1989 году. За отчётный год пробурено 3
скважины: №2407(горизонтальная), №2557, №2573, добыча по ним 24,288
тыс.тонн.
Эксплуатационный фонд на 01.01.2003 года составляет 85 скважин. Все
скважины работают фонтанным способом, дающие продукцию.
Среднесуточный дебит 57,6 т сут при проектном 29,7 т сут.,
обводнённость 0,1%. Накопленная добыча - 6745,4 тыс.тонн, что опережает
проектную (6093,2 тыс.тонн).
Текущее пластовое давление 33,0 МПа.
1.6 Водоносность
Площадь Жанажол располагается в восточной части Прикаспийского
артезианского бассейна, где в разрезе подсолевого комплекса
пород, водоносные горизонты установлены в докунгурских,
нижнепермских и нижнекаменноугольных терригенных отложениях. В
карбонатных породах верхнего карбона подольского и каширского горизонтов.
Подземные воды получены при испытании скважин на месторождении. Они
высоконапорные, само сливающиеся, хлоркальциевого типа с минерализацией и
характеризуется высокой концентрацией растворённых
органическихвеществ, особенно ароматических углеводородов
свидетельствующих о продуктивности отложении.
Дебиты вод составляют 20-39,4 м3 сут при самоизливе на устье. Воды
КТ-П изучены при испытании скважин на площадях Жанажол, Кожасай,
Кенкияк. Они являются высоконапорными и относятся к
хлоркальциевому типу. Статический уровень вод устанавливается на глубине 55-
80 м от устья. Дебит составил до 40 м3 сут.
Наряду с разбуриванием месторождения проводились мероприятия по
поддержанию пластового давления, по созданию системы ППД. Технологической
схемой разработки было предусмотрено несколько систем заводнения. На
месторождении в данный момент 93 нагнетательных скважин, работает водозабор
технического водоснабжения, где пробурено 20 водозаборных скважин. Для
поддержания Рпл, согласовано Приложение к технической схеме 1992 г., на
объекте ведётся закачка воды в пласт с 1995 года по 3-х рядной системе в
сочетании барьерным заводнением. В отчётном году из бурения принята 1
нагнетательная скважина №2474. Под закачкой находятся 16 скважин.
Закачка воды с начала года -1475,3 тыс.м3, с начала разработки
2114,2 тыс.м3. Компенсация отбора с начала разработки 14,2% при проектной
52%, с начала года 50%, при проектной 128%.
Приемистость скважин в пределах 150-350 м3 сут. В периодическом
эксплуатации 2 скважины.
1.7 Зоны возможных осложнений при проводке скважины
Бурение эксплуатационных скважин на месторождении Жанажол проводится с
учётом накопленного опыта глубокого бурения.
Большим резервом в повышении технико-экономических
показателейглубокого бурения на нефть и газ является технологически
обоснованные мероприятия по предупреждению и ликвидации осложнений. При
бурении скважин в карбонатных, терригенных и соленосных (эвапоритовых)
породах или их комбинациях для каждого типа разреза характерен свой набор
осложнений.
Карбонатные породы при небольшой примеси терригенного материала
обладают незначительной межзерновой пористостью (2-5%) при значительном
развитии различной конфигурации пустот и трещин. Возникновение и
интенсивность поглощении зависит от природы образования каналов и режимно-
технологических параметров бурения. Поскольку интенсивность деформации
пород на платформенной структуре, к которой относится и месторождение
Жанажол, обычно возрастает от при сводной части к крыльям, то при прочих
равных условиях вероятность возникновения поглощения должна увеличиваться
от свода структуры к крыльям.
Терригенные отложения, в первую очередь глинистые, характеризуются
комплексом осложнений, наиболее распространёнными из которых являются:
- осыпи, обвалы, кавернообразования в глинистых и аргиллитах
вследствие гидратации;
- образование сальников и пробок в вязких глинах вследствие их
разбухания;
- прихваты против проницаемых пластов с низкими пластовыми
давлениями;
- затяжки, прихваты и заклинивание инструмента против прослоев
недоуплотнённых мягких текучих глин, заключённых в толще непроницаемых
пород и при вскрытии вытекающих в ствол скважины под действием аномально-
высокого порового давления.
Большинство вышеуказанных осложнений в той или иной мере имеют место
при бурении скважин на месторождении Жанажол.
Так, на северном куполе месторождения в меловых, юрских, триасовых и
верхнепермских отложениях в интервале 0-1870 м имеют место осыпи и обвалы
при несоблюдении параметров бурового раствора и вследствие недолива
скважины при подъёме инструмента. По данным бурения рядаскважин в
кунгурском ярусе (верхние терригенно-сульфатные отложения) в интервале 2190-
2230 м и нижних терригенно-сульфатных отложениях на глубине 2335 м
вскрыты высокопластичные монтмориллонитовые глины, повышенной
агрессивности, не предусмотренные ГТН, что вызвало
необходимость, во избежании прихвата, проработки ствола скважины
и утяжеление глинистого раствора (увеличение плотности) до 2050-2100
кгм3. То есть, здесь наблюдается вытекание глин в ствол скважины под
действием высокого перового давления. В сакмарских отложениях,
представленных аргиллитами, песчаниками и гравелитами на глубине 2395 м
вскрываются монтмориллонитовые глины, прохождение которых
сопровождается проработками, ухудшением реологических свойств
глинистого раствора, необходимостью увеличения плотности и химической
его обработки. При прохождении гжельских карбонатных отложений и
касимовского, московского ярусов наблюдается частичные поглощения,
обусловленные довольно низким (34-35 МПа) давлениями поглощения с
градиентом Кп равным 1,2 и коэффициентом аномальности 1,05. В этих
же отложениях в интервале 2755-2810 м возможны газопроявления, а в
интервале 2810-2900 м нефтепроявления при несоблюдении технологических
параметров бурового раствора.
Южный купол месторождения Жанажол характеризуется подобными
осложнениями. Так же, как и на северном куполе в меловых, юрских, триасовых
верхнепермских отложениях в интервале 0-2220 м имеют осыпи и обвалы стенок
скважины, несмотря на то, что триасовые и верхнепермские отложения
представлены, в основном, породами средней твёрдости. Однако встречаются
глины с малым пределом текучести (до 80 МПа) и при несоблюдении
технологических параметров глинистых растворов склоны к осыпям и обвалам.
Здесь же, в верхнепермских отложениях, на глубине 2218 м, бурением
вскрываются пластичные глины. Вскрытие их сопровождается проработкой,
ухудшением реологических свойств раствора.
Кунгурский ярус (2220-2390 м) литологический характеризуется каменной
солью (до 70%), аргиллитами (5%) и ангидритами (25%). Однако по
даннымбурения ряда скважин на глубинах соответственно 2220 м, 2261 м, 2339
м вскрыты высокопластичные монтмориллонитовые глины, не предусмотренные
ГТН. Вскрытие пластичных глин сопровождалось проработками и ухудшением
реологических свойств бурового раствора. В нижнепермских
отложениях ассельском ярусе ( Р^55 ), сложенном, в основном,
аргиллитами (55%), алевролитами глинистыми и песчаниками в интервале
2390-2560 м при ]п наличии в разрезе неустойчивых глинистых пород
наблюдается осыпи и обвалы стенок скважины. Одновременно в ассельском ярусе
на глубине 2443 м по данным бурения вскрываются
монтмориллонитовые глины, не предусмотренные ГТН.
Вскрытие их сопровождается ухудшением реологических свойств
бурового раствора, проработкой. В отдельных случаях применение растворов с
плотностью менее 2100 кгм3 влечёт за собой прихват инструмента.
Частичное поглощение бурового раствора наблюдается в касимовских
и мячковско-подольских отложениях, сложенных, в основном, известняками,
доломитами и аргиллитами средней твёрдости (750-1250 МПа), за исключением
доломита с твёрдостью по штампу до 1500 МПа, в интервале 2765-3100 м, где
градиент возникновения поглощения Кп равен 1,2. В подольском
горизонте в неустойчивых породах с низким пределом текучести 530-580 МПа
и менее при несоблюдении технологических параметров глинистого
раствора имеют место осыпи и обвалы.
Различного рода осложнения возникают из-за несоблюдения
организационных мероприятий, технологических регламентов, при спуске,
цементировании обсадных колонн. Так, в скважинах №2141, №2136 в результате
прихвата при спуске эксплуатационных колонн не были допущены до проектных
глубин. Для выравнивания брака были произведены дополнительные работы,
связанные с разбуриванием низа и спуском хвостовика. В связи с
отсутствием обсадных труб для технической колонны скважина №541 простаивала
в течение 35 суток. В результате произошедших осыпей и обвалов стенок
скважины проведена зарезка нового ствола. На буровой №538 при
цементировании промежуточной колонны, спущенной на глубине 2183 м, было
отмечено недоподнятие цемента, обусловленное поглощением водоносного
горизонта в интервале 1250-1280 м. Следствием этого явились перфорация
колонны, восстановление циркуляции и цементаж через перфорированную зону.
Все эти осложнения так или иначе влекут за собой дополнительные
затраты времени, средств и в конечном счёте потерю проходки.
1.8 Интервалы отбора керна
В проектируемой эксплуатационной скважине отбор керна не
предусматривается.
1.9 Вскрытие и опробование перспективных горизонтов
Вскрытие и опробование продуктивного горизонта является наиболее
значительным, ответственным этапом буровых работ. От качества вскрытия
продуктивного горизонта в значительной мере зависит: возможность получения
притока нефти и газа в скважину, величину дебита, а при вскрытии
продуктивных горизонтов с АВПД и безопасность проведения работ по
опробованию. Задачей опробования продуктивных горизонтов является:
определение содержания нефти и газа в опробуемых горизонтах, так как
существующие методы геофизических исследовании не позволяют получить
полного представления о потенциальных возможностях того или иного пласта.
1.9.1 Интервалы и способы опробования горизонтов
Опробование в процессе бурения ИП на трубах производится для
определения характера насыщения пластов и предварительной оценки их
продуктивности.
Перед опробованием каждого объекта производится запись кавернометрии
для определения состоянии ствола скважины и уточнения места установки
пакера. Для отдельных интервалов для выделения коллекторов проектом
предусматривается перед опробованием ИП применение методики каротаж-
испытание-каротаж.
Пластоиспытателем на трубах МИГ-146 предусматривается испытать объект
в отложениях карбона.
В эксплуатационной колонне проектируется испытать объект (нефтяной).
1.9.2 Метод вскрытия продуктивного горизонта
Вскрытие производится перфорацией ПКО - 89 двойной плотностью.
Исследования включают определение продуктивности на трёх режимах
(нефтяного объекта) со снятием начальной и конечной кривой восстановления
давления, с отбором глубинных проб в качестве четырёх проб по 300 см
каждая. Данные приведены в таблице 1.
Водяные объекты предусматривается исследовать методом прослеживания
уровней с замером пластового давления и отбором глубинных проб с целью
изучения гидрохимического состава.
Таблица 1 - Интервал испытания скважины в эксплуатационной колонне
№ объекта Интервал Возраст Способ Интервал
испытания по вскрытия испытания по
вертикали, м кол-во отв. Настволу, м
1 п. м.
1 2440-2490 С2ка-С2vr ПКО-89 по 15 2430-2930
отв.
1.10 Геофизические исследования в скважине
Для изучения литологии, стратиграфии, физических свойств пород, и
выявления в разрезе скважины нефтенасыщенных коллекторов и их параметров,
уточнения интервалов отбора керна, опробования ИП, контроля технического
состояния скважины предусматривается комплекс геофизических исследований.
Поинтервальность исследования в разрезе скважин нефтенасыщенных
коллекторов и их параметров, принимается исходя из опыта бурения на этой
площади и технических условий проводки скважин.
Существует несколько способов или даже комплексов геофизических
исследований в скважинах. Радиоактивный и акустический методы. Газовый
каротаж - проводится для диагностики содержания газа в скважине на
исследуемых интервалах глубин. Кавернометрия - проводится для выяснения
каверн в скважине после проходки долотом. Термометрия даёт сведения о
забойных температурах. А также проводятся другие геофизические
исследования: сейсмокаротаж, МК, БМК, БК, ИК, ПС, АК, ИННК, ГГК-П.
Министерством геологии Республики Казахстан утверждено, что за 100 м
до ожидаемого вскрытия карбонатных отложении необходимо установить,
газокаротажную станцию для проведения необходимых газо-метрических
исследовании до забоя. Все предусмотренные геофизические исследования
проводит экспедиция геофизических исследовании скважин Актюбемунайгаз.
Сведения о проводимых геофизических исследованиях по интервалам глубин
приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Геофизические исследования
№ Виды исследований, их целевоеМасштаб записи Интервал
пп назначение исследования, м.
1 Стандартный каротаж: ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
ВВЕДЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ...
I ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1. Общие сведения о месторождении ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2. История геологической изученности и разработки
месторождения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3. Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... .
4. Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... .
5. Нефтегазоносность и перспективы нефтегазоносности ... ... ... ... ... ... ..
6. Водоносность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7. Зоны возможных осложнений при проводке скважин ... ... ... ... ... ... ...
8. Интервалы отбора керна и шлама ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
9. Вскрытие и опробование перспективных отложений ... ... ... ... ... ... ...
1. Интервалы и способы опробования горизонтов ... ... ... ... ... ... ... ...
2. Метод вскрытия продуктивного пласта ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
10. Геофизические исследования в скважине ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
II ТЕХНИЧЕСКАЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1 Выбор и обоснование способа бурения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.2 Проектирование и обоснование конструкции скважин ... ... ... ... ... ... .
2.2.1 Выбор диаметров обсадных колонн и долот ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.2.2 Выбор числа и глубины спуска обсадных колонн ... ... ... ... ... ... ... ..
2.2.3 Выбор интервалов цементирования ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.3 Проектирование конструкции бурильной колонны, расчет
колонны бурильных труб на прочность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.4 Промывка скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.4.1 Выбор вида промывочной жидкости и установление
параметров по интервалам глубин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.4.2 Определение расхода всех видов промывочной жидкости,
глины, воды, химических реагентов, утяжелителя и других материалов ... ...
2.4.3 Выбор оборудования для приготовления, химической
обработки и очистки промывочной жидкости, а также, герметизации
устья скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.4.4 Гидравлический расчет промывки скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.5 Выбор буровой установки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.5.1 Выбор буровой вышки ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.6 Проектирование параметров режима бурения ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.6.1 Выбор типоразмера и модели долот и проектирование
показателей их работы по промысловым статистическим данным ... ... ... ..
2.6.2 Проектирование расхода промывочной жидкости по
интервалам глубин в зависимости от способа бурения ... ... ... ... ... ... ... .
2.6.3 Проектирование осевой нагрузки на долото и скорости
его вращения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.6.4 Контроль параметров режима бурения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.7 Крепление скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.7.1 Проектирование обсадных колонн и их расчет на прочность ... ... ... ...
2.7.1.1 Проектирование и расчет эксплуатационной обсадной
колонны ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.7.1.2 Проектирование и расчет второй промежуточной колонны ... ... ... ...
2.7.1.3 Проектирование и расчет первой промежуточной колонны ... ... ... ...
2.7.2 Конструкция низа промежуточных и эксплуатационной
колонны ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.7.3 Подготовительные работы к спуску обсадных колонн ... ... ... ... ... ...
2.7.4 Выбор способа цементирования и расчет цементирования
обсадных колонн ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.7.4.1 Расчет цементирования эксплуатационной обсадной
колонны ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.8 Освоение скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.9 ОХРАНА ТРУДА ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.9.1 Безопасность работ при проводке скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ...
III СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.1 Физические свойства горных пород нефтегазовых коллекторов,
пластовых жидкостей и газов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.1.1 Условия залегания в пластах нефти, воды и газа ... ... ... ... ... ... ... .
3.1.2 Коллекторские свойства карбонатных (трещиноватых) пород
на месторождении Жанажол ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.2 Физические процессы строительства скважины ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.3 Физические процессы сбора и подготовки нефти, газоконденсата
на Карачаганакском месторождении ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.3.1 Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки
продукции Карачаганакским месторождением ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
IV ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.1 Организация работ при строительстве скважин ... ... ... ... ... ... ... ... .
4.2 Обоснование нормативной продолжительности цикла
строительства скважины ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.3 Расчет основных технико-экономических показателей,
расцека на бурение и крепление скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4.4 Сводный сметный расчет ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4.5 Экономическая эффективность внедрения новой
техники и технологии бурения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.6 Основные технико – экономические показатели
строительства скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
I ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Орография района
Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато,
расположенного между Мугоджарскими горами и долиной реки Эмбы и в
административном отношении входит в состав Мугоджарского района Актюбинской
области Республики Казахстан.
Согласно схеме комплексного физико-географического районирования
Казахстана, рассматриваемая территория расположена в полупустынной
ландшафтной зоне умеренного пояса Сегиз-Эмбинского района, Уил-Эмбенского
округа, Узень-Урало-Эмбинского провинции, Северо-Каспийской области,
Прикаспийско-Тургайской страны, на Подуральском денудационном плато.
В административном отношении входит в состав Мугоджарского района
Актюбинской области. Месторождение расположено в 130 км к югу от г.
Октябрьска. Областной центр город Актюбе находится в 240 км севернее
рассматриваемого месторождения. С Жанажолом его соединяет асфальтированная
трасса. Район населен слабо. В 15 км к северо-востоку от месторождения
расположена усадьба совхоза Жанажол.
Район населен слабо, в основном на данной территории проживают казахи.
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.
В тектоническом отношении оно расположено в пределах восточной
внутренней прибортовой зоны Прикаспийской впадины. Первый промышленный
фонтан нефти на месторождении Жанажол был получен 8 марта 1978 года, из
карбонатных отложений среднего карбона.
Рельеф местности представляет собой слабо всхолмлённую равнину,
расчленённую балками и оврагами. Абсолютные отметки его колеблются от +125
до +270 м.
Минимальные отметки приурочены к долине реки Эмба, с Юго-Запада
ограничивающей территорию месторождения.
Гидрографическая сеть представлена тремя реками с постоянным стоком.
Среди них самая крупная река Эмба. Она берет свое начало с западного склона
Мугоджарских гор. Русло реки теряется среди солончаков вблизи Каспийского
моря Атырауской области. Ее длина 712 км. Она протекает в 2-14 км к юго-
западу от месторождения. Вода минерализованная и используется для
технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Река
Эмба является рыбохозяйственной рекой. Состов ихтиофауны: щука, плотва,
карась, окунь, лещ, сазан. Нерест всем на протяжении реки. Уровень воды в
колодцах и в реке Эмба составляет 2 м и более. Левый приток Эмбы Ат-Жаксы
не имеет постоянного водотока и наполняется водой в период весеннего
половодья.
Река Темир берет начало в 17 км к северо-западу от поселка Георгиевка
Темирского района, впадает в реку Эмба. Протяженность 213 км. Состав
ихтиофауны: щука, плотва, карась, окунь, лещ, ерш. Нагул рыбы на всем
протяжении реки. Нерестовые зоны, зимовальные ямы не отмечены.
Река Тамада берет свое начало из родника у поселка Шабаевского,
впадает в реку Илек. Является местом нереста промысловых рыб: подуста,
сазана, леща, сома, окуня, судака, жереха.
Также имеется еще четыре небольших речки: Сазда, Акжар, Карагеш, Талды-
Су, не имеющих постоянных стоков и часто пересыхающих.
Растительность формируется только за счет атмосферных осадков, что, в
свою очередь обусловило ее характер. Травостой природных пастбищ изреженный
и бедный. Основу его составляет ковыльно - полыннотипчаковые группировки.
Левый приток Эмбы - Атжаксы не имеет постоянного водотока и
наполняется водой в период весеннего половодья.
Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и
суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью.
Зимой минимальная температура (по данным Кожасайской метеостанции)
достигает -40°С, летом максимальная +40°С. Самыми холодными месяцами
являются - январь и февраль, а самым жарким - июль.
Первый снеговой покров обычно ложится в середине ноября и
сохраняетсядо конца марта. Мощность его в течение зимы достигает 20-30 см.
Для января и февраля месяцев характерны сильные ветры и бураны. Глубина
промерзания почвы составляет 1,5-1,8 м. Среднегодовое количество
атмосферных осадков невелико и достигает 140-200 мм в год.
Район населён слабо. Ближайшим населённым пунктом являются усадьба
бывшего совхоза Жанажол, расположенная в 15 км к северо-востоку, и
действующий нефтепромысел Кенкияк, расположенный в 35 км к северо-западу.
Нефтепровод Атырау (Гурьев) - Орск проходит на расстоянии около 100 км.
Ближайшая железнодорожная станция Эмба на линии Москва - Средняя Азия
отстоит в 100 км от площади.
Базовый посёлок АО Актюбемунайгаз расположен в г. Кандыагаш
(Октябрьск) в 130 км на север от Жанажола. К настоящему времени от
Кандыагаш до Жанажол проложена шоссейная асфальтированная дорога, а также
подведена линия электропередачи (ЛЭП) для бурения эксплуатационных скважин.
От областного центра Актюбинска Жанажол отстоит в 240 км. Непосредственно
на территории месторождения широкое распространение получили такие
строительные материалы, как глины, пески, щебень, мергель.
На территории месторождения находятся глины, пески, мергель, которые
могут быть использованы для приготовления глинистого раствора.
1.2 История геолого-геофизической изученности площади
Первые сведения о геологическом строении района были опубликованы в
работе Е.К. Коваленко и А.С. Геригросса, которые в 1840 году изучали
отложения по рекам Темир, Эмба, Атжаксы.
И в дальнейшем исследования района носили маршрутный и
рекогносцировочный характер. Более детальное и планомерное изучение
территории начинается с 1944 года.
Так в 1944-1946г.г. Каспийско - Аральской партией под руководством
А.Л. Яншина и Г.Н. Водорезова проводилась геологическая съёмка листа М-40 в
масштабе 1:1000000. В результате работ была составлена геологическая карта
и объяснительная записка к листу, в которой освещены основные вопросы
стратиграфии и тектоники территории. Эти работы до сих пор не утратили
своей ценности.
В 1949 году В.И. Самодуров и Н.В. Иванова провели геологическую съёмку
масштаба 1:2000000 листа М-40 XXXIV, куда входит и Жанажол. Авторы дали
подробное описание геологического строения района. В 1952 году площадь была
покрыта гравиметрической съёмкой того же масштаба (Л.Н. Тушканов).
В 1953-1954г.г. на этой площади проведена геологическая съёмка
масштаба 1:50000 с применением картировочного бурения (А.С. Зингер).
Поднятие Жанажол было выявлено в 1960 году (П.П. Добровский) и
подготовлено к бурению в 1961 году сейсмическими работами МОВ Актюбинской
геофизической экспедиции (АГЭ).
В 1975 году и в 1980 году его строение было уточнено исследователями
МОГТ. Глубокое поисковое бурение на площади начато в 1961 году
Примугоджарской экспедицией глубокого бурения треста Актюбнефтеразведка.
Начиная, с 1976 года поисковые работы велись Актюбинской НРЭ (Губкин
Н.А., Булекбаев З.Е.), а с 1978 года и Кенкиякской НРЭ (БабишевР.А.,
Мулдакулов Г.Г.) объединения Казнефтегазгеология.
С 1981 года на Жанажоле велись поисковые и разведочные
работы указанными экспедициями в составе объединения
Актюбнефтегазгеология, созданного 1 октября 1981 году.
В конце 1981 года на месторождении начато бурение разведочных скважин
вновь созданным объединением Актюбинскнефть Министерства нефтяной
промышленности СССР, которому поручена его разработка.
Буровые работы осуществляются на месторождении Жанажол и площади
Кенкияк. Однако наибольший интерес представляет месторождение Жанажол,
которое имеет сложное строение и включает в себя как бы два самостоятельные
месторождения: так называемые Северный и Южный купола, каждый из которых
имеет две продуктивные толщи - 1-ю карбонатную толщу (КТ-1) и II - ю
карбонатную толщу (КТ-П). В литолого-стратиграфическом отношении купола
отличаются друг от друга.
Месторождение открыла в 1978 году скважина №4, в которой из верхней
карбонатной толщи подсолевых отложений был получен приток нефти
промышленного значения. К 1.01.1982 г. разведка верхней карбонатной толщи
месторождения практически завершена. Произведен подсчет запасов нефти
объединением Гурьевнефтьгазгеология и Актюбнефтьгазгеология.
Месторождение Жанажол имеет сложное строение и включает в себя два
самостоятельные месторождения: так называемые Северный и Южный купола,
каждый из которых имеет две продуктивные толщи первую карбонатную толщу (КТ-
1) и вторую карбонатную толщу (КТ-11).
Продуктивным является московский ярус КТ-1, КТ-11 включает в себя
каширский, визейкий, бшкирский и серпуховский горизонты (3390-3900м)
Стратиграфически продуктивная толща отнесена к каширскому горизонту
московского яруса среднего карбона. Продуктивные толщи КТ-I и КТ-II
разделены терригеннокарбонатными осадками толщиной от 216 до
417 м.
Продуктивная толща КТ-II сложена известняками с маломощными прослоями
доломитов.
Отложения московского горизонта представлены, в основном известняками
(до 70%) с твердостью по штампу 1250 МПа, с твердыми доломитами (1500МПа) и
песчаниками средней твердости (до 750 МПа) с переходом в известняки средней
твердости по штампу 1250 МПа.
Вторая карбонатная толща представлена каширским, верейским, башкирским
горизонтами и серпуховской свитой, сложена средней твердости 550-580МПа,
коэффициентом пластичности 3 – 4.
Коллекторы поровые с открытой пористостью 9,5-12,6 %, проницаемостью
0,061-0,395 мкм2, коэффициентом нефтенасыщенности 0,82-0,89, коэффициентом
газонасыщенности 0,78-0,83. нефтенасыщенная толщина 7,7-54 м,
газонасыщенная 29,1-52,5 м. высота залежей 50-350 м. Начальные пластовые
давления и температура в продуктивных пачках составляют 37,5 - 39,6 МПа, 77-
81оС. Дебиты нефти от 2,5 до 116 м3сут.
Нефть легкая, плотностью 809-827 кгм3, маловязкая, сернистая (0,7-
1,11%), парафинистая (4,9-7,1%). Содержание силикато-гелевых смол 4,23-
6,8%, асфальтенов 0,43-1,78%. Выход световых фракций до 300оС составляет
50,7%.
3. Стратиграфия
На площади Жанажол буровыми работами изучен комплекс отложении
нижнекаменноугольно-верхнемелового возраста.
Вскрытый и изученный разрез осадочной толщи месторождения Жанажол
представлен отложениями каменноугольной системы (нижним, средним и верхним
отделом), триасовой, юрской и меловой системой, а также четвертичными
отложениями антропогеновой системы.
Наиболее древними отложениями, вскрытыми на площади Жанажол являются
терригенные осадки средневизейского возраста.
Каменноугольная система – (С)
Кровля этих отложений вскрыта только в скважине, то есть на соседних с
Жанажол площадях Кожасай, Восточный Тобускен, Восточный Тортколь, вскрытая
терригенная толща среднего нижнего виза и турийского яруса превышает 1000
м.
Выше по разрезу терригенные осадки сменяются карбонатной толщей, пород
верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов,
представляемый известняками и доломитами с редкими прослоями темно-серых
аргеллитов, толщина окских отложений около 150 м, серпуховских 140 м.
Вскрытая толща на отложении нижнего карбона, по месторождению достигает 308
м.
Средний отдел - (С2)
Средний карбон представлен отложениями башкирского и московского
ярусов.
При стратиграфическом расчленении разреза использованы имеющиеся
полентологические определения диаграммы промыслово-геофизических
исследовании. Отложения среднего карбона вскрыты в составе башкирского и
московского ярусов.
Башкирский ярус - (С2В)
Отложения этого яруса полностью пройдена скважиной №1 -Синельниковской
(3022-2940 м) и частично скважиной №23 (3010-2990 м). Полная их толщина
достигает 82 м. Представлены они известняками серыми, оргоногенно-
комковатыми, с редкими прослойками аргиллитов.
Московский ярус - (С2m)
В его составе выделяются два подъяруса:
Нижнемосковский подъярус (С2m1)
Отложения нижнемосковсого подъяруса вскрыты скважиной №23 в интервале
2990-2950 м, и скважиной №1-Синельниковская в интервале 2940-2910 м.
Толщина отложения колеблется от 30 до 43 м. Сложены они карбонатными
породами с единичными маломощными прослоями аргиллитов.
Верхнемосковский подъярус (С2m2)
Верхнемосковский подъярус представлен подольскими и мячковскими
горизонтами.
Подольский горизонт ()
Нижняя часть подольского горизонта сложена
преимущественно терригенной толщей пород, состоящей из
переслаивания аргиллитов, песчаников, реже известняков толщиной от 26 м
(скважина №33) до76 м (скважина №23). Верхняя часть представлена
известняками светло-серыми, реже белыми.
Толщина подольских карбонатных отложении колеблется от 14 м (скважина
№3) до 22 м (скважина №1-Синельниковская). Выше по разрезу залегают
оргоногенно-микрозернистые известняки и доломиты мячковского горизонта.
Мячковский горизонт ()
Вскрыт практический всеми скважинами на месторождении. Толщина его
варьирует от 11 м (скважина№4) до 16 м (скважина №27).
Верхний отдел -(Сз)
Касимовский ярус ( С3K)
В литологическом отношении она на большей части площади сложен
известняками и доломитами.
Толщина касимовского яруса варьирует от 50 до 97 м.
Гжельский ярус - (С3g)
Состоит из двух частей. Нижняя толщина 5-14 м. В отложениях сульфатных
и карбонатных породах имеет строение, аналогичное ниже лежащему ярусу.
Отличительной её особенностью является широкое развитие органогенных
известняков на 65-85% состоящих из обломков фауны и водорослей.
Надкарбонатная толща разреза представлена терригенной пачкой пород
гжельского яруса, состоящей из глин алевролитов, реже гравелитов, толщиной
от 24 м до 39 м.
Пермская система - (Р)
Пермские отложения представлены нижними и верхними отделами.
Нижний отдел-(P1) Нижняя пермь представлена отложениями сакмарского и
кунгурского ярусов.
Ассельский и сакмарский ярусы ( Р1 a-s)
Ассельские и сакмарские терригенные толщи пород совместно с гжельской
терригенной толщей образуют на месторождении Жанажол региональный
флюидоупор. Толщина этой покрышки в значительной степени глинистой по
составу, изменяется в пределах от 16 м (скважина №24) до 398 м (скважина
№8) имея тенденцию к уменьшению с севера на юг.
В литологическом отношении это переслаивание аргиллитов, алевролитов,
реже гравелитов и глинистых известняков.
Толщина ассельского яруса колеблется от 9 м (скважина №33) до 319 м
(скважина №8). Сакмарский ярус также не выдержан в отношении толщины от 0
до 109 м.
Кунгурский ярус (Р1k)
Гидрохимические отложения кунгурского яруса совместно с верхней
надкорбонатной терригенной толщей образует мощную флюидоупорную покрышку,
для нефтегазонасыщенной части докунгурского яруса в нижней части
представлены сульфатно-терригенными породами (ангидриты) толщиной от 10 м
до 60 м. Выше залегает толща галогенных пород (каменная соль) с прослойками
аргиллитов, реже песчанников, алевролитов и ангидритов. Максимальная
толщина галогенной толщи составляет 996 м (скважина №12), минимальная 7 м
(скважина №3)
Верхний отдел - Р2
Отношение верхней перми представлены пёстроцветными терригенными
породами с отдельными выдержанными прослоями (от 3-5 до 15-20 м)
песчаников.
Толщина верхней перми изменяется от 633 м (скважина №10) в своде
верхнего купола, до 1808 м (скважина №6).
Триасовая система - ( Т )
Нижний отдел - (Т1)
Отношения триаса выделяется в составе нижнего отдела - Т1 и
литологически представлены чередованием пёстрокрашенных глин и алевролитов,
встречаются прослой слежавшихся слабосцементированных песков. Толщина
отложении варьирует от 65 до 271 м.
Юрская система-(J)
Юрские отложения выделяются в составе верхнего и нижнего отделов.
Суммарная их толщина колеблется от 50 м до 96 м. Представлены они глинами
серыми и тёмно-серыми, плотными алевролитами и серыми песками.
Меловая система - (К)
Нижний отдел - (К1)
В составе нижнего отдела выделяются песчанно-глинистые отложения
альбского яруса и суммарной мощностью от 298 м до 437 м.
Верхний отдел - (К2)
Верхний мел представлен примущественно глинами зеленовато-серыми
мергелистыми, с прослоями конгломератов. Толщина верхнего отдела колеблется
от 28 м до 132 м.
Антропогеновая система - Q
Четвертичные отложения небольшой толщины (3-4 м)
повсеместно перекрывают отложения верхнего мела. Система в основном
представлена суглинками.
1.4 Тектоника
В тектоническом отношении район месторождения Жанажол, расположен в
восточно-прибортовой части Прикаспийской впадины, которая отделена от
Уральской геосинклинальной зоны. Ащисайским и северо-коллектинским
разломами. Одной из характерных черт геологического развития явилось
интенсивное опускание территории и формирование мощного осадочного чехла (7-
10 км).
Основная часть этой мощности составляет подсолевой комплекс включающей
отложения, заключённые между поверхностью докембрийского фундамента и
подошвой галогенных осадков кунгурского яруса.
Поверхность подсолевых отложении моноклинали погружается на запад от
2,0-2,5 км. Ащисайского разлома от 5,5-6,0 км на меридиане купола Беттеу. В
пределах указанной моноклинали выделен ряд обособленных ступеней. Последние
более чётко проявляются по нижним горизонтам и последовательно погружаются
к центральной части впадины.
С востока на запад выделяется Жанажольская, Кенкиякская, Кожасайская и
Шубаркудукская системы ступеней в пределах которых кровля подсолевого
горизонта ( П ) соответственно следится на глубинах: 3-3,5 км, 3-4 км, 4-5
км и ниже 5км. Одной из особенностей Жанажольской ступени является развитие
мощных карбонатных массивов, которое в свою очередь осложнены крупными
поднятиями.
К северу от Кенкияка несколько обособленно выделяется Остансукский
прогиб, который вдоль западной границы структур Толдысюки, Остансук,
Северный Остансук и Байжарши ограничивается нарушением. К северу он
примыкает к Актюбинскому перклинальному прогибу.
Тектонические ступени в значительной степени осложнены разрывными
нарушениями. Одной из особенностей Жанажольской 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.
Площадь газоносности составляет 39825 тыс. м3, а площадь нефтеносности
71715 тыс. м2.
Сопоставление разрезов скважин позволило установить в пределах верхней
карбонатной толщи наличие трех продуктивных пачек-коллекторов, получивших
индексацию А, Б, В.
Продуктивная пачка "В" состоит из трёх коллекторов, которые разделены
на пропластки толщиной 2 м и больше. Общие эффективные толщины колеблется
от 4,8 до 41 м. Средневзвешенная, газонасыщенная и нефтенасыщенная толщины
равны соответственно 11 и 18 м. К пачке приурочена нефтяная залежь с
незначительной по высоте газовой пачкой.
Нефть получена в 6 скважинах, а газ в 2-х. Полученные дебиты нефти
изменяются от 1м3 сут, через 3 мм штуцер до 174м3 сут, через 8 мм штуцер,
а дебит газа достигает 54 тыс. м3 сут и конденсата 34 м3 сут.
Отметка 2651 м принята за положение ВНК на большей части площади пачки
"В" ГНК принят на отметке 2560 м. Высота газовой шапки составляет в
пределах северного свода 50 м, а в пределах южного 30м. Высота нефтяной
залежи равна 91 м.
Площадь газоносности составляет 16775 тыс. м3 , а нефтеносности 54525
тыс.м3.
Нижняя карбонатная толща (КТ-П).
Под терригенными отложениями (московский ярус среднего карбона)
подстилающими верхнюю карбонатную толщу по возрасту относящиеся к
башкирскому ярусу среднего карбона и серпуховско-визатскому ярусу нижнего
карбона.
Продуктивность толщи установлена 23 крилевой скважиной, в которой при
испытании интервала 3682-3748 м в процессе бурения получен приток нефти.
Имеющийся керновый материал указывает на то, что разрез представлен в
основном известняками.
КТ-II опробована 4-мя скважинами, кроме 23, где дебит нефти составил
108 м3 сут через 22 мм штуцер, промышленный приток получен в скважине №27
(45м3 сут) через 10 мм штуцер. В процессе бурения скважины №3 было
опробовано 5 интервалов, из которых получен раз газированный глинистый
раствор, при этом в 2-х из них с нефтью. Полученные материалы (1998 год) с
известной долей установки позволяют наметить границы распространения
нефтяной залежи.
За условный ВНК можно принять подошву эффективной мощности, давшей
промышленный приток нефти в скважине №27 на отметке 2880 м. Верхняя граница
нефтеносности на отметке 2630 м, соответствует середине интервала в
скважине № 3 (2609-2769 м.). Предполагаемая высота залежи при этом
составила 140 м. Залежь по типу условно относится к – массивной.
5. Нефтегазоносность и перспективы нефтегазоносности
Жанажол является первым открытием в Казахстане крупным месторождением,
продуктивность которого связана с карбонатными коллекторами. Он расположен
в районе, где уже известные месторождения Кенкияк, Кумсай, Кокжиде,
Башенколь, Каратюбе, Акжар и Копа с залежами нефти в нижнемеловых, юрских,
нижнетриасовых, верхне- и нижнепермских отложениях.
Залежи нефти приурочены к двум карбонатным толщам, разделёнными
плотными терригенными отложениями.
Первые сведения о нефтегазоносности района (разреза площади) Жанажол
появились при бурении скважины №1 в виде повышенных газопоказании, раз
газирование глинистого раствора и признаков нефти по керну из
каменноугольного отложения.
При опробования интервала 2930-2850 м наблюдался слабый приток воды с
газом, содержащим 62,5% - СН4 , 1% - С2Н6 и 1% - тяжёлых углеводородов. 3
марта 1978 года в скважине №4 при опробовании в открытом стволе известняков
среднего карбона пластоиспытателем был получен приток
газированной нефти. Позднее 31 июля - 2 августа 1978 года из интервала 2767-
2894 м получен фонтан нефти с газом дебитом соответственно 66,8 м3 сут
и107,6 тыс. м3 сут при 8 мм штуцере.
К настоящему времени на Жанажоле установлена промышленная
продуктивность двух (верхней и нижней) карбонатных толщ связанных с
отложениями верхнего и среднего карбона.
Верхняя карбонатная толща (КТ-1). В первой карбонатной толще КТ-1
выделено 3 объекта разработки: "А", "Б", "В"
В литологическом отложении представлено известняками, доломитами и
переходными разностями.
Сопоставление разрезов скважин позволило установить в пределах верхней
карбонатной толщи наличие трёх продуктивных пачек-коллекторов, получивших
индексацию "А", "Б", "В".
В стратиграфическом отношении первые 2 пачки приурочены к гжельскому и
касимовскому ярусов верхнего карбона, а пачка "В" к московскому ярусу
среднего карбона. Общая толщина средних 2-х пачек 35-80 м, а пачка "В" 50-
95 м. Количество пачек-коллекторов, слагающие продуктивные пласты,
колеблется от 1 до 12 м, а толщина каждого из них изменяется от 1 до 40 м
(в среднем по 5-10 м).
Продуктивная пачка "А". В пределах пачки выделяется 1-2 пласта
коллектора, которые хорошо прослеживаются в пределах всего южного свода и
западного крыла северного свода. Особенностью строения пачки является
полное замещение карбонатных пластов-коллекторов ангидритами в
северовосточной части площади.
Средневзвешенная газонасыщенная толщина составляет 26 м, а нефтяная 12
м. Дебиты нефти составляет 1,4-64 м3 сут, дебит газа достигает 175 тыс.м3
сут, а конденсата 146 м3 сут. Наиболее низкая абсолютная отметка
получения нефти составляет 2640 м. Вода при испытании получена при отметке
2637 м.
Исходя из промыслово-геофизических данных водонефтяной контакт (ВНК)
для южного свода структуры принят на отметке 2650 м, а в районе скважин №6
и №14 соответственно на отметках 2637 м и 2631 м.
Газонефтяной контакт (ГНК) принят на отметке 2650 м. Основанием для
этого послужило получение до указанной отметки нефти и газа, и конденсатом
в скважине №22.
С учётом принятых положений ГНК и ВНК высота залежи составляет 293 м,
при этом высота газовой части равна 203 м, а нефтяной-90 м. Площади
газоносности и нефтеносности соответственно равны 77475 и 70350 тыс. м3.
Продуктивная пачка "Б" сложена тремя пластами-коллекторами, которые
распространены по всей площади.
Пласты коллекторы состоят из пропластков, количество которых по
скважинам изменяется от 2 до 5.
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 12 м, а
газонасыщенная 14 м.
К пачке приурочена нефтегазовая залежь. Продуктивность её установлена
опробованием 8 скважин, причём 6 из них получены притоки нефти, дебитами от
5 м3 сут через 3 мм штуцер. Дебит газа достигал 214 тыс.м3 сут, через 9,6
мм штуцер, а конденсата 162 м3 сут (скважина №4). ВНК по пачке колеблется
от 2631 м до 2647 м, ГНК также как и по пачке "А" принят на отметке 2560 м.
Высота нефтегазовой залежи равна 200 м на которых 110м приходится на
газовую, а 90 м на нефтяную часть.
Месторождение Жанажол приурочено к верхней части обширного
карбонатного массива, сложенного породами подольско-гжельского возраста.
По сейсмическим данным, толщина нижней карбонатной толщи составляет
порядка 600 м, что подтверждается первыми пробуренными скважинами (скважина
№1-Синельниковская).
Амплитуда поднятия в изученной бурением части составляет порядка 250
м, западное крыло его более крутое (8-10 градус) относительно восточного (4-
7 градус). В целом по всем горизонтам, связанным с границами карбонатных
массивов пород, сохраняется последовательность структурных форм высокая
амплитуда поднятия, их значительные размеры
Лишь по подошве отложения кунгурского яруса, в виду резкого различия
величины толщины одной подсолевой терригенной толщи пород, которая в
пределах площади изменяется от 15 до 600 м, структурный план как бы
нарушается.
Вторая толща КТ-П.
Во второй толще выделено 4 объектов разработки:'Т-ПГ,"Дв-Г, "Дн-Г', и
"Д-П". Опытно-промышленная разработка месторождения началась с 1983 года
разбуриванием верхней карбонатной толщи КТ-1, согласно технологической
схемы, составленной институтом Гипровостокнефть в 1982 году.
Промышленная разработка ведётся с 1986 года на основе Технологической
схемы разработки 1986 года и протоколов ЦКР №1234 и №1334, где основной
объём бурения перенесён на объекты второй карбонатной толщи КТ-П. Это
позволило уточнить строение продуктивных объектов КТ-1 в не пробуренной
части и ускоренно ввести в разработку наиболее продуктивные залежи КТ-П.
Добыча осуществляется в основном фонтанным способом, кроме скважин
№2042, №2043, №2038, где осуществлён перевод на механизированный способ-
ШГН, и скважины №2016-периодический бес компрессорный газлифтный способ
эксплуатации.
На месторождении пробурено 471 скважина; из них: 350 добывающих, 93
нагнетательных, 8 законсервированы, 8 бездействующих, 11 наблюдательных, 1
солевая.
За период разбуривания ликвидировано 9 скважин: 6
скважин по геологическим причинам, 3 скважины по техническим. На
месторождении Жанажол с начала разработки добыто:
- жидкости 26701,855 тыс.тонн при проектном-30000,6 тыс.тонн.
- нефти 26398,652 тыс.тонн при проектном-28564,2 тыс.тонн.
- закачка составила 25054,536 тыс.м3 при проектной-30225,1 тыс.м3.
Выполнение плана добычи зависело от качественного выполнения геолого-
технических мероприятий по интенсификации работ низкодебитных скважин, а
также обводнённых и загазированных. Годовая добыча нефти на 01.01.1998 г.
составила -2350,0 тыс.тонн, при проектной-3025,0 тыс.тонн, добыча жидкости-
2371,4 тыс.тонн, при проектной 3380,1 тыс.тонн, закачка воды-5444,6 тыс.м3,
при проектной 7144,6 тыс.м3, добыча газа - 701566,8 тыс.м3.
За отчётный период введены из бурения 4 скважин: 3
добывающих, 1 нагнетательная. Добыча составила по ним 24,288 тыс.тонн.
Пачка "Г-Ш".
Объект представлен нефтегазоконденсатной залежью. Начальное Рпл на ГНК-
36,7 МПа на ВНК-39,4 МПа, Тпл 77 градус.
Объект введён в разработку в 1989 году. За отчётный год пробурено 3
скважины: №2407(горизонтальная), №2557, №2573, добыча по ним 24,288
тыс.тонн.
Эксплуатационный фонд на 01.01.2003 года составляет 85 скважин. Все
скважины работают фонтанным способом, дающие продукцию.
Среднесуточный дебит 57,6 т сут при проектном 29,7 т сут.,
обводнённость 0,1%. Накопленная добыча - 6745,4 тыс.тонн, что опережает
проектную (6093,2 тыс.тонн).
Текущее пластовое давление 33,0 МПа.
1.6 Водоносность
Площадь Жанажол располагается в восточной части Прикаспийского
артезианского бассейна, где в разрезе подсолевого комплекса
пород, водоносные горизонты установлены в докунгурских,
нижнепермских и нижнекаменноугольных терригенных отложениях. В
карбонатных породах верхнего карбона подольского и каширского горизонтов.
Подземные воды получены при испытании скважин на месторождении. Они
высоконапорные, само сливающиеся, хлоркальциевого типа с минерализацией и
характеризуется высокой концентрацией растворённых
органическихвеществ, особенно ароматических углеводородов
свидетельствующих о продуктивности отложении.
Дебиты вод составляют 20-39,4 м3 сут при самоизливе на устье. Воды
КТ-П изучены при испытании скважин на площадях Жанажол, Кожасай,
Кенкияк. Они являются высоконапорными и относятся к
хлоркальциевому типу. Статический уровень вод устанавливается на глубине 55-
80 м от устья. Дебит составил до 40 м3 сут.
Наряду с разбуриванием месторождения проводились мероприятия по
поддержанию пластового давления, по созданию системы ППД. Технологической
схемой разработки было предусмотрено несколько систем заводнения. На
месторождении в данный момент 93 нагнетательных скважин, работает водозабор
технического водоснабжения, где пробурено 20 водозаборных скважин. Для
поддержания Рпл, согласовано Приложение к технической схеме 1992 г., на
объекте ведётся закачка воды в пласт с 1995 года по 3-х рядной системе в
сочетании барьерным заводнением. В отчётном году из бурения принята 1
нагнетательная скважина №2474. Под закачкой находятся 16 скважин.
Закачка воды с начала года -1475,3 тыс.м3, с начала разработки
2114,2 тыс.м3. Компенсация отбора с начала разработки 14,2% при проектной
52%, с начала года 50%, при проектной 128%.
Приемистость скважин в пределах 150-350 м3 сут. В периодическом
эксплуатации 2 скважины.
1.7 Зоны возможных осложнений при проводке скважины
Бурение эксплуатационных скважин на месторождении Жанажол проводится с
учётом накопленного опыта глубокого бурения.
Большим резервом в повышении технико-экономических
показателейглубокого бурения на нефть и газ является технологически
обоснованные мероприятия по предупреждению и ликвидации осложнений. При
бурении скважин в карбонатных, терригенных и соленосных (эвапоритовых)
породах или их комбинациях для каждого типа разреза характерен свой набор
осложнений.
Карбонатные породы при небольшой примеси терригенного материала
обладают незначительной межзерновой пористостью (2-5%) при значительном
развитии различной конфигурации пустот и трещин. Возникновение и
интенсивность поглощении зависит от природы образования каналов и режимно-
технологических параметров бурения. Поскольку интенсивность деформации
пород на платформенной структуре, к которой относится и месторождение
Жанажол, обычно возрастает от при сводной части к крыльям, то при прочих
равных условиях вероятность возникновения поглощения должна увеличиваться
от свода структуры к крыльям.
Терригенные отложения, в первую очередь глинистые, характеризуются
комплексом осложнений, наиболее распространёнными из которых являются:
- осыпи, обвалы, кавернообразования в глинистых и аргиллитах
вследствие гидратации;
- образование сальников и пробок в вязких глинах вследствие их
разбухания;
- прихваты против проницаемых пластов с низкими пластовыми
давлениями;
- затяжки, прихваты и заклинивание инструмента против прослоев
недоуплотнённых мягких текучих глин, заключённых в толще непроницаемых
пород и при вскрытии вытекающих в ствол скважины под действием аномально-
высокого порового давления.
Большинство вышеуказанных осложнений в той или иной мере имеют место
при бурении скважин на месторождении Жанажол.
Так, на северном куполе месторождения в меловых, юрских, триасовых и
верхнепермских отложениях в интервале 0-1870 м имеют место осыпи и обвалы
при несоблюдении параметров бурового раствора и вследствие недолива
скважины при подъёме инструмента. По данным бурения рядаскважин в
кунгурском ярусе (верхние терригенно-сульфатные отложения) в интервале 2190-
2230 м и нижних терригенно-сульфатных отложениях на глубине 2335 м
вскрыты высокопластичные монтмориллонитовые глины, повышенной
агрессивности, не предусмотренные ГТН, что вызвало
необходимость, во избежании прихвата, проработки ствола скважины
и утяжеление глинистого раствора (увеличение плотности) до 2050-2100
кгм3. То есть, здесь наблюдается вытекание глин в ствол скважины под
действием высокого перового давления. В сакмарских отложениях,
представленных аргиллитами, песчаниками и гравелитами на глубине 2395 м
вскрываются монтмориллонитовые глины, прохождение которых
сопровождается проработками, ухудшением реологических свойств
глинистого раствора, необходимостью увеличения плотности и химической
его обработки. При прохождении гжельских карбонатных отложений и
касимовского, московского ярусов наблюдается частичные поглощения,
обусловленные довольно низким (34-35 МПа) давлениями поглощения с
градиентом Кп равным 1,2 и коэффициентом аномальности 1,05. В этих
же отложениях в интервале 2755-2810 м возможны газопроявления, а в
интервале 2810-2900 м нефтепроявления при несоблюдении технологических
параметров бурового раствора.
Южный купол месторождения Жанажол характеризуется подобными
осложнениями. Так же, как и на северном куполе в меловых, юрских, триасовых
верхнепермских отложениях в интервале 0-2220 м имеют осыпи и обвалы стенок
скважины, несмотря на то, что триасовые и верхнепермские отложения
представлены, в основном, породами средней твёрдости. Однако встречаются
глины с малым пределом текучести (до 80 МПа) и при несоблюдении
технологических параметров глинистых растворов склоны к осыпям и обвалам.
Здесь же, в верхнепермских отложениях, на глубине 2218 м, бурением
вскрываются пластичные глины. Вскрытие их сопровождается проработкой,
ухудшением реологических свойств раствора.
Кунгурский ярус (2220-2390 м) литологический характеризуется каменной
солью (до 70%), аргиллитами (5%) и ангидритами (25%). Однако по
даннымбурения ряда скважин на глубинах соответственно 2220 м, 2261 м, 2339
м вскрыты высокопластичные монтмориллонитовые глины, не предусмотренные
ГТН. Вскрытие пластичных глин сопровождалось проработками и ухудшением
реологических свойств бурового раствора. В нижнепермских
отложениях ассельском ярусе ( Р^55 ), сложенном, в основном,
аргиллитами (55%), алевролитами глинистыми и песчаниками в интервале
2390-2560 м при ]п наличии в разрезе неустойчивых глинистых пород
наблюдается осыпи и обвалы стенок скважины. Одновременно в ассельском ярусе
на глубине 2443 м по данным бурения вскрываются
монтмориллонитовые глины, не предусмотренные ГТН.
Вскрытие их сопровождается ухудшением реологических свойств
бурового раствора, проработкой. В отдельных случаях применение растворов с
плотностью менее 2100 кгм3 влечёт за собой прихват инструмента.
Частичное поглощение бурового раствора наблюдается в касимовских
и мячковско-подольских отложениях, сложенных, в основном, известняками,
доломитами и аргиллитами средней твёрдости (750-1250 МПа), за исключением
доломита с твёрдостью по штампу до 1500 МПа, в интервале 2765-3100 м, где
градиент возникновения поглощения Кп равен 1,2. В подольском
горизонте в неустойчивых породах с низким пределом текучести 530-580 МПа
и менее при несоблюдении технологических параметров глинистого
раствора имеют место осыпи и обвалы.
Различного рода осложнения возникают из-за несоблюдения
организационных мероприятий, технологических регламентов, при спуске,
цементировании обсадных колонн. Так, в скважинах №2141, №2136 в результате
прихвата при спуске эксплуатационных колонн не были допущены до проектных
глубин. Для выравнивания брака были произведены дополнительные работы,
связанные с разбуриванием низа и спуском хвостовика. В связи с
отсутствием обсадных труб для технической колонны скважина №541 простаивала
в течение 35 суток. В результате произошедших осыпей и обвалов стенок
скважины проведена зарезка нового ствола. На буровой №538 при
цементировании промежуточной колонны, спущенной на глубине 2183 м, было
отмечено недоподнятие цемента, обусловленное поглощением водоносного
горизонта в интервале 1250-1280 м. Следствием этого явились перфорация
колонны, восстановление циркуляции и цементаж через перфорированную зону.
Все эти осложнения так или иначе влекут за собой дополнительные
затраты времени, средств и в конечном счёте потерю проходки.
1.8 Интервалы отбора керна
В проектируемой эксплуатационной скважине отбор керна не
предусматривается.
1.9 Вскрытие и опробование перспективных горизонтов
Вскрытие и опробование продуктивного горизонта является наиболее
значительным, ответственным этапом буровых работ. От качества вскрытия
продуктивного горизонта в значительной мере зависит: возможность получения
притока нефти и газа в скважину, величину дебита, а при вскрытии
продуктивных горизонтов с АВПД и безопасность проведения работ по
опробованию. Задачей опробования продуктивных горизонтов является:
определение содержания нефти и газа в опробуемых горизонтах, так как
существующие методы геофизических исследовании не позволяют получить
полного представления о потенциальных возможностях того или иного пласта.
1.9.1 Интервалы и способы опробования горизонтов
Опробование в процессе бурения ИП на трубах производится для
определения характера насыщения пластов и предварительной оценки их
продуктивности.
Перед опробованием каждого объекта производится запись кавернометрии
для определения состоянии ствола скважины и уточнения места установки
пакера. Для отдельных интервалов для выделения коллекторов проектом
предусматривается перед опробованием ИП применение методики каротаж-
испытание-каротаж.
Пластоиспытателем на трубах МИГ-146 предусматривается испытать объект
в отложениях карбона.
В эксплуатационной колонне проектируется испытать объект (нефтяной).
1.9.2 Метод вскрытия продуктивного горизонта
Вскрытие производится перфорацией ПКО - 89 двойной плотностью.
Исследования включают определение продуктивности на трёх режимах
(нефтяного объекта) со снятием начальной и конечной кривой восстановления
давления, с отбором глубинных проб в качестве четырёх проб по 300 см
каждая. Данные приведены в таблице 1.
Водяные объекты предусматривается исследовать методом прослеживания
уровней с замером пластового давления и отбором глубинных проб с целью
изучения гидрохимического состава.
Таблица 1 - Интервал испытания скважины в эксплуатационной колонне
№ объекта Интервал Возраст Способ Интервал
испытания по вскрытия испытания по
вертикали, м кол-во отв. Настволу, м
1 п. м.
1 2440-2490 С2ка-С2vr ПКО-89 по 15 2430-2930
отв.
1.10 Геофизические исследования в скважине
Для изучения литологии, стратиграфии, физических свойств пород, и
выявления в разрезе скважины нефтенасыщенных коллекторов и их параметров,
уточнения интервалов отбора керна, опробования ИП, контроля технического
состояния скважины предусматривается комплекс геофизических исследований.
Поинтервальность исследования в разрезе скважин нефтенасыщенных
коллекторов и их параметров, принимается исходя из опыта бурения на этой
площади и технических условий проводки скважин.
Существует несколько способов или даже комплексов геофизических
исследований в скважинах. Радиоактивный и акустический методы. Газовый
каротаж - проводится для диагностики содержания газа в скважине на
исследуемых интервалах глубин. Кавернометрия - проводится для выяснения
каверн в скважине после проходки долотом. Термометрия даёт сведения о
забойных температурах. А также проводятся другие геофизические
исследования: сейсмокаротаж, МК, БМК, БК, ИК, ПС, АК, ИННК, ГГК-П.
Министерством геологии Республики Казахстан утверждено, что за 100 м
до ожидаемого вскрытия карбонатных отложении необходимо установить,
газокаротажную станцию для проведения необходимых газо-метрических
исследовании до забоя. Все предусмотренные геофизические исследования
проводит экспедиция геофизических исследовании скважин Актюбемунайгаз.
Сведения о проводимых геофизических исследованиях по интервалам глубин
приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Геофизические исследования
№ Виды исследований, их целевоеМасштаб записи Интервал
пп назначение исследования, м.
1 Стандартный каротаж: ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
