Месторождение Кисымбай

План
Вступление

Введение
1.Общие сведения о месторождении
2.ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1. Стратиграфия
2.2. Тектоника
3.ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
3.1. Полевые геофизические исследования
3.2.Сведения о буровых работах
3.3.Состояние фонда пробуренных скважин
3.4 Методика и результаты опробования скважин
4.ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
4.1. Комплекс промыслово.геофизических исследований
и качество материалов ГИС
4.2. Выделение коллекторов и оценка
эффективных толщин.
4.3. Определение коэффициента пористости
4.4.Определение коэффициента нефте.водонасыщенности
пород.коллекторов
4. 5. Определение водонефтяных контактов
5. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
6. Физико.литологическая характеристика
коллекторов продуктивных пластов и покрышек по керну
6.1. Методика лабораторных исследований кернов
6.2. Граничные значения коллекторов валанжинского горизонта
7.Состав и свойства нефти и газа
7.1. Состав и свойства нефти, газа в пластовых и стандартных условиях.
7.2. Характеристика газа, растворенного в нефти
8. Гидрогеологические условия
8.1. Характеристика химического состава
и физических свойств пластовых вод.
8.2. Гидродинамическая характеристика залежи
9.СВЕДЕНИЯ О РАЗРАБОТКЕ
10.Обоснование категории запасов и подсчетных параметров
10.1.Обоснование категории запасов
10.2.Обоснование методики подсчета запасов
10.3. Обоснование подсчетных параметров
10.3.1 Площадь нефтеносности
10.3.3.Коэффициент открытой пористости
10.3.4.Коэффициент нефтенасыщенности
10.3.5.Плотность нефти в поверхностных условиях
10.3.7.Коэффициент нефтеизвлечения
10.3.6. Пересчетный коэффициент и газосодержание
10.3.7.Коэффициент нефтеизвлечения
10.4. Подсчет запасов нефти, растворенного в нефти газа
10.5. Подсчет запасов этана, пропана, бутана в растворенном газе.

11. Сопоставление запасов нефти и растворенного в нефти газа,
подсчитанных по состоянию на 1.09.2001г. с запасами по
состоянию изученности на 1981г. и анализ изменения
ранее и вновь принятых в подсчет параметров
12. Мероприятия по охране недр и окружающей среды в процессе разработки месторождений
13.Эффективность геолого.разведочных работ и эксплуатационного бурения
Заключение

Месторождение Кисымбай было открыто в 1978 году. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям келловейского яруса верхней юры и валанжинского яруса нижнего мела. При этом запасы келловейских горизонтов ( I и II горизонты) не разрабатываются, поскольку содержат в себе газоконденсат и газ, а запасы нефти, заключенные в небольшой оторочке незначительные.
По состоянию на 1.09.2001 г. по разрабатываемому валанжинскому горизонту добыто 634,8 тыс.т нефти (с учетом добычи во время пробной эксплуатации скважин) и 41894 тыс. м3 попутного газа (с учетом растворенного газа, извлеченного во время пробной эксплуатации, добыча газа расчитана по утвержденному ГКЗ газовому фактору 66 м3/т.). Утвержденные ГКЗ СССР остаточные балансовые запасы нефти составили по категории С1- 2887,2 тыс.т; извлекаемые-774,2 тыс.т. Остаточные запасы растворенного газа в соответствии составили балансовые –191,1 млн.м3; извлекаемые- 52 млн.м3.
Настоящий пересчет запасов выполнен по результатам бурения 9 поисково-разведочных скважин, сейсморазведочных 2Д (1990-91 г.г.) и 3Д (2000г.) работ а также по данным материалов 27 эксплуатационных скважин, пробуренных позже (1992-2001г.г.).
Подсчет запасов осуществлен в соответствии с требованиями инструкции ГКЗ РК на основе систематизации, анализа и обобщения всего объема геолого-геофизических, аналитических и промысловых данных, полученных на поисково-разведочном и эксплуатационном этапах работ на месторождении.
Вновь подсчитанные первоначальные запасы нефти валанжинского продуктивного горизонта составили

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 52 страниц
В избранное:

Содержание:
Введение
1.Общие сведения о месторождении
2.ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1. Стратиграфия
2.2. Тектоника
3.ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
3.1. Полевые геофизические исследования
3.2.Сведения о буровых работах
3.3.Состояние фонда пробуренных скважин
3.4 Методика и результаты опробования скважин
4.ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
4.1. Комплекс промыслово-геофизических исследований
и качество материалов ГИС
4.2. Выделение коллекторов и оценка
эффективных толщин.
4.3. Определение коэффициента пористости
4.4.Определение коэффициента нефте-водонасыщенности
пород-коллекторов
4. 5. Определение водонефтяных контактов
5. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
6. Физико-литологическая характеристика
коллекторов продуктивных пластов и покрышек по керну
6.1. Методика лабораторных исследований кернов
6.2. Граничные значения коллекторов валанжинского горизонта
7.Состав и свойства нефти и газа
7.1. Состав и свойства нефти, газа в пластовых и стандартных условиях.
7.2. Характеристика газа, растворенного в нефти
8. Гидрогеологические условия
8.1. Характеристика химического состава
и физических свойств пластовых вод.
8.2. Гидродинамическая характеристика залежи

9.СВЕДЕНИЯ О РАЗРАБОТКЕ

10.Обоснование категории запасов и подсчетных параметров

10.1.Обоснование категории запасов

10.2.Обоснование методики подсчета запасов
10.3. Обоснование подсчетных параметров
10.3.1 Площадь нефтеносности
10.3.3.Коэффициент открытой пористости
10.3.4.Коэффициент нефтенасыщенности
10.3.5.Плотность нефти в поверхностных условиях
10.3.7.Коэффициент нефтеизвлечения
10.3.6. Пересчетный коэффициент и газосодержание
10.3.7.Коэффициент нефтеизвлечения
10.4. Подсчет запасов нефти, растворенного в нефти газа
10.5. Подсчет запасов этана, пропана, бутана в растворенном газе.

11. Сопоставление запасов нефти и растворенного в нефти газа,
подсчитанных по состоянию на 1.09.2001г. с запасами по
состоянию изученности на 1981г. и анализ
изменения
ранее и вновь принятых в подсчет параметров
12. Мероприятия по охране недр и окружающей среды в процессе разработки
месторождений
13.Эффективность геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения
Заключение

Введение
Месторождение Кисымбай было открыто в 1978 году. Продуктивные
горизонты приурочены к отложениям келловейского яруса верхней юры и
валанжинского яруса нижнего мела. При этом запасы келловейских горизонтов (
I и II горизонты) не разрабатываются, поскольку содержат в себе
газоконденсат и газ, а запасы нефти, заключенные в небольшой оторочке
незначительные.
Начальные запасы, числящиеся на Госбалансе Республики Казахстан
составляют:

Таблица 1
Продуктив КатегорЗапасы Запасы газа, Запасы
ный горизонт ия нефти, млн.м3 конденсата,
млн.т млн. м3
Раств. Св.
Валанжин С1 35221409 23393 - -
С2 1072429 7128 - -
I келловей С1 - - 58,9 -
С2 - - - 56,5
II келловей С1 - - 58 -
С2 711,871,8 474,7 - 5,57
Итого по С1 35221408,9232,593647 -
месторождению
С2 1784500,2 117,833- 62,1

По состоянию на 1.09.2001 г. по разрабатываемому валанжинскому
горизонту добыто 634,8 тыс.т нефти (с учетом добычи во время пробной
эксплуатации скважин) и 41894 тыс. м3 попутного газа (с учетом
растворенного газа, извлеченного во время пробной эксплуатации, добыча газа
расчитана по утвержденному ГКЗ газовому фактору 66 м3т.). Утвержденные ГКЗ
СССР остаточные балансовые запасы нефти составили по категории С1- 2887,2
тыс.т; извлекаемые-774,2 тыс.т. Остаточные запасы растворенного газа в
соответствии составили балансовые –191,1 млн.м3; извлекаемые- 52 млн.м3.
Настоящий пересчет запасов выполнен по результатам бурения 9
поисково-разведочных скважин, сейсморазведочных 2Д (1990-91 г.г.) и 3Д
(2000г.) работ а также по данным материалов 27 эксплуатационных скважин,
пробуренных позже (1992-2001г.г.).
Подсчет запасов осуществлен в соответствии с требованиями
инструкции ГКЗ РК на основе систематизации, анализа и обобщения всего
объема геолого-геофизических, аналитических и промысловых данных,
полученных на поисково-разведочном и эксплуатационном этапах работ на
месторождении.
Вновь подсчитанные первоначальные запасы нефти валанжинского
продуктивного горизонта составили

1.Общие сведения о месторождении

Месторождение Кисымбай находится близко от границы с
Мангистауской областью , но в административном плане относится к территории
Жылойского района Атырауской области Республики Казахстан .
Ближайшим населенным пунктом является п.Опорный Бейнеуского
района. Поселок находится в 3 км к югу от промысла. В непосредственной
близости от месторождения пролегает железная дорога Мангистау-Атырау,
линии электропередач, связи, а также нефтепровод и газопровод Узень-Самара
. Водопроводная нитка протянута на промысел из п. Опорный.
Районный центр Кульсары, где состредоточено нефтегазодобывающее
управление Кульсарынефть находится в 75 км к северо-западу от
местрождения (рис.1)
Связь с месторождением осуществляется частью по асфальтированной
дороге, частью по грунтовым дорогам, а также по железной дороге.

1. Природно-климатические условия

Климат района резко континентальный с сухим жарким летом и
холодной малоснежной зимой. Годовой перепад температуры колеблется от +400С
до –350С. Среднегодовое количество осадков не превышает 150 мм в год.
В орографическом отношении район месторождения представляет
местность, типичную для южной части Южной Эмбы. Рельеф района представляет
собой слабовсхолмленную равнину с отметками от –8 до –14 м. Характерными
для этого района является широкое распространение барханов, скудная
растительность, наличие небольших соров. Естественные источники пресной
воды отсутствуют. Для закачки используется альб-сеноманская вода и попутная
вода валанжинского горизонта месторождения.

1.2. История открытия и разведки месторождения

Структура Кисимбай сейсморазведкой (МОВ) была выявлена в 1950г.
(Л.Г.Сафенрейтер).
В 1961-63г.г. на пл.Кисимбай и Суешбек картировочной партией №2 и
структурно-поисковой партией №3 Гурьевской геолого-поисковой
нефтеэкспедиции ЗКТУ проведены работы, в результате которых составлена
структурная карта по подошве сантонского яруса, подтвердившая данные
сейсморазведки о наличии поднятия, а также установлена бесперспективность в
отношении нефтегазоносности меловых отложений.
В 1961 г. сп 781 Гурьевской геофизической экспедицией треста
“Казахстангеофизика” проведены детальные работы в пределах площади
Несельбай, Суишбек, Боранколь, Кисимбай.
По результатам этих работ построены структурные карты по III и IIIа
отражающим горизонтам. Выявленное антиклинальное поднятие имеет амплитуду
около 30м и размеры 2,7км х 4,2 км .
В 1978г. на Кисимбаевской структуре начато поисковое бурение. В 1978г.
в скв.№1 был получен газоконденсатный фонтан из келловейских отложений. За
период 1978-1980г.г. на месторождении пробурено 9 поисковых скважин общим
метражом 18280 м.
Во всех скважинах, из валанжинского продуктивного горизонта, за
исключением скважин №№ 3,4,5,8,9 получены промышленные притоки нефти и
газа. Впоследствии все поисково-разведочные скважины были ликвидированы.
В 1981г. партией подсчета запасов ПГО “Казнефтегазгеология”,
лабораторией прогнозирования и подсчета запасов КазНИГРИ (авт. Г.И.Бадоев,
А.И.Шаховой и др.) составлен подсчет запасов нефти и в том же году ГКЗ
утверждены следующие запасы нефти по состоянию на 1.09.81г. (на эту дату
из валанжинской залежи было добыто 3,6 тыс.т. нефти и 0,2 млн.м3
растворенного газа).

Таблица № 1.2.1
Горизонт Категория Балансовые Извлекаемые
запасов
Валанжин С1 3518,7 1405,3
С2 1072,2 429,6
Келловейский С1 - -
С2 711,8 71,2

В 1985г. “КазНИПИнефть” составлена технологическая схема разработки
валанжинского горизонта, согласно которой намечалось пробурить 55 скважин,
из них 32 добывающих ( скв.№№
11,12,13,14,15,16,17,18,19,20,21,22 ,23,24,25,26,27,28,29,30,31,32,33,3 4,35,
36,37,38,39,40,41,42) и 23 нагнетательных скважин ( скв.№№ 43-64)
.Разработка залежи по схеме предусматривалось пятиточечное площадное
заводнение.
С 1993г. началось эксплуатационное разбуривание залежи. В период 1993-
2001г.г. всего пробурено 26 скв. (№№
11,12,13,14,15,16,17,16а,18,18а,20, 22,24,28,30,32,33,45,46,48,35,37,57 ,60,34
,61) с забоями 1650м. Из них скв. № 16,18 ликвидирована по техническим
причинам , две скважины №№ 22, 24 оказались за контуром нефтеносности, скв.
№11 работала как нагнетательная.
В 1989-94г.г. сп №08-89.91 ГГЭ ПГО Казгеофизика в пределах пл.
Кисимбай-Каракыз были проведены МОГТ. Результатом этой работы стали
структурные карты по III, Y, YI отражающим горизонтам несколько
детализирующие структуру в тектоническом плане.

В 2000г. компанией Каспийшельф на пл.Кисимбай проведена детальная
сейсморазведка 3Д, которая позволила построить детальные структурные
планы валанжинских, келловейских, среднеюрских отложений. Виды, объемы
и результаты работ, проведенных на участке Кисымбай сведены в таблицу №
1.2.2 .

Таблица 1.2.2
№ Виды работ Время Объем работ Основные результаты
п.п работ
1 Гравиметрическая 1947г Ю-В борт Выявлена аномалия
съемка Прикаспийской гравиметрического
(вариометрическая) впадины поля
2 Сейсморазведочные 1950 г. Выявлено поднятие
работы МОВ Кисымбай
3 Площадная грави- 1961г. Ю-В борт Карта с сечением
метрическая съемка Прикаспийской изоаномалий через 2
М-б 1:200000 впадины км. с выявлением всех
и 1: 100000 известных
солянокупольных
структур
4 Сейсмические работы1961г. Пл.Несельбай, Выявлено поднятие
МОВ и частично МПВ Суешбек, (Кисимбай),
м-ба 1:50000 Боранколь оконтуренное
(Байларова М.К.) 481 пог.м. изогипсой 1700м
по Ша ОГ подошва
нижне-волжского яруса
верхней юры) .
Размер структуры
4,2х2,7 км.
5 Проект 1970 г.19 скв. метражем Фактически пробурено
структурно-поисково 9500 16 скважин
го бурения м с проектными
глубинами 500м
6 Картировочное и 1971г. 31скважин метражемГеологическая карта в
структурно-поисково 4025м м-бе 1:25000,
е бурение 16 скв. Метраж- структурная карта
7222м по сантонскому
горизонту
7 Гравиметрическая 1975г. Ю-В борт Выявлено и
съемка м-б 1: 50000 Прикаспийской закартировано 6
впадины гравиметрических
минимумов: Кисимбай,
Азнагул, Бухан,
Маткен,Несельбай,
Чабей
8 Проект глубокого 1978г. 5 скважин Фактически пробурено
поискового бурения с проектной 9 скважин
утв.мин.геологии глубиной
Чакабаевым С.Е. 2600м общим
15 мая 1978г. метражем 13000 м.
9 Глубокое поисковое 1978- 9 скв. метражем Открыты залежи нефти,
бурение (ЮНРЭ) 1979г.г18280м газа и конденсата в
. валанжине,
келловее
10 Подсчет запасов 1981г. Подсчет запасов УВУтверждены ГКЗ
нефти, в трех залежах: запасы нефти, газа и
газа, конденсата Валанжинской-неф- конденсата
месторождения тяной, I
Кисимбай по келловейской
Состоянию –нефтегазовой, II
на 1 июня 1981г. келловейской
КазНИГРИ ПГО -газовой
Казнефтегазгеологи
я
11 Технологическая 1982г. Бурение 32 Пробурено 27
схема разработки эксплуатационных иэксплуата-
КазНИПИ 23 нагнетательных ционных скважин, в
г. Актау скважин по пяти- т.ч.
точечной схеме 6 скважин
запроектирован-
ные как
нагнетательные
(45,46,48,57,60,61).
12 Сейсмические работы1989- Пл.Каракыз-КисимбаСтруктурные карты
1994г. й по III,Y,YI ОГ.
МОГТ сп 8-89-91 1077,288 Выявлены
Гурьевской геофизи- пог.км. тектонические
ческой экспедиции нарушения
м-ба 1:25000
13 Эксплуатационное 1993- 25 скв. метражем Разработка
бурение 2000г.г41250м. валанжинской нефтяной
. залежи
14 Сейсмические работы2000г. Пл. Кисимбай Детальные структурные
27 кв. км
3D планы по надсолевым
КазахстанКаспий- отраж. горизонтам
шельф

Геодезические координаты и альтитуды скважин м.КИСЫМБАЙ

Таблица 1.2.3
№№ пп №№скв.Координаты Альтитуды Расстоян
ие
В (широта) L (долгота) земли Ротора Земля-
ротор
1 1 46 18’03’’.06 54 22’24’’.55-13,2 -9,9 3,30
2 2 46 17’24’’.64 54 21’41’’.26-16,6 -12,3 4,30
3 3 46 18’29’’.96 54 22’54’’.95-11,5 -7,6 3,87
4 4 46 18’20’’.56 54 22’15’’.40-8,75 -4,6 4,15
5 5 46 17’42’’.40 54 22’33’’.17-12,2 -8,3 3,87
6 6 46 17’06’’.45 54 21’17’’.92-11,6 -8,9 2,67
7 7 46 17’40’’.89 54 21’13’’.94-11,2 -6,5 4,7
8 8 46 18’05’’.11 54 21’11’’.15-13,2 -9,77 3,43
9 9 46 17’24’’.28 54 20’48’’.55-12,7 -9,0 3,70
10 10 46 16’32’’.72 54 22’46’’.69
11 11 46 17’02’’.82 54 21’03’’.23-11,46 -6,0 5,5
12 12 46 17’14’’.95 54 21’08’’.08-11,30 -5,8 5,5
13 13 46 17’11’’.27 54 21’27’’.33-13,94 -8,4 5,5
14 14 46 17’18’’.60 54 21’31’’.74-14,18 -9,9 4,3
15 15 46 17’27’’.56 54 21’11’’.61-8,67 -6,8 1,87
16 16 46 17’34’’.75 54 21’30’’.70-11,16 -5,7 5,46
17 16а 46 17’36’’.00 54 21’31’’.73-12,66 -7,1 4,45
18 17 46 17’40’’.01 54 21’20’’.02-9,40 -4,0 5,42
19 18 46 17’42’’.42 54 21’36’’.97-12,46 -8,2 5,56
20 18а 46 17’42’’.47 54 21’38’’.58-12,40 -6,9 3,80
21 19 46 17’59’’.70 54 22’03’’.93 -9,8 -4,5 5,20
22 20 46 18’01’’.20 54 21’47’’.25-11,65 -7,4* 4,30
23 22 46 18’13’’.33 54 21’52’’.74-10,65 -6,8 3,84
24 24 46 18’24’’.59 54 21’58’’.29-9,29 -5,5 3,80
25 28 46 18’05’’.58 54 22’27’’.89-14,5 -9,4 4,60
26 30 46 17’58’’.93 54 22’20’’.87-13,34 -8,9 4,40
27 32 46 17’51’’.66 54 22’24’’.07-13,95 -9,3 4,65
28 33 46 17’40’’.12 54 22’18’’.67-14,17 -9,7 4,50
29 34 46 17’45’’.31 54 21’51’’.46-11,15 -5,5 5,7
30 35 46 17’28’’.82 54 22’11’’.89-15,05 -10,4 4,65
31 37 46 17’20’’.01 54 21’50’’.72-14,88 -10,4 4,5
32 45 46 17’06’’.83 54 21’13’’.92-13,02 -7,4 5,6
33 46 46 17’19’’.78 54 21’20’’.89-13,30 -7,44 5,6
34 48 46 17’54’’.22 54 21’38’’.04-12,48 -7,8 4,7
35 57 46 17’48’’.45 54 22’07’’.27-11,20 -6,7 4,5
36 60 46 17’28’’.94 54 21’44’’.72-13,61 -8,3 5,35
37 61 46 17’54’’.42 54 21’55’’.57-8,99 -3,3 5,7

2.ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1. Стратиграфия

Стратиграфическое расчленение разреза месторождения Кисимбай
проведено по анологии с опорной скважиной №2. Поисковым бурением в
пределах данной структуры вскрыты от неоген-четвертичных до соленосных
отложений кунгура. Приведем краткую характеристику вскрытых отложений
(таблица 2.1).

Пермская системы

(Р)
Отложения пермского возраста вскрыты одной скважиной №8 и
представлены кунгурским возрастом. В литологическом отношении они сложены
ангидритом и солью. Ангидрит синевато-серый, очень крепкий с жирным
блеском. Соль беловато-розовая, красная, крупно-кристаллическая, прозрачная
, горько-соленая. Вскрытая толщиной отложений 200м.

Триасовая система(Т)

Отложения триаса вскрыты в скв. №1и №8 и в литологическом отношении
представлены чередованием песчаников и глин. Песчаники шоколадно-коричневые
крепкие мелко- и среднезернистые, плотные. Глины шоколадно-коричневые,
алевритистые, неизвестковистые. Толщиной вскрытых отложений 220-265м.

Юрская система(J)

Юрские отложения представлены тремя отделами: нижним, средним и
верхним.
Отложения нижней юры(J1) сложены песками серыми, зеленовато- и
светло-серыми, мелкозернистыми с чередованием песчаников и глин. Глины
темно-серые, слюдистые, плотные. Мощность отложений 108м. Отложения
средней юры сложены чередованием глин, песчаников и песков байосского и
батского ярусов. Глины темно-серые алевритистые, плотные, слюдистые. Пески
серые, средне- и мелкозернистые. Песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые
толщиной яруса от 192 м до 207м. Батский ярус вскрыт скважиной №8. Разрез
представлен переслаиванием глин, песков и песчаников. Пески серые,
мелкозернистые. Песчаники серые, мелкозернистые, хорошо сцементированные,
некарбонатные. Толщина яруса 224м.
Отложения верхней юры(J3) вскрыты всеми поисковыми скважинами и
представлены келловейским, оксфордским и волжским ярусами. Келловейский
ярус состоит из трех ярусов: нижняя и верхняя части представлены глинами
серыми, темно-серыми, с прослоями песков и алевролитов, в средней части
преобладают пласты песчаников, разделенные глиной. Песчаники и алевролиты
серые, темно-серые, мелкозернистые. Толщина яруса от 24 до 33м. Волжский
ярус сложен карбонатами с редкими прослоями глин. Известняки серые, темно-
серые, алевритистые, плотные, кавернозные с включениями фауны. Мергели
серые, темно-серые, глинистые. Толщина яруса 80м.

Меловая система(K)

Меловые отложения залегают с размывом на юрских породах и состоят из
двух отделов: нижнего и верхнего.
Нижнемеловые отложения (K1)в пределах площади Кисымбай, как и в
пределах всего Южно - Эмбенского нефтеносного района представлены всеми
своими ярусами: валанжинским, готеривским, барремским, аптским и альбским.
Толщины всех этих стратиграфических подразделений увеличиваются в
южном направлении. Так, на южной окраине района толщина нижнего отдела мела
увеличиваются до 1000-1300м по сравнению с 800-1000м в северной его части.
В основном это происходит за счет возрастания толщин барремского (до 450м)
яруса. Вместе с возрастанием толщин в южном направлении несколько
увеличивается песчанистость всех отложений нижнемелового отдела, за
исключением валанжинского. Что касается последнего, то в его основании
появляется известняковая толща, указывающая на его глубоководный характер
,по сравнению с отложениями того же яруса, площади, лежащей севернее
р.Эмбы. Появление карбонатной толщи в разрезе валанжина южной части района
сближает литологический состав этого яруса с отложениями той же
стратиграфической единицы Мангышлака и Северного Кавказа. В то же время
имеет место различие в петрографическом составе пород валанжина южной и
северной окраин. В нижнемеловое время в Прикаспии устанавливается
существование нескольких фациальных обстановок, закономерно сменяющихся по
площади и по разрезу. Морскими относительно глубоководными осадками
представлена нижняя карбонатная часть разреза валанжина южной окраины
области; готерив, нижний апт, нижний и средний альб, сложенные песчано-
глинистыми образованиями на всей территории Ю.Эмбы. Морская относительно
мелководная фация (глины, алевриты, песчаники) слагает верхний валанжин на
юге, горизонт песков баррема, верхний апт и верхний альб на территории всей
области . Континентальные фации (глины, алевриты, пески) отмечаются в
верхнем барреме Южной Эмбы.
Породы нижнего мела отлагались в морской среде за счет привноса
терригенного материала с суши. Меньшая их часть образовалась в
континентальных водоемах из того же терригенного материала. Известняки и
доломиты образовались за счет выпадения химических соединений из водных
растворов.
Валанжинский ярус(K1 v) в пределах рассматриваемой площади сложен
доломитами алевролитовыми, местами глинистыми и мергелями с прослоями
известковистых алевролитов, песков. Алевролиты серые, зеленовато-серые,
мелкозернистые, содержат глинистый и карбонатный материал. Доломиты
коричнево-серые, мелкозернистые, кавернозные. Толщина яруса от 17 до 24 м.
Готерривский ярус(K1 h) литологически представлен глинами темно-
серыми, алевритистыми, тонкослоистыми с отдельными прослоями песков,
алевролитов, мергелей. Пески, встреченные в прослоях, темно- и зеленовато-
серые, мелкозернистые. Алевриты зеленовато-серовато-зеленые, песчанистые,
слюдистые, уплотненные. Толщина яруса от 42 до 67м.
Барремский ярус(K1 br) отличается пестроцветными глинами и алевритами
с чередованием пластов песков и песчаников. В основании яруса по каротажу
выделяется горизонт песков. Толщина яруса варьирует от 447 до 471 м .
Аптский ярус(K1 a) в литологическом отношении представлен глинами
темно-серыми, черными, известковистыми с подчиненными прослоями песков и
песчаников. В нижней и средней частях разреза по каротажу выделяются
горизонты песков. Пески серые, мелкозернистые, глинистые. Толщина аптского
горизонта колеблется от 62 до 95м.
Альбский ярус(K1al) литологически представлен глинами, песками и
песчаниками. Глины серые, темно-серые, неизвестковистые с прослоями песков
и песчаников. Пески серые с зеленоватым оттенком, мелкозернистые. Мощность
яруса около 360м.
Верхнемеловые отложения представлены ярусами : сеноманским, турон-
коньякским, сантонским, компанским, маастрихтским, датским.
Сеноманский ярус (K2 s) в нижней части сложен глинистыми породами с
прослоями песчаников. Выше, разрез более песчаный и представлен песками с
прослоями глин. Глины темно-серые, карбонатные, плотные с обломками фауны.
Песчаники мелкозернистые, желтовато-бурые. Мощность яруса колеблется от 73
до 108м.
Турон-коньякский ярус(K2 t-k) литологически представлен толщей
мергелей зеленовато-серых и алевритов глинистых. Толщина от 42 до 48м.
Сантонский ярус(K2 st) сложен в верхней части и нижней мергелями
серовато-белыми, зелеными с обломками фауны, а в средней части белым писчим
мелом Мощность от 44 до 55 м .
Кампанский ярус(K2 km) представлен, в основном, мергелем с прослоями
зеленовато-белого мела. Мергели зеленые, светло-зеленые, плотные,
песчанистые. Толщина яруса колеблется от 90 до 98м.
Маастрихтский ярус(K2 m,) сложен белым писчим мелом, плотным, с
прослоями серовато-белых, зеленовато-белых глин и мергелей. Толщина яруса
колеблется от 92 до 100м.

Палеогеновая система

Палеогеновая система представлена палеоценом, эоценом и олигоценом.

Датский ярус (P1 d )в литологическом отношении сложен мергелями и
глинами. Мергели светло-желтые, светло-серые, с зеленоватым оттенком,
плотные. Глины серовато-зеленые, мергелеподобные, плотные. Глины серовато-
зеленые, мергелеподобные, плотные. Толщина яруса от 17 до 24м.
Палеоцен-нижнеэоценовые отложения (P1-P21) сложены мергелями
шоколадно-красными, слабослюдистыми, с гнездами серовато-белого мергеля,
местами мергели переходят в темно-бурые глины. Толщина отложений около 25м.
Среднеэоценовые отложения(P22) представлены мергелями и глинами.
Мергели темно-зеленовато-серые, крепкие, оскольчатые. Глины серовато-
зеленые, плотные, слабослюдистые, известковистые. Толщина в среднем 54м.
Верхнеэоценовые отложения (P23)сложены глинами темно-серовато-зелеными
с сероватым оттенком, плотными,слабопесчанистыми, слюдистыми. Толщина
отложений 69-75м.
Породы олигоцена (P3)представлены глинами зеленовато-серыми,
карбонатными, тонко-слюдистыми. Толщина отложений 66 м.
Неоген-четвертичные (N-Q ) отложения литологически выражены глинами и
глинистыми песками. Глины серо-зеленые, желтовато-серые с песчано-
алевритовой примесью. Пески серые, зеленовато-серые, глинистые,
мелкозернистые, известковистые. Толщина отложений 12 м.
Средненормальный разрез месторождения в данном отчете не прилагается,
поскольку в целом стратиграфические единицы и их усредненные толщины не
претерпели существенных изменений по сравнению со средненормальным
разрезом , приложенным в первом подсчете.

2.2. Тектоника

На дату составления первого отчета по подсчету запасов месторождение
Кисимбай сейсморазведкой было изучено, в основном, методом отраженных волн.
В связи со слабой эффективностью этого способа без комплексирования с
другими методами геологическая задача была решена на низком уровне,
отработанные профили методом общей глубинной точки (МОГТ) в количественном
и методическом отношении проведены недостаточно .
Примером недостаточной кондиционности подготовки структуры при первом
подсчете запасов сейсмическими исследованиями может служить и несовпадение
данных эксплуатационного разбуривания с геолого-геофизическими картами,
построенными ранее (1981г.-см.рис. 2.1) и позднее (1990-94г.г.-см.рис.2.2
). Кроме того, некоторые пробуренные эксплуатационные скважины оказались
водоносными (22, 24).
Поэтому в 2000г. руководством ОАО Казахойл-Эмба с целью выяснения
геологической модели месторождения Кисымбай было решено провести трехмерные
сейсмические работы силами ОАО Kаспийшельф.
Кроме основной трехмерной 3D сейсмической съемки были выполнены
вспомогательные сейсмические исследования методом преломленных волн (МОВ)
по изучению строения верхней части разреза, изменчивой и неоднородной ее
части, так называемой зоны малых скоростей.
В качестве регистрирующей аппаратуры использовалась многоканальная,
телеметрическая, 24-х разрядная сейсмическая станция IO System Two
производства фирмы InputOutput Inc.(США).
Сейсморазведочные работы МОВ-ОГТ выполнялись при помощи использования
невзрывных источников упругих волн вибрационного типа
(установка АНV- I V), с пиковой силой воздействия на грунт равной 27,5
тонн, оснащенные электронной системой управления и контроля Vib Pro.
Надсолевая структура Кисымбай приурочена к валообразному соляному
поднятию юго-западного-северо-восточного простирания.
По данным геофизических построений и поискового бурения минимальная
глубина залегания соли находится на отметке 2440м. Соляное ядро имеет
овальную форму, протянутую с юго-запада на северо-восток. Юго-восточный
склон погружается до отметок 2620 м и осложнен серией складок, параллельных
простиранию соляного тела. В восточной части склон круто (до900)
погружается в мульду, несколько задираясь перед погружением с образованием
второго гребня (минимальная отметка в гребне –2580м). В северной части
площади по кровле соли отмечается значительное локальное погружение в виде
впадины с погружением горизонта до отметок –2750 м. Северо-восточный борт
этой локальной впадины осложняется гребневидным поднятием до отметок 2640м
,после чего коррелляция теряется. Примыкающая с юго-востока к соляному валу
мульда хорошо выделяется на временных разрезах и характеризуется
субгоризонтальным залеганием слагающих ее толщ пермотриасового возраста. В
северо-западной части соль, видимо, также испытывает резкое погружение в
мульдовую зону, хотя реальных отражений здесь не зарегистрировано. Как
показывают сейсмические материалы прошлых лет, это может быть связано с
большой крутизной залегания пермотриасовых отложений в прилегающей к соли
зоне, при этом наблюдается их воздымание в сторону соляного тела (рис.
2.8).
Особенности формы соляного поднятия позволяют предположить о
значительном влиянии на нее тектонических сил сжатия, действующих в
направлении, перпендекулярном простиранию соляного тела. Об этом
свидетельствуют характер распространения осложняющих тело гребней и
складок. Некоторые из складок отмечены на карте как ступени в соли , с
которыми связаны основные тектонические нарушения, прослеживаемые в
надсолевой части.
Структурный план по подошве юрских отложений существенно отличается от
поведения кровли соли. В центральной части площади обособляется крупная
положительная структура довольно сложной формы , с четырьмя вершинами,
разделенными неглубокими седловинами. Минимальные отметки –2316 м
соответствуют двум вершинам, локализованным в западной части структуры.
Южная и центральная части структуры осложнены тектоническими нарушениями,
затухающими в северо-восточном направлении.
Наиболее детально и уверенно для юрской толщи изучено поведение 4
отражающего горизонта (подошва средней юры)(рис.2.7). Хорошая динамическая
выраженность позволила выполнить построения в пределах всего планшета
сейсмических данных с выходом через сложную зону нарушений на соседнюю
структуру Каракыз СВ, в пределах которой пробурена поисковая скважина Р6. В
центральной части структуры четко картируется положительная структура,
разделенная в районе скважины Р1 седловиной на две неравные части. Южная
часть структуры характеризуется неправильной формой и оконтуривается
изогипсой –2270м. Минимальные отметки –2258 м наблюдаются в пределах
вершин в юго-западной и центральной части и соответствуют в плане участкам
затухания тектонических нарушений.
Северная, меньшая часть структуры имеет изометричную форму и
оконтуривается изогипсой –2270м с минимальной отметкой в своде –2264 м.
Таким образом, среднеюрские отложения в пределах площади Кисымбай
образуют ловушку УВ, не охваченную скважинами собственно м.Кисымбай. В
оптимальных условиях эта ловушка вскрыта скважиной Карачунгул Р3,
фонтанировавшей в процессе строительства, но из-за некачественной
цементировки технической колонны остался неопределенным интервал
нефтегазопроявления .
Структурная карта по отражающему горизонту III (подошва нижнего мела)
благодаря хорошей прослеживаемости и значительному объему фактических
материалов бурения является наиболее детальной и отображает условия
залегания неокомских отложений.В центральной части площади выделяется
крупная складка овальной формы, оконтуренная изогипсой –1654 м с
минимальной отметкой свода –1587,5 м (в скважине 34) (рис.2.3). Складка
повсеместно осложнена серией нарушений. В южной части в пределах
приподнятого крыла в районе скважин 13,14, структура нарушена затухающим
небольшим по распространенности и амплитуде (2м) сбросом f3, в центральной
части месторождения нарушена также незначительным по амплитуде сбросом (2-3
м) f2. Северную часть залежи (район скважин 22,24,4) отсекает сброс f1,
имеющий амплитуду около 6 м. По данным сейсмики 3Д данный разлом не
распространяется на всю площадь, однако геолого-промысловые материалы
позволили откорректировать линию разлома в восточном направлении
(приложение 2, 3 ). Надо отметить, что тектонические нарушения, кроме
сброса f1 не играют существенной экранирующей роли в формировании залежи.
В западном направлении через прогнутую зону картируется восточный
склон соседней структуры Каракыз СВ. Интересно отметить, что заложенная в
пределах этой структуры скважина попала не в самые оптимальные условия, что
дает основания для дополнительного изучения этой структуры.
Таким образом, по последним материалам бурения, разработки, а также
сейсмических данных, структура Кисимбай имеет по III отражающему горизонту
небольшую брахиантиклинальную складку размером 2,5 х 2,0 км, направленную
по длинной оси на северо-восток и несколько смещенную в северо-восточном
направлении относительно свода соли. Структура осложнена сравнительно
небольшими разрывными нарушениями

3.ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
3.1. Полевые геофизические исследования

Поисковый этап работ непосредственно на участке Кисымбай
был начат в в 1961 году, когда начали проводить площадную гравиметрическую
( варио - метрическую) съемку масштаба 1:200000 и 1:100000 (Тушканова
А.Д.). По результатам съемок построена карта с сечением изоаномалий через 2
млг, на которой отражено почти все известные в настоящее время
солянокупольные
структуры. В дальнейшем, в 1973 году для изучения деталей строения кровли
соли и решения других геологических вопросов провели детальные
гравиметрические работы масштаба 1:50000 повышенной точности. В 1975 году
в северо–восточной части площади съемок, характеризующейся
резкодифференцированным гравиметрическим полем, обусловленным наличием
соляной тектоники, было закартировано шесть гравитационных минимумов:
Кисымбай, Азнагул, Бухан, Маткен, Несельбай, Чабей. Гравитационный минимум
Кисымбай имеет овальную форму, но в поле наблюденных аномалий не
оконтурился.
Собственно структура Кисымбай была изучена при детальных сейсмических
исследованиях МОВ и частично МПВ масштаба 1:50000, проведенных на площадях
Кисымбай, Суешбек, Боранколь в 1961 году (Байларова М.К.). Объем
отработанных сейсмопрофилей составил 481 пог.метров. По результатам этих
исследований на карте по III отражающему горизонту (подошва нижневолжского
яруса верхней юры) по изогипсе –1700м оконтуривается обособленное поднятие
овальной формы с амплитудой около 30 м, имеющей северо-восточное
простирание. Размеры структуры по результатам вышеописанных работ составили
4,2 х 2,7 кв.м
В период 1987-1991 г.г. ГГЭ Казгеофизика в зоне сочленения
Прикаспийской и Северо-Устюртской впадин проводились поисково-детальные
сейсмические исследования МОГТ, МОГТ-ШП в пределах Азнагул-Маткенской и
южной части Нсановской площадей (Осипова Л.В.). Всего было отработано
1077,2 пог.м профилей. В результате этих работ к северо-западу от
месторождения Кисымбай выявились новые объекты: южное крыло структуры
Каракыз-Восточный, северное крыло структуры Кисымбай, приподнятая зона в
западной части Каракыз-Азнагул_Кисымбайской межкупольной мульды (сп 889-
91). Для детализации сейсмогеологического строения выявленных структур была
отработана сеть профилей (88 пог. метров) собственно на месторождении
Кисымбай :
Профиль 89-900855 (пк-0-110)
Профиль 89-900857 (пк-0-227)
Профиль 89-900859 (пк-0-110)
Профиль 89-900860 (пк-0-60)
Профиль 89-910841 (пк-0-280)
Профиль 89-910842 (пк-0-240)
Профиль 89-910844 (пк-0-525)
и на прилегающей к нему территории:
Профиль 89-910858 (пк 0-240)
Профиль 89-910862 (пк 0-110
Профиль 89-910863 (пк 0-130)
Профиль 89-910864 (пк 0-150)
Профиль 89-910865 (пк 0-150)
В итоге прведенных работ получены карты по отражающим
поверхностям:
1.III-подошве неокома
2.IVa-подошве келловейского яруса верхней юры
3.IVб- подошве байосского яруса средней юры
4.IV- подошве нижней юры
5.V1- подошве верхнего триаса
6.VI-кровле соли, а также по подсолевым горизонтам.
Для сравнения в настоящей работе приводим карту, отражающую строение
валанжинского продуктивного горизонта (III ОГ) (Рис. 2.2).
Валанжинский продуктивный горизонт по данным сейсморазведочных работ
1991 г. представляет собой структуру примыкания к субмеридиональному
тектоническому сбросу, выявленному в восточной части месторождения.
Структура оконтурена изогипсой 1650м и имеет размеры 6,0 км х 2,5 км.
Позднее, в связи с рядом геолого-промысловых проблем, возникшим в ходе
эксплуатации валанжинской залежи в 2000 году Казахстанкаспийшельф
провел на местрождении пространственную сейсмическую съемку. Подробно о
результатах этих работ изложено в главе 2.2.

3.2.Сведения о буровых работах

Картировочное и структурно-поисковое бурение велось на площади
одновременно, после установления солянокупольной структуры и близости
расположения промышленно-нефтеносных площадей Каратон, Прорва, Боранколь.
За период картировочных работ пробурено 31 скважина общим метражем 4925 м.
Скважины бурились вкрест простирания изогипс по III а отражающему
горизонту. Расстояния между профилями 750-1000 и 1500 м.
Проектом структурно-поискового бурения предусматривалось
бурение 19 скважин метражем 9500м и с проектной глубиной 500м. Фактически
пробурено 16 скважин с общим объемом 7222м.
По полученным материалам вышеописанных работ построена
геологическая карта в масштабе 1:25000, структурная карта по подошве
сантонского яруса.
Структурные поисковые скважины бурились в сводовой части
поднятия по профилям, ориентированным вкрест простирания изогипс IIIа
отражающего горизонта. Расстояния между скважинами 1000 м. На площади
установлена наличие сброса, осложняющего северо-западную часть поднятия. С
поверхности вся рассматриваемая территория сложена отложениями олигоцена.
В 1978 году началось поисковое бурение структуры, которое
явилось главным этапом геологоразведочных работ. В процессе поискового
бурения получены сведения о геологическом строении, нефтегазоносности
разреза, промыслово-геофизических параметрах и промышленных запасах нефти и
газа.
Проектом предусматривалось пробурить 5 скважин общим метражем
13000м и глубиной по 2600 м каждая. Задачами поисковых работ являлись
изучение геологического строения площади, выявление в разрезе продуктивных
горизонтов, получение исходных данных для подсчета запасов и для
предварительной геолого-экономической оценки месторождения. Поисковые
скважины запроектированы на взаимопересекающихся профилях с расстояниями
между ними 2-2,5 км, идущих вкрест простирания пород по ОГ IIIa.
Позднее, в связи с открытием продуктивных горизонтов, возникла
необходимость выяснения распространения границ залежей и бурения
дополнительных поисковых скважин. Количество проектных скважин было
увеличено до 9. Общий запроектированный метраж составил 18400м. Фактически
на месторождении пробурено 9 скважин объемом 18280 м. Размещение скважин и
проектные глубины в процессе бурения корректировались и определялись
требованием равномерной изученности продуктивных залежей. Все пробуренные
скважины ликвидированы: 4 - по геологическим причинам и 5 - вначале были
законсервированы и впоследствии, при передаче скважин Миннефтепрому также
были ликвидированы, в связи с невозможностью использования их для
длительной эксплуатации из-за некачественного цементирования обсадных
колонн, по VI категории пункту б.
Поисковая скважина 1 является первооткрывательницей
месторождения, в ней при испытании I келловейского продуктивного горизонта
в 1978 году получен фонтан конденсата и газа. С целью прослеживания
открытого продуктивного горизонта в северо-восточной части площади
пробурены скважины 3, 4, 5. В скважине 2 испытан еще один продуктивный
горизонт с газом и нефтью в келловейских отложениях. С целью оконтуривания
II келловейской залежи пробурены скважины 6 и 7 глубиной 1850 м каждая.
Скважины 8,9 оказались в водоносной части открытых залежей.
Первооткрывательницей валанжинской нефтяной залежи является
поисковая скважина 2. В этой скважине 02-21. 11. 79. из интервала 1565-
1569 получен фонтан нефти с газом дебитами 26,4 тс и 17,5 тыс.м3,
соответственно. Впоследствии из валанжинского продуктивного горизонта в
поисковых скважинах 1, 6, 7 получены промышленные притоки нефти, что стало
основанием подсчета запасов и составления технологической схемы
эксплуатационного разбуривания залежи.
Эксплуатационное разбуривание месторождения начато в 1992 году
согласно технологической схемы разработки. На сегодня пробурено 27
эксплуатационных скважин общим метражем 44470 м. Здесь следует отметить,
что эксплуатационные скважины 16а и 18а пробурены как скважины-дублеры
скважин 16 и 18. Поскольку, последние в виду произошедших в них аварий
(в 16- во время цементировки эксплуатационной колонны, в 18 - во время
установки моста по ликвидации выхода газа) были ликвидированы по
техническим причинам.

3.3.Состояние фонда пробуренных скважин

По состоянию на 1.09.2001 г. на месторождении по разрабатываемому
валанжинскому горизонту всего (за исключением стуктурно-картировочных)
пробурено 36 скважин, из них 9-поисково-разведочных (1-9) и 27
эксплуатационных
(11,12,13,14,15,16,16а,17,18,18а,19 ,20,22,24,28,30,32,33,34,35,
37,45,46,48,57,60,61) (таблица 3.3.2)
Эксплуатационный фонд на месторождении составляет 17 единиц, из
них в действующем фонде –17.
Фонтанным способом работают 6 скважин (18а, 19, 48, 57, 34, 61),
механизированный фонд составляет 11 скважин (12, 13, 14, 16а, 17, 28, 30,
32, 33, 46, 37).
Техническое состояние пробуренных скважин приведено в таблице
3.3.2.
Распределение действующего фонда скважин по дебитам даны в таблице 3.3.1.

Таблица 3.3.1
№№ Дебит нефти, тс
пп
До 1 1,1-15 15,1-20
1 2 3 4 5
Фонд добы- Дающие
вающих продукцию,
нефтяных в т.ч. 17
скважин
фонтан 6 18а,19,61 Валанж.
48,57,34
ШГН 11 12, 13, 14, 16а, Валанж.
17, 28, 30, 32,
33, 46, 37
В простое
В освоении
В бездействии
Эксплуатационный фонд 17 Валанж.
Нагнетат. Всего 4 15, 35, 60, 20
фонд
а) в работе4
б)в
бездействии
Наблюдат. 3 11, 22, 45 Валанж
фонд

Фонд а) по
ликвидиро- геолог.
ванных
скважин
причинам 9 1, 2, 3, 4, 5, 6,
7, 8, 9,
б) по 2 16,18
технич.
причинам
Всего ликвидированных 11
В ожидании ликвидации 1 2010

Водозаборн. Всего 2 5, 24 Альб-сен
Действующ. 2
Весь 38
пробуренный
фонд

3.4 Методика и результаты опробования скважин

В разрезе месторождения выделяются три промышленно
продуктивных объекта. В отложениях верхнего отдела юры- I и II
келловейские, соответственно газоконденсатный и газоконденсатный с нефтяной
оторочкой и в отложениях неокома-валанжинский нефтяной, который является
объектом рассмотрения данного отчета.
Валанжинский горизонт на поисково-разведочном этапе
опробован в 5-ти скважинах в 9 объектах (скважины 1, 2, 6, 7, 9). Кроме
того в этих скважинах опробованы келловейские горизонты- всего 7
интервалов. (таблица 3.4.2)
Опробование по горизонтам скважин производилось
преимущественно по общепринятой методике -“снизу-вверх”, а внутри
валанжинского горизонта опробование, к сожалению, велось или совместно по
всем разноомным частям горизонта, или по методике “сверху-вниз” , что
создало некоторые трудности при определении характера насыщения различных
частей горизонта. Но тем не менее, полученный геолого-промысловый материал
по первым эксплуатационным скважинам позволил уточнить первоначальный
контур нефтеносности, а также определить характер насыщения отдельных
пропластков залежи .
В эксплуатационных скважинах прострел производили, в
основном, напротив высокоомной части разреза .
Бурение скважин проводится роторным способом на глинистом растворе.
Приготовление глинистого раствора велось на воде из альб-сеноманских
отложений. Средние параметры раствора следующие:
удельный вес 1,15 гсм3 ; вязкость 40 сек; водоотдача-
5 см330 мин;
Вскрытие продуктивных горизонтов производилось на соленой воде
плотностью 1,18-1,20 гл. Особых осложнений при проводке скважин не
наблюдалось. Встречались незначительные поглощения глинистого раствора,
которые прекращались после снижения уд.веса последнего. Конструкция скважин
следующая:
1.Кондуктор – 50м х 299 мм, цемент до
устья
2.Тех. колонна – 750 х 219 мм, цемент до
устья
3.Экс. колонна- 1650 х 140 мм, цемент до
устья
В процессе бурения КИИ не проводились. Вскрытие осуществлялось
перфоратором типа ПНК-73 , ПК-103, КПРУ-65 с плотностью перфорации 8-25
отверстий на 1 ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.