зу і введення нових свердловин або групи свердловин в розробку в зоні, вже залученої в розробку. p align="justify"> Метод однаковою мірою застосуємо для окремих свердловин, кущів, УКПГ, але з одночасним по всіх свердловинах, кущах і УКПГ вимірюванням тиску і відбором газу з подальшим підсумовуванням отриманих питомих запасів газу за поклади.
Зазначені вище недоліки методів підрахунку запасів можуть бути усунені принципово новим підходом до оцінки запасів газу, яким є використання геолого-математичних моделей родовищ або їх фрагментів масивного і пластового типів, що враховують як ємнісні, так і фільтраційні властивості кожного пропластками багатошарового неоднорідного пласта.
Висновок
Газоконденсатнонефтяное родовище Жанажол. Знаходиться в Мугоджарскіх районі Актюбінської області, в 240 км на південь від м. Актюбінська. Підняття виявлено сейсморозвідувальних роботами в 1960 р. Пошукове буріння розпочато в 1961 р. Перший промисловий приплив нафти був отриманий в вкв. 4 в 1978 р. з карбонатних відкладень середнього карбону. Продуктивній товщі був привласнений індекс КТ-1. Розвідувальні роботи по цій товщі проводилися з 1978, по 1984 р. У 1981 р; при бурінні розвідувальної скв.23 встановлена ​​продуктивність нижньої карбонатної товщі (КТ-Н). p align="justify"> Стратиграфически продуктивна товща віднесена до Каширському горизонту московського ярусу середнього карбону і верхньої частини нижнього карбону. Продуктивні товщі КТ-1 і КТ-П розділені теригенно-карбонатними опадами завтовшки від 216 до 417 м.
Родовище приурочене до брахиантіклінальниє складці субмеридіонального простягання з кутами падіння крил від 4 до 12 В°.
Складка ускладнена двома склепіннями - північним і південним, і тектонічними порушеннями, одне з яких проходить по західному крилу, а два інших - через центральну частину підняття.
Структура розділена на три блоки - південний, центральний і північний. Амплітуда порушення в межах західного крила 100 - 150 м, в центральній частині складки - 40-50 м. Розміри структури в межах замкнутих ізогипс -3350 і -3550 м 29x8 км. Амплітуда південного купола 200 м, північного - 400 м. Виявлені поклади відносяться до масивно-пластовим сводовим з елементами тектонічного екранування. p align="justify"> Продуктивна товща КТ-П складена вапняками з малопотужними прошарками доломітів. В її межах виділено продуктивні пачки Г і Д.
Колектори порові з відкритою пористістю 9,5 - 12,6%, проникністю 0,061-0,395 мкм, коефіцієнтами нефтенасищенності 0,82-0,89, коефіцієнтами газонасиченості 0,78-0,83. Нефтенасищенная товщина 7,7-54 м, газонасичених 29,1-52,5 м. Висота покладів 50-350 м. Початкові пластові тиск і температура в пачках Г і Д становлять відповідно 37,5-39,6 МПа і 77-81 В° С. Дебіти нафти від 2,5 до 116 м3/добу в пачці Д і від 2 до 281 м3/добу в пачці Г. Де...
