я тут великий неоднорідністю по колекторським властивостям і дискретністю по товщині і простяганню. Основними типами колекторів є поровій і порово-каверново-тріщинні з середньою пористістю близько 10-11% і являють собою в кожній карбонатної товщі єдині пластово-масивні системи. До характерних особливостей покладів нафти і газу родовища Жанажол відносяться: високий вміст в нафті і газі корозійних і токсичних компонентів, високий вміст конденсату в газі (до 600 г/м3) і розчиненого газу в нафті (250 - 300 м3/т), великі глибини залягання продуктивних горизонтів і складні умови буріння зважаючи на наявність в соленосної товщі Кунгура прослоев пластичних монтморіллонітовую глин. Важкодобувані запаси сировини становлять тут близько 40%, нафта і газ містять до 6% сірководню. p align="justify"> Нафтогазоносність родовища пов'язана з відкладеннями двох карбонатних товщ. У відкладеннях першої карбонатної товщі виділені 4 продуктивні пачки: А, Б, В і невелика пачка В '. Пачки об'єднані в 4 об'єкти розробки: пачка А, пачка Б, північний купол пачок В + В 'і південний купол пачок В + В'. Всі виділені пачки першої карбонатної товщі об'єднані між собою єдиною гідродинамічної системою і практично являють собою одну пластово-масивну газонафтову поклад із загальним газонафтових і водонефтяного контактами. Середня глибина залягання покладів становить 2800 метрів. Початковий пластовий тиск Рпл, наведене до позначок ГНК і ВНК одно відповідно 29,1 і 30 МПа. Пластова температура дорівнює 58-61 В° С. Геотермічний градієнт дорівнює 2,4 В° С.
Продуктивність другий карбонатної товщі пов'язана з двома пачками Г і Д. Пачки розбиті тектонічними порушеннями на три блоки. У першому блоці (південний купол) виділено 3 об'єкта розробки: один в пачці Г - Г-I, і два в пачці Д - верхній Дв-I і нижній Дн-I
нафтоносних другого блоку пов'язана з одним невеликим об'єктом Г-II. У третьому блоці спочатку виділялися три об'єкти розробки: два в пачці Г - верхній Гв-III і нижній Гн-III і один в пачці Д - об'єкт Д-III. Потім було визнано доцільним об'єднати верхню і нижню частину пачки Г в один об'єкт розробки Г-III. Це єдиний об'єкт КТ-II, що має газову шапку, інші об'єкти Дв-I, Дн-I, Д-III є чисто нафтовими. p align="justify"> Пори розмірами 0,05-0,1 мм складають 13-15,8%, а каверни в 1,1-1,9 мм - до 3% породи і повідомляються між собою микротрещинами. Відкрита пористість порід КТ-II складає 9,2-19,5% при проникності до 979-1279 мкм2 з максимальними значеннями на Жанажол, Уріхтау де по ГІС коефіцієнт пористість досягає до 42,67-46,1%. Про наявність у розрізі КТ-II пластів з хорошими фільтраційними властивостями свідчать отримані фонтани приток нафти, газу та конденсату на Жанажол - 165-720 м3/добу. p align="justify"> Нафти у відкладеннях КТ-II нафтенових-метанові з вмістом нафтенових вуглеводнів до 5,8%. Вони бензинові (31-35%) при гасових фракціях до 14-15% і...
