Геологическая часть. 
Механические методы повышения производительности скважин и технологии их проведения

Нефтяное месторождение Акжар Нефтяное месторождение Акжар находится в Актюбинской области, в 30 км к северу от поселка Жаркамыс и в 60 км юго-западнее месторождения Кенкияк. В 100 км северо-западнее месторождения проходит нефтепровод Атарау — Орск. Структура выявлена сейсморазведочными работами в 1961 году, одновременно проводилось структурно-поисковое бурение, в процессе проведения которого отмечены нефтепроявления в отложениях средней юры и нижнего мела. Глубокое бурение начато в 1962 году, тогда же получен промышленный приток нефти в скв. Г-1. Разведочные работы окончены в 1968 г.

Месторождение приурочено к скрыто-прорванному соляному куполу, имеющему трехкрылое строение по надсолевым отложениям. Структура интенсивно нарушена сбросами и близка по строению к соляно-купольным структурам Южной Эмбы. Глубина залегания соляного купола по данным бурения 451−1248 м. Амплитуда соляного штока 800−1000м. Северное крыло опущено. В его пределах установлена продуктивность среднеюрских (горизонты Ю-1, КИП, барремских (Б-1 — БАМ и аптских отложений нижнего мела. Глубина кровли залегания продуктивных пластов 273 -515 м. Размеры крыла по изогипсе — 260 м (кровля горизонта Б-1) 3,8×1,3 км. Юго-восточное крыло приподнято по отношению к северному, не замкнуто и ограничено с севера и запада дугообразным сбросом. Размер крыла по изогипсе — 280 м (кровля горизонта Ю-1) 3,3×1,2 км. В его пределах установлена продуктивность только среднеюрских отложений. Небольшие нефтяные залежи в породах баррема и апта известны и в пределах грабена.

Вскрытый разрез представлен соленосной толщей перми, отложениями верхней перми, триаса, юры и нижнего мела. Коллекторы всех продуктивных горизонтов поровые, представлены песчаниками и алевролитами с прослоями глин. Общая толщина юрских продуктивных пластов изменяется от 6 до 40 м, эффективная — от 2 до 38 м, нефтенасыщенная — от 7 до 15,6 м. Открытая пористость 16−27%, проницаемость 0,8−0,32 мкм2; коэффициент нефтенасыщенности 0.6−0,87. Покрышками служат глинистые отложения различной толщины. По типу ловушек залежи относятся к пластовым, тектонически экранированным. Высота залежей 30−49 метров.

Нефть по плотности средняя и тяжелая (867−907 кг/м3), малосернистая (0.1−0,14%), слабопарафинистая (0,52−2,06%), высокосмолистая (15−21.5%), высоковязкая.

Начальное пластовое давление в залежах северного крыла 4.6 -4,8 МПа при температуре 31−32 оС. Дебиты по горизонтам изменяются от 12,8 до 14,8 т/сут, на северном крыле до 86 м3/сут на юго-восточном. Газовый фактор 2 — 4 м3/т. Растворенный газ по составу азотный, содержание последнего достигает 82%, метан составляет 13%, углекислый газ 1,1%. В незначительных количествах присутствую гелий и аргон. Общая толщина нижнемеловых продуктивных пластов северного крыла и грабена изменяется от 10 до 25 м, эффективная — от 3 до 20 м, нефтенасыщенная — от 0,4 до 27,2 м. Емкостно-фильтрационные свойства коллекторов высокие: пористость 22 — 27%, проницаемость 0,393 — 1,6 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности 0,45 — 0,75. По типу природного резервуара все нижнемеловые залежи пластовые, тектонически экранированные. Залеж аптского возраста в грабе-не, кроме того, ограничена литологически.

Нефть тяжелая (890 — 927 кг/м3), вязкая, малосернистая (0,25 -0,42%), малопарафинистая (0,25 — 1,5%), высокосмолистая (28 — 54%). Фракция до 300 °C составляет 15−20%. Начальные пластовые давление и температура варьируют соответственно в пределах 2,46 — 4,1 МПа и 19 — 31оС. Дебиты нефти 0.3−12 м3/сут. Газовый фактор — 0.9−2,3 м3/т.

Растворенные газы азотно-метанового состава (азот 67−96%), содержат незначительное количество гелия и аргона. Пластовые воды хлориднокальциевого, хлоридно-магниевого типа, гидрокарбонатно-натриевого, и сульфатно-натриевого типов с минерализацией 7−65 г/л. Режим работы залежей в юрских и аптских отложениях упруговодонапорный, в барреме упруговодонапорный гравитационный.