15 гор север зап купол гот. В недрах Казахстана залегает 2% доказанных мировых запасов углеводородов

• Название: В недрах Казахстана залегает 2% доказанных мировых запасов углеводородов
• Дата: 21.06.2018
• Размер: 0.98 Mb.
• Имя файла: 15 гор север зап купол гот.doc
• Тип: Документы; #47568
• страница: 1 из 10

ВВЕДЕНИЕ

Казахстан входит в число 15-ти государств, обладающих наиболь­шими запасами углеводородного сырья. Без учета ресурсов мор­ских месторождений, разведан­ные на территории страны запасы нефти и газового конденсата со­ставляют 2,9 млрд. тонн, газа — 1,8 трлн. м³. В недрах Казахстана залегает 2% доказанных мировых запасов углеводородов.

Нефтегазоносные районы pеспублики, на которых расположено около 210-ти месторождений углеводородов (в т.ч. более 100 нефтяных и около 70-ти нефтегазовых) занимают площадь око 1,7 млн. км² (примерно 62% территории Казахстана). Причем, долю 5-ти месторождений приходится 2/3 извлекаемых запас углеводородов страны (более половины — запасы Тенгиза, оставшийся объем приходится 4 на других крупнейших нефтегазносных участка суши — месторождения Узень и Карачаганак, Жанажольскую и Кумкольскую группы месторождений).

На территории Мангистауской области сосредоточено около четверти извлекаемых запасов нефти страны.

Здесь открыто около 70 месторождений, из которых в эксплуатации находят­ся менее половины. Большинство месторождений — на поздних стадиях разработки; подавляющая часть остаточных запасов от­носится к категории трудноизвле­каемых. Крупнейшие месторождения — Узень, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас. Причем Узень остается вторым по значимости месторождением республики, на долю которого приходится более 10 % извлекаемых запасов суши Казахстана.

Месторождение Узень расположено в степной части Южного Мангышлака и административно входит в состав Каракиянского района Мангистауской области Респуспублики Казахстан.

Территория области малообжитая. Областной центр г.Актау находится 150 км от месторождения Узень.

Рядом с месторождением расположен г. Жанаозен, где базируется АО ПФ «Озенмунайгаз», который занимается разработкой месторождений Узень и Карамандыбас, и является градообразующим предприятием. Город Жанаозен имеет население более 50 тысяч человек и достаточно развитую инфраструктуру. Поселки городского типа Жетыбай и Курык находятся от месторождения соответственно в 70 и150 км. Редко встречаются временные поселения, состоящие обычно из нескольких юрт – стойбища овцеводов.

В непосредственной близости от месторождения проходят нефтепровод Узень-Актау и газопровод Тенге-Жетыбай-Актау. Водоснабжение поселков городского типа и нефтепромыслов осуществляются по водопроводу опресненной водой из г. Актау, а также с месторождений пресных вод Туе-Су, Саускан. Снабжение технической водой для бурения осуществляется за счёт пластовых слабосолоноватых вод альб-сеноманского возраста из специальных скважин, а пресной водой по водопроводу Волга-Атырау-Озен.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении территория месторождения входит в состав Мангистауской области Республики Казахстан.

Ближайшими населенными пунктами являются г. Жана-Озен, пос. Жетыбай – 65 км и г. Актау – 145 км. ОАО «Узеньмунайгаз» является градообразующим предприятием. Город Жана–Узень является центром с развитой инфраструктурой и населением 50 тысяч человек.

Нефтяное месторождение Узень было открыто в 1961 году и введено в промышленную эксплуатацию в 1965 году.

Месторождение Узень расположено на полуострове Мангышлак Мангистауской области в южной пустынной части.

Климат района континентальный. Лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха повышается до плюс 45 ⁰С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. Количество осадков не превышает 50-60 мм в засушливые и 200-270 мм в наиболее влажные годы.

Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь.

Орографический район месторождения Узень представляет собой слабовсхолмленное плато, слегка наклоненное к юго-западу, в сторону моря, с абсолютными отметками от плюс 260 м на севере до плюс 24 м на юге. Рельеф в районе месторождения имеет сложное строение. В центральной и южной частях района располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая минимальную абсолютную отметку минус 132 м. Центральную часть занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракшин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождения плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень [1,65стр].

Район характеризуется почти полным отсутствием пресных вод. Поэтому, для технических целей и для поддержания пластового давления, на месторождении используется вода Каспийского моря и сточная нефтепромысловая вода. Вода по магистральному водоводу Актау-Узень, протяженностью 150 км, транспортируется на Узеньское месторождение со сбросного канала Мангышлакского энергокомбината (МАЭК). Питьевая вода транспортируется по магистральному водоводу Астрахань-Мангышлак.

Дорожная сеть представлена дорогами, пригодными для передвижения автотранспортом круглый год. Город Жана-Озен связан с областным центром Актау и с пос. Жетыбай асфальтированным шоссе, а с городом Атырау - железной дорогой Актау-Жетыбай-Жана-Узень.

Нефть месторождения транспортируется на ЦППН, затем, по магистральному нефтепроводу Мангышлак-Самара, для дальнейшей переработки.

Месторождение Узень эксплуатируется ОАО «Узеньмунайгаз», которое структурно состоит из 2-х нефтегазодобывающих управлений (НГДУ), цеха поддержания пластового давления (ЦППД), цеха подготовки и переработки нефти (ЦППН), Казахского газоперерабатывающего завода (КазГПЗ), базы производственного обслуживания, «Узеньэнергомунай» (для энергоснабжения). Бурение осуществляется буровой организацией – управлением буровых работ (УБР).

Внешнее электроснабжение промузла Узень (город, КазГПЗ, промыслы) осуществляется от МАЭКа в г. Актау по двум воздушным ЛЭП-220 кВ. На участке блоков 2а-3 расположены промысловые подстанции 110/35/6 кВ,,Плато’’, 110/6 кВ-3А, 35/6 кВ, ОПУ’’. Электроснабжение промысловых потребителей осуществляется на напряжении 6 кВ от указанных головных подстанций по магистральным и кольцевым ВЛ-6кВ. Существующая схема электроснабжения месторождения, в основном, удовлетворяет требованиям ПУЭ-86 в отношении обеспечения надежности электропитания потребителей II категории.

1.2. Геологическое строение месторождения.

Изучение геологического строения Мангышлака начато в конце прошлого столетия.

К наиболее важным этапам геологического исследования в дореволюционный период относится отрезок времени с 1887 года по 1916 год, когда здесь работал Андрусов К.И. и его ученики. В результате этих работ была создана монографическая сводка о геологическом строении горного Мангышлака и опубликована первая схема стратиграфического расчленения юрских отложений в этом районе.

Первые признаки нефти на Мангышлаке обнаружены в 1889 – 1901 годах в районе оврагов и колодцев Таспас, при проведении военно-топографической съемки. В 1951 году составлена сводка по геологии и нефтеносности Западного Казахстана, проведен анализ всего геологического материала и дана высокая оценка перспектив нефтегазоносности полуострова Мангышлак.

В1957 – 1961 годы ВНИГРИ (Доянов В.Ф., Трифонов и др.) был рекомендован на Мангышлаке ряд районов для проведения поисков и разведки нефти и газа. В пределах Жетыбайской и Узеньской структур в 1959 – 1966 годах проводилась геологическая съемка в масштабе 1:50000.

Одновременно с геологической съемкой и структурным поисковым бурением проводились сейсморазведочные работы.

На площадке Узень 5.01.1961 года при бурении структурно – поисковой скважины № 18 впервые был получен фонтан газа. Забой скважины при глубине 365,7 м находился в отложениях Альба. Завершающим этапом поисковых работ на Узеньской площади явилось глубокое структурно – поисковое бурение, в задачу которого входило выявление промышленной нефтегазоносности разреза юрских и нижнемеловых отложений.

Промышленная закачка воды началась осуществляться с 1967 года, т.е. спустя два года после начала разработки месторождения Узень. Учитывая специфические особенности Узеньской нефти, в соответствии с рекомендациями генеральной схемы разработки месторождения с 1970 года ведутся работы по внедрению объектов для закачки горячей воды в продуктивные горизонты.

В настоящее время горячая вода подготавливается на различных установках. Так как приготовление горячей воды связано с большими затратами на ее нагрев, разработан циклический метод закачки горячей воды. Сущность его заключается в том, что в продуктивный пласт закачивают поочередно заданные объемы, то горячей, то холодной воды. В процессе закачки горячей воды нагревается кровля и подошва пласта. В этом случае холодная вода нагревается за счет поступающего тепла из нагретой кровли и подошвы пласта, а при закачке холодной воды горячая вода вытесняется в глубь пласта [2,36стр].
1.3. Стратиграфия

Глубоким разведочным бурением на месторождении Узень вскрыта осадочная толща мезозойских пород, мощностью около 3600 м., в строении которой принимают участие осадки триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового, и четвертичного возрастов. Выделение их основано на палеонтологических данных, полученных при изучении керна из скважин и на сопоставлении с аналогичными отложениями других районов Мангышлака.

Границы между отделами, ярусами и подъярусами в большинстве случаев проводятся условно, главным образом по электрокаротажу. За последнее время в результате обработки микрофауны и спорово – тыльцевых исследований стало возможным несколько изменить и уточнить имеющиеся стратиграфические схемы.

Нефтегазоносность месторождения Узень связано с юрским и отчасти с меловыми отложениями. В геологическом разрезе месторождения установлено 26 песчаных горизонтов приуроченных к меловым отложениям. Горизонты I – XII (сверху вниз) мелового возраста – газоносны, XIII – XVIII горизонты – верхние среднеюрского возраста представляют собой основной этап нефтегазоносности месторождения.

Пермо-триасовые отложения (РТ), являются самыми древними породами на месторождении Узень.

Пермская система (Р)

Верхняя Пермь представлена толщей темных полимиктовых песчаников и черных сланцев со следами глубокого метаморфизма. Отложение нижнего яруса триаса (Т) представлены бурыми аргиллитами и среднезернистыми песчаниками. Толщины этих отложений на южном Мангышлаке достигают 440 м, кровля их имеет следы размыва.

Ааленские и среднетриасовые породы образуют единую, достаточно однородную серию черных и темно – серых аргиллитов, известняков, алевролитов с прослоями песчаников и кислых туфов. Эти отложения отделены в единую южно – мангышлакскую серию, общая толщина которой 1500 – 1600 метров.

Юрская система (J)

В отложениях юрской системы выделяются все три отдела: нижний, средний, верхний общей толщиной 1300 м.
Нижний отдел (J)

Нижегородская часть разреза представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники серые и светло-серые преимущественно мелко и среднезернистые. Реже встречаются крупнозернистые разности со значительной примесью гравийных зерен. Иногда песчаники переходят в светло-серые алевролиты или глинистые песчаники.

Цемент песчаников и алевролитов глинистый или глинисто – кремнистый. Глины имеют серую и темную, реже буроватую окраску. Они обычно аргиллито подобные и обогащены углистым веществом.

Чередование песчаников, алевролитов и глин в основном с косой слоистостью. В кровле нижней Юры развита глинистая пачка, толщина которой подвержена резким изменениям в результате размыва. Толщина нижнеюрских отложений составляет 120 – 130 м. В разрезе нижней Юры выделены два продуктивных горизонта XXIV – XXV.
Средний отдел (J11)

Среднеюрские отложения Южного Мангышлака являются наиболее нефтегазоносными. Поэтому дробные стратиграфические расчленения средней Юры находятся в наиболее тесной взаимосвязи с выделением корреляции в них продуктивных горизонтов. В среднеюрских отложениях выделяются: ааленские, байосский и батские ярусы, общей толщиной 700 м.
Ааленский ярус (J2a)

Ааленский ярус сложен в основном грубообломочными, песчано-галечниковыми породами и может рассматриваться в качестве базальной толщи среднеюрского разреза. В разрезе яруса преобладают серые и буроватые разнозернистые песчаники, среди которых наиболее широко развиты средние и крупно зернистые разности. Последние нередко переходят в гравилиты. Состав цемента у ааленских песчаников и гравилитов преимущественно глинистый, реже карбонатный и контактного типов. В виде маломощных довольно многочисленных прослоев среди песчаников и гравилитов присутствуют мелкогалечные конгломераты. Глины обычно серые, темно – серые, иногда с буроватым оттенком. Плотные аргиллитоподобные.

Общая толщина яруса достигает 330 м. Граница между ааленским и байоским ярусам проводится по подошве XXII горизонта.

Верхний отдел (J3)

В верхнеюрском отделе выделяются келловейский, оксфордский и кембриджский ярусы, представленные в основном с морскими осадками с фауной. Толщина рассматриваемых отложений составляет 280 м.
Келловейский ярус (J3k)

Представлен преимущественно глинистой толщей с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов, реже известняков. Глины келловейского яруса имеют серую, темно – серую, пепельно-серую окраску, иногда с зеленоватыми и буроватыми оттенками. Песчаники и алевролиты окрашены в серые, зеленовато серые, реже темно-серые и буроватые тона. В келловейском ярусе выделены: верхняя часть XIV и XIII продуктивного горизонта, толщина его изменяется от 50 до 135 м.

Оксфорд – кембриджские отложения

Оксфорд – кембриджские отложения при оценке нефтегазоносности юрских отложении выделяются в качестве глинисто – карбонатной покрышки над нефтеносной толщей ааленкелловейского комплекса. Он сложен довольно мощной толщей глинисто мергелистых пород, среди которых, в виде тонких редких прослоев встречаются песчаники, алевролиты, известняки.

Толщина оксфорд-кембриджских отложений колеблется от 50 до 55 м для нижней пачки, и от 30 до 97 м для верхней.
Меловая система (К)

Отложения меловой системы залегают на размытой поверхности верхнеюрских отложений, и представлены нижними и верхними отделами и всеми ярусами. По методологическим и генетическим признакам меловые отложения подразделяются на 3 части: нижнюю – терригенно-карбонатную (турандатский) ярусы. К нижней части приурочен XII горизонт, а к средней и верхней приурочены I, II, III, IV, V, VI, VII,VIII, IX, X и XI газоносные горизонты. Толщина меловых отложений составляет около 1100 м. Продуктивная толща меловых отложений представлена монотонным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов и пачек.

Кайнозойская система представлена палеогеновыми и неогеновыми породами. К палеогеновым отложениям относятся мергельно-известковистые породы и однообразная толща глин. Толщина палеогеновых отложений 150 – 170 м. Неогеновая система представлена тортонскими и сарматскими ярусами. Мощность тортонского яруса изменяется от 19 до 25 м, сарматского от 80 – 95 м.

Палеогеновая система (Р)

К палеогеновым отложениям относятся эоценовый и олигоценовый отделы. Эоценовый отдел представлен мергелями и известняками с прослоями глин. Олигоценовый отдел представлен однообразной толщей глин серого и светло – серого цвета.

Толщина палеогена 150 – 170 м.
Неогеновая система (N)

Неогеновые отложения представлены отложениями тортонского и сарматского яруса. Тортонский ярус представлен толщей глин, мергелей, песчаников и известняков. Отложения сарматского яруса представлены переслаиванием известняков мергелей и глин. Общая толщина неогеновой системы достигает 115 м.

Четвертичная система (Q)

Четвертичные отложения представлены суглинками, песками, глинами эмовиально – демовиального происхождения. Толщина отложений до 5 – 7 м.

1.4. Тектоника

В пределах Жетыбай – Узеньской тектонической ступени, приуроченной к северному борту Южно – Мангышлакской системы прогибов, в настоящее время выявлено значительное количество локальных структур, с которыми связаны месторождения нефти и газа. К их числу относятся Узень, Жетыбай, Карамандыбас, Тенге, Тасболат, Асар, Южный Жетыбай, Туркмунай, Актас, Восточный Жетыбай [3,54стр].

Узеньская структура на севере граничит с юго-восточной антиклинальной зоной, от которой отделяется узким Кызылсайским прогибом, углы падения пород на северном крыле составляют 30. Таким же узким прогибом складка южной части, где углы падения составляют 5 – 60, отделяются от среднего тенгинского поднятия. В западной части площади северо-западная переклиналь Узеньской складки. Через небольшую седловину соединяется с Карамандыбасской структурой. В восточной части площади, в районе восточного окончания впадины Тунгракми, Узеньское поднятие круто погружается.

Месторождение Узень приурочено к крупной брахиантиклинальной складке, размеры ее составляют 39 * 9 км. Складка значительно асимметрична. Свод ее смещен к востоку в результате чего восточная переклиналь короче, чем сильно вытянутая северо-западная. Южное крыло относительно круче. Углы падения здесь по кровле XIV горизонта 6-80

Северное крыло складки значительно пологое.

Углы падения в западной половине северного крыла изменяются по кровле XII горизонта от 10 до 30. В западной части структуры выделяются имеющие нефтяные залежи купола: Северо-западный и Парсумурунский.

Небольшой по размерам Парсумурунский купол осложняет южное крыло Узеньской структуры. По кровле XVIII горизонта амплитуда поднятия достигает 30 м, и размеры структуры по последней замкнутой изогипсе 1300 м составляет 2,9 * 0,9 км.

Северо-западный купол осложняет северное крыло Узеньской структуры. Размеры поднятия по изогипсе 1300 м, составляют 3500 * 2 км, амплитуда 32 км.

Резко асимметрична также переклиналь складки. Северо-западная переклиналь за исключением ее южного погружения, очень пологая, сильно вытянутая. Переклинальные окончания Узеньской складки здесь отличаются по кровле XIII горизонта изогипсом – 1700 м. Следующие изогипсы соединяют с небольшой седловиной в районе скважины № 58. Восточная переклиналь вытянута в широтном направлении. Углы падения по кровле XIII горизонта составляют здесь 30 – 40.

Обращает на себя внимание ундуляция оси структуры, в результате которой фиксируется ряд куполовидных поднятий, приуроченной в основном длиной оси складки. К центральной части Узенского поднятия примыкает Хумурунский купол, также имеющий нефтяные залежи. Размер купола по кровле XIV горизонта составляет 10,8 * 4,5 км, амплитуда 105 м.

Для более древних пород характерно сокращение складки с глубиной этой проходит главным образом вследствие уменьшения протяженности переклинали и увеличения с глубиной углов падения пород и амплитуды складки.
1.5. Нефтегазоводоносность

Нефтегазоносность

В 1997 году на месторождении Узень добыто было 2884500 т нефти. Распределение отборов нефти по горизонтам следующий: (%) XIII горизонт – 27,5; XIV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVI – 10.9; XVII – 5,7; XVIII – 1,7; Хумурунский купол – 1,2; Северо-западный купол – 1,4; Парсумурунский купол – 1,6 %.

В течение 1980-х годов интенсивно разбуривались продуктивные горизонты: Хумурунского, Северо-западного и Парсумурунского куполов. Это способствовало увеличению отборов нефти из них на 4,66 и 58 % соответственно. Наибольшей добычей нефти и жидкости характеризуются XIII и XIV горизонты. Добытая нефть из них составила 64 % от всей добытой нефти на месторождении. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины на месторождении по горизонтам от 3,1 до 5,4 т/сут по нефти, от 6,7 до 15,8 т/сут по жидкости. XIII и XIV горизонты разделены рядами нагнетательных скважин на 64 блоков самостоятельной разработки. Блоки далее в пределах одного горизонта существенно различаются между собой начальными балансовыми извлеченными запасами коллекторов и свойствами продуктивных пластов, степенью разбуренности и поэтому добыча нефти и жидкости изменяются в широком диапазоне. Характеристика отборов нефти и жидкости по способам эксплуатации на 1.01.2014 год: основная добыча нефти на месторождении (97%) осуществляется глубинно – насосным (ШГН) и газлифтным способ эксплуатации. Несмотря на то, что фонд газлифтных скважин составляет только 9,2 % всего добывающего фонда, добыча нефти газлифтным способом составляет 16,6 %, а добыча жидкости – 24 всей жидкости на месторождении. Это объясняется тем, что средние дебиты нефти и жидкости по газлифтным скважинам в 3 – 3.5 раза выше, чем по скважинам оборудованных глубинными насосами, количество которых достигает 92,7 % всего добываемого фонда.

Газы Узенского месторождении относятся к типу метановых при некотором увеличении этана с глубиной. Газоносные горизонты содержат преимущественно сухой метановый газ с примесью азота, углекислого газа. Плотность газа не высока в пределах 0,562 – 0,622 кг/м3.
Водоносность

В разрезе месторождений Узень в 1965 году на оснований имеющих данных по стратеграфий, литологии, коллекторских свойств в скрытых глубоким бурением части мезозойских отложений Южно- Мангышлакского прогиба выделены 2 гидрогеологических этажа: Меловой и юрский. Между ними расположена водоносная толща представленная более чем 100 м. Глин и глинистых мергелей, оксфордского и верхнего келловейского ярусов.
Водоносность юрского комплекса

В отложениях юрского комплекса выделяется 2 водоносных комплексов терригенный, включающий коллектор келловойского яруса, верхней юры, среднюю и нижнюю юру, и карбонатный верхний юрский.
Терригенный водоносный комплекс

Представлен чередованием неогенных и глинистих пород, общей толщиной 800-1000 м. Общая минерализация вод юрского терригенного водоносного комплнкса достигает 12,7-15,2 мг/л.

Содержание хлора при этом ,составляет 2700-2900 мг.экв/л,кальция 400-500 мг.экв/л, гидрокарбонат йода 2-3мг/л,концентрация йода незначительна и колеблется в приделах 2-3мг./л для юрских вод на месторождении Узень характерно давольно высокое содержание алюминия до 60-70 мг.экв/л. Эти воды относятся к хлоркальциевому типу .

Карбонатный водоносный комплекс

Комплекс отделен от глинесто-миргиловых толщей в литологических отношений представлен известняками с прослоями песчаников. Воды расматриваемых отложением отличается от терригенных, как по общей минерализации, так и по содержанию отдельных компонентов . Общая минерализация составляет 23,3-36,8 мг/л. Содержание йода 2-3мг/л. Вода относится к сульфато-натриевому типу. Одним из основных

Источников уплотняющиеся под действием гидростатического давления глин [4,55стр].
1.6. Физико-химические свойства нефти и газа

За период разведки и опытно-промышленной эксплуатации месторождения Узень был накоплен большой экспериментальный материал по изучению пластовых и дегазированных проб нефти, что позволило на начало разработки надежно охарактеризовать пластовые флюиды по месторождению в целом и получить зависимости распределения основных параметров дегазированной и пластовой нефти по площади и разрезу каждого горизонта.

Разработка месторождения Узень, как известно, прошла через несколько стадий, характеризовавшихся различным состоянием термодинамических условий залежей. Так, имевший место в начале разработки, упругий режим сменился режимом разгазирования, который, в свою очередь, сменился водонапорным режимом, при котором разработка осуществляется до настоящего времени. Все это обусловило своеобразные изменения физико-химических свойств нефтей.

Пластовое разгазирование нефти при разработке залежей на естественном режиме, при снижении пластового давления ниже давления насыщения, привело к снижению давления насыщения и объемного коэффициента, увеличению плотности и вязкости пластовой нефти.

Обводнение залежей при разработке с поддержанием пластового давления (ППД) путем закачки в пласт воды сопровождается снижением газосодержания за счет растворения части легких углеводородов в попутно-добываемой воде и увеличением содержания асфальто-смолистых веществ из-за процесса окисления нефти закачиваемой водой, содержащей до 10 мг/л кислорода.

Контроль физико-химических свойств нефти месторождения Узень выполнялся в НИПИмунайгаз систематически, начиная с периода разведки месторождения вплоть до 1996 года. Позднее исследований свойств пластовой и дегазированной нефти не проводилось.

В проекте разработки месторождения в 1987 г. приведена вся необходимая для проектирования информация о составе и свойствах нефти и газа по состоянию на 01.01.85. Параметры нефти, обоснованные значительно отличались от начальных, что свидетельствовало о существенных изменениях свойств нефти, происшедших за 20-летний период эксплуатации месторождения.

Этой информации явно недостаточно, чтобы охарактеризовать нефть и газ по горизонтам проектируемого участка. Значительное уменьшение объема исследований объясняется тем, что из-за высокой обводненности продукции скважин на протяжении последних 15 лет ограничена возможность отбора кондиционных проб.