Мұнай ұңғыларының ұңғы
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 10
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 11
1.1 Өзен кен орны туралы жалпы мағлұматтар 12
1.2 Кен орнының геологиялық құрылымы 14
1.2.1 Стратиграфиясы 16
1.2.2 Тектоникасы 20
1.3 Мұнайгаздылығы 23
1.3.1 Сулылығы 26
1.4 Өзен кен орнын жобалау және игеру тарихы 29
1.5 Кен орнын игерудің жағдайы 31
1.5.1 Өзен кен орны бойынша ұңғылар қорының жағдайы 39
1.5.2 Қабат қысымын ұстау жүйесінің жағдайы 41
1.5.3 Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау жүйесі 43
1.5.4 Кен орнында игеру технологиясын жетілдіру 45
1.6 Өзен кен орнындағы XIII горизонттың энергетикалық жағдайының
сипаттамасы 45
1.7 Өзен кен орнындағы ортадан тепкіш электрлі сораппен жабдықталған
ұңғыны пайдалану 53
1.8 ОТЭС-қа арналған жабдықтарды таңдау және оның түсірілу
тереңдігін есептеу 72
1.8.1 Сорапты құбырлар диаметрін таңдау 73
1.8.2 ОТЭС-тың қажетті арынын анықтау 74
1.8.3 Сорапты таңдау 76
1.8.4 Кабельді таңдау 77
1.8.5 Қозғалтқышты таңдау 78
1.8.6 Агрегаттың негізгі диаметрін анықтау 79
1.8.7 Автотрансформаторды таңдау 80
1.8.8 Бір тонна сұйықты өндіруге кететін электр энергиясының меншікті
шығынын анықтау 82
1.8.9 Қысымның таралу қисығын тұрғызу арқылы сораптың түсірілу
тереңдігін анықтау 82
2 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 94
2.1Өзенмұнайгаз акционерлік қоғамының ұйымдастырушылық-өндірістік
құрылымы 94
2.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру 94
2.1.2 Техникалық жабдықталуы. Автоматтандырылуы мен
телемеханикаландырылу дәрежесі 96
2.1.3 Материалдық-техникалық жабдықтауды ұйымдастыру 96
2.1.4 Кәсіпорынның көлік құралдарын ұйымдастыру 97
2.1.5 Ұңғыларды жөндеуді ұйымдастыру 98
2.1.6 Өзенмұнайгаз АҚ бойынша еңбек және еңбек ақыны ұйымдастыру 99
2.2 Жаңа техника мен технологияны енгізудегі жылдық экономикалық
тиімділікті анықтау 101
2.2.1 Іс-шараны енгізгеннен кейінгі өнім өндіру көлемін есептеу әдісі
102
2.2.2 Еңбек ақы қорының есебі 103
2.2.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындарды анықтау 103
2.2.4 Қосымша материалдарға кететін шығындар 104
2.2.5 Суды технологиялық дайындауға жұмсалатын шығындар 104
2.2.6 Энергетикалық шығындарды есептеу 105
2.2.7 Мұнайды технологиялық дайындау мен тасымалдауға кететін шығындар
105
2.2.8 Ағымдағы жөндеуге кететін шығындар 105
2.2.9 Еңбек ақы қорынан төленетін төлемдер 106
2.2.10 Басқа да ақшалай шығындар 106
2.3 Мұнай өндірудегі жаңа техниканы енгізудің жылдық экономикалық
тиімділігін есептеу 106
3 ЕҢБЕК ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 108
3.1 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптарды пайдалану кезіндегі қауіпті
және зиянды өндірістік факторларды талдау 108
3.2 Қорғаныс шаралары 110
3.2.1 Өндірістік санитария 111
3.2.2 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптармен жабдықталған
ұңғыларды пайдалану кезіндегі техника қауіпсіздігі 112
3.2.3 Электр қауіпсіздігі 114
3.2.4 Өрттік-жарылыстық қауіпсіздік 114
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 119
4.1 Өндірістің биосфераға әсерін талдау 119
4.1.1 Атмосфераға әсері 120
4.1.2 Гидросфераға әсері 121
4.1.3 Литосфераға (топырақ және жер қойнауына) әсері 122
4.1.4 Мүмкін апаттық жағдайларды бағалау және олардың салдары 122
4.2 Ұйымдастырылған шаралар 123
4.3 Техникалық шаралар 123
4.3.1 Атмосфераны қорғау 123
4.3.2 Гидросфераны қорғау 125
4.3.3 Литосфераны (топырақ пен жер қойнауын) қорғау 126
4.3.4 Инженерлік қорғаныс және табиғи қорғау шаралары 129
4.3.5 Радиациялық қауіпсіздік 130
4.4 Батырмалы ортадан тепкіш электрлі сорапты (ОТЭС) қолдану кезіндегі
жұмысшы мен қоршаған табиғи ортаны қорғау 131
4.4.1 Топырақ жабындысы 132
4.4.2 Сораптарды пайдалану нәтижесінде түзілетін қалдықтардың әсері 132
ҚОРЫТЫНДЫ 134
ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 135
КІРІСПЕ
Республикамыздың басты байлығы саналатын мұнай және газ шикізаты ел
экономикасы дамуының ажырамас бір бөлігі болып отыр.
Елімізде көптеген ірі мұнай және газ кен орындары бар. Солардың бірі
– Өзен кен орны.
Өзен кен орны Қазақстан Республикасындағы, сонымен қатар бұрынғы КСРО-
дағы ең ірі мұнай кен орны болып табылады, кен орны 1961 жылы ашылып,
өндірістік игеруге 1965 ж. енгізілді, ал 1975 жылы мұнай өндірудің ең
жоғарғы шегіне жетті. Осыдан кейін өнім алудың төмендеуі қосымша
қаржыландырудың жоқтығы мен материалды-техникалық құралдарды жұмылдыру
арқылы, жаңа технологиялық шешімдерді енгізудің ұйымдастырылмауы әсерінен
тоқтатылды. Нәтижесінде 1981 жылдан бастап мұнай өндіру қарқынының жылдық
төмендеуі 2-3 %-ға жетті.
1993 жылдан бастап өндірудің төмендеу қарқыны 6-8 есеге ұлғайды. Кен
орнында орын алған критикалық жағдай жақын жылдарда оның толық тоқтауына
әкелуі мүмкін.
Қазақстан Республикасының үкіметі қабылдаған Өзен кен орнын қалпына
келтіру жоспары бойынша осы кен орнындағы өндіру деңгейін қалпына келтіру
мен тұрақтандыру үшін шет ел инвестициясын шақыру қарастырылған.
Жоғарыда аталынып өткендей мұнай алуды қарқындандыру мақсатында кен
орнында БОТЭС-ты алғашқы сынамалы-өндірістік пайдалануға енгізу қолға
алынуда. Кен орнында БОТЭС-пен 72 ұңғы жабдықталған.
Дипломдық жобамен батырмалы ортадан тепкіш электроосорапты
қондырғыны қолданудың техникалық-экономикалық тиімділігі және де еңбек
жағдайы мен қоршаған ортаға тигізетін зиянды әсері мен олардың алдын-алу
шаралары қарастырылады.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Өзен кен орны туралы жалпы мағлұматтар
Республикамыздағы Өзен кен орны Маңғышлақ түбегінің геологиялық
әдебиеттерде Оңтүстік Маңғышлақ ойысы деп аталатын шөлді даланың оңтүстік
бөлігінде орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы
құрамына кіреді. Ең жақын елді мекен ЖаңаӨзен қаласы болып табылады,
ол кен орнынан оңтүстікке қарай 8-15 км-де орналасқан. Батысында
Жетібай қаласынан – 80 км, ал Ақтау қаласынан – 150 км қашықтықта жатыр.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғышлақ ауданы теңізге қарай
оңтүстіктен батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде, ал
абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24 м құрайды.
Аудан бедері өте күрделі құрылымды. Ауданның орталық және оңтүстік
бөлігінде үлкен ойпаттар бар. Олардың ішіндегі ең ірісі – Қарақия
ойпаты болып табылады. Оның абсолюттік белгісі – 132 м.
Орталық бөлігін Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында
жатқан үстірт алады. Үстірттің абсолюттік белгілері солтүстігінде
+260 м, ал оңтүстігінде +200 м. Батысы мен солтүстік-батысында кен орнының
аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты жағынан қарай кемерлер түрінде күрт
үзіледі.
Өзен ойпаты 500 км² ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен
тілімделген. Минимальді абсолюттік белгісі +31 м.
Кен орны ауданы топырағы мен өсімдіктерінің сипатына қарай
шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалы аймақтары негізінен су
көзінің тапшылығы мен өсімдік жабынының маусымдылығынан пайдалануға
жарамайды. Шөлейтті-далалы аймақтар негізінен мал жайылымдары ретінде
қолданылады.
Аудан климаты күрт континентальді, шөлейтті, тәуліктік
температураның күрт өзгеретіндігімен, ыстық та, құрғақ жазымен және
салыстырмалы суық қысымен сипатталады. Жазда максимальді температура +45
ºС, қыста минимальді температура -30 ºС. Ауданда күшті желдер жиі соғады,
олардың орташа жылдамдығы 6-8 мс-ті құрайды.
Атмосфералық жауын-шашын сирек және негізінен көктем-күз мезгілінде
түседі, жауын-шашынның орташа жылдық мөлшері – 63-85 мм (кейде 100 мм)
аралығы шамасында және қардан жаңбыр көп жауады.
Өсімдіктері мен жануарлар әлемі мол, олар шөлейтті және шөлді
климатқа бейімделген.
Аудан табиғи ауыз су көздеріне тапшы. Ал, қолда бар құдықтардағы су
аз шығымды, өте ащы және ішуге жарамсыз. Жаңаөзен қаласына ауыз су
Сауысқан-Бостанқұм массивтерінде бұрғыланған геологиялық скважиналардан,
ұзындығы – 70 км суөткізгіш құбырлары арқылы тасымалданады. Техникалық
сумен қамтамасыз ету тереңдігі 600-700 м болатын, онша терең емес, альб-
сеноман жасындағы горизонттардың жер асты сулары арқылы іске
асырылады.
Оңтүстік Маңғышлақ өңірлеріндегі көп қабатты, мұнайлы-газды Өзен,
Жетібай және т.б. кен орындарының ашылуы аудан өндірісінің қарқынды дамуына
алып келді.
Экономикалық тұрғыдан қарағанда аудан ахуалы нашар болып табылады.
Ауданның өндіріс орталықтарынан алыстығы, елді мекендердің бір-бірінен
сирек орналасқандығы, қатал климаттық жағдайлар және жол қатынасының
нашарлығы, ауыз судың тапшылығы сияқты мәселелер Маңғыстау өңірлерін
игеруді едәуір қиындатады.
Қазіргі уақытта ауданның елді мекендерін тас жол
байланыстырады. Облыстың аудан орталықтарын байланыстыратын темір жол
тораптары да бар.
Оңтүстік Маңғышлақ өңірі жергілікті әктас-бақалшақты құрлыс
материалдарына өте бай болып келеді.
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары
Ресейге жөнелтіледі. Өндірілген мұнайдың ілеспе газы және табиғи газ
Қазақ газ өңдеу зауытына, сондай-ақ Ақтау қаласындағы пластмасса
зауытына, Маңғыстау энерго комбинатына (МАЭК) тасымалданады.
1.2 Кен орнының геологиялық құрылымы
Өзен кен орны Қазақстан Республикасындағы, сонымен қатар бұрынғы КСРО-
дағы ең ірі мұнай кен орны болып табылады, кен орны 1961 ж. ашылып,
өндірістік игеруге 1965 ж. енгізілді. Өзен кен орны көптеген ең ірі кен
орындарының қатарына жатады және де басқа кен орындарынан өзінің
ерекшелігімен, жобалау кезінде, сонымен қатар игеру кезінде арнайы
көзқарасты талап ететіндігімен ерекшеленеді.
Өзен кен орны – көп қабатты, өте күрделенген геологиялық құрылымға
ие. Бор және юралық шөгінділердің қимасында 25 өнімді горизонт белгіленген
(I-XXV); мұнайлылықтың негізгі қабаттары – жоғарғы-орта юралық жастағы XIII-
XVIII горизонттар.
XIII-XVIII горизонттарының өнімді қалыңдығы (өзіне 48 қабатты
қосқанда) 18 будаққа (пачкаға) бөлінген. Салыстырмалы үлкен емес мұнай
кеніштері үшін мұнайлылықтың төменгі қабатындағы XIX-XXIV өнімді
горизонттар үш локальді көтеріліммен сипатталады: Қумұрын, Солтүстік-батыс
және де Парсымұрын күмбездері.
XII-XVIII горизонттардағы кеніш тұтас сумұнайлы жапсары бар массивті
қалыңдықтан құралады.
Мұнайлылықтың негізгі қабатындағы өнімді горизонттар (XIII-XVIII)
кеуектіліктің 22-27 % және өткізгіштіктің 0,167-0,276 мкм². орташа мәндері
кезінде 7,8-ден 21,1 м-ге дейінгі орташа мұнайғақаныққан қалыңдықтармен
сипатталады.
Кен орнының тұтқырлығы негізінен 3,7-4,7 мПа·с болатын қабаттық
мұнайының құрамында шамамен парафин – 22 % және асфальтшайырлы компоненттер
– 20 %-ға дейін кездеседі.
Кен орны мен жеке өнімді горизонттар бойынша мұнайдың бастапқы
баланстық қорын соңғы есептеу 1980 ж. жүргізілді, ал кейінгі жылдары
жүргізілген қорды оперативтік бағалау нәтижесінде алғашқы қабылданған
шамалардан айтарлықтай ауытқулар табылмаған. Сондықтан қазіргі уақытта кен
орны бойынша 1054566 мың тонна мөлшеріндегі мұнайдың суммарлық бастапқы
баланстық қоры Өзен кен орнының өндірістік мүмкіндіктері мен қорын есептеу
кезінде негізгі ориентир ретінде қолданылады.
Бірінші жобалық құжаттарда мұнай алудың түпкілікті коэффициенті
негізгі өнімді горизонт және жеке блоктар үшін анықталды, ол – 45 %,
мұнайлылықтың төменгі қабаты (Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын
күмбездері) үшін – 30-35 %. Одан әрі өнімді горизонт бойынша да, сондай-ақ
жеке блоктар бойынша да жаңа геолого-физикалық ақпараттар мен игеру
барысында туындаған жағдайларды ескере отырып, бастапқы шығарылатын қорды
қайта бағалау бірнеше рет қолға алынды, дегенмен алынған нәтижелер
айтарлықтай дәл емес болды, сондықтан да мұнай горизонттарындағы және
жекеленген блоктардағы мұнай қорын дәлдеп анықтауды талдау үшін соңғы
кездерге дейін 1981 ж. бекітілген 464775 мың тонна мөлшеріндегі бастапқы
шығарылатын мұнай қоры қолданылды.
Кен орнының дамуының негізгі болашағының (перспективаларының) бірі –
геолого-физикалық ерекшеліктері, игеру тарихы мен қорды есептеудің ағымдағы
жағдайын ескеріп, әр блоктар бойынша шығарылатын мұнай қорын объективті
түрде есептеу табылады.
Көпқабаттылық , еш жерде кездеспейтін геологиялық құрылым, өнімді
горизонттардың айтарлықтай едәуір көлемдік біртексіздігі (Урал-Повольжя кен
орындарымен салыстырғанда 5-10 есе үлкен), мұнайдың аномальдік қасиеттері
және басқа да ерекшеліктері кен орнын жобалау мен игерудегі негізгі
қиындықтарды анықтап берді.
Отанымызда және де шетел тәжірибесінде Өзен кен орнына ұқсас кен
орнын жобалау мен пайдалану кездеспейді.
Кен орнын пайдалану жобалық құжаттар негізінде жүзеге асырылады.
Олардың қатарында бүткіл кен орны үшін ірі үш жоба, ал игеру тұрғысынан
қарағанда өте қиын жекелеген участоктар үшін бірнеше технологиялық сұлбалар
бар.
1.2.1 Стратиграфиясы
Жер қабатының үздіксіз өсуін, оның пайда болған уақытын зерттейтін
ғылым стратиграфия деп аталады.
Стратиграфия – (латынша стратюм – төсеніш қабат және графо – жазамын)
геология ғылымының тақ жыныстары қалыптасуының тек еместігін және
кеңістіктегі бастапқы өзара қатынасын зерттеу арқылы бұлардың салыстырмалы
жасын анықтайтын бөлігі. Бұл үшін өткен геологиялық кезеңдердің
бассейіндерінде жиылған шөгінді жыныстардың мүмкін болғанша ажыратылып
өзгерулері зерттеледі. Геологиялық карталардың дұрыстылығы, нақтылығы,
дәлдігі тез іздеу мен барлаудың нәтижелілігі – шөгінді жыныстар
қабаттарының жеке шектелінуіне, жыныс қатынастарының толық анықталуына
байланысты.
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен
3600 м шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның
құрылымында триас, юра, бор, палеоген, неоген және төрттік
шөгінділері орын алады. Олардың былай белгіленуі скважина үлгітастарын
(кернін) зерттегенде алынған палеонтологиялық мәліметтерге және
Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен салыстыруға
негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы шекаралар көп
жағдайда шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде
микрофауна мен т. б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық
үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор
шөгінділеріне байланысты.
Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне қарасты
25 құмды горизонттар анықталған. I-XII горизонттар (жоғарыдан төмен
қарай) жасы – бор – газды, XIII-XVIII горизонтар – жоғарғы және орта юра
– кен орнының негізгі мұнай-газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі юраның
XIX-XXIV мұнайгазды горизонттары. Пермь-триас (РТ)
шөгінділері Өзен кен орнының ең көне жыныстары болып табылады.
Пермь-триас жүйесі (РТ). Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар
күңгірт полимикті құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі
триас (Т) шөгінділері қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті
құмтастармен орын алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғышлақтағы
қалындығы 440 метрге жетеді, жабынында шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің
біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл шөгінділері жалпы қалыңдығы
1500-1600м болатын біртұтас оңтүстік Маңғышлақ тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J). Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де
кездеседі: төменгі, орта және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300м.
Төменгі бөлім (J1). Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар,
алевролиттер мен саздың араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр,
көбіне ұсақ және орта түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас
түйіршіктері қоспасымен бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар
ақшыл сұр алевролиттерге немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды-кремнийлі.
Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар әдетте
аргиллитке ұқсас және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар,
алевролиттер мен саздардың алмасуы негізінен қиғаш қабатталады.
Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек тәрізді құрылым дамыған,
оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра
шөгінділерінің қалыңдығы 120-130 м. Төменгі юра қимасында XXIV-XXV
екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2). Оңтүстік Маңғышлақтың орта юра шөгінділері
мұнайгаздылығы жағынан ең ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп
стратиграфиялық мүшелеу өнімді горизонттарда олардың корреляциясын
айқындаумен тығыз байланысты. Орта юрада жалпы қалыңдылығы 700 м
аален, байос және бат ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 а). Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды-галькалы
жыныстардан құралған және де ортаңғы юра қимасының базальтті қабат ретінде
қарастырылуы мүмкін. Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі түйіршікті
құмтастар басым, олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең
жайылған. Кейде соңғылары гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен
гравелиттерінің цементі негізінен сазды, кейде карбонатты және
байланысқыш түрлі болады. Біршама көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен
гравелиттер арасында ұсақ галькалы конгломераттар да кездеседі. Саздар
әдетте сұр, қарасұр, кейде қоңыр түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас болып
келеді.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара XXII горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b). Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде
таралған. Байос ярусының шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары
бар алевролиттер мен саздардан құралған континентальды фациялармен
белгіленді. Байос ярусы қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті
жыныстар, жоғарғы бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы
500-ден 520 м-ге дейін өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының
шөгінділері екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1). Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы
қалыңдығы 470м және саздар, құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес
заттың қабатшаларының алмасуымен көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа
қабаттармен қатталады. Құмтастар мен алевролиттердің түсі негізінен сұр
және ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да болады. Сирек қарасұр түсті
құмтас-алевролитті жыныстар да кездеседі. Саздар көбіне қарасұр, тіпті
қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXII, XXI, XX, XIX,
XVIII және XVII горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt). Олардың шөгінділері
арасында саз қабатшалары бар біршама қалың құмтастар мен алевролиттер
қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-сұр, нашар және орташа
цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара, қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара
шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат
шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3). Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз
шөгінділері мен жануарлар қалдықтары түрінде кездесетін келловей,
оксфод және кембридж ярустары ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k). Құмтастар, алевролиттер мен кейде
әктастар қабатшалары араласқан сазды қалың қабаттар түрінде кездеседі.
Келловей ярусының саздары сұр, қарасұр, күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр
түсті. Құмтастар мен алевролиттердің түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарасұр
және қоңыр. Құмтастар арасында ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында
XIV горизонттың жоғарғы бөлігі мен XIII горизонт орналасқан. Оның
қалыңдығы 50-135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3O-km). Юра шөгінділерінің
мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж шөгінділері аален-келловей
кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-карбонатты жабын ретінде. Ол
саз-мергель жыныстарының біршама қалың қабатынан құралған, ара-арасында
құмтастар, алевролиттер мен әктастар жұқа қабатшалар түрінде кездеседі.
Оксфорд-кембридж шөгінділерінің қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м,
жоғарғысы үшін 30-97 м.
Бор жүйесі (K). Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің
шайылған бетінде орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық
ярустарымен орын алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша
бор шөгінділері үш бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы
терриген (альб, сеноман) және жоғарғы карбонат (турон-дат) ярустары.
Төменгі бөлікке XII горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ,
ІІІ,IV, V, VI, VII, VIII, IX, X және XI газды горизонттар жатады. Бор
шөгінділерінің қалыңдығы 1100 м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді
қалыңдығы алевролит және саз қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы
ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ). Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары
орын алған.
Палеоген жүйесі (P). Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен
бөлімдері жатады. Эоцен бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және
әктастар түрінде. Олигоцен бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың
бірқалыпты қабаты түрінде. Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N). Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының
шөгінділері түрінде кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар
мен әктастар қабатшалары кіреді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25 м, Сармат
ярусы әктастар, мергелдер мен саздардың астарласуынан тұрады, сармат ярусы
– 80-90 м-ді құрайды. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115 м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q). Төрттік жүйе эллювиаль-деллювиаль текті құмдар,
саздар, суглиноктармен көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.
1.2.2 Тектоникасы
Оңтүстік Маңғышлақ ойыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын
Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта біршама
құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары
байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай, Қарамандыбас, Теңге, Тасболат,
Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс Жетібай кіреді.
Солтүстігінде Өзен құрылымы оңтүстік-шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік
қанатта жыныстардың құлау бұрышы – 3º. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6º
болатын оңтүстік бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен, Теңге
көтерілімімен бөлінеді. Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының
периклиналі үлкен емес белес арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады.
Ауданның шығыс бөлігінде, Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Өзен
көтерілімі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның өлшемдері
9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа ығысқан,
соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған, солтүстік-батыс
периклиналіне қарағанда қысқа. Оңтүстік қанаты – шамалы тіктеу.
Мұнда XIV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6-8º. Қатпардың
солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс
жартысында XII горизонтың жабыны бойынша құлау бұрышы 1-3º.
Құрылымының батыс бөлігінде мұнай кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді:
Солтүстік-батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының
оңтүстік қанатын күрделіндіреді. XVIII горизонттың жабыны бойынша
көтерілу амплитудасы 30 метрге жетеді және соңғы 1300 м тұйық изогипс
бойынша құрылым өлшемдері 2,9-0,9 км. Солтүстік-батыс күмбез Өзен
құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс бойынша
көтерілу өлшемдері 3,5-2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс
периклинальдің оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты
созылған. Өзен қатпарының периклинальдік аяқталуы мұнда XIII горизонт
жабынында 1700 м изогипспен ерелекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және
Қарамандыбас қатпарларын 58 скважина ауданында кішкене ойпат арқылы
тұтас көтерілімге біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта
созылған. Мұнда XIII горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4º.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аудартады, оның нәтижесінде
негізінен құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер
қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі
кірігеді, онда да мұнай кеніштері бар. XIV горизонт жабыны бойынша күмбез
өлшемдері 10,8-4,5 км, амплитудасы 105 м.
XIX-XXV өнімді қабаттар мұнай-газдылықтың төменгі қатарына жатады.
Оларды кейде жаппай мұнайлы, мұнай-газды және газды кеніштер дейді. XIII-
XVIII қабаттарының мұнайлылығының алғашқы нұсқасын гидрогеологиялық және
геофизикалық зерттеулер кезінде олардың қозғалыссыз жағдайда жатқандығы
анықталды.
XIII-XVIII қабаттардың геологиялық құрылымының жалпы сипаттамасы
жобадағы берілгенмен салыстырғанда аз өзгерген. Ол 1.1 кестеде көрсетілген.
1.1 кесте – Жоғарғы қатардағы өнімді қабаттарының сипаттамасы
РН Қабаттар Орташа Түрі Орташа Абсолюттік
орналасу тиімді белгі
тереңдігі қалыңдығы
Кеніш Өткізгіш СМШ ГМШ
0 1 2 3 4 5 6 7
1 XIII 1080 Қабат Терригенді 100 1126
суы
2 XIV 1200 253 1136
3 XV 1200 153 1140
4 XVI 1240 195 1140
5 XVII 1280 242 1141 1036
6 XVIII 1370 178 1145
Мұнай газдылығының төменгі қатарындағы XIX-XXIV өнімді қабаттардың
геологиялық құрылысы қабаттардың газдылығының жоғарғы қатарымен
ерекшеленеді, актиментальді құрылысының негізгі қорын күрделендіре түседі.
Ал оның Батыс және Оңтүстік Батыс, Парсымұрын, Шығыс Қарамандыбас
құрылымдары күрделендіре түседі. Мұнайлылықтың төменгі қатарындағы мұнай
қасиеті күмбезден-күмбезге өзгереді. Сондықтан әрбір күмбез бойынша орташа
мән берілген (1.2 кестеге қараңыз).
1.2 кесте – Төменгі қатардың өнімді қабаттарының сипаттамасы
РН Қабаттар Орташа Түрі Орташа Абсолюттік
орналасу тиімді белгі
тереңдігі қалыңдығы
Кеніш Өткізгіш СМШ ГМШ
1 XIX А 1390 Қабат Терригенді 3,3 1150 1153
суы
2 XIX Б 1480 Газды 1372
3 XX А 1490 8,4
4 XX Б 1560 Қабат 5,2
5 XXI А 1607 суы 1520
6 XXI Б 1640 1569
7 XXII А 1690 1608
8 XXII Б 1730 1533
9 XXIII 1780 1593
10 XXIV 1840 1731
11 XXV 1990 1807
XIX-XXIV қабаттардағы қабат жағдайындағы мұнай жеңіл, аз тұтқырлықты.
1.3 Мұнайгаздылығы
2003 ж. Өзен кен орнынан шамамен 6,17 млн.т мұнай өндірілді.
Мұнай өнімінің горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): XIII
горизонт – 27,5; XIV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVI горизонт –
10,9; XVII горизонт – 5,7; XVIII горизонт – 1,7; Қумұрын күмбезі – 1,2;
Парсымұрын күмбезі – 1,2. 1980 жылдары Қумұрын, Солтүстік-батыс және
Парсымұрын күмбездерінің өнімді горизонттары қарқынды бұрғыланды. Бұл
олардан мұнай өндірудің сәйкес 4,66 және 58 %-ға өсуіне әсер етті.
XIII-XIV горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі өндіріледі.
Олардан өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64 %-ын құрайды.
Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру скважинасының орташа
тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3,1-5,4 ттәулік, сұйықтық бойынша 6,7-
15,8 ттәулік.
XIII-XIV горизонттар айдау скважиналары қатарларымен 64 жеке
игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір горизонттың бөліктері бір-
бірінен бастапқы баланстық, игерілген қорларымен және өнімді
қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді,
сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең аралықта өзгереді. 1.01.97 ж. мұнай
мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай
негізінен механикалық тәсілмен (97 %) өндіріледі: терең сорапты (ШТС)
және газлифт. Газлифт скважиналарының қоры барлық өндіру қорының
9,2 %-ын құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6
%, ал сұйықтық өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы мұнай мен
сұйықтық шығымының мөлшері өндіру қорының 90 %-ын құрайтын терең сорапты
скважиналар шығымынан 3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген
сайын этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы
қоспасы бар құрғақ метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622
кгм³ шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторларының таралуы тиімді мұнайлы
қалыңдықтар, игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша
анықталған.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне –
қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бұл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95 % құраса, ал Өзен
кен орнынын полимикті коллекторларында кварц құрамы 30 % шамасында,
жыныстарда кварц құрамы 70 % болса, минерал орнықсыз саналады.
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және
цементтеуге кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың
қалыптасуына соқтырады. Нәтижесінде жеке үлгілердегі кеуектілік
шамасы 30 %-ға жетеді. Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы
суға қаныққандықтың жоғары болуы да кішкене қуыстардың көптігімен
түсіндіріледі (1.3 кестеде келтірілген).
1.3 кесте – Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m,%
XIII 21
XIV 22
XV, XVI 23
XVII, XVIII 24
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау
бойынша табылған қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың
геофизикалық параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар
бар екені анықталады. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-
әдісі көрсеткіштерімен байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік
шамалары бөліктерді, белгіленген аймақтарды және тұтас горизонттарды
сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді ары қарай қолдану ыңғайлы болу
үшін және есептеу операцияларын механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы
барлық мәліметтер перфокарталарға түсірілді. Кейін ЭЕМ-да арнайы
қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі және тұтас горизонттағы
әрбір қабат, будақ (пачка) бойынша статикалық қатарлар мен көрсеткіштер
анықталады.
1.4 кесте – Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері
Горизонттар Kор,мкм2Ұңғы саны hм.ор.,м
XIII 0,206 458 10,8
XIV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVI 0,207 311 18,4
XVII 0,76 96 23,4
XVIII 0,178 63 19,8
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2.
Өткізгіштіктің орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты.
Сондай-ақ скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың
орташа арифметикалық шамасы 1.4 кестеде берілген. Бұл мәліметтерді
қарастырсақ, горизонттар мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының
әртүрлі екенін көреміз. XIII горизонт ең аз қалыңдықпен
сипатталады.
XVІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар:
ұсақ түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа
қабаттары мен мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс
қатарында қалыңдығы 10-47,3 м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта
және ірі түйіршікті құмтастар аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды денелер
ені 200-700 м жұқа жолақтар түрінде. Біртекті құмтастар үшін
өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм²) шамасы мен қабат коллекторлардың
қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1,6 м-ге күрт азаюы мен 0,05 мкм²
өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі бөлігімен нашар
гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан коллекторлардың өндірілген
және бастапқы баланстық қорларының жағдайын талдау үшін барлық нақты
материалдар алғаш рет тұтас горизонттардағы жоғары өнімді аймақтар мен
төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан басқа, скважиналар
бойынша жаңа қосымша материалдар мен геологиялық құрылымдар алаң бойынша
коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және сыртқы
мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
XIII-XVIII горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдік сипатқа
ие:
- мұнайда парафин (29 %) мен асфалтенді-шайырлы заттардың (20 %) көп
болуы;
- мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат
температурасына тең;
- құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы қабат
қысымының арасының шамалас болуы;
- газсыздандырылған мұнайдың орташа қату температурасы +30ºС.
1.3.1 Сулылығы
1965 ж. Өзен кен орнының қимасында стратиграфия, литология
мәліметтері және де Оңтүстік Маңғышлақ ойысының мезозойлық шөгіндісінің
бөлігін терең бұрғылау барысында алынған коллекторлық қасиеттері бойынша
екі гидрогеологиялық қабаттар: бор және юра қабаттары анықталған. Олардың
аралығында қалыңдығы 100 м-ден көп саздардан, сазды-мергельдерден,
оксфордтік және жоғарғы келловейлік ярустардан құралған суарынды қабат
орналасқан.
Юра кешенінің сулылығы. Юра кешендерінің қабаттарында екі сулы
кешен бар. Олар терригенді және келловей ярусы, жоғарғы, ортаңғы және
төменгі юраның коллекторларын қосқанда жоғарғы юраның карбонатты
коллекторлары.
Терригендік сулы кешен. Жалпы қалыңдығы 800-1000 м болатын неогендік
және сазды жыныстардың реттеліп орналасуымен сипатталады. Юралық терригенді
сулы кешеннің суының жалпы минералдылығы 12,7-15,2 мг.л-ге дейін жетеді.
Хлордың құрамы – 2700-2900 мг.экв.л, кальций – 400-500 мг.экв.л, ал
магний – 140-180 мг.экв.л, йод гидрокарбонаты – 2-3 мг.экв.л-ді құрайды.
Йодтың концентрациясы аз ғана және де ол 3-8 мг.л аралығында өзгеріп
отырады.
Өзен кен орнының юралық сулары үшін аммонидің құрамы едәуір жоғары,
ол 60-70 мг.экв.л-ге дейін жетеді.
Карбонаттық сулы кешен. Кешен литологиялық қатынаста сазды-мергельді
қалыңдықтан бөлінген құмтасты қабатшалары бар әктастар түрінде келтірілген.
Қарастырылған шөгінді қабаттың суы терригендіден жалпы минералдылығы
бойынша да, сондай-ақ жеке компоненттер құрамы бойынша да ерекшеленеді.
Жалпы минералдылығы – 23,3-36,8 мг.л-ді құрайды. Йод құрамы – 2-3 мг.л.
Су сульфатты-натрилі түрге (типке) жатады. Оңтүстік Маңғышлақ
жағдайлары үшін су кешендерінің негізгі көздерінің бірі болып
гидростатикалық қысым астындағы саздардың тығыздалуы саналады.
Бор кешені. Бор қабаты 700-800 м болатын құмтасты-алевролитті
шөгіндінің қат-қабатталып орналасуымен күрделенген. Бор жасындағы
терригендік шөгінділерде екі сулы кешен бар, олар: неокомдық және
альбсеномандық. Бір-бірінен бөлінген аймақтың суарыны тұрақты апт
саздарынан тұратын будақ (пачка) болып табылады. Неоком суларының жалпы
минералдылығы – 19,3-21,7 гл-ді құрайды. 45 мг.л-ге дейін бром, 10 мг.л
– алюминий, сульфаттар – 5-10мгл бар. Түрі бойынша олар хлоридтікальцилі.
Альб-сеноман сулы кешенінің қабаттық сулары неокомнан гөрі жақсырақ
зерттелген. Қабаттық судың жалпы минералдылығы – 11,32-14,71 мг.л-ді
құрайды. Сульфат құрамы 40-тан 50 мг.экв.л-ге дейінгі аралықта болады,
әйткенмен оның концентрациясының құрамы жоғарыдан-төмен қарай азайып 5-10
мг.экв.л-ді құрайды, йод 1-3мг.л-ден көп емес, алюминий шамамен 40
мг.л.. Су – гидрокарбонатты-натрилі, сульфатты-натрилі және
хлоридтімагнилі түрге жатады.
Өзен кен орнындағы қабаттық сулардың химиялық құрамы екі топқа
бөлінеді: бірінші топ – бор сулары, екінші топ – юра шөгінділерінің сулары.
Бор горизонтының сулары негізінен минералдылығы 10 мг.л-ге дейінгі
сульфатты-натрилі түрге жатады.
Юралық өнімді горизонттардың (XIII-XXIII) қабаттық суларының
минералдылығы – 130-170 гл. болатын хлоридтікальцилі ерітінділер құрамы
бойынша біртекті болып келеді.
Сулар сульфатсыз және де бромның кәсіпшілік құрамы 500 мг.л-ге дейін
жетеді, ал йод және басқа да бағалы компоненттер 20 мг.л.. Көлемдік газ
факторы мұнай және газ шоғырлары жапсарының жанында ғана 0,5-0,9 м³м³-тен
аспайды, сонымен қатар тереңде шөккен горизонт сулары үшін ол 1,0-1,2 м³м³-
ке жетеді.
Суда еріген газ 80-90 %, метан 4-8 %, ауыр көмірсутектер 3,2-13 %,
азот 0,5-7,3 %, Күкіртсутегі кездеспейді.
Қабаттық сулардың тығыздығының орташа мәні 1081-ден (XIII горизонт)
1105 кгм³-қа (XXIV горизонт) дейінгі аралықта өзгереді, ал барлық
горизонттар үшін қалыпты жағдайда шамамен 1098 кгм³-қа тең.
Қабаттық сулардың физикалық қасиеті, минералдылығы – 140 гл., қабат
қысымы – 11,5 МПа және температурасы – 62 °C кезіндегі су үшін төмендегіні
құрайды: тұтқырлығы – 0,6 мПа·с., көлемдік коэффициент – 1,015, сығымдылық
коэффициенті – 3,2 МПа -¹.
1.4 Өзен кен орнын жобалау және игеру тарихы
Маңғыстауды зерттеу өткен ғасырдың аяғында басталған.
Маңғыстау мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспас сорлары
мен құдықтарының ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик далалық геологиялық зерттеулер
жүргізгенде Өзен көтерілімін анықтаған. Ал 1941-1945жж. аралығында
Маңғыстауда геологиялық зерттеулер жүргізілген жоқ.
1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық экспедиция
ұйымдастырылды. Бұл ұжым ауданды зерттеуде өзінің үлкен үлесін
қосты. 1951 ж. Казнефтеобъединение бас геологы Н.А.Кадин Батыс
Қазақстанның геологиясы мен мұнайлылығы бойынша көп мәлімет берді,
барлық геологиялық материалдар талданылып, Маңғыстау мұнайгаздылығының
келешегі ерекше аталып көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка тресінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Түбіжік алаңында
құрылымдық-іздестіру бұрғылауды жүргізе бастады.
1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелері шешілді. Бұл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға
үш аудан ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылау – нәтижесіз болып табылды, ал
Түбіжік алаңында мұнай кен орны анықталды, бірақ ондағы мұнай ауыр,
шайырлы және барлауға тиімсіз болып шықты. Жетібай және Өзен
құрылымдары аумағында мұнайгаз кен орындары анықталды. 1961 ж.
желтоқсанның басында 1248-1261 м аралығындағы № 1 ұңғыны сынағанда 10 мм
штуцерден тәуліктік шығымы 80 м³ фонтан алынды. Горизонттың өндірістік
бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде сынаумен берілді. 1963 ж. наурыздың
басында осы горизонттағы № 2 және № 22 ұңғылардан мұнай фонтандары
атқылады.
Өзен кен орнын өнеркәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 ж. 7 қыркүйектегі қауылысымен Шевченко (қазіргі Ақтау)
қаласында Мангышлакнефть бірлестігі құрылды да, Өзен экспедициясы соның
құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Өзен кен орнын игерудің Бас схемасын жасады және
ол Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда мынадай жағдайлар
қарастырылды:
- кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен
температурасын көтеріп ұстау;
- 4 пайдалану обьектілерін бөліп алу: І обьект – XIII+XIV горизонттар,
II обьект – XV+XVI горизонттар; III обьект – XVII горизонт; 4 обьект –
XVIII горизонт;
- негізгі пайдалану обьектілері (І-ІІ) бойынша кен орнын айдау
ұңғыларымен ені 4 км блоктарға бөлу;
- барлық обьектілерді біруақытта жеке блоктармен игеруге қосу;
- ІІІ обьектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесімен игеру;
- IV обьектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру.
Бірақ кен орнының су айдауға дайын еместігіне байланысты
XIII-XVIII горизонттар 2,5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи
серпімді су арынды режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен ұңғылар шығымы төмендей берді.
1971 ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне
тек өндіру ұңғылары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткенен соң мұнай
өндіру төмендеді және ұңғылар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай
өндірудің құлау коэффициенті 1976 ж. – 5, 1977-1979 жж. – 15.6...10%.
1974 ж. жасалған игеру жобасында келесі жағдайлар қарастырылды:
- әрбір горизонт жеке игеру обьектісі болып табылады;
- өнімді горизонттар ені 2км блоктарға айдау ұңғылары қатарларымен
бөлінеді;
- жаңа ұңғылар әрбір горизонтта жеке бұрғыланады;
- ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын
1979 ж. қарай толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды.
Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49,3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік
берер еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көшу толығымен 1983 ж.
ғана аяқталды.
Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын
игеру сипатының күрделі екенін көрсетті. Күрделі жағдайларда тек блоктық
су айдау, жеткіліксіз болғандықтан кейін сатылық термалдық су айдау,
фигуралық су айдау сияқты технологиялар қолданылды. Бұл технологиялар
кен орнын игерудің тиімділігін арттыруға жәрдемдесті.
Қазіргі кезде ыстық су айдау қондырғыларда дайындалады. Ыстық
суды дайындауға көп шығын шығатын болғандықтан ыстық су айдаудың
циклдік әдісі игерілген. Оның мағынасы өнімді қабатқа берілген көлемде
бірде ыстық, бірде салқын су айдалады. Ыстық су айдау процесінде қабаттың
жабыны мен табаны қыздырылады. Бұл жағдайда салқын су қабаттың қызған
жабыны мен табанынан келетін жылу арқылы жылиды, ал артынан салқын су
айдағанда ыстық су қабатқа қарай ысырылады.
1.5 Кен орнын игерудің жағдайы
Кен орнын пайдалануға бергенде үлкен қиыншылықтар тап болды.
Қабаттағы қысымды сақтау уақытында ұйымдастырылмағандықтан бастапқы кезде
кен орнында игеру табиғи режимде жүргізілді, осыдан кейін салқын су
айдалды, бірақ көлемі жобада қаралған көлемнен әлдеқайда аз болды. Осының
салдарынан 1970-1971 жылдары қабат қысымы мұнай өндіретін өнімділік
қабаттарында 1,0-2,8 МПа-ға дейін төмендеген, мұнай өндіретін ұңғыларда
түптік қысым 55-65 % мұнай газбен қаныққан қысымды құрайды. Осының
нәтижесінде еріген газ үлкен газ зоналары пайда болды, негізінен мұнайдың
күмбез кенішінде. Бастапқы мәліметтер көбейген сайын қосымша шешімдер
қабылданып отырылды. Олар өнімділік қабаттары жүйесінің жақсаруына
бағытталған. Сонымен қатар қосымша су айдайтын ұңғылардың қатарын
тіліктеп, блоктардың енін 2 км дейін азайту. І-ІІ обьектілерде мұнай
өндіретін ұңғылар қазу арқылы көбейту және әр қабатқа су айдайтын
жүйені ұйымдастыру. ІІІ-ІV обьектілерді нұсқа ішімен су айдауға
ауыстыру және қосымша блокты су айдауға көшіру. Тез арада кен
орнына ыссы су айдау қажеттілігі туралы шешім бірнеше рет қабылданды.
Бірақ ыссы су айдайтын қондырғының кешігуіне байланысты қабатқа салқын
су айдау жалғаса берді, 1976 жылы қабатқа ыстық су айдау, барлық
су айдаудың 13 %, 1978 жылы 27,7 %, ал 1979 жылы 31,2 % құрады.
Кен орнының өнімді қабаттарына 1980 жылы басынан барлығы 300
млн. м³ нұсқа ішімен салқын су айдалды немесе барлық айдалған судың
85 %-ын құрайды. Барлығы 300 млн. м³ өнімділік қабаттарының жыныстары
салқындатылды, температурасы 5-20 °С-ге төмендеді. Мұнай өндірудің ең
жоғарғы деңгейі 1975 жылы 16,249 млн. тоннаға жетті, ал 1976 жылы
мұнайдың өсуіне экстенсивтік әсер ықпал етті, яғни жаңа алаңдар мен
учаскелер қазылып енгізілді. Бірақ осы уақытта су айдауды
өсіргенмен мұнайдың дебиті төмен түсумен болды. Негізгі қабаттар,
алаңдар қазылып болғаннан кейін де мұнай өнімі азайып, ұңғылардың сулануы
көбейе берді.
Мұнай өндірудің түсу коэффициенті 1976 жылы 5 %-ды құрады ал
1977-1979 жылдары – 15.6...10 %. Суланудың өсуі игерудің жүйесін қарқынды
пайдаланғаннан болды (блоктардың ені 2 км дейін қысқартылды). 1984
жылы XІІІ-XVІІІ қабаттардың игеру жобасы жасақталды, себебі көптеген
қабылданған шешімдер, қаулылардың қортындысы бойынша кен орнын жетілдіру
және жобалық технологиялық көрсеткіштер жобасын және игеру кезінде
кәсіптік-геологиялық ақппаратты пайдаланып анықтау қажет болды.
Жобаның негізгі жағдайы мыналардан тұрады:
- әр қабат жеке игеру обьектісі өзіне тән су айдау жүйесімен;
- өнімді қабаттар ені 2 км блоктарға айдау ұңғылары арқылы қатарларға
бөлінген;
- жаңа жобалық ұңғылар әр өнімді қабаттарда қазылады;
- қозғалыстағы ұңғылар торын тығыздау арқылы бір ұңғыға ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ 10
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 11
1.1 Өзен кен орны туралы жалпы мағлұматтар 12
1.2 Кен орнының геологиялық құрылымы 14
1.2.1 Стратиграфиясы 16
1.2.2 Тектоникасы 20
1.3 Мұнайгаздылығы 23
1.3.1 Сулылығы 26
1.4 Өзен кен орнын жобалау және игеру тарихы 29
1.5 Кен орнын игерудің жағдайы 31
1.5.1 Өзен кен орны бойынша ұңғылар қорының жағдайы 39
1.5.2 Қабат қысымын ұстау жүйесінің жағдайы 41
1.5.3 Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау жүйесі 43
1.5.4 Кен орнында игеру технологиясын жетілдіру 45
1.6 Өзен кен орнындағы XIII горизонттың энергетикалық жағдайының
сипаттамасы 45
1.7 Өзен кен орнындағы ортадан тепкіш электрлі сораппен жабдықталған
ұңғыны пайдалану 53
1.8 ОТЭС-қа арналған жабдықтарды таңдау және оның түсірілу
тереңдігін есептеу 72
1.8.1 Сорапты құбырлар диаметрін таңдау 73
1.8.2 ОТЭС-тың қажетті арынын анықтау 74
1.8.3 Сорапты таңдау 76
1.8.4 Кабельді таңдау 77
1.8.5 Қозғалтқышты таңдау 78
1.8.6 Агрегаттың негізгі диаметрін анықтау 79
1.8.7 Автотрансформаторды таңдау 80
1.8.8 Бір тонна сұйықты өндіруге кететін электр энергиясының меншікті
шығынын анықтау 82
1.8.9 Қысымның таралу қисығын тұрғызу арқылы сораптың түсірілу
тереңдігін анықтау 82
2 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 94
2.1Өзенмұнайгаз акционерлік қоғамының ұйымдастырушылық-өндірістік
құрылымы 94
2.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру 94
2.1.2 Техникалық жабдықталуы. Автоматтандырылуы мен
телемеханикаландырылу дәрежесі 96
2.1.3 Материалдық-техникалық жабдықтауды ұйымдастыру 96
2.1.4 Кәсіпорынның көлік құралдарын ұйымдастыру 97
2.1.5 Ұңғыларды жөндеуді ұйымдастыру 98
2.1.6 Өзенмұнайгаз АҚ бойынша еңбек және еңбек ақыны ұйымдастыру 99
2.2 Жаңа техника мен технологияны енгізудегі жылдық экономикалық
тиімділікті анықтау 101
2.2.1 Іс-шараны енгізгеннен кейінгі өнім өндіру көлемін есептеу әдісі
102
2.2.2 Еңбек ақы қорының есебі 103
2.2.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындарды анықтау 103
2.2.4 Қосымша материалдарға кететін шығындар 104
2.2.5 Суды технологиялық дайындауға жұмсалатын шығындар 104
2.2.6 Энергетикалық шығындарды есептеу 105
2.2.7 Мұнайды технологиялық дайындау мен тасымалдауға кететін шығындар
105
2.2.8 Ағымдағы жөндеуге кететін шығындар 105
2.2.9 Еңбек ақы қорынан төленетін төлемдер 106
2.2.10 Басқа да ақшалай шығындар 106
2.3 Мұнай өндірудегі жаңа техниканы енгізудің жылдық экономикалық
тиімділігін есептеу 106
3 ЕҢБЕК ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 108
3.1 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптарды пайдалану кезіндегі қауіпті
және зиянды өндірістік факторларды талдау 108
3.2 Қорғаныс шаралары 110
3.2.1 Өндірістік санитария 111
3.2.2 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптармен жабдықталған
ұңғыларды пайдалану кезіндегі техника қауіпсіздігі 112
3.2.3 Электр қауіпсіздігі 114
3.2.4 Өрттік-жарылыстық қауіпсіздік 114
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 119
4.1 Өндірістің биосфераға әсерін талдау 119
4.1.1 Атмосфераға әсері 120
4.1.2 Гидросфераға әсері 121
4.1.3 Литосфераға (топырақ және жер қойнауына) әсері 122
4.1.4 Мүмкін апаттық жағдайларды бағалау және олардың салдары 122
4.2 Ұйымдастырылған шаралар 123
4.3 Техникалық шаралар 123
4.3.1 Атмосфераны қорғау 123
4.3.2 Гидросфераны қорғау 125
4.3.3 Литосфераны (топырақ пен жер қойнауын) қорғау 126
4.3.4 Инженерлік қорғаныс және табиғи қорғау шаралары 129
4.3.5 Радиациялық қауіпсіздік 130
4.4 Батырмалы ортадан тепкіш электрлі сорапты (ОТЭС) қолдану кезіндегі
жұмысшы мен қоршаған табиғи ортаны қорғау 131
4.4.1 Топырақ жабындысы 132
4.4.2 Сораптарды пайдалану нәтижесінде түзілетін қалдықтардың әсері 132
ҚОРЫТЫНДЫ 134
ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 135
КІРІСПЕ
Республикамыздың басты байлығы саналатын мұнай және газ шикізаты ел
экономикасы дамуының ажырамас бір бөлігі болып отыр.
Елімізде көптеген ірі мұнай және газ кен орындары бар. Солардың бірі
– Өзен кен орны.
Өзен кен орны Қазақстан Республикасындағы, сонымен қатар бұрынғы КСРО-
дағы ең ірі мұнай кен орны болып табылады, кен орны 1961 жылы ашылып,
өндірістік игеруге 1965 ж. енгізілді, ал 1975 жылы мұнай өндірудің ең
жоғарғы шегіне жетті. Осыдан кейін өнім алудың төмендеуі қосымша
қаржыландырудың жоқтығы мен материалды-техникалық құралдарды жұмылдыру
арқылы, жаңа технологиялық шешімдерді енгізудің ұйымдастырылмауы әсерінен
тоқтатылды. Нәтижесінде 1981 жылдан бастап мұнай өндіру қарқынының жылдық
төмендеуі 2-3 %-ға жетті.
1993 жылдан бастап өндірудің төмендеу қарқыны 6-8 есеге ұлғайды. Кен
орнында орын алған критикалық жағдай жақын жылдарда оның толық тоқтауына
әкелуі мүмкін.
Қазақстан Республикасының үкіметі қабылдаған Өзен кен орнын қалпына
келтіру жоспары бойынша осы кен орнындағы өндіру деңгейін қалпына келтіру
мен тұрақтандыру үшін шет ел инвестициясын шақыру қарастырылған.
Жоғарыда аталынып өткендей мұнай алуды қарқындандыру мақсатында кен
орнында БОТЭС-ты алғашқы сынамалы-өндірістік пайдалануға енгізу қолға
алынуда. Кен орнында БОТЭС-пен 72 ұңғы жабдықталған.
Дипломдық жобамен батырмалы ортадан тепкіш электроосорапты
қондырғыны қолданудың техникалық-экономикалық тиімділігі және де еңбек
жағдайы мен қоршаған ортаға тигізетін зиянды әсері мен олардың алдын-алу
шаралары қарастырылады.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Өзен кен орны туралы жалпы мағлұматтар
Республикамыздағы Өзен кен орны Маңғышлақ түбегінің геологиялық
әдебиеттерде Оңтүстік Маңғышлақ ойысы деп аталатын шөлді даланың оңтүстік
бөлігінде орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы
құрамына кіреді. Ең жақын елді мекен ЖаңаӨзен қаласы болып табылады,
ол кен орнынан оңтүстікке қарай 8-15 км-де орналасқан. Батысында
Жетібай қаласынан – 80 км, ал Ақтау қаласынан – 150 км қашықтықта жатыр.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғышлақ ауданы теңізге қарай
оңтүстіктен батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде, ал
абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24 м құрайды.
Аудан бедері өте күрделі құрылымды. Ауданның орталық және оңтүстік
бөлігінде үлкен ойпаттар бар. Олардың ішіндегі ең ірісі – Қарақия
ойпаты болып табылады. Оның абсолюттік белгісі – 132 м.
Орталық бөлігін Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында
жатқан үстірт алады. Үстірттің абсолюттік белгілері солтүстігінде
+260 м, ал оңтүстігінде +200 м. Батысы мен солтүстік-батысында кен орнының
аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты жағынан қарай кемерлер түрінде күрт
үзіледі.
Өзен ойпаты 500 км² ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен
тілімделген. Минимальді абсолюттік белгісі +31 м.
Кен орны ауданы топырағы мен өсімдіктерінің сипатына қарай
шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалы аймақтары негізінен су
көзінің тапшылығы мен өсімдік жабынының маусымдылығынан пайдалануға
жарамайды. Шөлейтті-далалы аймақтар негізінен мал жайылымдары ретінде
қолданылады.
Аудан климаты күрт континентальді, шөлейтті, тәуліктік
температураның күрт өзгеретіндігімен, ыстық та, құрғақ жазымен және
салыстырмалы суық қысымен сипатталады. Жазда максимальді температура +45
ºС, қыста минимальді температура -30 ºС. Ауданда күшті желдер жиі соғады,
олардың орташа жылдамдығы 6-8 мс-ті құрайды.
Атмосфералық жауын-шашын сирек және негізінен көктем-күз мезгілінде
түседі, жауын-шашынның орташа жылдық мөлшері – 63-85 мм (кейде 100 мм)
аралығы шамасында және қардан жаңбыр көп жауады.
Өсімдіктері мен жануарлар әлемі мол, олар шөлейтті және шөлді
климатқа бейімделген.
Аудан табиғи ауыз су көздеріне тапшы. Ал, қолда бар құдықтардағы су
аз шығымды, өте ащы және ішуге жарамсыз. Жаңаөзен қаласына ауыз су
Сауысқан-Бостанқұм массивтерінде бұрғыланған геологиялық скважиналардан,
ұзындығы – 70 км суөткізгіш құбырлары арқылы тасымалданады. Техникалық
сумен қамтамасыз ету тереңдігі 600-700 м болатын, онша терең емес, альб-
сеноман жасындағы горизонттардың жер асты сулары арқылы іске
асырылады.
Оңтүстік Маңғышлақ өңірлеріндегі көп қабатты, мұнайлы-газды Өзен,
Жетібай және т.б. кен орындарының ашылуы аудан өндірісінің қарқынды дамуына
алып келді.
Экономикалық тұрғыдан қарағанда аудан ахуалы нашар болып табылады.
Ауданның өндіріс орталықтарынан алыстығы, елді мекендердің бір-бірінен
сирек орналасқандығы, қатал климаттық жағдайлар және жол қатынасының
нашарлығы, ауыз судың тапшылығы сияқты мәселелер Маңғыстау өңірлерін
игеруді едәуір қиындатады.
Қазіргі уақытта ауданның елді мекендерін тас жол
байланыстырады. Облыстың аудан орталықтарын байланыстыратын темір жол
тораптары да бар.
Оңтүстік Маңғышлақ өңірі жергілікті әктас-бақалшақты құрлыс
материалдарына өте бай болып келеді.
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары
Ресейге жөнелтіледі. Өндірілген мұнайдың ілеспе газы және табиғи газ
Қазақ газ өңдеу зауытына, сондай-ақ Ақтау қаласындағы пластмасса
зауытына, Маңғыстау энерго комбинатына (МАЭК) тасымалданады.
1.2 Кен орнының геологиялық құрылымы
Өзен кен орны Қазақстан Республикасындағы, сонымен қатар бұрынғы КСРО-
дағы ең ірі мұнай кен орны болып табылады, кен орны 1961 ж. ашылып,
өндірістік игеруге 1965 ж. енгізілді. Өзен кен орны көптеген ең ірі кен
орындарының қатарына жатады және де басқа кен орындарынан өзінің
ерекшелігімен, жобалау кезінде, сонымен қатар игеру кезінде арнайы
көзқарасты талап ететіндігімен ерекшеленеді.
Өзен кен орны – көп қабатты, өте күрделенген геологиялық құрылымға
ие. Бор және юралық шөгінділердің қимасында 25 өнімді горизонт белгіленген
(I-XXV); мұнайлылықтың негізгі қабаттары – жоғарғы-орта юралық жастағы XIII-
XVIII горизонттар.
XIII-XVIII горизонттарының өнімді қалыңдығы (өзіне 48 қабатты
қосқанда) 18 будаққа (пачкаға) бөлінген. Салыстырмалы үлкен емес мұнай
кеніштері үшін мұнайлылықтың төменгі қабатындағы XIX-XXIV өнімді
горизонттар үш локальді көтеріліммен сипатталады: Қумұрын, Солтүстік-батыс
және де Парсымұрын күмбездері.
XII-XVIII горизонттардағы кеніш тұтас сумұнайлы жапсары бар массивті
қалыңдықтан құралады.
Мұнайлылықтың негізгі қабатындағы өнімді горизонттар (XIII-XVIII)
кеуектіліктің 22-27 % және өткізгіштіктің 0,167-0,276 мкм². орташа мәндері
кезінде 7,8-ден 21,1 м-ге дейінгі орташа мұнайғақаныққан қалыңдықтармен
сипатталады.
Кен орнының тұтқырлығы негізінен 3,7-4,7 мПа·с болатын қабаттық
мұнайының құрамында шамамен парафин – 22 % және асфальтшайырлы компоненттер
– 20 %-ға дейін кездеседі.
Кен орны мен жеке өнімді горизонттар бойынша мұнайдың бастапқы
баланстық қорын соңғы есептеу 1980 ж. жүргізілді, ал кейінгі жылдары
жүргізілген қорды оперативтік бағалау нәтижесінде алғашқы қабылданған
шамалардан айтарлықтай ауытқулар табылмаған. Сондықтан қазіргі уақытта кен
орны бойынша 1054566 мың тонна мөлшеріндегі мұнайдың суммарлық бастапқы
баланстық қоры Өзен кен орнының өндірістік мүмкіндіктері мен қорын есептеу
кезінде негізгі ориентир ретінде қолданылады.
Бірінші жобалық құжаттарда мұнай алудың түпкілікті коэффициенті
негізгі өнімді горизонт және жеке блоктар үшін анықталды, ол – 45 %,
мұнайлылықтың төменгі қабаты (Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын
күмбездері) үшін – 30-35 %. Одан әрі өнімді горизонт бойынша да, сондай-ақ
жеке блоктар бойынша да жаңа геолого-физикалық ақпараттар мен игеру
барысында туындаған жағдайларды ескере отырып, бастапқы шығарылатын қорды
қайта бағалау бірнеше рет қолға алынды, дегенмен алынған нәтижелер
айтарлықтай дәл емес болды, сондықтан да мұнай горизонттарындағы және
жекеленген блоктардағы мұнай қорын дәлдеп анықтауды талдау үшін соңғы
кездерге дейін 1981 ж. бекітілген 464775 мың тонна мөлшеріндегі бастапқы
шығарылатын мұнай қоры қолданылды.
Кен орнының дамуының негізгі болашағының (перспективаларының) бірі –
геолого-физикалық ерекшеліктері, игеру тарихы мен қорды есептеудің ағымдағы
жағдайын ескеріп, әр блоктар бойынша шығарылатын мұнай қорын объективті
түрде есептеу табылады.
Көпқабаттылық , еш жерде кездеспейтін геологиялық құрылым, өнімді
горизонттардың айтарлықтай едәуір көлемдік біртексіздігі (Урал-Повольжя кен
орындарымен салыстырғанда 5-10 есе үлкен), мұнайдың аномальдік қасиеттері
және басқа да ерекшеліктері кен орнын жобалау мен игерудегі негізгі
қиындықтарды анықтап берді.
Отанымызда және де шетел тәжірибесінде Өзен кен орнына ұқсас кен
орнын жобалау мен пайдалану кездеспейді.
Кен орнын пайдалану жобалық құжаттар негізінде жүзеге асырылады.
Олардың қатарында бүткіл кен орны үшін ірі үш жоба, ал игеру тұрғысынан
қарағанда өте қиын жекелеген участоктар үшін бірнеше технологиялық сұлбалар
бар.
1.2.1 Стратиграфиясы
Жер қабатының үздіксіз өсуін, оның пайда болған уақытын зерттейтін
ғылым стратиграфия деп аталады.
Стратиграфия – (латынша стратюм – төсеніш қабат және графо – жазамын)
геология ғылымының тақ жыныстары қалыптасуының тек еместігін және
кеңістіктегі бастапқы өзара қатынасын зерттеу арқылы бұлардың салыстырмалы
жасын анықтайтын бөлігі. Бұл үшін өткен геологиялық кезеңдердің
бассейіндерінде жиылған шөгінді жыныстардың мүмкін болғанша ажыратылып
өзгерулері зерттеледі. Геологиялық карталардың дұрыстылығы, нақтылығы,
дәлдігі тез іздеу мен барлаудың нәтижелілігі – шөгінді жыныстар
қабаттарының жеке шектелінуіне, жыныс қатынастарының толық анықталуына
байланысты.
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен
3600 м шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның
құрылымында триас, юра, бор, палеоген, неоген және төрттік
шөгінділері орын алады. Олардың былай белгіленуі скважина үлгітастарын
(кернін) зерттегенде алынған палеонтологиялық мәліметтерге және
Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен салыстыруға
негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы шекаралар көп
жағдайда шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде
микрофауна мен т. б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық
үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор
шөгінділеріне байланысты.
Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне қарасты
25 құмды горизонттар анықталған. I-XII горизонттар (жоғарыдан төмен
қарай) жасы – бор – газды, XIII-XVIII горизонтар – жоғарғы және орта юра
– кен орнының негізгі мұнай-газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі юраның
XIX-XXIV мұнайгазды горизонттары. Пермь-триас (РТ)
шөгінділері Өзен кен орнының ең көне жыныстары болып табылады.
Пермь-триас жүйесі (РТ). Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар
күңгірт полимикті құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі
триас (Т) шөгінділері қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті
құмтастармен орын алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғышлақтағы
қалындығы 440 метрге жетеді, жабынында шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің
біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл шөгінділері жалпы қалыңдығы
1500-1600м болатын біртұтас оңтүстік Маңғышлақ тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J). Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де
кездеседі: төменгі, орта және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300м.
Төменгі бөлім (J1). Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар,
алевролиттер мен саздың араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр,
көбіне ұсақ және орта түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас
түйіршіктері қоспасымен бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар
ақшыл сұр алевролиттерге немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды-кремнийлі.
Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар әдетте
аргиллитке ұқсас және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар,
алевролиттер мен саздардың алмасуы негізінен қиғаш қабатталады.
Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек тәрізді құрылым дамыған,
оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра
шөгінділерінің қалыңдығы 120-130 м. Төменгі юра қимасында XXIV-XXV
екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2). Оңтүстік Маңғышлақтың орта юра шөгінділері
мұнайгаздылығы жағынан ең ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп
стратиграфиялық мүшелеу өнімді горизонттарда олардың корреляциясын
айқындаумен тығыз байланысты. Орта юрада жалпы қалыңдылығы 700 м
аален, байос және бат ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 а). Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды-галькалы
жыныстардан құралған және де ортаңғы юра қимасының базальтті қабат ретінде
қарастырылуы мүмкін. Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі түйіршікті
құмтастар басым, олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең
жайылған. Кейде соңғылары гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен
гравелиттерінің цементі негізінен сазды, кейде карбонатты және
байланысқыш түрлі болады. Біршама көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен
гравелиттер арасында ұсақ галькалы конгломераттар да кездеседі. Саздар
әдетте сұр, қарасұр, кейде қоңыр түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас болып
келеді.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара XXII горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b). Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде
таралған. Байос ярусының шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары
бар алевролиттер мен саздардан құралған континентальды фациялармен
белгіленді. Байос ярусы қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті
жыныстар, жоғарғы бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы
500-ден 520 м-ге дейін өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының
шөгінділері екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1). Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы
қалыңдығы 470м және саздар, құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес
заттың қабатшаларының алмасуымен көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа
қабаттармен қатталады. Құмтастар мен алевролиттердің түсі негізінен сұр
және ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да болады. Сирек қарасұр түсті
құмтас-алевролитті жыныстар да кездеседі. Саздар көбіне қарасұр, тіпті
қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXII, XXI, XX, XIX,
XVIII және XVII горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt). Олардың шөгінділері
арасында саз қабатшалары бар біршама қалың құмтастар мен алевролиттер
қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-сұр, нашар және орташа
цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара, қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара
шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат
шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3). Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз
шөгінділері мен жануарлар қалдықтары түрінде кездесетін келловей,
оксфод және кембридж ярустары ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k). Құмтастар, алевролиттер мен кейде
әктастар қабатшалары араласқан сазды қалың қабаттар түрінде кездеседі.
Келловей ярусының саздары сұр, қарасұр, күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр
түсті. Құмтастар мен алевролиттердің түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарасұр
және қоңыр. Құмтастар арасында ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында
XIV горизонттың жоғарғы бөлігі мен XIII горизонт орналасқан. Оның
қалыңдығы 50-135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3O-km). Юра шөгінділерінің
мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж шөгінділері аален-келловей
кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-карбонатты жабын ретінде. Ол
саз-мергель жыныстарының біршама қалың қабатынан құралған, ара-арасында
құмтастар, алевролиттер мен әктастар жұқа қабатшалар түрінде кездеседі.
Оксфорд-кембридж шөгінділерінің қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м,
жоғарғысы үшін 30-97 м.
Бор жүйесі (K). Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің
шайылған бетінде орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық
ярустарымен орын алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша
бор шөгінділері үш бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы
терриген (альб, сеноман) және жоғарғы карбонат (турон-дат) ярустары.
Төменгі бөлікке XII горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ,
ІІІ,IV, V, VI, VII, VIII, IX, X және XI газды горизонттар жатады. Бор
шөгінділерінің қалыңдығы 1100 м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді
қалыңдығы алевролит және саз қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы
ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ). Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары
орын алған.
Палеоген жүйесі (P). Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен
бөлімдері жатады. Эоцен бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және
әктастар түрінде. Олигоцен бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың
бірқалыпты қабаты түрінде. Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N). Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының
шөгінділері түрінде кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар
мен әктастар қабатшалары кіреді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25 м, Сармат
ярусы әктастар, мергелдер мен саздардың астарласуынан тұрады, сармат ярусы
– 80-90 м-ді құрайды. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115 м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q). Төрттік жүйе эллювиаль-деллювиаль текті құмдар,
саздар, суглиноктармен көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.
1.2.2 Тектоникасы
Оңтүстік Маңғышлақ ойыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын
Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта біршама
құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары
байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай, Қарамандыбас, Теңге, Тасболат,
Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс Жетібай кіреді.
Солтүстігінде Өзен құрылымы оңтүстік-шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік
қанатта жыныстардың құлау бұрышы – 3º. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6º
болатын оңтүстік бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен, Теңге
көтерілімімен бөлінеді. Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының
периклиналі үлкен емес белес арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады.
Ауданның шығыс бөлігінде, Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Өзен
көтерілімі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның өлшемдері
9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа ығысқан,
соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған, солтүстік-батыс
периклиналіне қарағанда қысқа. Оңтүстік қанаты – шамалы тіктеу.
Мұнда XIV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6-8º. Қатпардың
солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс
жартысында XII горизонтың жабыны бойынша құлау бұрышы 1-3º.
Құрылымының батыс бөлігінде мұнай кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді:
Солтүстік-батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының
оңтүстік қанатын күрделіндіреді. XVIII горизонттың жабыны бойынша
көтерілу амплитудасы 30 метрге жетеді және соңғы 1300 м тұйық изогипс
бойынша құрылым өлшемдері 2,9-0,9 км. Солтүстік-батыс күмбез Өзен
құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс бойынша
көтерілу өлшемдері 3,5-2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс
периклинальдің оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты
созылған. Өзен қатпарының периклинальдік аяқталуы мұнда XIII горизонт
жабынында 1700 м изогипспен ерелекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және
Қарамандыбас қатпарларын 58 скважина ауданында кішкене ойпат арқылы
тұтас көтерілімге біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта
созылған. Мұнда XIII горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4º.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аудартады, оның нәтижесінде
негізінен құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер
қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі
кірігеді, онда да мұнай кеніштері бар. XIV горизонт жабыны бойынша күмбез
өлшемдері 10,8-4,5 км, амплитудасы 105 м.
XIX-XXV өнімді қабаттар мұнай-газдылықтың төменгі қатарына жатады.
Оларды кейде жаппай мұнайлы, мұнай-газды және газды кеніштер дейді. XIII-
XVIII қабаттарының мұнайлылығының алғашқы нұсқасын гидрогеологиялық және
геофизикалық зерттеулер кезінде олардың қозғалыссыз жағдайда жатқандығы
анықталды.
XIII-XVIII қабаттардың геологиялық құрылымының жалпы сипаттамасы
жобадағы берілгенмен салыстырғанда аз өзгерген. Ол 1.1 кестеде көрсетілген.
1.1 кесте – Жоғарғы қатардағы өнімді қабаттарының сипаттамасы
РН Қабаттар Орташа Түрі Орташа Абсолюттік
орналасу тиімді белгі
тереңдігі қалыңдығы
Кеніш Өткізгіш СМШ ГМШ
0 1 2 3 4 5 6 7
1 XIII 1080 Қабат Терригенді 100 1126
суы
2 XIV 1200 253 1136
3 XV 1200 153 1140
4 XVI 1240 195 1140
5 XVII 1280 242 1141 1036
6 XVIII 1370 178 1145
Мұнай газдылығының төменгі қатарындағы XIX-XXIV өнімді қабаттардың
геологиялық құрылысы қабаттардың газдылығының жоғарғы қатарымен
ерекшеленеді, актиментальді құрылысының негізгі қорын күрделендіре түседі.
Ал оның Батыс және Оңтүстік Батыс, Парсымұрын, Шығыс Қарамандыбас
құрылымдары күрделендіре түседі. Мұнайлылықтың төменгі қатарындағы мұнай
қасиеті күмбезден-күмбезге өзгереді. Сондықтан әрбір күмбез бойынша орташа
мән берілген (1.2 кестеге қараңыз).
1.2 кесте – Төменгі қатардың өнімді қабаттарының сипаттамасы
РН Қабаттар Орташа Түрі Орташа Абсолюттік
орналасу тиімді белгі
тереңдігі қалыңдығы
Кеніш Өткізгіш СМШ ГМШ
1 XIX А 1390 Қабат Терригенді 3,3 1150 1153
суы
2 XIX Б 1480 Газды 1372
3 XX А 1490 8,4
4 XX Б 1560 Қабат 5,2
5 XXI А 1607 суы 1520
6 XXI Б 1640 1569
7 XXII А 1690 1608
8 XXII Б 1730 1533
9 XXIII 1780 1593
10 XXIV 1840 1731
11 XXV 1990 1807
XIX-XXIV қабаттардағы қабат жағдайындағы мұнай жеңіл, аз тұтқырлықты.
1.3 Мұнайгаздылығы
2003 ж. Өзен кен орнынан шамамен 6,17 млн.т мұнай өндірілді.
Мұнай өнімінің горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): XIII
горизонт – 27,5; XIV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVI горизонт –
10,9; XVII горизонт – 5,7; XVIII горизонт – 1,7; Қумұрын күмбезі – 1,2;
Парсымұрын күмбезі – 1,2. 1980 жылдары Қумұрын, Солтүстік-батыс және
Парсымұрын күмбездерінің өнімді горизонттары қарқынды бұрғыланды. Бұл
олардан мұнай өндірудің сәйкес 4,66 және 58 %-ға өсуіне әсер етті.
XIII-XIV горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі өндіріледі.
Олардан өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64 %-ын құрайды.
Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру скважинасының орташа
тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3,1-5,4 ттәулік, сұйықтық бойынша 6,7-
15,8 ттәулік.
XIII-XIV горизонттар айдау скважиналары қатарларымен 64 жеке
игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір горизонттың бөліктері бір-
бірінен бастапқы баланстық, игерілген қорларымен және өнімді
қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді,
сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең аралықта өзгереді. 1.01.97 ж. мұнай
мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай
негізінен механикалық тәсілмен (97 %) өндіріледі: терең сорапты (ШТС)
және газлифт. Газлифт скважиналарының қоры барлық өндіру қорының
9,2 %-ын құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6
%, ал сұйықтық өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы мұнай мен
сұйықтық шығымының мөлшері өндіру қорының 90 %-ын құрайтын терең сорапты
скважиналар шығымынан 3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген
сайын этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы
қоспасы бар құрғақ метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622
кгм³ шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторларының таралуы тиімді мұнайлы
қалыңдықтар, игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша
анықталған.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне –
қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бұл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95 % құраса, ал Өзен
кен орнынын полимикті коллекторларында кварц құрамы 30 % шамасында,
жыныстарда кварц құрамы 70 % болса, минерал орнықсыз саналады.
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және
цементтеуге кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың
қалыптасуына соқтырады. Нәтижесінде жеке үлгілердегі кеуектілік
шамасы 30 %-ға жетеді. Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы
суға қаныққандықтың жоғары болуы да кішкене қуыстардың көптігімен
түсіндіріледі (1.3 кестеде келтірілген).
1.3 кесте – Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m,%
XIII 21
XIV 22
XV, XVI 23
XVII, XVIII 24
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау
бойынша табылған қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың
геофизикалық параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар
бар екені анықталады. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-
әдісі көрсеткіштерімен байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік
шамалары бөліктерді, белгіленген аймақтарды және тұтас горизонттарды
сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді ары қарай қолдану ыңғайлы болу
үшін және есептеу операцияларын механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы
барлық мәліметтер перфокарталарға түсірілді. Кейін ЭЕМ-да арнайы
қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі және тұтас горизонттағы
әрбір қабат, будақ (пачка) бойынша статикалық қатарлар мен көрсеткіштер
анықталады.
1.4 кесте – Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері
Горизонттар Kор,мкм2Ұңғы саны hм.ор.,м
XIII 0,206 458 10,8
XIV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVI 0,207 311 18,4
XVII 0,76 96 23,4
XVIII 0,178 63 19,8
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2.
Өткізгіштіктің орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты.
Сондай-ақ скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың
орташа арифметикалық шамасы 1.4 кестеде берілген. Бұл мәліметтерді
қарастырсақ, горизонттар мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының
әртүрлі екенін көреміз. XIII горизонт ең аз қалыңдықпен
сипатталады.
XVІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар:
ұсақ түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа
қабаттары мен мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс
қатарында қалыңдығы 10-47,3 м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта
және ірі түйіршікті құмтастар аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды денелер
ені 200-700 м жұқа жолақтар түрінде. Біртекті құмтастар үшін
өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм²) шамасы мен қабат коллекторлардың
қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1,6 м-ге күрт азаюы мен 0,05 мкм²
өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі бөлігімен нашар
гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан коллекторлардың өндірілген
және бастапқы баланстық қорларының жағдайын талдау үшін барлық нақты
материалдар алғаш рет тұтас горизонттардағы жоғары өнімді аймақтар мен
төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан басқа, скважиналар
бойынша жаңа қосымша материалдар мен геологиялық құрылымдар алаң бойынша
коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және сыртқы
мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
XIII-XVIII горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдік сипатқа
ие:
- мұнайда парафин (29 %) мен асфалтенді-шайырлы заттардың (20 %) көп
болуы;
- мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат
температурасына тең;
- құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы қабат
қысымының арасының шамалас болуы;
- газсыздандырылған мұнайдың орташа қату температурасы +30ºС.
1.3.1 Сулылығы
1965 ж. Өзен кен орнының қимасында стратиграфия, литология
мәліметтері және де Оңтүстік Маңғышлақ ойысының мезозойлық шөгіндісінің
бөлігін терең бұрғылау барысында алынған коллекторлық қасиеттері бойынша
екі гидрогеологиялық қабаттар: бор және юра қабаттары анықталған. Олардың
аралығында қалыңдығы 100 м-ден көп саздардан, сазды-мергельдерден,
оксфордтік және жоғарғы келловейлік ярустардан құралған суарынды қабат
орналасқан.
Юра кешенінің сулылығы. Юра кешендерінің қабаттарында екі сулы
кешен бар. Олар терригенді және келловей ярусы, жоғарғы, ортаңғы және
төменгі юраның коллекторларын қосқанда жоғарғы юраның карбонатты
коллекторлары.
Терригендік сулы кешен. Жалпы қалыңдығы 800-1000 м болатын неогендік
және сазды жыныстардың реттеліп орналасуымен сипатталады. Юралық терригенді
сулы кешеннің суының жалпы минералдылығы 12,7-15,2 мг.л-ге дейін жетеді.
Хлордың құрамы – 2700-2900 мг.экв.л, кальций – 400-500 мг.экв.л, ал
магний – 140-180 мг.экв.л, йод гидрокарбонаты – 2-3 мг.экв.л-ді құрайды.
Йодтың концентрациясы аз ғана және де ол 3-8 мг.л аралығында өзгеріп
отырады.
Өзен кен орнының юралық сулары үшін аммонидің құрамы едәуір жоғары,
ол 60-70 мг.экв.л-ге дейін жетеді.
Карбонаттық сулы кешен. Кешен литологиялық қатынаста сазды-мергельді
қалыңдықтан бөлінген құмтасты қабатшалары бар әктастар түрінде келтірілген.
Қарастырылған шөгінді қабаттың суы терригендіден жалпы минералдылығы
бойынша да, сондай-ақ жеке компоненттер құрамы бойынша да ерекшеленеді.
Жалпы минералдылығы – 23,3-36,8 мг.л-ді құрайды. Йод құрамы – 2-3 мг.л.
Су сульфатты-натрилі түрге (типке) жатады. Оңтүстік Маңғышлақ
жағдайлары үшін су кешендерінің негізгі көздерінің бірі болып
гидростатикалық қысым астындағы саздардың тығыздалуы саналады.
Бор кешені. Бор қабаты 700-800 м болатын құмтасты-алевролитті
шөгіндінің қат-қабатталып орналасуымен күрделенген. Бор жасындағы
терригендік шөгінділерде екі сулы кешен бар, олар: неокомдық және
альбсеномандық. Бір-бірінен бөлінген аймақтың суарыны тұрақты апт
саздарынан тұратын будақ (пачка) болып табылады. Неоком суларының жалпы
минералдылығы – 19,3-21,7 гл-ді құрайды. 45 мг.л-ге дейін бром, 10 мг.л
– алюминий, сульфаттар – 5-10мгл бар. Түрі бойынша олар хлоридтікальцилі.
Альб-сеноман сулы кешенінің қабаттық сулары неокомнан гөрі жақсырақ
зерттелген. Қабаттық судың жалпы минералдылығы – 11,32-14,71 мг.л-ді
құрайды. Сульфат құрамы 40-тан 50 мг.экв.л-ге дейінгі аралықта болады,
әйткенмен оның концентрациясының құрамы жоғарыдан-төмен қарай азайып 5-10
мг.экв.л-ді құрайды, йод 1-3мг.л-ден көп емес, алюминий шамамен 40
мг.л.. Су – гидрокарбонатты-натрилі, сульфатты-натрилі және
хлоридтімагнилі түрге жатады.
Өзен кен орнындағы қабаттық сулардың химиялық құрамы екі топқа
бөлінеді: бірінші топ – бор сулары, екінші топ – юра шөгінділерінің сулары.
Бор горизонтының сулары негізінен минералдылығы 10 мг.л-ге дейінгі
сульфатты-натрилі түрге жатады.
Юралық өнімді горизонттардың (XIII-XXIII) қабаттық суларының
минералдылығы – 130-170 гл. болатын хлоридтікальцилі ерітінділер құрамы
бойынша біртекті болып келеді.
Сулар сульфатсыз және де бромның кәсіпшілік құрамы 500 мг.л-ге дейін
жетеді, ал йод және басқа да бағалы компоненттер 20 мг.л.. Көлемдік газ
факторы мұнай және газ шоғырлары жапсарының жанында ғана 0,5-0,9 м³м³-тен
аспайды, сонымен қатар тереңде шөккен горизонт сулары үшін ол 1,0-1,2 м³м³-
ке жетеді.
Суда еріген газ 80-90 %, метан 4-8 %, ауыр көмірсутектер 3,2-13 %,
азот 0,5-7,3 %, Күкіртсутегі кездеспейді.
Қабаттық сулардың тығыздығының орташа мәні 1081-ден (XIII горизонт)
1105 кгм³-қа (XXIV горизонт) дейінгі аралықта өзгереді, ал барлық
горизонттар үшін қалыпты жағдайда шамамен 1098 кгм³-қа тең.
Қабаттық сулардың физикалық қасиеті, минералдылығы – 140 гл., қабат
қысымы – 11,5 МПа және температурасы – 62 °C кезіндегі су үшін төмендегіні
құрайды: тұтқырлығы – 0,6 мПа·с., көлемдік коэффициент – 1,015, сығымдылық
коэффициенті – 3,2 МПа -¹.
1.4 Өзен кен орнын жобалау және игеру тарихы
Маңғыстауды зерттеу өткен ғасырдың аяғында басталған.
Маңғыстау мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспас сорлары
мен құдықтарының ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик далалық геологиялық зерттеулер
жүргізгенде Өзен көтерілімін анықтаған. Ал 1941-1945жж. аралығында
Маңғыстауда геологиялық зерттеулер жүргізілген жоқ.
1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық экспедиция
ұйымдастырылды. Бұл ұжым ауданды зерттеуде өзінің үлкен үлесін
қосты. 1951 ж. Казнефтеобъединение бас геологы Н.А.Кадин Батыс
Қазақстанның геологиясы мен мұнайлылығы бойынша көп мәлімет берді,
барлық геологиялық материалдар талданылып, Маңғыстау мұнайгаздылығының
келешегі ерекше аталып көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка тресінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Түбіжік алаңында
құрылымдық-іздестіру бұрғылауды жүргізе бастады.
1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелері шешілді. Бұл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға
үш аудан ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылау – нәтижесіз болып табылды, ал
Түбіжік алаңында мұнай кен орны анықталды, бірақ ондағы мұнай ауыр,
шайырлы және барлауға тиімсіз болып шықты. Жетібай және Өзен
құрылымдары аумағында мұнайгаз кен орындары анықталды. 1961 ж.
желтоқсанның басында 1248-1261 м аралығындағы № 1 ұңғыны сынағанда 10 мм
штуцерден тәуліктік шығымы 80 м³ фонтан алынды. Горизонттың өндірістік
бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде сынаумен берілді. 1963 ж. наурыздың
басында осы горизонттағы № 2 және № 22 ұңғылардан мұнай фонтандары
атқылады.
Өзен кен орнын өнеркәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 ж. 7 қыркүйектегі қауылысымен Шевченко (қазіргі Ақтау)
қаласында Мангышлакнефть бірлестігі құрылды да, Өзен экспедициясы соның
құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Өзен кен орнын игерудің Бас схемасын жасады және
ол Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда мынадай жағдайлар
қарастырылды:
- кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен
температурасын көтеріп ұстау;
- 4 пайдалану обьектілерін бөліп алу: І обьект – XIII+XIV горизонттар,
II обьект – XV+XVI горизонттар; III обьект – XVII горизонт; 4 обьект –
XVIII горизонт;
- негізгі пайдалану обьектілері (І-ІІ) бойынша кен орнын айдау
ұңғыларымен ені 4 км блоктарға бөлу;
- барлық обьектілерді біруақытта жеке блоктармен игеруге қосу;
- ІІІ обьектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесімен игеру;
- IV обьектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру.
Бірақ кен орнының су айдауға дайын еместігіне байланысты
XIII-XVIII горизонттар 2,5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи
серпімді су арынды режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен ұңғылар шығымы төмендей берді.
1971 ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне
тек өндіру ұңғылары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткенен соң мұнай
өндіру төмендеді және ұңғылар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай
өндірудің құлау коэффициенті 1976 ж. – 5, 1977-1979 жж. – 15.6...10%.
1974 ж. жасалған игеру жобасында келесі жағдайлар қарастырылды:
- әрбір горизонт жеке игеру обьектісі болып табылады;
- өнімді горизонттар ені 2км блоктарға айдау ұңғылары қатарларымен
бөлінеді;
- жаңа ұңғылар әрбір горизонтта жеке бұрғыланады;
- ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын
1979 ж. қарай толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды.
Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49,3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік
берер еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көшу толығымен 1983 ж.
ғана аяқталды.
Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын
игеру сипатының күрделі екенін көрсетті. Күрделі жағдайларда тек блоктық
су айдау, жеткіліксіз болғандықтан кейін сатылық термалдық су айдау,
фигуралық су айдау сияқты технологиялар қолданылды. Бұл технологиялар
кен орнын игерудің тиімділігін арттыруға жәрдемдесті.
Қазіргі кезде ыстық су айдау қондырғыларда дайындалады. Ыстық
суды дайындауға көп шығын шығатын болғандықтан ыстық су айдаудың
циклдік әдісі игерілген. Оның мағынасы өнімді қабатқа берілген көлемде
бірде ыстық, бірде салқын су айдалады. Ыстық су айдау процесінде қабаттың
жабыны мен табаны қыздырылады. Бұл жағдайда салқын су қабаттың қызған
жабыны мен табанынан келетін жылу арқылы жылиды, ал артынан салқын су
айдағанда ыстық су қабатқа қарай ысырылады.
1.5 Кен орнын игерудің жағдайы
Кен орнын пайдалануға бергенде үлкен қиыншылықтар тап болды.
Қабаттағы қысымды сақтау уақытында ұйымдастырылмағандықтан бастапқы кезде
кен орнында игеру табиғи режимде жүргізілді, осыдан кейін салқын су
айдалды, бірақ көлемі жобада қаралған көлемнен әлдеқайда аз болды. Осының
салдарынан 1970-1971 жылдары қабат қысымы мұнай өндіретін өнімділік
қабаттарында 1,0-2,8 МПа-ға дейін төмендеген, мұнай өндіретін ұңғыларда
түптік қысым 55-65 % мұнай газбен қаныққан қысымды құрайды. Осының
нәтижесінде еріген газ үлкен газ зоналары пайда болды, негізінен мұнайдың
күмбез кенішінде. Бастапқы мәліметтер көбейген сайын қосымша шешімдер
қабылданып отырылды. Олар өнімділік қабаттары жүйесінің жақсаруына
бағытталған. Сонымен қатар қосымша су айдайтын ұңғылардың қатарын
тіліктеп, блоктардың енін 2 км дейін азайту. І-ІІ обьектілерде мұнай
өндіретін ұңғылар қазу арқылы көбейту және әр қабатқа су айдайтын
жүйені ұйымдастыру. ІІІ-ІV обьектілерді нұсқа ішімен су айдауға
ауыстыру және қосымша блокты су айдауға көшіру. Тез арада кен
орнына ыссы су айдау қажеттілігі туралы шешім бірнеше рет қабылданды.
Бірақ ыссы су айдайтын қондырғының кешігуіне байланысты қабатқа салқын
су айдау жалғаса берді, 1976 жылы қабатқа ыстық су айдау, барлық
су айдаудың 13 %, 1978 жылы 27,7 %, ал 1979 жылы 31,2 % құрады.
Кен орнының өнімді қабаттарына 1980 жылы басынан барлығы 300
млн. м³ нұсқа ішімен салқын су айдалды немесе барлық айдалған судың
85 %-ын құрайды. Барлығы 300 млн. м³ өнімділік қабаттарының жыныстары
салқындатылды, температурасы 5-20 °С-ге төмендеді. Мұнай өндірудің ең
жоғарғы деңгейі 1975 жылы 16,249 млн. тоннаға жетті, ал 1976 жылы
мұнайдың өсуіне экстенсивтік әсер ықпал етті, яғни жаңа алаңдар мен
учаскелер қазылып енгізілді. Бірақ осы уақытта су айдауды
өсіргенмен мұнайдың дебиті төмен түсумен болды. Негізгі қабаттар,
алаңдар қазылып болғаннан кейін де мұнай өнімі азайып, ұңғылардың сулануы
көбейе берді.
Мұнай өндірудің түсу коэффициенті 1976 жылы 5 %-ды құрады ал
1977-1979 жылдары – 15.6...10 %. Суланудың өсуі игерудің жүйесін қарқынды
пайдаланғаннан болды (блоктардың ені 2 км дейін қысқартылды). 1984
жылы XІІІ-XVІІІ қабаттардың игеру жобасы жасақталды, себебі көптеген
қабылданған шешімдер, қаулылардың қортындысы бойынша кен орнын жетілдіру
және жобалық технологиялық көрсеткіштер жобасын және игеру кезінде
кәсіптік-геологиялық ақппаратты пайдаланып анықтау қажет болды.
Жобаның негізгі жағдайы мыналардан тұрады:
- әр қабат жеке игеру обьектісі өзіне тән су айдау жүйесімен;
- өнімді қабаттар ені 2 км блоктарға айдау ұңғылары арқылы қатарларға
бөлінген;
- жаңа жобалық ұңғылар әр өнімді қабаттарда қазылады;
- қозғалыстағы ұңғылар торын тығыздау арқылы бір ұңғыға ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz
Реферат
Курстық жұмыс
Диплом
Материал
Диссертация
Практика
Презентация
Сабақ жоспары
Мақал-мәтелдер
1‑10 бет
11‑20 бет
21‑30 бет
31‑60 бет
61+ бет
Негізгі
Бет саны
Қосымша
Іздеу
Ештеңе табылмады :(
Соңғы қаралған жұмыстар
Қаралған жұмыстар табылмады
Тапсырыс
Антиплагиат
Қаралған жұмыстар
kz