Кеніштің биіктігі 200 метр
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 8
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 11
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат 11
1.2 Кен орынның игерілуі мен геологиялық зерттелу тарихы 12
1.3 Cтратиграфия 14
1.4 Тектоника 19
1.5 Мұнайгаздылығы 21
1.6 Сулылығы 32
2 Техникалық-технологиялық бөлім 35
2.1 Газлифт әдісіне теориялық кіріспе 35
2.1.1 Газлифтілі тәсілмен игерудің принциптері 40
2.1.2 Газлифт клапандары 42
2.2 Газлифт тәсілінің жұмыс істеу үрдісі 45
2.2.1 Сұйықтықты бөлу үшін газлифт тәсілінің сипаттамасы 46
2.3 Ұңғыларды газлифттілі тәсілмен пайдалануға аудару 51
2.4 Жаңажол кен орнында газлифттілі әдісін пайдалану 54
2.5 Үздіксіз газлифтілі қондырғының есебі 57
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 68
3.1 "Қандыағашмұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы
68
3.2 Техникалық басшылық органдары 71
3.3 "Қандыағашмұнай" мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
еңбекті ұйымдастырудың ерекшеліктері 72
3.4 Жаңажол кен орнын игеру, пайдаланудың техника экономикалық
көрсеткіштерін талдау 74
3.5 Енгізілген шаралардың және оларды енгізудің қысқаша сипаттамасы 74
3.5.1 Газлифтілі әдісті қолдануды енгізгеннен кейінгі өнім көлемін анықтау
75
3.5.2 Газлифтілі әдіспен игерген кездегі пайдалану шығындарын анықтау 75
4. Еңбек қорғау 82
4.1 Газлифттілік ұңғыларды пайдаланудағы қауіпті және зиянды өндірістік
факторларды талдау 82
4.2 Қорғаныс шаралары 82
4.2.1 Қауіпсіздіктің жалпы шаралары 82
4.2.2 Қауіпсіздік техникасы 84
4.2.3 Санитарлық-гигиеналық шаралар 86
4.2.4 Өртке қарсы шаралар 87
5 Қоршаған табиғи ортаны қорғау 89
5.1 Атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану көзі ретінде
қарастыратын технологиялық процестерді талдау 89
5.1.1 Атмосфераның ластану себептері 90
5.1.2 Гидросфераның ластану себептері 91
5.1.3 Литосфераның ластану себептері 92
5.2 Ұйымдастырылған шаралар 92
5.3 Инженерлік қорғау және табиғатты қорғау шаралары 93
5.3.1 Атмосфераны қорғау 93
5.3.2 Гидросфераны қорғау 95
5.3.3 Литосфераны қорғау 96
ҚОРЫТЫНДЫ 98
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР 99
КІРІСПЕ
Қазақстанның батыс бөлігі яғни толығырақ айтқанда оңтістік батыс пен
солтүстік батыс аралығы қазақ елінің мұнайлы аймағы екені баршамызға мәлім.
1899 жылдың қараша айында Қазақстан мұнайының алғашқы тамшылары болған
Атырау облысындағы, Жылыой ауданына қарасты Қарашүңгіл мұнай фонтаны туралы
хабар Ресей және шетел кәсіпкерлерін дүр сілкіндіріп, Жайық, Ембі және
Каспий маңы ойпаты аймағында мұнай қорын іздестіру жұмыстарын кең көлемде
жүргізу мәжбүр етті. Осыдан кейін Жайық пен Ембіден бастап Қазақстанның
оңтүстігі Маңғыстауға дейінгі, солтүстігі Оралға дейінгі аймақтарында да
зерттелулер, іздеулер жүргізіле басталды. Ал, Ақтөбе облысына келетін
болсақ, Ақтөбе өңіріндегі жүргізілген геологиялық барлау жұмыстарының
нәтижесіне Кенқияқ кен орнында 1959 жылы мұнай фонтанының атқылауы қол
жеткізді. 1966 жылы игеріле бастады.
Жер қойнауынан мұнай шығаруды арттырумен қатар бұл саланы дамытудың
келесі жолы – жаңа мұнай-газды айдандар мен жеке кен орындарын барлау-
іздеу, игеру үрдісін жеделдету болды.
1970-ші жылдары Ембі ауданынан мұнай іздеудің мүмкіншілігі туып,
көптеген жаңа кен орындар ашылды.
Жаңа кен орындарының Орал-Ембі аудандарының әр тұстарынан табылуы
оның келешегінің зор екенінің айғағы.
1970-ші жылдардың соңы мен 80-ші жылдардың басында жүргізілген іздеу-
барлау жұмыстарының ең маңызды нәтижесі Оңтүстік Ембінің тұз астындағы
қабаттарында мұнай мен газдың бар екенін анықтау болды. Оларды барлау Ембі
ауданының мұнай қорын игеруді жаңа сапаға көтерді. 1978 жылы тұз астындағы
Жаңажол кенін ашу үлкен табыс болды.
Тұз астының стратиграфиялық бағанасында төмендегі пермнен бастап
девонды қоса кең көлемді аймаққа түгел жайылған бірнеше мұнайлы қабаттар
анықталды.
Каспий маңы ойпатының оңтүстік-шығыс бөлігіндегі тұз астындағы
әктасты қабаттардың мұнайларында көбінесе сутекті күкірт болатын. Жаңажол
мұнайында күкіртсутек 6%, парафин 5%, ал, Тәжіғали аумағында 17% шамасында
болды.
Жаңажол кен орны 1980-ші жылдардан бері өндіріліп келеді.Кен орындағы
көп жылдардан бері мұнайдың өндірілуінен қабаттың қысымы төмендеп, қабаттың
сулануы жоғарылай бастады.
1994 жылы газлифт тәсілін қолданыла басталды. 2002 жылдың тамыз
айыннан бастап, Жаңажол кен орнында газлифт тәсілін қолға алып, бүгінгі
күнге дейін осы технологиямен жарамдылығы 100% болатын көптеген ұңғы
өндіріліп жатыр. Газлифт тәсілін сынақтан өткізу жолымен сұйықты бөлу және
жасанды фонтандауды іске асыру үшін Жаңажол кен орнында газлифт тәсілін
қолдану тәжірибеден өткізіліп, үлкен жетістіктерге жетті.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат
Жаңажол кен орны Орал үстірті аймағындағы Мұғаджар тауымен Ембі өзені
арасында орналасқан. Әкімшілік басқаруы жағынан Қазақстан Республикасы,
Ақтөбе облысы, Мұғаджар ауданына қарайды.
Жергілікті жер рельефі дөңес қыраттардан, сайлардан құралған және
плюс 125-тен плюс 270 метрге дейінгі абсолюттік биіктігімен ерекшеленеді.
Ең кіші минималды белгісі Ембі өзеніне қарай, яғни кен орынның оңтүстік-
батыс бөлігіне қарай еңіс келеді және сол Ембі өзені Жаңажол кен орнынан
оңтүстік-батысқа қарай 2-14 шақырымға созылып жатыр. Өзен суы
минералданған, сондықтан техникалық қажеттіліктерге қолданылып жатыр. Ал,
тұрмыстық қажеттіліктерге құдық сулары пайдаланылады. Құдық және Ембі
өзенінің суларының деңгейі 2 метр және одан да жоғары болып келеді.
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сондықтан қатар ылғалдылығы
өте төмен. Қыс мезгілінде температура минус 40 0С-қа дейін жетеді. Ең суық
айларына қаңтар, ақпан айлары жатады. Алғашқы қар қарашаның ортасына таман
түсіп, наурыз айының аяғына дейін жатады. Орта жылдық атмосфералық жауын-
шашын мөлшері көп емес, ол жылына 120-140 мм шамасында. Ең ыстық айларына
шілде, тамыз айлары жатады.
Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді мекендеріне кен орынның солтүстік-
шығыс бағытында орналасқан 15 шақырымдық Жаңажол совхозының орталығы және
солтүстік-батыс бағытында орналасқан 35 шақырымдық Кенқияқ мұнай-газ өндіру
басқармасының поселогы жатады және кен орынның солтүстік-батысында Шұбарыш
поселогы орналасқан.
Атырау-Орск мұнай құбыры 100 шақырым жерден өтеді. Жақын темір жол
станциясы Москва-Орта Азия магистралының бойында орналасқан, яғни кен
орыннан 100 шақырымдық жердегі Ембі станциясы.
“CNPC Ақтөбемұнайгаз” акционерлік қоғамының базалық орталығы -
Жаңажол кен орнының солтүстік бағытынан 130 шақырымдық жерде орналасқан
Қандыағаш (Октябрск) қаласы. Қазіргі кезде Жаңажол кен орны мен Қандыағаш
(Октябрск) қаласының аралығында тас жол салынған және пайдалану ұңғыларын
бұрғылау үшін және Жаңажол вахталы поселогына электр желісі тартылған.
Бұрғылаушылармен рация арқылы байланысады және Ақтөбе қаласы мен Шұбарыш
поселогы арасында почта, телеграф және телефондық байланыс та бар.
Ақтөбе аудандық орталықтан Жаңажол кен орнына дейін шамамен 240
шақырым. Ақтөбе қаласында Жаңажол және Кенқияқ кен орындарының мұнай-газын
игеру, өндіру жұмыстарын жүргізетін АО “Ақтөбемұнай” орналасқан. Ақтөбенің
шығыс жағында, 95 шақырым жерде Хромтау қаласы бар. Ол жерде хром кен орны
орналасқан.
1.2 Кен орынның игерілуі мен геологиялық зерттелу тарихы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.К.
Ковалевский және А.П. Гаригросс еңбектерінде көрсетіледі. Олар 1840 жылы
Темір, Атжақсы, Ембі өзендерінің ауданын зерттеу барысында жазған еді.
Осыдан кейін зерттеулер маршруты одан әрі жалғасты. Территорияны барынша
бөлшектеп және жобалау бойынша зерттеу 1944-і жылдан басталды. Сонымен 1944
– 1946 жылдар аралығында Каспий – Арал партияларын М40 парағында масштабқа
түсіруді Г.И. Водорезов басқарған геологиялық топ жүргізді.
Жұмыс қорытындысына геологиялық карта және территорияның тектоникасы
мен стратиграфиялық сұрағына жауап ретінде параққа түсіндірмелі жазба
берді. Бұл жұмыстар әлі күнге дейін өз құндылығын жойған жоқ.
1949-ы жылы В.И. Сомодуров және И.В. Иванов 1:200000 масштабында 40 –
ХХХІV парағын геологиялық түсіруді жүргізді. Осы көлемде Жаңажолда
енгізіліп, қамтылған еді. Авторлар ауданның геологиялық құрылымы туралы
барынша толық мәлімет берген 1952-і жылы аудан гравиметриялық түсірумен
алдыңғы масштабқа қамтылды.
1952-1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында карталық
бұрғылауды А.С. Зингер түсірді.
1960-ы жылы Жаңажол ауданында Ақтөбенің геофизикалық экспедициясы
толқынның шағылу әдісімен сейсмикалық зерттеулер жүргізді. Осы жұмыстардың
нәтижесімен П1 горизонты бойынша Жаңажол көтерілімі анықталды. 1961-і жылы
Ақтөбенің геофизикалық экспедициясы тереңірек бұрғылауды ескере отырып,
құрылымды дайындау мақсатында толқынның шағылу әдісімен детальды
сейсмикалық зерттеулер жүргізді. Жүргізілген зерттеулердің нәтижесімен К
(кунгур ярусының жабыны) және П1 (тұзасты жабының түзілімі) горизонттарының
құрылымдық карталары жасалды.
1961-ші жылы Жаңажолдың тұзасты құрылымында жобаланған 3200 метр
тереңдіктегі №1 терең барлау ұңғысы бұрғылана басталды.
1976-шы жылдан бастап іздестіру жұмыстарын “Ақтөбемұнайбарлау”
экспедициясы, ал, 1978-і жылдан бастап “Қазақмұнайгазгеология”
бірлестігінің “Кенқияқмұнайбарлау” экспедициясы жүргізді.
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978-і жылы наурыз айында №4 ұңғыда
байқалды.
1981-ші жылдан бастап Жаңажолдағы барлау ұңғыларын бұрғылау
жұмыстарын 1981-ші жылы құрылған құрамы айтылып өткен экспедициялардан
жинақталған “Ақтөбемұнайгазгеология” бірлестігі жүргізуде.
1981-ші жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің
бекітуімен “Ақтөбемұнай” бірлестігіне кен орында барлау ұңғыларын бұрғылау
және оны игеру тапсырылды.
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының “Ақтөбемұнайгаз” акционерлік
қоғамының “Октбярскмұнайгаз” мұнай-газ өндіру басқармасының цехтарымен
игеру жұмыстары атқарылуда.
Қазіргі уақытта кен орын толығымен қытайлықтардың қолына өтіп, одан
әрі игеру көлемін ұлғайтып, мұнай өнімін өндіру өсуде.
Кен орында 90-ы жылдардың орта кезінен бастап, фонтанды әдістен
механикалық әдіске көше бастады да, қазіргі кезде мұнайды ШТС және газлифт
әдістерімен өндіріп жатыр.
1.3 Cтратиграфия
Жаңажол кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі таскөмір және
жоғарғы бор жасындағы жыныс жиынтығы анықталған. Стратиграфиялық
бөлшектеуде, керннің сипаттамасы, өндірістік-геофизикалық зерттеу
диаграммасы, палеонтологиялық анықтамалар қолданылды.
КТ-І өнімділік қабатынан мұнай-газ қоры анықталғаннан кейінгі
уақыттың ішінде игерудің технологиялық схемасы жасалғаннан кейін
қарастырылып отырған кен орында 149 өндіру ұңғылары бұрғыланды. Сол ұңғылар
бойынша талданған материалдар кеніштің геологиялық құрылымын, таралу
шекарасын анықтауға мүмкіндік берді және өнімділік қабаттар параметрлерінің
есептелулері келтірілді. Бірақ бұдан кейін флюидтердің анықталған қорына
байланысты ешқандай өзгерулер болмады.
Қарастырылып отырған кен орынның анықталған қимасы жыныстардың
төрттік, төменгі бор, юра, триас, перм және таскөмір т.с.с. жастарымен
сипатталады. Қазақстандағы Каспий маңы ойпатының аймағындағы табылған
тұзасты шөгінділеріндегі соңғы түзілімдерде мұнай-газ кеніштерінің үлкен
бөлігінің бар екені анықталды. Ол кеніштер касимовтік, жоғарғы москвалық
ярустарында және КТ-ІІ қабатының төменгі москвалық (каширлік, верейлік),
башкирлік, серпуховтық (протвиндік, стешевтік және тарустық горизонттары)
және визе (вешевтік горизонт) ярустары интервалдарында жатыр.
Төменде кен орынды құрастыратын бөлімдердің және жүйелердің
анықтамалары келтірілген.
Pz - тобы
С – таскөмір жүйесі
С1 – төменгі бөлім
Жаңажол кен орны көлемінде анықталған барынша ерте шөгінді жыныс
болып орта визе жасындағы терригенді шөгінділер табылады.
Осы жыныстар №1-С ұңғының 4190 – 4200 метр аралығында кездесті.
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі карбонатты қабатпен
ауысады. Олардың жасы жоғарғы визе және серпуховтық жастарымен белгіленіп,
құрамы қара-сұр аргиллит аралас әктастар мен доломиттерден тұрады. Төменгі
карбон жыныс қабатының максималды анықталғаны қалыңдығы 308 метр.
С2 – ортаңғы бөлім
Ортаңғы карбон жыныстары башкирский және москвалық ярус құрамында
аршылды.
С2в - башкирлік ярус
Бұл жастағы жыныстар №1-С ұңғысының 3892 – 3668 метр аралығында
толық және 23 ұңғымен жиі-жиі қамтылды. Олардың толық қалыңдығы 224 метрге
жетеді.
Құрамында сұр және ақшыл-сұр әктастар органогенді-түйірлі, аргиллит
аралас массивті доломиттерден тұрады.
С2М1 - москвалық ярус
Мұның құрамы екі ярусқа бөлінеді. Төменгі москвалық ярусының №1-С
ұңғысында 3668 – 3560 метр және №23 ұңғысында 3807 – 3647 метр
аралықтарында верейлік және каширлік горизонттары кездескен. Жыныс
қалыңдығы 106 метрден 156 метрге дейін жетеді. Бұл қабаттар карбонаттар
және аргиллит аралас шөгінділерден тұрады. Жоғарғы визе-төменгі москвалық
ярусының карбонатты жыныс комплекстерінің қалыңдығы №1-С ұңғысында 530
метрге жетіп, төменгі карбонатты қабатын құрайды да өз алдына КТ-П
индексімен белгіленеді.
С2M2 - жоғарғы москвалық ярусы
Бұл ярус мячковтық және подольдық горизонттарымен сипатталады.
Подольдық горизонтының төменгі бөлігі көбіне көп терригенді қалыңдықты
қабаттар, яғни аргиллиттер, қиыршық топырақ, гравелиттер және 266 – 366
метрлі қалыңдықта жиі кездесетін әктастардан тұрады. Подольдық карбонатты
түзілімдердің қалыңдықтары 144 – 220 метр аралында өзгеріп тұрады.
Мячковтық горизонт ұңғылардың барлығында анықталған және органогенді,
органогенді-үгілгіш, ұсақ түйіршікті әктас және доломиттерден құралған.
Оның қалыңдығы 115 метрден 164 метрге дейінгі аралықты өзгермелі болып
келеді.
С3 – жоғарғы бөлім
Жоғарғы карбонатты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен шекарасы
геологиялық каротаж сызбасындағы өзгеруінен көрінеді. Жоғарғы карбонның
көптеген микрофауналарымен флоралардың табылуына байланысты касимовтік және
гжельдік ярустарына бөлінген.
С3K - Касимовтық ярус
Жыныс жасы ұңғылардағы фораминиферлердің кешенінен, яғни 5 (2832-
2824), (2824-2819), 1 (2900-2896), 6 (2909-2906), (2899-2897), (2894-2888),
(2884-2879), 19 (3013-3001) және 5-і ұңғыдағы, яғни 5 (2832-2824), (2819-
2816)конодонттар кешенінен анықталды.
Литологиялық қатынаста ол ауданның көптеген бөлігінде әктастар және
доломиттерден құралған. Касимов ярусының қалыңдығы 50 метрден 97 метрге
дейінгі аралықтарда өзгеріп тұрады.
С3g - Гжельдік ярус
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53 метрден 136 метрге
дейін өзгереді.
Жыныс ішінде сульфатты және карбонатты қабаттар бар. Оның басқа
қабаттарға қарағанда айтарлықтай айырмашылығы құрамының 65-85%-і фауналар
мен су өсімдіктерінің қалдығынан тұратын әктастар болып табылады.
Қарастырылып отырған гжель ярусы бөлігінің жасы №12-і ұңғыда аралығы
2964,2-2890 метр және 2336,3-2930 метр болатын фораминифердің анықталуымен
дәлелденген.
Жоғарғы КТ-І карбонатты қабатында негізінен газоконденсатты қор
сақталған. Карбонатты қабаттың жалпылама қалыңдығы 427-573 метрлер
аралығында. Қиманың карбонат үсті бөлігі жиі кездеседі, яғни гравелит,
сазбалшық, алевролит қабаттарынан құралған терригенді гжельдік ярусының
қабатынан түзілген. Оның қалыңдығы 24-109 метрге дейін жетеді.
P – Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері төменгі және жоғарғы бөлімдерден берілген.
P1 – Төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі асселдік, сакмардық, артиндік және кунгурлік
ярус шөгінділерінен тұрады.
Pla+s - Ассельдік-сакмарлық ярус
Ассельдік-сакмарлық терригенді қабат қалыңдығы гжель терригенді
карбон қабатымен бірге Жаңажол кен орнында регионалды флюидті, кедергілі
қабат туғызады. Бұл қабыршықта қабат қалыңдығы белгілі дәрежеде құрылымды
саз балшықтың болуымен және кең ауқымды яғни, 16-598 метр аралығында
өзгеріп, солтүстіктен оңтүстікке қарай тенденциялы өзгеріп отырады.
Литологиялық байланыста бұл аргиллиттер, қыйыршық топырақтар,
алевролиттер, жиі-жиі гравелит және саз балшықты әктастардан тұрады.
Ассельдік ярусының қалыңдығының жасы 1-і ұңғының 2647-2645 және 2498-
2495 метрлер аралықтарында және 10-ы ұңғыда 2468-2458 метрлер аралықтарында
алынған фораминифер фауналармен қуатталып (93-і ұңғы) 9 метрден (8-і
ұңғыда) 359 метрге дейін өзгеріп отырады.
Сакмарлық ярусында қалыңдыққа байланысты сақталмаған, яғни 5-і ұңғыда
кездескен.
P1K - Кунгурлік ярусы
Кунгурлік ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы карбонат үсті
терригенді қабатымен бірге кунгур қималарының мұнай мен газға қаныққан
бөліктерінде өте зор флюидті, кедергілі қабат тудырады.
Кунгурлік ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді-
галогенді аргиллит араласқан қабаттарымен кездескен. Оның қалыңдығы 10-60
метр аралығында өзгереді. Жоғарырақта галогенді аргиллит аралас, жиі
қиыршық топырақ пен алевролит және ангидрит қабатшалары орналасқан.
Галогенді қабатының максималды қалыңдығы (12-і ұңғы) 996 метрден, минималды
қалыңдығы (3-і ұңғы) 7 метр аралығында.
Кен орынның кунгурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді-сульфатты
қабаттар жатыр.
Оның негізгі бөлігі 4 метрден 48 метр қалыңдықта кездескен
ангидриттерден жинақталған.
Р2 – жоғарғы бөлімі
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында жеке
ангидрит (3-0,5 метрлі және 10-15 метрлі) қабатшалары кездесетін терригенді
қабаттардан тұрады.
Жоғарғы пермь бөлігінің қалыңдығы солтүстік төбешіктерімен ұштасқан
жерде 633 метрге дейін өзгереді.
MZ – мезозой тобы
Т – триас жүйесі
Триас шөгіндісі Т1 төменгі құрамынан бөлініп және литологиялық шұбар
боялған сазбалшық, қиыршық топырақ қабаттарынан көрінеді. Шөгінділердің
қалыңдықтары 65-371 метр аралығында өзгереді.
J – Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі, ортаңғы және жоғарғы болып құрамдарына
байланысты бөлінген. Олардың жалпы қалыңдықтары (13-і ұңғыда) 60 метр мен
(3-і ұңғыда) 246 метр аралығында өзгеріп отырады.
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қара-сұр түсті, құм қиыршық топырақтардан,
тығыз алевролит және қоңыр қиыршық топырақ полимикті, әртүрлі түйіршікті
қабаттардан құрамдалған.
К – Бор жүйесі
Бұл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып конгломерат аралас
қоңыр жасылды саздар есептеледі.
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28-132 метр аралығында өзгереді. Қалыңдықтың
минималды көрсеткіші 52-і ұңғыда, ал, максималды көрсеткіші 88-і ұңғыда
байқалады.
Q – Антропогенді жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің қалыңдықтары онша емес, небары 2 метр
немесе 3 метрлік 4 қатарлы қабат бөледі. Солардың құрамдары саздың
суглинкалары мен құмайт, құмдақтардан түзілген.
1.4 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының
оңтүстігінде орналасқан. Яғни, Орал алды геосинклинальды аймағынан Ащысай
және солтүстік көпекті сызықтарынан көрінеді.
Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданның интенсивті түсуі
және қалың шөгінділердің қабатшаларда 7 шақырымнан 10 шақырымға дейінгі
аралықтарында болуына байланысты. Бұл қабаттың негізгі бөлігін кунгур
ярусының галогенді табан шөгінділері және кембрий іргетасына дейінгі
жыныстардың жоғарғы бетінде жатқан тұз асты жиынтығын құрайды.
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын маңда
2 немесе 2,5 шақырымнан Беттеу күмбезінің меридианына қарай 5,5 немесе 6
шақырымға дейінгі, яғни батыс бағытына қарай моноклинальды қалыңдай береді.
Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек қатарлары
бөлінген. Соңғысы төменгі горизонттарда мықты байқалып, соған сәйкес
ойпаттың ортаңғы бөлігіне қарай қалыңдай бастайды.
Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кенқияқ, Қожасай, Шұбарыш
қатарларының жүйесі бөлінеді және олардың көлемінде 3 немесе 3,5 шақырымдық
тереңдіктерде (П1) тұз асты горизонтының қисығы түзілген.
Жаңажол қатарының бір ерекшілігі қуатты карбонат массивтерінің дамуы
болып табылады. Олар үлкен брохиантиклиналь тәріздес дөңбектерден құралған.
Сейсмикалық мәліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен
салыстырғанда әр түрлі локалды дөңестерінің морфологиясындағы өлшемдері,
шөгінділердің тереңдік қатынастарында әр түрлі өзгешеліктер байқалады.
Құрылым картасында жоғарғы карбон шөгінділерінің табаны бойынша екі
локалды дөңес анық көрсетіліп, 50-і ұңғы ауданына 2,5 шақырымдық изогипс
енгізуімен контурланған.
Жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 9(5 шақырым құрап, онша үлкен емес
седловина арқылы оңтүстік локалды дөңесімен қосылады, яғни 19-ы ұңғы
ауданына 2,55 шақырымдық изогипспен контурленген [1, 2 Парақтар].
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың қисығы бойынша гжельдік
ярусының сульфатты карбонатты қабатының карбонат үсті қалыңдықта терригенді
қабатпен ауысуы жылдам тығыз шекараны реттейді.
Жаңажол дөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып, қабаттың
карбонатты массивінің ішінде субмеридианды құрылымдар құрайтын
брахиантиклиналды қырлардан тұрады.
Ол екі локалды дөңестен тұрады. 50-і ұңғы ауданына солтүстік локалды
дөңесі 2,3 шақырымдық изогипспен контурленген. 25 шақырымдық тұйық изогипс
бойынша дөңестің ауданы 10,5(5 шақырым болады. Оңтүстік көтерілімнің дөңесі
50 метр төменде жатыр және 2,3 шақырымдық изогипспен 19-ы ұңғы аймағында
контурланған. 2,3 шақырымдық изогипсті көтерілімнің өлшемдері 9,5(4 шақырым
болады.
1982-1985 жылдар аралығындағы ауданды барлау ұңғыларымен бұрғылаған
кезде төменгі карбонатты қабаттың қимасында тектоникалық бұзылулардың бар
екені анықталды, олардың ішінде созылғаны 100-150 метрлік ығысу амплитудасы
еді. Сол бұзылулардың болғанына байланысты барлық құрылым 3 блокқа бөлінді:
І (оңтүстік бөлігі); ІІ (61-і ұңғы аймағы); ІІІ (солтүстік бөлігі).
Флюидтердің қорлары негізінен І және ІІ блоктарда шоғырланған.
1.5 Мұнайгаздылығы
Жаңажол кен орны Қазақстандағы өнімділігі карбонатты коллекторларға
байланысты алғаш ашылған кен орны болып табылады. Ол белгілі Кенқияқ,
Құмсай, Көкжиде, Батенкөл, Қаратөбе, Ақжар және Қопа сияқты төменгі бор,
юра, триас, жоғарғы және төменгі пермь жүйелерінің шөгінділеріндегі мұнай
қабаттары бар ауданда орналасқан.
Жаңажол аймағынының мұнай-газдылығы туралы алғашқы мәлімет 1-ші
ұңғыда бұрғылау жұмыстары жүріп жатқан кезде байқалған жоғары
газкөрсеткіштігіне, таскөмір жынысын керн бойынша зерттеген кездегі мұнай
белгілеріне және сазбалшықты ерітіндінің газдануына байланысты анықталды.
3050-3020 метр аралықтарындағы тереңдікті тексеру барысында 62,5% метан, 1%
этан, 1% ауыр көмірсутектер жиынтығынан құралған газды судың әлсіз ағыны
байқалды. 1978-і жылдың 3-і наурызында 4-і ұңғыдағы орта карбон
әктастарының ашық оқпанында сыналған қабаттан газдалған мұнай табылды.
Кейін 1978-і жылы 31-і шілдеден 2-і тамызға дейінгі аралықта 2767-
2884 метр арлығындағы тереңдіктен шығымы 66,8 м3с болатын мұнай және 107,6
м3с шығымды газ фонтандалды. Фонтанды ұңғыларда 3 және 8 миллиметрлік
штуцерлер қолданылды. Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында жоғарғы және
төменгі карбон жыныстарымен байланысты өндірістік өнімділігі бар екі
карбонатты қабат белгіленген және олар 206-417 м. қалыңдықты жыныстың
терригенді будасына бөлінген.
КТ-І бірінші карбонатты қабаты
Оның 398 метрден (92-і ұңғы ) -548 метрге (41-і ұңғы ) дейінгі
болатын қалыңдығы литологиялық жағынан әктас, доломит және олардың ауыспалы
өзгерістерінен кездеседі. Бұлардың ішіндегі өткізгіш жыныстар коллекторлық
қасиетті атқарады. Коллектор типі кеуекті-жарықшақты болып келеді.
КТ-І өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі жағын, касимов ярусының
үстіңгі карбонын, мячков горизонтының ортаңғы карбонын алып жатыр. Кен
орындағы флюидтердің тіреуіштері пермьнің сульфатты-терригенді және тұзды
қабаттары болып табылады. КТ-І қабатының көп бөлігі доломиттті болып
келеді. Касимовтық және гжельдік ярустарында ангидрит қабаты және қуыстары
кездеседі. Қара аргиллит қалыңдықтарымен ангидриттерден тұратын жалпы
алғанда 120 метрге дейінгі қалыңдықпен ангидрит қабатының солтүстік-шығыс
бөлігін құрастырып, соңғы кезде карбонат қабатының созылуымен алмастыруға
болады.
1982-1985 жж барлау ұңғыларының алаңын бұрғылау процесіндегі төменгі
карбонатты қабатының қимасында тектоникалық бұзылушылық (нарушение)
болатыны белгілі болды. Олардың ішіндегі ең көп уақытқа созылғаны 100-150
метрлік ығысу амплитудасымен батыс көтеру қанатынан өтеді. Ал, басқа да 40-
50 метрлік екі амплитудасымен ортаңғы қатпарды қиындата түсті (№61-ші ұңғы
аймағы). Осы бұзылушылықтардың (нарушение) болуына байланысты барлық
структура үш блокқа бөлінеді. 1-ші блок (оңтүстік бөлік), 2-ші блок (№61-ші
ұңғы аймағы), 3-блок ші (солтүстік бөлік). Флюид қорларының негізгі бөлігі
1-ші және 3-ші блоктарда орналасқан.
КТ-І өнімділік қабатының мұнай-газ қорын анықтағаннан кейін кен
орынның КТ-І карбонатты қалыңдығының игеру технологиясының схемасын
құрастыру кезінде 149 өндіру ұңғылары бұрғыланды. Осы ұңғылардың материал
анализін анықтауға кеніштердің геологиялық құрылымдары мүмкіндік берді.
Өнімділік қабаттарының жайылу шекаралары және кейбір есептеу параметрлері
анықталған қорлардың өзгерулерін көрсетпеді.
Жоғарыда айтылғандай кен орынның мұнай-газдылығы айтылған екі
қабаттармен байланысты. Бірінші және екінші қабаттарды 206 метрден 417
метрге дейінгі қалыңдықтардан тұратын жыныстардың терригенді қабаттары
бөліп тұрады.
398(№92-ші ұңғы)– 548(№41-ші ұңғы) метр қалыңдықтарды құрайтын
бірінші карбонатты КТ-І қабатының литологиялық құрылымы негізінен
әктастардан, доломиттен тұрады және де осылардан араласып келеді. Осы
жыныстардың өткізгіштігі коллекторлық қызмет атқарады және бұлардың
коллекторлары қуысты-жарықшақты болып келеді.
Қабат қимасында каротаж қисығы мәнінің сипаты бойынша жыныстардың
тығыздығы және саздылығы жоғары мәнге ие болатын реперлер сериясы бөлінген.
Бұл материалдар 2550-2900 м. тереңдікте жататын “А”, “Б”, “В”, “ В'” шартты
түрдегі 4 өнімділік қабатқа бөлуге мүмкіндік берді.
Стратиграфиялық тұрғыдан алғанда А өнімділік қабаты гжель ярусының
төменгі бөлігін, ал, Б өнімділік қабаты касимовский ярусын, В және В'
москвалық ярусының подоль қабатынының жоғарғы бөлігін қамтиды.
Бұл қабаттардың қанығу сипаттамасы олардың көмірсутектеріне
байланысты, яғни А қабатында 303 және 90 метр биіктікпен жиегінде мұнай
қамтыған газ кеніші бар, ал Б қабатында 110 метр газ қабаты және 90 метр
мұнай қабаты бар мұнай-газ кеніші бар. В қабатында газ шапкасы бар мұнай
кеніші орын алады. Бұл қабаттың мұнайы 83 – 93 метр аралығында және газ
қабаты 30 – 50 метр аралығында. В' қабаты кішігірім 87 метр биіктіктерімен
мұнай кеніштерін қамтиды.
Барлық өнімділік қабаттар өздерінің арасында бір гидродинамикалық
системамен бірлескен, негізінде минус 2580 метр абсолюттік белгі бойынша
және аудан бойынша су-мұнай байланысы (ВНК) абсолюттік белгісі минус 2630
метрден 2650 метрге дейін өзгеретін біртұтас газ-мұнай байланысымен (ГНК)
бір қабатты-массивті кенішті сипаттайды.
Жаңа ұңғыларды бұрғылағанның нәтижесінде мынандай көрсеткіштер пайда
болды: 180 (внк-1650м); 169(-2650м); 361(-2645м); 481(-2640м); 468 (-
2637м); 372(-2640м); 343(-2650м); 146(-2644м); 106(-2644м); 307(-2643м);
372(-2640м).
СМБ (ВНК) ең жоғарғы жағдайы батыс қанатта және оңтүстік
периклинальда (-2630 – 2640 м), ал, ең төменгі жағдайы шығыс қанатта және
солтүстік периклинальда (-2640 – 2650м). Кейбір ұңғыларда яғни 182-і, 154-
і, 343-і ұңғыларда Б, В және В' өнімділік қабаттарының қабатшаларында
бөлініп тұрған қабатшалар жоқ және олар бір тұтас қалың қабаттарды
құрастырып тұр. Бұл қабаттардан ГМБ(ГНК) 4-і, 5-і, 10-ы, 16-ы, 17-і, 19-ы,
22-і, 26-ы ұңғыларын сынағанда қабылданды, яғни -2560 метрден газ, одан
төменірек мұнай алынды.
СМБ (ВНК) ЖГҰЗ (ПГИС) мәліметтері және сынау нәтижесі бойынша
қабылданды. Сөйтіп, 16-ы ұңғыда ЖГҰЗ(ПГИС) мәліметтері бойынша СМБ(ВНК)
абсолютті белгісі минус 2647 метрде анықталады да, сынаған кезде сол
абсолютті белгіде сусыз мұнай шығады. 17-і және 26-ы ұңғыларда ЖГҰЗ(ПГИС)
мәліметтері бойынша мұнай-су шекарасы абсолютті белгілері минус 2643метр
және минус 2639 метр тереңдіктерде байқалады. 6-ы және 14-і ұңғыларда
абсолютті белгісі минус 2637 метрде қабат сулары байқалды және бұл
геофизикалық мәліметтер бойынша дәлелденді. Шығыс периклиналь аумағында
және солтүстік күмбездің оңтүстігіндегі 11-і және 5-і ұңғылардан абсолюттік
белгілері минус 2645 метр және 2644 метр тереңдіктерде сынау кезінде сусыз
мұнай алынды. ЖГҰЗ(ПГИС) мәліметтері бойынша мұнайға қаныққан бөліктің
табаны абсолюттік белгісі минус 2651 метрде белгіленді.
Төменде КТ-І карбонатты өнімділік қабатының қысқаша сипаттамасы
берілген.
А қабаты 650 метр қалың қабаттардан құралған, гжелдік және ассельдік-
сакмарлық ярустарының терригенді жыныстардан және кунгурлік ярусының
гидрохимиялық шөгінділерінен тұрады да, қалың қабатты кең газды-конденсатты
кенішін құрайды.
Кеніштің солтүстік бөлігінің шығыс қанат коллекторлары өткізгіштігі
жоқ ангидрит жыныстарынан тұрады. Кеніш күмбезді, массивті және
литологиялық жағынан шектелген болып келеді. Газға қаныққан қабаттың ауданы
70695 мың м2, мұнайға қаныққан қабат ауданы 75204 мың м2. Жалпы мұнай-газ
қабат қалыңдығы 293 метр болса, оның газ қабаты 90 метр.
Б қабатында мұнай-газ қабатының үлкен көлемі жатыр, ол А қабатынан 2
- 60 метр төменде жатыр. Коллекторлары кеніштің солтүстік бөлігінде
шектеулі сипатталады, 146-шы, 52-ші, 117-ші ұңғылар аумағында коллекторлар
өткізгіштігі жоқ карбонаттардан тұрады. Ал, 67-ші, 103-ші, 321-ші және 8-ші
ұңғылар аумағында коллекторлар ангидриттерден тұрады. Кеніш күмбезді,
массивті және литологиялық жағынан шектелген болып келеді. Кеніштің
биіктігі 200 метр. Газға қаныққан қабат ауданы 36516 мың м2, мұнайға
қаныққан қабат ауданы 71475 мың м2.
В қабаты Б қабатынан 4 - 74 метр төменде орналасқан. Айтылып кеткен
қабаттарға қарағанда екі кеніштен тұрады, яғни оңтүстік және солтүстік
күмбездермен ұштасып жатыр.
Кеніштің екеуі де мұнай кеніші, газ шапкасының биіктігі аса үлкен
емес, яғни оңтүстік бөлігі 30 метр және солтүстік бөлігі 50 метр. Күмбезді,
массивті типті кеніштерге жатады, оңтүстік бөлігі литологиялық экрандалған,
60-шы ұңғы аумағының биіктігі 129 метр. Ал, солтүстік бөлік биіктігі 87
метр.
В' қабаты жоғарыда айтылған қабаттардан 350 метр төменірек және екі
мұнай кеніштерімен сипатталады. Олардың биіктігі 60 және 87 метр.
В' қабатының қоры тек қана солтүстік бөлігінде анықталған, бұл
барлаудың аяқталмағанын көрсетеді. Кеніштердің екеуі де күмбезді.
КТ-ІІ екінші карбонатты қабаты
КТ-ІІ екінші карбонатты қабатының КТ-І екінші карбонатты қабатынан
айырмашылығын оның қимасындағы өте сирек кездесетін доломиттер және
әктастар көрсетеді. Коллекторларына олардың әртүрлі өткізгіштері болып
табылады. КТ-І және КТ-ІІ өнімділік қабаттарын әктас қабатшалары (және
карбонат арсындағы тұз асты қабаттары) бар терригенді жыныстары бөліп
тұрады, және КТ-ІІ өнімділік қабат кеніштеріне флюид тіреуіштер қызметін
атқарады.
Игеру объектілеріне бөлу мақсатымен КТ-ІІ өнімділік қабатының қорын
бөлек есептеу үшін шартты түрде қабат екі өнімді қабатшаларына (Г және Д)
бөлінді. Осы қабатшалар 4 - 50 метрге дейінгі өткізгіштігі жоқ верейдік
горизонты қалыңдығымен төзімді қабат ауданы бойынша кең тараған. Осы
верейдік горизонты оңтүстігінде 50 - 65 метрге дейін әктасты және
солтүстігінде негізінен 15-20 метр қалыңдығымен әртүрлі сазды-балшықты
қабатшаларға бөлінген.
Стратиграфиялық жағынан алғанда Г қабатының негізгі қималық бөлігі
москвалық ярусының кашир горизонтының жыныстарынан (солтүстік күмбезінің
соңғы периклинальды қабатына верейдік горизонты түзілімдерінің жоғары
бөлігі де кіреді) тұрады. Д қабатын москвалық ярусының венев горизонты
қалдықтары құрайды, тағы да башкирлік, серпуховтық (протвийлік, стешевтік,
таррустық горизонттары) ярустар және визейдік(окстық горизонты астындағы
венев горизонты) ярустар түзілімдері де бар.
КТ-ІІ қабатында тектоникалық блоктардың бұзылуынан түзілген 1-ші және
2-ші блоктарда мұнай кеніштері және 3-ші (солтүстік) блогында
газдыконденсатты-мұнайлы кеніштері көп жерді алып жатыр.
Су-мұнай жапсары (ВНК) бар кеніштер әр түрлі құрылымды учаскелер үшін
қабылданады (негізінен кеніштердің ЖҰГЗ (ПГИС) материалдары нәтижесі
бойынша ) және олардың тербелістерінің көмегімен тереңдіктің минус 3602
метрден 3534 метрге дейін екені анықталды.
Сонымен, 1-ші блоктың оңтүстік-шығыс бөлігіндегі су-мұнай жапсары
(ВНК) абсолюттік белгісі минус 3570 метр болғанда қабылданады (№38-ші
ұңғының табаны мұнайға қаныққан бөлігі кезіндегі осы жерде сусыз мұнай
алынды). Солтүстік-шығыс бөлігінде абсолюттік белгісі минус 3581 метр
болғанда ЖҰГЗ (ПГИС) мәліметтері бойынша №29-ыншы ұңғыдан су-мұнай жапсары
(ВНК) зонасының интервалын анықтау кезінде сулы мұнай алынды. 2-ші блок
кеніштері үшін су-мұнай байланысы (ВНК) қабаттың мұнайлы бөлігінің табаны
бойынша қабылданады. №61-ші ұңғыда ЖҰГЗ (ПГИС) мәліметтері бойынша
абсолюттік белгісі минус 3534 метр болғанда сусыз мұнай алынды.
3-ші блокта газ мұнай жапсары (ГНК) №36-шы ұңғыны сынау нәтижелері
бойынша абсолют белгісі минус 3385 метр болғанда анықталған. Осы №36-шы
ұңғы перфорациясы интервалынан және газды каротаж материалынан мұнай мен
газ ағысы алынды (интервал ортасынан). №14-ші үңғыдан №36-шы ұңғының
тереңдігінен 14 метр төмен жерден мұнай алынды, ал, сәл жоғары жерден газ
және конденсат алынды.
Су-мұнай жапсары (ВНК) мына абсолюттік белгі бойынша яғни минус
3603метрден (кеніштің батыс жағындағы №43-ші ұңғыда) 3573 метрге дейін
(блоктың оңтүстік-шығысындағы №66-шы ұңғыда осы абсолюттік белгіге дейін
сусыз мұнай алды)тербеліп тұрады. Осыған байланысты №72-ші ұңғы қабатының
мұнайлы бөлігі мынандай абсолюттік белгіге дейін яғни минус 3589 метрге
дейін жазып алынып отырған,ал, солтүстік периклинальдағы №73-ші ұңғыда
минус 3597 метрлік абсолюттік белгісінде су алынған.
Мұнайлылықтың едәуір көп болған кезінде су-мұнай жапсарының блок
бойынша жату тереңдігінің (560 метр) салыстырмалы аздаған тербелістерінің
болуы барлық кеніш резервуарлары (КТ-ІІ) үшін бір шарттарда қалыптасуын
көрсетеді. Осы кеніштер коллекторларының әртүрлі қанығулары әсерінен (аудан
және қима бойынша) Г және Д қабаттарын (пачки) шартты түрде жоғарғы және
төменгі қабаттарға (горизонт) бөлуге болады.
Г қабатының І блогы (оңтүстік күмбезі) тек қана төменгі Гн-І горизонт
коллекторларымен сипатталған. Жоғарғы горизонт толығымен тығыз жыныстардан
тұрады. Гн-І горизонтымен өткізгіштігі жоқ жыныстарға толы коллекторлар
арқылы шектеулі созылуымен сипатталатын мұнай кеніші ұштасып жатыр,
оңтүстік және оңтүстік-шығыс кеніштері күмбезді, массивті тектоникалық
экрандалған және 350 метр мұнайлылық қабаты литологиялық шектелген.
Мұнайлылық тығыздығы – 71,6 км2.
Екінші блокта Г өнімділік қабаты жоғарғы Гв-ІІ горизонтымен
сипатталған. Бұл қабатпен байланысты мұнай кеніші тектоникалық бұзылыстың
нәтижесінде шектеулі созылады. Оның ауданы 8,1 км2, ал биіктігі 50 метр.
ІІІ-ші блок қарастырылып кеткен алдыңғы екі блокқа қарағанда үлкен
газдымұнайлы кеніш болып табылады да, Гв-ІІІ және Гн-ІІІ қабаттарының екі
горизонттарымен ұштасып жатыр. Бұл блокта газ шапкасы 265 метр. Г
қабатындағы газға қаныққан көлемнің мұнайға қаныққан көлеміне қатынасы
0,31.
Коллекторлар барлық жерде жоқ: Гв-ІІІ жоғарғы горизонты өткізгіштігі
жоқ жыныстарға 71-і және 69-шы ұңғылар аумағында толы болып келеді.
Д қабаты І және ІІІ блоктарда орналасқан екі мұнай кеніштерімен
сипатталады.
Қабаттың І-і төменгі бөлігінде тығыз жыныстарға толы қабат
коллекторлары бар. Осы жағдайға байланысты қабат екі өнімділік
горизонттарға, яғни жоғарғы Дв-І және төменгі Дн-І болып бөлінді.Жоғарғы Дв-
І горизонтының коллекторларға литологиялық толуы 44-і, 27-і, 33-і және 56-ы
ұңғылар аумағында белгілі болды. Жоғарғы горизонттағы кеніштің өлшемі -
15x7 км, ал, төменгі горизонттағы кеніштің өлшемі - 6,2x4 км. Мұнайлылықтың
қалыңдығы 235 м (жоғарғы) және 100 м (төменгі).
Кеніштер күмбезді, тектоникалық шектеулі, литологиялық шектеулі,
жоғарғы горизонт массивті, ал, төменгі горизонт бір-тектес қабаттардан
емес.
ІІІ-і блокпен жоғарғы және төменгі горизонттарымен ұштасқан және Д-
ІІІ қабатының бір тұтас резервуар сияқты қарастырылған мұнай кеніші
біріккен. 71-і ұңғы аумағындағы коллекторлар тығыз жыныстарға толы.
Кеніш өлшемі: мұнайлылық ауданы – 30,4 км2, биіктігі – 189 метр.
Кеніштер күмбезді, тектоникалық экрандалған, литологиялық шектеулі,
массивті болып келеді.
Жаңажол кен орны үшін су-мұнай зонасы түсінігі шартты болып келеді.
Шарттылық ең алдымен мынадай мағынаны білдіреді:өнімділік қимасының көбірек
бөлектенуі кезінде және кеніштің су-мұнай бөлігі деп аталатын ауданның
үлкен бөлігіндегі аздаған тиімді қалыңдықтары кезіндегі байланысы жоқ
зоналар, яғни коллекторлар қабаттарында су-мұнай арасын бөлетін жапсар
(контакт) мүлдем жоқ.
Бірінші карбонатты қабат (КТ-І) литологиялық жағынан әктастан,
доломиттерден және әртүрлі жыныстардан тұрады.
КТ-1 карбонатты қабат қимасында аздаған құмның қабатшалары кездеседі
және коллектерлардың үш өнімділік қабаттарының (пачек) болуы анықталды
(жоғарыдан төменге қарай А, Б және В). А және Б қабаттарының (пачка)
стратиграфиялық жағын алғанда олар жоғарғы карбонның гжел және касимов
қабатына (ярус) жатады.Ал, В қабаты (пачка) ортаңғы карбонның москвалық
қабатына жатады.
Өнімді қабаттардың коллектордық қасиеттері керн алу әдісі және
өндірістік-геофизикалық зерттеулердің комплексі бойынша анықталады.
Кеуектіліктің есептеу параметрлерін анықтау үшін керн алатын лабораториялық
зерттеулердің нәтижесі қолданылады және геофизикалық зерттеулердің
мәліметтері қолданылады. Кеуектіліктің керн бойынша орта арифметикалық мәні
А, Б және В қабаттарының (пачка) мұнайға қаныққан бөлігі үшін мынандай
қатынастарды құрайды: 11,5%; 13,7%;10,2%.
А, Б және В қабаттары (пачка) газ шапкасының газға қанығушылығы мына
мәндерге ие болады: 79%; 82%; 81%.
Кеуектіліктің ҰГЗ (ГИС) нәтижелері бойынша анықталған мәндері А
қабатында (пачка) 12%,Б қабатында (пачка) 13,8% және В қабатында 11%
болады. Жоғарыда көрсетілген мәліметтерден А және Б қабаттарынан (пачка)
керн әдісімен анықталған кеуектіліктің мәнінен және ҰГЗ (ГИС)
мәліметтерінен алынған нәтижелерден мәндердің бір-біріне жақын немесе аздап
теңескенін көруге болады. Осыған байланысты қабаттардың проекттік
жобалаудағы кеуектіліктер А қабатында (пачка) 12%, Б қабатында (пачка) 14%
болады. В қабатында болса, керн №7-ші ұңғы бойынша зерттелді. Ал,
кеуектіліктің геофизикалық зертеулері №12-ші ұңғы бойынша зерттелді.Сонымен
кеуектілікті МГБ (НГК) бойынша 11% деп қабылдауға болады. А, және В
өнімділік қабаттар (пачки) өткізгіштігінің фильтрік сипаттамаларын анықтау
үшін тек қана керндік мәліметтер қолданылды.А,Б және В қабаттарының (пачки)
өткізгіштігінің орта мәндері мынандай қатынастарды құрайды: 0,008 мкм2;
0,171 мкм2; 0,116 мкм2. Өткізгіштіктің осы мәндері проекттік жобада
қолданылады. А және Б қабаттарының (пачки) бастапқы мұнайдың қанығушылығы
өндірістік-геофизикалық зерттеулердің нәтижелері бойынша анықталады да 80%
және 88% деп қабылданады. Кеніштің ауданы бойынша керндік мәліметтердің
шектеулі түріне ҰГЗ (ГИС) бойынша бағаланған бастапқы мұнайға қанығушылық
жатады. Яғни мұнайға қанығушылық 86%. В' қабаты (пачка) кернмен өте нашар
сипатталған. КТ-2 екінші карбонатты қабаттың литологиялық карбонатты
жыныстар негізінен әктастан тұнады, ал, доломиттер көп кездеспейді.
Стратиграфиялық жағынан алғанда Г қабаты москвалық ярусының каширлік
горизонтымен, башкирлік ярусымен және серпуховтық ярусының протвиндік
горизонтымен ұштасып жатыр. 1985-і жылғы техникалық-экономикалық дәлелдеу
бойынша болған жұмыстарда нормаланған критерияларға байланысты коллекторлар
деп кеуектілігі 7%-тен асатын және өткізгіштігі 0,7·10-3 мкм2. асатын
жыныстар есептелді.
Керн бойынша кеуектілік пен өткізгіштіктің арасында қуысты
коллекторларды сипаттайтын айырмашылығы өте аз байланыс бар. Техникалық-
экономикалық дәлелдеу бойынша қарастыру кезінде кеуектіліктің төменгі шегі
8,5%-ке дейін көбейді, ал, өткізгіштік 0,0031 мкм2-ге дейін көбейді.
Кеуектіліктің параметрін есептеуді негіздеу үшін керндік және геофизикалық
зерттеулердің нәтижелері қолданылды. Г-I, Гн-III, Гв-III, Дн-I,
Дв-I и Д-III қабаттарының кеуектілік мәліметтерін талдау кезінде
геофизикалық мәліметтерге сүйене отырып өнімділік қабат қимасы толығымен
қаралды.
Проектілеу үшін кеуектіліктің келесі мәндері ұснылады: Г-І қабаты
үшін 9.5%, Гв-III қабаты үшін 10.9%, Гн-III қабаты үшін 12.6%, Д-I қабаты
үшін 10.8% және Д-III қабаты үшін 9.8%. Өнімділік қабаттардың
өткізгіштігін негіздеу үшін ұңғыларды геофизикалық және гидродинамикалық
зерттеудің керндік мәліметтерінің мәндері қолданылды.
Гидродинамикалық есептеу кезінде проектілеу үшін геофизика арқылы
кеуектілікке тәуелділігі бойынша бағаланған өткізгіштікті бөлу қатарларын
ұсынуға болады. Проектілеу үшін келесі кеуектіліктердің мәндері беріледі: Г-
І қабаты үшін 0,0185 мкм2; Гв-III, Гн-III қабаттары үшін 0,0824 мкм; Дн-I
және Дв-I қабаттары үшін 0,0603 мкм2; Д-III қабаты үшін 0,0263 мкм2.
Бастапқы мұнайғақанығушылық тек қана геофизикалық зерттеулер
нәтижелері бойынша анықталды да, Г-I қабаты үшін 82%,Г-III қабаты үшін 85%,
Дн-I қабаты үшін 89%, Дв-I қабаты үшін 85% және Д-III қабаты үшін 73% болып
қабылданады.
Жаңажол кен орнының мұнай және газдың сипаттамасы "Гипровостокнефть"
институты орындаған тереңдік және беттік зерттеулер нәтижелері бойынша
беріледі.
Сатылатын мұнай сипаттама бойынша жеңіл, ал, тығыздығы 809-827 кгм3
болады, азтұтқырлықты, күкіртті (0,7-1,11%), парафинді (4,9-7,1%). 3000С-қа
дейінгі ақшыл фракциялардың шығуы 50,7%-і құрайды. Қабат мұнайының газға
қанықаны 168,2-319,5 мм аралығында жатыр.
Г және Д қабаттарының мұнайда еріген газы ауыр, яғни этаннан тұрады.
Сонымен қатар құрамындағы ауыр көмір сутектер – 33.75-35.57, метан - 48,7%.
Күкіртсутегінің (5,97%-ке дейін) жоғарғы концентрациясы көрінеді. Аздаған
мөлшерде азот, көмір қышқыл газ, гелий бар.
Газ шапкасындағы газ ауыр, яғни этаннан тұрады, көмірсутектер 18,5%,
құрамында метан - 73,24%, күкіртсутек - 2,94%, азот - 1,93%. Газда
конденсаттың құрамы тұрақты түрде 614 гм3, тығыздығы 770 кгм3.
Конденсаттың құрамында 3,6 %-ке дейін парафин, 0,41% күкірт және 0,55%
шайыр. 3000С-қа дейін фракцияның шығуы 74,6%. Конденсаттың көмірсутектік
құрамы бойынша парафиндік негізі бар. Парафинді-мұнайлы көмірсутектердің
жалпы құрамы 86%-тен асады.
1.6 Сулылығы
Жаңажол кен орнының қабат қимасында әртүрлі деңгейде төменгі бор және
карбонның бөлшекті және кешенді жер асты сулары ашылып, сыналды. Бірнеше
ұңғыларға техникалық қажеттіліктер үшін 60-30 метр және 230-260 метр
тереңдіктен ашылған төменгі бор түзілімдерінің сулары (K1) пайдаланылады.
Сулардың статикалық деңгейі 14-65 метр аралығында белгіленіп, олардың
өнімділігі 60-180 м3тәулікке жетеді. Су температурасы +120 С-тан аспайды,
сондықтан оларды суық сулар қатарына жатқызады. Суланатын жыныстар болып
альб ярусының сулы топырақтары табылады. Альб сулары химиялық құрамы
жағынан хлор-магнийлі. Минералдығы 1,6-3,6 кгм3. Олар құрамы жағынан өте
жоғары дәрежеде метаморфизмді, жеткілікті сульфатты және қатты болып
келеді. Дегенмен кен орынның батыс жағына қарай альб суларының қасиеттері
жақсарып , минералдығы 0,2-0,6 кгм3 болады.
Карбон қабатының сулары 2035-3050 метр аралықтарында аршылып, өте
жоғары арынды болып сипатталады. Бұл қабат суларын табан суларының қатарына
жатқызады.
Кен орында КТ-І және КТ-ІІ карбонатты өнімділік қабаттарының қабат
сулары КТ-І өнімділік қабатын сынау процесінде (7 барлау ұңғыларында)
анықталды. Сонымен қатар 8 Г қабатының сулы объектілері және параллельді КТ-
ІІ карбонатты өнімділік қабатының Д қабатшасы сулы объектілері де
анықталды.
Нәтижеге байланысты бірінші және екінші карбонатты өнімділік
қабаттарының физикалық-химиялық қасиеттеріне байланысты олардың қабат
суларының бір-бірінен айырмашылығы бар екені анықталды. Сонымен КТ-І
карбонатты өнімділік қабат суларының құрамында 2,94-4,77 гл кальций және
1,48-2,67 гл сульфат бар, ал, бром мөлшері 0,62 МПа·с-тан аспайды. Сулар
орта метаморфизациямен (r(ClNa)Mg)(2,65-тен көп емес.
КТ-ІІ карбонатты өнімділік қабатындағы қабат суларының құрамында 3,79-
8,7 гл көп мөлшерде кальций бар, аз мөлшерде 0,43-1,24 гл сульфат бар
және бром 183гл-ден көп емес. Қабат жағдайындағы сулардың тұтқырлығы 0,5-
0,55 МПа·с-қа дейін төмендеп кеткен. Көлемдік коэффициент 1,018-ге тең. Су
өте жоғары метаморфизациямен (r(ClNa)Mg)(3,4 сипатталады және Дв-І қабат
түзілімдерімен ұштасып жатқан қабат суларында 6,7-15,7-ге дейін өсуде.
Сөйтіп барлық объекттердің қабат сулары толығымен В.А. Сулиннің
сипаттамасы бойынша хлор кальций түріне жатады. Олардың тығыздықтары
қалыпты жағдайда көп мөлшерде өзгермейді. КТ-І карбонатты өнімділік
қабатының сулары үшін тығыздық 1058-1069 кгм3 (орташа 1064 кгм3), ал, КТ-
ІІ карбонатты өнімділік қабатының сулары үшін тығыздық 1048-1067 кгм3
болады (орташа 1056 кгм3). Минерализацияның орташа мәндері КТ-І үшін 87,5
гл, ал, КТ-ІІ үшін 79,7 гл.
Карбонатты қабаттардың суларында бор және бромның микроэлементтері
бар. Сонымен қатар суларда өте аз мөлшерде литий мен стронцийдің
концентрациялары бар.
Жаңажол кен орнының карбонатты түзілімдерінің сулары йодтанған сапаға
тән, бірақ олар өнеркәсәптік қолдануға сулы аумақтардың коллекторларының
төмен өнімділігіне байланысты жарамайды.
1 кесте – Карбон суларының газдылығы
Ұңғы № Өту аралығы, м Судың меншікті салмағы, кгм3Газдылығы, м3т
1-с 3628-3640 1,05·10-3 1,19·1012
1 4040-3873 1,07·10-3 0,18·1012
9 3452-3396 1,07·10-3 1,55·1012
10 2913-2930 1,06·10-3 2,98·1012
17 2921-2930 1,06·10-3 2,49·1012
26 2865-2930 1,07·10-3 1,88·1012
27 2847-2512 1,06·10-3 1,78·1012
2 Техникалық-технологиялық бөлім
2.1 Газлифт әдісіне теориялық кіріспе
Газлифтілі мұнай өндіру теориясы негізінде сұйықты бөлу үшін
қолданылатын газлифт тәсілі келешекте бір жағынан дамып келе ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ 8
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 11
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат 11
1.2 Кен орынның игерілуі мен геологиялық зерттелу тарихы 12
1.3 Cтратиграфия 14
1.4 Тектоника 19
1.5 Мұнайгаздылығы 21
1.6 Сулылығы 32
2 Техникалық-технологиялық бөлім 35
2.1 Газлифт әдісіне теориялық кіріспе 35
2.1.1 Газлифтілі тәсілмен игерудің принциптері 40
2.1.2 Газлифт клапандары 42
2.2 Газлифт тәсілінің жұмыс істеу үрдісі 45
2.2.1 Сұйықтықты бөлу үшін газлифт тәсілінің сипаттамасы 46
2.3 Ұңғыларды газлифттілі тәсілмен пайдалануға аудару 51
2.4 Жаңажол кен орнында газлифттілі әдісін пайдалану 54
2.5 Үздіксіз газлифтілі қондырғының есебі 57
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 68
3.1 "Қандыағашмұнай" мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы
68
3.2 Техникалық басшылық органдары 71
3.3 "Қандыағашмұнай" мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
еңбекті ұйымдастырудың ерекшеліктері 72
3.4 Жаңажол кен орнын игеру, пайдаланудың техника экономикалық
көрсеткіштерін талдау 74
3.5 Енгізілген шаралардың және оларды енгізудің қысқаша сипаттамасы 74
3.5.1 Газлифтілі әдісті қолдануды енгізгеннен кейінгі өнім көлемін анықтау
75
3.5.2 Газлифтілі әдіспен игерген кездегі пайдалану шығындарын анықтау 75
4. Еңбек қорғау 82
4.1 Газлифттілік ұңғыларды пайдаланудағы қауіпті және зиянды өндірістік
факторларды талдау 82
4.2 Қорғаныс шаралары 82
4.2.1 Қауіпсіздіктің жалпы шаралары 82
4.2.2 Қауіпсіздік техникасы 84
4.2.3 Санитарлық-гигиеналық шаралар 86
4.2.4 Өртке қарсы шаралар 87
5 Қоршаған табиғи ортаны қорғау 89
5.1 Атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану көзі ретінде
қарастыратын технологиялық процестерді талдау 89
5.1.1 Атмосфераның ластану себептері 90
5.1.2 Гидросфераның ластану себептері 91
5.1.3 Литосфераның ластану себептері 92
5.2 Ұйымдастырылған шаралар 92
5.3 Инженерлік қорғау және табиғатты қорғау шаралары 93
5.3.1 Атмосфераны қорғау 93
5.3.2 Гидросфераны қорғау 95
5.3.3 Литосфераны қорғау 96
ҚОРЫТЫНДЫ 98
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР 99
КІРІСПЕ
Қазақстанның батыс бөлігі яғни толығырақ айтқанда оңтістік батыс пен
солтүстік батыс аралығы қазақ елінің мұнайлы аймағы екені баршамызға мәлім.
1899 жылдың қараша айында Қазақстан мұнайының алғашқы тамшылары болған
Атырау облысындағы, Жылыой ауданына қарасты Қарашүңгіл мұнай фонтаны туралы
хабар Ресей және шетел кәсіпкерлерін дүр сілкіндіріп, Жайық, Ембі және
Каспий маңы ойпаты аймағында мұнай қорын іздестіру жұмыстарын кең көлемде
жүргізу мәжбүр етті. Осыдан кейін Жайық пен Ембіден бастап Қазақстанның
оңтүстігі Маңғыстауға дейінгі, солтүстігі Оралға дейінгі аймақтарында да
зерттелулер, іздеулер жүргізіле басталды. Ал, Ақтөбе облысына келетін
болсақ, Ақтөбе өңіріндегі жүргізілген геологиялық барлау жұмыстарының
нәтижесіне Кенқияқ кен орнында 1959 жылы мұнай фонтанының атқылауы қол
жеткізді. 1966 жылы игеріле бастады.
Жер қойнауынан мұнай шығаруды арттырумен қатар бұл саланы дамытудың
келесі жолы – жаңа мұнай-газды айдандар мен жеке кен орындарын барлау-
іздеу, игеру үрдісін жеделдету болды.
1970-ші жылдары Ембі ауданынан мұнай іздеудің мүмкіншілігі туып,
көптеген жаңа кен орындар ашылды.
Жаңа кен орындарының Орал-Ембі аудандарының әр тұстарынан табылуы
оның келешегінің зор екенінің айғағы.
1970-ші жылдардың соңы мен 80-ші жылдардың басында жүргізілген іздеу-
барлау жұмыстарының ең маңызды нәтижесі Оңтүстік Ембінің тұз астындағы
қабаттарында мұнай мен газдың бар екенін анықтау болды. Оларды барлау Ембі
ауданының мұнай қорын игеруді жаңа сапаға көтерді. 1978 жылы тұз астындағы
Жаңажол кенін ашу үлкен табыс болды.
Тұз астының стратиграфиялық бағанасында төмендегі пермнен бастап
девонды қоса кең көлемді аймаққа түгел жайылған бірнеше мұнайлы қабаттар
анықталды.
Каспий маңы ойпатының оңтүстік-шығыс бөлігіндегі тұз астындағы
әктасты қабаттардың мұнайларында көбінесе сутекті күкірт болатын. Жаңажол
мұнайында күкіртсутек 6%, парафин 5%, ал, Тәжіғали аумағында 17% шамасында
болды.
Жаңажол кен орны 1980-ші жылдардан бері өндіріліп келеді.Кен орындағы
көп жылдардан бері мұнайдың өндірілуінен қабаттың қысымы төмендеп, қабаттың
сулануы жоғарылай бастады.
1994 жылы газлифт тәсілін қолданыла басталды. 2002 жылдың тамыз
айыннан бастап, Жаңажол кен орнында газлифт тәсілін қолға алып, бүгінгі
күнге дейін осы технологиямен жарамдылығы 100% болатын көптеген ұңғы
өндіріліп жатыр. Газлифт тәсілін сынақтан өткізу жолымен сұйықты бөлу және
жасанды фонтандауды іске асыру үшін Жаңажол кен орнында газлифт тәсілін
қолдану тәжірибеден өткізіліп, үлкен жетістіктерге жетті.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат
Жаңажол кен орны Орал үстірті аймағындағы Мұғаджар тауымен Ембі өзені
арасында орналасқан. Әкімшілік басқаруы жағынан Қазақстан Республикасы,
Ақтөбе облысы, Мұғаджар ауданына қарайды.
Жергілікті жер рельефі дөңес қыраттардан, сайлардан құралған және
плюс 125-тен плюс 270 метрге дейінгі абсолюттік биіктігімен ерекшеленеді.
Ең кіші минималды белгісі Ембі өзеніне қарай, яғни кен орынның оңтүстік-
батыс бөлігіне қарай еңіс келеді және сол Ембі өзені Жаңажол кен орнынан
оңтүстік-батысқа қарай 2-14 шақырымға созылып жатыр. Өзен суы
минералданған, сондықтан техникалық қажеттіліктерге қолданылып жатыр. Ал,
тұрмыстық қажеттіліктерге құдық сулары пайдаланылады. Құдық және Ембі
өзенінің суларының деңгейі 2 метр және одан да жоғары болып келеді.
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сондықтан қатар ылғалдылығы
өте төмен. Қыс мезгілінде температура минус 40 0С-қа дейін жетеді. Ең суық
айларына қаңтар, ақпан айлары жатады. Алғашқы қар қарашаның ортасына таман
түсіп, наурыз айының аяғына дейін жатады. Орта жылдық атмосфералық жауын-
шашын мөлшері көп емес, ол жылына 120-140 мм шамасында. Ең ыстық айларына
шілде, тамыз айлары жатады.
Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді мекендеріне кен орынның солтүстік-
шығыс бағытында орналасқан 15 шақырымдық Жаңажол совхозының орталығы және
солтүстік-батыс бағытында орналасқан 35 шақырымдық Кенқияқ мұнай-газ өндіру
басқармасының поселогы жатады және кен орынның солтүстік-батысында Шұбарыш
поселогы орналасқан.
Атырау-Орск мұнай құбыры 100 шақырым жерден өтеді. Жақын темір жол
станциясы Москва-Орта Азия магистралының бойында орналасқан, яғни кен
орыннан 100 шақырымдық жердегі Ембі станциясы.
“CNPC Ақтөбемұнайгаз” акционерлік қоғамының базалық орталығы -
Жаңажол кен орнының солтүстік бағытынан 130 шақырымдық жерде орналасқан
Қандыағаш (Октябрск) қаласы. Қазіргі кезде Жаңажол кен орны мен Қандыағаш
(Октябрск) қаласының аралығында тас жол салынған және пайдалану ұңғыларын
бұрғылау үшін және Жаңажол вахталы поселогына электр желісі тартылған.
Бұрғылаушылармен рация арқылы байланысады және Ақтөбе қаласы мен Шұбарыш
поселогы арасында почта, телеграф және телефондық байланыс та бар.
Ақтөбе аудандық орталықтан Жаңажол кен орнына дейін шамамен 240
шақырым. Ақтөбе қаласында Жаңажол және Кенқияқ кен орындарының мұнай-газын
игеру, өндіру жұмыстарын жүргізетін АО “Ақтөбемұнай” орналасқан. Ақтөбенің
шығыс жағында, 95 шақырым жерде Хромтау қаласы бар. Ол жерде хром кен орны
орналасқан.
1.2 Кен орынның игерілуі мен геологиялық зерттелу тарихы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.К.
Ковалевский және А.П. Гаригросс еңбектерінде көрсетіледі. Олар 1840 жылы
Темір, Атжақсы, Ембі өзендерінің ауданын зерттеу барысында жазған еді.
Осыдан кейін зерттеулер маршруты одан әрі жалғасты. Территорияны барынша
бөлшектеп және жобалау бойынша зерттеу 1944-і жылдан басталды. Сонымен 1944
– 1946 жылдар аралығында Каспий – Арал партияларын М40 парағында масштабқа
түсіруді Г.И. Водорезов басқарған геологиялық топ жүргізді.
Жұмыс қорытындысына геологиялық карта және территорияның тектоникасы
мен стратиграфиялық сұрағына жауап ретінде параққа түсіндірмелі жазба
берді. Бұл жұмыстар әлі күнге дейін өз құндылығын жойған жоқ.
1949-ы жылы В.И. Сомодуров және И.В. Иванов 1:200000 масштабында 40 –
ХХХІV парағын геологиялық түсіруді жүргізді. Осы көлемде Жаңажолда
енгізіліп, қамтылған еді. Авторлар ауданның геологиялық құрылымы туралы
барынша толық мәлімет берген 1952-і жылы аудан гравиметриялық түсірумен
алдыңғы масштабқа қамтылды.
1952-1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында карталық
бұрғылауды А.С. Зингер түсірді.
1960-ы жылы Жаңажол ауданында Ақтөбенің геофизикалық экспедициясы
толқынның шағылу әдісімен сейсмикалық зерттеулер жүргізді. Осы жұмыстардың
нәтижесімен П1 горизонты бойынша Жаңажол көтерілімі анықталды. 1961-і жылы
Ақтөбенің геофизикалық экспедициясы тереңірек бұрғылауды ескере отырып,
құрылымды дайындау мақсатында толқынның шағылу әдісімен детальды
сейсмикалық зерттеулер жүргізді. Жүргізілген зерттеулердің нәтижесімен К
(кунгур ярусының жабыны) және П1 (тұзасты жабының түзілімі) горизонттарының
құрылымдық карталары жасалды.
1961-ші жылы Жаңажолдың тұзасты құрылымында жобаланған 3200 метр
тереңдіктегі №1 терең барлау ұңғысы бұрғылана басталды.
1976-шы жылдан бастап іздестіру жұмыстарын “Ақтөбемұнайбарлау”
экспедициясы, ал, 1978-і жылдан бастап “Қазақмұнайгазгеология”
бірлестігінің “Кенқияқмұнайбарлау” экспедициясы жүргізді.
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978-і жылы наурыз айында №4 ұңғыда
байқалды.
1981-ші жылдан бастап Жаңажолдағы барлау ұңғыларын бұрғылау
жұмыстарын 1981-ші жылы құрылған құрамы айтылып өткен экспедициялардан
жинақталған “Ақтөбемұнайгазгеология” бірлестігі жүргізуде.
1981-ші жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің
бекітуімен “Ақтөбемұнай” бірлестігіне кен орында барлау ұңғыларын бұрғылау
және оны игеру тапсырылды.
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының “Ақтөбемұнайгаз” акционерлік
қоғамының “Октбярскмұнайгаз” мұнай-газ өндіру басқармасының цехтарымен
игеру жұмыстары атқарылуда.
Қазіргі уақытта кен орын толығымен қытайлықтардың қолына өтіп, одан
әрі игеру көлемін ұлғайтып, мұнай өнімін өндіру өсуде.
Кен орында 90-ы жылдардың орта кезінен бастап, фонтанды әдістен
механикалық әдіске көше бастады да, қазіргі кезде мұнайды ШТС және газлифт
әдістерімен өндіріп жатыр.
1.3 Cтратиграфия
Жаңажол кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі таскөмір және
жоғарғы бор жасындағы жыныс жиынтығы анықталған. Стратиграфиялық
бөлшектеуде, керннің сипаттамасы, өндірістік-геофизикалық зерттеу
диаграммасы, палеонтологиялық анықтамалар қолданылды.
КТ-І өнімділік қабатынан мұнай-газ қоры анықталғаннан кейінгі
уақыттың ішінде игерудің технологиялық схемасы жасалғаннан кейін
қарастырылып отырған кен орында 149 өндіру ұңғылары бұрғыланды. Сол ұңғылар
бойынша талданған материалдар кеніштің геологиялық құрылымын, таралу
шекарасын анықтауға мүмкіндік берді және өнімділік қабаттар параметрлерінің
есептелулері келтірілді. Бірақ бұдан кейін флюидтердің анықталған қорына
байланысты ешқандай өзгерулер болмады.
Қарастырылып отырған кен орынның анықталған қимасы жыныстардың
төрттік, төменгі бор, юра, триас, перм және таскөмір т.с.с. жастарымен
сипатталады. Қазақстандағы Каспий маңы ойпатының аймағындағы табылған
тұзасты шөгінділеріндегі соңғы түзілімдерде мұнай-газ кеніштерінің үлкен
бөлігінің бар екені анықталды. Ол кеніштер касимовтік, жоғарғы москвалық
ярустарында және КТ-ІІ қабатының төменгі москвалық (каширлік, верейлік),
башкирлік, серпуховтық (протвиндік, стешевтік және тарустық горизонттары)
және визе (вешевтік горизонт) ярустары интервалдарында жатыр.
Төменде кен орынды құрастыратын бөлімдердің және жүйелердің
анықтамалары келтірілген.
Pz - тобы
С – таскөмір жүйесі
С1 – төменгі бөлім
Жаңажол кен орны көлемінде анықталған барынша ерте шөгінді жыныс
болып орта визе жасындағы терригенді шөгінділер табылады.
Осы жыныстар №1-С ұңғының 4190 – 4200 метр аралығында кездесті.
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі карбонатты қабатпен
ауысады. Олардың жасы жоғарғы визе және серпуховтық жастарымен белгіленіп,
құрамы қара-сұр аргиллит аралас әктастар мен доломиттерден тұрады. Төменгі
карбон жыныс қабатының максималды анықталғаны қалыңдығы 308 метр.
С2 – ортаңғы бөлім
Ортаңғы карбон жыныстары башкирский және москвалық ярус құрамында
аршылды.
С2в - башкирлік ярус
Бұл жастағы жыныстар №1-С ұңғысының 3892 – 3668 метр аралығында
толық және 23 ұңғымен жиі-жиі қамтылды. Олардың толық қалыңдығы 224 метрге
жетеді.
Құрамында сұр және ақшыл-сұр әктастар органогенді-түйірлі, аргиллит
аралас массивті доломиттерден тұрады.
С2М1 - москвалық ярус
Мұның құрамы екі ярусқа бөлінеді. Төменгі москвалық ярусының №1-С
ұңғысында 3668 – 3560 метр және №23 ұңғысында 3807 – 3647 метр
аралықтарында верейлік және каширлік горизонттары кездескен. Жыныс
қалыңдығы 106 метрден 156 метрге дейін жетеді. Бұл қабаттар карбонаттар
және аргиллит аралас шөгінділерден тұрады. Жоғарғы визе-төменгі москвалық
ярусының карбонатты жыныс комплекстерінің қалыңдығы №1-С ұңғысында 530
метрге жетіп, төменгі карбонатты қабатын құрайды да өз алдына КТ-П
индексімен белгіленеді.
С2M2 - жоғарғы москвалық ярусы
Бұл ярус мячковтық және подольдық горизонттарымен сипатталады.
Подольдық горизонтының төменгі бөлігі көбіне көп терригенді қалыңдықты
қабаттар, яғни аргиллиттер, қиыршық топырақ, гравелиттер және 266 – 366
метрлі қалыңдықта жиі кездесетін әктастардан тұрады. Подольдық карбонатты
түзілімдердің қалыңдықтары 144 – 220 метр аралында өзгеріп тұрады.
Мячковтық горизонт ұңғылардың барлығында анықталған және органогенді,
органогенді-үгілгіш, ұсақ түйіршікті әктас және доломиттерден құралған.
Оның қалыңдығы 115 метрден 164 метрге дейінгі аралықты өзгермелі болып
келеді.
С3 – жоғарғы бөлім
Жоғарғы карбонатты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен шекарасы
геологиялық каротаж сызбасындағы өзгеруінен көрінеді. Жоғарғы карбонның
көптеген микрофауналарымен флоралардың табылуына байланысты касимовтік және
гжельдік ярустарына бөлінген.
С3K - Касимовтық ярус
Жыныс жасы ұңғылардағы фораминиферлердің кешенінен, яғни 5 (2832-
2824), (2824-2819), 1 (2900-2896), 6 (2909-2906), (2899-2897), (2894-2888),
(2884-2879), 19 (3013-3001) және 5-і ұңғыдағы, яғни 5 (2832-2824), (2819-
2816)конодонттар кешенінен анықталды.
Литологиялық қатынаста ол ауданның көптеген бөлігінде әктастар және
доломиттерден құралған. Касимов ярусының қалыңдығы 50 метрден 97 метрге
дейінгі аралықтарда өзгеріп тұрады.
С3g - Гжельдік ярус
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53 метрден 136 метрге
дейін өзгереді.
Жыныс ішінде сульфатты және карбонатты қабаттар бар. Оның басқа
қабаттарға қарағанда айтарлықтай айырмашылығы құрамының 65-85%-і фауналар
мен су өсімдіктерінің қалдығынан тұратын әктастар болып табылады.
Қарастырылып отырған гжель ярусы бөлігінің жасы №12-і ұңғыда аралығы
2964,2-2890 метр және 2336,3-2930 метр болатын фораминифердің анықталуымен
дәлелденген.
Жоғарғы КТ-І карбонатты қабатында негізінен газоконденсатты қор
сақталған. Карбонатты қабаттың жалпылама қалыңдығы 427-573 метрлер
аралығында. Қиманың карбонат үсті бөлігі жиі кездеседі, яғни гравелит,
сазбалшық, алевролит қабаттарынан құралған терригенді гжельдік ярусының
қабатынан түзілген. Оның қалыңдығы 24-109 метрге дейін жетеді.
P – Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері төменгі және жоғарғы бөлімдерден берілген.
P1 – Төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі асселдік, сакмардық, артиндік және кунгурлік
ярус шөгінділерінен тұрады.
Pla+s - Ассельдік-сакмарлық ярус
Ассельдік-сакмарлық терригенді қабат қалыңдығы гжель терригенді
карбон қабатымен бірге Жаңажол кен орнында регионалды флюидті, кедергілі
қабат туғызады. Бұл қабыршықта қабат қалыңдығы белгілі дәрежеде құрылымды
саз балшықтың болуымен және кең ауқымды яғни, 16-598 метр аралығында
өзгеріп, солтүстіктен оңтүстікке қарай тенденциялы өзгеріп отырады.
Литологиялық байланыста бұл аргиллиттер, қыйыршық топырақтар,
алевролиттер, жиі-жиі гравелит және саз балшықты әктастардан тұрады.
Ассельдік ярусының қалыңдығының жасы 1-і ұңғының 2647-2645 және 2498-
2495 метрлер аралықтарында және 10-ы ұңғыда 2468-2458 метрлер аралықтарында
алынған фораминифер фауналармен қуатталып (93-і ұңғы) 9 метрден (8-і
ұңғыда) 359 метрге дейін өзгеріп отырады.
Сакмарлық ярусында қалыңдыққа байланысты сақталмаған, яғни 5-і ұңғыда
кездескен.
P1K - Кунгурлік ярусы
Кунгурлік ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы карбонат үсті
терригенді қабатымен бірге кунгур қималарының мұнай мен газға қаныққан
бөліктерінде өте зор флюидті, кедергілі қабат тудырады.
Кунгурлік ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді-
галогенді аргиллит араласқан қабаттарымен кездескен. Оның қалыңдығы 10-60
метр аралығында өзгереді. Жоғарырақта галогенді аргиллит аралас, жиі
қиыршық топырақ пен алевролит және ангидрит қабатшалары орналасқан.
Галогенді қабатының максималды қалыңдығы (12-і ұңғы) 996 метрден, минималды
қалыңдығы (3-і ұңғы) 7 метр аралығында.
Кен орынның кунгурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді-сульфатты
қабаттар жатыр.
Оның негізгі бөлігі 4 метрден 48 метр қалыңдықта кездескен
ангидриттерден жинақталған.
Р2 – жоғарғы бөлімі
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында жеке
ангидрит (3-0,5 метрлі және 10-15 метрлі) қабатшалары кездесетін терригенді
қабаттардан тұрады.
Жоғарғы пермь бөлігінің қалыңдығы солтүстік төбешіктерімен ұштасқан
жерде 633 метрге дейін өзгереді.
MZ – мезозой тобы
Т – триас жүйесі
Триас шөгіндісі Т1 төменгі құрамынан бөлініп және литологиялық шұбар
боялған сазбалшық, қиыршық топырақ қабаттарынан көрінеді. Шөгінділердің
қалыңдықтары 65-371 метр аралығында өзгереді.
J – Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі, ортаңғы және жоғарғы болып құрамдарына
байланысты бөлінген. Олардың жалпы қалыңдықтары (13-і ұңғыда) 60 метр мен
(3-і ұңғыда) 246 метр аралығында өзгеріп отырады.
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қара-сұр түсті, құм қиыршық топырақтардан,
тығыз алевролит және қоңыр қиыршық топырақ полимикті, әртүрлі түйіршікті
қабаттардан құрамдалған.
К – Бор жүйесі
Бұл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып конгломерат аралас
қоңыр жасылды саздар есептеледі.
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28-132 метр аралығында өзгереді. Қалыңдықтың
минималды көрсеткіші 52-і ұңғыда, ал, максималды көрсеткіші 88-і ұңғыда
байқалады.
Q – Антропогенді жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің қалыңдықтары онша емес, небары 2 метр
немесе 3 метрлік 4 қатарлы қабат бөледі. Солардың құрамдары саздың
суглинкалары мен құмайт, құмдақтардан түзілген.
1.4 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының
оңтүстігінде орналасқан. Яғни, Орал алды геосинклинальды аймағынан Ащысай
және солтүстік көпекті сызықтарынан көрінеді.
Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданның интенсивті түсуі
және қалың шөгінділердің қабатшаларда 7 шақырымнан 10 шақырымға дейінгі
аралықтарында болуына байланысты. Бұл қабаттың негізгі бөлігін кунгур
ярусының галогенді табан шөгінділері және кембрий іргетасына дейінгі
жыныстардың жоғарғы бетінде жатқан тұз асты жиынтығын құрайды.
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын маңда
2 немесе 2,5 шақырымнан Беттеу күмбезінің меридианына қарай 5,5 немесе 6
шақырымға дейінгі, яғни батыс бағытына қарай моноклинальды қалыңдай береді.
Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек қатарлары
бөлінген. Соңғысы төменгі горизонттарда мықты байқалып, соған сәйкес
ойпаттың ортаңғы бөлігіне қарай қалыңдай бастайды.
Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кенқияқ, Қожасай, Шұбарыш
қатарларының жүйесі бөлінеді және олардың көлемінде 3 немесе 3,5 шақырымдық
тереңдіктерде (П1) тұз асты горизонтының қисығы түзілген.
Жаңажол қатарының бір ерекшілігі қуатты карбонат массивтерінің дамуы
болып табылады. Олар үлкен брохиантиклиналь тәріздес дөңбектерден құралған.
Сейсмикалық мәліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен
салыстырғанда әр түрлі локалды дөңестерінің морфологиясындағы өлшемдері,
шөгінділердің тереңдік қатынастарында әр түрлі өзгешеліктер байқалады.
Құрылым картасында жоғарғы карбон шөгінділерінің табаны бойынша екі
локалды дөңес анық көрсетіліп, 50-і ұңғы ауданына 2,5 шақырымдық изогипс
енгізуімен контурланған.
Жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 9(5 шақырым құрап, онша үлкен емес
седловина арқылы оңтүстік локалды дөңесімен қосылады, яғни 19-ы ұңғы
ауданына 2,55 шақырымдық изогипспен контурленген [1, 2 Парақтар].
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың қисығы бойынша гжельдік
ярусының сульфатты карбонатты қабатының карбонат үсті қалыңдықта терригенді
қабатпен ауысуы жылдам тығыз шекараны реттейді.
Жаңажол дөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып, қабаттың
карбонатты массивінің ішінде субмеридианды құрылымдар құрайтын
брахиантиклиналды қырлардан тұрады.
Ол екі локалды дөңестен тұрады. 50-і ұңғы ауданына солтүстік локалды
дөңесі 2,3 шақырымдық изогипспен контурленген. 25 шақырымдық тұйық изогипс
бойынша дөңестің ауданы 10,5(5 шақырым болады. Оңтүстік көтерілімнің дөңесі
50 метр төменде жатыр және 2,3 шақырымдық изогипспен 19-ы ұңғы аймағында
контурланған. 2,3 шақырымдық изогипсті көтерілімнің өлшемдері 9,5(4 шақырым
болады.
1982-1985 жылдар аралығындағы ауданды барлау ұңғыларымен бұрғылаған
кезде төменгі карбонатты қабаттың қимасында тектоникалық бұзылулардың бар
екені анықталды, олардың ішінде созылғаны 100-150 метрлік ығысу амплитудасы
еді. Сол бұзылулардың болғанына байланысты барлық құрылым 3 блокқа бөлінді:
І (оңтүстік бөлігі); ІІ (61-і ұңғы аймағы); ІІІ (солтүстік бөлігі).
Флюидтердің қорлары негізінен І және ІІ блоктарда шоғырланған.
1.5 Мұнайгаздылығы
Жаңажол кен орны Қазақстандағы өнімділігі карбонатты коллекторларға
байланысты алғаш ашылған кен орны болып табылады. Ол белгілі Кенқияқ,
Құмсай, Көкжиде, Батенкөл, Қаратөбе, Ақжар және Қопа сияқты төменгі бор,
юра, триас, жоғарғы және төменгі пермь жүйелерінің шөгінділеріндегі мұнай
қабаттары бар ауданда орналасқан.
Жаңажол аймағынының мұнай-газдылығы туралы алғашқы мәлімет 1-ші
ұңғыда бұрғылау жұмыстары жүріп жатқан кезде байқалған жоғары
газкөрсеткіштігіне, таскөмір жынысын керн бойынша зерттеген кездегі мұнай
белгілеріне және сазбалшықты ерітіндінің газдануына байланысты анықталды.
3050-3020 метр аралықтарындағы тереңдікті тексеру барысында 62,5% метан, 1%
этан, 1% ауыр көмірсутектер жиынтығынан құралған газды судың әлсіз ағыны
байқалды. 1978-і жылдың 3-і наурызында 4-і ұңғыдағы орта карбон
әктастарының ашық оқпанында сыналған қабаттан газдалған мұнай табылды.
Кейін 1978-і жылы 31-і шілдеден 2-і тамызға дейінгі аралықта 2767-
2884 метр арлығындағы тереңдіктен шығымы 66,8 м3с болатын мұнай және 107,6
м3с шығымды газ фонтандалды. Фонтанды ұңғыларда 3 және 8 миллиметрлік
штуцерлер қолданылды. Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында жоғарғы және
төменгі карбон жыныстарымен байланысты өндірістік өнімділігі бар екі
карбонатты қабат белгіленген және олар 206-417 м. қалыңдықты жыныстың
терригенді будасына бөлінген.
КТ-І бірінші карбонатты қабаты
Оның 398 метрден (92-і ұңғы ) -548 метрге (41-і ұңғы ) дейінгі
болатын қалыңдығы литологиялық жағынан әктас, доломит және олардың ауыспалы
өзгерістерінен кездеседі. Бұлардың ішіндегі өткізгіш жыныстар коллекторлық
қасиетті атқарады. Коллектор типі кеуекті-жарықшақты болып келеді.
КТ-І өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі жағын, касимов ярусының
үстіңгі карбонын, мячков горизонтының ортаңғы карбонын алып жатыр. Кен
орындағы флюидтердің тіреуіштері пермьнің сульфатты-терригенді және тұзды
қабаттары болып табылады. КТ-І қабатының көп бөлігі доломиттті болып
келеді. Касимовтық және гжельдік ярустарында ангидрит қабаты және қуыстары
кездеседі. Қара аргиллит қалыңдықтарымен ангидриттерден тұратын жалпы
алғанда 120 метрге дейінгі қалыңдықпен ангидрит қабатының солтүстік-шығыс
бөлігін құрастырып, соңғы кезде карбонат қабатының созылуымен алмастыруға
болады.
1982-1985 жж барлау ұңғыларының алаңын бұрғылау процесіндегі төменгі
карбонатты қабатының қимасында тектоникалық бұзылушылық (нарушение)
болатыны белгілі болды. Олардың ішіндегі ең көп уақытқа созылғаны 100-150
метрлік ығысу амплитудасымен батыс көтеру қанатынан өтеді. Ал, басқа да 40-
50 метрлік екі амплитудасымен ортаңғы қатпарды қиындата түсті (№61-ші ұңғы
аймағы). Осы бұзылушылықтардың (нарушение) болуына байланысты барлық
структура үш блокқа бөлінеді. 1-ші блок (оңтүстік бөлік), 2-ші блок (№61-ші
ұңғы аймағы), 3-блок ші (солтүстік бөлік). Флюид қорларының негізгі бөлігі
1-ші және 3-ші блоктарда орналасқан.
КТ-І өнімділік қабатының мұнай-газ қорын анықтағаннан кейін кен
орынның КТ-І карбонатты қалыңдығының игеру технологиясының схемасын
құрастыру кезінде 149 өндіру ұңғылары бұрғыланды. Осы ұңғылардың материал
анализін анықтауға кеніштердің геологиялық құрылымдары мүмкіндік берді.
Өнімділік қабаттарының жайылу шекаралары және кейбір есептеу параметрлері
анықталған қорлардың өзгерулерін көрсетпеді.
Жоғарыда айтылғандай кен орынның мұнай-газдылығы айтылған екі
қабаттармен байланысты. Бірінші және екінші қабаттарды 206 метрден 417
метрге дейінгі қалыңдықтардан тұратын жыныстардың терригенді қабаттары
бөліп тұрады.
398(№92-ші ұңғы)– 548(№41-ші ұңғы) метр қалыңдықтарды құрайтын
бірінші карбонатты КТ-І қабатының литологиялық құрылымы негізінен
әктастардан, доломиттен тұрады және де осылардан араласып келеді. Осы
жыныстардың өткізгіштігі коллекторлық қызмет атқарады және бұлардың
коллекторлары қуысты-жарықшақты болып келеді.
Қабат қимасында каротаж қисығы мәнінің сипаты бойынша жыныстардың
тығыздығы және саздылығы жоғары мәнге ие болатын реперлер сериясы бөлінген.
Бұл материалдар 2550-2900 м. тереңдікте жататын “А”, “Б”, “В”, “ В'” шартты
түрдегі 4 өнімділік қабатқа бөлуге мүмкіндік берді.
Стратиграфиялық тұрғыдан алғанда А өнімділік қабаты гжель ярусының
төменгі бөлігін, ал, Б өнімділік қабаты касимовский ярусын, В және В'
москвалық ярусының подоль қабатынының жоғарғы бөлігін қамтиды.
Бұл қабаттардың қанығу сипаттамасы олардың көмірсутектеріне
байланысты, яғни А қабатында 303 және 90 метр биіктікпен жиегінде мұнай
қамтыған газ кеніші бар, ал Б қабатында 110 метр газ қабаты және 90 метр
мұнай қабаты бар мұнай-газ кеніші бар. В қабатында газ шапкасы бар мұнай
кеніші орын алады. Бұл қабаттың мұнайы 83 – 93 метр аралығында және газ
қабаты 30 – 50 метр аралығында. В' қабаты кішігірім 87 метр биіктіктерімен
мұнай кеніштерін қамтиды.
Барлық өнімділік қабаттар өздерінің арасында бір гидродинамикалық
системамен бірлескен, негізінде минус 2580 метр абсолюттік белгі бойынша
және аудан бойынша су-мұнай байланысы (ВНК) абсолюттік белгісі минус 2630
метрден 2650 метрге дейін өзгеретін біртұтас газ-мұнай байланысымен (ГНК)
бір қабатты-массивті кенішті сипаттайды.
Жаңа ұңғыларды бұрғылағанның нәтижесінде мынандай көрсеткіштер пайда
болды: 180 (внк-1650м); 169(-2650м); 361(-2645м); 481(-2640м); 468 (-
2637м); 372(-2640м); 343(-2650м); 146(-2644м); 106(-2644м); 307(-2643м);
372(-2640м).
СМБ (ВНК) ең жоғарғы жағдайы батыс қанатта және оңтүстік
периклинальда (-2630 – 2640 м), ал, ең төменгі жағдайы шығыс қанатта және
солтүстік периклинальда (-2640 – 2650м). Кейбір ұңғыларда яғни 182-і, 154-
і, 343-і ұңғыларда Б, В және В' өнімділік қабаттарының қабатшаларында
бөлініп тұрған қабатшалар жоқ және олар бір тұтас қалың қабаттарды
құрастырып тұр. Бұл қабаттардан ГМБ(ГНК) 4-і, 5-і, 10-ы, 16-ы, 17-і, 19-ы,
22-і, 26-ы ұңғыларын сынағанда қабылданды, яғни -2560 метрден газ, одан
төменірек мұнай алынды.
СМБ (ВНК) ЖГҰЗ (ПГИС) мәліметтері және сынау нәтижесі бойынша
қабылданды. Сөйтіп, 16-ы ұңғыда ЖГҰЗ(ПГИС) мәліметтері бойынша СМБ(ВНК)
абсолютті белгісі минус 2647 метрде анықталады да, сынаған кезде сол
абсолютті белгіде сусыз мұнай шығады. 17-і және 26-ы ұңғыларда ЖГҰЗ(ПГИС)
мәліметтері бойынша мұнай-су шекарасы абсолютті белгілері минус 2643метр
және минус 2639 метр тереңдіктерде байқалады. 6-ы және 14-і ұңғыларда
абсолютті белгісі минус 2637 метрде қабат сулары байқалды және бұл
геофизикалық мәліметтер бойынша дәлелденді. Шығыс периклиналь аумағында
және солтүстік күмбездің оңтүстігіндегі 11-і және 5-і ұңғылардан абсолюттік
белгілері минус 2645 метр және 2644 метр тереңдіктерде сынау кезінде сусыз
мұнай алынды. ЖГҰЗ(ПГИС) мәліметтері бойынша мұнайға қаныққан бөліктің
табаны абсолюттік белгісі минус 2651 метрде белгіленді.
Төменде КТ-І карбонатты өнімділік қабатының қысқаша сипаттамасы
берілген.
А қабаты 650 метр қалың қабаттардан құралған, гжелдік және ассельдік-
сакмарлық ярустарының терригенді жыныстардан және кунгурлік ярусының
гидрохимиялық шөгінділерінен тұрады да, қалың қабатты кең газды-конденсатты
кенішін құрайды.
Кеніштің солтүстік бөлігінің шығыс қанат коллекторлары өткізгіштігі
жоқ ангидрит жыныстарынан тұрады. Кеніш күмбезді, массивті және
литологиялық жағынан шектелген болып келеді. Газға қаныққан қабаттың ауданы
70695 мың м2, мұнайға қаныққан қабат ауданы 75204 мың м2. Жалпы мұнай-газ
қабат қалыңдығы 293 метр болса, оның газ қабаты 90 метр.
Б қабатында мұнай-газ қабатының үлкен көлемі жатыр, ол А қабатынан 2
- 60 метр төменде жатыр. Коллекторлары кеніштің солтүстік бөлігінде
шектеулі сипатталады, 146-шы, 52-ші, 117-ші ұңғылар аумағында коллекторлар
өткізгіштігі жоқ карбонаттардан тұрады. Ал, 67-ші, 103-ші, 321-ші және 8-ші
ұңғылар аумағында коллекторлар ангидриттерден тұрады. Кеніш күмбезді,
массивті және литологиялық жағынан шектелген болып келеді. Кеніштің
биіктігі 200 метр. Газға қаныққан қабат ауданы 36516 мың м2, мұнайға
қаныққан қабат ауданы 71475 мың м2.
В қабаты Б қабатынан 4 - 74 метр төменде орналасқан. Айтылып кеткен
қабаттарға қарағанда екі кеніштен тұрады, яғни оңтүстік және солтүстік
күмбездермен ұштасып жатыр.
Кеніштің екеуі де мұнай кеніші, газ шапкасының биіктігі аса үлкен
емес, яғни оңтүстік бөлігі 30 метр және солтүстік бөлігі 50 метр. Күмбезді,
массивті типті кеніштерге жатады, оңтүстік бөлігі литологиялық экрандалған,
60-шы ұңғы аумағының биіктігі 129 метр. Ал, солтүстік бөлік биіктігі 87
метр.
В' қабаты жоғарыда айтылған қабаттардан 350 метр төменірек және екі
мұнай кеніштерімен сипатталады. Олардың биіктігі 60 және 87 метр.
В' қабатының қоры тек қана солтүстік бөлігінде анықталған, бұл
барлаудың аяқталмағанын көрсетеді. Кеніштердің екеуі де күмбезді.
КТ-ІІ екінші карбонатты қабаты
КТ-ІІ екінші карбонатты қабатының КТ-І екінші карбонатты қабатынан
айырмашылығын оның қимасындағы өте сирек кездесетін доломиттер және
әктастар көрсетеді. Коллекторларына олардың әртүрлі өткізгіштері болып
табылады. КТ-І және КТ-ІІ өнімділік қабаттарын әктас қабатшалары (және
карбонат арсындағы тұз асты қабаттары) бар терригенді жыныстары бөліп
тұрады, және КТ-ІІ өнімділік қабат кеніштеріне флюид тіреуіштер қызметін
атқарады.
Игеру объектілеріне бөлу мақсатымен КТ-ІІ өнімділік қабатының қорын
бөлек есептеу үшін шартты түрде қабат екі өнімді қабатшаларына (Г және Д)
бөлінді. Осы қабатшалар 4 - 50 метрге дейінгі өткізгіштігі жоқ верейдік
горизонты қалыңдығымен төзімді қабат ауданы бойынша кең тараған. Осы
верейдік горизонты оңтүстігінде 50 - 65 метрге дейін әктасты және
солтүстігінде негізінен 15-20 метр қалыңдығымен әртүрлі сазды-балшықты
қабатшаларға бөлінген.
Стратиграфиялық жағынан алғанда Г қабатының негізгі қималық бөлігі
москвалық ярусының кашир горизонтының жыныстарынан (солтүстік күмбезінің
соңғы периклинальды қабатына верейдік горизонты түзілімдерінің жоғары
бөлігі де кіреді) тұрады. Д қабатын москвалық ярусының венев горизонты
қалдықтары құрайды, тағы да башкирлік, серпуховтық (протвийлік, стешевтік,
таррустық горизонттары) ярустар және визейдік(окстық горизонты астындағы
венев горизонты) ярустар түзілімдері де бар.
КТ-ІІ қабатында тектоникалық блоктардың бұзылуынан түзілген 1-ші және
2-ші блоктарда мұнай кеніштері және 3-ші (солтүстік) блогында
газдыконденсатты-мұнайлы кеніштері көп жерді алып жатыр.
Су-мұнай жапсары (ВНК) бар кеніштер әр түрлі құрылымды учаскелер үшін
қабылданады (негізінен кеніштердің ЖҰГЗ (ПГИС) материалдары нәтижесі
бойынша ) және олардың тербелістерінің көмегімен тереңдіктің минус 3602
метрден 3534 метрге дейін екені анықталды.
Сонымен, 1-ші блоктың оңтүстік-шығыс бөлігіндегі су-мұнай жапсары
(ВНК) абсолюттік белгісі минус 3570 метр болғанда қабылданады (№38-ші
ұңғының табаны мұнайға қаныққан бөлігі кезіндегі осы жерде сусыз мұнай
алынды). Солтүстік-шығыс бөлігінде абсолюттік белгісі минус 3581 метр
болғанда ЖҰГЗ (ПГИС) мәліметтері бойынша №29-ыншы ұңғыдан су-мұнай жапсары
(ВНК) зонасының интервалын анықтау кезінде сулы мұнай алынды. 2-ші блок
кеніштері үшін су-мұнай байланысы (ВНК) қабаттың мұнайлы бөлігінің табаны
бойынша қабылданады. №61-ші ұңғыда ЖҰГЗ (ПГИС) мәліметтері бойынша
абсолюттік белгісі минус 3534 метр болғанда сусыз мұнай алынды.
3-ші блокта газ мұнай жапсары (ГНК) №36-шы ұңғыны сынау нәтижелері
бойынша абсолют белгісі минус 3385 метр болғанда анықталған. Осы №36-шы
ұңғы перфорациясы интервалынан және газды каротаж материалынан мұнай мен
газ ағысы алынды (интервал ортасынан). №14-ші үңғыдан №36-шы ұңғының
тереңдігінен 14 метр төмен жерден мұнай алынды, ал, сәл жоғары жерден газ
және конденсат алынды.
Су-мұнай жапсары (ВНК) мына абсолюттік белгі бойынша яғни минус
3603метрден (кеніштің батыс жағындағы №43-ші ұңғыда) 3573 метрге дейін
(блоктың оңтүстік-шығысындағы №66-шы ұңғыда осы абсолюттік белгіге дейін
сусыз мұнай алды)тербеліп тұрады. Осыған байланысты №72-ші ұңғы қабатының
мұнайлы бөлігі мынандай абсолюттік белгіге дейін яғни минус 3589 метрге
дейін жазып алынып отырған,ал, солтүстік периклинальдағы №73-ші ұңғыда
минус 3597 метрлік абсолюттік белгісінде су алынған.
Мұнайлылықтың едәуір көп болған кезінде су-мұнай жапсарының блок
бойынша жату тереңдігінің (560 метр) салыстырмалы аздаған тербелістерінің
болуы барлық кеніш резервуарлары (КТ-ІІ) үшін бір шарттарда қалыптасуын
көрсетеді. Осы кеніштер коллекторларының әртүрлі қанығулары әсерінен (аудан
және қима бойынша) Г және Д қабаттарын (пачки) шартты түрде жоғарғы және
төменгі қабаттарға (горизонт) бөлуге болады.
Г қабатының І блогы (оңтүстік күмбезі) тек қана төменгі Гн-І горизонт
коллекторларымен сипатталған. Жоғарғы горизонт толығымен тығыз жыныстардан
тұрады. Гн-І горизонтымен өткізгіштігі жоқ жыныстарға толы коллекторлар
арқылы шектеулі созылуымен сипатталатын мұнай кеніші ұштасып жатыр,
оңтүстік және оңтүстік-шығыс кеніштері күмбезді, массивті тектоникалық
экрандалған және 350 метр мұнайлылық қабаты литологиялық шектелген.
Мұнайлылық тығыздығы – 71,6 км2.
Екінші блокта Г өнімділік қабаты жоғарғы Гв-ІІ горизонтымен
сипатталған. Бұл қабатпен байланысты мұнай кеніші тектоникалық бұзылыстың
нәтижесінде шектеулі созылады. Оның ауданы 8,1 км2, ал биіктігі 50 метр.
ІІІ-ші блок қарастырылып кеткен алдыңғы екі блокқа қарағанда үлкен
газдымұнайлы кеніш болып табылады да, Гв-ІІІ және Гн-ІІІ қабаттарының екі
горизонттарымен ұштасып жатыр. Бұл блокта газ шапкасы 265 метр. Г
қабатындағы газға қаныққан көлемнің мұнайға қаныққан көлеміне қатынасы
0,31.
Коллекторлар барлық жерде жоқ: Гв-ІІІ жоғарғы горизонты өткізгіштігі
жоқ жыныстарға 71-і және 69-шы ұңғылар аумағында толы болып келеді.
Д қабаты І және ІІІ блоктарда орналасқан екі мұнай кеніштерімен
сипатталады.
Қабаттың І-і төменгі бөлігінде тығыз жыныстарға толы қабат
коллекторлары бар. Осы жағдайға байланысты қабат екі өнімділік
горизонттарға, яғни жоғарғы Дв-І және төменгі Дн-І болып бөлінді.Жоғарғы Дв-
І горизонтының коллекторларға литологиялық толуы 44-і, 27-і, 33-і және 56-ы
ұңғылар аумағында белгілі болды. Жоғарғы горизонттағы кеніштің өлшемі -
15x7 км, ал, төменгі горизонттағы кеніштің өлшемі - 6,2x4 км. Мұнайлылықтың
қалыңдығы 235 м (жоғарғы) және 100 м (төменгі).
Кеніштер күмбезді, тектоникалық шектеулі, литологиялық шектеулі,
жоғарғы горизонт массивті, ал, төменгі горизонт бір-тектес қабаттардан
емес.
ІІІ-і блокпен жоғарғы және төменгі горизонттарымен ұштасқан және Д-
ІІІ қабатының бір тұтас резервуар сияқты қарастырылған мұнай кеніші
біріккен. 71-і ұңғы аумағындағы коллекторлар тығыз жыныстарға толы.
Кеніш өлшемі: мұнайлылық ауданы – 30,4 км2, биіктігі – 189 метр.
Кеніштер күмбезді, тектоникалық экрандалған, литологиялық шектеулі,
массивті болып келеді.
Жаңажол кен орны үшін су-мұнай зонасы түсінігі шартты болып келеді.
Шарттылық ең алдымен мынадай мағынаны білдіреді:өнімділік қимасының көбірек
бөлектенуі кезінде және кеніштің су-мұнай бөлігі деп аталатын ауданның
үлкен бөлігіндегі аздаған тиімді қалыңдықтары кезіндегі байланысы жоқ
зоналар, яғни коллекторлар қабаттарында су-мұнай арасын бөлетін жапсар
(контакт) мүлдем жоқ.
Бірінші карбонатты қабат (КТ-І) литологиялық жағынан әктастан,
доломиттерден және әртүрлі жыныстардан тұрады.
КТ-1 карбонатты қабат қимасында аздаған құмның қабатшалары кездеседі
және коллектерлардың үш өнімділік қабаттарының (пачек) болуы анықталды
(жоғарыдан төменге қарай А, Б және В). А және Б қабаттарының (пачка)
стратиграфиялық жағын алғанда олар жоғарғы карбонның гжел және касимов
қабатына (ярус) жатады.Ал, В қабаты (пачка) ортаңғы карбонның москвалық
қабатына жатады.
Өнімді қабаттардың коллектордық қасиеттері керн алу әдісі және
өндірістік-геофизикалық зерттеулердің комплексі бойынша анықталады.
Кеуектіліктің есептеу параметрлерін анықтау үшін керн алатын лабораториялық
зерттеулердің нәтижесі қолданылады және геофизикалық зерттеулердің
мәліметтері қолданылады. Кеуектіліктің керн бойынша орта арифметикалық мәні
А, Б және В қабаттарының (пачка) мұнайға қаныққан бөлігі үшін мынандай
қатынастарды құрайды: 11,5%; 13,7%;10,2%.
А, Б және В қабаттары (пачка) газ шапкасының газға қанығушылығы мына
мәндерге ие болады: 79%; 82%; 81%.
Кеуектіліктің ҰГЗ (ГИС) нәтижелері бойынша анықталған мәндері А
қабатында (пачка) 12%,Б қабатында (пачка) 13,8% және В қабатында 11%
болады. Жоғарыда көрсетілген мәліметтерден А және Б қабаттарынан (пачка)
керн әдісімен анықталған кеуектіліктің мәнінен және ҰГЗ (ГИС)
мәліметтерінен алынған нәтижелерден мәндердің бір-біріне жақын немесе аздап
теңескенін көруге болады. Осыған байланысты қабаттардың проекттік
жобалаудағы кеуектіліктер А қабатында (пачка) 12%, Б қабатында (пачка) 14%
болады. В қабатында болса, керн №7-ші ұңғы бойынша зерттелді. Ал,
кеуектіліктің геофизикалық зертеулері №12-ші ұңғы бойынша зерттелді.Сонымен
кеуектілікті МГБ (НГК) бойынша 11% деп қабылдауға болады. А, және В
өнімділік қабаттар (пачки) өткізгіштігінің фильтрік сипаттамаларын анықтау
үшін тек қана керндік мәліметтер қолданылды.А,Б және В қабаттарының (пачки)
өткізгіштігінің орта мәндері мынандай қатынастарды құрайды: 0,008 мкм2;
0,171 мкм2; 0,116 мкм2. Өткізгіштіктің осы мәндері проекттік жобада
қолданылады. А және Б қабаттарының (пачки) бастапқы мұнайдың қанығушылығы
өндірістік-геофизикалық зерттеулердің нәтижелері бойынша анықталады да 80%
және 88% деп қабылданады. Кеніштің ауданы бойынша керндік мәліметтердің
шектеулі түріне ҰГЗ (ГИС) бойынша бағаланған бастапқы мұнайға қанығушылық
жатады. Яғни мұнайға қанығушылық 86%. В' қабаты (пачка) кернмен өте нашар
сипатталған. КТ-2 екінші карбонатты қабаттың литологиялық карбонатты
жыныстар негізінен әктастан тұнады, ал, доломиттер көп кездеспейді.
Стратиграфиялық жағынан алғанда Г қабаты москвалық ярусының каширлік
горизонтымен, башкирлік ярусымен және серпуховтық ярусының протвиндік
горизонтымен ұштасып жатыр. 1985-і жылғы техникалық-экономикалық дәлелдеу
бойынша болған жұмыстарда нормаланған критерияларға байланысты коллекторлар
деп кеуектілігі 7%-тен асатын және өткізгіштігі 0,7·10-3 мкм2. асатын
жыныстар есептелді.
Керн бойынша кеуектілік пен өткізгіштіктің арасында қуысты
коллекторларды сипаттайтын айырмашылығы өте аз байланыс бар. Техникалық-
экономикалық дәлелдеу бойынша қарастыру кезінде кеуектіліктің төменгі шегі
8,5%-ке дейін көбейді, ал, өткізгіштік 0,0031 мкм2-ге дейін көбейді.
Кеуектіліктің параметрін есептеуді негіздеу үшін керндік және геофизикалық
зерттеулердің нәтижелері қолданылды. Г-I, Гн-III, Гв-III, Дн-I,
Дв-I и Д-III қабаттарының кеуектілік мәліметтерін талдау кезінде
геофизикалық мәліметтерге сүйене отырып өнімділік қабат қимасы толығымен
қаралды.
Проектілеу үшін кеуектіліктің келесі мәндері ұснылады: Г-І қабаты
үшін 9.5%, Гв-III қабаты үшін 10.9%, Гн-III қабаты үшін 12.6%, Д-I қабаты
үшін 10.8% және Д-III қабаты үшін 9.8%. Өнімділік қабаттардың
өткізгіштігін негіздеу үшін ұңғыларды геофизикалық және гидродинамикалық
зерттеудің керндік мәліметтерінің мәндері қолданылды.
Гидродинамикалық есептеу кезінде проектілеу үшін геофизика арқылы
кеуектілікке тәуелділігі бойынша бағаланған өткізгіштікті бөлу қатарларын
ұсынуға болады. Проектілеу үшін келесі кеуектіліктердің мәндері беріледі: Г-
І қабаты үшін 0,0185 мкм2; Гв-III, Гн-III қабаттары үшін 0,0824 мкм; Дн-I
және Дв-I қабаттары үшін 0,0603 мкм2; Д-III қабаты үшін 0,0263 мкм2.
Бастапқы мұнайғақанығушылық тек қана геофизикалық зерттеулер
нәтижелері бойынша анықталды да, Г-I қабаты үшін 82%,Г-III қабаты үшін 85%,
Дн-I қабаты үшін 89%, Дв-I қабаты үшін 85% және Д-III қабаты үшін 73% болып
қабылданады.
Жаңажол кен орнының мұнай және газдың сипаттамасы "Гипровостокнефть"
институты орындаған тереңдік және беттік зерттеулер нәтижелері бойынша
беріледі.
Сатылатын мұнай сипаттама бойынша жеңіл, ал, тығыздығы 809-827 кгм3
болады, азтұтқырлықты, күкіртті (0,7-1,11%), парафинді (4,9-7,1%). 3000С-қа
дейінгі ақшыл фракциялардың шығуы 50,7%-і құрайды. Қабат мұнайының газға
қанықаны 168,2-319,5 мм аралығында жатыр.
Г және Д қабаттарының мұнайда еріген газы ауыр, яғни этаннан тұрады.
Сонымен қатар құрамындағы ауыр көмір сутектер – 33.75-35.57, метан - 48,7%.
Күкіртсутегінің (5,97%-ке дейін) жоғарғы концентрациясы көрінеді. Аздаған
мөлшерде азот, көмір қышқыл газ, гелий бар.
Газ шапкасындағы газ ауыр, яғни этаннан тұрады, көмірсутектер 18,5%,
құрамында метан - 73,24%, күкіртсутек - 2,94%, азот - 1,93%. Газда
конденсаттың құрамы тұрақты түрде 614 гм3, тығыздығы 770 кгм3.
Конденсаттың құрамында 3,6 %-ке дейін парафин, 0,41% күкірт және 0,55%
шайыр. 3000С-қа дейін фракцияның шығуы 74,6%. Конденсаттың көмірсутектік
құрамы бойынша парафиндік негізі бар. Парафинді-мұнайлы көмірсутектердің
жалпы құрамы 86%-тен асады.
1.6 Сулылығы
Жаңажол кен орнының қабат қимасында әртүрлі деңгейде төменгі бор және
карбонның бөлшекті және кешенді жер асты сулары ашылып, сыналды. Бірнеше
ұңғыларға техникалық қажеттіліктер үшін 60-30 метр және 230-260 метр
тереңдіктен ашылған төменгі бор түзілімдерінің сулары (K1) пайдаланылады.
Сулардың статикалық деңгейі 14-65 метр аралығында белгіленіп, олардың
өнімділігі 60-180 м3тәулікке жетеді. Су температурасы +120 С-тан аспайды,
сондықтан оларды суық сулар қатарына жатқызады. Суланатын жыныстар болып
альб ярусының сулы топырақтары табылады. Альб сулары химиялық құрамы
жағынан хлор-магнийлі. Минералдығы 1,6-3,6 кгм3. Олар құрамы жағынан өте
жоғары дәрежеде метаморфизмді, жеткілікті сульфатты және қатты болып
келеді. Дегенмен кен орынның батыс жағына қарай альб суларының қасиеттері
жақсарып , минералдығы 0,2-0,6 кгм3 болады.
Карбон қабатының сулары 2035-3050 метр аралықтарында аршылып, өте
жоғары арынды болып сипатталады. Бұл қабат суларын табан суларының қатарына
жатқызады.
Кен орында КТ-І және КТ-ІІ карбонатты өнімділік қабаттарының қабат
сулары КТ-І өнімділік қабатын сынау процесінде (7 барлау ұңғыларында)
анықталды. Сонымен қатар 8 Г қабатының сулы объектілері және параллельді КТ-
ІІ карбонатты өнімділік қабатының Д қабатшасы сулы объектілері де
анықталды.
Нәтижеге байланысты бірінші және екінші карбонатты өнімділік
қабаттарының физикалық-химиялық қасиеттеріне байланысты олардың қабат
суларының бір-бірінен айырмашылығы бар екені анықталды. Сонымен КТ-І
карбонатты өнімділік қабат суларының құрамында 2,94-4,77 гл кальций және
1,48-2,67 гл сульфат бар, ал, бром мөлшері 0,62 МПа·с-тан аспайды. Сулар
орта метаморфизациямен (r(ClNa)Mg)(2,65-тен көп емес.
КТ-ІІ карбонатты өнімділік қабатындағы қабат суларының құрамында 3,79-
8,7 гл көп мөлшерде кальций бар, аз мөлшерде 0,43-1,24 гл сульфат бар
және бром 183гл-ден көп емес. Қабат жағдайындағы сулардың тұтқырлығы 0,5-
0,55 МПа·с-қа дейін төмендеп кеткен. Көлемдік коэффициент 1,018-ге тең. Су
өте жоғары метаморфизациямен (r(ClNa)Mg)(3,4 сипатталады және Дв-І қабат
түзілімдерімен ұштасып жатқан қабат суларында 6,7-15,7-ге дейін өсуде.
Сөйтіп барлық объекттердің қабат сулары толығымен В.А. Сулиннің
сипаттамасы бойынша хлор кальций түріне жатады. Олардың тығыздықтары
қалыпты жағдайда көп мөлшерде өзгермейді. КТ-І карбонатты өнімділік
қабатының сулары үшін тығыздық 1058-1069 кгм3 (орташа 1064 кгм3), ал, КТ-
ІІ карбонатты өнімділік қабатының сулары үшін тығыздық 1048-1067 кгм3
болады (орташа 1056 кгм3). Минерализацияның орташа мәндері КТ-І үшін 87,5
гл, ал, КТ-ІІ үшін 79,7 гл.
Карбонатты қабаттардың суларында бор және бромның микроэлементтері
бар. Сонымен қатар суларда өте аз мөлшерде литий мен стронцийдің
концентрациялары бар.
Жаңажол кен орнының карбонатты түзілімдерінің сулары йодтанған сапаға
тән, бірақ олар өнеркәсәптік қолдануға сулы аумақтардың коллекторларының
төмен өнімділігіне байланысты жарамайды.
1 кесте – Карбон суларының газдылығы
Ұңғы № Өту аралығы, м Судың меншікті салмағы, кгм3Газдылығы, м3т
1-с 3628-3640 1,05·10-3 1,19·1012
1 4040-3873 1,07·10-3 0,18·1012
9 3452-3396 1,07·10-3 1,55·1012
10 2913-2930 1,06·10-3 2,98·1012
17 2921-2930 1,06·10-3 2,49·1012
26 2865-2930 1,07·10-3 1,88·1012
27 2847-2512 1,06·10-3 1,78·1012
2 Техникалық-технологиялық бөлім
2.1 Газлифт әдісіне теориялық кіріспе
Газлифтілі мұнай өндіру теориясы негізінде сұйықты бөлу үшін
қолданылатын газлифт тәсілі келешекте бір жағынан дамып келе ... 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