Төменгі карбон жыныс қабатының максималды анықталғаны қалыңдығы 308 метр
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 4
1 ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 6
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат 6
1.2 Кен орынның геологиялық құрылымы 7
1.2.1 Стратиграфия 9
1.2.2 Тектоника 14
1.3 Мұнайгаздылығы 16
1.4 Сулылығы 27
1.5 Кен орнынды жобалау және игеру тарихы 29
1.6 Игеру жағдайы 31
1.6.1 Пайдалану және айдау ұңғысының динамикалық қоры 31
1.6.2 Мұнайды, газды, ілеспе суды қабат қысымын ұстап тұру үшін
пайдаланатынсуды өндірудің динамикасы. 35
1.6.3 Жаңажол кен орындарының ұңғыларының өңдіру тәсілі 35
1.6.4 Ұңғыны газлифтілі пайдалану 36
1.7 Газлифт әдісіне теориялық кіріспе 37
1.7.1 Газлифтілі тәсілмен игерудің принциптері 42
1.7.2 Газлифт клапандары 44
1.7.3 Газлифт тәсілінің жұмыс істеу үрдісі 45
1.7.5 Ұңғыларды газлифтілі тәсілмен пайдалануға аудару 52
1.8 Жаңажол кен орнында газлифтілі әдісін пайдалану 55
1.9 Үздіксіз газлифтілі қондырғының есебі 57
2 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 62
2.1 Қандыағашмұнай мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы
62
2.2 Техникалық басшылық органдары 66
2.3 Қандыағашмұнай мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
еңбекті ұйымдастырудың ерекшеліктері 67
2.4 Жаңажол кен орнын игеру, пайдаланудың техника экономикалық
көрсеткіштерін талдау 68
2.5 Енгізілген шаралардың және оларды енгізудің қысқаша сипаттамасы 69
2.5.1 Газлифтілі әдісті қолдануды енгізгеннен кейінгі өнім көлемін
анықтау 70
2.5.2 Газлифтілі әдіспен игерген кездегі пайдалану шағындарын анықтау
70
3 ЕҢБЕК ҚОРҒАУ 75
3.1 Газлифттлік ұңғыларды пайдаланудағы қауіпті және зиянды өндірістік
факторларды талдау 75
3.2 Қорғаныс шаралары 76
3.2.1 Қауіпсіздіктің жалпы шаралары 76
3.2.2 Қауіпсіздік техникасы 78
3.2.3 Санитарлық-гигиеналық шаралар 80
3.2.4 Өртке қарсы шаралар 80
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 81
4.1 Атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану көзі ретінде
қарастыратын технологиялық процестерді талдау 81
4.1.1 Атмосфераның ластану себептері 83
4.1.2 Гидросфераның ластану себептері 83
4.1.3 Литосфераның ластану себептері 84
4.2 Ұйымдастырылған шаралар 84
4.3 Инженерлік қорғау және табиғатты қорғау шаралары 85
4.3.1 Атмосфераны қорғау 85
4.3.2 Гидросфераны қорғау 87
4.3.3 Литосфераны қорғау 88
ҚОРЫТЫНДЫ 90
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР 91
АНДАТПА
Дипломдық жоба Жаңажол кен орнындағы ұңғымаларды газлифтілі әдісімен
игеруді талдау атты тақырыпқа орындалған. Дипломдық жоба 4 бөлімнен
тұрады:
1) Техника-технологиялық бөлім.
2) Эконмикалық бөлім.
3) Еңбек қорғау бөлімі.
4) Қоршаған табиғи ортаны қорғау бөлімі.
Техника-технологиялық бөлімде Жаңажол кен орын туралы жалпы мағлұматтар
берілген, кен орынның стратиграфиясына, тектоникасына және, КТ-І, КТ-ІІ
карбонатты өнімділік қабаттарына сипаттамалар берілген. Газлифтілік
тәсілмен игерудің жолдарықарастырылып, қабатқа айдалатын газдың суға
қарағандағы айырмашылықтары анықталған. Қарастырылып отырған әдісте
қолданылатын клапандардың жұмыс істеу үрдісі сипатталған.
Экономикалық бөлімде газлифтілі әдіспен игеру кезіндегі пайдалану
шығындары анықталды және газлифтілі ұңғыларда жүргізілетін шаралардың
экономикалық тиімділігі есептелді.
Ал, қалған екі бөлімдерде Жаңажол кен орнының еңбек қорғау
жағдайларының талдаулары берілген. Газлифтілік ұңғыларды пайдаланудағы
қауіпті және зиянды өндірістік факторларының талдануы қарастырылған.
Сонымен қатар өндірісте адам өмірінде өте маңызды орын алатын инженерлік
қорғау және табиғатты қорғау шаралары анықталған.
АННОТАЦИЯ
В предложенном Дипломном проекте рассматривается анализ разработки
газлифтным способом на месторождении Жанажол. Дипломный проект состоит из
четырех частей:
1) Технико-техническая часть.
2) Экономическая часть.
3) Охрана трруда.
4) Охрана окружающей природной среды.
По технико-технологической части приведены общие сведение о
месторождении Жанажол. Рассмотрены тектоника, стратиграфия месторождении и
характеристика карбонатных толщин КТ-І и КТ-ІІ. Рассмотрены способы
газлифтной эксплуатации и различие закачиваемого газа по сравнению воды.
Описаны принцип работы клапанов, которые используются при газлифтной
эксплуатации.
По экономической части определено эксплутационные затраты при
газлифтном способе эксплуатации и экономический эффект газлифтных скважин
от внедрения мероприятия.
По остальным частям дается анализ состояния охраны труда и окружающей
природной среды на месторождении Жанажол. И еще рассмотрены анализ опасных
и вредных производственных факторов при эксплуатации газлифтных скважин.
КІРІСПЕ
Қазақстанның батыс бөлігі яғни толығырақ айтқанда оңтүстік 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
оңтүстігіне маңғыстауға дейінгі, солтүстігі Оралға дейінгі аймақтарында да
зерттелер, іздеулер жүргізіле басталды. Ал, Ақтөбе облысына келетін болсақ,
Ақтөбе өңіріндегі жүргізілген геологиялық барлау жұмыстарының нәтижесіне
Кенкияқ кен орнында 1959 жылы мұнай фонтанының атқылауы қол жеткізді. 1966
жылы игерлі бастады.
Жер қойнауынан мұнай шығаруды арртырумен қатар бұл саланы дамытудың
келесі жолы – жаңа мұнай-газды айдандар мен жеке кен орындарын барлау-
іздеук, игеру үрдесін жеделдету болды.
1970-ші Ембі ауданынан мұнай іздеудің мүмкіншігі туып, көптеген жаңа
кен орындар ашылды.
Жаңа кен орындарының Орал-Ембі аудандарының әр тұстарының 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 бағасында төмендегі пермнен бастап девонды
қоса кең көлемді аймаққа түгел жайылған бірнешепа мұнайлы қабаттар
анықталды.
Каспий маңы ойпатының оңтүстік-шығыс бөлінігіндегі тұз астындағы
әктасты қабақттардың 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 сынақтап өткізу жолымен сұйықты бөлу және жасанды
фонтандауды іске асыру үшін Жаңажол кен орнында газлифт тәсілін қолдану
тәжірибеден өткізіліп, үлкен жетістіктерге жетті.
1 ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ 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 пайдалынылады. 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 400С-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 бағытына орналасқан 15 шақырымдық Жаңажол совхозының орталығы және
солтүстік-батыс бағытында орналасқан 35 шақырымдық Кенқияқ мұнай-газ өндіру
басқармасының поселогі жатады және кен орынның солтүстік-батысында Шұбарыш
поселогі орналасқан.
Атырау-Орск мұнай құбыры 100 шақырым жерден өтеді. Жақын темір жол
сианциясы 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 Кенқияқ кен орындарының мұнай-газын
игеру, өндіру жұмыстарын жүргізетін АО Ақтөбемұнай орналасқан. Ақтөбенің
шығыс жағында, 95 шақырым Хромтау қаласы бар. Ол жерде хром кен орны
орналасқан.
1.2 Кен орынның геологиялық құрылымы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.К.
Ковалевский және А.П. Гаригросс еңбектеріне 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
еңгізіліп, қамтылған еді. Авторлар ауданының геологиялық құрылымы туралы
барынша толық мәлімет берген 1952-і жылы аудан гравиметриялық түсіруімен
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
Ақтөбемұнагазгеология бірлестігі жүргізуде.
1981-ші жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің бекітуімен
Ақтөбемұнай бірлестігіне кен орында ұңғыларын бұрғылау және оны игеру
тапсырылды.
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының Ақтөбемұнайгаз акционерлік
қоғамының Октябрскмұнайгаз 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.
1.2.1 Стратиграфия
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
есептеулері 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
СІ – төменгі бөлім
Жаңажол 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 долмиттерден 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.
С2МІ – москвалық ярус
Мұның құрамы екі ярусқа бөлінеді. Төменгі москвалық ярусының №1-С
ұңғысында 3668 – 3650 метр және №23 ұңғысының 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 ұңғысының 530
метрге жетіп, төменгі карбонатты қабатын құрайды да өз алдына КТ-П
индексімен белгіленеді.
С2М2 – жоғарғы москвалық ярусы
Бұл ярус мячковтық және подольдық горизонттарымен сипатталады.
Подольдық горизонтының төменгі бөлігі көбіне көп терригенді қалыңдықты
қабаттар, яғни аргилиттер, 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.
С3К – Касимовтік 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.
C3g – 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 қалыңдылығы 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.
Р – Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері төменгі және жоғарғы бөлімдерден берілген.
Р1 – Төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі ассельдік, сакмардық, артиндік және кунгурлік ярус
шөгінділерден тұрады.
Pla+s – Ассельдік ярус
Ассельдік-сакмарлық терригенді қабат қалыңдығы гжель терригенді карбон
қабатымен бірге Жаңажол кен орнында регионалды флюйдті, кедергілі қабат
туғызды. Бұл қабыршықта қабат қалыңдығы белгілі дәрежеде құрылымды саз
балшықтың болуымен және кең ауқымды яғни, 16-598 метр аралығында өзгеріп,
солтүстіктен оңтүстіккеқарай тенденциялы өзгеріп отырады.
Литологиялық байланыста бұл аргилиттер, 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.
РІК – Кунгурлік ярусы
Кунгурлік ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы карбонат үсті
терригенді қабатымен бірге кунгур қималарының мұнай мен газға қаныққан
бөліктерінде өте зор флюйдті, кедергілі қабат тудырады.
Кунгурлік ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді-
галогенді аргиллит араласқан қабаттарымен кездескен. Оның қалыңдығы 10-60
метр аралығында өзгереді. Жоғарырақта галогенді 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 қалыңдыққа 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 торригенді
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 топырақтардаң,
тығыз алевролит және қоңыр қиыршық топырақ полимикті, әтүрлі 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 өзгеререді. 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 метрілік 4 қатарлы қабат біледі. Солардың құрамдары саздың сунглинкалары
мен құмайт, құмдақтардың түзілген.
1.2.2 Тектоника
Тектоникалық қатынасқа 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 интесивті 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 биынтығын құрайды.
Тұз асты шөгінділерің жоғарғы ьеті Ащысай бұзындыларына жақын маңда 2
немесе 2,5 шақырамнан беттеу меридианына қарай 5,5 немесе 6 шақырымға
дейінгі, яғни батыс 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, Кенкияқ, Қожасайң Шұбарыш қатарларының
жүйесі бөлінеді және олардың көлемінде 3 немесе 3,5 шақырмдық тереңдіктерде
(II2) тұз асты горизонтының қисығы түзілген.
Жаңажол қатарының бір ерекшілігі құатты карбонат массивтердінің дамуы
болып табылады. Олар үлкен брохиантиклиналь тәріздес дөңбектерден құралған.
Сейсмикалық мәлеметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен
салыстырғанда әр түрлі локалды дөңестерінің морфологиясындағы өлшемдері,
шөгінділердің тереңдік қатынастарында әр түрлі өзгешіліктер байқалады.
Құрылым қартасында жоғарғы карбон шөгінділерінің табаны бойыншы екі
локалды дөңіс анық көрсетіліп, 50-і ұңғы ауданына 2,5 шақырымдық изогипс
еңгізумен контурланған.
Жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 9 х 5 шақырым құрап, онша үлкен
емес седловина арқылы оңтүстік локалды дөнесімен қосылады, яғни 19-ы ұңғы
ауданына 2,55 шақырамдық изогипспен контурлінген (1, 2 парақтар).
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың бойынша гжельдік ярусының
сульфатты карбонатты қабатының карбонат үсті қалыңдықта терригенді қабатпен
ауысуы жылдам тығыз шекараны реттейді.
Жаңажол жөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып, 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 х 5 шақырым болады. Оңтүстік көтерілімнің
дөңесі 50 метр төмен жатыр және 2,3 шақырымдық изогипсен 19-ы ұңғы
аймағында контурланған. 2,3 шақырымдық изогипсті көтерілімнің өлшемдері 9,5
х 4 шақырым болады.
1982-1985 жылдары аралығындағы ауданды барлау ұңғыларымен бұрлаған
кезде төменгі карбонатты қабаттың қимасыңда тектоникалық бұзулардың бар
екені анықталды, олардың ішінде созылғаны 100-150 метрлік ығысу амплитудасы
еді. Сол бұзылуалардың болғаны байланысты барлық құрылым 3 блоққа бөлінді:
I оңтүстік бөлігі; II 61-і ұңғы аймағы; III солтүстік бөлігі.
Флюидтердің қорлары негізінен I және II блоктарда шоғырланған.
1.3 Мұнайгаздылығы
Жаңажол кен орны Қазақстандағы өнімділігі карбонатты коллекторларға
байланысты алғаш ашылған кен орны болып табылады. Ол белгілі кеңкияқ,
Құмсай, Көкжиде, Батенкөл, Қаратөбе, Ақжар және Қопа сияқты төменгі бор,
триас, жоғарғы және төменгі пермь жүйелерінің шөгінділеріндегі мұнай
қабаттары бар ауданда орналасқан.
Жаңажол аймағынының мұнай-газдылығы туралы алғашқы мәлімет 1-ші үңғыда
бұрғылау жұмыстары жүріп жатқан кезде байқалған жоғары газкөрсеткіштігіне,
таскөмір жынысын керн бойынша шерттеген кездегі мұнай белгілеріне және
сазбалшықты ерітіндінің газдауына байланысты анықталды. 3050-3020 метр
аралықтарындағы тереңдікті тексеру барысында 62,5% метан, 1% этан, 1 % ауыр
көмірсітектер жиынтығынан құралған газды судың әлсіз ағыны байқалды. 1978-і
жылдың 3-і наурызында 4-і ұңғыдағы орта карбон әктакстарының ашық оқпанды
сыналған қабаттан газдалған мұнай табылды.
Кейін 1978-і жылы 31-і шілдеден 2-і тамызға дейінгі аралықта 2767-2884
метр аралығындағы тереңдіктен шығымы 66,8 м3 с болатын мұнай және 107,6 м3
с шығымды газ фонталды. Фонтанды ұңғыларда 3 және 8 миллиметрлік штуцерлер
қолданылды. Қазіргі кезде жаңажол кен орнында жоғарғы және төменгі карбон
жыныстарымен байланысты өңдірістік өнімділігі бар екі карбонатты қабат
белгіленген және олар 206-417 м. қлыңдықдықты жыңыстың терригенді бұдасына
бөлінген.
ҚТ-I бірінші қарбонатты қабаты
Оның 398 метрден 92-і ұңғы - 548 метрге 41-і ұңғы дейінгі болатын
қалыңығы литологиялық жағынан әктас, доломит және олардың ауыспалы
өзгерістерінен кездеседі. Бұлардың ішіндегі өткізгіш жыныстар коллекторлық
қасиетті атқарады. Коллектор тиші кеуекті-жарықшақты болып келеді.
КТ-I өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі жағын, касимов ярусының
үстіңгі карбонын, мячков горизонтының ортаңғы карбонын алып жатыр. Кен
орындағы флюидтердің тіреуіштері пермьнің сульфатты-терригенді жіне тұзды
қабаттары болып табылады. КТ-I қабатының көп бөлігі доломитті болып
келеді. Касимовтық және ярустарында ангирдрит қабаты және құыстары
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 ж.ж. барлау үңғыларының алаңын бұрғылау процесіндегі
төмендегі карбонатты қабатының қимасында тектоникалық бұзылушылық
нарушение болатыны белгілі болады. Олардың ең көп уақытқа созылғаны 100-
150 метрлік ығысу амплитудасымен батыс көтеру қанатынан өтеді. Ал, басқа да
40-50 метрлік екі амплитудасымен ортаңғы қаптарды қиындата түсті №61-ші
ұңғы аймағы. Осы бұзылушылықтардың нарушение болуына байланысты барлық
структура үш блоққа бөлінеді. I-ші блок оңтүстік бөлік, 2-ші блок №61-ші
ұңғы аймағы, 3-ші блок солтүстік бөлік. Флюид қорларының негізгі бөлігі
1-ші және 3-ші блоктарда орналасқан.
КТ-I өнімділік қабатының мұнай-газ қорын анықтағаннан кейін кен орының
КТ-I карбонатты қалыңдығының игеру технологиясының схемасын құрастыру
кезінде 149 өңдіру ұңғылары бұрғыланды. Осы ұңғылардың материал анализін
анықтауға кеніштердің геологиялық құрылымдары мүмкіндік береді. Өнімділік
қабаттарының жайылу шекаралары және кейбір есептеу параметрлері анықталған
қорларды өзгерулерін көрсетпейді.
Жоғарғы айтылған кен орынның мұнай-газдылығы айтылған екі қабаттармен
байланысты. Бірінші және қабаттарды 206 метрден 417 метрге дейінгі
қалыңдықтардан тұратын дыныстардың терригенді қабаттары бөліп тұрады.
298 №92-ші ұңғы - 548 №41-ші ұңғы метр қалыңдықтарды құрайтын
бірінші карбонатты КТ-I қабатының литологиялық құрылымы негізінен
әктастардан, долоиттен тұрады және де осылардан араласып келеді. Осы
жыныстардың өткіздіштігі коллекторлық қызмет атқарады және бұлардың
коллекторлары құысты-жарықшақты болып келеді.
Қабат қимасында каротаж қисығы сәнінің сипаты бойынша дыныстардың
тығыздығы және саздылығы жоғары мәнге ие болатын реперлер сериясы бөлінген.
Бұл материалдар 2550-2900м. тереңдікте жататын А, Б, В, В1 шартты
түрдегі 4 өнімділік қабатқа бөліге мүмкіндік берді.
Стратиграфиялық тұрғыдан алғанда А өнімділік қабаты гжель ярусының
төменгі бөлігін, ал, Б өнімділік қабаты касимовский ярусын, В1 және
москвалық ярусының подоль қабатының жоғарғы бөлігін қамтиды.
Бұл қабаттардың қанығу сипаттамасы олардың көмірсіттектеріне
байланысты, яғни А қабатында 303 және 90 метр биіктікпен жиегінде мұнай
қамдыған 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. В1 қабаты кішігірім 87 метр биіктерімен 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 минус2630
мертден 2650 метрге дейін өзгеретін біртұтас газ-мұнай байланысымен ГНК
бір қабатты-массивті кенішті сипаттады.
Жаңа ұңғыларды бұрғылағанның нәтижесінде мынандай көсеткіштер пайда
болды: 180 внк-1650м.; 169-2650м.; 361-2645м.; 48102640м.; 468 -
2637м.; 372-2640м.; 34302650м.; 146-2644м.; 106-0644м.;
30702643м.; 372-2640м..
СМБ ВНК ең жоғарғы жағдайы батыс қанатта және өңтүстік периклинальда
02630 – 2640м., ал, ең төменгі шығыс қанатта және солтүстік периклинальда
02640 – 02650м.. кейбір ұңғыларда яғни 182-і, 154-і, 343-і ұңғыларда Б, В
және В1 өнімділік қабаттырының 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 ұңғыларып сынағанда
қабыланды, яғни -2560 метрден газ, одан төмеңірек мұнай алынды.
СМБ ВНК ЖГҰЗ ПГИС мәліметтері жіне сынау нәтижесі бойынша
қабыланды. Сойтіп, 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 2643 метр
және минус 2639 метр тереңдіктерде байқалады. 6-ы және 14-і ұңғыларда
абсолютті белгісі минус 2637 метрде қабат сулары байқалды және бұл
геофизикалық мәлеметтер бойынша дәлелденді. Шығыс периклиналь аумағында
және солтүстік 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-I карбонатты өнімділік қабатының қысқаша сипаттамасы
берілген.
А қабаты 650 метр қалың қабаттардаң құралған, гжклдік және ассельдік-
сакмарлық ярустарының дыныстардан 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 70395 мың
м.2, мұнайға қаныққан қабат ауданы 75204 мың м.2. жалпы мұнай-газ қалындығы
293 метр болса, оның қабаты 90 метр.
Б қабатында мұнай-газ қабатының үлкен 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 литологиялық жағынан шектелген долып 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 жіне солтүстік
күмбездермен ұштасып жатыр.
Кеніштің екеуі мұнай кеніші, газ шапкасының биіктігі аса үлкен емес,
яғни оңтүстік бөлігі 30 метр және солтүстік бөлігі 50 метр. Күмбезді,
массивті типті кеништерге жатады, оңтүстік бөлігі литологиялық экрандалған,
60-шы ұңғы аумағының биіктігі 129 метр. Ал, солтүстік бөлік биіктігі 87
метр.
В1 қабаты жоғарыда айтылған қабаттардан 350 метр төменірек және екі
мұнай кеніштерімен сипатталады. Олардың биіктігі 60 және 87 метр.
В1 қабатының қоры тек қана солтүстік бөлігінде анықталған, бұл
барлаудың аяқталмағанын көрсетеді. Кеніштердің екеуі де күмбезді.
КТ-II екінші қабаты
КТ-II екінші карбонатты қабатының КТ-I екінші карбонатты қабатынан
ацырмашылығын оның қимасындағы өте сирек кездесетін доломиттер және
әктастар көрсетеді. Коллекторларына олардың әртүрлі өткізгіштері болып
табылады. КТ-I және КТ-II өнімділік қабаттарын әктас қабатшылары және
карбонат арсындағы тұз асты қабаттары бар терригенді жыныстары бөліп
тұрады, және КТ-II өнімділік қабат кеніштеріне влюид тіреушілер қызметін
атқарады.
Игеру объектілеріне бөлу мақсатымен КТ-II 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 қалындығымен төзімді қабат бойынша кең тараған. Осы верейдік
горизонты оңтүстігінде 50-65 метрге дейін әктасты және солтүстігінде
негізімен 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 ьұрады. Д қабатын москвалық ярусының венев горизонты
қалдықтары құрайды, тағы да башкирлік, серпуховтың протвийлік, стешевтік,
тарруустық горизонттары ярустар және визейдік окстық горизонты астындағы
венев горизоны ярустар түзілімдері де бар.
КТ-II 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
қабылданады негізінен кеніштердің ЖҰГЗ ПГИС материалды нәтижесі боцынша
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 қабылданалады №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-шы ұңғыдан су-мұнай жапсары ВНК зонасының
интервалың анықтау кезінде сулы мұнай алынды. 2-ші блок кеніштері үшін су-
мұнай байланысы ВНК қабаттың мұнайлы бөлігінің табаны боцынша
қабылданаладыү №61-ші қабаттың мұнацлы 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 ұңғының нәтижелері бойынша
абсолют белгісі минус 3385 метр болғанда анықталған. Осы №36-шы ұңғы
первоциясы интервалынан және газды каротаж материалынан мұнай мен газ ағысы
интервал ортасынан. №14ші ұңғыдан №36-шы ұңғының тереңдігінен 14 метр
төмен жерден мұнай алынды, ал, сәл жоғары жерден газ және конденсат алынды.
Су-мұнай дапсары ВНК мына абсолюттік белгі бойынша яғни минус 3603
метрден кеніштің батыс жағындағы №43-ші ұңғыда 3573 метрге дейін блоктың
оңтүстік-шығысындағы №66-шы ұңғыда осы абсолюттік беліге дейін сусыз мұнай
алды тербелеп тұрады. Осыған байланысты №72-ші үңғы қабатының мұнайлы
бөлігі мынандай абсолюттік белгіге дейін минус 3589 метрге дейін жазып
алынып отырған, ал, солтүстік периклинальдағы №73-ші ұңғыда минус 3597
метрлік абсолюттік белгісінде сі алынған.
Мұнайлықтың едәуір көп болған кезінде су-мұнай жапсарының блок бойынша
жату тереңділігінің 560 метр салыстырмалы аздаған тербелістерінің болуы
барлық кеніш резервуарлары КТ-II 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 бөлуе болады.
Г қабатының 1 блогы оңтүстік күмбезі тек қана төменгі Гн- I
горизонтколлекторларымен сипатталған. Жоғарғы горизонт толығымен тығыз
жыныстардан тұрады. Гн- I 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 км.2.
Екінші блокта Г өнімділік қабаты жоғарғы Гв- II горизонтымен
сипатталған. Бұл қабатпен байланысты мұнай кеніші тектоникалық бұзылыстың
нәтижесінде шектеулі созылады. Оның 8,1 км.2, ал биіктігі 50 метр.
III-ші блок қарастылып кеткен алдыңғы екі блокқа қарағанда үлкен
газдымұнайлы кеніш болып табылады да, Гв- III және Гн- III қабаттарының екі
горизонттарымен ұштасып жатыр. Бұл блокта газ шапкасы 265 метр. Г
қабатындағы газға қаныққан көлемнің мұнайға қаныққан қатынасы 0,31.
Коллекторлар барлық жерде жоқ: Гв- III жоғырғы горизонты өткізгіштігі
жоқ жыныстарға 71-ші және 69-шы ұңғылар аумағында толы болып келеді.
Д қабаты I және III блоктарда орналасқан екі мұнай кеніштерімен
сипатталады.
Қабаттың I-ші төменгі бөлігінде тығыз жыныстарға толы қабат
коллекторлары бар. Осы жағдайға байланысты қабат екі өнімділік
горизонттарға, яғни жоғарғы Дв- I және төменгі Дн- I болып бөлінді. Жоғарғы
Дв- I горизонтының коллекторға литологиялық толуы 44-і, 27-і, 33-і және 56-
ы ұңғылар аумағында белгілі болды. Жоғарғы горизонттағы кеніштің өлшемі –
15 х 7 км., ал, төменгі горизонттағы кеніштің өлшемі – 6,2 х 4 км.
Мұнайлықтың қалындығы 235 м. жоғарғы және 100м. төменгі.
Кеніштер күмбезді, тектоникалық шектеулі, литологиялық шектеулі,
жоғарғы горизонт массивті, ал, төменгі горизонт бір-тектес қабаттардан
емес.
III-ші блокпен жоғарғы және төменгі горизонттарымен ұштасқан және Д-III
қабатының бір тұтас резервуар сияқты қарастырылған мұнай кеніші біріккен.
71-і ұңғы аумағындағы коллекторлар тығыз жыныстарға толы.
Кеніш өлшемі: мұнайлылық ауданы – 30,4 км.2, биіктілігі – 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 аздалған тиімді қалыңдықтары кезіндегі байланысы
жоқ зоналар, яғни коллекторлар қабаттарында су-мұнай арасын бөлетін жапсар
контакт мүлдем жоқ.
Біріші карбонатты қабат КТ-I литологиялық жағынан әктастан,
доломиттерден және әртүрлі жыныстардан тұрады.
КТ-I карбонатты қабат қимасында аздаған құмның қабатшалары кездеседі
және коллекторлардың 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 коллектордың қасиеттері керн алу әдісі және
өндірістік-геофизикалық зерттеулердің комплексі бойында анықталады.
Кеуектіліктің есептеу параметрлердің анықтау үшін керн алатын
лабораториялық зерттеулердің нәтижесін қолданалады 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 гағга қанығұшылығы мына
мәндерге ие болады; 79%, 82%, 81%.
Кеуектіліктін ҰГЗ ГИС нәтижелері бойынша анықталған мәндері А
қабатында пачка 12%, Б қабатында 13,8% және 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 көріге
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
зерттеулері №12-ші ұңғы бойынша зерттелді. Сонымен кеуектілікті МГБ ГНК
бойынша 11% деп қабылдауға болады. А және В өнімділік қабаттар пачки
өткізгіштігінің фильтрік сипаттамаларын анықтау үшін тек қана керндік
қолданылды. А, Б және В қабаттарының пачки өткіздіштігінің орта мәндері
мынандай қатынастарды құрайды: 0,008мкм2; 0,171мкм2; 0,116мкм2.
Өткізгіштіктің осы мәндері проекттік жобада қолданылады. А және Б
қабаттарының пачки бастапқы мұнайдың қанығұшылығы өндірістік-геофизикалық
зерттеулердің нәтижелері бойынша анықталады да 80% деп қабылданады.
Кеніштің ауданы бойынша керндік мәліметтердің шектеулі түріне ҰГЗ ГИС
бойынша бағаланған бастапқы мұнайға қанығушылық жатады. Яғни қанығушылық
86%. В1 қабаты пачка кернмен өте нашар сипатталған. КТ-2 екінші
карбонатты қабаттың литологиялық карбонатты жыныстар негізінен әкстастан
тұнады, ал, доломиттер көп кездейспейді.
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 07,*10-3 мкм2. асатын
жыныстар есептелді.
Керн бойынша кеуектілік пен өткізгіштіктің арасында құысты
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-І, ГН-ІІІ,
ГВ-ІІІ, ДН-1.
ДВ-І и мәліметтерге Д-ІІІ қабаттарының кеуектілік мәліметтерін талдау
кезінде геофизикалық мәліметтерге сүйене отырып өнімділік қабат қимасы
толығымен қаралды.
Проектілеу үшін кеуектіліктің келесі мәндері ұсынылады: Г-І қабаты үшін
9.5%, ГВ-ІІІ қабаты үшін 12.6%, Д-І қабаты үшін 10.8% және Д-ІІІ қабаты
үшін 9.8%. Өнімділік қабаттардың өткізгіштігін негіздеу үшін ұңғыларды
геофизикалық және гидродинамикалық зерттеудің керндік мәліметтердің 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-ІІІ, ГН-ІІІ қабаттары үшін 0,0824 мкм; ДН-І
және ДВ-І қабаттары үшін 0,0603 мкм2; Д-ІІІ қабаты үшін 0,0263 мкм2.
Бастапқы мұнайғақанығушылық тек қана геофизикалық зерттеулер нәтижелері
бойынша анықталды да, Г-І қабаты үшін 82%, Г-ІІІ қабаты үшін 85%, ДН-І
қабаты үшін 89%, ДВ-І қабаты үшін 85% және Д-ІІІ 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 -гм3
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
қаныққаны 168,2-319,5 мм аралығында жатыр.
Г және Д қабаттарының мұнайда еріген газы ауыр, яғни этаннан тұрады.
Сонымен қатар құрамындағы ауыр көмірсутектер – 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 көмірсутек
құрамы бойынша парафиндік негізі бар. Парафинді-мұнайлы көмірсутектердің
жалпы құрамы бойынша парафиндік негізі бар. Парафинді-мұнайлы
көмірсутектердің жалпы құрамы 86%-тен асады.
1.4 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 (К1) пайдаланылады.
Сулардың статикалық деңгейі 14-65 метр аралығында белгіленіп, олардың
өнімділігі 60-180 м3тәулікке жетеді. Су температурасы +120С-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 ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ 4
1 ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 6
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат 6
1.2 Кен орынның геологиялық құрылымы 7
1.2.1 Стратиграфия 9
1.2.2 Тектоника 14
1.3 Мұнайгаздылығы 16
1.4 Сулылығы 27
1.5 Кен орнынды жобалау және игеру тарихы 29
1.6 Игеру жағдайы 31
1.6.1 Пайдалану және айдау ұңғысының динамикалық қоры 31
1.6.2 Мұнайды, газды, ілеспе суды қабат қысымын ұстап тұру үшін
пайдаланатынсуды өндірудің динамикасы. 35
1.6.3 Жаңажол кен орындарының ұңғыларының өңдіру тәсілі 35
1.6.4 Ұңғыны газлифтілі пайдалану 36
1.7 Газлифт әдісіне теориялық кіріспе 37
1.7.1 Газлифтілі тәсілмен игерудің принциптері 42
1.7.2 Газлифт клапандары 44
1.7.3 Газлифт тәсілінің жұмыс істеу үрдісі 45
1.7.5 Ұңғыларды газлифтілі тәсілмен пайдалануға аудару 52
1.8 Жаңажол кен орнында газлифтілі әдісін пайдалану 55
1.9 Үздіксіз газлифтілі қондырғының есебі 57
2 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 62
2.1 Қандыағашмұнай мұнай-газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы
62
2.2 Техникалық басшылық органдары 66
2.3 Қандыағашмұнай мұнай-газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және
еңбекті ұйымдастырудың ерекшеліктері 67
2.4 Жаңажол кен орнын игеру, пайдаланудың техника экономикалық
көрсеткіштерін талдау 68
2.5 Енгізілген шаралардың және оларды енгізудің қысқаша сипаттамасы 69
2.5.1 Газлифтілі әдісті қолдануды енгізгеннен кейінгі өнім көлемін
анықтау 70
2.5.2 Газлифтілі әдіспен игерген кездегі пайдалану шағындарын анықтау
70
3 ЕҢБЕК ҚОРҒАУ 75
3.1 Газлифттлік ұңғыларды пайдаланудағы қауіпті және зиянды өндірістік
факторларды талдау 75
3.2 Қорғаныс шаралары 76
3.2.1 Қауіпсіздіктің жалпы шаралары 76
3.2.2 Қауіпсіздік техникасы 78
3.2.3 Санитарлық-гигиеналық шаралар 80
3.2.4 Өртке қарсы шаралар 80
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 81
4.1 Атмосфераны, литосфераны, гидросфераны ластану көзі ретінде
қарастыратын технологиялық процестерді талдау 81
4.1.1 Атмосфераның ластану себептері 83
4.1.2 Гидросфераның ластану себептері 83
4.1.3 Литосфераның ластану себептері 84
4.2 Ұйымдастырылған шаралар 84
4.3 Инженерлік қорғау және табиғатты қорғау шаралары 85
4.3.1 Атмосфераны қорғау 85
4.3.2 Гидросфераны қорғау 87
4.3.3 Литосфераны қорғау 88
ҚОРЫТЫНДЫ 90
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР 91
АНДАТПА
Дипломдық жоба Жаңажол кен орнындағы ұңғымаларды газлифтілі әдісімен
игеруді талдау атты тақырыпқа орындалған. Дипломдық жоба 4 бөлімнен
тұрады:
1) Техника-технологиялық бөлім.
2) Эконмикалық бөлім.
3) Еңбек қорғау бөлімі.
4) Қоршаған табиғи ортаны қорғау бөлімі.
Техника-технологиялық бөлімде Жаңажол кен орын туралы жалпы мағлұматтар
берілген, кен орынның стратиграфиясына, тектоникасына және, КТ-І, КТ-ІІ
карбонатты өнімділік қабаттарына сипаттамалар берілген. Газлифтілік
тәсілмен игерудің жолдарықарастырылып, қабатқа айдалатын газдың суға
қарағандағы айырмашылықтары анықталған. Қарастырылып отырған әдісте
қолданылатын клапандардың жұмыс істеу үрдісі сипатталған.
Экономикалық бөлімде газлифтілі әдіспен игеру кезіндегі пайдалану
шығындары анықталды және газлифтілі ұңғыларда жүргізілетін шаралардың
экономикалық тиімділігі есептелді.
Ал, қалған екі бөлімдерде Жаңажол кен орнының еңбек қорғау
жағдайларының талдаулары берілген. Газлифтілік ұңғыларды пайдаланудағы
қауіпті және зиянды өндірістік факторларының талдануы қарастырылған.
Сонымен қатар өндірісте адам өмірінде өте маңызды орын алатын инженерлік
қорғау және табиғатты қорғау шаралары анықталған.
АННОТАЦИЯ
В предложенном Дипломном проекте рассматривается анализ разработки
газлифтным способом на месторождении Жанажол. Дипломный проект состоит из
четырех частей:
1) Технико-техническая часть.
2) Экономическая часть.
3) Охрана трруда.
4) Охрана окружающей природной среды.
По технико-технологической части приведены общие сведение о
месторождении Жанажол. Рассмотрены тектоника, стратиграфия месторождении и
характеристика карбонатных толщин КТ-І и КТ-ІІ. Рассмотрены способы
газлифтной эксплуатации и различие закачиваемого газа по сравнению воды.
Описаны принцип работы клапанов, которые используются при газлифтной
эксплуатации.
По экономической части определено эксплутационные затраты при
газлифтном способе эксплуатации и экономический эффект газлифтных скважин
от внедрения мероприятия.
По остальным частям дается анализ состояния охраны труда и окружающей
природной среды на месторождении Жанажол. И еще рассмотрены анализ опасных
и вредных производственных факторов при эксплуатации газлифтных скважин.
КІРІСПЕ
Қазақстанның батыс бөлігі яғни толығырақ айтқанда оңтүстік 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
оңтүстігіне маңғыстауға дейінгі, солтүстігі Оралға дейінгі аймақтарында да
зерттелер, іздеулер жүргізіле басталды. Ал, Ақтөбе облысына келетін болсақ,
Ақтөбе өңіріндегі жүргізілген геологиялық барлау жұмыстарының нәтижесіне
Кенкияқ кен орнында 1959 жылы мұнай фонтанының атқылауы қол жеткізді. 1966
жылы игерлі бастады.
Жер қойнауынан мұнай шығаруды арртырумен қатар бұл саланы дамытудың
келесі жолы – жаңа мұнай-газды айдандар мен жеке кен орындарын барлау-
іздеук, игеру үрдесін жеделдету болды.
1970-ші Ембі ауданынан мұнай іздеудің мүмкіншігі туып, көптеген жаңа
кен орындар ашылды.
Жаңа кен орындарының Орал-Ембі аудандарының әр тұстарының 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 бағасында төмендегі пермнен бастап девонды
қоса кең көлемді аймаққа түгел жайылған бірнешепа мұнайлы қабаттар
анықталды.
Каспий маңы ойпатының оңтүстік-шығыс бөлінігіндегі тұз астындағы
әктасты қабақттардың 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 сынақтап өткізу жолымен сұйықты бөлу және жасанды
фонтандауды іске асыру үшін Жаңажол кен орнында газлифт тәсілін қолдану
тәжірибеден өткізіліп, үлкен жетістіктерге жетті.
1 ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ 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 пайдалынылады. 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 400С-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 бағытына орналасқан 15 шақырымдық Жаңажол совхозының орталығы және
солтүстік-батыс бағытында орналасқан 35 шақырымдық Кенқияқ мұнай-газ өндіру
басқармасының поселогі жатады және кен орынның солтүстік-батысында Шұбарыш
поселогі орналасқан.
Атырау-Орск мұнай құбыры 100 шақырым жерден өтеді. Жақын темір жол
сианциясы 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 Кенқияқ кен орындарының мұнай-газын
игеру, өндіру жұмыстарын жүргізетін АО Ақтөбемұнай орналасқан. Ақтөбенің
шығыс жағында, 95 шақырым Хромтау қаласы бар. Ол жерде хром кен орны
орналасқан.
1.2 Кен орынның геологиялық құрылымы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.К.
Ковалевский және А.П. Гаригросс еңбектеріне 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
еңгізіліп, қамтылған еді. Авторлар ауданының геологиялық құрылымы туралы
барынша толық мәлімет берген 1952-і жылы аудан гравиметриялық түсіруімен
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
Ақтөбемұнагазгеология бірлестігі жүргізуде.
1981-ші жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің бекітуімен
Ақтөбемұнай бірлестігіне кен орында ұңғыларын бұрғылау және оны игеру
тапсырылды.
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының Ақтөбемұнайгаз акционерлік
қоғамының Октябрскмұнайгаз 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.
1.2.1 Стратиграфия
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
есептеулері 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
СІ – төменгі бөлім
Жаңажол 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 долмиттерден 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.
С2МІ – москвалық ярус
Мұның құрамы екі ярусқа бөлінеді. Төменгі москвалық ярусының №1-С
ұңғысында 3668 – 3650 метр және №23 ұңғысының 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 ұңғысының 530
метрге жетіп, төменгі карбонатты қабатын құрайды да өз алдына КТ-П
индексімен белгіленеді.
С2М2 – жоғарғы москвалық ярусы
Бұл ярус мячковтық және подольдық горизонттарымен сипатталады.
Подольдық горизонтының төменгі бөлігі көбіне көп терригенді қалыңдықты
қабаттар, яғни аргилиттер, 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.
С3К – Касимовтік 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.
C3g – 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 қалыңдылығы 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.
Р – Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері төменгі және жоғарғы бөлімдерден берілген.
Р1 – Төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі ассельдік, сакмардық, артиндік және кунгурлік ярус
шөгінділерден тұрады.
Pla+s – Ассельдік ярус
Ассельдік-сакмарлық терригенді қабат қалыңдығы гжель терригенді карбон
қабатымен бірге Жаңажол кен орнында регионалды флюйдті, кедергілі қабат
туғызды. Бұл қабыршықта қабат қалыңдығы белгілі дәрежеде құрылымды саз
балшықтың болуымен және кең ауқымды яғни, 16-598 метр аралығында өзгеріп,
солтүстіктен оңтүстіккеқарай тенденциялы өзгеріп отырады.
Литологиялық байланыста бұл аргилиттер, 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.
РІК – Кунгурлік ярусы
Кунгурлік ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы карбонат үсті
терригенді қабатымен бірге кунгур қималарының мұнай мен газға қаныққан
бөліктерінде өте зор флюйдті, кедергілі қабат тудырады.
Кунгурлік ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді-
галогенді аргиллит араласқан қабаттарымен кездескен. Оның қалыңдығы 10-60
метр аралығында өзгереді. Жоғарырақта галогенді 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 қалыңдыққа 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 торригенді
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 топырақтардаң,
тығыз алевролит және қоңыр қиыршық топырақ полимикті, әтүрлі 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 өзгеререді. 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 метрілік 4 қатарлы қабат біледі. Солардың құрамдары саздың сунглинкалары
мен құмайт, құмдақтардың түзілген.
1.2.2 Тектоника
Тектоникалық қатынасқа 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 интесивті 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 биынтығын құрайды.
Тұз асты шөгінділерің жоғарғы ьеті Ащысай бұзындыларына жақын маңда 2
немесе 2,5 шақырамнан беттеу меридианына қарай 5,5 немесе 6 шақырымға
дейінгі, яғни батыс 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, Кенкияқ, Қожасайң Шұбарыш қатарларының
жүйесі бөлінеді және олардың көлемінде 3 немесе 3,5 шақырмдық тереңдіктерде
(II2) тұз асты горизонтының қисығы түзілген.
Жаңажол қатарының бір ерекшілігі құатты карбонат массивтердінің дамуы
болып табылады. Олар үлкен брохиантиклиналь тәріздес дөңбектерден құралған.
Сейсмикалық мәлеметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен
салыстырғанда әр түрлі локалды дөңестерінің морфологиясындағы өлшемдері,
шөгінділердің тереңдік қатынастарында әр түрлі өзгешіліктер байқалады.
Құрылым қартасында жоғарғы карбон шөгінділерінің табаны бойыншы екі
локалды дөңіс анық көрсетіліп, 50-і ұңғы ауданына 2,5 шақырымдық изогипс
еңгізумен контурланған.
Жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 9 х 5 шақырым құрап, онша үлкен
емес седловина арқылы оңтүстік локалды дөнесімен қосылады, яғни 19-ы ұңғы
ауданына 2,55 шақырамдық изогипспен контурлінген (1, 2 парақтар).
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың бойынша гжельдік ярусының
сульфатты карбонатты қабатының карбонат үсті қалыңдықта терригенді қабатпен
ауысуы жылдам тығыз шекараны реттейді.
Жаңажол жөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып, 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 х 5 шақырым болады. Оңтүстік көтерілімнің
дөңесі 50 метр төмен жатыр және 2,3 шақырымдық изогипсен 19-ы ұңғы
аймағында контурланған. 2,3 шақырымдық изогипсті көтерілімнің өлшемдері 9,5
х 4 шақырым болады.
1982-1985 жылдары аралығындағы ауданды барлау ұңғыларымен бұрлаған
кезде төменгі карбонатты қабаттың қимасыңда тектоникалық бұзулардың бар
екені анықталды, олардың ішінде созылғаны 100-150 метрлік ығысу амплитудасы
еді. Сол бұзылуалардың болғаны байланысты барлық құрылым 3 блоққа бөлінді:
I оңтүстік бөлігі; II 61-і ұңғы аймағы; III солтүстік бөлігі.
Флюидтердің қорлары негізінен I және II блоктарда шоғырланған.
1.3 Мұнайгаздылығы
Жаңажол кен орны Қазақстандағы өнімділігі карбонатты коллекторларға
байланысты алғаш ашылған кен орны болып табылады. Ол белгілі кеңкияқ,
Құмсай, Көкжиде, Батенкөл, Қаратөбе, Ақжар және Қопа сияқты төменгі бор,
триас, жоғарғы және төменгі пермь жүйелерінің шөгінділеріндегі мұнай
қабаттары бар ауданда орналасқан.
Жаңажол аймағынының мұнай-газдылығы туралы алғашқы мәлімет 1-ші үңғыда
бұрғылау жұмыстары жүріп жатқан кезде байқалған жоғары газкөрсеткіштігіне,
таскөмір жынысын керн бойынша шерттеген кездегі мұнай белгілеріне және
сазбалшықты ерітіндінің газдауына байланысты анықталды. 3050-3020 метр
аралықтарындағы тереңдікті тексеру барысында 62,5% метан, 1% этан, 1 % ауыр
көмірсітектер жиынтығынан құралған газды судың әлсіз ағыны байқалды. 1978-і
жылдың 3-і наурызында 4-і ұңғыдағы орта карбон әктакстарының ашық оқпанды
сыналған қабаттан газдалған мұнай табылды.
Кейін 1978-і жылы 31-і шілдеден 2-і тамызға дейінгі аралықта 2767-2884
метр аралығындағы тереңдіктен шығымы 66,8 м3 с болатын мұнай және 107,6 м3
с шығымды газ фонталды. Фонтанды ұңғыларда 3 және 8 миллиметрлік штуцерлер
қолданылды. Қазіргі кезде жаңажол кен орнында жоғарғы және төменгі карбон
жыныстарымен байланысты өңдірістік өнімділігі бар екі карбонатты қабат
белгіленген және олар 206-417 м. қлыңдықдықты жыңыстың терригенді бұдасына
бөлінген.
ҚТ-I бірінші қарбонатты қабаты
Оның 398 метрден 92-і ұңғы - 548 метрге 41-і ұңғы дейінгі болатын
қалыңығы литологиялық жағынан әктас, доломит және олардың ауыспалы
өзгерістерінен кездеседі. Бұлардың ішіндегі өткізгіш жыныстар коллекторлық
қасиетті атқарады. Коллектор тиші кеуекті-жарықшақты болып келеді.
КТ-I өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі жағын, касимов ярусының
үстіңгі карбонын, мячков горизонтының ортаңғы карбонын алып жатыр. Кен
орындағы флюидтердің тіреуіштері пермьнің сульфатты-терригенді жіне тұзды
қабаттары болып табылады. КТ-I қабатының көп бөлігі доломитті болып
келеді. Касимовтық және ярустарында ангирдрит қабаты және құыстары
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 ж.ж. барлау үңғыларының алаңын бұрғылау процесіндегі
төмендегі карбонатты қабатының қимасында тектоникалық бұзылушылық
нарушение болатыны белгілі болады. Олардың ең көп уақытқа созылғаны 100-
150 метрлік ығысу амплитудасымен батыс көтеру қанатынан өтеді. Ал, басқа да
40-50 метрлік екі амплитудасымен ортаңғы қаптарды қиындата түсті №61-ші
ұңғы аймағы. Осы бұзылушылықтардың нарушение болуына байланысты барлық
структура үш блоққа бөлінеді. I-ші блок оңтүстік бөлік, 2-ші блок №61-ші
ұңғы аймағы, 3-ші блок солтүстік бөлік. Флюид қорларының негізгі бөлігі
1-ші және 3-ші блоктарда орналасқан.
КТ-I өнімділік қабатының мұнай-газ қорын анықтағаннан кейін кен орының
КТ-I карбонатты қалыңдығының игеру технологиясының схемасын құрастыру
кезінде 149 өңдіру ұңғылары бұрғыланды. Осы ұңғылардың материал анализін
анықтауға кеніштердің геологиялық құрылымдары мүмкіндік береді. Өнімділік
қабаттарының жайылу шекаралары және кейбір есептеу параметрлері анықталған
қорларды өзгерулерін көрсетпейді.
Жоғарғы айтылған кен орынның мұнай-газдылығы айтылған екі қабаттармен
байланысты. Бірінші және қабаттарды 206 метрден 417 метрге дейінгі
қалыңдықтардан тұратын дыныстардың терригенді қабаттары бөліп тұрады.
298 №92-ші ұңғы - 548 №41-ші ұңғы метр қалыңдықтарды құрайтын
бірінші карбонатты КТ-I қабатының литологиялық құрылымы негізінен
әктастардан, долоиттен тұрады және де осылардан араласып келеді. Осы
жыныстардың өткіздіштігі коллекторлық қызмет атқарады және бұлардың
коллекторлары құысты-жарықшақты болып келеді.
Қабат қимасында каротаж қисығы сәнінің сипаты бойынша дыныстардың
тығыздығы және саздылығы жоғары мәнге ие болатын реперлер сериясы бөлінген.
Бұл материалдар 2550-2900м. тереңдікте жататын А, Б, В, В1 шартты
түрдегі 4 өнімділік қабатқа бөліге мүмкіндік берді.
Стратиграфиялық тұрғыдан алғанда А өнімділік қабаты гжель ярусының
төменгі бөлігін, ал, Б өнімділік қабаты касимовский ярусын, В1 және
москвалық ярусының подоль қабатының жоғарғы бөлігін қамтиды.
Бұл қабаттардың қанығу сипаттамасы олардың көмірсіттектеріне
байланысты, яғни А қабатында 303 және 90 метр биіктікпен жиегінде мұнай
қамдыған 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. В1 қабаты кішігірім 87 метр биіктерімен 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 минус2630
мертден 2650 метрге дейін өзгеретін біртұтас газ-мұнай байланысымен ГНК
бір қабатты-массивті кенішті сипаттады.
Жаңа ұңғыларды бұрғылағанның нәтижесінде мынандай көсеткіштер пайда
болды: 180 внк-1650м.; 169-2650м.; 361-2645м.; 48102640м.; 468 -
2637м.; 372-2640м.; 34302650м.; 146-2644м.; 106-0644м.;
30702643м.; 372-2640м..
СМБ ВНК ең жоғарғы жағдайы батыс қанатта және өңтүстік периклинальда
02630 – 2640м., ал, ең төменгі шығыс қанатта және солтүстік периклинальда
02640 – 02650м.. кейбір ұңғыларда яғни 182-і, 154-і, 343-і ұңғыларда Б, В
және В1 өнімділік қабаттырының 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 ұңғыларып сынағанда
қабыланды, яғни -2560 метрден газ, одан төмеңірек мұнай алынды.
СМБ ВНК ЖГҰЗ ПГИС мәліметтері жіне сынау нәтижесі бойынша
қабыланды. Сойтіп, 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 2643 метр
және минус 2639 метр тереңдіктерде байқалады. 6-ы және 14-і ұңғыларда
абсолютті белгісі минус 2637 метрде қабат сулары байқалды және бұл
геофизикалық мәлеметтер бойынша дәлелденді. Шығыс периклиналь аумағында
және солтүстік 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-I карбонатты өнімділік қабатының қысқаша сипаттамасы
берілген.
А қабаты 650 метр қалың қабаттардаң құралған, гжклдік және ассельдік-
сакмарлық ярустарының дыныстардан 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 70395 мың
м.2, мұнайға қаныққан қабат ауданы 75204 мың м.2. жалпы мұнай-газ қалындығы
293 метр болса, оның қабаты 90 метр.
Б қабатында мұнай-газ қабатының үлкен 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 литологиялық жағынан шектелген долып 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 жіне солтүстік
күмбездермен ұштасып жатыр.
Кеніштің екеуі мұнай кеніші, газ шапкасының биіктігі аса үлкен емес,
яғни оңтүстік бөлігі 30 метр және солтүстік бөлігі 50 метр. Күмбезді,
массивті типті кеништерге жатады, оңтүстік бөлігі литологиялық экрандалған,
60-шы ұңғы аумағының биіктігі 129 метр. Ал, солтүстік бөлік биіктігі 87
метр.
В1 қабаты жоғарыда айтылған қабаттардан 350 метр төменірек және екі
мұнай кеніштерімен сипатталады. Олардың биіктігі 60 және 87 метр.
В1 қабатының қоры тек қана солтүстік бөлігінде анықталған, бұл
барлаудың аяқталмағанын көрсетеді. Кеніштердің екеуі де күмбезді.
КТ-II екінші қабаты
КТ-II екінші карбонатты қабатының КТ-I екінші карбонатты қабатынан
ацырмашылығын оның қимасындағы өте сирек кездесетін доломиттер және
әктастар көрсетеді. Коллекторларына олардың әртүрлі өткізгіштері болып
табылады. КТ-I және КТ-II өнімділік қабаттарын әктас қабатшылары және
карбонат арсындағы тұз асты қабаттары бар терригенді жыныстары бөліп
тұрады, және КТ-II өнімділік қабат кеніштеріне влюид тіреушілер қызметін
атқарады.
Игеру объектілеріне бөлу мақсатымен КТ-II 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 қалындығымен төзімді қабат бойынша кең тараған. Осы верейдік
горизонты оңтүстігінде 50-65 метрге дейін әктасты және солтүстігінде
негізімен 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 ьұрады. Д қабатын москвалық ярусының венев горизонты
қалдықтары құрайды, тағы да башкирлік, серпуховтың протвийлік, стешевтік,
тарруустық горизонттары ярустар және визейдік окстық горизонты астындағы
венев горизоны ярустар түзілімдері де бар.
КТ-II 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
қабылданады негізінен кеніштердің ЖҰГЗ ПГИС материалды нәтижесі боцынша
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 қабылданалады №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-шы ұңғыдан су-мұнай жапсары ВНК зонасының
интервалың анықтау кезінде сулы мұнай алынды. 2-ші блок кеніштері үшін су-
мұнай байланысы ВНК қабаттың мұнайлы бөлігінің табаны боцынша
қабылданаладыү №61-ші қабаттың мұнацлы 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 ұңғының нәтижелері бойынша
абсолют белгісі минус 3385 метр болғанда анықталған. Осы №36-шы ұңғы
первоциясы интервалынан және газды каротаж материалынан мұнай мен газ ағысы
интервал ортасынан. №14ші ұңғыдан №36-шы ұңғының тереңдігінен 14 метр
төмен жерден мұнай алынды, ал, сәл жоғары жерден газ және конденсат алынды.
Су-мұнай дапсары ВНК мына абсолюттік белгі бойынша яғни минус 3603
метрден кеніштің батыс жағындағы №43-ші ұңғыда 3573 метрге дейін блоктың
оңтүстік-шығысындағы №66-шы ұңғыда осы абсолюттік беліге дейін сусыз мұнай
алды тербелеп тұрады. Осыған байланысты №72-ші үңғы қабатының мұнайлы
бөлігі мынандай абсолюттік белгіге дейін минус 3589 метрге дейін жазып
алынып отырған, ал, солтүстік периклинальдағы №73-ші ұңғыда минус 3597
метрлік абсолюттік белгісінде сі алынған.
Мұнайлықтың едәуір көп болған кезінде су-мұнай жапсарының блок бойынша
жату тереңділігінің 560 метр салыстырмалы аздаған тербелістерінің болуы
барлық кеніш резервуарлары КТ-II 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 бөлуе болады.
Г қабатының 1 блогы оңтүстік күмбезі тек қана төменгі Гн- I
горизонтколлекторларымен сипатталған. Жоғарғы горизонт толығымен тығыз
жыныстардан тұрады. Гн- I 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 км.2.
Екінші блокта Г өнімділік қабаты жоғарғы Гв- II горизонтымен
сипатталған. Бұл қабатпен байланысты мұнай кеніші тектоникалық бұзылыстың
нәтижесінде шектеулі созылады. Оның 8,1 км.2, ал биіктігі 50 метр.
III-ші блок қарастылып кеткен алдыңғы екі блокқа қарағанда үлкен
газдымұнайлы кеніш болып табылады да, Гв- III және Гн- III қабаттарының екі
горизонттарымен ұштасып жатыр. Бұл блокта газ шапкасы 265 метр. Г
қабатындағы газға қаныққан көлемнің мұнайға қаныққан қатынасы 0,31.
Коллекторлар барлық жерде жоқ: Гв- III жоғырғы горизонты өткізгіштігі
жоқ жыныстарға 71-ші және 69-шы ұңғылар аумағында толы болып келеді.
Д қабаты I және III блоктарда орналасқан екі мұнай кеніштерімен
сипатталады.
Қабаттың I-ші төменгі бөлігінде тығыз жыныстарға толы қабат
коллекторлары бар. Осы жағдайға байланысты қабат екі өнімділік
горизонттарға, яғни жоғарғы Дв- I және төменгі Дн- I болып бөлінді. Жоғарғы
Дв- I горизонтының коллекторға литологиялық толуы 44-і, 27-і, 33-і және 56-
ы ұңғылар аумағында белгілі болды. Жоғарғы горизонттағы кеніштің өлшемі –
15 х 7 км., ал, төменгі горизонттағы кеніштің өлшемі – 6,2 х 4 км.
Мұнайлықтың қалындығы 235 м. жоғарғы және 100м. төменгі.
Кеніштер күмбезді, тектоникалық шектеулі, литологиялық шектеулі,
жоғарғы горизонт массивті, ал, төменгі горизонт бір-тектес қабаттардан
емес.
III-ші блокпен жоғарғы және төменгі горизонттарымен ұштасқан және Д-III
қабатының бір тұтас резервуар сияқты қарастырылған мұнай кеніші біріккен.
71-і ұңғы аумағындағы коллекторлар тығыз жыныстарға толы.
Кеніш өлшемі: мұнайлылық ауданы – 30,4 км.2, биіктілігі – 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 аздалған тиімді қалыңдықтары кезіндегі байланысы
жоқ зоналар, яғни коллекторлар қабаттарында су-мұнай арасын бөлетін жапсар
контакт мүлдем жоқ.
Біріші карбонатты қабат КТ-I литологиялық жағынан әктастан,
доломиттерден және әртүрлі жыныстардан тұрады.
КТ-I карбонатты қабат қимасында аздаған құмның қабатшалары кездеседі
және коллекторлардың 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 коллектордың қасиеттері керн алу әдісі және
өндірістік-геофизикалық зерттеулердің комплексі бойында анықталады.
Кеуектіліктің есептеу параметрлердің анықтау үшін керн алатын
лабораториялық зерттеулердің нәтижесін қолданалады 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 гағга қанығұшылығы мына
мәндерге ие болады; 79%, 82%, 81%.
Кеуектіліктін ҰГЗ ГИС нәтижелері бойынша анықталған мәндері А
қабатында пачка 12%, Б қабатында 13,8% және 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 көріге
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
зерттеулері №12-ші ұңғы бойынша зерттелді. Сонымен кеуектілікті МГБ ГНК
бойынша 11% деп қабылдауға болады. А және В өнімділік қабаттар пачки
өткізгіштігінің фильтрік сипаттамаларын анықтау үшін тек қана керндік
қолданылды. А, Б және В қабаттарының пачки өткіздіштігінің орта мәндері
мынандай қатынастарды құрайды: 0,008мкм2; 0,171мкм2; 0,116мкм2.
Өткізгіштіктің осы мәндері проекттік жобада қолданылады. А және Б
қабаттарының пачки бастапқы мұнайдың қанығұшылығы өндірістік-геофизикалық
зерттеулердің нәтижелері бойынша анықталады да 80% деп қабылданады.
Кеніштің ауданы бойынша керндік мәліметтердің шектеулі түріне ҰГЗ ГИС
бойынша бағаланған бастапқы мұнайға қанығушылық жатады. Яғни қанығушылық
86%. В1 қабаты пачка кернмен өте нашар сипатталған. КТ-2 екінші
карбонатты қабаттың литологиялық карбонатты жыныстар негізінен әкстастан
тұнады, ал, доломиттер көп кездейспейді.
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 07,*10-3 мкм2. асатын
жыныстар есептелді.
Керн бойынша кеуектілік пен өткізгіштіктің арасында құысты
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-І, ГН-ІІІ,
ГВ-ІІІ, ДН-1.
ДВ-І и мәліметтерге Д-ІІІ қабаттарының кеуектілік мәліметтерін талдау
кезінде геофизикалық мәліметтерге сүйене отырып өнімділік қабат қимасы
толығымен қаралды.
Проектілеу үшін кеуектіліктің келесі мәндері ұсынылады: Г-І қабаты үшін
9.5%, ГВ-ІІІ қабаты үшін 12.6%, Д-І қабаты үшін 10.8% және Д-ІІІ қабаты
үшін 9.8%. Өнімділік қабаттардың өткізгіштігін негіздеу үшін ұңғыларды
геофизикалық және гидродинамикалық зерттеудің керндік мәліметтердің 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-ІІІ, ГН-ІІІ қабаттары үшін 0,0824 мкм; ДН-І
және ДВ-І қабаттары үшін 0,0603 мкм2; Д-ІІІ қабаты үшін 0,0263 мкм2.
Бастапқы мұнайғақанығушылық тек қана геофизикалық зерттеулер нәтижелері
бойынша анықталды да, Г-І қабаты үшін 82%, Г-ІІІ қабаты үшін 85%, ДН-І
қабаты үшін 89%, ДВ-І қабаты үшін 85% және Д-ІІІ 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 -гм3
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
қаныққаны 168,2-319,5 мм аралығында жатыр.
Г және Д қабаттарының мұнайда еріген газы ауыр, яғни этаннан тұрады.
Сонымен қатар құрамындағы ауыр көмірсутектер – 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 көмірсутек
құрамы бойынша парафиндік негізі бар. Парафинді-мұнайлы көмірсутектердің
жалпы құрамы бойынша парафиндік негізі бар. Парафинді-мұнайлы
көмірсутектердің жалпы құрамы 86%-тен асады.
1.4 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 (К1) пайдаланылады.
Сулардың статикалық деңгейі 14-65 метр аралығында белгіленіп, олардың
өнімділігі 60-180 м3тәулікке жетеді. Су температурасы +120С-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 ... 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