Өзен кен орнының өндіру және айдау скважиналары қорының жағдайы
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 8
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 10
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер 10
1.2 Кен орнының геологиялық зерттелуінің және игерілуінің тарихы 11
1.3 Стратиграфия 14
1.4 Тектоника 19
1.5 Мұнайгаздылық 20
1.6 Сулылық 24
1.6.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері 26
2 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 27
2.1 Өзен кен орнын игерудің тарихы мен қазіргі жағдайы 27
2.1.1 XІІІ горизонтты игерудің жағдайы 37
2.2 Өзен кен орнының өндіру және айдау скважиналары қорының жағдайы 38
2.3. Өзен кен орнында қабатты сұйықпен жарудың әдісінің сипаттамасы. 42
2.5. Қабатты сұйықпен жару әдісін тиімді қолдану үшін игеру объектілерін
таңдау шарттары 47
2.5.1. ҚСЖ жүргізетін ұңғымаларды таңдау шарттары. 49
2.5.2.Қабатты сұйықпен жарудың технологиясы. 50
2.6.Ұңғымаларды ҚСЖ дайындау. 50
2.7. Қабатты сұйықпен жару 52
2.7.1 ҚСЖ-дан кейін ұңғыманы меңгеру 53
2.7.2. ҚСЖ кезінде қолданылатын материалдар. 53
2.8. ҚСЖ кезінде қолданылатын құрылғылар 55
2.9. ҚСЖ құрамы және агрегаттардың қызметі 55
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 77
3.1 Өзенмұнайгаз акционерлік қоғамының ұйымдастыру сипаттамалары
77
3.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру 77
3.1.2 Техникалық жабдықталу. Автоматтандыру мен телемеханикаландыру
дәрежесі 79
3.1.3 Материалдық-техникалық жабдықтауды ұйымдастыру 79
3.1.4 Кәсіпорын транспортын ұйымдастыру 80
3.1.5. Скважиналарды жөндеуді ұйымдастыру 81
3.2. Өзен кен орнын игерудің жобалық және нақты техника-экономикалық
көрсеткіштерін талдау 82
4 ЕҢБЕК ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 90
4.1 Қауіпті және зиянды факторларды талдау 90
4.1.1 Қорғау шаралары 91
4.2 Термохимиялық әсер ету кезіндегі қауіпсіздік әдістері. 92
4.3 Еңбекті қорғау және техника қауіпсіздігі бойынша шешімдер 94
4.3.1 Өртпен газды анықтау 97
5. ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 99
5.1.1 Атмосферадағы әсер ету 99
5.1.2 Гидросфераға әсер ету 99
5.1.3 Литосфераға әсері (топыраққа және жер қойнауына) 100
5.2 Ұйымдастырылған шаралар. 101
5.3 Техникалық шаралар 101
5.3.1 Атмосфераны қорғау 101
5.3.2 Өнеркәсіпорындарының қауіп санатын анықтау. 103
5.4.1 Атмосфераны ластайтын заттардың ШРШ-мен жалғыз тұрақты көзден
шыққан барынша жергілікті концентрацияның есептелуі 105
5.4.2 Гидросфераны қорғау 107
5.4.3 Литосфераны қорғау 109
ҚОРЫТЫНДЫ 115
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 116
КІРІСПЕ
Қазақстан Республикасы – ТМД аумағында мұнай өндіру бойынша екінші
орын (Ресейден кейін), газ өндіру бойынша үшінші орын (Ресей мен
Түркменстаннан кейін) алатын мұнай державасы.
Қазақстан аумағында мұнай мен газдың керемет қорлары бар. Қазіргі
кезеңде Қазақстанда мұнай және мұнай-газ кен орындары ашылған, оларды
Ембімұнай, Теңізшевройл, Өзенмұнайгаз, Ақтөбемұнайгаз бірлестіктері
игеруде.
Мұнайды өндірудің өсімін және тұрақтылығын қамтамасыз ету үшін оны алу
процестерінің техникалық және технологиялық барысын жетілдіру қажет.
Мұндайда мұнай өндірісін дамыту үрдістерінің негізгілерінің бірі
елімізде қоры қомақты болып табылатын аномальды қаситтері бар ауыр мұнайды
өндіруді ұлғайту болып табылады. Мұнай өндіру процестерінің мынадай
факторлармен және қиыншылықтары бар: түп аймақтан мұнайды дайындау
объектілеріне дейін өнімнің ұңғыларда қозғалу жолындағы асфальтті-шайырлы
парафинді (АШП) компоненттер және минералды тұздар, өндірілетін мұнайдың
құрылымдық-механикалық қасиеттерінің көрінуі, берік су тұтқырлы, су мұнайлы
эмульсияларының түзілуі.
Өзен кен орны Қазақстан Республикасындағы ірі кен орындарының бірі
болып табылады. Ол 1961 жылы ашылып, 1965 жылы өнеркәсіптік игеруге
енгізілді. Өзен кен орны бірегей кен орнына жатады және оны өзге кен
орындарынан айрықшаландыратын бірқатар ерекшеліктері бар, жобалау, сол
секілді жасау тәжірибесінде ерекше тәсілді қажет етеді.
Өзен күрделі геологиялық-физикалық шарттардың кешені көрінетін кен
орындарына жатады, қабат қыртысында игерудің жиырмаға жуық объекті
(горизонттар) бөлінген; көпқабаттылық (әрбір объектіде 10-12-ге дейін);
алаңы және қимасы бойынша өнімділік қалыңдығы жөнінен біртекті еместігінің
жоғары дәрежесі; өндірілетін мұнайда 25-28% АШС компоненттері кездеседі,
бұл оны ньютондық емес қасиетіне жағдай жасайды, бастапқы қабаттық
температурасы парафиннің кристалдануының бастапқы температурасына жақын.
Қазіргі кезде Өзен кен орнында әртүрлі әдістер, атап айтқанда қабатты
сұйықпен жару әдісі қолданылады. Қабатты сұйықпен жару әдісі алғаш рет 1948
жылы қолданылған. Қазіргі кезде бұл технология мұнай кен орындарындағы
өткізгіштігі аз, әлсіз дренаждалатын қабаттардың мұнай бергіштігін көтеру
және игеруді күшейтудегі ең белгілі әдістердің бірі болып саналады.
Көптеген аймақтарда бұл технология өндіруді елеулі түрде көтеретін және
ұңғымаларды рентабелді категорияға шығаратын жалғыз технология болып
табылады.
Өзен кен орындарында қабатты сұйықпен жаруды қолдану саздалған,
өткізгіштігі аз қабаттарды игеруде өзінің тиімділігін көрсетті.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер
Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде Оңтүстік
Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы құрамына
кіреді. Ең жақын елді мекен Жаңа Өзен қаласы, ол кен орнынан оңтүстікке
қарай 8-15 км-де орналасқан. Батысында 80 км – Жетібай қаласы, ал 150 км –
Ақтау қаласы.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа, оңтүстік-
батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде, оның абсолютті
белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24 м. Ауданның орталық
және оңтүстік бөлігінде үлкен ойпаттар бар, олардың ішіндегі ең ірісі
минималды абсолюттік белгісі – 132 м “Қарагие” ойпаты.
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Орталық бөлігін
Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт алады. Үстірттің
абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +200 м. Батысы
мен солтүстік-батысында кен орнының аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты
жағына қарай кемерлер түрінде күрт үзіледі.
Өзен ойпаты 500 км2 ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен
кескіленген. Минималды абсолюттік белгісі +31 м.
Қарастырылып отырған аудан топырағы мен өсімдіктерінің сипатына қарай
шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалары негізінен су көзі
жетіспеушілігінен және өсімдік жабынының маусымдылығынан пайдаланылмайды.
Аудан климаты күрт континентальды, шөлейтті, тәуліктік температураның
күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен және салыстырмалы суық қысымен
сипатталады. Жазда максималды температура +45 (С, минималды температура
қыста –30 (С.
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-шашын
сирек және негізінен көктем-күз мезгіліне келеді.
Атмосфералық жауын-шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм шамасында,
және қардан жаңбыр көп жауады.
Жаңа Өзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне бұрғыланған
геологиялық скважиналардан 70 км суөткізгіш құбырлармен тасымалданады.
Техникалық сумен қамтамасыз ету альб-сеноман горизонттарының жер асты
сулары арқылы іске асырылады.
Ауданның елді мекендерін тас жол байланыстырады. Облыстың аудан
орталықтарын байланыстыратын темір жол бар.
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары Ресейге
жөнелтіледі. Жолаушы және өндірілген газ Қазақ газ өңдеу зауытына, және
сондай-ақ Ақтау қаласының пластмасса зауытына түседі.
1.2 Кен орнының геологиялық зерттелуінің және игерілуінің тарихы
Маңғыстауды зерттеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау
мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспас орлары мен құдықтарының
ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
Өзен көтерілуі 1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик далалық геологиялық
зерттеулер жүргізгенде анықталған.
1941-1945 жж. арасында Маңғыстауда геологиялық зерттеулер жүргізілген
жоқ.
1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық экспедиция
ұйымдастырды. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес қосты. 1951 ж.
“Казнефтеобъединение” бас геологы Н.А.Кадин Батыс Қазақстанның геологиясы
мен мұнайлылығы бойынша кең мәлімет берді, барлық геологиялық материал
талданды және Маңғыстаудың мұнайгаздылық болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Төбешік алаңында құрылымдық-
іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.
1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелер шешілді. Бұл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға үш аудан
ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады, Төбешік алаңында
мұнай кен орны анықталды, бірақ ондағы мұнай ауыр, шайырлы және барлауға
тиімсіз болып шықты, ал Жетібай және Өзен құрылымдары аумағында мұнайгаз
кен орындары анықталды. 1961 ж. желтоқсанның басында 1248-1261 м
аралығындағы N1 скважинаны сынағанда 10 мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м3
фонтан алынды. Горизонттың өндірістік бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде
сынаумен берілді. 1963 ж. наурыздың басында осы горизонттағы 2 және 22
скважиналардан мұнай фонтандары атқылады.
Өзен кен орнын өнекәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 ж. 7 қыркүйектегі қаулысымен Шевченко (қазіргі Ақтау)
қаласында “Мангышлакнефть” бірлестігі құрылды да, Өзен экспедициясы соның
құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Өзен кен орнын игерудің Бас схемасын жасады және ол
Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда мынадай жағдайлар қарастырылды:
● кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен температурасын
көтеріп ұстау;
● 4 пайдалану объектілерін бөліп алу: І объект – ХІІІ+ХІV горизонттар;
ІІ объект – XV+XVІ горизонттар; ІІІ объект – XVІІ горизонт; 4 объект –
XVІІІ горизонт;
● негізгі пайдалану объектілері (І және ІІ) бойынша кен орнын айдау
скважиналарымен 4 км блоктарға бөлу;
● барлық объектілерді біруақытта жеке блоктармен игеруге қосу;
● ІІІ объектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесімен игеру;
● ІV объектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру.
Бірақ кен орнының су айдауға дайын еместігіне байланысты XІІІ-XVІІІ
горизонттар 2,5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді су арынды
режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен скважиналар шығымы төмендей берді.
1971 ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне
тек өндіру скважиналары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткеннен соң мұнай өндіру
төмендеді және скважиналар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай өндірудің
құлау коэффициенті 1976 ж.-5, 1977-1979 жж. 15,6...10 % .
1974 ж. жасалған игеру жобасында келесі жағдайлар қарастырылды:
● әрбір горизонт жеке игеру объектісі болып табылады;
● өнімді горизонттар ені 2 км блоктарға айдау скважиналары
қатарларымен бөлінеді;
● жаңа скважиналар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады;
● ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын 1979 ж.
қарай толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды.
Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49,3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік
берер еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көшу толығымен 1983 ж.
ғана аяқталды.
Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын игеру
сипатының күрделі екенін көрсетті. Күрделі жағдайларда тек блоктық су айдау
жеткіліксіз болғандықтан кейін сатылық-термалдық су айдау, фигуралық су
айдау сияқты технологиялар қолданылды. Бұл технологиялар кен орнын игерудің
тиімділігін арттыруға жәрдемдесті.
Қазіргі кезде ыстық су әртүрлі қондырғыларда дайындалады. Ыстық суды
дайындауға көп шығын шығатын болғандықтан ыстық су айдаудың циклдік әдісі
игерілген. Оның мағынасы өнімді қабатқа берілген көлемде бірде ыстық, бірде
салқын су айдалады. Ыстық су айдау процесінде қабаттың жабыны мен табаны
қыздырылады. Бұл жағдайда салқын су қабаттың қызған жабыны мен табанынан
келетін жылу арқылы жылиды, ал, артынан салқын су айдағанда ыстық су
қабатқа қарай ысырылады.
1.3 Стратиграфия
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен 3600 м
шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрылымында триас, юра,
бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын алады. Олардың былай
белгіленуі скважина үлгітастарын зерттегенде алынған палеонтологиялық
мәліметтерге және Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен
салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы
шекаралар шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде
микрофауна мен т.б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық
үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділерімен
байланысты. Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне
қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. І-XІІ горизонттар (жоғарыдан
төмен қарай) жасы бор - газды, XІІІ-XVІІІ горизонттар - жоғарғы және орта
юра - кен орнының негізгі мұнай-газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі
юраның XІX-XXІV горизонттары мұнайгазды.
Пермь-триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне жыныстары
болып табылады.
Пермь-триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т) шөгінділері
қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен орын алады. Бұл
шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалыңдығы 440 метрге жетеді, жабынында
шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің
біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бүл шөгінділер жалпы қалыңдығы
1500-1600 м болатын біртұтас оңтүстік Маңғыстау тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі, орта
және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300 м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Қүмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және орта
түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері қоспасымен
бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл сұр алевролиттерге
немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды-кремнийлі.
Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар әдетте аргиллитке ұқсас
және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар, алевролиттер мен саздардың
алмасуы негізінен қиғаш қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек
тәрізді құрылым дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт
өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120-130 м.
Төменгі юра қимасында XXІV-XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан ең
ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу өнімді
горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз байланысты. Орта
юрада жалпы қалыңдығы 700 м аален, байос және бат ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 a)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды-галькалы жыныстардан құралған
және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы мүмкін.
Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі түйіршікті құмтастар басым,
олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең жайылған. Кейде соңғылары
гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен гравелиттерінің цементі
негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш түрлі болады. Біршама
көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ галькалы
конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте, сұр, қарасұр, кейде қоңыр
түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара XXІІ горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b)
Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос ярусының
шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар алевролиттер мен
саздардан құралған континентальды фациялармен белгіленді. Байос ярусы
қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті жыныстар, жоғарғы
бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы 500-ден 520 м-ге дейін
өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері екі
подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470 м, және саздар,
құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың қабатшалары алмасуымен
көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен қатталады. Қүмтастар мен
алевролиттердің түсі негізінен сұр және ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да
болады. Сирек қарасұр түсті құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар
көбіне қарасұр, тіпті қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXІІ, XXІ, XX, XІX,
XVІІІ және XVІІ горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың
құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-сұр,
нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара
шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат
шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфорд және кембридж ярустары
ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан сазды
қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары сұр, қарасұр,
күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті. Қүмтастар мен алевролиттердің
түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр. Қүмтастар арасында ұсақ
түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XІV горизонттың жоғарғы бөлігі мен
XІІІ горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы 50-135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3о- km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-
карбонатты жабын ретінде көрінеді. Ол саз-мергель жыныстарының біршама
қалың қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен әктастар
жұқа қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-кембридж шөгінділерінің
қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м, жоғарғысы үшін 30-97 м.
Бор жүйесі (К)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған бетінде
орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық ярустарымен орын
алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша бор шөгінділері үш
бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы терриген (альб,
сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярустары. Төменгі бөлікке ХІІ
горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ, ІV, V, VІ, VІІ,
VІІІ, ІX, X және ХІ газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы
1100 м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз
қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ)
Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген
шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың бірқалыпты қабаты
жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170 м. Неоген жүйесі тортон
және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25 м, сармат
ярусы - 80-90 м.
Палеоген жүйесі (f)
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады. Эоцен
бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар түрінде. Олигоцен
бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың бірқалыпты қабаты түрінде.
Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N)
Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері түрінде
кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар мен әктастар
қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен саздардың
астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115 м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі(Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен
көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.
1.4 Тектоника
Оңтүстік Маңғыстау сйыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын
Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта біршама
құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары
байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай, Қарамандыбас, Теңге, Тасболат,
Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс Жетібай кіреді.
Солтүстігінде Өзен құрылымы оңтүстік-шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік қанатта
жыныстардың құлау бұрышы 3(. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6( болатын оңтүстік
бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен Теңге көтерілуінен бөлінеді.
Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының периклиналі үлкен емес белес
арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде,
Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның өлшемдері
9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа ығысқан,
соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған солтүстік-батыс
периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы тіктеу. Мұнда XІV
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6-8(. Қатпардың солтүстік бөлігі
біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс жартысында ХІІ горизонттың
жабыны бойынша құлау бұрышы 1-3(. Құрылымның батыс бөлігінде мұнай
кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік-батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының оңтүстік
қанатын күрделіндіреді. XVІІІ горизонттың жабыны бойынша көтерілу
амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық изогипс бойынша
құрылым өлшемдері 2,9х0,9 км. Солтүстік-батыс күмбез Өзен құрылымының
солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс бойынша көтерілу
өлшемдері 3,5х2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің
оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты созылған. Өзен
қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда ХІІІ горизонт жабынында 1700 м
изогипспен ерекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және Қарамандыбас
қатпарларын N58 скважина ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге
біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда ХІІІ
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4(.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде негізінен
құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер қатары
белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі кірігеді,
онда да мұнай кеніштері бар. XІV горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері
10.8х4.5 км, амплитудасы 105 м.
1.5 Мұнайгаздылық
2003 ж. Өзен кен орнынан 5325100 т мұнай өндірілді. Мұнай өнімінің
горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): ХІІІ горизонт - 27,5; XІV
горизонт - 39,9; XV горизонт - 12; XVІ горизонт - 10,9; XVІІ горизонт -
5,7; XVІІІ горизонт – 1,7; Қумұрын күмбезі - 1,2; Парсымұрын күмбезі 1,2.
80 жылдарда Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын күмбездерінің өнімді
горизонттары қарқындата бұрғыланды. Бұл олардан мұнай өндірудің сәйкес 4,
66 және 58 %-ке өсуіне әсер етті. XІІІ-XІV горизонттардан мұнай мен
сұйықтықтың басым бөлігі өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен
орны өнімінің 64 %-ін құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру
скважинасының орташа тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3.1-5,4 ттәулік,
сұйықтық бойынша 6,7-15,8 ттәулік. XІІІ-XІV горизонттар айдау
скважиналары қатарларымен 64 жеке игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір
горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы баланстық, игерілген қорларымен
және өнімді қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді
және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең аралықта өзгереді. 1.01.97 ж.
мұнай мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай
негізінен механикалық тәсілмен (97 %) өндіріледі: терең сорапты (ШТС) және
газлифт. Газлифт скважиналарының қоры барлық өндіру қорының 9,2 %-ін
құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6 %, ал сұйықтық
өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы мұнай мен сұйықтық шығымының
мөлшері өндіру қорының 90 %-ін құрайтын терең сорапты скважинадар шығымынан
3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген сайын
этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы қоспасы
бар құрғақ метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622 кгм3
шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы тиімді мұнайлы қалыңдықтар,
игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша анықталған.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне -
қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бүл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95 % құраса, ал Өзен кен
орнынын полимикталық коллекторларында кварц құрамы 30 % шамасында;
жыныстсрда кварц құрамы 70 % болса, минерал орнықсыз саналады.
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және цементтеуге
кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың қалыптасуына
соқтырады. Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30 %-ке жетеді.
Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы суға қаныққандықтың жоғары
болуы да кішкене қуыстардың көптігімен түсіндіріледі. 1.1-кестеде
келтірілген.
1.1 кесте - Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m, %
XІІІ 21
XІV 22
XV,XVІ 23
XVІІ,XVІІІ 24
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі сипаты. Бұл
шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық материалдар қолданылды.
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша табылған
қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың геофизикалық
параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені
анықталды. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-әдіс көрсеткіштерімен
байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді, белгіленген
аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді
ары қарай қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу операцияларын
механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарға
түсірілді. Кейін ЭЕМ-да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі
және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық қатарлар мен
көрсеткіштер анықталды.
1.2 кесте - Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері
Горизонттар kop, мкм2 Скв. Саны hM.OP., м
XІІІ 0,206 458 10,8
XІV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVІ 0,207 311 18,4
XVІІ 0,76 96 23,4
XVІІІ 0,178 63 19,8
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2. Өткішгіштіктің
орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты. Кестеде сондай-ақ
скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа
арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар
мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. ХІІІ
горизонт ең аз қалыңдықпен сипатталады.
XІІІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар: ұсақ
түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен
мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалыңдығы 10-47,3
м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта және ірі түйіршікті құмтастар
аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар
түрінде. Біртекті құмтастар үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм2) шамасы
мен қабат коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1.6 м-ге күрт азаюы
мен 0,05 мкм2 өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі
бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан
коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының жағдайын
талдау үшін барлық нақты материалдар алғаш рет тұтас горизонттардағы жоғары
өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан
басқа, скважиналар бойынша жаңа қосымша материал мен геологиялық құрылымдар
алаң бойынша коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және
сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
XІІІ өнімді горизонтқа ортаңғы юраның байос ярусының жоғарғы бөлігіне
жататын шөгінділер кешені кіреді. Горизонттың жалпы қалыңдығы 40-50 м.
Мұнайға қаныққан орташа тиімді қалыңдық 18 м. Барлық горизонттар сияқты
күрделі көпқабатты игеру кешені болып табылады. Күрделі болуы қабаттардың
литологиялық қасиеттерінің өзгергіштігіне байланысты. XVІ горизонт құмтас-
алевролит және саз шөгінділерінің астарласқан түрінде.
XІІІ-XVІІІ горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдық сипатқа ие:
● мұнайда парафин (29 %) мен асфальтенді-шайырлы заттардың (20 %) көп
болуы;
● мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат
температурасына тең;
● құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы қабат
қысымының арасының шамалас болуы;
● газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы +30(С
1.3 кесте - Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер XІІІ горизонт
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3 м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа(с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы, (С 66
1.6 Сулылық
1965 ж. Өзен кен орнының қимасында терең бұрғылау нәтижесінде ашылған
стратиграфиялық, литологиялық, коллекторлық қасиеттер негізінде екі
гидрогеологиялық қабат анықталған: бор және юра. Олардың ортасында
қалыңдығы 100 м саздар мен мергелдерден құралғвн қалқан бар.
Юра кешенінің сулылығы
Юра шөгінділерінде екі сулы кешен көрінеді: келловей ярусының ортаңғы
және төменгі юрадан тұратын терригендік пен карбонаттық жоғарғы юра.
Терригендік сулы кешен
Жалпы қалыңдығы 800-1000 м терриген және сазды жыныстар араласуы
түрінде. Юра терригендік сулы кешеннің суларының минералдылығы 127-152
мгл, хлор құрамы - 2700-2900 мг.экв.л, магний - 140-180 мг.экв.л,
кальций - 400-500 мг.экв.л, йод - 3-8 мг.экв.л, йод гидрокарбонаты - 2-3
мг.экв.л. Өзен кен орнының юра сулары үшін алюминий құрамы біршама жоғары
- 60-70 мг.экв.л. Бұл сулар хлоркальций түріне жатады.
Карбонаттық сулы кешен
Кешен сазды мергель қалыңдығынан бөлектенген және литологиялық жағынан
құмтас қабатшалары бар әктастардан құралған. Бұл шөгінділердің сулары жалпы
минералдылығы жағынан да, жеке компоненттер құрамы жағынан да терригендік
сулардан ерекшеленеді. Жалпы минералдылық 23,3-36,8 мгл шамасында. Йод
құрамы 2-3 мг.экв.л. Су сульфат-натрий түріне жатады.
Бор кешенінің сулылығы
Бор қабаты 700-800 м құмтас-алевролит шөгінділерінің араласуынан
тұрады. Бор жүйесінің терригендік шөгінділерінде екі сулы кешен байқалады:
неоком және альб-сеноман. Оларды бір-бірінен бөліп тұрған қалқан ретінде
апт саздарының орнықты будағы қызмет етеді. Неоком суларының жалпы
минералдылығы - 19,3-21,7 гл. Суда бром – 45 мгл, алюминий - 10 мгл,
сульфаттар - 5-10 мгл. Су хлоркальцийлік түрге жатады.
Альб-сеноман сулы кешенінің қабаттық сулары неоком суларына қарағанда
жақсы зерттелген. Бұл қабат суларының жалпы минералдылығы - 11,32-14,71
мгл. Сульфаттар - 40-50 мг.экв.л, және олардың концентрациясы жоғарыдан
төмен азаяды. Йод - 1-3 мгл, алюминий шамамен 10 мгл, Сулар
гидрокарбонаттық-натрийлік, сульфат-натрийлік, хлоркальцийлік түрге жатады.
1.6.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері
Өзен кен орнының қабат сулары химиялық құрамы бойынша екі топқа
бөлінеді: бірінші топ - бор, екінші топ - юра шөгінділерінің сулары.
Бор шөгінділерінің сулары негізінен сульфат-натрийлік түрге жатады
және минералдылығы 10 гл-ге дейін.
XІІІ-XXІІІ өнімді юра горизонттарының қабат сулары құрамы бойынша
біртекті хлоркальцийлік түрдегі, минералдылығы 130-170 гл тұздықтар
түрінде көрінеді. Сулар сульфатсыз, бромның өнеркәсіптік құрамы 500 мгл,
йод - 20 мгл және т.б. құнды компоненттер бар. Сулардың көлемдік газ
факторы 0,5-0,9 м3м3 -тен аспайды және тек мұнай мен газ кеніштері
нұсқалары маңында, сондай-ақ терең жатқан горизонттар суларында ол 1,0-1,2
м3м3-қа жетеді.
Суда еріген газ құрамының 80-90%-і метан, 4-8%-і ауыр көмірсутектер,
3,2-13%-і азот, 0,5-7,3 %-і көмірқышқыл газ. Күкіртсутек газы жоқ.
Қабат суларыныңорташа тығыздығы 1081 (ХІІІ горизонт) - 1105 кгм3
(ХХІV горизонт), қалыпты жағдайларда барлық горизонттар үшін орташа 1098
кг м3.
Қабат қысымы 11,4 Мпа және температурасы 62(С-де минералдылығы 140
мгл су үшін анықталған физикалық шамалар: тұтқырлық - 0,6 мПа(с, көлемдік
коэффициенті - 1,015, сығымдылық коэффициенті - 3,2 Па-1.
2 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Өзен кен орнын игерудің тарихы мен қазіргі жағдайы
Тек Қазақстан Республикасында ғана емес, сондай-ақ бұрынғы КСРО
көлемінде ең ірі кен орындары қатарына жататын Өзен кен орны 1961 ж.
ашылып, өнеркәсіптік игеруге 1965 ж. берілген. Өзен кен орны өте сирек
кездесетін кен орындары қатарына жатады және оны басқа кен орындарынан
ерекшелейтін жеке қасиеттерге ие және жобалауда да, игеру практикасында да
бөлек көзқарасты талап етеді.
Өзен кен орны - көп қабатты, геологиялық құрылысы өте күрделі. Бор
және юра шөгінділері қимасында 25 өнімді горизонттар (І-XXV) белгіленген;
мұнайлылықтың негізгі қабаты - жоғарғы-орта юра кезеңінің XІІІ-XVІІІ
горизонттары.
XІІІ-XVІІІ горизонттардың өнімді қалыңдығы өзіне 48 қабатты жинақтаған
18 будаққа мүшеленген. Онша үлкен емес мұнай кеніштері мұнайлылықтың
төменгі қабаты XІX-XXІV горизонттарда үш көтерілуге шоғырланған: Қумұрын,
Солтүстік-батыс және Парсымұрын.
XІІІ-XVІІІ горизонттар кеніштері біртұтас сумұнай жанасуымен массивті
қалыңдық қалыптастырады.
Негізгі мұнайлылық қабатының өнімді горизонттары (XІІІ-XVІІІ) 7,8-21,1
м орташа мұнайға қаныққан қалыңдықпен сипатталады, мұндағы кеуектіліктің
орташа шамасы 22-27 %, ал өткізгіштік 0,179-0,276 мкм2.
Кен орнындағы қабат мұнайларының тұтқырлығы 3,7-4,7 мПа(с, парафин 22
% және асфальтенді-шайырлы заттар 20 %.
Кен орны мен жеке өнімді горизонттар бойынша мұнайдың бастапқы
баланстық (геологиялық) қорын соңғы ресми есептеу 1980 жыл жүргізілген
болатын, ал кейінгі жылдары қорларды жедел бағалаулар жүргізіліп отырылды
және олар ресми көрсеткіштерге бәлендей жаңалық әкелген жоқ. Сондықтан
қазіргі кезде кен орнының 1054566 мың т. қосынды бастапқы баланстық
(геологиялық) мұнай қорлары Өзен кен орнының қорларының игерілуі мен
өндірістік мүмкіндіктерін анықтағанда негізгі бағдар болып табылады.
Алғашқы жобалық құжаттарда аяққы мұнай алу коэффициенті (МАК) негізгі
өнімді горизонттар (XІІІ-XVІІІ) мен әрбір бөлік үшін бірдей - 45 %,
мұнайлылықтың төменгі қабаты (Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын
күмбездері) үшін - 30-35 % шамасында анықталған болатын. Кейін бірнеше рет
жаңа геология-физикалық ақпараттар және игерудің қалыптасқан күйін есепке
ала отырып, өнімді горизонттар мен жеке бөліктер бойынша бастапқы алынатын
қорларды қайта бағалауға әрекет жасалды; алайда алынған нәтижелер дұрыстығы
дәлелденбеді, сондықтан горизонттар мен жеке бөліктердің мұнай қорларының
игерілуін талдау үшін соңғы уақытқа дейін 1981 ж. бекітілген 464775 мың т.
көлемдегі бастапқы алынатын қорлар қолданылып жүр. Кен орнының даму
перспективаларын анықтаудағы ең алдыңғы қатарлы және маңызды мәселелердің
бірі - әрбір бөлік бойынша геология-физикалық ерекшеліктерді, игеру
тарихын және қорлардың қазіргі игерілу күйін есепке ала отырып мұнайдың
алынатын қорларын объективті есептеу.
Көпқабаттылығы, аса күрделі геологиялық құрылысы, өнімді
горизонттардың біршама көлемдік біртексіздігі (Орал-Поволжье кен
орындарынан 5-10 есе), мұнайлардың аномальдық қасиеттері және т.б.
ерекшеліктер кен орнын жобалауда және игеруде негізгі қиындықтар туғызды.
Отандық және шетелдік практикада Өзенге ұқсас кен орнын жобалау мен
пайдалану тәжірибесі болған емес.
Кен орнын пайдалану жобалық құжаттар негізінде жүргізілді. Олардың
қатарында кен орнына арналған үш ірі жоба мен игеру тұрғысынан аса күрделі
саналатын жеке учаскелерге арналған бірнеше технологиялық үлгілер бар.
Алғашқы жобалық құжат - игерудің бас үлгісін 1965 ж. ВНИИ жасады және
келесі негізгі жағдайларды қарастырды:
● кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен температурасын
көтеріп ұстау;
● төрт пайдалану кешенін бөлу: І кешен - ХІІІ+XІV горизонттар; ІІ
кешен - XV+XVІ горизонттар; ІІІ кешен - XVІІ горизонт; ІV кешен - XVІІІ
горизонт;
● І және ІІ негізгі пайдалану кешендері бойынша кен орнын айдау
скважиналары қатарларымен ені 4 км бөліктерге бөлу;
● барлық кешендерді игеруге жеке бөліктермен бірден қосу;
● горизонттар арасында сұйық ағысын болдырмау үшін барлық кешендер
бойынша жобадағы кесу сызықтарының дәл болуын қамтамасыз ету;
● ІІІ кешенді нұсқа сыртынан су айдау арқылы игеру;
● ІV кешенді қабат қысымын көтерусіз аралас режимде игеру;
● өндіру скважиналарында түп қысымын мұнайдың газбен қанығу қысымынан
25 %-ке төмен ұстау;
● айдау желілеріндегі қысымды бастапқы қабат қысымы деңгейінде ұстау;
● суды айдау қысымы - 10 МПа.
Кен орнын іске қосқанда үлкен қиындықтар туындады. Қабат қысымын
көтеру жүйесінің ұйымдастырылуы кешігумен жүргізілгендіктен пайдалану
кешендерінің игерілуі алғашқы жылдары табиғи режимде, ал кейін жобалық
көлемнен көп аз көлемде салқын су айдау арқылы жүргізілді.
Нәтижесінде 1970-1971 жж. өнімді горизонттардың мұнай алу аймақтарында
қабат қысымы орташа 1,0...2,8 МПа-ға төмендеді (кейбір жерлерде 3,5...4,0
МПа), ал өндіру скважиналарындағы түп қысымы мұнайдың газбен қанығу
қысымының 55...65 %-ін құрады. Нәтижесінде үлкен газсызданған аймақтар
пайда болды, әсіресе мұнай кеніштерінің күмбездерінде. Бастапқы ақпарат
жиналуына қарай өнімді горизонттарды игеру күйі мен жүйесін жақсартуға
бағытталған қосымша шешімдер қабылданды, мысалы, бөліктер енін 2 км-ге
дейін азайту мақсатында кешендерді айдау скважиналары қатарларымен қосымша
кесу (Өзен кен орнының ауданы 16 бөлікке бөлінегн); өндіру скважиналарын
бұрғылау арқылы І және ІІ кешендерді ірілендіру және әрбір горизонтқа су
айдау жүйесін ұйымдастыру, ІІІ және ІV кешендерді нұсқа ішінен су айдауға
ауыстыру, құмтастардың линза тәріздес даму учаскелерінде бөліктік су
айдаумен қоса ошақтық су айдау қолдану. Бірнеше рет кен орнын ыстық су
айдауға көшіру туралы шешімдер қабылданды.
Алайда, ыстық суды дайындау қондырғыларының кешігуінен салқын су айдау
жалғаса берді. Мысалы, 1976 ж. (10 жыл игеруден кейін) барлық су айдау
көлемінің 13 %-ін, 1978 ж. - 27,7 %-ін, 1979 ж. - 31,2 %-ін құрады.
Осылайша 1980 ж. басына дейін кен орны өнімді горизонттарының нұсқа іші
аймағына барлығы 300 млн.м3 салқын су айдалды, бұл су айдаудың жалпы
жинақталған көлемінің 85 %-ін құрайды. Өнімді қабат коллектор-жыныстарының
500 млн.м3 көлемі салқындады, температура 5...20 (С-ге төмендеді. Жылдық
мұнай өндірудің ең жоғарғы деңгейіне 1975 ж. қол жеткізілді - 16249 мың т.,
1976 ж. дейін өндіру көлемінің өсуі экстенсивтік фактор - жаңа алаңдар мен
учаскелерді бұрғылау және іске қосу арқылы болып отырды. Бұл кезде су айдау
қарқынының артуына қарамастан мұнай шығымы төмендей берді. Негізгі
горизонттар мен алаңдар бұрғыланып болғаннан кейін мұнай өндіру төмендеді
(1980 ж. дейін тұрақтау болған жоқ) және скважина өнімінің сулануы
қарқындады, бұл 2.1-кестеде айқын көрінеді.
Мұнай өндірудің құлау коэффициенті 1976 ж. - 5%, 1977 -1979 жж. -
15,6...10 % болды. Сулану игерудің қолданудағы жүйесінің (бөліктер енін 2
км-ге азайту) қарқынының артуы жағдайында жоғарылады.
1974 ж. XІІІ-XVІІІ горизонттарды игеру жобасы жасалды (кейін ол бүкіл
кен орнын игеру жобасының технологиялық бөлімі ретінде қарастырылды), бұл
қажеттілік кен орнын игеруді жетілдірудегі көптеген шешімдер мен қаралады
жалпылау және игеру кезінде жасалған геологиялық-кәсіпшілік ақпараттар
есебімен жобалық-технологиялық көрсеткіштерді толықтау шартынан туындады.
Жобаның негізгі үрдістері мыналар:
● әрбір горизонт жеке су айдау жүйесі бар өз алдына бөлек игеру кешені
болып табылады;
● өнімді горизонттар айдау скважиналары қатарларымен ені 2 км
бөлктерге бөлінеді;
● барлық жобадағы скважиналар әр өнімді горизонтқа жеке бұрғыланады;
● әрбір скважинаға тиісті бастапқы алынатын қорлар өндіру
скважиналарының торын тығыздау арқылы төмендетіледі;
● ыстық су айдаудың жобалық көлемдері ұлғайтылады және 1979 ж. қарай
кен орнын толық ыстық суға ауыстыру жобаланды.
1977 ж. кен орнының өндіру қорында 1422, су айдау қорында 572 скважина
болды. Мұнай өндіру, сол кездегі мұнайды алу коэффициенті, бұрғылау және
скважиналар қоры бойынша көрсеткіштер артығымен орындалды, нақты сулану
жобадағыдан көбірек болды.
Кейінгі жылдары, жылдық өндірудің қарқыны төмендеген бесжылдықтан
(1976-1980 жж.) кейін мұнай шығымдары азаюы мен суланудың көбеюі кезінде
кен орнын игеруде 1990 ж. дейін созылған салыстырмалы тұрақталу болды. Бүл
кезеңде жылдық мұнай өндіру мен сәйкес шығымдардың шамалы төмендеуі (жылына
2-4 %-ке), айдалатын су көлемінің жалпы өсуі (34-тен 40 млн.м3-ке дейін)
сипатты; өнімнің сулануы аз өзгерді (жылына 1-2,5 %). Скважиналарды
бұрғылау жалғаса берді және олардың көбі коллекторлардың қасиеттері нашар
аймақтарда орналасты. Бұл аймақтардағы мұнай қорларын қолданымдағы бөліктеп
су айдау жүйесінде активті игеруге тарту қиын болғандықтан мұнай
учаскелерінде су айдаудың қарқынды жүйесін қолдану керек болды. 01.01.1994
ж. жылғы жағдай бойынша жылдық мұнай өндіру ең үлкен шамамен салыстырғанда
80 %-ке азайды - 3248 мың т., өнімнің орташа сулануы 59,9 % болды.
1987 ж. бастап кен орнын игеру соңғы игеру жобасына сәйкес жүргізілуге
тиіс болатын. Алайда, объективті себептер: жалпы экономикалық жағдайдың
нашарлауы, Узеннефть МГӨБ қаржы жағдайының күрделілігі, скважина
бұрғылаудың, жөндеу жұмыстарының, жерасты және жерүсті жабдықтардың
қымбаттауына және т.б. байланысты жобалық шешімдер орындалмады, нақты
көрсеткіштердің жобадағыдан қалуы жылдан-жылға арта берді. Бұрғылау
көлемдері қысқарды, техникалық себептерге байланысты өндіру және су айдау
скважиналары тоқтатыла бастады, істер тұрған скважиналардың жөндеу аралық
уақыты азайды. Мұнайды механикалық иегрудің техникалық құралдары
жетіспегендіктен қолдағы бар терең сорап жабдықтарын пайдалануға тура
келді, бұл жағдайда оның өнімділік сипаттарының скважиналардың өндіру
қабілеттеріне сәйкес келу-келмеуі есепке алынбады, нәтижесінде көптеген
жұмыс істеп тұрған скважиналар оптималдық емес режимде пайдаланылды,
сондықтан шығымдар жалпы төмендеді.
Нәтижесінде қалыптасқан жағдайларда мұнай мен сұйық өндіру,
скважиналарды бұрғылау бойынша жобалық көрсеткіштер орындалмады, сондықтан
оларды мұнайгаз өндіру басқармасының нақты мүмкіндіктерін есепке ала
отырып, түзету керек. Ал, экономикалық жағдай жиі өзгеріп отырғандықтан
әзірше ұзақ уақытқа болжам айту өте қиын.
Мұнайдың бастапқы баланстық қоры 1152 млн т. Өзен кен орны бойынша
мұнайдың алынатын қалдық қоры - 215571 мың т.
Өзен кен орнын игерудің 1998 ж. жобалық көрсеткіштермен
салыстырғандағы негізгі көрсеткіштері 2.2-кестеде келтірілген. Бүл кестеден
мұнай өндірудің жоспары орындалмайтынын көреміз, тіпті нақты мұнай өндіру
жоспардан көп аз. 1990 ж. бастап мұнай өндіру қарқынды құлауда. 1991-1997
жж. өндірудің құлау қарқыны жылына 4,3-20,4 %. 1998 ж. құлау қарқыны
тұрақтады.
Мұнай өндірудің азаюының негізгі себептері:
● жұмыс істемейтін қордың көбеюі есебінен өндіру скважиналары жұмыс
істейтін қорының күрт азаюы;
● қабатқа алдын-ала дайындаусыз минералдылығы жоғары, коррозиялық
активті теңіз және бұралқы суларды айдау нәтижесінде болған технологиялық
жабдықтың коррозиясы салдарынан қабат қысымын көтеру жүйесінің бұзылуы;
● жаңа скважиналарды бұрғылау, скважиналар мен жабдықтарды жөндеу,
коммуникацияларды коррозиядан мақсатындағы технологиялық процестердің,
скважиналар қорымен профилактикалық жұмыстар көлемінің азаюы;
2.1 кесте - Өзен кен ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ 8
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 10
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер 10
1.2 Кен орнының геологиялық зерттелуінің және игерілуінің тарихы 11
1.3 Стратиграфия 14
1.4 Тектоника 19
1.5 Мұнайгаздылық 20
1.6 Сулылық 24
1.6.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері 26
2 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 27
2.1 Өзен кен орнын игерудің тарихы мен қазіргі жағдайы 27
2.1.1 XІІІ горизонтты игерудің жағдайы 37
2.2 Өзен кен орнының өндіру және айдау скважиналары қорының жағдайы 38
2.3. Өзен кен орнында қабатты сұйықпен жарудың әдісінің сипаттамасы. 42
2.5. Қабатты сұйықпен жару әдісін тиімді қолдану үшін игеру объектілерін
таңдау шарттары 47
2.5.1. ҚСЖ жүргізетін ұңғымаларды таңдау шарттары. 49
2.5.2.Қабатты сұйықпен жарудың технологиясы. 50
2.6.Ұңғымаларды ҚСЖ дайындау. 50
2.7. Қабатты сұйықпен жару 52
2.7.1 ҚСЖ-дан кейін ұңғыманы меңгеру 53
2.7.2. ҚСЖ кезінде қолданылатын материалдар. 53
2.8. ҚСЖ кезінде қолданылатын құрылғылар 55
2.9. ҚСЖ құрамы және агрегаттардың қызметі 55
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 77
3.1 Өзенмұнайгаз акционерлік қоғамының ұйымдастыру сипаттамалары
77
3.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру 77
3.1.2 Техникалық жабдықталу. Автоматтандыру мен телемеханикаландыру
дәрежесі 79
3.1.3 Материалдық-техникалық жабдықтауды ұйымдастыру 79
3.1.4 Кәсіпорын транспортын ұйымдастыру 80
3.1.5. Скважиналарды жөндеуді ұйымдастыру 81
3.2. Өзен кен орнын игерудің жобалық және нақты техника-экономикалық
көрсеткіштерін талдау 82
4 ЕҢБЕК ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 90
4.1 Қауіпті және зиянды факторларды талдау 90
4.1.1 Қорғау шаралары 91
4.2 Термохимиялық әсер ету кезіндегі қауіпсіздік әдістері. 92
4.3 Еңбекті қорғау және техника қауіпсіздігі бойынша шешімдер 94
4.3.1 Өртпен газды анықтау 97
5. ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 99
5.1.1 Атмосферадағы әсер ету 99
5.1.2 Гидросфераға әсер ету 99
5.1.3 Литосфераға әсері (топыраққа және жер қойнауына) 100
5.2 Ұйымдастырылған шаралар. 101
5.3 Техникалық шаралар 101
5.3.1 Атмосфераны қорғау 101
5.3.2 Өнеркәсіпорындарының қауіп санатын анықтау. 103
5.4.1 Атмосфераны ластайтын заттардың ШРШ-мен жалғыз тұрақты көзден
шыққан барынша жергілікті концентрацияның есептелуі 105
5.4.2 Гидросфераны қорғау 107
5.4.3 Литосфераны қорғау 109
ҚОРЫТЫНДЫ 115
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 116
КІРІСПЕ
Қазақстан Республикасы – ТМД аумағында мұнай өндіру бойынша екінші
орын (Ресейден кейін), газ өндіру бойынша үшінші орын (Ресей мен
Түркменстаннан кейін) алатын мұнай державасы.
Қазақстан аумағында мұнай мен газдың керемет қорлары бар. Қазіргі
кезеңде Қазақстанда мұнай және мұнай-газ кен орындары ашылған, оларды
Ембімұнай, Теңізшевройл, Өзенмұнайгаз, Ақтөбемұнайгаз бірлестіктері
игеруде.
Мұнайды өндірудің өсімін және тұрақтылығын қамтамасыз ету үшін оны алу
процестерінің техникалық және технологиялық барысын жетілдіру қажет.
Мұндайда мұнай өндірісін дамыту үрдістерінің негізгілерінің бірі
елімізде қоры қомақты болып табылатын аномальды қаситтері бар ауыр мұнайды
өндіруді ұлғайту болып табылады. Мұнай өндіру процестерінің мынадай
факторлармен және қиыншылықтары бар: түп аймақтан мұнайды дайындау
объектілеріне дейін өнімнің ұңғыларда қозғалу жолындағы асфальтті-шайырлы
парафинді (АШП) компоненттер және минералды тұздар, өндірілетін мұнайдың
құрылымдық-механикалық қасиеттерінің көрінуі, берік су тұтқырлы, су мұнайлы
эмульсияларының түзілуі.
Өзен кен орны Қазақстан Республикасындағы ірі кен орындарының бірі
болып табылады. Ол 1961 жылы ашылып, 1965 жылы өнеркәсіптік игеруге
енгізілді. Өзен кен орны бірегей кен орнына жатады және оны өзге кен
орындарынан айрықшаландыратын бірқатар ерекшеліктері бар, жобалау, сол
секілді жасау тәжірибесінде ерекше тәсілді қажет етеді.
Өзен күрделі геологиялық-физикалық шарттардың кешені көрінетін кен
орындарына жатады, қабат қыртысында игерудің жиырмаға жуық объекті
(горизонттар) бөлінген; көпқабаттылық (әрбір объектіде 10-12-ге дейін);
алаңы және қимасы бойынша өнімділік қалыңдығы жөнінен біртекті еместігінің
жоғары дәрежесі; өндірілетін мұнайда 25-28% АШС компоненттері кездеседі,
бұл оны ньютондық емес қасиетіне жағдай жасайды, бастапқы қабаттық
температурасы парафиннің кристалдануының бастапқы температурасына жақын.
Қазіргі кезде Өзен кен орнында әртүрлі әдістер, атап айтқанда қабатты
сұйықпен жару әдісі қолданылады. Қабатты сұйықпен жару әдісі алғаш рет 1948
жылы қолданылған. Қазіргі кезде бұл технология мұнай кен орындарындағы
өткізгіштігі аз, әлсіз дренаждалатын қабаттардың мұнай бергіштігін көтеру
және игеруді күшейтудегі ең белгілі әдістердің бірі болып саналады.
Көптеген аймақтарда бұл технология өндіруді елеулі түрде көтеретін және
ұңғымаларды рентабелді категорияға шығаратын жалғыз технология болып
табылады.
Өзен кен орындарында қабатты сұйықпен жаруды қолдану саздалған,
өткізгіштігі аз қабаттарды игеруде өзінің тиімділігін көрсетті.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер
Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде Оңтүстік
Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы құрамына
кіреді. Ең жақын елді мекен Жаңа Өзен қаласы, ол кен орнынан оңтүстікке
қарай 8-15 км-де орналасқан. Батысында 80 км – Жетібай қаласы, ал 150 км –
Ақтау қаласы.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа, оңтүстік-
батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде, оның абсолютті
белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24 м. Ауданның орталық
және оңтүстік бөлігінде үлкен ойпаттар бар, олардың ішіндегі ең ірісі
минималды абсолюттік белгісі – 132 м “Қарагие” ойпаты.
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Орталық бөлігін
Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт алады. Үстірттің
абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +200 м. Батысы
мен солтүстік-батысында кен орнының аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты
жағына қарай кемерлер түрінде күрт үзіледі.
Өзен ойпаты 500 км2 ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен
кескіленген. Минималды абсолюттік белгісі +31 м.
Қарастырылып отырған аудан топырағы мен өсімдіктерінің сипатына қарай
шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалары негізінен су көзі
жетіспеушілігінен және өсімдік жабынының маусымдылығынан пайдаланылмайды.
Аудан климаты күрт континентальды, шөлейтті, тәуліктік температураның
күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен және салыстырмалы суық қысымен
сипатталады. Жазда максималды температура +45 (С, минималды температура
қыста –30 (С.
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-шашын
сирек және негізінен көктем-күз мезгіліне келеді.
Атмосфералық жауын-шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм шамасында,
және қардан жаңбыр көп жауады.
Жаңа Өзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне бұрғыланған
геологиялық скважиналардан 70 км суөткізгіш құбырлармен тасымалданады.
Техникалық сумен қамтамасыз ету альб-сеноман горизонттарының жер асты
сулары арқылы іске асырылады.
Ауданның елді мекендерін тас жол байланыстырады. Облыстың аудан
орталықтарын байланыстыратын темір жол бар.
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары Ресейге
жөнелтіледі. Жолаушы және өндірілген газ Қазақ газ өңдеу зауытына, және
сондай-ақ Ақтау қаласының пластмасса зауытына түседі.
1.2 Кен орнының геологиялық зерттелуінің және игерілуінің тарихы
Маңғыстауды зерттеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау
мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспас орлары мен құдықтарының
ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
Өзен көтерілуі 1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик далалық геологиялық
зерттеулер жүргізгенде анықталған.
1941-1945 жж. арасында Маңғыстауда геологиялық зерттеулер жүргізілген
жоқ.
1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық экспедиция
ұйымдастырды. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес қосты. 1951 ж.
“Казнефтеобъединение” бас геологы Н.А.Кадин Батыс Қазақстанның геологиясы
мен мұнайлылығы бойынша кең мәлімет берді, барлық геологиялық материал
талданды және Маңғыстаудың мұнайгаздылық болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Төбешік алаңында құрылымдық-
іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.
1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелер шешілді. Бұл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға үш аудан
ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады, Төбешік алаңында
мұнай кен орны анықталды, бірақ ондағы мұнай ауыр, шайырлы және барлауға
тиімсіз болып шықты, ал Жетібай және Өзен құрылымдары аумағында мұнайгаз
кен орындары анықталды. 1961 ж. желтоқсанның басында 1248-1261 м
аралығындағы N1 скважинаны сынағанда 10 мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м3
фонтан алынды. Горизонттың өндірістік бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде
сынаумен берілді. 1963 ж. наурыздың басында осы горизонттағы 2 және 22
скважиналардан мұнай фонтандары атқылады.
Өзен кен орнын өнекәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 ж. 7 қыркүйектегі қаулысымен Шевченко (қазіргі Ақтау)
қаласында “Мангышлакнефть” бірлестігі құрылды да, Өзен экспедициясы соның
құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Өзен кен орнын игерудің Бас схемасын жасады және ол
Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда мынадай жағдайлар қарастырылды:
● кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен температурасын
көтеріп ұстау;
● 4 пайдалану объектілерін бөліп алу: І объект – ХІІІ+ХІV горизонттар;
ІІ объект – XV+XVІ горизонттар; ІІІ объект – XVІІ горизонт; 4 объект –
XVІІІ горизонт;
● негізгі пайдалану объектілері (І және ІІ) бойынша кен орнын айдау
скважиналарымен 4 км блоктарға бөлу;
● барлық объектілерді біруақытта жеке блоктармен игеруге қосу;
● ІІІ объектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесімен игеру;
● ІV объектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру.
Бірақ кен орнының су айдауға дайын еместігіне байланысты XІІІ-XVІІІ
горизонттар 2,5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді су арынды
режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен скважиналар шығымы төмендей берді.
1971 ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне
тек өндіру скважиналары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткеннен соң мұнай өндіру
төмендеді және скважиналар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай өндірудің
құлау коэффициенті 1976 ж.-5, 1977-1979 жж. 15,6...10 % .
1974 ж. жасалған игеру жобасында келесі жағдайлар қарастырылды:
● әрбір горизонт жеке игеру объектісі болып табылады;
● өнімді горизонттар ені 2 км блоктарға айдау скважиналары
қатарларымен бөлінеді;
● жаңа скважиналар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады;
● ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын 1979 ж.
қарай толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды.
Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49,3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік
берер еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көшу толығымен 1983 ж.
ғана аяқталды.
Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын игеру
сипатының күрделі екенін көрсетті. Күрделі жағдайларда тек блоктық су айдау
жеткіліксіз болғандықтан кейін сатылық-термалдық су айдау, фигуралық су
айдау сияқты технологиялар қолданылды. Бұл технологиялар кен орнын игерудің
тиімділігін арттыруға жәрдемдесті.
Қазіргі кезде ыстық су әртүрлі қондырғыларда дайындалады. Ыстық суды
дайындауға көп шығын шығатын болғандықтан ыстық су айдаудың циклдік әдісі
игерілген. Оның мағынасы өнімді қабатқа берілген көлемде бірде ыстық, бірде
салқын су айдалады. Ыстық су айдау процесінде қабаттың жабыны мен табаны
қыздырылады. Бұл жағдайда салқын су қабаттың қызған жабыны мен табанынан
келетін жылу арқылы жылиды, ал, артынан салқын су айдағанда ыстық су
қабатқа қарай ысырылады.
1.3 Стратиграфия
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен 3600 м
шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрылымында триас, юра,
бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын алады. Олардың былай
белгіленуі скважина үлгітастарын зерттегенде алынған палеонтологиялық
мәліметтерге және Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен
салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы
шекаралар шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде
микрофауна мен т.б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық
үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділерімен
байланысты. Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне
қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. І-XІІ горизонттар (жоғарыдан
төмен қарай) жасы бор - газды, XІІІ-XVІІІ горизонттар - жоғарғы және орта
юра - кен орнының негізгі мұнай-газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі
юраның XІX-XXІV горизонттары мұнайгазды.
Пермь-триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне жыныстары
болып табылады.
Пермь-триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т) шөгінділері
қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен орын алады. Бұл
шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалыңдығы 440 метрге жетеді, жабынында
шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің
біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бүл шөгінділер жалпы қалыңдығы
1500-1600 м болатын біртұтас оңтүстік Маңғыстау тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі, орта
және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300 м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Қүмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және орта
түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері қоспасымен
бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл сұр алевролиттерге
немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды-кремнийлі.
Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар әдетте аргиллитке ұқсас
және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар, алевролиттер мен саздардың
алмасуы негізінен қиғаш қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек
тәрізді құрылым дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт
өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120-130 м.
Төменгі юра қимасында XXІV-XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан ең
ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу өнімді
горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз байланысты. Орта
юрада жалпы қалыңдығы 700 м аален, байос және бат ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 a)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды-галькалы жыныстардан құралған
және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы мүмкін.
Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі түйіршікті құмтастар басым,
олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең жайылған. Кейде соңғылары
гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен гравелиттерінің цементі
негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш түрлі болады. Біршама
көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ галькалы
конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте, сұр, қарасұр, кейде қоңыр
түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара XXІІ горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b)
Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос ярусының
шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар алевролиттер мен
саздардан құралған континентальды фациялармен белгіленді. Байос ярусы
қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті жыныстар, жоғарғы
бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы 500-ден 520 м-ге дейін
өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері екі
подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470 м, және саздар,
құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың қабатшалары алмасуымен
көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен қатталады. Қүмтастар мен
алевролиттердің түсі негізінен сұр және ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да
болады. Сирек қарасұр түсті құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар
көбіне қарасұр, тіпті қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXІІ, XXІ, XX, XІX,
XVІІІ және XVІІ горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың
құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-сұр,
нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара
шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат
шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфорд және кембридж ярустары
ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан сазды
қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары сұр, қарасұр,
күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті. Қүмтастар мен алевролиттердің
түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр. Қүмтастар арасында ұсақ
түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XІV горизонттың жоғарғы бөлігі мен
XІІІ горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы 50-135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3о- km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-
карбонатты жабын ретінде көрінеді. Ол саз-мергель жыныстарының біршама
қалың қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен әктастар
жұқа қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-кембридж шөгінділерінің
қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м, жоғарғысы үшін 30-97 м.
Бор жүйесі (К)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған бетінде
орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық ярустарымен орын
алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша бор шөгінділері үш
бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы терриген (альб,
сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярустары. Төменгі бөлікке ХІІ
горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ, ІV, V, VІ, VІІ,
VІІІ, ІX, X және ХІ газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы
1100 м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз
қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ)
Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген
шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың бірқалыпты қабаты
жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170 м. Неоген жүйесі тортон
және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25 м, сармат
ярусы - 80-90 м.
Палеоген жүйесі (f)
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады. Эоцен
бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар түрінде. Олигоцен
бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың бірқалыпты қабаты түрінде.
Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N)
Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері түрінде
кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар мен әктастар
қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен саздардың
астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115 м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі(Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен
көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.
1.4 Тектоника
Оңтүстік Маңғыстау сйыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын
Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта біршама
құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары
байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай, Қарамандыбас, Теңге, Тасболат,
Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс Жетібай кіреді.
Солтүстігінде Өзен құрылымы оңтүстік-шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік қанатта
жыныстардың құлау бұрышы 3(. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6( болатын оңтүстік
бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен Теңге көтерілуінен бөлінеді.
Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының периклиналі үлкен емес белес
арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде,
Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның өлшемдері
9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа ығысқан,
соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған солтүстік-батыс
периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы тіктеу. Мұнда XІV
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6-8(. Қатпардың солтүстік бөлігі
біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс жартысында ХІІ горизонттың
жабыны бойынша құлау бұрышы 1-3(. Құрылымның батыс бөлігінде мұнай
кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік-батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының оңтүстік
қанатын күрделіндіреді. XVІІІ горизонттың жабыны бойынша көтерілу
амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық изогипс бойынша
құрылым өлшемдері 2,9х0,9 км. Солтүстік-батыс күмбез Өзен құрылымының
солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс бойынша көтерілу
өлшемдері 3,5х2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің
оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты созылған. Өзен
қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда ХІІІ горизонт жабынында 1700 м
изогипспен ерекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және Қарамандыбас
қатпарларын N58 скважина ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге
біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда ХІІІ
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4(.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде негізінен
құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер қатары
белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі кірігеді,
онда да мұнай кеніштері бар. XІV горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері
10.8х4.5 км, амплитудасы 105 м.
1.5 Мұнайгаздылық
2003 ж. Өзен кен орнынан 5325100 т мұнай өндірілді. Мұнай өнімінің
горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): ХІІІ горизонт - 27,5; XІV
горизонт - 39,9; XV горизонт - 12; XVІ горизонт - 10,9; XVІІ горизонт -
5,7; XVІІІ горизонт – 1,7; Қумұрын күмбезі - 1,2; Парсымұрын күмбезі 1,2.
80 жылдарда Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын күмбездерінің өнімді
горизонттары қарқындата бұрғыланды. Бұл олардан мұнай өндірудің сәйкес 4,
66 және 58 %-ке өсуіне әсер етті. XІІІ-XІV горизонттардан мұнай мен
сұйықтықтың басым бөлігі өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен
орны өнімінің 64 %-ін құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру
скважинасының орташа тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3.1-5,4 ттәулік,
сұйықтық бойынша 6,7-15,8 ттәулік. XІІІ-XІV горизонттар айдау
скважиналары қатарларымен 64 жеке игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір
горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы баланстық, игерілген қорларымен
және өнімді қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді
және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең аралықта өзгереді. 1.01.97 ж.
мұнай мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай
негізінен механикалық тәсілмен (97 %) өндіріледі: терең сорапты (ШТС) және
газлифт. Газлифт скважиналарының қоры барлық өндіру қорының 9,2 %-ін
құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6 %, ал сұйықтық
өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы мұнай мен сұйықтық шығымының
мөлшері өндіру қорының 90 %-ін құрайтын терең сорапты скважинадар шығымынан
3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген сайын
этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы қоспасы
бар құрғақ метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622 кгм3
шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы тиімді мұнайлы қалыңдықтар,
игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша анықталған.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне -
қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бүл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95 % құраса, ал Өзен кен
орнынын полимикталық коллекторларында кварц құрамы 30 % шамасында;
жыныстсрда кварц құрамы 70 % болса, минерал орнықсыз саналады.
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және цементтеуге
кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың қалыптасуына
соқтырады. Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30 %-ке жетеді.
Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы суға қаныққандықтың жоғары
болуы да кішкене қуыстардың көптігімен түсіндіріледі. 1.1-кестеде
келтірілген.
1.1 кесте - Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m, %
XІІІ 21
XІV 22
XV,XVІ 23
XVІІ,XVІІІ 24
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі сипаты. Бұл
шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық материалдар қолданылды.
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша табылған
қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың геофизикалық
параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені
анықталды. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-әдіс көрсеткіштерімен
байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді, белгіленген
аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді
ары қарай қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу операцияларын
механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарға
түсірілді. Кейін ЭЕМ-да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі
және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық қатарлар мен
көрсеткіштер анықталды.
1.2 кесте - Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері
Горизонттар kop, мкм2 Скв. Саны hM.OP., м
XІІІ 0,206 458 10,8
XІV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVІ 0,207 311 18,4
XVІІ 0,76 96 23,4
XVІІІ 0,178 63 19,8
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2. Өткішгіштіктің
орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты. Кестеде сондай-ақ
скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа
арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар
мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. ХІІІ
горизонт ең аз қалыңдықпен сипатталады.
XІІІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар: ұсақ
түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен
мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалыңдығы 10-47,3
м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта және ірі түйіршікті құмтастар
аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар
түрінде. Біртекті құмтастар үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм2) шамасы
мен қабат коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1.6 м-ге күрт азаюы
мен 0,05 мкм2 өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі
бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан
коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының жағдайын
талдау үшін барлық нақты материалдар алғаш рет тұтас горизонттардағы жоғары
өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан
басқа, скважиналар бойынша жаңа қосымша материал мен геологиялық құрылымдар
алаң бойынша коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және
сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
XІІІ өнімді горизонтқа ортаңғы юраның байос ярусының жоғарғы бөлігіне
жататын шөгінділер кешені кіреді. Горизонттың жалпы қалыңдығы 40-50 м.
Мұнайға қаныққан орташа тиімді қалыңдық 18 м. Барлық горизонттар сияқты
күрделі көпқабатты игеру кешені болып табылады. Күрделі болуы қабаттардың
литологиялық қасиеттерінің өзгергіштігіне байланысты. XVІ горизонт құмтас-
алевролит және саз шөгінділерінің астарласқан түрінде.
XІІІ-XVІІІ горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдық сипатқа ие:
● мұнайда парафин (29 %) мен асфальтенді-шайырлы заттардың (20 %) көп
болуы;
● мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат
температурасына тең;
● құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы қабат
қысымының арасының шамалас болуы;
● газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы +30(С
1.3 кесте - Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер XІІІ горизонт
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3 м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа(с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы, (С 66
1.6 Сулылық
1965 ж. Өзен кен орнының қимасында терең бұрғылау нәтижесінде ашылған
стратиграфиялық, литологиялық, коллекторлық қасиеттер негізінде екі
гидрогеологиялық қабат анықталған: бор және юра. Олардың ортасында
қалыңдығы 100 м саздар мен мергелдерден құралғвн қалқан бар.
Юра кешенінің сулылығы
Юра шөгінділерінде екі сулы кешен көрінеді: келловей ярусының ортаңғы
және төменгі юрадан тұратын терригендік пен карбонаттық жоғарғы юра.
Терригендік сулы кешен
Жалпы қалыңдығы 800-1000 м терриген және сазды жыныстар араласуы
түрінде. Юра терригендік сулы кешеннің суларының минералдылығы 127-152
мгл, хлор құрамы - 2700-2900 мг.экв.л, магний - 140-180 мг.экв.л,
кальций - 400-500 мг.экв.л, йод - 3-8 мг.экв.л, йод гидрокарбонаты - 2-3
мг.экв.л. Өзен кен орнының юра сулары үшін алюминий құрамы біршама жоғары
- 60-70 мг.экв.л. Бұл сулар хлоркальций түріне жатады.
Карбонаттық сулы кешен
Кешен сазды мергель қалыңдығынан бөлектенген және литологиялық жағынан
құмтас қабатшалары бар әктастардан құралған. Бұл шөгінділердің сулары жалпы
минералдылығы жағынан да, жеке компоненттер құрамы жағынан да терригендік
сулардан ерекшеленеді. Жалпы минералдылық 23,3-36,8 мгл шамасында. Йод
құрамы 2-3 мг.экв.л. Су сульфат-натрий түріне жатады.
Бор кешенінің сулылығы
Бор қабаты 700-800 м құмтас-алевролит шөгінділерінің араласуынан
тұрады. Бор жүйесінің терригендік шөгінділерінде екі сулы кешен байқалады:
неоком және альб-сеноман. Оларды бір-бірінен бөліп тұрған қалқан ретінде
апт саздарының орнықты будағы қызмет етеді. Неоком суларының жалпы
минералдылығы - 19,3-21,7 гл. Суда бром – 45 мгл, алюминий - 10 мгл,
сульфаттар - 5-10 мгл. Су хлоркальцийлік түрге жатады.
Альб-сеноман сулы кешенінің қабаттық сулары неоком суларына қарағанда
жақсы зерттелген. Бұл қабат суларының жалпы минералдылығы - 11,32-14,71
мгл. Сульфаттар - 40-50 мг.экв.л, және олардың концентрациясы жоғарыдан
төмен азаяды. Йод - 1-3 мгл, алюминий шамамен 10 мгл, Сулар
гидрокарбонаттық-натрийлік, сульфат-натрийлік, хлоркальцийлік түрге жатады.
1.6.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері
Өзен кен орнының қабат сулары химиялық құрамы бойынша екі топқа
бөлінеді: бірінші топ - бор, екінші топ - юра шөгінділерінің сулары.
Бор шөгінділерінің сулары негізінен сульфат-натрийлік түрге жатады
және минералдылығы 10 гл-ге дейін.
XІІІ-XXІІІ өнімді юра горизонттарының қабат сулары құрамы бойынша
біртекті хлоркальцийлік түрдегі, минералдылығы 130-170 гл тұздықтар
түрінде көрінеді. Сулар сульфатсыз, бромның өнеркәсіптік құрамы 500 мгл,
йод - 20 мгл және т.б. құнды компоненттер бар. Сулардың көлемдік газ
факторы 0,5-0,9 м3м3 -тен аспайды және тек мұнай мен газ кеніштері
нұсқалары маңында, сондай-ақ терең жатқан горизонттар суларында ол 1,0-1,2
м3м3-қа жетеді.
Суда еріген газ құрамының 80-90%-і метан, 4-8%-і ауыр көмірсутектер,
3,2-13%-і азот, 0,5-7,3 %-і көмірқышқыл газ. Күкіртсутек газы жоқ.
Қабат суларыныңорташа тығыздығы 1081 (ХІІІ горизонт) - 1105 кгм3
(ХХІV горизонт), қалыпты жағдайларда барлық горизонттар үшін орташа 1098
кг м3.
Қабат қысымы 11,4 Мпа және температурасы 62(С-де минералдылығы 140
мгл су үшін анықталған физикалық шамалар: тұтқырлық - 0,6 мПа(с, көлемдік
коэффициенті - 1,015, сығымдылық коэффициенті - 3,2 Па-1.
2 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Өзен кен орнын игерудің тарихы мен қазіргі жағдайы
Тек Қазақстан Республикасында ғана емес, сондай-ақ бұрынғы КСРО
көлемінде ең ірі кен орындары қатарына жататын Өзен кен орны 1961 ж.
ашылып, өнеркәсіптік игеруге 1965 ж. берілген. Өзен кен орны өте сирек
кездесетін кен орындары қатарына жатады және оны басқа кен орындарынан
ерекшелейтін жеке қасиеттерге ие және жобалауда да, игеру практикасында да
бөлек көзқарасты талап етеді.
Өзен кен орны - көп қабатты, геологиялық құрылысы өте күрделі. Бор
және юра шөгінділері қимасында 25 өнімді горизонттар (І-XXV) белгіленген;
мұнайлылықтың негізгі қабаты - жоғарғы-орта юра кезеңінің XІІІ-XVІІІ
горизонттары.
XІІІ-XVІІІ горизонттардың өнімді қалыңдығы өзіне 48 қабатты жинақтаған
18 будаққа мүшеленген. Онша үлкен емес мұнай кеніштері мұнайлылықтың
төменгі қабаты XІX-XXІV горизонттарда үш көтерілуге шоғырланған: Қумұрын,
Солтүстік-батыс және Парсымұрын.
XІІІ-XVІІІ горизонттар кеніштері біртұтас сумұнай жанасуымен массивті
қалыңдық қалыптастырады.
Негізгі мұнайлылық қабатының өнімді горизонттары (XІІІ-XVІІІ) 7,8-21,1
м орташа мұнайға қаныққан қалыңдықпен сипатталады, мұндағы кеуектіліктің
орташа шамасы 22-27 %, ал өткізгіштік 0,179-0,276 мкм2.
Кен орнындағы қабат мұнайларының тұтқырлығы 3,7-4,7 мПа(с, парафин 22
% және асфальтенді-шайырлы заттар 20 %.
Кен орны мен жеке өнімді горизонттар бойынша мұнайдың бастапқы
баланстық (геологиялық) қорын соңғы ресми есептеу 1980 жыл жүргізілген
болатын, ал кейінгі жылдары қорларды жедел бағалаулар жүргізіліп отырылды
және олар ресми көрсеткіштерге бәлендей жаңалық әкелген жоқ. Сондықтан
қазіргі кезде кен орнының 1054566 мың т. қосынды бастапқы баланстық
(геологиялық) мұнай қорлары Өзен кен орнының қорларының игерілуі мен
өндірістік мүмкіндіктерін анықтағанда негізгі бағдар болып табылады.
Алғашқы жобалық құжаттарда аяққы мұнай алу коэффициенті (МАК) негізгі
өнімді горизонттар (XІІІ-XVІІІ) мен әрбір бөлік үшін бірдей - 45 %,
мұнайлылықтың төменгі қабаты (Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын
күмбездері) үшін - 30-35 % шамасында анықталған болатын. Кейін бірнеше рет
жаңа геология-физикалық ақпараттар және игерудің қалыптасқан күйін есепке
ала отырып, өнімді горизонттар мен жеке бөліктер бойынша бастапқы алынатын
қорларды қайта бағалауға әрекет жасалды; алайда алынған нәтижелер дұрыстығы
дәлелденбеді, сондықтан горизонттар мен жеке бөліктердің мұнай қорларының
игерілуін талдау үшін соңғы уақытқа дейін 1981 ж. бекітілген 464775 мың т.
көлемдегі бастапқы алынатын қорлар қолданылып жүр. Кен орнының даму
перспективаларын анықтаудағы ең алдыңғы қатарлы және маңызды мәселелердің
бірі - әрбір бөлік бойынша геология-физикалық ерекшеліктерді, игеру
тарихын және қорлардың қазіргі игерілу күйін есепке ала отырып мұнайдың
алынатын қорларын объективті есептеу.
Көпқабаттылығы, аса күрделі геологиялық құрылысы, өнімді
горизонттардың біршама көлемдік біртексіздігі (Орал-Поволжье кен
орындарынан 5-10 есе), мұнайлардың аномальдық қасиеттері және т.б.
ерекшеліктер кен орнын жобалауда және игеруде негізгі қиындықтар туғызды.
Отандық және шетелдік практикада Өзенге ұқсас кен орнын жобалау мен
пайдалану тәжірибесі болған емес.
Кен орнын пайдалану жобалық құжаттар негізінде жүргізілді. Олардың
қатарында кен орнына арналған үш ірі жоба мен игеру тұрғысынан аса күрделі
саналатын жеке учаскелерге арналған бірнеше технологиялық үлгілер бар.
Алғашқы жобалық құжат - игерудің бас үлгісін 1965 ж. ВНИИ жасады және
келесі негізгі жағдайларды қарастырды:
● кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен температурасын
көтеріп ұстау;
● төрт пайдалану кешенін бөлу: І кешен - ХІІІ+XІV горизонттар; ІІ
кешен - XV+XVІ горизонттар; ІІІ кешен - XVІІ горизонт; ІV кешен - XVІІІ
горизонт;
● І және ІІ негізгі пайдалану кешендері бойынша кен орнын айдау
скважиналары қатарларымен ені 4 км бөліктерге бөлу;
● барлық кешендерді игеруге жеке бөліктермен бірден қосу;
● горизонттар арасында сұйық ағысын болдырмау үшін барлық кешендер
бойынша жобадағы кесу сызықтарының дәл болуын қамтамасыз ету;
● ІІІ кешенді нұсқа сыртынан су айдау арқылы игеру;
● ІV кешенді қабат қысымын көтерусіз аралас режимде игеру;
● өндіру скважиналарында түп қысымын мұнайдың газбен қанығу қысымынан
25 %-ке төмен ұстау;
● айдау желілеріндегі қысымды бастапқы қабат қысымы деңгейінде ұстау;
● суды айдау қысымы - 10 МПа.
Кен орнын іске қосқанда үлкен қиындықтар туындады. Қабат қысымын
көтеру жүйесінің ұйымдастырылуы кешігумен жүргізілгендіктен пайдалану
кешендерінің игерілуі алғашқы жылдары табиғи режимде, ал кейін жобалық
көлемнен көп аз көлемде салқын су айдау арқылы жүргізілді.
Нәтижесінде 1970-1971 жж. өнімді горизонттардың мұнай алу аймақтарында
қабат қысымы орташа 1,0...2,8 МПа-ға төмендеді (кейбір жерлерде 3,5...4,0
МПа), ал өндіру скважиналарындағы түп қысымы мұнайдың газбен қанығу
қысымының 55...65 %-ін құрады. Нәтижесінде үлкен газсызданған аймақтар
пайда болды, әсіресе мұнай кеніштерінің күмбездерінде. Бастапқы ақпарат
жиналуына қарай өнімді горизонттарды игеру күйі мен жүйесін жақсартуға
бағытталған қосымша шешімдер қабылданды, мысалы, бөліктер енін 2 км-ге
дейін азайту мақсатында кешендерді айдау скважиналары қатарларымен қосымша
кесу (Өзен кен орнының ауданы 16 бөлікке бөлінегн); өндіру скважиналарын
бұрғылау арқылы І және ІІ кешендерді ірілендіру және әрбір горизонтқа су
айдау жүйесін ұйымдастыру, ІІІ және ІV кешендерді нұсқа ішінен су айдауға
ауыстыру, құмтастардың линза тәріздес даму учаскелерінде бөліктік су
айдаумен қоса ошақтық су айдау қолдану. Бірнеше рет кен орнын ыстық су
айдауға көшіру туралы шешімдер қабылданды.
Алайда, ыстық суды дайындау қондырғыларының кешігуінен салқын су айдау
жалғаса берді. Мысалы, 1976 ж. (10 жыл игеруден кейін) барлық су айдау
көлемінің 13 %-ін, 1978 ж. - 27,7 %-ін, 1979 ж. - 31,2 %-ін құрады.
Осылайша 1980 ж. басына дейін кен орны өнімді горизонттарының нұсқа іші
аймағына барлығы 300 млн.м3 салқын су айдалды, бұл су айдаудың жалпы
жинақталған көлемінің 85 %-ін құрайды. Өнімді қабат коллектор-жыныстарының
500 млн.м3 көлемі салқындады, температура 5...20 (С-ге төмендеді. Жылдық
мұнай өндірудің ең жоғарғы деңгейіне 1975 ж. қол жеткізілді - 16249 мың т.,
1976 ж. дейін өндіру көлемінің өсуі экстенсивтік фактор - жаңа алаңдар мен
учаскелерді бұрғылау және іске қосу арқылы болып отырды. Бұл кезде су айдау
қарқынының артуына қарамастан мұнай шығымы төмендей берді. Негізгі
горизонттар мен алаңдар бұрғыланып болғаннан кейін мұнай өндіру төмендеді
(1980 ж. дейін тұрақтау болған жоқ) және скважина өнімінің сулануы
қарқындады, бұл 2.1-кестеде айқын көрінеді.
Мұнай өндірудің құлау коэффициенті 1976 ж. - 5%, 1977 -1979 жж. -
15,6...10 % болды. Сулану игерудің қолданудағы жүйесінің (бөліктер енін 2
км-ге азайту) қарқынының артуы жағдайында жоғарылады.
1974 ж. XІІІ-XVІІІ горизонттарды игеру жобасы жасалды (кейін ол бүкіл
кен орнын игеру жобасының технологиялық бөлімі ретінде қарастырылды), бұл
қажеттілік кен орнын игеруді жетілдірудегі көптеген шешімдер мен қаралады
жалпылау және игеру кезінде жасалған геологиялық-кәсіпшілік ақпараттар
есебімен жобалық-технологиялық көрсеткіштерді толықтау шартынан туындады.
Жобаның негізгі үрдістері мыналар:
● әрбір горизонт жеке су айдау жүйесі бар өз алдына бөлек игеру кешені
болып табылады;
● өнімді горизонттар айдау скважиналары қатарларымен ені 2 км
бөлктерге бөлінеді;
● барлық жобадағы скважиналар әр өнімді горизонтқа жеке бұрғыланады;
● әрбір скважинаға тиісті бастапқы алынатын қорлар өндіру
скважиналарының торын тығыздау арқылы төмендетіледі;
● ыстық су айдаудың жобалық көлемдері ұлғайтылады және 1979 ж. қарай
кен орнын толық ыстық суға ауыстыру жобаланды.
1977 ж. кен орнының өндіру қорында 1422, су айдау қорында 572 скважина
болды. Мұнай өндіру, сол кездегі мұнайды алу коэффициенті, бұрғылау және
скважиналар қоры бойынша көрсеткіштер артығымен орындалды, нақты сулану
жобадағыдан көбірек болды.
Кейінгі жылдары, жылдық өндірудің қарқыны төмендеген бесжылдықтан
(1976-1980 жж.) кейін мұнай шығымдары азаюы мен суланудың көбеюі кезінде
кен орнын игеруде 1990 ж. дейін созылған салыстырмалы тұрақталу болды. Бүл
кезеңде жылдық мұнай өндіру мен сәйкес шығымдардың шамалы төмендеуі (жылына
2-4 %-ке), айдалатын су көлемінің жалпы өсуі (34-тен 40 млн.м3-ке дейін)
сипатты; өнімнің сулануы аз өзгерді (жылына 1-2,5 %). Скважиналарды
бұрғылау жалғаса берді және олардың көбі коллекторлардың қасиеттері нашар
аймақтарда орналасты. Бұл аймақтардағы мұнай қорларын қолданымдағы бөліктеп
су айдау жүйесінде активті игеруге тарту қиын болғандықтан мұнай
учаскелерінде су айдаудың қарқынды жүйесін қолдану керек болды. 01.01.1994
ж. жылғы жағдай бойынша жылдық мұнай өндіру ең үлкен шамамен салыстырғанда
80 %-ке азайды - 3248 мың т., өнімнің орташа сулануы 59,9 % болды.
1987 ж. бастап кен орнын игеру соңғы игеру жобасына сәйкес жүргізілуге
тиіс болатын. Алайда, объективті себептер: жалпы экономикалық жағдайдың
нашарлауы, Узеннефть МГӨБ қаржы жағдайының күрделілігі, скважина
бұрғылаудың, жөндеу жұмыстарының, жерасты және жерүсті жабдықтардың
қымбаттауына және т.б. байланысты жобалық шешімдер орындалмады, нақты
көрсеткіштердің жобадағыдан қалуы жылдан-жылға арта берді. Бұрғылау
көлемдері қысқарды, техникалық себептерге байланысты өндіру және су айдау
скважиналары тоқтатыла бастады, істер тұрған скважиналардың жөндеу аралық
уақыты азайды. Мұнайды механикалық иегрудің техникалық құралдары
жетіспегендіктен қолдағы бар терең сорап жабдықтарын пайдалануға тура
келді, бұл жағдайда оның өнімділік сипаттарының скважиналардың өндіру
қабілеттеріне сәйкес келу-келмеуі есепке алынбады, нәтижесінде көптеген
жұмыс істеп тұрған скважиналар оптималдық емес режимде пайдаланылды,
сондықтан шығымдар жалпы төмендеді.
Нәтижесінде қалыптасқан жағдайларда мұнай мен сұйық өндіру,
скважиналарды бұрғылау бойынша жобалық көрсеткіштер орындалмады, сондықтан
оларды мұнайгаз өндіру басқармасының нақты мүмкіндіктерін есепке ала
отырып, түзету керек. Ал, экономикалық жағдай жиі өзгеріп отырғандықтан
әзірше ұзақ уақытқа болжам айту өте қиын.
Мұнайдың бастапқы баланстық қоры 1152 млн т. Өзен кен орны бойынша
мұнайдың алынатын қалдық қоры - 215571 мың т.
Өзен кен орнын игерудің 1998 ж. жобалық көрсеткіштермен
салыстырғандағы негізгі көрсеткіштері 2.2-кестеде келтірілген. Бүл кестеден
мұнай өндірудің жоспары орындалмайтынын көреміз, тіпті нақты мұнай өндіру
жоспардан көп аз. 1990 ж. бастап мұнай өндіру қарқынды құлауда. 1991-1997
жж. өндірудің құлау қарқыны жылына 4,3-20,4 %. 1998 ж. құлау қарқыны
тұрақтады.
Мұнай өндірудің азаюының негізгі себептері:
● жұмыс істемейтін қордың көбеюі есебінен өндіру скважиналары жұмыс
істейтін қорының күрт азаюы;
● қабатқа алдын-ала дайындаусыз минералдылығы жоғары, коррозиялық
активті теңіз және бұралқы суларды айдау нәтижесінде болған технологиялық
жабдықтың коррозиясы салдарынан қабат қысымын көтеру жүйесінің бұзылуы;
● жаңа скважиналарды бұрғылау, скважиналар мен жабдықтарды жөндеу,
коммуникацияларды коррозиядан мақсатындағы технологиялық процестердің,
скважиналар қорымен профилактикалық жұмыстар көлемінің азаюы;
2.1 кесте - Өзен кен ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz
Реферат
Курстық жұмыс
Диплом
Материал
Диссертация
Практика
Презентация
Сабақ жоспары
Мақал-мәтелдер
1‑10 бет
11‑20 бет
21‑30 бет
31‑60 бет
61+ бет
Негізгі
Бет саны
Қосымша
Іздеу
Ештеңе табылмады :(
Соңғы қаралған жұмыстар
Қаралған жұмыстар табылмады
Тапсырыс
Антиплагиат
Қаралған жұмыстар
kz