Пласттық мұнайдың құрамы
МАЗМҰНЫ
МАЗМҰНЫ 1
Кіріспе 4
1. ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 5
1.1. Кен орны туралы жалпы мәліметтер 5
1.2. Кен орнының геологиялық зерттелуі мен өңделу тарихы 8
1.2. Стратиграфия 11
1.4. Тектоника 16
1.5 Мұнайгаздылық 19
1.6 Су сақтағыштық 22
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 24
2.1 Кен орнын өндірудің жағдайы 24
2.1.1 Ұңғымалардың қорының динамикасы 27
2.1.2 Мұнай өндірудің динамикасы 31
2.1.3 Пласттық қысымның динамикасы 33
2.1.4 Пласттан мұнай қорын өндірудің анализі 41
2.2 Ауызғы және ішкі ұңғымалық құрал-жабдықты, ұңғыманы пайдаланудың
ұсынылған тәсілдерін таңдау негізі 43
2.2.1 Атқылау эксплуатациясы кезіндегі құрал-жабдықтар 46
2.3 Тауарлық кондицияға дейін мұнай мен газды жинау, транспорттау және
дайындау жүйесіне қойылатын талаптар 47
2.3. 1 Объектінің жалпы сипаттамасы 48
2.3.2 Дайын өнімнің бастапқы шикізатының, реагенттердің және көмекші
материалдардың сипаттамасы 49
2.3.3 Технологиялық процесстің көрінісі 51
2.3.3.1 Зауыттық манифольд 52
2.3.3.2 Ұңғыма ауызы 53
2.3.3.3 Топтық Өлшеу Қондырғылары 54
2.3.3.7 Қысым режимі 57
2.3.3.8 Жұмыс температуралары 57
2.4. Мұнай мен газды тауарлық кондицияға дейін дайындаудың технологиялық
схемасының көрінісі 58
3. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 70
3.1. Кәсіпорынды нығайтудың экономикалық көрсеткіштері. 70
3.2. Жылдық өндірістік шығындарды есептеу 73
Шараны енгізудің технико-экономикалық анализі, ұсынылған вариантты таңдау
негізі 80
4 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 83
4.1 160-200 құрылғысындағы қауіпті және зиянды факторлардың анализі 83
4.1.1 Адам ағзасына заттардың улы әсерінің сипаты. Қауіпсіздік шаралары 85
4.1.1.1 Күкіртті сутек 85
4.1.1.2 Көмір сутекті газдар 87
4.1.1.4 Көміртегінің қос тотығы (көмір қышқыл газы) 88
4.1.1.5 Азот 89
4.1.1.6 Метанол 89
4.1.1.7 Ингибиторлар 90
4.2 200 құрылғысының жұмысының беріктігі мен қауіпсіздігін қамтамасыз
ететін қорғаныс шаралары 95
4.2.1 Еңбекті қорғау бойынша ұйымдастыру шаралары 95
4.2.2 Техникалық шаралар 96
4.2.2.1 Жеке және ұжымдық қорғаныс құралдары. 96
4.2.2.2 Жұмыс орындарындағы жарықтанудың және шудың деңгейі.
Жарықтандыру 97
4.2.2.3 Сигнализация 99
4.2.2.4 Вентиляция 99
4.2.2.5 Азот пен газдарды табу жүйесі 100
4.2.2.6 Статистикалық электр 101
4.3 160-200 құрылғыларындағы авариялық жағдайлардың алдын алу мен жою
102
4.3.1 Электрэнергиясын беруді тоқтату 103
4.3.2 Шикізатты беруді тоқтату 105
4.3.3 Буды беруді тоқтату 105
4.3.4 Құрал-жабдықтарды герметизациялау 106
4.3.6 Ыстық технологиялық суды беруді тоқтату 107
4.3.7 Техникалық суды беруді тоқтату 108
4.3.8 Құрылғыдағы өрттің пайда болуы 108
Терезені сындыру арқылы нүктелік бекеттер 109
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 111
5.1 Теңіз кен орыны аумағының табиғи-климаттық сипаты 111
5.2 Атмосфераны ластаудың көзі ретіндегі кәсіпорынның сипаты 112
5.3 Құрал-жабдықтардан атмосфераға зиянды заттарды тастаудың параметрлері
114
5.4 Өндіру объектілерінің атмосфералық ауаны ластауының үлесін бағалау
116
5.5 Сейсмикалылық пен шөгу мәселесі 116
5.6 Жер қыртысының және топырақтың қазіргі таңдағы жағдайы 117
5.7 ТШО біріккен кәсіпорнындағы қалдықтарды жинау мен алып тастауды
ұйымдастыру 118
5.8 Судың қазіргі таңдағы жағдайы 120
5.9 Жер ресурстарын қорғау 126
5.10 Қоршаған ортаның жағдайына бақылау жасау. 128
Кіріспе
Теңіз кен орны 1979 жылы ашылған. 1981 жылы Т-1 Теңіз ұңғымасы сынақ
кезінде алғашқы мұнайын берді. Бұл 1,25 млрд. тонна алынған көмірсутекті
шикізат қорының кен орнын өндіруге жол ашты. Қазіргі таңда (Теңізшевройл(
біріккен кәсіпорыны кен орнының операторы осы жылы жазылатын өңдеу
Жобасында соңғы баға мен қайта есептеуді жүргізуде.
( Теңізшевройл( БК 1993 жылы 6 сәуірде Қазақстан Республикасы мен
(Шеврон( корпорациясы арасындағы меморандумға қол қоюдың нәтежиесінде
құрылды. Қазіргі таңда біріккен кәсіпорынның қатысушылары болып (Шеврон-
Тексако( корпорациясынан басқа ҚР атынан (Қазмұнай( ҰМК, “Эксон-Мобил, Лук-
Арко компаниялары табылады.
Теңіз кен орны мұнай қорының көлемі бойынша Қазақстан Республикасындағы
бірегей кен орны болып табылады. Өйткені бұл кен орнында күкіртті сутек пен
көмірқышқыл газының қоспаларының флюид қабатындағы мөлшері ауытқулы
болғандықтан, мұнай кәсіпшілігінің құрылысы мен құрал жабдықтарының жоғарғы
эксплуатациялық беріктілігін қамтамасыз етуге жоғары талаптар қойылады.
Осы бітіру жұмысында ұңғыма өнімін жинау мен дайындаудың мәселелері
қарастырылады. Теңіз кен орны үшін жинау жүйесі технологиялық процесстің
арнайы талаптарына сәйкес жобаланған және газды қайта өңдеу зауытының
технологиясымен өте тығыз байланысты.
1. ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1. Кен орны туралы жалпы мәліметтер
Теңіз кен орны Каспий теңізі маңы ойпатының оңтүстік-шығыс бөлігінде
орналасқан және әкімшілігі бойынша Атырау облысы, Ембі ауданы, Қаратон
округіне бағынады (1сурет). Ол Каспий теңізінің акваториясынан тікелей
қашықтықта (15-30 км) Атырау облысының шөлді жазық даласында орналасқан.
ТШО БК аумағы 400-ге жуық жерді алып жатыр.
ТШО біріккен кәсіпорнының қызметінің қандай-да бір мөлшердегі әсер
етуіне тап болатын жақын елді мекендері болып Қаратон поселкесі (кен
орнынан солтүстүкке қарай 35 км) және Сарықамыс поселкесі ( оңтүстік батыс
бағытында 25 км) табылады.
Теңіз кен орны бассейн жиегі бойынша әртүрлі тереңдікте табылған ірі
карбонатты құрылыстың бірқатар жүйесін білдіреді.
Ауданның климаты- жауын-шашынның жылдық мөлшері 150мм болатын мезгілдік
және тәуліктік температураның ірі ауытқулары бар, құрғақ және ыстық жазды
қатал континентальды болып келеді.
Қысы (желтоқсан-қаңтар) әлсіз суық, аз қарлы, көбіне жауын-шашынды ауа
райы болады. Ең қатты суық ай ол қаңтар айы. Ең қарлы күндері қардың
жамылғысының биіктігі 5 см аспайды. Жауын-шашынның жоғарғы мөлшері
желтоқсан айында болады (12 см дейін). Тұманды күндердің саны 4 айға дейін.
Көктем ( наурыз-сәуір) күндізгі және түнгі температураның түсуімен,
ыстық жазға тез ауысуымен (ауа температурасы күндіз +5-+12 С, түнде –2 – 6
С) ерекшеленеді. Тұманды күндердің саны 10 айға дейін.
Жазы (мамыр-қыркүйек) құрғақ және ыстық, ауа райы ашық болады. Күндіз
ауа температурасы +25-+30 С (максималды температура 45 Сдейін), түнде +11-
+15 С. Ең ыстық ай шілде. Жауын-шашынның анағұрлым көп мөлшері мамырда
түседі (56 мм дейін), анағұрлым аз мөлшері шілдеде (8 мм дейін) түседі.
Жауын-шашын көбіне уақытша жауын-шашын түрінде түседі. Ол көбіне маусымда
орын алады. Жүйелі түрде құрғақшылық орын алып отырады. Оның қайталануының
ықтимлдылығы 20-25 пайызды құрайды.
Күзі (қазан-қараша) алғашқы жартысында жылы, аз бұлтты болады. Жауын-
шашын сіркіреген жаңбыр, кейде қар түрінде түседі. Күндізгі ауа
температурасы +10 С- +16 С. Тұманды күндер саны айына 3 дейін. Жыл бойына
көбіне солтүстік шығыстық және шығыстық желдер орын алады. Көктемде және
жазда солтүстік батыстан жел соғады. Ол көбіне Сарықамыс поселкесіндегі ауа
райын ластайды. Желдің жылдамдығы 4 мс дан 10 мс дейін. Қыста 15 мс
дейін жылдамдықтағы солтүстік – шығыстан күшті жел тұрады.
Атмосфералық жауын-шашын жыл мезгілдері бойынша тең болып бөлінбейді.
Көбіне ол қыстық-көктемдік мезгілге сәйкес келеді, ал маусым айынан қазан
айы аралығында жауын-шашын тіпті жаумайды да. Жауын –шашынның анағұрлым көп
мөлшері желтоқсан мен қаңтар айына сәйкес келеді.
Кен орнына республикалық маңызы бар Құлсары-Сарықамыс асфальттелген
авто жолы қабысады. Бұл жол қауіпсіздік мақсатында кен орнынан шығарылған.
Қазіргі таңда Құлсары-Қаратон жол айрығындағы жолдың бөлігінің қайта
құрылысы жүргізілуде. Басты трассадан басқа кәсіпшілікте қара және
асфальттелген жолдардың желісі дамытылуда.
Теңіз кен орнынан солтүстік батысқа қарай 110 км қашықтықта Мақат-
Бейнеу темір жолы өтіп жатыр. Жақын орналасқан темір жол станциясы Құлсары.
Аудан аумағынан Ақсарай-Атырау-Қандыағаш бір рельсті темір жол желісінің
учаскесі өтіп жатыр, сондай-ақ Құлсары-Теңіз кен орны темір жолы құрылысы
салынып, пайдалануға берілді.
Әуе кемесіне жергілікті үш: Құлсары, Қаратон, Сарықамыс әуе желісінің
классификацияланбаған әуе жайларында қызмет көрсетілуі мүмкін. сонымен
қатар Теңіз вахталық поселкесінде қону алаңы бар.
Жылыой ауданының, сондай-ақ ТШО вахталық поселкесінің елді мекендерінің
шаруашылық-тұрмыстық қажеттіліктері үшін сумен қамтамасыз етілу Волга
өзенінен Құлсары поселкесінің су тазалайтын құрылысы арқылы құбыр арқылы
жүзеге асырылады. Газды қайта өңдеу зауытының өндірістік қажеттіліктері
үшін сумен қамтамасыз ету Астрахань-Маңғышлақ техникалық суының су тасуынан
жүзеге асырылады.
Жылыой ауданының елді мекендерін электрмен жабдықтау Атырау ТЭЦ және
Құлсары ТЭЦ арқылы жүзеге асырылады. Теңізшевройл БК электр энергиясы
өндірістік объектілерге берілетін газ құбырлы станциясын пайдаланады.
Теңіз кен орнының мұнайы 5 технологиялық желісінде мұнайды жылына 12,4
млн. т. дан 14,4 млн.т. дейін өндіруді қамтамасыз ететін газды қайта өңдеу
зауытына түседі. Тауарлы мұнайдың өндірісі және газды қайта өңдеу кешенді
технологиялық желістермен қамтамасыз етіледі.
2010 жылы газ шикізатын бұрғылаудың (3ГС-1 және 3ГС2) жобасын нәтежиелі
жүзеге асыру кезінде зауытты одан ары кеңейту мен мұнай өндіруді жылына 16
млн.тоннаға дейін ұлғайту көзделуде.
Ауданның аумағындағы қашықтығы 1500 км астам құбыр желістері келесі
бағыттарды иеленеді:
- Орта Азия-Орталық магистральды газ құбыры;
- Теңіз-Құлсары-Атырау-Новороссиск (КТК) мұнай құбыры;
- Өзен-Құлсары-Атырау-Самара мұнай құбыры;
- Қаратон-Қосшағыл-Құлсары-Орск мұнай құбыры.
Жергілікті тұрғын халық негізінен мал шаруашылығымен, мұнай газ
саласындағы жұмыспен және балық аулаумен шұғылданады.
Ауданда тұщы су атымен жоқ.
1.2. Кен орнының геологиялық зерттелуі мен өңделу тарихы
Теңіз кен орны 1-ші ұңғымадан мұнай алу арқылы ашылған. Ұңғыма
тәулігіне 115 м3 берді. Ол құрылымның құрама бөлігінде орналасқан.
Құрылымның өзі 1973-1975 жылдардағы сейсмобарлау жұмыстарымен анықталған.
Теңіз кен орнының геологиялық үлгісі стратиграфикалық корреляцияның
зерттеуіне, коллектордың литофациясына және де коллектордағы диагенез
процессін зерттеуге негізделген. Қазіргі таңда Теңіз коллекторы Кариб
бассейніндегі акваториде орналасқан Кайос және Багам аралдарындағы
құрылымға ұқсас карбонатты платформа секілді көзделеді. Теңізді алғашында
кең карбонатты шельфтің эрозиялық қалдығы деп сонымен салыстыратын.
1950 км сейсмикалық профильді құрайтын сесмикалық мәліметтер
сейсмикалық жазбалардың қағазды үлгісінен қайта форматталып, Ландмарк жұмыс
станциясына енгізілді. Ол кен орнын алғашқы сейсмикалық карталауды
жүргізуге мүмкіндік берді. 80 ұңғыманың оқпаны сейсмикалық мәліметтерге
нәтежиелері 1994 жылдың басында күрделі жөндеуге жататын 6 ұңғымада
жазылған жаңа жедел атуды қолдана отырып жобаланған. Ұңғымалардың оқпанының
жоғарғы бөліктері сейсмикалық профильдерге байланысқан. Осылайша,
коллектордың 4 жиегіне траверстік желілерді құруға, башқұрт ярусынының
жабындысы үшін (1 объект), вулкандық шөгіндінің жабындысы үшін (2 объект),
девонның карбонаттық жынысы үшін (3 объект), сондай-ақ девонның терригендік
жынысының жабындысы үшін (3 негізгі объект) траверсті желілерді құруға
мүмкіндік туды. Алынған мәліметтерге сүйене отырып, өзіне барлық
сейсмикалық мәліметтерді және ұғңыманы бақылау бойынша ақпаратты игерген
тереңдіктің картасы жасалды.
Сейсмикалық мәліметтер Теңіз кен орнын өңдеудің әртүрлі фазаларында
оның ауданында жетпісінші және сексенінші жылдары жазылды. 1982 жылы 3х1,5
км тік бұрышты сетка бойынша 24-дүркін сейсмикалық түсірілім жүргізілді.
Профильдің жалпы ұзындығы 640 км құрады. Бұл жұмыстар 1985 жылы
толықтырылды.
1993-1994 жылдары күрделі жөндеу бойынша бағдарлама жарылғыш
материалдарын пайдалану арқылы бірқатар жаңа зерттеулерді көздейді.
Атқылаудың жаңа көздері Т-4, Т-7, Т-8, Т-21, Т-104 және Т-111 ұңғымаларында
жазылды. Оның ара қашықтығы 100 метрлік аралықты құрайды.
Теңіз бойынша сейсмикалық интерпретация бірнеше сатылардан өтті. Оның
негізгі бағыттары:
- негізгі сынықтың интерпретациясы;
- барлық ұңғымаларға байланысқан шағын сынықтарда көрінетін коллектордағы
жиектерді іздестіру;
- карта бойынша сынықтарды байлау;
- полигон қалдықтарын картада көрсету.
Қалдықтарды бағалау мақсатында Теңіз кен орнының аумағында төрт:
башқұрт ярусының жабындысы, вулкандық шөгінді материалдарының жабындысы,
девонның карбонаттық жынысының жабындысы және девонның терригендік
шөгінділерінің үздіксіз жиегі түсіндірілді. Сейсмикалық мәліметтер бойынша
башқұрт ярусының жабындысы (1 объект) ең жақсы көрінетін жиек болып
табылады. Көріністің сейсмикалық пакеті платформада екі жақты жүгіру уақыты
бар шамамен 2-4 сек байқалатын секвенцияны құрайды. Көріністің мұндай
сипаты сигналдың қалыңдығы 100 метрлік башқұрт-кунгурлік тұзды шөгіндісін
жабу арқылы жоғарғы жылдамдықпен түсіндіріледі. Оның сигнал жіберілген
кездегі төменгі жылдамдығы өз кезегінде жоғарғы жылдамдықта өтетін башқұрт
ярусының карбонатты шөгінділерін жабады.
Жиекті бақылау шатырында құрылымда орналасқан ұңғымалардағы ішкі
ұңғымалық бақылау жүргізу күрделі болады. Ол жиекті траверсті түрде бақылау
үшін қажетті ақпараттың көп бөлігін береді. Башқұрт жиегін бақылау кезінде
лай тасқыны немесе платформаның борты бойынша келісімсіздермен байланысты
жыныстардың тікелей орналастырылуы да болатындығы анықталды. Бірқатар
аудандарда ішкі ұңғымалық бақылаудың мәліметтері қысқа ара қашықтыққа
жылжудың, яғни, платформадан шатырға дейін жүз метрге созылғандығын
байқатады. Мұндай құбылыстарды сейсмика бойынша горизонталдық жылжудың
болуынсыз бақылау мүмкін емес. Жылжулар Т-109 және Т-100, Т-104 және Т-20,
Т1101 және Т-42, Т-9 және Т-41 ұңғымалардың арасында байқалған. Осындай
және де өзге жылжуларды бекіту мақсатында платформа бортының жағасында
сынықтар бекітілген. Бұл сынықтар башқұрт ярусының үстінде өшіп, девонда
жоғалып кетеді. Осы сынықтардың тасталу амплитудасын тереңдік пен
құрылымның шатарлы ұңғымасына байланысуын көздей отырып белгілеу қйынға
соғады.
Девонның жабындысы бойынша қандай да бір ерекше сейсмикалық жағдайлар
бақыланбайды. Бұл жиек кен орнында жеті ұңғымамен қазылған. Девонның
карбонатты платформасы девонның терригенді пластының құрылымы бойынша
ұқсастығы анықталған. Жоғарыда аталған платформа сынықтарының көбісі осы
жиекке түскен кезде жоғалады, бірақ сынықтардың көбісі девонның карбонат
шөгінділерінің жабындысын бөліп жібереді.
Бұрғылау ұңғымаларының елеулі қорына қарамастан анықталған қазбалардың
зерттелу дәрежесі анау айтқандай жоғары емес. Міне сондықтан да
Теңізшевройл біріккен кәсіпорнының балансында санақта тұрған алғашқы
баланстық қорынан 3418 млн.т-дан 1648 млн.т, яғни, 48 пайызы С (2)
санатындағы қорға кіреді. Осы санат бойынша кен қоры бағаланады. Оның
нысаны және мөлшері, кен орнының жағдайы, пластардың қалыңдығы және
коллекторлық ерекшеліктері, мұнай-газ қасиеті, кеннің анағұрлым зерттелген
бөліктері бойынша мәліметтерді ескере отырып, геологиялық және геофизикалық
нәтежиелер бойынша анықталған, яғни, өңдеудің ІІ объектісіне енгізілген кен
бөліктері әлі толық зертелмеген. ІІ объектідегі С(2) санатындағы қорлар осы
санаттағы барлық қордың 94,6( келеді.
І объектіні зерттеудің дәрежесі екінші объектіге қарағанда жоғары. С(2)
санатындағы қордың үлесіне 9,5( келеді, бірақ бұл бөлік үшін де көптеген
шешімін таппаған мәселелер қалып отыр.
Қазіргі таңда кен орнында коллекторды анағұрлым терең зерттеу бойынша
жұмыстар жүргізілуде. Кен орнын барлауға дейінгі алғашқы бағыт болып мұнай
кені бар табиғи резервуар құрылысын детализациялау табылады, яғни мұнай
қорын бөлуді бағалауға мүмкіндік беретін және оны өндірудің тиімді жүйесін
негіздеуге мүмкіндік беретін сенімді геостатикалықүлгіні жасау табылады.
1.2. Стратиграфия
Теңізде төрттік жүйеден жоғарғы девондық уақытқа дейінгі шөгінділер
қазылған. Жалпы шөгу бөлінісінде үш ірі литолог-стратиграфиялық кешен
ерекшеленеді: тұздың асты (жоғары девон-артиндік), тұзды (кунгур), және
тұздың үсті (жоғары пермь- төрттік жүйе).
Тұздың астының шөгінділері негізінен әртүрлі фационалды карбонаттық
жыныстармен көзделген. Жыныс үлгісі материалының және корреляциясының
анализінің мәліметтері бойынша анағұрлым детальды стратиграфиялық ярустарға
бөлу жүргізілген. Қазылған карбонатты шөгінділердің қалыңдығы 100 метрден
300 метрге дейін аралықта ауытқиды. Т-22, Т-24 ұңғымаларында қалыңдығы 1000
метрге дейін жетеді.
Артиндік шөгінділер әк тасты қалдықтары бар терригенді жыныстармен
орналастырылған. Оның күмбезді бөлігінің қалыңдығы 20 м ден 100 м жетеді.
Шатырында қалыңдығы 700-1000 аралығында болады.
Тұзды шөгінділер сульфатты-галогенді жыныстардың қалыңдығымен
көрсетілген және үш мүшелі құрылыс иеленеді: ол ангрид пластынан, тасты
тұздан және жабынды пласт-ангридтен тұрады. Кунгур шөгіндісінің күштілігі
500 ден 1700 мөзгеріп отырады.
Тұздың үстіңгі кешені негізінен Каспий маңы ойпатының барлық оңтүстік-
шығысына тән терригенді шөгінділермен көсетілген.
Теңіз коллектор үш негізгі блокқа бөлінген: 3 объект (девон шөгіндісі);
2 объект-тулдық шөгінділер, Тула(ерте-орта визе және турней); және 1 объект
(башқұрт шөгіндісі, серпух ярусы жоғарғы визе).
Палеозойлық топ-Рz
Девондық жүйе - D
Теңіз платформасының девондық шөгінділері девондық кезеңнің соңындағы
объект секілді қарастырылады. Карбонаттық платформаның жалпы күштілігі 2300
метрге жетеді. Девондық коллектордың 500 метрдейі 5450метрді құрайтын
жобаланған ВНК деңгейінен жоғары мұнай колоннасына енгізілген.
Теңіздегі девондық шөгінділерді тек екі ұңғыма ғана бағындырды. Т-10
ұңғымасы девонның төменгі пластына 100 тереңдікке жетті және өтудің жалпы
тереңдігі орта девонда шамамен 5372 метрді құрады. Тіпті кеңестік
палеонтологиялық мектеп формацияны девондық деп анықтады. Қазіргі таңда
Теңізшевройл біріккен кәсіпорнында осы ара қашықтықтықтан 5 см ұзындықтан
екі жыныс үлгісі ғана бар. Толық зерттелгеннен кейін осы сынықтар құрамында
пелеоидтар мен ұсақ фораминиферлер, криноидеилер мен балдырлар бар
пакстоун мен грейнстоунды білдіреді. Т-10 ұңғымасының кейінгі девонның
карбонатты құрылысына енгендігі жөнінде барлық белгілер бар. Т-17 девонын
қазған екінші ұңғыма девон қабатына 5095 метр тереңдікке енген.
Т-16 ұңғымасы бойынша 5009 метр тереңдікте девондық шөгінділердің
байланыс зонасы байқалады. Т-16 ұңғымасы кристалды әк тастың 250 метрлік
қорабына енеді. Ол карбонның кең таралған жабық пластынан тез ерекшеленеді.
Бұл кесінді октық жиек ретінде есептеледі.
Шатырдағы девон жабындысы Т-35 ұңғымасында бақыланады. Т-35 ұңғымасы
карбонатты жыныстың төсеніш қабатын иеленбейді. Девондық шөгіндінің
жабындысы жоғарыда аталған бұрғыланған ұңғымаға қарағанда сол платформаның
өзінде бұрғыланған ұңғымада аса терең болмауы тиіс.
Таскөмірлі жүйе-С
Төменгі бөлім-С1
Турнелік және Визейлік ярустар-С1 t, С1v
ІІ объект төменгімен салыстырғанда жақсы зерттелген объект болып
саналады. Ол өзіне платформадағы ерте және орта Визе және Турнейді 550-600
метрді енгізеді. Т-30 ұңғымасы бойынша өңдеу анализі мұны вулкандық туф
аралығы ретінде түсінуге мүмкіндік береді. Вулкандық туф қабаты 14
ұңғымамен қазылған. Ол платформа бортына таман және платформаның солтүстік
және шығыс жағын бойлай жоқ болып кетеді.
ІІ объектіні сынақтан өткізу Т-22 платформалық ұңғымасыннан 420 метрлік
тұрақты жыныс үлгісіненжүргізілді. Жыныс үлгісінің материалы бұрғылау
пакстоунынан, микротизирленген фораминиферден және балдырлардан тұрады.
Каротажды диаграммалар және жыныс үлгісінің материалдары ІІ объектінің
қазылған аралығын сипаттайды. Теңізшевройл БК ІІ объект бойынша коллектор
потенциалын толық және жан жақты бағалау мақсатында жыныс үлгісінің
анағұрлым терең анализін жүргізеді. Жарықшақтылығы ІІ объектідегі жай
құбылыс болып табылады. Бірқатар жарықшақтар ашық, кейбірі толтырылған,
кейбірі толық кальцитпен жабылған. Біз Т-39 ұңғымасымен ашылған жиек
бойынша карст нәтежиесі ретінде түсіндірілетін тесікті байқай аламыз.
Жыныстардағы ІІ объектінің болуы девонның жабындысы мен І объект
пластарының арасындағы аралық ретінде қарастырылады. Олардың қалыңдығы 204
және 607 метр аралығында өзгеріп отырады.
Визей, серпух, башқұрт ярустары-С1 v, C1s,C2 b
І объект –бұл артин аргиллитінен және Визе негізінде шөккен вулкандық
туф қабатына дейінгі ара қашықтық. Ол башқұрт, серпух, октық
стратиграфиялық шөгінділер ретінде анықталатын үш басты қораптардан тұрады.
Визе ярусы-С1v
Жоғарғы Визе (октық жиек), ІІ объект жабындысы бойынша орналасқан
вулкандық туф қабатында шөгеді. Формация жабындысы нашар тесіктілігімен
пластта орналасады. Бұл осы тереңдік деңгейіне жеткен Т-22 және Т-31
ұңғымаларында қарастырылады. Октық ярус солтүстікте 170 метр күштіліктен
орталық платформада 210 метрге дейін және одан ары оңтүстікке қарай 250
метрде өзгереді.
І объект анағұрлым бай жыныс үлгісі материалын иеленеді. Т-8, Т-22, Т-
24 ұңғымасының окстық аралығынан алынған жыныс үлгісінің материалында
пакстоун және грейнстоун бар. Сонымен қатар, жыныс үлгісінің материалы
криноидеялармен, брахиподтармен және балдырларға бай.
Карстық жабындының болуы Т-8 және Т-24 ұңғымаларындағы окс ярусының
жабындысының маңында байқалады. Қуысты, кавернозды, жарғақшалы қуыс барлық
окстық ярус бойынша қарастырылады. Жарғақшалардың көбісі ішінара ашық
болады.
Осы коллекторды модельдеу кезінде көп мөлшерді алу мақсатында окстық
ярус эрозиялық стратиграфиялық паралелльді бірікпеу бойынша алты пластқа
(О1-О6) бөлінген.
Октық жиектің орташа қалыңдығы 297 метр.
Серпух ярусы-С1s
Серпух ярусы негізгі қабыспайтын латеритті сланцтрмен жабылады. Бұл
қабыспай бірнеше миллион жылдар аралығында қалыптасқан. сланцтарды пласттау
ГК каротаждық диаграммаларында жарғақты білдіреді. Ярус литологитялық
тұрғыда окстық шөгінділерге ұқсас. Платформаның ішкі бөлінісі бойынша
серпух аралығы төрт отыз метрлік циклден тұрады.
Серпухты аралық криноидті, брахиопоидтты, фораминиферолы пакстоундармен
жабылады. Жекелеген кораллдар бағынышты сипатқа ие, бірақ қазылған серпух
аралығын сипаттайды. Қуыстылық осы аралықтың барлық бөлігі бойынша
таралған. ол жарғақшалы, тесікті қуыс түрінде көрсетілген.
Серпух ярусы төрт зонаға бөлінген (31-34). Олар шөгінді жыныстарының
төрт циклына сәйкес келедк. Өндіру бойынша каротажды мәліметтер тесік
зоналардың ұңғыманың оқпанына флюидтің құйылуын қамтамасыз ететіндігін
көрсеткен. Серпух ярусының орташа қалыңдығы 197 метрді құрайды.
Башқұрт ярусы-С2b
Башқұрт аралығы грейнстоунның балдырлы кешеніне 100 метрге орналасқан.
Ол перм және артиндік аргиллиттермен жабылады. Башқұрт ярусының карбонаты
ұсақ, балдырлармен, ооидтармен, онкоидтармен, жабдықталған. олар 1-2 метр
тереңдікке дейін жіберілген.
Қуыстылығы башқұрт интервалында серпух немесе окстық шөгінділерге
қарағанда анағұрлым тегіс емес.
Деңгейдің белгілері бар корреляция башқұрт аралығында ГК
корреляциясыныда қалыптасқан. Төрт белгі (Б1-Б4) башқұрт аралығында
орналасқан. бұл қабаттар бірқатар ұңғымалар арқылы өткеннен соң пласттың
ауыспалы қуатын байқатады.
Башқұрт ярусының қалыңдығы 204 метрді құрайды.
Пермдік жүйе-Р
Теңіз аумағындағы пермдік жүйенің кесіндісі жоғары артиндік және
кунгурттік яруспен белгіленген.
Жоғары артиндік ярус. Жоғары артиндік шөгінділер Т-1, Т-2, Т-11,Т-15, Т-
33, Т-38, Т-39, Т-41, Т-42, Т-43 ұңғымалары бойынша қазылған және жыныс
үлгісімен сипатталған. Жоғары артиндік ярустың базальды қабаты тас көмірдің
бетінде қалыптасқан. толық кесінді Т-11 ұңғымасымен көрсетілген. Кесіндінің
төменгі бөлігі қара-сұр, тіпті қара микробалшықты әктастардан тұрады. Одан
кейін таза қара түсті әк тастар енеді. Жоғары артиндік ярус кесіндісі
балшықты әк тастармен аяқталады. Т-33 ұңғымасында қара-сұр аргиллиттер,
жіңішке дисперсті, жарықшалы болып көрінеді. Т-38 ұңғымасында қара-сұр
мергелдер көрінеді.
Қалыңдығы 10метрден 150 метрге дейін ауытқиды.
1.4. Тектоника
Теңіз кен орнында шөгінді жыныстардың қазылған қабаты төрттік кезеңнен
жоғары девондық кезеңге дейін шөгінділермен белгіленген.
Шөгінді кесіндіде үш ірі литолого-стратиграфиялық кешен шығарылады:
тұздың асты, ол жоғары девондық-артиндік шөгінділерді енгізеді, тұзды-
кунгурлық, тұздың асты жоғары пермдіктен төрттік кезеңге дейін.
Максималды қазылған тереңдік 6455м құрайды, Т-53 ұңғымасы.
Девондық шөгінділер зерттелу жағдайы бойынша 01.01.93 Волгоград НИПИ
зерттеулеріне сәйкес Т-10, Т-17, Т-22, Т-41 төрт ұңғымада мұнай қазылған.
Олардың қалыңдығы сәйкесінше 38,5,84, 87м. Теңізшевройл БК орындалған
зерттеулермен девондық шөгінділер тек екі Т-10 және Т-17 ұңғымада ғана
қазылған. Т-22 ұңғымасында палеонтологиялық зерттеулер девондық
шөгінділердің болуын білдірмейді. Т-41 ұңғымасы бойынша ешбір түсіндірмелер
келтірілмейді. Бірақ ТШО БК материалдарына сәйкес онда тек тулдық
шөгінділер қазылған.
Төменгі тас көмірлі шөгінділер қалыңдығы 607 м (Т-22), бұл жерде окс
жиегінің қалыңдығы 297 м дейін (Т-22) келтіріледі, және қалыңдығы 197 м
дейін қалыңдықтағы серпух ярус; орта тас көмірлі шөгінділер 204 м дейін
қалыңдықтағы башқұрт ярус көлемінде (Т-40); қалыңдығы 1876 м дейін артин
және кунгур ярусының көлеміндегі төменгі пермдік шөгінділер; 500 м дейін
триастық шөгінділер; 1798 м қалыңдықтағы юра шөгінділері; 2675 м
қалыңдықтағы борлы шөгінділер; 240 м қалыңдықтағы палеогенді шөгінділер
және неогенді және төрттік жүйенің шөгінділері.
Тұзды шөгінділер литологиялық түрде органогенді сипаттағы карбонатты
жыныстар көрсетілген. Тас көмірді қалыптасулардағы артин шөгінділері әк
тастардың сынықтары бар терригенді жыныстар орналасқан.
Тұзды шөгінділердің қалыңдығы 500 ден 1700 м дейін өзгереді.
Тұздың үстіңгі кешенінің шөгінділер Теңіздің терригендік жынысынан
тұрады. Солтүстүктен ол Корольдік бойлықтан бөлінеді, ал оңтүстіктен Култук
террасасымен шектеледі.
Осы зонаның біріктіруші элементі болып девондық және тас көмір
шөгінділері бар карбонаттық платформа табылады. Осы платформа шеңберінде
бұрғылау бойынша анағұрлым ірі және зертелген болып Теңіз табылатын жоғары
амплитудалық карбонатты массивтермен байланысты бірқатар құрылымдар
анықталған.
Карбонаттық шөгінділердің жабындысы бойынша Теңіз көтерілісі 1600 м
амплитудалық 5900 м тұйық изогипс бойынша 33х27 мөлшерлі изометриялық
формасы көрсетеді.
Теңіз тұз асты массивінің құрылысы туралы қазіргі ойлар үш факторлардың
әсерін көздейді: тектоникалық, седиментациялық және эрозиялық. Соның
нәтежиесінде кунгур-артиндік шөгінділер әртүрлі жастағы карбонатты
қалыптасулар орта тас көмірден девондық кезеңге дейін жабады. Осылайша,
құрылымдық карта гидродинамикалық бірыңғай табиғи резервуардың беткі жағын
көздейді.
Құрылым жазық және кең бөлігін иеленеді және эрозиялық зоналарда
батады.
Тулдық және девондық шөгінділер кіретін екінші объектінің жоғарғы
қабаты негізінен тулдық жиеліктің жабындысын көрсетеді. Міне сондықтан да
ол анағұрлым жайпақ болады, ал анағұрлым ауыр бөліктерінде бірінші
объектінің жоғарғы қабатын толығымен қайталайды.
Осы жобалануларға қарағанда, сәйкес платформалық бөліктер мен оның
борттарында бұзу құрылыстары жүргізілмеген. ТШО БК мамандарының жобалауы
бойынша Теңіз құрылымы елеулі түрде платформа шеңберінде де борттық
бөліктерде де дизъюнктивтік бұзбалар күрделендірілген.
Мұнай кені бар Теңіз табиғи резервуары кесінді бойынша ТШО башқұрт,
серпух және окстік шөгінділері бар 1 қалыңдыққа, тульдық және анағұрлым
ерте карбон шөгінділері бар 2 қалыңдыққа, және девон жәнетөменгі және
карбонатты бөліктерге бөлінген 3 қалыңдыққа бөлінген. Қазіргі таңда 3
қалыңдықтағы карбонаттық бөлігі қазылған.
Ауданы бойынша құрылым қатысты орталық бөлігі түсіндірілетін
платформаға бөлінген.
Массивтің орталық бөлігінде ұңғымамен қазылған кесінділер Ресейдің,
Қазақстанның және ТШО БК мамандарымен бірдей корреляцияланады. Борттық және
борттан тыс бөліктеріндегі кесінділер әртүрлі. Ол карбонаттық құрылыстың
қалыптасуына әртүрлі көзқарастарымен байланысты. Сәйкесінше оның
морфологиясымен де байланысты.
ТШО БК жобаларына сәйкес кесінділер платформаның солтүстікғ батыс және
шығыс борттарының карбонаттық құрылысты бөліп жібереді.
Теңіз кен орнының өнімдік шөгінділерінің жыныстары органогенді,
органогенді-детриттік, оолиттік әк тастары белгіленген.
Интенсивті жарықшақтың дамуының нәтежиесінде өнімдік қалыңдықты
бірыңғай дидродинамикалық байланған резервуар ретінде қарастыру керек.
Өнімдік қалыңдық жынысының бос кеңістігі тесіктермен, жарықшақтармен
белгіленген. Ол коллекторды әртүрлі күрделі типтерге жатқызуды анықтайды.
Ол бос кеңістіктің әртүрлі түрлерінің арақатынасына байланысты болады.
Тесіктердің әртүрлі қабысуында мұнай үшін филльтрациялық ортаның және
сыйымдылық параметрін өзгерту бойынша олар коллектордың үш тобына:
жарықшақтық, тесік-жарықты, жарықты-тесікт топқа біріктірілген.
Коллектордың бұл типизациясы 1983 жылы жүргізілген және өзінің көрінісін
барлық зерттеулерде тапты.
1.5 Мұнайгаздылық
Кен орнының құрылымы орта және төменгі карбонның шөгінділері қалыңдығы
бойынша өте күшті өзгерістерге ұшырайды.
Т-10 ұңғымасы дәлелденген өнеркәсіптік мұнайгаздылықтың төменгі
шекарасын көрсетті (5410 м – сусыз мұнай алудың ең төменгі белгісі).
ВНК 5960 м төмен емес белгіде орналаса алатындығы жобалануда.
Сейсмикалық зерттеулердің мәліметі бойынша Теңіз және Корольдік кен
орындарын бөліп тұратын эрозиялық кескіннің ықтимал тереңдігі 5960 м
құрайды. Жобаланған кескін тереңдігі Теңіз кен орнының шөгінділерінің
максималды тереңдігінің таралуын бақылау ретінде қарастырылуы мүмкін.
Шөгінді физикалық ВНК-ны иеленбеуі де ықтималды вариант болып табылады. Ал
ол жыныс коллекторларының өнімділік қабатының төменгі бөлігінде болмауы
нәтежиесінде тұйық болып қалып отыр. ВНК шөгіндінің перифериясы бойынша
солтүстік-шығыс және оңтүстік-батыс бөліктерінде тесік коллекторлардың
болуының ықтималдығымен түсіндіріледі.
Теңізшевройл БК ВНК жағдайында 5450 м белгіні қабылдайды. Ол қазіргі
таңдағы кен орнынан мұнай алудың анағұрлым төменгі белгісінен 40 м төмен.
Бұл жобалау Корольдік кен орнымен гидродинамикалық тепе-теңдікке
негізделген. Онда ВНК бекітілмеген, бірақ судың ең жоғарғы деңгейі 4922 м.
Теңіз кен орны үшін ВНК қысымның градиенттерінің экстраполяциялық жолымен
есептелінген.
ВНК кескінде бөлінген есепке алынған объектілер үшін бірыңғай болып
табылады. Өйткені шөгінді массивті болып табылып, коллекторлардың әртүрлі
типтерінің арасында гидродинамикалық байланыс жүзеге асырылады.
Жүргізілген зерттеулермен көрсетілгендей, карбонаттық кешеннің
қалыңдығы коллектор болып табылады. Ал қосымша жүргізілген жұмыстан кеін
мүмкін эксплуатацияның І және ІІ объектілері арасындағы бөлім болып
қарастырылатын тульдік және окстік шөгінділердің шекарасындағы туффиттік
қабат оған енбейді.
І объекті туралы башқұрт, серпух, окстік шөгінділерді қазған 16 ұңғыма
бойынша қарастыруға болады.
Өндірудің ІІ объектісі бірегей ұңғымаслармен қазылды. Сонымен қатар
жекелеген ұңғымалар осы объектінің жас шамасы бойынша әртүрлі бөліктерін
қазды. Ал ол өз кезегінде объекті бойынша жалпы өнімділік қабатына баға
беріге мүмкіндік туғызбайды. Т-22 ұңғымасында ІІ объектінің максималды
қалыңдығы ІІ және ІІІ топтағы коллектормен қазылған, ал Т-24 және Т-41
ұңғымаларында қазылған қалыңдықтан 210-225 м де бұл коллекторлар
қалыңдықтың 95 пайызын құрайды.
Гипровостокнефть (60 аса сынақ) институты мен Корлабораториз қазіргі
заман технологиясының Орталығымен (6 сынақ) орындалған пласттық және газсыз
мұнайдың сынақтарын зерттеуінің нәтежиелері бойынша алынған мұнай мен
газдың құрамы мен қасиеттерінің сипаттамасы. Пласттық мұнайдың негізгі
қасиеттері кестеде көрсетілген.
1-кесте Теңіз кен орны мұнайының қасиеттері
Көрсеткіш Көлемі
Мұнйдың тығыздығы 797 кгм3
Коллектордың алғашқы қысымы(4250м) 80,8 МПа
Ерітілген газдағы газдық фактор 450 м 3м3
Сыйымдылық қысымы 24,7МПа
Пласттық көлемнің коэффициенті 2,306
Мұнайдың жабысқақтылығы 0,12 мПа.с
Пласттық мұнайдың алынуы ұңғыма аузында жүргізілсе де қысым сыйымдылық
қысымынан асып түседі. Бұл екі флюид бір фазалы жағдайда екендігін
көрсетіп, пласттық флюидке сәйкес келеді.
Пласттық мұнайды барлық сынақ бойынша зерттеу кезінде зерттеліп отырған
ұңғыманың перфорациясының тереңдігіндегі термобарикалық жағдайлар
ескерілмеген. Олар пласттық температура мен қысымның орташа мәндері ретінде
қабылданды. Сондықтан да пласттық мұнайдың алынған параметрлері пласт
бойынша корреляцияланған жоқ. Мұнайдың құрамы мен қасиеттерінің өзгерісі
шамалы, ол 1000м астам мұнай пластының қалыңдығын иеленетінірі кен
орындарына тән емес.
Пласттық қысымның төмендеуі пласттық жүйенің термодинамикалық тепе-
теңдігінің бұзылуына әкеліп соқтырады. Ол өз кезегінде мұнай өндірудің
дәрежесіне байланысты қысымдылық, көлемдік коэффициент және тығыздығы
секілді пласттық мұнайдың параметрлеріне анағұрлым көп әсерін тигізеді.
Кеінгі кездері ерітілген газдағы күкіртті сутектің көлемінің ұлғаю
қарқыны байқалуда. Мамандар бұны пласттық мұнайдағы пласттық қысымның
төмендеуі кезінде күкіртті сутектің жыныс шөгіндісінде сорбирленген
процессі мен суда ерітілген мүмкін процессімен салыстырады.
Теңіз кен орнын өндіру процессінде термобарикалық шөгінді жағдайы
өзгеретін бірнеше сатылардан өтеді. Олардың нәтежиесінде оларды флюидпен
толтыратын физико-химиялық қасиеттері жүзеге асырылады. сондықтан да мүмкін
өзгерістерге жол бермеуді болжауға болатын және осымен байланысты мұнай мен
газ өндірудегі қиындықтарға жол бермеуге болатын мұнай мен газ құрамы мен
қасиетіне тұрақты бақылау жасау жүзеге асырылуы тиіс.
1.6 Су сақтағыштық
1-2 метрлік тереңдікке енген ойыс жерлердің сулары 116-196гл
минерализацияны иеленеді. судың типі хлоридно-магнилік, йод пен броның
құрамы 10 мгл дейін.
Альбсеноманский жиегі 107-125 гл минерализациялық суды құрайды.
Олардың деңгейі жердің қабатынан төмен белгіленеді. Судың типі хлоридті-
кальцилі. Ол осы жиек орналасқан күрделі су алмасудың анағұрлым жабық
жағдайын білдіреді. Йодтың құрамы 4-5 мгл, бромның құрамы 230-304 мгл.
Жыныстың тұздық үстіңгі қабаты кешенінің анағұрлым терең жиегіндегі
сулар ( борлы, юралы, пермотриастық), 2700 м ден 3500 м дейінгі тереңдікте
жатқан, көрші ауандармен (Кеңқияқ, Боранқұл) ұқсастық бойынша хлоридтік-
кальцилік және хлоидті-магнилік типтерінің жоғары минерализациясын (230-260
гл) күтуге болады.
Т-9 және Т-14 ұңғымаларындағы қазылған ерте линзалар жоғары тауға жақын
пласттық қысым иеленеді: Т-9 ұңғымасында 3559 метрлік тереңдікте қысым 7,5
МПа құрады. Тұздықтың тығыздылығы 232 кгм дейін жетті, тұздың мөлшері 320-
327 гл құрады. Олардың құрамы хлоридті кальцилі және хлоридті-натрилі.
Йодтың құрамы 38-44 мгл, хромның құрамы 52-800 мгл. Сынақта күкірт
сутегінің болғандығы байқалды. Бірақ, одан үлгі алынған жоқ. Сондықтан да
оның сандық сипаттамасын беруге болмайды.
Тұздың астыңғы палеозойлық шөгінділерінде Қаратон ауданының ұқсастығы
бойынша хлоридті-кальцилік және хлоридті-магнилік типтегі жоғары
минерализацияланған сулар кездеседі. 230 гл дейінгі минерализация
күкіртті сутектің және көмір қышқылының елеулі мөлшері бар көмір сутектік
газбен толтырылған. Әртүрлі типтегі тығыз судағы шөгіндінің 60 тан 100 гл
дейінгі минерализация мен Архан кен орнының тас көмірлі шөгінділерінде
бекітілген йод пен бромның концентрациясымен байланысу мүмкіндігі де жоққа
шығарылмайды.
Тұздың үстіңгі кешенінің жер асты суларындағы йод пен бромның
концентрациясы 700 м бастап және әртүрлі тұзды шөгінділердің линзаларында
өнеркәсіптікке сәйкес келеді. Бірақ, оларды алудың тұрақтылығы мүмкін емес,
өйткені су сақтағыш жиектердің өнімділігі туралы мәліметтер жоқ.
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Кен орнын өндірудің жағдайы
Теңіз кен орны тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіріске (ТӨӨ) 1991 жылдың
сәуір айында Гипровостокнефть институты жасаған және 1986 жылы КСРО
Мұнайөнеркәсіпшілігі Министрлігінің 1226 хаттамасымен бекітілген
технологиялық схемаға сәйкес енгізілді.
1999 жылдың наурызынан қазіргі таңға дейін кен орнын өндіру
НИПИмұнайгаз институтымен орындалған және ҚР ӨОК бекіткен тәжірибелік-
өнеркәсіптік өндіру жобасына сәйкес жүзеге асырылады.
Осы жобамен кен орнының өнеркәсіптік-тәжірибелік өндіруі 2002 жылдың
аяғына дейін көзделген. Оның мақсаты болып бағалау-эксплуатациялық
ұңғымалармен бұрғылау арқылы кен орнының кескіні және ауданы бойынша
коллекторлар мен флюидтердің қасиеттерін одан ары қарай зерттеу болып
табылады. Жобаға сәйкес ТӨӨ кезеңінде 21 ұңғымамен бұрғылау көзделген,
сондай-ақ 9 бұрғыны (28, 29, 31, 38, 41, 42, 45, 109, 1101) консервациялау
және 9 ұңғымамен бұрғылау арқылы тереңдету (14, 17, 30, 47, 70, 108, 118,
125, 220) көзделген.
ТӨӨ жобасы бойынша екі эксплуатациялық объектілер бөлінген: І объекті-
башқұрт, сепух және окстік стратиграфиялық кешендер; ІІ объект – тәльдік
және девондық стратиграфиялық кешендердің шөгінділері. Сетканың тығыздығы
200 гаскв бар ұңғыманы орналастырудың бірыңғай квадраттық жүйесі
жобаланған. Ұңғыманы эксплуатациясының коэффициенті-0,88; пайдалану
коэффициенті-0,809. Барлық қарастырылған объектілердегі шөгінділер қатты-
тұйық режимде өндірілуде. Қағидалық ереже бойынша өндіруді жобалаудың
Регламентіне сәйкес ұсынылатын вариант 1986 жылғы өндірудің технологиялық
схемасының бекітілген вариантына сәйкес келеді. Сонымен қатар, өндірудің
фактілі түрде қалыптасқан жүйесін ескереді. Технологиялық схемаға сәйкес І
объектінің өндірілуі қатты-тұйық режимде, ерітілген газ және су құбырлы
режимде жүзеге асыру қарастырылған. ІІ объект бойынша көрсеткіш есебі тек
қатты-тұйық режим мен ерітілген газ режимінде өндіру кезінде ғана
орындалған.
Кейінгі үш жыл ішіндегі жобалық және фактілі түрдегі көрсеткіштерді
салыстыру 2000-2002 жылға арналған 2.1 кестесінде көрсетілген. Ұңғымала
қорларының шамалы айырмашылығында жыл сайын мұнай өндірудің фактілік
жағдайы жобаны басып озды. Жыл бойынша айырмашылық сәйкесінше 12,8(, 4,5 (,
11,6( құрады. Мұнайдың алғашқы алынған қорларының ірі көлемінде өндіру
бойынша абсолютті мәнде шамалы деп санауға болады, Өйткені фактілік және
жобалық алудың жылдық қарқыны тәжірибеде сәйкес келеді. 01,01. 03 жылға
мұнайдың жиынтық фактілі түрде алынуы жобалық түрден тек 1,4 ( асырады.
Жылдық алудың өсімі мұнайдың анағұрлым жоғары фактілі орташа дебиттерімен
қамтамасыз етілген. Ал ол өз кезегінде кен орныныдағы құйылу
қарқындылығымен түсіндіріледі.
2.1 кесте- Кен орнын өндірудің жобалық және фактілік көрсеткіштерін
салыстыру
2000ж 2001 ж 2002 ж
Көрсеткіштер
Жоба Факт жоба факт Жоба факт
Мұнай өндіру 8500,9 9586,6 10046,410499,4 11062,5 12494,1
барлығы, мың.тжыл
өтпелі ұңғыма 7345,2 9451,8 8963,8 9985,7 9995,7 12022,8
Жаңа ұңғыма 1155,7 134,9 1082,6 514,0 1066,8 471,3
Мұнай өндіру, мың 40895,839997,5 50942,150496,8 62004,7 62990,9
т
Мұнай газын өндіру4395,0 4919,1 5194,0 5530,6 5719,3 1235,0
Сұйық өндіру 8500,9 9586,6 10046,410499,4 11062,5 62847,0
Сұйық өндіру 40895,839997,5 5194,0 50496,8 5719,3 6526,9
Алу қарқыны 0,7 0,8 0,8 0,9 1,0 1,1
Жылдық сулану - - - - - -
Су тарту
Толастаған
Бұрғылау 6,0 10 43
өндіру ұңғымаларын
енгізу 10 2 8 5 8 3
2.1 кестенің жалғасы
2000 ж 2001 ж 2002 ж
Көрсеткіштер
жоба факт жоба факт жоба факт
Ұңғыманың шығуы,
дана
С.ішінде тартуға
ұңғыма қоры 5951 4943 6757 5448 7564 5954
Механика-ған - - -
Жаңа 10 2 8 5 8 3
қозғаушы ұңғыма
Орта тәулік.дебит
504,575670,5529525882,716,2 873 535,1870743,1730
4 ,7 9
Сұйықтық 504,575670,5529525882,716,2 873 535,1870743,1556
4 ,7 9
Орташа қабылдауы
қабатты қысым
Газдық фактор 517 513,1 517 526,8 517 528,5
2.1.1 Ұңғымалардың қорының динамикасы
01.01.2003 жылғы жағдай бойынша кен орнында 107 ұңғыма бұрғыланған.
Ұңғымалардың фактілі түрде қалыптасқан сеткасы 200 гаскв тығыздылығын
иеленеді. Кей жерлерде сетка 50 гаскв дейін тығыздалған. Кен орнының
маңызды аумағы бұрғылынумен қамтылмаған.
Эксплуатациялық қор 59 ұңғыманы құрайды. Қазіргі таңдағы қорда 54
ұңғыма бар. Олардың ішінде өнім беретін 45 ұңғыма, ал 9 ұңғыма уақытша
тоқтап тұр. Істеп тұрған қорда 5 ұңғыма тіркелген. Олардың бір ұңғымасы (Т-
106) КРС-те, ал КРС күтіп үш ұңғыма (Т-11, Т42, Т-318) тұр, ал біреуі
кәсіпшілік желісінде (Т-123). Бұрғылауда 5 ұңғыма (Т-46, Т-4346, Т-5853, Т-
5059, Т-6261), ал консервацияда 27 ұңғыма тұр. Ал сынақта Т-7252 ұңғымасы
тұр.
Ликвидацияланған қорда 14 ұңғыма тұр. Бұрғыланғандар қатарына сондай-ақ
бақылау ұңғымасы Т-100 кіреді. Қордың сипаттамасы 2.2 кестесінде
көрсетілген.
Барлық ұңғымалар атқылау тәсілімен пайдаланылады.
Эксплуатацияның объектілері бойынша ұңғымаларды бөлу келесідей көрініс
табады: І объектіде 47 ұңғыма жұмыс істейді, І+ІІ объектілері бірігіп 6
ұңғыманы пайдалануда(6, 44, 43, 463, 5056, 5857) және ІІІ объектіде- бір
ұңғыма т-10 жұмыс істейді. Бірақ, ұңғымалардағы эксплуатация объектілерін
қазу жағдайын қарастырған кезде І объектіде 37 ұңғымада толық
қазылмағандығы байқалған (11 ұңғымада тек башқұрт жиегі пайдаланылған, ал 6
ұңғымада серпух, ал 3 ұңғымады окстік, 12 ұңғымада башқұрт және серпух, 5
ұңғымада башқұрт жиегі қазылмаған).
2.2 кесте – 01.01.2003 жыл жағжайына ұңғыма қорының сипаты
Атауы Ұңғыма қоры сипаты Ұңғыма саны
І ІІ ІІІ
Бұрғыланған 100 8
Ұңғымаларды өндіретін қор
Басқа жиектен
қайтарылған
Барлығы 100 8
Соның ішінде:
Істеп тұрғаны 53* 7*
Олардың атқылауы 53 7
ЭЦН
ШГН
Компрессорсыз газлифт
Ішкі ұңғымалық газлифт
Істемей тұрғаны 5 - 5
Консервациядағы
Тартуға ауысқаны 27 - 27
Бақылаудағы
Жойылуды күтіп тұрғаны
Жойылғаны 14 14
Бақылаудағы 1 1
Бұрғыланғаны
Айдау ұңғымаларының қоры
Басқа жиектен қайтқаны
өндірілгеннен ауысқаны
Барлығы
2.2 кестесінің жалғасы
Атауы Ұңғыма қорының сипаты Ұңғыма саны
І ІІ ІІІ
Соның ішінде:
Айдауда
Істемей тұрғаны
Бұрғылаудан кейінгі игеру
Консервациядағы
Мұнайды өңдеуде
Басқа жиекке
ауыстырылғаны
Сузаборлы
Жойылғаны
Бұрғыланғаны
Басқа жиектен қайтқаны
өндіруден ауысқаны
Барлығы
Соның ішінде:
Істеп тұрғаны ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
МАЗМҰНЫ 1
Кіріспе 4
1. ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 5
1.1. Кен орны туралы жалпы мәліметтер 5
1.2. Кен орнының геологиялық зерттелуі мен өңделу тарихы 8
1.2. Стратиграфия 11
1.4. Тектоника 16
1.5 Мұнайгаздылық 19
1.6 Су сақтағыштық 22
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 24
2.1 Кен орнын өндірудің жағдайы 24
2.1.1 Ұңғымалардың қорының динамикасы 27
2.1.2 Мұнай өндірудің динамикасы 31
2.1.3 Пласттық қысымның динамикасы 33
2.1.4 Пласттан мұнай қорын өндірудің анализі 41
2.2 Ауызғы және ішкі ұңғымалық құрал-жабдықты, ұңғыманы пайдаланудың
ұсынылған тәсілдерін таңдау негізі 43
2.2.1 Атқылау эксплуатациясы кезіндегі құрал-жабдықтар 46
2.3 Тауарлық кондицияға дейін мұнай мен газды жинау, транспорттау және
дайындау жүйесіне қойылатын талаптар 47
2.3. 1 Объектінің жалпы сипаттамасы 48
2.3.2 Дайын өнімнің бастапқы шикізатының, реагенттердің және көмекші
материалдардың сипаттамасы 49
2.3.3 Технологиялық процесстің көрінісі 51
2.3.3.1 Зауыттық манифольд 52
2.3.3.2 Ұңғыма ауызы 53
2.3.3.3 Топтық Өлшеу Қондырғылары 54
2.3.3.7 Қысым режимі 57
2.3.3.8 Жұмыс температуралары 57
2.4. Мұнай мен газды тауарлық кондицияға дейін дайындаудың технологиялық
схемасының көрінісі 58
3. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 70
3.1. Кәсіпорынды нығайтудың экономикалық көрсеткіштері. 70
3.2. Жылдық өндірістік шығындарды есептеу 73
Шараны енгізудің технико-экономикалық анализі, ұсынылған вариантты таңдау
негізі 80
4 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 83
4.1 160-200 құрылғысындағы қауіпті және зиянды факторлардың анализі 83
4.1.1 Адам ағзасына заттардың улы әсерінің сипаты. Қауіпсіздік шаралары 85
4.1.1.1 Күкіртті сутек 85
4.1.1.2 Көмір сутекті газдар 87
4.1.1.4 Көміртегінің қос тотығы (көмір қышқыл газы) 88
4.1.1.5 Азот 89
4.1.1.6 Метанол 89
4.1.1.7 Ингибиторлар 90
4.2 200 құрылғысының жұмысының беріктігі мен қауіпсіздігін қамтамасыз
ететін қорғаныс шаралары 95
4.2.1 Еңбекті қорғау бойынша ұйымдастыру шаралары 95
4.2.2 Техникалық шаралар 96
4.2.2.1 Жеке және ұжымдық қорғаныс құралдары. 96
4.2.2.2 Жұмыс орындарындағы жарықтанудың және шудың деңгейі.
Жарықтандыру 97
4.2.2.3 Сигнализация 99
4.2.2.4 Вентиляция 99
4.2.2.5 Азот пен газдарды табу жүйесі 100
4.2.2.6 Статистикалық электр 101
4.3 160-200 құрылғыларындағы авариялық жағдайлардың алдын алу мен жою
102
4.3.1 Электрэнергиясын беруді тоқтату 103
4.3.2 Шикізатты беруді тоқтату 105
4.3.3 Буды беруді тоқтату 105
4.3.4 Құрал-жабдықтарды герметизациялау 106
4.3.6 Ыстық технологиялық суды беруді тоқтату 107
4.3.7 Техникалық суды беруді тоқтату 108
4.3.8 Құрылғыдағы өрттің пайда болуы 108
Терезені сындыру арқылы нүктелік бекеттер 109
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 111
5.1 Теңіз кен орыны аумағының табиғи-климаттық сипаты 111
5.2 Атмосфераны ластаудың көзі ретіндегі кәсіпорынның сипаты 112
5.3 Құрал-жабдықтардан атмосфераға зиянды заттарды тастаудың параметрлері
114
5.4 Өндіру объектілерінің атмосфералық ауаны ластауының үлесін бағалау
116
5.5 Сейсмикалылық пен шөгу мәселесі 116
5.6 Жер қыртысының және топырақтың қазіргі таңдағы жағдайы 117
5.7 ТШО біріккен кәсіпорнындағы қалдықтарды жинау мен алып тастауды
ұйымдастыру 118
5.8 Судың қазіргі таңдағы жағдайы 120
5.9 Жер ресурстарын қорғау 126
5.10 Қоршаған ортаның жағдайына бақылау жасау. 128
Кіріспе
Теңіз кен орны 1979 жылы ашылған. 1981 жылы Т-1 Теңіз ұңғымасы сынақ
кезінде алғашқы мұнайын берді. Бұл 1,25 млрд. тонна алынған көмірсутекті
шикізат қорының кен орнын өндіруге жол ашты. Қазіргі таңда (Теңізшевройл(
біріккен кәсіпорыны кен орнының операторы осы жылы жазылатын өңдеу
Жобасында соңғы баға мен қайта есептеуді жүргізуде.
( Теңізшевройл( БК 1993 жылы 6 сәуірде Қазақстан Республикасы мен
(Шеврон( корпорациясы арасындағы меморандумға қол қоюдың нәтежиесінде
құрылды. Қазіргі таңда біріккен кәсіпорынның қатысушылары болып (Шеврон-
Тексако( корпорациясынан басқа ҚР атынан (Қазмұнай( ҰМК, “Эксон-Мобил, Лук-
Арко компаниялары табылады.
Теңіз кен орны мұнай қорының көлемі бойынша Қазақстан Республикасындағы
бірегей кен орны болып табылады. Өйткені бұл кен орнында күкіртті сутек пен
көмірқышқыл газының қоспаларының флюид қабатындағы мөлшері ауытқулы
болғандықтан, мұнай кәсіпшілігінің құрылысы мен құрал жабдықтарының жоғарғы
эксплуатациялық беріктілігін қамтамасыз етуге жоғары талаптар қойылады.
Осы бітіру жұмысында ұңғыма өнімін жинау мен дайындаудың мәселелері
қарастырылады. Теңіз кен орны үшін жинау жүйесі технологиялық процесстің
арнайы талаптарына сәйкес жобаланған және газды қайта өңдеу зауытының
технологиясымен өте тығыз байланысты.
1. ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1. Кен орны туралы жалпы мәліметтер
Теңіз кен орны Каспий теңізі маңы ойпатының оңтүстік-шығыс бөлігінде
орналасқан және әкімшілігі бойынша Атырау облысы, Ембі ауданы, Қаратон
округіне бағынады (1сурет). Ол Каспий теңізінің акваториясынан тікелей
қашықтықта (15-30 км) Атырау облысының шөлді жазық даласында орналасқан.
ТШО БК аумағы 400-ге жуық жерді алып жатыр.
ТШО біріккен кәсіпорнының қызметінің қандай-да бір мөлшердегі әсер
етуіне тап болатын жақын елді мекендері болып Қаратон поселкесі (кен
орнынан солтүстүкке қарай 35 км) және Сарықамыс поселкесі ( оңтүстік батыс
бағытында 25 км) табылады.
Теңіз кен орны бассейн жиегі бойынша әртүрлі тереңдікте табылған ірі
карбонатты құрылыстың бірқатар жүйесін білдіреді.
Ауданның климаты- жауын-шашынның жылдық мөлшері 150мм болатын мезгілдік
және тәуліктік температураның ірі ауытқулары бар, құрғақ және ыстық жазды
қатал континентальды болып келеді.
Қысы (желтоқсан-қаңтар) әлсіз суық, аз қарлы, көбіне жауын-шашынды ауа
райы болады. Ең қатты суық ай ол қаңтар айы. Ең қарлы күндері қардың
жамылғысының биіктігі 5 см аспайды. Жауын-шашынның жоғарғы мөлшері
желтоқсан айында болады (12 см дейін). Тұманды күндердің саны 4 айға дейін.
Көктем ( наурыз-сәуір) күндізгі және түнгі температураның түсуімен,
ыстық жазға тез ауысуымен (ауа температурасы күндіз +5-+12 С, түнде –2 – 6
С) ерекшеленеді. Тұманды күндердің саны 10 айға дейін.
Жазы (мамыр-қыркүйек) құрғақ және ыстық, ауа райы ашық болады. Күндіз
ауа температурасы +25-+30 С (максималды температура 45 Сдейін), түнде +11-
+15 С. Ең ыстық ай шілде. Жауын-шашынның анағұрлым көп мөлшері мамырда
түседі (56 мм дейін), анағұрлым аз мөлшері шілдеде (8 мм дейін) түседі.
Жауын-шашын көбіне уақытша жауын-шашын түрінде түседі. Ол көбіне маусымда
орын алады. Жүйелі түрде құрғақшылық орын алып отырады. Оның қайталануының
ықтимлдылығы 20-25 пайызды құрайды.
Күзі (қазан-қараша) алғашқы жартысында жылы, аз бұлтты болады. Жауын-
шашын сіркіреген жаңбыр, кейде қар түрінде түседі. Күндізгі ауа
температурасы +10 С- +16 С. Тұманды күндер саны айына 3 дейін. Жыл бойына
көбіне солтүстік шығыстық және шығыстық желдер орын алады. Көктемде және
жазда солтүстік батыстан жел соғады. Ол көбіне Сарықамыс поселкесіндегі ауа
райын ластайды. Желдің жылдамдығы 4 мс дан 10 мс дейін. Қыста 15 мс
дейін жылдамдықтағы солтүстік – шығыстан күшті жел тұрады.
Атмосфералық жауын-шашын жыл мезгілдері бойынша тең болып бөлінбейді.
Көбіне ол қыстық-көктемдік мезгілге сәйкес келеді, ал маусым айынан қазан
айы аралығында жауын-шашын тіпті жаумайды да. Жауын –шашынның анағұрлым көп
мөлшері желтоқсан мен қаңтар айына сәйкес келеді.
Кен орнына республикалық маңызы бар Құлсары-Сарықамыс асфальттелген
авто жолы қабысады. Бұл жол қауіпсіздік мақсатында кен орнынан шығарылған.
Қазіргі таңда Құлсары-Қаратон жол айрығындағы жолдың бөлігінің қайта
құрылысы жүргізілуде. Басты трассадан басқа кәсіпшілікте қара және
асфальттелген жолдардың желісі дамытылуда.
Теңіз кен орнынан солтүстік батысқа қарай 110 км қашықтықта Мақат-
Бейнеу темір жолы өтіп жатыр. Жақын орналасқан темір жол станциясы Құлсары.
Аудан аумағынан Ақсарай-Атырау-Қандыағаш бір рельсті темір жол желісінің
учаскесі өтіп жатыр, сондай-ақ Құлсары-Теңіз кен орны темір жолы құрылысы
салынып, пайдалануға берілді.
Әуе кемесіне жергілікті үш: Құлсары, Қаратон, Сарықамыс әуе желісінің
классификацияланбаған әуе жайларында қызмет көрсетілуі мүмкін. сонымен
қатар Теңіз вахталық поселкесінде қону алаңы бар.
Жылыой ауданының, сондай-ақ ТШО вахталық поселкесінің елді мекендерінің
шаруашылық-тұрмыстық қажеттіліктері үшін сумен қамтамасыз етілу Волга
өзенінен Құлсары поселкесінің су тазалайтын құрылысы арқылы құбыр арқылы
жүзеге асырылады. Газды қайта өңдеу зауытының өндірістік қажеттіліктері
үшін сумен қамтамасыз ету Астрахань-Маңғышлақ техникалық суының су тасуынан
жүзеге асырылады.
Жылыой ауданының елді мекендерін электрмен жабдықтау Атырау ТЭЦ және
Құлсары ТЭЦ арқылы жүзеге асырылады. Теңізшевройл БК электр энергиясы
өндірістік объектілерге берілетін газ құбырлы станциясын пайдаланады.
Теңіз кен орнының мұнайы 5 технологиялық желісінде мұнайды жылына 12,4
млн. т. дан 14,4 млн.т. дейін өндіруді қамтамасыз ететін газды қайта өңдеу
зауытына түседі. Тауарлы мұнайдың өндірісі және газды қайта өңдеу кешенді
технологиялық желістермен қамтамасыз етіледі.
2010 жылы газ шикізатын бұрғылаудың (3ГС-1 және 3ГС2) жобасын нәтежиелі
жүзеге асыру кезінде зауытты одан ары кеңейту мен мұнай өндіруді жылына 16
млн.тоннаға дейін ұлғайту көзделуде.
Ауданның аумағындағы қашықтығы 1500 км астам құбыр желістері келесі
бағыттарды иеленеді:
- Орта Азия-Орталық магистральды газ құбыры;
- Теңіз-Құлсары-Атырау-Новороссиск (КТК) мұнай құбыры;
- Өзен-Құлсары-Атырау-Самара мұнай құбыры;
- Қаратон-Қосшағыл-Құлсары-Орск мұнай құбыры.
Жергілікті тұрғын халық негізінен мал шаруашылығымен, мұнай газ
саласындағы жұмыспен және балық аулаумен шұғылданады.
Ауданда тұщы су атымен жоқ.
1.2. Кен орнының геологиялық зерттелуі мен өңделу тарихы
Теңіз кен орны 1-ші ұңғымадан мұнай алу арқылы ашылған. Ұңғыма
тәулігіне 115 м3 берді. Ол құрылымның құрама бөлігінде орналасқан.
Құрылымның өзі 1973-1975 жылдардағы сейсмобарлау жұмыстарымен анықталған.
Теңіз кен орнының геологиялық үлгісі стратиграфикалық корреляцияның
зерттеуіне, коллектордың литофациясына және де коллектордағы диагенез
процессін зерттеуге негізделген. Қазіргі таңда Теңіз коллекторы Кариб
бассейніндегі акваториде орналасқан Кайос және Багам аралдарындағы
құрылымға ұқсас карбонатты платформа секілді көзделеді. Теңізді алғашында
кең карбонатты шельфтің эрозиялық қалдығы деп сонымен салыстыратын.
1950 км сейсмикалық профильді құрайтын сесмикалық мәліметтер
сейсмикалық жазбалардың қағазды үлгісінен қайта форматталып, Ландмарк жұмыс
станциясына енгізілді. Ол кен орнын алғашқы сейсмикалық карталауды
жүргізуге мүмкіндік берді. 80 ұңғыманың оқпаны сейсмикалық мәліметтерге
нәтежиелері 1994 жылдың басында күрделі жөндеуге жататын 6 ұңғымада
жазылған жаңа жедел атуды қолдана отырып жобаланған. Ұңғымалардың оқпанының
жоғарғы бөліктері сейсмикалық профильдерге байланысқан. Осылайша,
коллектордың 4 жиегіне траверстік желілерді құруға, башқұрт ярусынының
жабындысы үшін (1 объект), вулкандық шөгіндінің жабындысы үшін (2 объект),
девонның карбонаттық жынысы үшін (3 объект), сондай-ақ девонның терригендік
жынысының жабындысы үшін (3 негізгі объект) траверсті желілерді құруға
мүмкіндік туды. Алынған мәліметтерге сүйене отырып, өзіне барлық
сейсмикалық мәліметтерді және ұғңыманы бақылау бойынша ақпаратты игерген
тереңдіктің картасы жасалды.
Сейсмикалық мәліметтер Теңіз кен орнын өңдеудің әртүрлі фазаларында
оның ауданында жетпісінші және сексенінші жылдары жазылды. 1982 жылы 3х1,5
км тік бұрышты сетка бойынша 24-дүркін сейсмикалық түсірілім жүргізілді.
Профильдің жалпы ұзындығы 640 км құрады. Бұл жұмыстар 1985 жылы
толықтырылды.
1993-1994 жылдары күрделі жөндеу бойынша бағдарлама жарылғыш
материалдарын пайдалану арқылы бірқатар жаңа зерттеулерді көздейді.
Атқылаудың жаңа көздері Т-4, Т-7, Т-8, Т-21, Т-104 және Т-111 ұңғымаларында
жазылды. Оның ара қашықтығы 100 метрлік аралықты құрайды.
Теңіз бойынша сейсмикалық интерпретация бірнеше сатылардан өтті. Оның
негізгі бағыттары:
- негізгі сынықтың интерпретациясы;
- барлық ұңғымаларға байланысқан шағын сынықтарда көрінетін коллектордағы
жиектерді іздестіру;
- карта бойынша сынықтарды байлау;
- полигон қалдықтарын картада көрсету.
Қалдықтарды бағалау мақсатында Теңіз кен орнының аумағында төрт:
башқұрт ярусының жабындысы, вулкандық шөгінді материалдарының жабындысы,
девонның карбонаттық жынысының жабындысы және девонның терригендік
шөгінділерінің үздіксіз жиегі түсіндірілді. Сейсмикалық мәліметтер бойынша
башқұрт ярусының жабындысы (1 объект) ең жақсы көрінетін жиек болып
табылады. Көріністің сейсмикалық пакеті платформада екі жақты жүгіру уақыты
бар шамамен 2-4 сек байқалатын секвенцияны құрайды. Көріністің мұндай
сипаты сигналдың қалыңдығы 100 метрлік башқұрт-кунгурлік тұзды шөгіндісін
жабу арқылы жоғарғы жылдамдықпен түсіндіріледі. Оның сигнал жіберілген
кездегі төменгі жылдамдығы өз кезегінде жоғарғы жылдамдықта өтетін башқұрт
ярусының карбонатты шөгінділерін жабады.
Жиекті бақылау шатырында құрылымда орналасқан ұңғымалардағы ішкі
ұңғымалық бақылау жүргізу күрделі болады. Ол жиекті траверсті түрде бақылау
үшін қажетті ақпараттың көп бөлігін береді. Башқұрт жиегін бақылау кезінде
лай тасқыны немесе платформаның борты бойынша келісімсіздермен байланысты
жыныстардың тікелей орналастырылуы да болатындығы анықталды. Бірқатар
аудандарда ішкі ұңғымалық бақылаудың мәліметтері қысқа ара қашықтыққа
жылжудың, яғни, платформадан шатырға дейін жүз метрге созылғандығын
байқатады. Мұндай құбылыстарды сейсмика бойынша горизонталдық жылжудың
болуынсыз бақылау мүмкін емес. Жылжулар Т-109 және Т-100, Т-104 және Т-20,
Т1101 және Т-42, Т-9 және Т-41 ұңғымалардың арасында байқалған. Осындай
және де өзге жылжуларды бекіту мақсатында платформа бортының жағасында
сынықтар бекітілген. Бұл сынықтар башқұрт ярусының үстінде өшіп, девонда
жоғалып кетеді. Осы сынықтардың тасталу амплитудасын тереңдік пен
құрылымның шатарлы ұңғымасына байланысуын көздей отырып белгілеу қйынға
соғады.
Девонның жабындысы бойынша қандай да бір ерекше сейсмикалық жағдайлар
бақыланбайды. Бұл жиек кен орнында жеті ұңғымамен қазылған. Девонның
карбонатты платформасы девонның терригенді пластының құрылымы бойынша
ұқсастығы анықталған. Жоғарыда аталған платформа сынықтарының көбісі осы
жиекке түскен кезде жоғалады, бірақ сынықтардың көбісі девонның карбонат
шөгінділерінің жабындысын бөліп жібереді.
Бұрғылау ұңғымаларының елеулі қорына қарамастан анықталған қазбалардың
зерттелу дәрежесі анау айтқандай жоғары емес. Міне сондықтан да
Теңізшевройл біріккен кәсіпорнының балансында санақта тұрған алғашқы
баланстық қорынан 3418 млн.т-дан 1648 млн.т, яғни, 48 пайызы С (2)
санатындағы қорға кіреді. Осы санат бойынша кен қоры бағаланады. Оның
нысаны және мөлшері, кен орнының жағдайы, пластардың қалыңдығы және
коллекторлық ерекшеліктері, мұнай-газ қасиеті, кеннің анағұрлым зерттелген
бөліктері бойынша мәліметтерді ескере отырып, геологиялық және геофизикалық
нәтежиелер бойынша анықталған, яғни, өңдеудің ІІ объектісіне енгізілген кен
бөліктері әлі толық зертелмеген. ІІ объектідегі С(2) санатындағы қорлар осы
санаттағы барлық қордың 94,6( келеді.
І объектіні зерттеудің дәрежесі екінші объектіге қарағанда жоғары. С(2)
санатындағы қордың үлесіне 9,5( келеді, бірақ бұл бөлік үшін де көптеген
шешімін таппаған мәселелер қалып отыр.
Қазіргі таңда кен орнында коллекторды анағұрлым терең зерттеу бойынша
жұмыстар жүргізілуде. Кен орнын барлауға дейінгі алғашқы бағыт болып мұнай
кені бар табиғи резервуар құрылысын детализациялау табылады, яғни мұнай
қорын бөлуді бағалауға мүмкіндік беретін және оны өндірудің тиімді жүйесін
негіздеуге мүмкіндік беретін сенімді геостатикалықүлгіні жасау табылады.
1.2. Стратиграфия
Теңізде төрттік жүйеден жоғарғы девондық уақытқа дейінгі шөгінділер
қазылған. Жалпы шөгу бөлінісінде үш ірі литолог-стратиграфиялық кешен
ерекшеленеді: тұздың асты (жоғары девон-артиндік), тұзды (кунгур), және
тұздың үсті (жоғары пермь- төрттік жүйе).
Тұздың астының шөгінділері негізінен әртүрлі фационалды карбонаттық
жыныстармен көзделген. Жыныс үлгісі материалының және корреляциясының
анализінің мәліметтері бойынша анағұрлым детальды стратиграфиялық ярустарға
бөлу жүргізілген. Қазылған карбонатты шөгінділердің қалыңдығы 100 метрден
300 метрге дейін аралықта ауытқиды. Т-22, Т-24 ұңғымаларында қалыңдығы 1000
метрге дейін жетеді.
Артиндік шөгінділер әк тасты қалдықтары бар терригенді жыныстармен
орналастырылған. Оның күмбезді бөлігінің қалыңдығы 20 м ден 100 м жетеді.
Шатырында қалыңдығы 700-1000 аралығында болады.
Тұзды шөгінділер сульфатты-галогенді жыныстардың қалыңдығымен
көрсетілген және үш мүшелі құрылыс иеленеді: ол ангрид пластынан, тасты
тұздан және жабынды пласт-ангридтен тұрады. Кунгур шөгіндісінің күштілігі
500 ден 1700 мөзгеріп отырады.
Тұздың үстіңгі кешені негізінен Каспий маңы ойпатының барлық оңтүстік-
шығысына тән терригенді шөгінділермен көсетілген.
Теңіз коллектор үш негізгі блокқа бөлінген: 3 объект (девон шөгіндісі);
2 объект-тулдық шөгінділер, Тула(ерте-орта визе және турней); және 1 объект
(башқұрт шөгіндісі, серпух ярусы жоғарғы визе).
Палеозойлық топ-Рz
Девондық жүйе - D
Теңіз платформасының девондық шөгінділері девондық кезеңнің соңындағы
объект секілді қарастырылады. Карбонаттық платформаның жалпы күштілігі 2300
метрге жетеді. Девондық коллектордың 500 метрдейі 5450метрді құрайтын
жобаланған ВНК деңгейінен жоғары мұнай колоннасына енгізілген.
Теңіздегі девондық шөгінділерді тек екі ұңғыма ғана бағындырды. Т-10
ұңғымасы девонның төменгі пластына 100 тереңдікке жетті және өтудің жалпы
тереңдігі орта девонда шамамен 5372 метрді құрады. Тіпті кеңестік
палеонтологиялық мектеп формацияны девондық деп анықтады. Қазіргі таңда
Теңізшевройл біріккен кәсіпорнында осы ара қашықтықтықтан 5 см ұзындықтан
екі жыныс үлгісі ғана бар. Толық зерттелгеннен кейін осы сынықтар құрамында
пелеоидтар мен ұсақ фораминиферлер, криноидеилер мен балдырлар бар
пакстоун мен грейнстоунды білдіреді. Т-10 ұңғымасының кейінгі девонның
карбонатты құрылысына енгендігі жөнінде барлық белгілер бар. Т-17 девонын
қазған екінші ұңғыма девон қабатына 5095 метр тереңдікке енген.
Т-16 ұңғымасы бойынша 5009 метр тереңдікте девондық шөгінділердің
байланыс зонасы байқалады. Т-16 ұңғымасы кристалды әк тастың 250 метрлік
қорабына енеді. Ол карбонның кең таралған жабық пластынан тез ерекшеленеді.
Бұл кесінді октық жиек ретінде есептеледі.
Шатырдағы девон жабындысы Т-35 ұңғымасында бақыланады. Т-35 ұңғымасы
карбонатты жыныстың төсеніш қабатын иеленбейді. Девондық шөгіндінің
жабындысы жоғарыда аталған бұрғыланған ұңғымаға қарағанда сол платформаның
өзінде бұрғыланған ұңғымада аса терең болмауы тиіс.
Таскөмірлі жүйе-С
Төменгі бөлім-С1
Турнелік және Визейлік ярустар-С1 t, С1v
ІІ объект төменгімен салыстырғанда жақсы зерттелген объект болып
саналады. Ол өзіне платформадағы ерте және орта Визе және Турнейді 550-600
метрді енгізеді. Т-30 ұңғымасы бойынша өңдеу анализі мұны вулкандық туф
аралығы ретінде түсінуге мүмкіндік береді. Вулкандық туф қабаты 14
ұңғымамен қазылған. Ол платформа бортына таман және платформаның солтүстік
және шығыс жағын бойлай жоқ болып кетеді.
ІІ объектіні сынақтан өткізу Т-22 платформалық ұңғымасыннан 420 метрлік
тұрақты жыныс үлгісіненжүргізілді. Жыныс үлгісінің материалы бұрғылау
пакстоунынан, микротизирленген фораминиферден және балдырлардан тұрады.
Каротажды диаграммалар және жыныс үлгісінің материалдары ІІ объектінің
қазылған аралығын сипаттайды. Теңізшевройл БК ІІ объект бойынша коллектор
потенциалын толық және жан жақты бағалау мақсатында жыныс үлгісінің
анағұрлым терең анализін жүргізеді. Жарықшақтылығы ІІ объектідегі жай
құбылыс болып табылады. Бірқатар жарықшақтар ашық, кейбірі толтырылған,
кейбірі толық кальцитпен жабылған. Біз Т-39 ұңғымасымен ашылған жиек
бойынша карст нәтежиесі ретінде түсіндірілетін тесікті байқай аламыз.
Жыныстардағы ІІ объектінің болуы девонның жабындысы мен І объект
пластарының арасындағы аралық ретінде қарастырылады. Олардың қалыңдығы 204
және 607 метр аралығында өзгеріп отырады.
Визей, серпух, башқұрт ярустары-С1 v, C1s,C2 b
І объект –бұл артин аргиллитінен және Визе негізінде шөккен вулкандық
туф қабатына дейінгі ара қашықтық. Ол башқұрт, серпух, октық
стратиграфиялық шөгінділер ретінде анықталатын үш басты қораптардан тұрады.
Визе ярусы-С1v
Жоғарғы Визе (октық жиек), ІІ объект жабындысы бойынша орналасқан
вулкандық туф қабатында шөгеді. Формация жабындысы нашар тесіктілігімен
пластта орналасады. Бұл осы тереңдік деңгейіне жеткен Т-22 және Т-31
ұңғымаларында қарастырылады. Октық ярус солтүстікте 170 метр күштіліктен
орталық платформада 210 метрге дейін және одан ары оңтүстікке қарай 250
метрде өзгереді.
І объект анағұрлым бай жыныс үлгісі материалын иеленеді. Т-8, Т-22, Т-
24 ұңғымасының окстық аралығынан алынған жыныс үлгісінің материалында
пакстоун және грейнстоун бар. Сонымен қатар, жыныс үлгісінің материалы
криноидеялармен, брахиподтармен және балдырларға бай.
Карстық жабындының болуы Т-8 және Т-24 ұңғымаларындағы окс ярусының
жабындысының маңында байқалады. Қуысты, кавернозды, жарғақшалы қуыс барлық
окстық ярус бойынша қарастырылады. Жарғақшалардың көбісі ішінара ашық
болады.
Осы коллекторды модельдеу кезінде көп мөлшерді алу мақсатында окстық
ярус эрозиялық стратиграфиялық паралелльді бірікпеу бойынша алты пластқа
(О1-О6) бөлінген.
Октық жиектің орташа қалыңдығы 297 метр.
Серпух ярусы-С1s
Серпух ярусы негізгі қабыспайтын латеритті сланцтрмен жабылады. Бұл
қабыспай бірнеше миллион жылдар аралығында қалыптасқан. сланцтарды пласттау
ГК каротаждық диаграммаларында жарғақты білдіреді. Ярус литологитялық
тұрғыда окстық шөгінділерге ұқсас. Платформаның ішкі бөлінісі бойынша
серпух аралығы төрт отыз метрлік циклден тұрады.
Серпухты аралық криноидті, брахиопоидтты, фораминиферолы пакстоундармен
жабылады. Жекелеген кораллдар бағынышты сипатқа ие, бірақ қазылған серпух
аралығын сипаттайды. Қуыстылық осы аралықтың барлық бөлігі бойынша
таралған. ол жарғақшалы, тесікті қуыс түрінде көрсетілген.
Серпух ярусы төрт зонаға бөлінген (31-34). Олар шөгінді жыныстарының
төрт циклына сәйкес келедк. Өндіру бойынша каротажды мәліметтер тесік
зоналардың ұңғыманың оқпанына флюидтің құйылуын қамтамасыз ететіндігін
көрсеткен. Серпух ярусының орташа қалыңдығы 197 метрді құрайды.
Башқұрт ярусы-С2b
Башқұрт аралығы грейнстоунның балдырлы кешеніне 100 метрге орналасқан.
Ол перм және артиндік аргиллиттермен жабылады. Башқұрт ярусының карбонаты
ұсақ, балдырлармен, ооидтармен, онкоидтармен, жабдықталған. олар 1-2 метр
тереңдікке дейін жіберілген.
Қуыстылығы башқұрт интервалында серпух немесе окстық шөгінділерге
қарағанда анағұрлым тегіс емес.
Деңгейдің белгілері бар корреляция башқұрт аралығында ГК
корреляциясыныда қалыптасқан. Төрт белгі (Б1-Б4) башқұрт аралығында
орналасқан. бұл қабаттар бірқатар ұңғымалар арқылы өткеннен соң пласттың
ауыспалы қуатын байқатады.
Башқұрт ярусының қалыңдығы 204 метрді құрайды.
Пермдік жүйе-Р
Теңіз аумағындағы пермдік жүйенің кесіндісі жоғары артиндік және
кунгурттік яруспен белгіленген.
Жоғары артиндік ярус. Жоғары артиндік шөгінділер Т-1, Т-2, Т-11,Т-15, Т-
33, Т-38, Т-39, Т-41, Т-42, Т-43 ұңғымалары бойынша қазылған және жыныс
үлгісімен сипатталған. Жоғары артиндік ярустың базальды қабаты тас көмірдің
бетінде қалыптасқан. толық кесінді Т-11 ұңғымасымен көрсетілген. Кесіндінің
төменгі бөлігі қара-сұр, тіпті қара микробалшықты әктастардан тұрады. Одан
кейін таза қара түсті әк тастар енеді. Жоғары артиндік ярус кесіндісі
балшықты әк тастармен аяқталады. Т-33 ұңғымасында қара-сұр аргиллиттер,
жіңішке дисперсті, жарықшалы болып көрінеді. Т-38 ұңғымасында қара-сұр
мергелдер көрінеді.
Қалыңдығы 10метрден 150 метрге дейін ауытқиды.
1.4. Тектоника
Теңіз кен орнында шөгінді жыныстардың қазылған қабаты төрттік кезеңнен
жоғары девондық кезеңге дейін шөгінділермен белгіленген.
Шөгінді кесіндіде үш ірі литолого-стратиграфиялық кешен шығарылады:
тұздың асты, ол жоғары девондық-артиндік шөгінділерді енгізеді, тұзды-
кунгурлық, тұздың асты жоғары пермдіктен төрттік кезеңге дейін.
Максималды қазылған тереңдік 6455м құрайды, Т-53 ұңғымасы.
Девондық шөгінділер зерттелу жағдайы бойынша 01.01.93 Волгоград НИПИ
зерттеулеріне сәйкес Т-10, Т-17, Т-22, Т-41 төрт ұңғымада мұнай қазылған.
Олардың қалыңдығы сәйкесінше 38,5,84, 87м. Теңізшевройл БК орындалған
зерттеулермен девондық шөгінділер тек екі Т-10 және Т-17 ұңғымада ғана
қазылған. Т-22 ұңғымасында палеонтологиялық зерттеулер девондық
шөгінділердің болуын білдірмейді. Т-41 ұңғымасы бойынша ешбір түсіндірмелер
келтірілмейді. Бірақ ТШО БК материалдарына сәйкес онда тек тулдық
шөгінділер қазылған.
Төменгі тас көмірлі шөгінділер қалыңдығы 607 м (Т-22), бұл жерде окс
жиегінің қалыңдығы 297 м дейін (Т-22) келтіріледі, және қалыңдығы 197 м
дейін қалыңдықтағы серпух ярус; орта тас көмірлі шөгінділер 204 м дейін
қалыңдықтағы башқұрт ярус көлемінде (Т-40); қалыңдығы 1876 м дейін артин
және кунгур ярусының көлеміндегі төменгі пермдік шөгінділер; 500 м дейін
триастық шөгінділер; 1798 м қалыңдықтағы юра шөгінділері; 2675 м
қалыңдықтағы борлы шөгінділер; 240 м қалыңдықтағы палеогенді шөгінділер
және неогенді және төрттік жүйенің шөгінділері.
Тұзды шөгінділер литологиялық түрде органогенді сипаттағы карбонатты
жыныстар көрсетілген. Тас көмірді қалыптасулардағы артин шөгінділері әк
тастардың сынықтары бар терригенді жыныстар орналасқан.
Тұзды шөгінділердің қалыңдығы 500 ден 1700 м дейін өзгереді.
Тұздың үстіңгі кешенінің шөгінділер Теңіздің терригендік жынысынан
тұрады. Солтүстүктен ол Корольдік бойлықтан бөлінеді, ал оңтүстіктен Култук
террасасымен шектеледі.
Осы зонаның біріктіруші элементі болып девондық және тас көмір
шөгінділері бар карбонаттық платформа табылады. Осы платформа шеңберінде
бұрғылау бойынша анағұрлым ірі және зертелген болып Теңіз табылатын жоғары
амплитудалық карбонатты массивтермен байланысты бірқатар құрылымдар
анықталған.
Карбонаттық шөгінділердің жабындысы бойынша Теңіз көтерілісі 1600 м
амплитудалық 5900 м тұйық изогипс бойынша 33х27 мөлшерлі изометриялық
формасы көрсетеді.
Теңіз тұз асты массивінің құрылысы туралы қазіргі ойлар үш факторлардың
әсерін көздейді: тектоникалық, седиментациялық және эрозиялық. Соның
нәтежиесінде кунгур-артиндік шөгінділер әртүрлі жастағы карбонатты
қалыптасулар орта тас көмірден девондық кезеңге дейін жабады. Осылайша,
құрылымдық карта гидродинамикалық бірыңғай табиғи резервуардың беткі жағын
көздейді.
Құрылым жазық және кең бөлігін иеленеді және эрозиялық зоналарда
батады.
Тулдық және девондық шөгінділер кіретін екінші объектінің жоғарғы
қабаты негізінен тулдық жиеліктің жабындысын көрсетеді. Міне сондықтан да
ол анағұрлым жайпақ болады, ал анағұрлым ауыр бөліктерінде бірінші
объектінің жоғарғы қабатын толығымен қайталайды.
Осы жобалануларға қарағанда, сәйкес платформалық бөліктер мен оның
борттарында бұзу құрылыстары жүргізілмеген. ТШО БК мамандарының жобалауы
бойынша Теңіз құрылымы елеулі түрде платформа шеңберінде де борттық
бөліктерде де дизъюнктивтік бұзбалар күрделендірілген.
Мұнай кені бар Теңіз табиғи резервуары кесінді бойынша ТШО башқұрт,
серпух және окстік шөгінділері бар 1 қалыңдыққа, тульдық және анағұрлым
ерте карбон шөгінділері бар 2 қалыңдыққа, және девон жәнетөменгі және
карбонатты бөліктерге бөлінген 3 қалыңдыққа бөлінген. Қазіргі таңда 3
қалыңдықтағы карбонаттық бөлігі қазылған.
Ауданы бойынша құрылым қатысты орталық бөлігі түсіндірілетін
платформаға бөлінген.
Массивтің орталық бөлігінде ұңғымамен қазылған кесінділер Ресейдің,
Қазақстанның және ТШО БК мамандарымен бірдей корреляцияланады. Борттық және
борттан тыс бөліктеріндегі кесінділер әртүрлі. Ол карбонаттық құрылыстың
қалыптасуына әртүрлі көзқарастарымен байланысты. Сәйкесінше оның
морфологиясымен де байланысты.
ТШО БК жобаларына сәйкес кесінділер платформаның солтүстікғ батыс және
шығыс борттарының карбонаттық құрылысты бөліп жібереді.
Теңіз кен орнының өнімдік шөгінділерінің жыныстары органогенді,
органогенді-детриттік, оолиттік әк тастары белгіленген.
Интенсивті жарықшақтың дамуының нәтежиесінде өнімдік қалыңдықты
бірыңғай дидродинамикалық байланған резервуар ретінде қарастыру керек.
Өнімдік қалыңдық жынысының бос кеңістігі тесіктермен, жарықшақтармен
белгіленген. Ол коллекторды әртүрлі күрделі типтерге жатқызуды анықтайды.
Ол бос кеңістіктің әртүрлі түрлерінің арақатынасына байланысты болады.
Тесіктердің әртүрлі қабысуында мұнай үшін филльтрациялық ортаның және
сыйымдылық параметрін өзгерту бойынша олар коллектордың үш тобына:
жарықшақтық, тесік-жарықты, жарықты-тесікт топқа біріктірілген.
Коллектордың бұл типизациясы 1983 жылы жүргізілген және өзінің көрінісін
барлық зерттеулерде тапты.
1.5 Мұнайгаздылық
Кен орнының құрылымы орта және төменгі карбонның шөгінділері қалыңдығы
бойынша өте күшті өзгерістерге ұшырайды.
Т-10 ұңғымасы дәлелденген өнеркәсіптік мұнайгаздылықтың төменгі
шекарасын көрсетті (5410 м – сусыз мұнай алудың ең төменгі белгісі).
ВНК 5960 м төмен емес белгіде орналаса алатындығы жобалануда.
Сейсмикалық зерттеулердің мәліметі бойынша Теңіз және Корольдік кен
орындарын бөліп тұратын эрозиялық кескіннің ықтимал тереңдігі 5960 м
құрайды. Жобаланған кескін тереңдігі Теңіз кен орнының шөгінділерінің
максималды тереңдігінің таралуын бақылау ретінде қарастырылуы мүмкін.
Шөгінді физикалық ВНК-ны иеленбеуі де ықтималды вариант болып табылады. Ал
ол жыныс коллекторларының өнімділік қабатының төменгі бөлігінде болмауы
нәтежиесінде тұйық болып қалып отыр. ВНК шөгіндінің перифериясы бойынша
солтүстік-шығыс және оңтүстік-батыс бөліктерінде тесік коллекторлардың
болуының ықтималдығымен түсіндіріледі.
Теңізшевройл БК ВНК жағдайында 5450 м белгіні қабылдайды. Ол қазіргі
таңдағы кен орнынан мұнай алудың анағұрлым төменгі белгісінен 40 м төмен.
Бұл жобалау Корольдік кен орнымен гидродинамикалық тепе-теңдікке
негізделген. Онда ВНК бекітілмеген, бірақ судың ең жоғарғы деңгейі 4922 м.
Теңіз кен орны үшін ВНК қысымның градиенттерінің экстраполяциялық жолымен
есептелінген.
ВНК кескінде бөлінген есепке алынған объектілер үшін бірыңғай болып
табылады. Өйткені шөгінді массивті болып табылып, коллекторлардың әртүрлі
типтерінің арасында гидродинамикалық байланыс жүзеге асырылады.
Жүргізілген зерттеулермен көрсетілгендей, карбонаттық кешеннің
қалыңдығы коллектор болып табылады. Ал қосымша жүргізілген жұмыстан кеін
мүмкін эксплуатацияның І және ІІ объектілері арасындағы бөлім болып
қарастырылатын тульдік және окстік шөгінділердің шекарасындағы туффиттік
қабат оған енбейді.
І объекті туралы башқұрт, серпух, окстік шөгінділерді қазған 16 ұңғыма
бойынша қарастыруға болады.
Өндірудің ІІ объектісі бірегей ұңғымаслармен қазылды. Сонымен қатар
жекелеген ұңғымалар осы объектінің жас шамасы бойынша әртүрлі бөліктерін
қазды. Ал ол өз кезегінде объекті бойынша жалпы өнімділік қабатына баға
беріге мүмкіндік туғызбайды. Т-22 ұңғымасында ІІ объектінің максималды
қалыңдығы ІІ және ІІІ топтағы коллектормен қазылған, ал Т-24 және Т-41
ұңғымаларында қазылған қалыңдықтан 210-225 м де бұл коллекторлар
қалыңдықтың 95 пайызын құрайды.
Гипровостокнефть (60 аса сынақ) институты мен Корлабораториз қазіргі
заман технологиясының Орталығымен (6 сынақ) орындалған пласттық және газсыз
мұнайдың сынақтарын зерттеуінің нәтежиелері бойынша алынған мұнай мен
газдың құрамы мен қасиеттерінің сипаттамасы. Пласттық мұнайдың негізгі
қасиеттері кестеде көрсетілген.
1-кесте Теңіз кен орны мұнайының қасиеттері
Көрсеткіш Көлемі
Мұнйдың тығыздығы 797 кгм3
Коллектордың алғашқы қысымы(4250м) 80,8 МПа
Ерітілген газдағы газдық фактор 450 м 3м3
Сыйымдылық қысымы 24,7МПа
Пласттық көлемнің коэффициенті 2,306
Мұнайдың жабысқақтылығы 0,12 мПа.с
Пласттық мұнайдың алынуы ұңғыма аузында жүргізілсе де қысым сыйымдылық
қысымынан асып түседі. Бұл екі флюид бір фазалы жағдайда екендігін
көрсетіп, пласттық флюидке сәйкес келеді.
Пласттық мұнайды барлық сынақ бойынша зерттеу кезінде зерттеліп отырған
ұңғыманың перфорациясының тереңдігіндегі термобарикалық жағдайлар
ескерілмеген. Олар пласттық температура мен қысымның орташа мәндері ретінде
қабылданды. Сондықтан да пласттық мұнайдың алынған параметрлері пласт
бойынша корреляцияланған жоқ. Мұнайдың құрамы мен қасиеттерінің өзгерісі
шамалы, ол 1000м астам мұнай пластының қалыңдығын иеленетінірі кен
орындарына тән емес.
Пласттық қысымның төмендеуі пласттық жүйенің термодинамикалық тепе-
теңдігінің бұзылуына әкеліп соқтырады. Ол өз кезегінде мұнай өндірудің
дәрежесіне байланысты қысымдылық, көлемдік коэффициент және тығыздығы
секілді пласттық мұнайдың параметрлеріне анағұрлым көп әсерін тигізеді.
Кеінгі кездері ерітілген газдағы күкіртті сутектің көлемінің ұлғаю
қарқыны байқалуда. Мамандар бұны пласттық мұнайдағы пласттық қысымның
төмендеуі кезінде күкіртті сутектің жыныс шөгіндісінде сорбирленген
процессі мен суда ерітілген мүмкін процессімен салыстырады.
Теңіз кен орнын өндіру процессінде термобарикалық шөгінді жағдайы
өзгеретін бірнеше сатылардан өтеді. Олардың нәтежиесінде оларды флюидпен
толтыратын физико-химиялық қасиеттері жүзеге асырылады. сондықтан да мүмкін
өзгерістерге жол бермеуді болжауға болатын және осымен байланысты мұнай мен
газ өндірудегі қиындықтарға жол бермеуге болатын мұнай мен газ құрамы мен
қасиетіне тұрақты бақылау жасау жүзеге асырылуы тиіс.
1.6 Су сақтағыштық
1-2 метрлік тереңдікке енген ойыс жерлердің сулары 116-196гл
минерализацияны иеленеді. судың типі хлоридно-магнилік, йод пен броның
құрамы 10 мгл дейін.
Альбсеноманский жиегі 107-125 гл минерализациялық суды құрайды.
Олардың деңгейі жердің қабатынан төмен белгіленеді. Судың типі хлоридті-
кальцилі. Ол осы жиек орналасқан күрделі су алмасудың анағұрлым жабық
жағдайын білдіреді. Йодтың құрамы 4-5 мгл, бромның құрамы 230-304 мгл.
Жыныстың тұздық үстіңгі қабаты кешенінің анағұрлым терең жиегіндегі
сулар ( борлы, юралы, пермотриастық), 2700 м ден 3500 м дейінгі тереңдікте
жатқан, көрші ауандармен (Кеңқияқ, Боранқұл) ұқсастық бойынша хлоридтік-
кальцилік және хлоидті-магнилік типтерінің жоғары минерализациясын (230-260
гл) күтуге болады.
Т-9 және Т-14 ұңғымаларындағы қазылған ерте линзалар жоғары тауға жақын
пласттық қысым иеленеді: Т-9 ұңғымасында 3559 метрлік тереңдікте қысым 7,5
МПа құрады. Тұздықтың тығыздылығы 232 кгм дейін жетті, тұздың мөлшері 320-
327 гл құрады. Олардың құрамы хлоридті кальцилі және хлоридті-натрилі.
Йодтың құрамы 38-44 мгл, хромның құрамы 52-800 мгл. Сынақта күкірт
сутегінің болғандығы байқалды. Бірақ, одан үлгі алынған жоқ. Сондықтан да
оның сандық сипаттамасын беруге болмайды.
Тұздың астыңғы палеозойлық шөгінділерінде Қаратон ауданының ұқсастығы
бойынша хлоридті-кальцилік және хлоридті-магнилік типтегі жоғары
минерализацияланған сулар кездеседі. 230 гл дейінгі минерализация
күкіртті сутектің және көмір қышқылының елеулі мөлшері бар көмір сутектік
газбен толтырылған. Әртүрлі типтегі тығыз судағы шөгіндінің 60 тан 100 гл
дейінгі минерализация мен Архан кен орнының тас көмірлі шөгінділерінде
бекітілген йод пен бромның концентрациясымен байланысу мүмкіндігі де жоққа
шығарылмайды.
Тұздың үстіңгі кешенінің жер асты суларындағы йод пен бромның
концентрациясы 700 м бастап және әртүрлі тұзды шөгінділердің линзаларында
өнеркәсіптікке сәйкес келеді. Бірақ, оларды алудың тұрақтылығы мүмкін емес,
өйткені су сақтағыш жиектердің өнімділігі туралы мәліметтер жоқ.
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Кен орнын өндірудің жағдайы
Теңіз кен орны тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіріске (ТӨӨ) 1991 жылдың
сәуір айында Гипровостокнефть институты жасаған және 1986 жылы КСРО
Мұнайөнеркәсіпшілігі Министрлігінің 1226 хаттамасымен бекітілген
технологиялық схемаға сәйкес енгізілді.
1999 жылдың наурызынан қазіргі таңға дейін кен орнын өндіру
НИПИмұнайгаз институтымен орындалған және ҚР ӨОК бекіткен тәжірибелік-
өнеркәсіптік өндіру жобасына сәйкес жүзеге асырылады.
Осы жобамен кен орнының өнеркәсіптік-тәжірибелік өндіруі 2002 жылдың
аяғына дейін көзделген. Оның мақсаты болып бағалау-эксплуатациялық
ұңғымалармен бұрғылау арқылы кен орнының кескіні және ауданы бойынша
коллекторлар мен флюидтердің қасиеттерін одан ары қарай зерттеу болып
табылады. Жобаға сәйкес ТӨӨ кезеңінде 21 ұңғымамен бұрғылау көзделген,
сондай-ақ 9 бұрғыны (28, 29, 31, 38, 41, 42, 45, 109, 1101) консервациялау
және 9 ұңғымамен бұрғылау арқылы тереңдету (14, 17, 30, 47, 70, 108, 118,
125, 220) көзделген.
ТӨӨ жобасы бойынша екі эксплуатациялық объектілер бөлінген: І объекті-
башқұрт, сепух және окстік стратиграфиялық кешендер; ІІ объект – тәльдік
және девондық стратиграфиялық кешендердің шөгінділері. Сетканың тығыздығы
200 гаскв бар ұңғыманы орналастырудың бірыңғай квадраттық жүйесі
жобаланған. Ұңғыманы эксплуатациясының коэффициенті-0,88; пайдалану
коэффициенті-0,809. Барлық қарастырылған объектілердегі шөгінділер қатты-
тұйық режимде өндірілуде. Қағидалық ереже бойынша өндіруді жобалаудың
Регламентіне сәйкес ұсынылатын вариант 1986 жылғы өндірудің технологиялық
схемасының бекітілген вариантына сәйкес келеді. Сонымен қатар, өндірудің
фактілі түрде қалыптасқан жүйесін ескереді. Технологиялық схемаға сәйкес І
объектінің өндірілуі қатты-тұйық режимде, ерітілген газ және су құбырлы
режимде жүзеге асыру қарастырылған. ІІ объект бойынша көрсеткіш есебі тек
қатты-тұйық режим мен ерітілген газ режимінде өндіру кезінде ғана
орындалған.
Кейінгі үш жыл ішіндегі жобалық және фактілі түрдегі көрсеткіштерді
салыстыру 2000-2002 жылға арналған 2.1 кестесінде көрсетілген. Ұңғымала
қорларының шамалы айырмашылығында жыл сайын мұнай өндірудің фактілік
жағдайы жобаны басып озды. Жыл бойынша айырмашылық сәйкесінше 12,8(, 4,5 (,
11,6( құрады. Мұнайдың алғашқы алынған қорларының ірі көлемінде өндіру
бойынша абсолютті мәнде шамалы деп санауға болады, Өйткені фактілік және
жобалық алудың жылдық қарқыны тәжірибеде сәйкес келеді. 01,01. 03 жылға
мұнайдың жиынтық фактілі түрде алынуы жобалық түрден тек 1,4 ( асырады.
Жылдық алудың өсімі мұнайдың анағұрлым жоғары фактілі орташа дебиттерімен
қамтамасыз етілген. Ал ол өз кезегінде кен орныныдағы құйылу
қарқындылығымен түсіндіріледі.
2.1 кесте- Кен орнын өндірудің жобалық және фактілік көрсеткіштерін
салыстыру
2000ж 2001 ж 2002 ж
Көрсеткіштер
Жоба Факт жоба факт Жоба факт
Мұнай өндіру 8500,9 9586,6 10046,410499,4 11062,5 12494,1
барлығы, мың.тжыл
өтпелі ұңғыма 7345,2 9451,8 8963,8 9985,7 9995,7 12022,8
Жаңа ұңғыма 1155,7 134,9 1082,6 514,0 1066,8 471,3
Мұнай өндіру, мың 40895,839997,5 50942,150496,8 62004,7 62990,9
т
Мұнай газын өндіру4395,0 4919,1 5194,0 5530,6 5719,3 1235,0
Сұйық өндіру 8500,9 9586,6 10046,410499,4 11062,5 62847,0
Сұйық өндіру 40895,839997,5 5194,0 50496,8 5719,3 6526,9
Алу қарқыны 0,7 0,8 0,8 0,9 1,0 1,1
Жылдық сулану - - - - - -
Су тарту
Толастаған
Бұрғылау 6,0 10 43
өндіру ұңғымаларын
енгізу 10 2 8 5 8 3
2.1 кестенің жалғасы
2000 ж 2001 ж 2002 ж
Көрсеткіштер
жоба факт жоба факт жоба факт
Ұңғыманың шығуы,
дана
С.ішінде тартуға
ұңғыма қоры 5951 4943 6757 5448 7564 5954
Механика-ған - - -
Жаңа 10 2 8 5 8 3
қозғаушы ұңғыма
Орта тәулік.дебит
504,575670,5529525882,716,2 873 535,1870743,1730
4 ,7 9
Сұйықтық 504,575670,5529525882,716,2 873 535,1870743,1556
4 ,7 9
Орташа қабылдауы
қабатты қысым
Газдық фактор 517 513,1 517 526,8 517 528,5
2.1.1 Ұңғымалардың қорының динамикасы
01.01.2003 жылғы жағдай бойынша кен орнында 107 ұңғыма бұрғыланған.
Ұңғымалардың фактілі түрде қалыптасқан сеткасы 200 гаскв тығыздылығын
иеленеді. Кей жерлерде сетка 50 гаскв дейін тығыздалған. Кен орнының
маңызды аумағы бұрғылынумен қамтылмаған.
Эксплуатациялық қор 59 ұңғыманы құрайды. Қазіргі таңдағы қорда 54
ұңғыма бар. Олардың ішінде өнім беретін 45 ұңғыма, ал 9 ұңғыма уақытша
тоқтап тұр. Істеп тұрған қорда 5 ұңғыма тіркелген. Олардың бір ұңғымасы (Т-
106) КРС-те, ал КРС күтіп үш ұңғыма (Т-11, Т42, Т-318) тұр, ал біреуі
кәсіпшілік желісінде (Т-123). Бұрғылауда 5 ұңғыма (Т-46, Т-4346, Т-5853, Т-
5059, Т-6261), ал консервацияда 27 ұңғыма тұр. Ал сынақта Т-7252 ұңғымасы
тұр.
Ликвидацияланған қорда 14 ұңғыма тұр. Бұрғыланғандар қатарына сондай-ақ
бақылау ұңғымасы Т-100 кіреді. Қордың сипаттамасы 2.2 кестесінде
көрсетілген.
Барлық ұңғымалар атқылау тәсілімен пайдаланылады.
Эксплуатацияның объектілері бойынша ұңғымаларды бөлу келесідей көрініс
табады: І объектіде 47 ұңғыма жұмыс істейді, І+ІІ объектілері бірігіп 6
ұңғыманы пайдалануда(6, 44, 43, 463, 5056, 5857) және ІІІ объектіде- бір
ұңғыма т-10 жұмыс істейді. Бірақ, ұңғымалардағы эксплуатация объектілерін
қазу жағдайын қарастырған кезде І объектіде 37 ұңғымада толық
қазылмағандығы байқалған (11 ұңғымада тек башқұрт жиегі пайдаланылған, ал 6
ұңғымада серпух, ал 3 ұңғымады окстік, 12 ұңғымада башқұрт және серпух, 5
ұңғымада башқұрт жиегі қазылмаған).
2.2 кесте – 01.01.2003 жыл жағжайына ұңғыма қорының сипаты
Атауы Ұңғыма қоры сипаты Ұңғыма саны
І ІІ ІІІ
Бұрғыланған 100 8
Ұңғымаларды өндіретін қор
Басқа жиектен
қайтарылған
Барлығы 100 8
Соның ішінде:
Істеп тұрғаны 53* 7*
Олардың атқылауы 53 7
ЭЦН
ШГН
Компрессорсыз газлифт
Ішкі ұңғымалық газлифт
Істемей тұрғаны 5 - 5
Консервациядағы
Тартуға ауысқаны 27 - 27
Бақылаудағы
Жойылуды күтіп тұрғаны
Жойылғаны 14 14
Бақылаудағы 1 1
Бұрғыланғаны
Айдау ұңғымаларының қоры
Басқа жиектен қайтқаны
өндірілгеннен ауысқаны
Барлығы
2.2 кестесінің жалғасы
Атауы Ұңғыма қорының сипаты Ұңғыма саны
І ІІ ІІІ
Соның ішінде:
Айдауда
Істемей тұрғаны
Бұрғылаудан кейінгі игеру
Консервациядағы
Мұнайды өңдеуде
Басқа жиекке
ауыстырылғаны
Сузаборлы
Жойылғаны
Бұрғыланғаны
Басқа жиектен қайтқаны
өндіруден ауысқаны
Барлығы
Соның ішінде:
Істеп тұрғаны ... 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