Өндіру ұңғымаларының пайдалану қор, ұңғыма
МАЗМҰНЫ
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 1
Кең орнының геологиялық зерттелуінің және игерілуінің тарихы 1
1.2 Стратиграфия 4
1.3 Тектоника 10
1.4 Мұнайгаздылық 12
1.5 Сулылық 16
1.5.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері 18
2 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 19
2.1 Сигма кен орнындарының қазіргі жағдайы 19
2.2 ХІІІ горизонтты игерудің жағдайы 28
2.3 Сигма кен орнының өндіру және айдау ұңғымалары қорының жағдайы 30
2.4 Платформа 33
2.4.1 ЖБЖБҚ-” технологиялық жабдықтары 39
2.5 ЖБЖБҚ-” энергетикалық жабдықтары 41
2.6 ЖБЖБҚ-” жұмыс бақылау және басқару 43
2.6.1 Механикалық қондырғымен бақылау және басқару жүйесі 46
2.6.2 Қосымша механизмдерді және жүйелерді басқарумен бақылау жүйелері
47
2.6.3 ЖБЖБҚ-” жағдайын бақылау және басқару жүйелері 49
2.7 ЖБЖБҚ-н жа”а нүктеге көшіріп апару 53
2.7.1 ЖБЖБҚ-н пайдаланудың ерекшеліктері 55
2.8 Қабатты жылумен ө”деу жүйесінің өндірістік есептелуі 57
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 62
3.1 “Өзенмұнайгаз” акционерлік қоғамының ұйымдастыру сипаттамалары 62
3.2 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру 62
3.3 Текникалық жабдықтау 64
3.3.1 Автоматтандыру мен телемеханикаландыру дәрежесі 64
3.4 Материалдық - техникалық жабдықтауды ұйымдастыру 65
3.5 Кәсіпорын транспортын ұйымдастыру 65
3.6 Ұңғымаларды жөндеуді ұйымдастыру 66
3.7 Өзен кен орнын игерудің жобалық және нақты техника – экономикалық
көрсеткіштерін талдау 68
3.7.1 Өндірістегі өнімнің көлемін шараны енгізгеннен кейінгі есебі 71
4 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 77
4.1 Қорғау шаралары 79
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 81
5.1 Технологиялық үрдістердің атмосфераны, литосферны (топырақ, жер
қойнауы) ластаушы заттар көзі ретінде талдануы 81
5.2 Атмосфераны ластау көздері 82
5.3 Атмосфералық ауаны қорғау 85
5.3.1 Литосфераны қорғау (топырақ және жер қойнауы) 85
5.3.2 Гидросфераны қорғау 86
5.3.3 Жануарлар әлемін қорғау 87
5.4 Литосфераны ластау көздері 88
5.5 Мұнай көмірсутектерінің Теңізге төгілуінің алдын алу 90
5.6 Қалдықтары басқару жоспары 93
5.7 Гидросфераны ластау көздері 94
5.8 Өнеркәсіпорындардың қауіп санатын анықтау (ӨҚС) 96
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
Кең орнының геологиялық зерттелуінің және игерілуінің тарихы
Теңізді зерттеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Теңіз мұнайының
алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспас орлары мен құдықтарының ауданында
А.А.Насибьянц тапқан.
1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновты”
жетекшілігімен Теңізге ірі кешенді геологиялық-геофизикалық экспедиция
ұйымдастырады. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес қосты. 1951 ж.
“Казнефтеобъединение” бас геологы Н.А.Кадин Батыс Қазақстанның геологиясы
мен мұнайлылығы бойынша ке” мәлімет берді, барлық геологиялық материал
талданды және Теңіздің, мұнайгаздылық болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Ма”ғыстау
түбегінің бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Төбешік аланыңда құрылымдық-
іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.
1957-1961 жж. те”іздегі өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі мәселелер
шешілді. Бұл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға үш аудан ұсынады.
Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады, Төбешік аланыңда мұнай кен
орны анықталады, 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
NІ ұңғыманы сынағанда 10 мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м3 фонтан алынды.
Горизонтты” өндірістік бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде сынаумен
берілді. 1963 ж. наурыздың басында осы горизонттағы 2 және 22 ұңғымалардан
мұнай фонтандары атқылады.
Сигма кен орнын өнеркәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің, 1963 ж. 7 қыркүйектегі қаулысымен Шевченко “Теңізнефть”
бірлестігі құрылды да, Сигма экспедициясы соның құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Сигма 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; ІІІ объект -ХVІІ горизонт; 4 объект -ХVІІІ горизонт;
негізгі пайдалану объектілері (І және ІІІ) бойынша кең орның
айдау ұңғымаларымен 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 ХІІІ-ХVІІІ
горизонттар 2,5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді су арынды
режимде игерілді.
Сигма кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен ұңғымалар шығымы төмендей берді.
1971 ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне
тек өндіру ұңғымалары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізіледі. Негізгі
ала”дар мен горизонттар бұрғыланып біткеннен соң мұнай өндіру төмендеді
және ұңғымалар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай өндірудің құлау
коэффициенті 1976 ж.-5, 1977-1979 жж. 15,6... 10 %.
1974 ж. жасалған игеру жобасының келесі жағдайлар қарастырылды:
әрбір горизонт жеке игеру объектісі болып табылады;
өнімді горизонттар ені 2 км блоктарға айдау ұңғымалары
қатарларымен бөлінеді;
жана ұңғымалар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады,
ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын 1979 ж.
қарай толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды.
Со”ғы шартты” орындалуы қосымша 49,3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік берер
еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көше 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 дайындалды. 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 қабатты” жабыны мен табаны
қыздырылады. Бұл жағдайда салқын су қабатты” қызған жабыны мен табанынан
келетін жылу арқылы жылиды, ал, артынан салқын су айдағанда ыстық су
қабатқа қарай ысырылады.
1.2 Стратиграфия
Сигма кен орнында тере” барлау бұрғылаумен қалы”дығы шамамен 3600 м
шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрамында триас, юра,
бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын алады. Олардың былай
белгіленуі ұңғыма үлгітастарын-зерттегенде алынған палеонтологиялық,
мәліметтерге және Теңіздегі басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен
салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы
шекаралар шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Со”ғы кезде
микрофауна мен т.б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық
үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Сигма кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділерімен
байланысты. Кен орнының геологиялқ қимасында бор және юра шөгінділеріне
қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. І-ХІІ горизонттар (жоғарыдан
төмен қарай) жасы бор-газды, ХІІ-ХVІІІ горизонттар жоғарғы және орта юра –
кен орнының негізгі мұнай-газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі юраның ХІХ-
ХХІV горизонттары мұнайгазды.
Пермь-триас (РТ) шөгінділері Сигма кен орнының, е” көне жыныстары болып
табылады.
Пермь-триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь тере” метаморфизм іздері бар кү”гірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т) шөгінділері
қо”ыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен орын алады. Бұл
шөгінділердің ө”түстік Теңіздегі қалы”дығы 440 метрге жетеді, жабынында
шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің
біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл шөгінділер жалпы қалы”дығы
1500-1600 м болатын біртұтас о”түстік Теңіз тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі, орта
және жоғарғы, жалпы қалы”дығы 1300 м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және орта
түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түіршіктері 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 күнгірт, кейде қо”ыр. Олар әдетте аргиллитке ұқсас
және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар, алевролиттер мен саздардың
алмасу негізінен қиғаш қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек
тәрізді құрылым дамыған, оның қалы”дығы шайылу нәтижесінде күрт
өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалы”дығы 120-130 м.
Төменгі юра қимасында ХХІV-ХХV екі өнімді горизонт айқындалған.
Орта”ғы бөлім (J2)
О”түстік Теңіз аумағында орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан е”
ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу өнімді
горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз байланысты. Орта
юрада жалпы қалы”дығы 700 м аален, байос және бат ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2a)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды-галькалы жыныстардан құралған
және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы мүмкін.
Ярусты” қимасында сұр және қо”ыр әртүрлі түйіршікті құмтастар басым,
олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері ке” жайылған. Кейде со”ғылары
гравелиттермен алмасады. Аален құтастары мен гравелиттерінің цементі
негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш түрлі болады. Біршама
көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гревелиттер арасында ұсақ галькалы
конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте, сұр, қарасұр, кейде қо”ыр
түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярусты” жалпы қалы”дығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара ХХІІ горизонтты” табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2b)
Байос шөгінділері е” 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 қалы”дығы 500-ден 520 м-ге дейін
өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері екі
подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2b1)
Бұл подярусты” шөгінділерінің жалпы қалы”дығы 470 м, және саздар,
құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес затты” қабатшалары алмасуымен
көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен қатталады. Құмтастар мен
алевролиттердің түсі негізінен сұр және сұр, кейде қо”ыр және сары да
болады. Сирек қарасұр түсті құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар
көбіне қарасұр, тіпті қара, кейде қо”ыр түсті.
Сигма кен орнының төменгі байос шөгінділерінде ХХІІ, ХХІ, ХХ, ХІХ,
ХVІІІ және ХVІІ горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалы”
құмтастар мен алевролиттер қабаттарының тұрады. Құмтастар сұр, қо”ыр-сұр,
нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара қо”ырсұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара
шартты түрде ХV горизонтты” табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат
шөгінділерінің қалы”дығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J2)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен Теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфорд және кембридж ярустары
ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан сазды
қалы” қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары сұр, қарасұр,
күлдей сұр, кейде жасыл және қо”ыр түсті. Құмтастар мен алевролиттердің
түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қо”ыр. Құмтастар арасында ұсақ
түйіршіктілері көп. Келловей ярусында ХІV горизонтты” жоғарғы бөлігі мен
ХІІІ горизонт орналасқан. Оның қалы”дығы 50-135 м.
Оксфорд-Кембридж шөгінділері (J30o-km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері ааленкелловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-
карбонатты жабын ретінде көрінеді. Ол саз-мергель жыныстарының біршама
қалы” қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен әктастар
жұқа қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-Кембридж шөгінділерінің
қалы”дығы 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, орта”ғы терриген (альб,
сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярустары. Төменгі бөлікке ХІІ
горизонт, ал орта”ғы және жоғарғы бөліктерге, І, ІІ, ІІІ, ІV, V, VІІ, VІІІ,
ІХ, Х және ХІ газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалы”дығы 1100 м
шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалы”дығы алевролит және саз қабаттары
мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (К2)
Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген
шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың бірқалыпты қабаты
жатады. Палеоген шөгінділерінің қалы”дығы 150-170 м. Неоген жүйесі тортон
және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон ярусының қалы”дығы 19-25 м, сармат
ярусы 80-90 м.
Палеоген жүйесі (Р)
Палеоген шөінділеріне 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 қалы”дығы 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 қалы”дығы 115 м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен
көрінеді. Шөгінділер қалы”дығы 5-7 м.
1.3 Тектоника
О”түстік Теңіз сипаттары жүйесінің солтүстік қанатына жататын Сигма
тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта біршама құрылымдар
шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары байланысты.
Солтүстігінде Сигма құрылымы о”түстік-шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жі”ішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік қанатта
жыныстардың құлау бұрышы 30. Жыныстардың құлау бұрышы 5-60 болатын о”түстік
бөлікті” қатпары да осындай жі”ішке ойыспен Те”ге көтерілуінен бөлінеді.
Ауданның батыс бөлігінде Сигма қатпарының периклиналі үлкен емес белес
арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде,
Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Сигма көтерілуі күрт төмендейді.
Сигма 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. О”түстік қанат шамалы тіктеу. Мұнда ХІV
горизонтты” жабыны бойынша құлау бұрышы 6-80. Қатпардың солтүстік бөлігі
біршама жайпақтау. Солтүстік қанатты” батыс жартысында ХІІ горизонтты”
жабыны бойынша құлау бұрышы 1-30. Құрылымның батыс бөлігінде мұнай
ке”іштері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік-батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Сигма құрылымының о”түстік
қанатын күрделіндіреді. ХVІІІ горизонтты” жабыны бойынша көтерілу
амплитудасы 30 метрге жетеді, және со”ғы 1300 м тұйық, изогипс бойынша
құрылым өлшемдері 2,9х0,9 км. Солтүстік-батыс күмбез Сигма құрылымының
солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс бойынша көтерілу
өлшемдері 3,5х2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің
о”түстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты созылған. Өзен
қатпарының перикиналдық аяқталуы мұнда ХІІІ горизонт жабынында 1700 м
изогипспен ерекшеленеді. Келесі изогипстер Сигма және Қарамандыбас
қатпарларын №58 ұңғыма ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге
біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда ХІІІ
горизонтты” жабыны бойынша құлау бұрышы 3-40.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде негізінен
құрылымның ұзын есіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер қатары
белгіленеді. Сигма көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі кірігеді,
онда да мұнай кеніштері бар. ХІV горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері
10.8х4.5 км, амплитудасы 105 м.
1.4 Мұнайгаздылық
2000 ж Сигма кен орнынан 3606100 т мұнай өндірілді. Мұнай өнімінің
горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): ХІІІ горизонт-27,5; ХІV
горизонт-39,9; ХV горизонт-12; ХVІ горизонт-10,9; ХVІІ горизонт-5,7; ХVІІІ
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.ХІІІ-ХІV горизонттардан мұнай мен сүйықтықты” басым бөліп
өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64%-ін
құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру ұңғымасының орташа
тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3,1-5,4 ттәулік, сұйықтық бойынша 6,7-15,8
ттәулік. ХІІІ-ХІV горизонттар айдау ұңғымалары қатарларымен 64 жеке игеру
бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір горизонтты” бөліктері бір-бірінен бастапқы
баланстық, игерілген қорларымен және өнімді қабаттарының қасиеттірімен,
бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру
ке” аралықта өзгереді.
Сигма кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тере”деген сайын
этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы қоспасы
бар “құрғақ” метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622 кгм3
шамасында.
Ала” бойынша қабат колекторлардың таралуы тиімді мұнайлы қалы”дықтар,
игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша анықталған.
Сигма кен орнының өнімді шөгінділері қоллекторлардың ерекше түріне-
қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бұл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95 % құраса, ал Сигма кен
орнының полимикалық коллекторларында кварц құрамы 30 % шамасында;
жыныстарда кварц құрамы 70 % болса, минерал орнықсыз саналады.
Негізінен қа”қа фракциясын бекітуге, тығыздауға және цементтеуге
кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене құыстардың қалыптасуына соқтырады.
Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30 %-ке жетеді. Өткізгіштікті”
салыстырмалы төмен шамаларындағы суға қа”ыққандықты” жоғары болуы да
кішкене қуыстардың көптігімен түсіндіріледі. 1.1-кестеде келтірілген.
Кесте-1.1. Геофизикалық, мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m,%
ХІІІ 21
ХІV 22
ХV, ХVІ 23
ХІІ, ХVІІІ 24
Өткізгіштік Сигма 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. Өткізгіштікті” жеке потенциаллар мен гамма-әдіс көрсеткіштерімен
байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалар бөліктерді, белгіленген
аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді
ары қарай қолдану ынғайлы 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, қаттарлар
мен көрсеткіштер анықталды.
Кесте-1.2. Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері
Горизонттар Кор, МКМ2 Ұңғы. Саны hМ.О.Р,М
ХІІІ 0,206 458 10,8
ХІV 0,290 349 24,0
ХV 0,167 373 15,5
ХVІ 0,207 311 18,4
ХVІІ 0,76 96 23,4
ХVІІІ 0,178 63 19,8
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2. Өткізгіштікті”
орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты. Кестеде сондай-ақ
ұңғымалар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалы”дықты” орташа
арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар
мен бөліктердің мұнайлы қалы”дықтарының әртүрлі екенін көреміз. ХІІІ
горизрнт е” аз қалы”дықпен сипатталады.
ХVІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық за”дылық бар: ұсақ
түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен
мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалы”дығы 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 қалы”дағының 10-51 м-ден 0,5-1,6 м-ге күрт азаюы
мен 0,05 мкм2 өткізгіштікті болуымен байланысты горизонтты” негізгі
бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан
коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының жағдайын
талдау үшін барлық нақты материалдар алған рет тұтас горизонттардағы жоғары
өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке ө”делді. Бұдан
басқа, ұңғымалар бойынша жа”а қосымша материал мен геологиялық құрылымдар
ала” бойынша коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және
сыртқы мұнайлылық нұсқасын дел анықтауға мүмкіндік берді.
ХVІ өнімді горизонтқа горизонтқа орта”ғы юраның байос ярусының жоғарғы
бөлігіне жататын шөгінділер кешені кіреді. Горизонтты” жалпы қалы”дығы 40-
50 м. Мұнайға қаныққан орташа тиімді қалы”дық 18 м. Барлық горизонттар
сияқты күрделі көпқабатты игеру кешені болып табылады. Күрделі болуы
қабаттардың литологиялық қасиеттерінің өзгергіштігіне байланысты. ХVІ
горизонт құмтас-алевролит және саз шөгінділерінің астарласқан түрінде.
ХІІІ-ХVІІІ горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдық сипатқа ие:
мұнайда парафин (29 %) көп болуы;
мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат
температурасына те”;
құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы
қабат қысымының арасының шамалас болуы;
газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы +3 0С;
Кесте-1.3. Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер ХІVІ горизонт
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа-с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы, 0С 66
1.5 Сулылық
1965 ж Сигма кен орнының қимасында тере” бұрғылау нәтижесінде ашылған
стратиграфтялық, литлогияляқ, коллекторлық қасиеттер негізінде екі
гидрогеологиялық қабат анықталған: бор және юра. Олардың ортасында
қалы”дығы 100м саздар мен мергелдерден құралған қалқан бар.
Юра кешенінің сулылығы
Юра шөгінділерінде екі сулы кешен көрінеді: келловей ярусының орта”ғы
және төменгі юрадан тұратын терригендік пен карбонаттық жоғарғы юра.
Терригендік сулы кешен
Жалпы қалы”дығы 800-1000 м терриген және сазды жыныстар араласуы
түрінде. Юра терригендік сулы кешеннің суларының минералдылығы 127-152 мг-
л, хлор құрамы 2700-2900 мг. экв.л, магний 140-180 мгэкв.л, кальций 400-
500 мг.экв.л, йод 3-8 мг.экв.л, йод гидрокарбонаты 2-3 мг.экв.л. Сигма
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 қалы”дағынан 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
Борқабаты 700-800 м құмтас-алевролит шөгінділердің араласуынан тұрады.
Бор жүйесінің терригендік шөгінділерінде екі сулы кешен байқалады: неоком
және альб-сеноман. Оларды бірбірінен бөліп тұрған қалқан ретінде апт
саздарының орнықты будағы қызмет етеді. Неоком суларының жалпы
минералдылығы -19,3-21,7 гл. Суда борм -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 10мгл, сулар
гидрокарбонаттық-наттийлік, сульфат-натрийлік, хлоркальцийлік түрге жатады.
1.5.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері
Сигма 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.
ХІІІ-ХХІІІ 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
ма”ында, сондай-ақ тере” 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 суларының орташа тығыздығы 1081 (ХІІІ горизонт)-1105 кгм3 (ХХІV
горизонт), қалыпты жағдайларда барлық горизонттар үшін орташа 1098 кгм3.
Қабат қысымы 11,4 Мпа және температурасы 62 0С-де минералдылығы 140 мгг су
үшін анықталған физикалық, шамалар: тұтқырлық, -0,6 мПа-с, көлемдік
коэффициенті –1,015, сығымдылық, коэффициенті –3,2 Па.
2 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Сигма кен орнындарының қазіргі жағдайы
Тек Қазақстан Республикасында ғана емес, сондай-ақ бұрынғы КСРО
көлемінде е” ірі кен орындары қатарына жататын Сигма кен орны 1961 ж.
ашылып, өнеркәсіптік игеруге 1965 ж. берілген. Сигма 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.
Сигма кен орны – көп қабатты, геологиялық құрылысы өте күрделі. Бор
және юра шөгінділері қимасында 25 өнімді горизонттар (І-ХХV) белгіленген;
мұнайлылықты” негізгі қабаты – жоғарғы – орта юра кезе”інің ХІІІ-ХVІІІ
горизонттары.
ХІІІ-ХVІІІ горизонттардың өнімді қалы”дығы өзіне 48 қабатты
жинақтаған 18 будаққа мүшеленген. Онша үлкен емес мұнай кеніштері
мұнайлылықты” төменгі қабаты ХІХ-ХХІV горизонттарда үш көтерілуге
шоғырланған: Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымүрын.
ХІІІ-ХVІІІ горизонттар кеніштері біртұтас сумұнай жанасуымен массивті
қалы”дық қалыптастырады.
Негізгі мұнайлылық қабатының өнімді горизонттары (ХІІІ-ХVІІІ) 7,8-
21,1 м орташа мұнайға қаныққан қалы”дықпен сипатталады, мұндағы
кеуектілікті” орташа шамасы 22-27 %, ал өткізгіштік 0,179-0,276 мкм2.
Кен орнындағы қабат мұнайларының тұтқырлығы 3,7-4,7 , парафин 22
% және асфальтенді-шайырлы заттар 20 %.
Кен орны мен жеке өнімді горизонттар бойынша мұнайдың бастапқы
баланстық (геологиялық) қорын со”ғы ресми есептек 1980 жыл жүргізілген
болатын, ал кейінгі жылдары қорларды жедел бағалаулар жүргізіліп отырылды
және олар ресми көрсеткіштерге бәлендей жа”алық әкелген жоқ. Сондықтан
қазіргі кезде кен орнының 1054566 мы” т. қосынды бастапқы баланстық
(геологиялық) мұнай қорлары Сигма кен орнының қорларының игерілуі мен
өндірістік мүмкіндіктерін анықтағанда негізгі бағдар болып табылады.
Алғашқы жобалық құжаттарда аяққы мұнай алу коэффициенті (МАК) негізгі
өнімді горизонттар (ХІІІ-ХVІІІ) мен әрбір бөлік үшін бірдей – 45 %,
мұнайлылықты” төменгі қабаты (Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын
күмбездері) үшін – 30-35 % шамасында анықталған болатын. Кейін бірнеше рет
жа”а 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 со”ғы уақытқа дейін 1981 ж. бекітілген 464775 мы” т.
Көлемдегі бастапқы алынатын қорлар қолданылып жүр. Кен орнының даму
перспективаларын анықтаудағы е” алдыңғы қатарлы және ма”ызды мәселелердің
бірі-әрбір бөлік бойынша геология-физикалық ерекшеліктерді, игеру тарихын
және қорлардың қазіргі игерілу күйін есепке ала отырып мұнайдың алынатын
қорларын объективті есептеу.
Көпқаблаттылығы, 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 Сигмаға ұқсас кен орнын жобалау мен
пайдалану тәжірибесі болған емес.
Ен 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 қарастырады:
кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен
температурасын көтеріп ұстау;
төрт пайдалану кешенін бөлу: І кешен – ХІІІ+ХІV горизонттар; ІІ
кешен – ХІІІ+ХІV горизонттар; ІІІ кешен – ХVІІ горизонт; ІV кешен – ХVІІІ
горизонт;
І және ІІ негізгі пайдалану кешендері бойынша кен орнын айдау
ұңғымалары 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 ұңғымаларындағы түп қысымын мұнайдың газбен қанығу
қысымынан 25 %-ке төмен ұстау;
айдау желілеріндегі қысымды бастапқы қабат қысымы де”гейінде
ұстау;
суды айдау қысымы – 10МПа.
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 ұңғымаларындағы түп қысымы мұнайдың газбен қанығу
қысымының 55...65 %-ін құрады. Нәтижесінде үлкен газсызданған аймақтар пайда
болады, 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 ұңғымалары қатарларымен қосымша
кесу өндіру ұңғымаларын бұрғылау арқылы І және ІІ кешендерді ірілендіру
және әрбір горизонтқа су айдау жүйесін ұйымдастыру, ІІІ және ІV кешендерді
нұсқа ішінен су айдауға ауыстыру, құмтастардың динза 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 өімді 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 0С-ге төмендеді. Жылдық
мұнай өндірудің е” жоғарғы де”гейіне 1975 ж. қол жеткізілді – 16246 мы” т.,
1976 ж. дейін өндіру көлемінің өсуі экстенсивтік фактор – жа”а ала”дар мен
учаскелерді бұрғылау және іске қосу арқылы болып отырды. Бұл кезде су айдау
қарқынының артуына қарамастан мұнай шығымы төмендей берді. Негізгі
горизонттар мен ала”дар бұрғыланып болғаннан кейін мұнай өндіру төмендеді
(1980 ж. дейін тұрақтау болған жоқ) және ұңғыма 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. ХІІІ-ХVІІІ 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
жылпылау 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 ұңғымалары қатарларымен ені 2 км
бөлктерге бөлінеді;
барлық жобадағы ұңғымалар әр өнімді горизонтқа жеке бұрғыланады;
әрбір ұңғымаға тиісті бастапқы алынатын қорлар өндіру
ұңғымаларының 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 14225, су айдау қорында 572 ұңғыма
болды. Мұнай өндіру, сол кездегі мұнайды алу коэффициенті, бұрғылау және
ұңғымалар 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. Бұл
кезе”де 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 %). Ұңғымаларды 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 е” үлкен шамамен салыстырғанда 80 %-ке азайды –
3248 мы” т., өнімнің орташа сулануы 59,9 % болды.
1987 ж. бастап кен орнын игеру со”ғы игеру жобасынан сәйкес
жүргізілуге тиіс болатын. Алайда, объективті себептер: жалпы экономикалық
жағдайдың нашарлауы, МГӨБ қаржы жағдайының күрделілігі, ұңғыма бұрғылаудың,
жөндеу жұмыстарының, жерасты және жерүсті жабдықтардың қымбаттауына және
т.б. байланысты жобалық шешімдер орындалмады, нақты көрсеткіштердің
жобадағыдан қалуы жылдан-жылға арта береді. Бұрғылау көлемдері қысқарды,
техникалық себептерге байланысты өндіру және су айдау ұңғымалары тоқтатыла
бастады, істер тұрған ұңғымалардың жөндеу аралық уақыты азайды. Мұнайды
механикалық игерудің техникалық құралдары жетіспегендіктен қолдағы бар
тере” сорап жабдықтарын пайдалануға тура келді, бұл жағдайда оның өнімділік
сипаттарының ұңғымалардың өндіру қабілеттеріне сәйкес келу-келмеуі есепке
алынбады, нәтижесінде көптеген жұмыс істеп тұрған ұңғымалар оптималдық емес
режимде пайдаланылады, сондықтан шығымдар жалпы төмендеді.
Нәтижесінде қалыптасқан жағдайларда мұнай мен сұйық өндіру,
ұңғымаларды 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. Сигма кен орны бойынша
мұнайдың алынатын қалдық қоры – 215571 мы” т.
Сигма кен орнын игерудің 1998 ж. жобалық көрсеткіштермен
салыстырғандағы негізгі көрсеткіштері 2.2-кестеде келтірілген. Бұл 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 ұңғымалары жұмыс
істейтін қорының күрт азаюы;
қабатқа алдын-ала дайындаусыз минералдылығы жоғары, коррозиялық
активті Теңіз және бұралқы суларды айдау нәтижесінде болған технологиялық
жабдықты” коррозиясы салдарынан қабат қысымын көтеру жүйесінің бұзылуы;
жа”а ұңғымаларды бұрғылау, ұңғымалар мен жабдықтарды жөндеу,
коммуникацияларды коррозиядан мақсатындағы технологиялық процесстердің,
ұңғымалар қорымен профилактикалық жұмыстар көлемінің азаюы;
Кесте-2.1. – 2000 ж. “Сигмамұнайгаз” АҚ кен орындары бойынша игерудің
жобалық көрсеткіштерінің орындалу
Көрсеткіштер Сигма
жоспар нақты
1 2 3
1.Мұнай өндіру, мы” т. 6153,2 3387,1
2.Сұйықтық өндіру, мы” т. 30934 13685
3.Орташа жылдық сулану, % 80,1 75,3
4.Мұнайдың орташа тәуліктік шығымы, ттәулік 4,5 3,9
5.Сұйықты” орташа тәуліктік шығымы, ттәулік 22,7 17
6.Игерудің басынан бастап өндірілген мұнай, мы” т. 309123 272254
7.Игерудің басынан бастап өндірілген сұйықтық, мы” 755715 551068
т.
8.Игерудің басынан бастап су айдау, мы” м3 1083715 980076
9.Бір жылға су айдау, мы” м3 40402 25329
10.Қазіргі алынатын қордан өндіру қарқыны, % 3,3 1,86
11.Бастапқы алынатын қордан өндіру қарқыны, % 1,2 0,77
12.Өндіру ұңғымаларының пайдалану қор, ұңғыма 4138 3210
13.Өндіру ұңғымаларының жұмыс істейтін қоры, ұңғыма 3918 2629
14.Су айдау ұңғымаларының қоры, ұңғыма 1719 1207
15.Су айдау ұңғымаларының жұмыс істейтін қоры, 1587 684
ұңғыма
16.Жыл аяғына суланған ұңғымалар саны, ұңғыма - 1520
қабат қысымын көтеру жүйелерін қайта қалпына келтіру мен
жабдықтардың болмауы, су айдау қысымын жобалық шамаға дейін көтере алмау;
мұнай кәсіпшілік жабдықтар мен арнайы техниканың физикалық және
моралдық тозуы.
2000 ж. Сигма кен орны бойынша тәуліктік өндіру – мұнай үшін 9852,7
ттәу., сұйықтық үшін 26104 т. Тәуліктік су айдау 72602,8 мтәу.
Есептік кезе” үшін барлығы 3067 мы” т. Мұнай өндірілді, бұл 1978 ж.
салыстырғанда 110,3 %.
1.01.2001 ж. қосынды мұнай өндіру 282652 мы” т., сұйық өндіру 570658
мы” т., су айдау 1016462 мы” м3 (2.2-кесте).
2000 ж. мұнай бергіштікті арттырудың сұйықты қарқынды алу және ыстық
су айдауды көбейту сияқты жа”а әдістерін енгізі есебінен қосымша 777,2 мы”
т. Мұнай өндірілді, бұл “Сигмамұнайгаз” акционерлік қоғамы бойынша
өндірудің 25,3%-і.
Сигма кен орнында қабат қысымын көтеру жүйесінің технологиялық
қажеттері, сондай-ақ ұңғымаларды бұрғылау үшін Теңіз, бұралқы және Волга
суын қолданады (2.3-кесте).
1.01.2000 ж. жағдай бойынша су айдау 17 шоғырлы сорап станциялары,
оның ішінде 13 БШСС және 4 ШСС арқылы жүргізілді. Барлығы 78 сорап
орнатылған, олардың жалпы теориялық өнімділігі 336970 ттәулік.
2000 ж. өнімді горизонттарға 21400 мы” м3 су айдалды, оның ішінде
ыстық су 2018 мы” м3 (2.3-кесте).
2000 ж. қабат қысымын көтеруге, мұнай кәсіпшіліктері мен бұрғылау
мұқтажтарына қолданылатын судың өнімсіз жұмсалуы 2663 мы” м3 болды, бұл
жалпы су көлемінің 11 %-і. “Сигмамұнайгаз” АҚ бойынша қабат қысымын көтеру
жүйесіне айдалатын су жоспарының 4200 мы” м3-ке орындалмауы отын
жетіспеуіне байланысты МАЭК-” электр энергиясын шектеу салдарынан УПТЖ-”
Теңіз суын айдау жоспарын өтемеуі себебінен болды. Алайда, қабатқа су айдау
жоспарының орындалмауына жоғарыдағы себептер ғана емес, сондай-ақ су
құбырларының тозып жарылуы, ШСС-да судың ысырап болуы, дренажды сораптардың
болмау, пайдалану тізбегінде са”ылау болуы, тізбек сыртына ағып кету себеп
болды.
Кесте-2.2. Қабат қысымын көтеруге (ҚҚК) қабатқа су айдау (мы” м3)
Аталуы 2000 жыл 1999 жыл-ға
%
жоспар нақты % +-
“Сигмамұнайгаз” АҚ барлығы 25333 28484 112 -4200 137
оның ішінде
Теңіз суы 15333 18306 82 -4152 64
Бұралқы су 10000 10178 89 -579 87
Тазартылған ыстық су - 531 - - 69,9
2.2 ХІІІ горизонтты игерудің жағдайы
1.01.2001 ж. дейін ХVІ горизонтты” мұнай кеніштерінен 2715,5 мы” т.
Мұнай және 50601 мы” т. Сұйық өндірілді. Өндіруұңғымаларының жұмыс істейтін
қоры 327 ұңғыма (олардың 103-ХVІ+XV, XVІ+XV+XVІІ, XVІ+XІІІ, XVІ+XІV
горизонттарды бірге пайдаланады), оның ішінде 1 фонтандық, 1 газлифт және
325 ШТС-пен жабдықталған. Жұмыс істейтіндер тобына 43 ұңғыма жатады. Су
айдау ұңғымаларының жұмыс істейтін қоры 94 ұңғыма. Бақылау ұңғымалары 63.
Горизонт кенішті 12 бөлікке бөлетін нұсқа ішіндегі айдау ұңғымалары арқылы
ыстық су айдау жолымен қабат қысымын көтеру арқылы игеріледі. Одан басқа,
2а, 3, 3а, 4, 4а бөліктерінің орталық бөлігінде сатылық термалдық су айдау
енгізілген. Талдаулар көрсеткендей XVІ горизонтты игерудің негізгі
көрсеткіштері жобадан төмен.
Айталық, 1.01.2001 ж. дейінгі қосынды мұнай өндіру жобадағыдан 6,2 %-
ке төмен. Сүйықты” жылдық өндірісі жобадан 50,8-57,1% аз, осының
нәтижесінде өнімнің жалпы сулануы жобадан 20-30 % төмен.
2000 ж. орташа жылдық сулану 62,6 % болды. 1994-2000 жж. өндіру
ұңғымаларының қоры жобадан 40 ұңғымаға (11,5 %) аз. Айдау ұңғымаларының
жұмыс қоры жобалық мөлшерге сәйкес тіпті 2-6 ұңғымаға көп.
XVІ горизонтты бұрғылаудың өнімділігі төмен аймақтарда қысымды көтеру
үшін қабат қысымын көтеру жүйелерін қалпына келтірудің жай жүруіне
байланысты негізінен геологиялықфизикалық шарттары қолайлы учаскелерде
жүргізілгенін айтып кету керек.
1994-2000 жж. өндіру және айдау ұңғымалары торының нақты тығыздығы
жобадағыдан 0,3-10,2 %-ке сирек болғанмен, арта бастады, 1.01.2001 ж. ол
жобадағы 195000 м2ұңғ. Орнына 186000 м2ұңғ. құрады.
Ұңғыманың мұнай шығымы жобалық шамаға жақын (3,4 ттәулік). 2000 ж.
ұңғыманың сұйық шығымы 9,1 ттәулік болды. Алудың су айдаумен орнын толтыру
100 % болды, өйткені нақты алымдар жобадан төмен. 2000 ж. ысырап болуларды
есепке алғанда бұлгоризонтқа 2,633 млн. м3 су айдалды. Қабат жағдайларында
жобадан төмен сұйық алымдарының орнын сумен толтыру қосындысы 121,9 %
болды, бұл талданылудағы кезе”де қабат қысымын 0,5 МПа-ға көтеруге
жәрдемдесті.
Талдаулар көрсеткендей, XІІ горизонтты игеру көрсеткіштер жобадан
төмен болса да, олардың жақсаруға бет бұрғанын байқауға болады.
Горизонт бойынша жобалық көрсеткіштердің орындалмауының басты себебі
жобалық өндіру ұңғымалардың толық бұрғыланбауы. Өндіру ұңғымаларын бұрғылау
графигі орындалған жағдайда мұнай өндіру бойынша жобалық көрсеткіштерге
жетуге, тіпті асып түсуге болар еді.
2.3 Сигма кен орнының өндіру және айдау ұңғымалары қорының жағдайы
1.01.2000 ж. жағдайға Сигма кен орнында барлығы 5948 ұңғыма болды,
оның ішінде пайдалану қоры – 3603 (60,5 ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 1
Кең орнының геологиялық зерттелуінің және игерілуінің тарихы 1
1.2 Стратиграфия 4
1.3 Тектоника 10
1.4 Мұнайгаздылық 12
1.5 Сулылық 16
1.5.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері 18
2 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 19
2.1 Сигма кен орнындарының қазіргі жағдайы 19
2.2 ХІІІ горизонтты игерудің жағдайы 28
2.3 Сигма кен орнының өндіру және айдау ұңғымалары қорының жағдайы 30
2.4 Платформа 33
2.4.1 ЖБЖБҚ-” технологиялық жабдықтары 39
2.5 ЖБЖБҚ-” энергетикалық жабдықтары 41
2.6 ЖБЖБҚ-” жұмыс бақылау және басқару 43
2.6.1 Механикалық қондырғымен бақылау және басқару жүйесі 46
2.6.2 Қосымша механизмдерді және жүйелерді басқарумен бақылау жүйелері
47
2.6.3 ЖБЖБҚ-” жағдайын бақылау және басқару жүйелері 49
2.7 ЖБЖБҚ-н жа”а нүктеге көшіріп апару 53
2.7.1 ЖБЖБҚ-н пайдаланудың ерекшеліктері 55
2.8 Қабатты жылумен ө”деу жүйесінің өндірістік есептелуі 57
3 ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 62
3.1 “Өзенмұнайгаз” акционерлік қоғамының ұйымдастыру сипаттамалары 62
3.2 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру 62
3.3 Текникалық жабдықтау 64
3.3.1 Автоматтандыру мен телемеханикаландыру дәрежесі 64
3.4 Материалдық - техникалық жабдықтауды ұйымдастыру 65
3.5 Кәсіпорын транспортын ұйымдастыру 65
3.6 Ұңғымаларды жөндеуді ұйымдастыру 66
3.7 Өзен кен орнын игерудің жобалық және нақты техника – экономикалық
көрсеткіштерін талдау 68
3.7.1 Өндірістегі өнімнің көлемін шараны енгізгеннен кейінгі есебі 71
4 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 77
4.1 Қорғау шаралары 79
5 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 81
5.1 Технологиялық үрдістердің атмосфераны, литосферны (топырақ, жер
қойнауы) ластаушы заттар көзі ретінде талдануы 81
5.2 Атмосфераны ластау көздері 82
5.3 Атмосфералық ауаны қорғау 85
5.3.1 Литосфераны қорғау (топырақ және жер қойнауы) 85
5.3.2 Гидросфераны қорғау 86
5.3.3 Жануарлар әлемін қорғау 87
5.4 Литосфераны ластау көздері 88
5.5 Мұнай көмірсутектерінің Теңізге төгілуінің алдын алу 90
5.6 Қалдықтары басқару жоспары 93
5.7 Гидросфераны ластау көздері 94
5.8 Өнеркәсіпорындардың қауіп санатын анықтау (ӨҚС) 96
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
Кең орнының геологиялық зерттелуінің және игерілуінің тарихы
Теңізді зерттеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Теңіз мұнайының
алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспас орлары мен құдықтарының ауданында
А.А.Насибьянц тапқан.
1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновты”
жетекшілігімен Теңізге ірі кешенді геологиялық-геофизикалық экспедиция
ұйымдастырады. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес қосты. 1951 ж.
“Казнефтеобъединение” бас геологы Н.А.Кадин Батыс Қазақстанның геологиясы
мен мұнайлылығы бойынша ке” мәлімет берді, барлық геологиялық материал
талданды және Теңіздің, мұнайгаздылық болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Ма”ғыстау
түбегінің бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Төбешік аланыңда құрылымдық-
іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.
1957-1961 жж. те”іздегі өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі мәселелер
шешілді. Бұл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға үш аудан ұсынады.
Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады, Төбешік аланыңда мұнай кен
орны анықталады, 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
NІ ұңғыманы сынағанда 10 мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м3 фонтан алынды.
Горизонтты” өндірістік бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде сынаумен
берілді. 1963 ж. наурыздың басында осы горизонттағы 2 және 22 ұңғымалардан
мұнай фонтандары атқылады.
Сигма кен орнын өнеркәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің, 1963 ж. 7 қыркүйектегі қаулысымен Шевченко “Теңізнефть”
бірлестігі құрылды да, Сигма экспедициясы соның құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Сигма 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; ІІІ объект -ХVІІ горизонт; 4 объект -ХVІІІ горизонт;
негізгі пайдалану объектілері (І және ІІІ) бойынша кең орның
айдау ұңғымаларымен 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 ХІІІ-ХVІІІ
горизонттар 2,5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді су арынды
режимде игерілді.
Сигма кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен ұңғымалар шығымы төмендей берді.
1971 ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне
тек өндіру ұңғымалары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізіледі. Негізгі
ала”дар мен горизонттар бұрғыланып біткеннен соң мұнай өндіру төмендеді
және ұңғымалар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай өндірудің құлау
коэффициенті 1976 ж.-5, 1977-1979 жж. 15,6... 10 %.
1974 ж. жасалған игеру жобасының келесі жағдайлар қарастырылды:
әрбір горизонт жеке игеру объектісі болып табылады;
өнімді горизонттар ені 2 км блоктарға айдау ұңғымалары
қатарларымен бөлінеді;
жана ұңғымалар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады,
ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын 1979 ж.
қарай толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды.
Со”ғы шартты” орындалуы қосымша 49,3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік берер
еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көше 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 дайындалды. 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 қабатты” жабыны мен табаны
қыздырылады. Бұл жағдайда салқын су қабатты” қызған жабыны мен табанынан
келетін жылу арқылы жылиды, ал, артынан салқын су айдағанда ыстық су
қабатқа қарай ысырылады.
1.2 Стратиграфия
Сигма кен орнында тере” барлау бұрғылаумен қалы”дығы шамамен 3600 м
шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрамында триас, юра,
бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын алады. Олардың былай
белгіленуі ұңғыма үлгітастарын-зерттегенде алынған палеонтологиялық,
мәліметтерге және Теңіздегі басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен
салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы
шекаралар шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Со”ғы кезде
микрофауна мен т.б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық
үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Сигма кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділерімен
байланысты. Кен орнының геологиялқ қимасында бор және юра шөгінділеріне
қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. І-ХІІ горизонттар (жоғарыдан
төмен қарай) жасы бор-газды, ХІІ-ХVІІІ горизонттар жоғарғы және орта юра –
кен орнының негізгі мұнай-газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі юраның ХІХ-
ХХІV горизонттары мұнайгазды.
Пермь-триас (РТ) шөгінділері Сигма кен орнының, е” көне жыныстары болып
табылады.
Пермь-триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь тере” метаморфизм іздері бар кү”гірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т) шөгінділері
қо”ыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен орын алады. Бұл
шөгінділердің ө”түстік Теңіздегі қалы”дығы 440 метрге жетеді, жабынында
шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің
біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл шөгінділер жалпы қалы”дығы
1500-1600 м болатын біртұтас о”түстік Теңіз тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі, орта
және жоғарғы, жалпы қалы”дығы 1300 м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және орта
түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түіршіктері 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 күнгірт, кейде қо”ыр. Олар әдетте аргиллитке ұқсас
және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар, алевролиттер мен саздардың
алмасу негізінен қиғаш қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек
тәрізді құрылым дамыған, оның қалы”дығы шайылу нәтижесінде күрт
өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалы”дығы 120-130 м.
Төменгі юра қимасында ХХІV-ХХV екі өнімді горизонт айқындалған.
Орта”ғы бөлім (J2)
О”түстік Теңіз аумағында орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан е”
ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу өнімді
горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз байланысты. Орта
юрада жалпы қалы”дығы 700 м аален, байос және бат ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2a)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды-галькалы жыныстардан құралған
және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы мүмкін.
Ярусты” қимасында сұр және қо”ыр әртүрлі түйіршікті құмтастар басым,
олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері ке” жайылған. Кейде со”ғылары
гравелиттермен алмасады. Аален құтастары мен гравелиттерінің цементі
негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш түрлі болады. Біршама
көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гревелиттер арасында ұсақ галькалы
конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте, сұр, қарасұр, кейде қо”ыр
түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярусты” жалпы қалы”дығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара ХХІІ горизонтты” табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2b)
Байос шөгінділері е” 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 қалы”дығы 500-ден 520 м-ге дейін
өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері екі
подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2b1)
Бұл подярусты” шөгінділерінің жалпы қалы”дығы 470 м, және саздар,
құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес затты” қабатшалары алмасуымен
көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен қатталады. Құмтастар мен
алевролиттердің түсі негізінен сұр және сұр, кейде қо”ыр және сары да
болады. Сирек қарасұр түсті құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар
көбіне қарасұр, тіпті қара, кейде қо”ыр түсті.
Сигма кен орнының төменгі байос шөгінділерінде ХХІІ, ХХІ, ХХ, ХІХ,
ХVІІІ және ХVІІ горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалы”
құмтастар мен алевролиттер қабаттарының тұрады. Құмтастар сұр, қо”ыр-сұр,
нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара қо”ырсұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара
шартты түрде ХV горизонтты” табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат
шөгінділерінің қалы”дығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J2)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен Теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфорд және кембридж ярустары
ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан сазды
қалы” қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары сұр, қарасұр,
күлдей сұр, кейде жасыл және қо”ыр түсті. Құмтастар мен алевролиттердің
түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қо”ыр. Құмтастар арасында ұсақ
түйіршіктілері көп. Келловей ярусында ХІV горизонтты” жоғарғы бөлігі мен
ХІІІ горизонт орналасқан. Оның қалы”дығы 50-135 м.
Оксфорд-Кембридж шөгінділері (J30o-km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері ааленкелловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-
карбонатты жабын ретінде көрінеді. Ол саз-мергель жыныстарының біршама
қалы” қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен әктастар
жұқа қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-Кембридж шөгінділерінің
қалы”дығы 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, орта”ғы терриген (альб,
сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярустары. Төменгі бөлікке ХІІ
горизонт, ал орта”ғы және жоғарғы бөліктерге, І, ІІ, ІІІ, ІV, V, VІІ, VІІІ,
ІХ, Х және ХІ газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалы”дығы 1100 м
шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалы”дығы алевролит және саз қабаттары
мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (К2)
Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген
шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың бірқалыпты қабаты
жатады. Палеоген шөгінділерінің қалы”дығы 150-170 м. Неоген жүйесі тортон
және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон ярусының қалы”дығы 19-25 м, сармат
ярусы 80-90 м.
Палеоген жүйесі (Р)
Палеоген шөінділеріне 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 қалы”дығы 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 қалы”дығы 115 м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен
көрінеді. Шөгінділер қалы”дығы 5-7 м.
1.3 Тектоника
О”түстік Теңіз сипаттары жүйесінің солтүстік қанатына жататын Сигма
тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта біршама құрылымдар
шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары байланысты.
Солтүстігінде Сигма құрылымы о”түстік-шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жі”ішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік қанатта
жыныстардың құлау бұрышы 30. Жыныстардың құлау бұрышы 5-60 болатын о”түстік
бөлікті” қатпары да осындай жі”ішке ойыспен Те”ге көтерілуінен бөлінеді.
Ауданның батыс бөлігінде Сигма қатпарының периклиналі үлкен емес белес
арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде,
Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Сигма көтерілуі күрт төмендейді.
Сигма 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. О”түстік қанат шамалы тіктеу. Мұнда ХІV
горизонтты” жабыны бойынша құлау бұрышы 6-80. Қатпардың солтүстік бөлігі
біршама жайпақтау. Солтүстік қанатты” батыс жартысында ХІІ горизонтты”
жабыны бойынша құлау бұрышы 1-30. Құрылымның батыс бөлігінде мұнай
ке”іштері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік-батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Сигма құрылымының о”түстік
қанатын күрделіндіреді. ХVІІІ горизонтты” жабыны бойынша көтерілу
амплитудасы 30 метрге жетеді, және со”ғы 1300 м тұйық, изогипс бойынша
құрылым өлшемдері 2,9х0,9 км. Солтүстік-батыс күмбез Сигма құрылымының
солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс бойынша көтерілу
өлшемдері 3,5х2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің
о”түстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты созылған. Өзен
қатпарының перикиналдық аяқталуы мұнда ХІІІ горизонт жабынында 1700 м
изогипспен ерекшеленеді. Келесі изогипстер Сигма және Қарамандыбас
қатпарларын №58 ұңғыма ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге
біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда ХІІІ
горизонтты” жабыны бойынша құлау бұрышы 3-40.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде негізінен
құрылымның ұзын есіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер қатары
белгіленеді. Сигма көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі кірігеді,
онда да мұнай кеніштері бар. ХІV горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері
10.8х4.5 км, амплитудасы 105 м.
1.4 Мұнайгаздылық
2000 ж Сигма кен орнынан 3606100 т мұнай өндірілді. Мұнай өнімінің
горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): ХІІІ горизонт-27,5; ХІV
горизонт-39,9; ХV горизонт-12; ХVІ горизонт-10,9; ХVІІ горизонт-5,7; ХVІІІ
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.ХІІІ-ХІV горизонттардан мұнай мен сүйықтықты” басым бөліп
өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64%-ін
құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру ұңғымасының орташа
тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3,1-5,4 ттәулік, сұйықтық бойынша 6,7-15,8
ттәулік. ХІІІ-ХІV горизонттар айдау ұңғымалары қатарларымен 64 жеке игеру
бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір горизонтты” бөліктері бір-бірінен бастапқы
баланстық, игерілген қорларымен және өнімді қабаттарының қасиеттірімен,
бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру
ке” аралықта өзгереді.
Сигма кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тере”деген сайын
этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы қоспасы
бар “құрғақ” метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622 кгм3
шамасында.
Ала” бойынша қабат колекторлардың таралуы тиімді мұнайлы қалы”дықтар,
игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша анықталған.
Сигма кен орнының өнімді шөгінділері қоллекторлардың ерекше түріне-
қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бұл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95 % құраса, ал Сигма кен
орнының полимикалық коллекторларында кварц құрамы 30 % шамасында;
жыныстарда кварц құрамы 70 % болса, минерал орнықсыз саналады.
Негізінен қа”қа фракциясын бекітуге, тығыздауға және цементтеуге
кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене құыстардың қалыптасуына соқтырады.
Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30 %-ке жетеді. Өткізгіштікті”
салыстырмалы төмен шамаларындағы суға қа”ыққандықты” жоғары болуы да
кішкене қуыстардың көптігімен түсіндіріледі. 1.1-кестеде келтірілген.
Кесте-1.1. Геофизикалық, мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m,%
ХІІІ 21
ХІV 22
ХV, ХVІ 23
ХІІ, ХVІІІ 24
Өткізгіштік Сигма 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. Өткізгіштікті” жеке потенциаллар мен гамма-әдіс көрсеткіштерімен
байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалар бөліктерді, белгіленген
аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді
ары қарай қолдану ынғайлы 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, қаттарлар
мен көрсеткіштер анықталды.
Кесте-1.2. Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері
Горизонттар Кор, МКМ2 Ұңғы. Саны hМ.О.Р,М
ХІІІ 0,206 458 10,8
ХІV 0,290 349 24,0
ХV 0,167 373 15,5
ХVІ 0,207 311 18,4
ХVІІ 0,76 96 23,4
ХVІІІ 0,178 63 19,8
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2. Өткізгіштікті”
орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты. Кестеде сондай-ақ
ұңғымалар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалы”дықты” орташа
арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар
мен бөліктердің мұнайлы қалы”дықтарының әртүрлі екенін көреміз. ХІІІ
горизрнт е” аз қалы”дықпен сипатталады.
ХVІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық за”дылық бар: ұсақ
түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен
мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалы”дығы 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 қалы”дағының 10-51 м-ден 0,5-1,6 м-ге күрт азаюы
мен 0,05 мкм2 өткізгіштікті болуымен байланысты горизонтты” негізгі
бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан
коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының жағдайын
талдау үшін барлық нақты материалдар алған рет тұтас горизонттардағы жоғары
өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке ө”делді. Бұдан
басқа, ұңғымалар бойынша жа”а қосымша материал мен геологиялық құрылымдар
ала” бойынша коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және
сыртқы мұнайлылық нұсқасын дел анықтауға мүмкіндік берді.
ХVІ өнімді горизонтқа горизонтқа орта”ғы юраның байос ярусының жоғарғы
бөлігіне жататын шөгінділер кешені кіреді. Горизонтты” жалпы қалы”дығы 40-
50 м. Мұнайға қаныққан орташа тиімді қалы”дық 18 м. Барлық горизонттар
сияқты күрделі көпқабатты игеру кешені болып табылады. Күрделі болуы
қабаттардың литологиялық қасиеттерінің өзгергіштігіне байланысты. ХVІ
горизонт құмтас-алевролит және саз шөгінділерінің астарласқан түрінде.
ХІІІ-ХVІІІ горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдық сипатқа ие:
мұнайда парафин (29 %) көп болуы;
мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат
температурасына те”;
құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы
қабат қысымының арасының шамалас болуы;
газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы +3 0С;
Кесте-1.3. Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер ХІVІ горизонт
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа-с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы, 0С 66
1.5 Сулылық
1965 ж Сигма кен орнының қимасында тере” бұрғылау нәтижесінде ашылған
стратиграфтялық, литлогияляқ, коллекторлық қасиеттер негізінде екі
гидрогеологиялық қабат анықталған: бор және юра. Олардың ортасында
қалы”дығы 100м саздар мен мергелдерден құралған қалқан бар.
Юра кешенінің сулылығы
Юра шөгінділерінде екі сулы кешен көрінеді: келловей ярусының орта”ғы
және төменгі юрадан тұратын терригендік пен карбонаттық жоғарғы юра.
Терригендік сулы кешен
Жалпы қалы”дығы 800-1000 м терриген және сазды жыныстар араласуы
түрінде. Юра терригендік сулы кешеннің суларының минералдылығы 127-152 мг-
л, хлор құрамы 2700-2900 мг. экв.л, магний 140-180 мгэкв.л, кальций 400-
500 мг.экв.л, йод 3-8 мг.экв.л, йод гидрокарбонаты 2-3 мг.экв.л. Сигма
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 қалы”дағынан 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
Борқабаты 700-800 м құмтас-алевролит шөгінділердің араласуынан тұрады.
Бор жүйесінің терригендік шөгінділерінде екі сулы кешен байқалады: неоком
және альб-сеноман. Оларды бірбірінен бөліп тұрған қалқан ретінде апт
саздарының орнықты будағы қызмет етеді. Неоком суларының жалпы
минералдылығы -19,3-21,7 гл. Суда борм -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 10мгл, сулар
гидрокарбонаттық-наттийлік, сульфат-натрийлік, хлоркальцийлік түрге жатады.
1.5.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері
Сигма 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.
ХІІІ-ХХІІІ 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
ма”ында, сондай-ақ тере” 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 суларының орташа тығыздығы 1081 (ХІІІ горизонт)-1105 кгм3 (ХХІV
горизонт), қалыпты жағдайларда барлық горизонттар үшін орташа 1098 кгм3.
Қабат қысымы 11,4 Мпа және температурасы 62 0С-де минералдылығы 140 мгг су
үшін анықталған физикалық, шамалар: тұтқырлық, -0,6 мПа-с, көлемдік
коэффициенті –1,015, сығымдылық, коэффициенті –3,2 Па.
2 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
2.1 Сигма кен орнындарының қазіргі жағдайы
Тек Қазақстан Республикасында ғана емес, сондай-ақ бұрынғы КСРО
көлемінде е” ірі кен орындары қатарына жататын Сигма кен орны 1961 ж.
ашылып, өнеркәсіптік игеруге 1965 ж. берілген. Сигма 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.
Сигма кен орны – көп қабатты, геологиялық құрылысы өте күрделі. Бор
және юра шөгінділері қимасында 25 өнімді горизонттар (І-ХХV) белгіленген;
мұнайлылықты” негізгі қабаты – жоғарғы – орта юра кезе”інің ХІІІ-ХVІІІ
горизонттары.
ХІІІ-ХVІІІ горизонттардың өнімді қалы”дығы өзіне 48 қабатты
жинақтаған 18 будаққа мүшеленген. Онша үлкен емес мұнай кеніштері
мұнайлылықты” төменгі қабаты ХІХ-ХХІV горизонттарда үш көтерілуге
шоғырланған: Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымүрын.
ХІІІ-ХVІІІ горизонттар кеніштері біртұтас сумұнай жанасуымен массивті
қалы”дық қалыптастырады.
Негізгі мұнайлылық қабатының өнімді горизонттары (ХІІІ-ХVІІІ) 7,8-
21,1 м орташа мұнайға қаныққан қалы”дықпен сипатталады, мұндағы
кеуектілікті” орташа шамасы 22-27 %, ал өткізгіштік 0,179-0,276 мкм2.
Кен орнындағы қабат мұнайларының тұтқырлығы 3,7-4,7 , парафин 22
% және асфальтенді-шайырлы заттар 20 %.
Кен орны мен жеке өнімді горизонттар бойынша мұнайдың бастапқы
баланстық (геологиялық) қорын со”ғы ресми есептек 1980 жыл жүргізілген
болатын, ал кейінгі жылдары қорларды жедел бағалаулар жүргізіліп отырылды
және олар ресми көрсеткіштерге бәлендей жа”алық әкелген жоқ. Сондықтан
қазіргі кезде кен орнының 1054566 мы” т. қосынды бастапқы баланстық
(геологиялық) мұнай қорлары Сигма кен орнының қорларының игерілуі мен
өндірістік мүмкіндіктерін анықтағанда негізгі бағдар болып табылады.
Алғашқы жобалық құжаттарда аяққы мұнай алу коэффициенті (МАК) негізгі
өнімді горизонттар (ХІІІ-ХVІІІ) мен әрбір бөлік үшін бірдей – 45 %,
мұнайлылықты” төменгі қабаты (Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын
күмбездері) үшін – 30-35 % шамасында анықталған болатын. Кейін бірнеше рет
жа”а 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 со”ғы уақытқа дейін 1981 ж. бекітілген 464775 мы” т.
Көлемдегі бастапқы алынатын қорлар қолданылып жүр. Кен орнының даму
перспективаларын анықтаудағы е” алдыңғы қатарлы және ма”ызды мәселелердің
бірі-әрбір бөлік бойынша геология-физикалық ерекшеліктерді, игеру тарихын
және қорлардың қазіргі игерілу күйін есепке ала отырып мұнайдың алынатын
қорларын объективті есептеу.
Көпқаблаттылығы, 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 Сигмаға ұқсас кен орнын жобалау мен
пайдалану тәжірибесі болған емес.
Ен 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 қарастырады:
кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен
температурасын көтеріп ұстау;
төрт пайдалану кешенін бөлу: І кешен – ХІІІ+ХІV горизонттар; ІІ
кешен – ХІІІ+ХІV горизонттар; ІІІ кешен – ХVІІ горизонт; ІV кешен – ХVІІІ
горизонт;
І және ІІ негізгі пайдалану кешендері бойынша кен орнын айдау
ұңғымалары 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 ұңғымаларындағы түп қысымын мұнайдың газбен қанығу
қысымынан 25 %-ке төмен ұстау;
айдау желілеріндегі қысымды бастапқы қабат қысымы де”гейінде
ұстау;
суды айдау қысымы – 10МПа.
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 ұңғымаларындағы түп қысымы мұнайдың газбен қанығу
қысымының 55...65 %-ін құрады. Нәтижесінде үлкен газсызданған аймақтар пайда
болады, 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 ұңғымалары қатарларымен қосымша
кесу өндіру ұңғымаларын бұрғылау арқылы І және ІІ кешендерді ірілендіру
және әрбір горизонтқа су айдау жүйесін ұйымдастыру, ІІІ және ІV кешендерді
нұсқа ішінен су айдауға ауыстыру, құмтастардың динза 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 өімді 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 0С-ге төмендеді. Жылдық
мұнай өндірудің е” жоғарғы де”гейіне 1975 ж. қол жеткізілді – 16246 мы” т.,
1976 ж. дейін өндіру көлемінің өсуі экстенсивтік фактор – жа”а ала”дар мен
учаскелерді бұрғылау және іске қосу арқылы болып отырды. Бұл кезде су айдау
қарқынының артуына қарамастан мұнай шығымы төмендей берді. Негізгі
горизонттар мен ала”дар бұрғыланып болғаннан кейін мұнай өндіру төмендеді
(1980 ж. дейін тұрақтау болған жоқ) және ұңғыма 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. ХІІІ-ХVІІІ 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
жылпылау 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 ұңғымалары қатарларымен ені 2 км
бөлктерге бөлінеді;
барлық жобадағы ұңғымалар әр өнімді горизонтқа жеке бұрғыланады;
әрбір ұңғымаға тиісті бастапқы алынатын қорлар өндіру
ұңғымаларының 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 14225, су айдау қорында 572 ұңғыма
болды. Мұнай өндіру, сол кездегі мұнайды алу коэффициенті, бұрғылау және
ұңғымалар 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. Бұл
кезе”де 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 %). Ұңғымаларды 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 е” үлкен шамамен салыстырғанда 80 %-ке азайды –
3248 мы” т., өнімнің орташа сулануы 59,9 % болды.
1987 ж. бастап кен орнын игеру со”ғы игеру жобасынан сәйкес
жүргізілуге тиіс болатын. Алайда, объективті себептер: жалпы экономикалық
жағдайдың нашарлауы, МГӨБ қаржы жағдайының күрделілігі, ұңғыма бұрғылаудың,
жөндеу жұмыстарының, жерасты және жерүсті жабдықтардың қымбаттауына және
т.б. байланысты жобалық шешімдер орындалмады, нақты көрсеткіштердің
жобадағыдан қалуы жылдан-жылға арта береді. Бұрғылау көлемдері қысқарды,
техникалық себептерге байланысты өндіру және су айдау ұңғымалары тоқтатыла
бастады, істер тұрған ұңғымалардың жөндеу аралық уақыты азайды. Мұнайды
механикалық игерудің техникалық құралдары жетіспегендіктен қолдағы бар
тере” сорап жабдықтарын пайдалануға тура келді, бұл жағдайда оның өнімділік
сипаттарының ұңғымалардың өндіру қабілеттеріне сәйкес келу-келмеуі есепке
алынбады, нәтижесінде көптеген жұмыс істеп тұрған ұңғымалар оптималдық емес
режимде пайдаланылады, сондықтан шығымдар жалпы төмендеді.
Нәтижесінде қалыптасқан жағдайларда мұнай мен сұйық өндіру,
ұңғымаларды 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. Сигма кен орны бойынша
мұнайдың алынатын қалдық қоры – 215571 мы” т.
Сигма кен орнын игерудің 1998 ж. жобалық көрсеткіштермен
салыстырғандағы негізгі көрсеткіштері 2.2-кестеде келтірілген. Бұл 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 ұңғымалары жұмыс
істейтін қорының күрт азаюы;
қабатқа алдын-ала дайындаусыз минералдылығы жоғары, коррозиялық
активті Теңіз және бұралқы суларды айдау нәтижесінде болған технологиялық
жабдықты” коррозиясы салдарынан қабат қысымын көтеру жүйесінің бұзылуы;
жа”а ұңғымаларды бұрғылау, ұңғымалар мен жабдықтарды жөндеу,
коммуникацияларды коррозиядан мақсатындағы технологиялық процесстердің,
ұңғымалар қорымен профилактикалық жұмыстар көлемінің азаюы;
Кесте-2.1. – 2000 ж. “Сигмамұнайгаз” АҚ кен орындары бойынша игерудің
жобалық көрсеткіштерінің орындалу
Көрсеткіштер Сигма
жоспар нақты
1 2 3
1.Мұнай өндіру, мы” т. 6153,2 3387,1
2.Сұйықтық өндіру, мы” т. 30934 13685
3.Орташа жылдық сулану, % 80,1 75,3
4.Мұнайдың орташа тәуліктік шығымы, ттәулік 4,5 3,9
5.Сұйықты” орташа тәуліктік шығымы, ттәулік 22,7 17
6.Игерудің басынан бастап өндірілген мұнай, мы” т. 309123 272254
7.Игерудің басынан бастап өндірілген сұйықтық, мы” 755715 551068
т.
8.Игерудің басынан бастап су айдау, мы” м3 1083715 980076
9.Бір жылға су айдау, мы” м3 40402 25329
10.Қазіргі алынатын қордан өндіру қарқыны, % 3,3 1,86
11.Бастапқы алынатын қордан өндіру қарқыны, % 1,2 0,77
12.Өндіру ұңғымаларының пайдалану қор, ұңғыма 4138 3210
13.Өндіру ұңғымаларының жұмыс істейтін қоры, ұңғыма 3918 2629
14.Су айдау ұңғымаларының қоры, ұңғыма 1719 1207
15.Су айдау ұңғымаларының жұмыс істейтін қоры, 1587 684
ұңғыма
16.Жыл аяғына суланған ұңғымалар саны, ұңғыма - 1520
қабат қысымын көтеру жүйелерін қайта қалпына келтіру мен
жабдықтардың болмауы, су айдау қысымын жобалық шамаға дейін көтере алмау;
мұнай кәсіпшілік жабдықтар мен арнайы техниканың физикалық және
моралдық тозуы.
2000 ж. Сигма кен орны бойынша тәуліктік өндіру – мұнай үшін 9852,7
ттәу., сұйықтық үшін 26104 т. Тәуліктік су айдау 72602,8 мтәу.
Есептік кезе” үшін барлығы 3067 мы” т. Мұнай өндірілді, бұл 1978 ж.
салыстырғанда 110,3 %.
1.01.2001 ж. қосынды мұнай өндіру 282652 мы” т., сұйық өндіру 570658
мы” т., су айдау 1016462 мы” м3 (2.2-кесте).
2000 ж. мұнай бергіштікті арттырудың сұйықты қарқынды алу және ыстық
су айдауды көбейту сияқты жа”а әдістерін енгізі есебінен қосымша 777,2 мы”
т. Мұнай өндірілді, бұл “Сигмамұнайгаз” акционерлік қоғамы бойынша
өндірудің 25,3%-і.
Сигма кен орнында қабат қысымын көтеру жүйесінің технологиялық
қажеттері, сондай-ақ ұңғымаларды бұрғылау үшін Теңіз, бұралқы және Волга
суын қолданады (2.3-кесте).
1.01.2000 ж. жағдай бойынша су айдау 17 шоғырлы сорап станциялары,
оның ішінде 13 БШСС және 4 ШСС арқылы жүргізілді. Барлығы 78 сорап
орнатылған, олардың жалпы теориялық өнімділігі 336970 ттәулік.
2000 ж. өнімді горизонттарға 21400 мы” м3 су айдалды, оның ішінде
ыстық су 2018 мы” м3 (2.3-кесте).
2000 ж. қабат қысымын көтеруге, мұнай кәсіпшіліктері мен бұрғылау
мұқтажтарына қолданылатын судың өнімсіз жұмсалуы 2663 мы” м3 болды, бұл
жалпы су көлемінің 11 %-і. “Сигмамұнайгаз” АҚ бойынша қабат қысымын көтеру
жүйесіне айдалатын су жоспарының 4200 мы” м3-ке орындалмауы отын
жетіспеуіне байланысты МАЭК-” электр энергиясын шектеу салдарынан УПТЖ-”
Теңіз суын айдау жоспарын өтемеуі себебінен болды. Алайда, қабатқа су айдау
жоспарының орындалмауына жоғарыдағы себептер ғана емес, сондай-ақ су
құбырларының тозып жарылуы, ШСС-да судың ысырап болуы, дренажды сораптардың
болмау, пайдалану тізбегінде са”ылау болуы, тізбек сыртына ағып кету себеп
болды.
Кесте-2.2. Қабат қысымын көтеруге (ҚҚК) қабатқа су айдау (мы” м3)
Аталуы 2000 жыл 1999 жыл-ға
%
жоспар нақты % +-
“Сигмамұнайгаз” АҚ барлығы 25333 28484 112 -4200 137
оның ішінде
Теңіз суы 15333 18306 82 -4152 64
Бұралқы су 10000 10178 89 -579 87
Тазартылған ыстық су - 531 - - 69,9
2.2 ХІІІ горизонтты игерудің жағдайы
1.01.2001 ж. дейін ХVІ горизонтты” мұнай кеніштерінен 2715,5 мы” т.
Мұнай және 50601 мы” т. Сұйық өндірілді. Өндіруұңғымаларының жұмыс істейтін
қоры 327 ұңғыма (олардың 103-ХVІ+XV, XVІ+XV+XVІІ, XVІ+XІІІ, XVІ+XІV
горизонттарды бірге пайдаланады), оның ішінде 1 фонтандық, 1 газлифт және
325 ШТС-пен жабдықталған. Жұмыс істейтіндер тобына 43 ұңғыма жатады. Су
айдау ұңғымаларының жұмыс істейтін қоры 94 ұңғыма. Бақылау ұңғымалары 63.
Горизонт кенішті 12 бөлікке бөлетін нұсқа ішіндегі айдау ұңғымалары арқылы
ыстық су айдау жолымен қабат қысымын көтеру арқылы игеріледі. Одан басқа,
2а, 3, 3а, 4, 4а бөліктерінің орталық бөлігінде сатылық термалдық су айдау
енгізілген. Талдаулар көрсеткендей XVІ горизонтты игерудің негізгі
көрсеткіштері жобадан төмен.
Айталық, 1.01.2001 ж. дейінгі қосынды мұнай өндіру жобадағыдан 6,2 %-
ке төмен. Сүйықты” жылдық өндірісі жобадан 50,8-57,1% аз, осының
нәтижесінде өнімнің жалпы сулануы жобадан 20-30 % төмен.
2000 ж. орташа жылдық сулану 62,6 % болды. 1994-2000 жж. өндіру
ұңғымаларының қоры жобадан 40 ұңғымаға (11,5 %) аз. Айдау ұңғымаларының
жұмыс қоры жобалық мөлшерге сәйкес тіпті 2-6 ұңғымаға көп.
XVІ горизонтты бұрғылаудың өнімділігі төмен аймақтарда қысымды көтеру
үшін қабат қысымын көтеру жүйелерін қалпына келтірудің жай жүруіне
байланысты негізінен геологиялықфизикалық шарттары қолайлы учаскелерде
жүргізілгенін айтып кету керек.
1994-2000 жж. өндіру және айдау ұңғымалары торының нақты тығыздығы
жобадағыдан 0,3-10,2 %-ке сирек болғанмен, арта бастады, 1.01.2001 ж. ол
жобадағы 195000 м2ұңғ. Орнына 186000 м2ұңғ. құрады.
Ұңғыманың мұнай шығымы жобалық шамаға жақын (3,4 ттәулік). 2000 ж.
ұңғыманың сұйық шығымы 9,1 ттәулік болды. Алудың су айдаумен орнын толтыру
100 % болды, өйткені нақты алымдар жобадан төмен. 2000 ж. ысырап болуларды
есепке алғанда бұлгоризонтқа 2,633 млн. м3 су айдалды. Қабат жағдайларында
жобадан төмен сұйық алымдарының орнын сумен толтыру қосындысы 121,9 %
болды, бұл талданылудағы кезе”де қабат қысымын 0,5 МПа-ға көтеруге
жәрдемдесті.
Талдаулар көрсеткендей, XІІ горизонтты игеру көрсеткіштер жобадан
төмен болса да, олардың жақсаруға бет бұрғанын байқауға болады.
Горизонт бойынша жобалық көрсеткіштердің орындалмауының басты себебі
жобалық өндіру ұңғымалардың толық бұрғыланбауы. Өндіру ұңғымаларын бұрғылау
графигі орындалған жағдайда мұнай өндіру бойынша жобалық көрсеткіштерге
жетуге, тіпті асып түсуге болар еді.
2.3 Сигма кен орнының өндіру және айдау ұңғымалары қорының жағдайы
1.01.2000 ж. жағдайға Сигма кен орнында барлығы 5948 ұңғыма болды,
оның ішінде пайдалану қоры – 3603 (60,5 ... 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