Мұнай қабаттарында қабат қысымын ұстау

Жұмыс түрі: Материал
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 24 бет
Таңдаулыға:

Жоспар:
Кіріспе
1 Геологиялық бөлім
0.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
0.2 Литологиялық,стратиграфиялық сипаттамасы
0.3 Тектоникасы
0.4 Мұнайгаздылығы
1.4.1 Өнімді горизонттардың геологиялық, өндірістік сипаттамасы
2 Техникалық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
2.2 Мұнай қабаттарында қабат қысымын ұстау
2.3 Нұсқа ішінен суландыру
2.4 Қабатқа су айдау үшін пайдаланылатын су көздері
2.5 Қабат қысымын ұстау техникасы мен технологиясы
2.6 Еңбекті қорғау бөлімі
2.6.1 Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары
2.7 Қоршаған ортаны қорғау
Қорытынды

Кіріспе
ТМД елдерінде қабатқа әсер етіп мұнай кен орындарын игеру сирек кездеседі, кен орындары суландыру әдістерімен игеруді кеңінен таралмай тұрып-ақ біраз уақыт пайдаланылып келген (50 жыл. кейін); тұтқырлығы жоғары немесе өткізгіштігі төмен сазды коллекторлар құрайтын кен орындар сыртқы сулармен бірге игеріледі. Шет елдерде ТМД-ға қарағанда мұнай қабаттарына әсер етпей мұнай кен орындары игеріледі, әсіресе, ол сыртқы сулардың жоғары қысымдарының әсерінен жарықшақты коллекторлар мен қабаттарда болады.
Қабат қысымын ұстаудың негізгі үш әдісі белгілі: нұсқа сыртынан суландыру, нұсқа ішінен суландыру және нұсқа бойымен суландыру. Соның ішінде біз нұсқа ішінен суландыруды қарастырайық.
Нұсқаның ішінен су айдауда қабатқа әсер ету мұнайлылық нұсқаның ішінде қандай да бір сызба бойынша айдау ұңғымаларының жүйесі арқылы жүргізіледі. Бұл қорды алу мерзімін қысқартуға және мұнай өндірісін тез ұлғайтуға мүмкіндік беретін, мұнай кенішіне әсер етудің қарқынды жүйесі.
Жалпы нұсқаның ішінен су айдау әдісін кенішті айдау ұңғымаларының сызығымен жолаққа және сақиналарға бөлу, бірнеше көлденең қатарымен орталық бөлу қатарын құру және нұсқа ішінен су айдаумен бірлескен сияқты, бірнеше түрге бөлуге болады.
Айдау ұңғымаларының орналасу сызбасын таңдау нақты геологиялық жағдайлармен, қорды алудың экономикалық мақсатты мерзімімен және негізгі, қажетті күрделі салымдар шамасымен анықталады. Ереже бойынша, айдау ұңғымасының сызығын коллекторлық қасиеттері жақсартылған және линзалар мен өткізгіш құмтастардың басымды созылуына перпендикуляр қабатының аймағына орналастырады, бұл айдалатын судың қоршалуын азайтуға немесе жоюға және қабаттың әсермен қамтылуын жоғарылатуға мүмкіндік береді.
Нұсқаның сыртынан су айдау, нұсқаның ішінен су айдау болған кезде мұнайдың нұсқа сыртының аймағына ығысуына жол бермеу керек, сонымен қатар үдерісті қарқындандыру қажет. Энергетикалық көзқараста нұсқаның ішінен су айдау, нұсқаның сыртынан және жанынан су айдауға қарағанда тиімді, өйткені барлық айдалатын су бұл жағдайда мұнайды бөлетін қатарлардың екі жағы бойынша ығыстыруға қолданылады.
Нұсқаның ішінен су айдау кезінде берілетін қатарлардың ұңғымалары ығысу фронтын, яғни қабаттың суға қаныққан бөліктерінің жолағын құру үшін мұнайды біреуден кейін игереді. Суландырудың аталған жүйелері ережеге сай, үлкен нұсқаланған, шектері анықталған және қабат сипаттамалары туралы нақты мәліметтері бар кен орындарында қолданылады.

1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
Қаражанбас кен орны Қазақстан Республикасы Маңғыстау облысы территориясындағы Бозащы түбегінің солтүстік-батыс бөлігінде орналасқан. Облыстық орталығы Ақтау қаласы болып саналатын жерден 210 км қашықтықта орналасып, қаламен асфальтты жолмен байланыста тұр. 150 км қашықтықта орналасқан темір жол станциясы бар ең жақын мекенді қоныс Шетпе ауылы болып саналады. Бозащы түбегінің солтүстік-батыс бөлігі абсолюттік белгісі минус 19-дан плюс 28 м шектелген жазықтық жер болып табылады. Жергілікті ландшафттың аса танымал белгісі, автотранспорттың өтіп жүруіне кедергі жасайтын көптеген сорлардың болуы. Рельеф пішіндері бархан және байырғы жыныстардан тұрады. Аудан климаты күрт континентальды. Ауа температурасы қыста минус 30о-тан, жазда плюс 45о-қа дейін жетеді. Атмосфералық жауынөшашындар күз және қыс мерзімдеріне сай келеді.
Түбектің ойпат жазығы аккумулятивті теңіз жазықтар типіне жатады. Түбек Каспий маңы ойпатының бөлігіне кіреді де, онымен геоструктуралық палеографиялық қатынас байланысында. Ойпаттың солтүстік бөлігі жол құмдар массиві және сор беткейі бар дефляциялық жағдайларда пайда болған ұсақ арынсыз ойыстары бар толқын тәріздес абразивті-аккумулятивті жазық болып келеді. Оңтүстік бөлігі ірі түйірлі-тізбекті денудайиялы-еңісті, жыралармен қатты тілінген жазықтық ретінде көрсетілген. Құм массивтері дөңестерінің салыстырмалы биіктігі 3-6 м болатын кішкене дөңесті рельеф құрады.
Кен орын Бозащы түбегінің солтүстік-батысында орналасып, ауданы 7777,48 га алқапты алып жатыр. Бұл адам қоныстарынан қашық орналасқан теңіз деңгейіген 22-27 м төмен орналасқан шөл дала. Жұмысшылардың мекенді қонысы кен орынның игеріліп жатқан орталық аймағынан жобалап 15 км қашықтықта орналасқан. Жұмысшылардың тұратын жерінде тұрғын үйлер, әлеуметтік-мәдени комплекстер, қоймалар, жылыту құрылғылары, т.б. көмекші құрылыстар бар. Санитарлы қорғау бақылауы бар зоналар аймағында тұрғылықты мекенді қоныстар, одан басқа да арнайы табиғи қорғау жағдайларын талап ететін түрлі обьектілер де кездеседі. Негізгі өндіріс обьектілерінің орналасуы негізінен өндірістің оңтүстік-шығыс бөлігінде келеді. Аудан климаты күрт қоңыржайлы, жауынсыз, өте құрғақ, ыстық, ұзақ жазымен және салқын, қысқа,қары аз қысымен белгілі.
Шоғырлардың барлығы мұнайлы, тек бір блогында ғана газ-мұнайлы шоғыр орналасқан. Коллекторлар құмтастар мен алевролиттерден құралған, ашық кеуектері 27-29%, өткізгіштігі 0,0136-0,351 мкм2. Қалыңдығы 2-126 м сазды жыныстар жаппа қызметін атқарады. Блоктардағы мұнай шоғырларының биіктіктері 3,9-75,4 м. Коллекторлардың жалпы қалыңдығы 1,5-26,1 м, тиімді қалыңдығы 4-18,6 м,мұнайға қаныққан қалыңдығы 2-14,6 м. Газ-мұнай шоғырындағы коллекторлардың газға қаныққан қалыңдығы 2,4 м. Мұнайға қанығушылық коэффиценті 0,63-0,75. Мұнайдың тығыздығы 0,939-0,944 гсм3, 1,6-2,2% күкірт,0,7-1,4% парафин бар, шайырлығы жоғары. Блоктардағы бастапқы қабаттық қысымдар 3-5,75 МПа аралығында, температура 25оС-тан 37оС-қа дейін өзгереді. Мұнайлардың шығымы 1,2-76,8 м3тәулік. Құрамында ванадий мен никель кездеседі. Қабат сулары химиялық құрамы жағынан хлокальций типті, тығыздығы 1,03 гсм3, минералдары 40-76 гл, бром, бор, йод микроэлементтері мол кездеседі. Кен орны 1980 жылдан бастап игерілуде.

1.1- сурет. Қаражанбас кенорынының шолу картасы
1.2 Литологиялық-стратиграфиялық сипаттамасы
Қаражанбас кен орнында іздеу, барлау және пайдалану ұңғыларымен полеогенді, неогенді және төрттік шөгінділерімен қимасы ашылды. Шөгінділер кешенінің шекараларының арасы үлкен үзілістермен және шұғыл бұрыштық келіспеушілікпен сипатталады.
Төменгі триас шөгіндісі көптеген ұңғылармен толық ашылмаған. Жыныс жасы оленеке ретінде анықталады. Триастың төменгі құмтасты қимасы, шартты түрде индты ярусқа жатады. Кен орынның жинақтауыш бөлігінде триасты жыныстар төменгі бор шөгінділерінің астында шоғырланған.
Бұрғылау кезінде орта юра шөгінділері тек переклинальдарда және қанаттардың жүктелген аймақтарында құрылымның 390 м-ден 500 м-ге дейінгі тереңдігінде кездескен, ал жиналымның үлкен бөлігінде көтерілімдер шайылған. Ашылған шөгінділер байос және батс ярусына жатады және максимальды қалыңдығы 125 м (ұңғыма 105).
Төменгі бор жаппай таралған стратиграфиялық бұрыштық келіспеушілікпен төменгі триас және юраның әртүрлі горизонттарының шайылған беттік жағында шоғырланған. Шоғырлану тереңдігі 20 м-ден 480 м-ге дейін құбыолып тұрады. Ұңғылармен ашылған қимада неокомды жасты шөгінділер бар (берриас-валанжин, готерив, баррем) жалпы қалыңдығы 170-190 м және апта шөгінділері (қалыңдығы 75-90 м) және альба (қалыңдығы 140 м-ге дейін барады).
Қаражанбас кен орнында іздеу, зерттеу және пайдалану ұңғылары көмегімен төменгі триас, орта юра және төменгі мел шөгінділері бар тілімдері алынған. Шөгінділер комплексі арасындағы шекаралар шөгін жинаудағы үлкен үзілістермен және үлкен бұрыштық келіспеушіліктермен сипатталған.
Төменгі триас шөгінділері көп ұңғымен толық қалыңдықта алынбаған. Шөгін жастары оленектік деп алынған. Төменгі триас тілігінің анағұрлым құмды бөлігі шартты түрде инд ярусына жатқызылады. Кен орынның күмбезді бөлігінде триас шөгінділері тікелей төменгі мел шөгінділері арасында орналасқан.
Орта юралық шөгінділер бұрғылау кезінде тек переклинальдарда және 390 м-ден 500 м-ге дейінгі тереңдіктегі структура қанаттарының терең учаскелерінде кездескен, ал күмбез көтерілуінің көп бөлігінде олар дұрыс көрінбеген. Ашылған шөгінділер байос және бат ярустарына жатады. Олардың максималды қалыңдығы 125 м-ге дейін (105 ұңғыма).
Төменгі мел шөгінділері стратиграфиялық және бұрыш келісімсіздіктерімен жергілікті таралады. Олар төменгі триас және юра әр түрлі горизонттарының бұзылған беттерінде жатыр. Жату тереңдігі 20 м-ден 480 м-ге дейін орналасқан. Ұңғылар көмегімен алынған тілім құрамында 170-190 м қалыңдықтағы неоком жасының (берриас-валанжин, готерив, баррем) шөгінділері, сонымен қатар апта (қалыңдығы 75-90 м) және альба (қалыңдығы 140 м) шөгінділері кездеседі.
Алынған нәтижелердің нақты зерттеулері бойынша 1992-1993 жылдары және кейін алынған тереңдіктегі сынақ мұнайлары барлау және сынақ игеру мерзімі кезінде алынған мұнайға қарағанда газ құрамының азаюы және қанығу қысымының төмендеуі байқалды. Игеру процесіндегі қабаттағы мұнайдың газ құрамының азаю себебі, қысымның қанығу қысымынан төмен түскендегі қабат мұнайының газсыздануы немесе ұңғы өнімдерінің жаппай сулану процесі(бұл кезде мұнай газының бір бөлігі жолаушы алынып жатқан суда ериді). Бұл екі процесс те Қаражанбас кен орнының уческелерінде қолданған оның бәрі қарқынды игеріліп жатқан аймақтарда қабат мұнайы күрт өзгерген және бастапқы мұнай қалпымен мүлдем сәйкес келмейді.
Қазіргі кездегі, әсіресе кен орынның шығыс учаскелеріндегі, жаңа учаскелердегі қарқынды бұрғылаулармен және газсызданумен кен орынның аз бөлігі аумақталғандықтан, 1 және 2 обьектілеріндегі қабат мұнайының қасиеттері бастапқы жағдайларға да, пайдалану кезіндегі жағдайларға да орнықты.
Қаражанбас кен орнының мұнай қоры бір рет қана бағаланбаған еді. 1977 жылы қорды есептеу жүргізілген іздеу-барлау жұмыстарының материалдары бойынша жүргізілген. 1993 және 1997 жылдары қор 1500 ұңғыны эксплуатациялық бұрғылау нәтижелерінен алынған.
Шығыс бөлігі үшін 1997 жылмен салыстырғанда 25 жаңа ұңғы бұрғылау материалдары бойынша геологиялық құрылымын нақтылау нәтижесінде өзгерістер пайда болды. Мұнай қоры қайта есептеліп 01.01.2001 жылы жағдайы бойынша жалпы кен орнынынң қоры өзгерген.
Кен орынның игеріліп жатқан бөлігі бойынша мұнай қоры В категориясы бойынша бағаланады, ал барлау ұңғыларының алып жатқан аймағында С1 және С2 категориялары бойынша бағаланады. Сонымен қатар, Б және В қабаттарында бұрғыланбаған бөлігі үшін структураның переклиналінда, қабаттардың өндірістік өнімділігі бекітілмеген жерде, ГКЗ СССР есептеулерінің варианты сақталған, мұнайдың өндірістік ағындары алынатын аймақтарда С1 категориясы бойынша бағаланады, басқа аудандарда С2 категориясы бойынша.
Әртүрлі қанығу аймақтары мен жалпы кен орнының бастапқы және қалдық балансты мұнай қоры 1.1-кестеде көрсетілген.

1.1-кесте. Қаражанбас кен орны. Мұнайдың геологиялық қоры
фронт, қабат
Қор категориясы
2012 ж бағалау бойынша мұнайдың балансты қоры, тыс.т

Игеріліп жатқан қабат
Игерілмеген қабат
Барлығы
игерген+игерілмеген

бастапқы
қалдық
01.01.2011
бастапқы
бастапқы
Қалдық 01.01.2011
А1
В
С1
С2
13914
0
0
12779
0
0
0
43709
4102
13914
43709
4102
12779
43709
4102
А2
С1
0
0
2500
2500
2500
Б
В
С1
С2
12473
0
0
11533
0
0
0
10987
8690
12473
10987
8690
11533
10987
8690
В
В
С1
С2
10958
0
0
10630
0
0
0
5845
10819
10958
5845
10819
10630
5845
10819
фронт, қабат
Қор категориясы
2012 ж бағалау бойынша мұнайдың балансты қоры, тыс.т

Игеріліп жатқан қабат
Игерілмеген қабат
Барлығы
игерген+игерілмеген

бастапқы
қалдық
01.01.2011
бастапқы
бастапқы
Қалдық 01.01.2011
І объект бойынша барлығы
В
С1
С2
37345
0
0
34942
0
0
0
63041
23611
37345
63041
23611
34942
63041
23611

1.1-кесте жалғасы

Г+Гп
В
С1
С2
70904
0
0
5967
0
0
0
26251
14342
70904
26251
14342
59617
26251
14342
Д
В
С1
7195
0
6352
0
0
552
7195
552
6352
552
І объект бойынша барлығы
В
С1
С2
78099
0
0
65969
0
0
0
26803
14342
78099
26803
14342
65969
26803
14342
Ю-I
В*
С1
С2
4532

0
3893

0
0

1753
4532
35425
1753
3893

1753
Ю-II
В*
С1
С2
4465
0
0
4376
0
0
0
15967
6516
4465
15967
6516
4376
15967
6516
ІІІ объект бойынша барлығы
В
С1
С2
8997
0
0
8269
0
0
0
51392
8269
8998
51392
8269
8269
51392
8269
Кен орын бойынша барлығы
В
С1
В+С1
С2
В+С1+С2
124441
0
124441
0
124441
109180
0
109180
0
109180
0
141236
141236
46222
187458
124441
141236
265677
46222
311899
109180
141236
250416
46222
296638

1.3 Тектоникасы
Қаражанбас кен орны, тектоникалық тұрғыдан қарағанда Бозашы көтерілімінің күмбезді бөлігінде орналасқан және суб ендік жатыста тұрған антиклинальдық қатпарына жатқызылады. Тұйық изогипса контурындағы құрылым көлемі минус 330м көтерілу амплитудасы 90 м кезінде 23*4.2 км құрайды. Қатпардың оңтүстік қанаты солтүстіктігіне қарағанда жазықтау және қанаттарындағы жыныстардың құлау бұрышы сәйкесінше 20- 40 құрайды.
Қатпар екі күмбезбен : батыс және шығыс, және түрлі ориентирдегі дизъюнктивті бұзылыс қатарымен: ендіктен меридиандыққа дейін.
1977 жылғы мұнай қорларн есептеу жұмысында көтеру әр түрлі қанығу сипаттамасымен толықтырылған өнімді қабат тілімі бар жеті тектоникалық блокқа бөлінген тектоникалық бұзылулармен көрсетілген. Көп жағдайларда шартты болып саналатын, бұзылулардың негізіне мұнай су жапсарысыныың байланссыздығы болады. 1993 жылы мұнай көтерудің анағұрлым қарапайым түрі қабылданды, ал көршілес ұңғылардағы бір гипсометрлік деңгейдегі аттас қабаттар қанығу сипаттамасының келісімсіздігі, мұнай су жапсарысының еңістігімен тусуіндіріледуі. Бұл екі вариантта да мұнаймен қанығу бағасы бірдей болады деп санағанда, 1997 ж қорлар есебінде ең қарапайым екінші вариант қабылданды.
Қаражанбастағы мұнай көтеруіне қабылданған варианттың құрылымы бойынша, структура тектоникалық жарылыыстармен жеті емес, төрт блокқа бөлінген. I Блок I I, II, III, V блоктарын біріктіреді, 1977 ж. схемасы, блок II IV-қа сәйкес келеді, блок III - VII блогына және блок IV - VI блогына.
Мел комплексінің көтеру құрылыстар блоктарн қарапайымдатумен қатар, юра дәуірінің шөгінділер құрылымына да көзқарас өзгерді, себебі 1977ж әр түрлі шөгінділер комплекстер арасындағы бұрыштық келісімсіздіктер есепке алынбайтын және орта юралық шөгінділер планы төменгі мел шөгінділер планымен сай келді.
Жаңа ұңғылар 5019 және 3175 (шығыс периклиналь) бұрғылау көмегімен алынған коллекторлардың қанығу сипаттамасы туралы ақпараттар, және 120 м жететін өнімді қабат горизонттар тереңдігінің күрт өзгеруі, Қаражанбас кен орнының IV блогын Солтүстік Бозашы кен орнынан бөліп тұрған жарылыс бұзылуының орнын өзгертуге ықпалын тигізді. Одан басқа 5109 скважинасындағы А, Б, В, Г, горизонттарының барлық коллекторлары су қаныққан болып шықты, және тәжірибеде де су алынып шықты. ГИС берген ақпараттар бойынша 3175 ұңғымада өнімді болып А(2,2 м), қабаттың тек үстінгі жағы еді, қалған горизонттар су қаныққан.
Тектоникалық жағынан Қаражанбас кен орны Бұзашы көтерілімнің жинақтауыш бөлігінде орналасқан және суб ауқымды жайылымның антиклинальды қатпарына ұштастырылған. Құрылым мөлшері тұйықталған изогипс контурында минус 330 м және амплитуданың 90 м-ге көтерілген кезде 234,2 км құрайды. Қатпардың оң қанаты солынан қарағанда төмен құлау бұрыштары қанаттарында 2º және 4º.
Қатпар екі күмбезбен күрделенген: батыс және шығыс, жанында әр түрлі дизъюнктивті бұзылымдар ендіктен меридианға дейін.
1977 жылы қорды есептеу кезінде көтерілім өнімді қиманың әр түрлі қанығу сипатты жеті блокқа бөлінгені берілген сумұнайлы байланыстың байланыссыздығы бұзылымдарға әкелген, ол көптеген жағдайда шартты. Болашақта құрылымның переклинальді бөлімдерін бұрғылағаннан кейін үш өлшемді сейсмиканы орындауды жер қойнауын пайдаланушылармен жүргізу 2001-2002 жылдары жоспарланған, ал үзілген бұзылымдардың орналасуы дәлірек жасалады.
Қаражанбас көтерілімнің келісілген нұсқасына сәйкес, құрылым жеті тектоникалық бұзылымдарға емес, төртке бөлінген. I-ші блок I,II, III, V блоктарды біріктіретін сұлба 1977 жыл, II блок IV-ші блокқа сәйкес, III-ші блок VII-ге, IV-блок VI-ға сәйкес.
Бор кешені бойынша блоктық құрылымдар қарапайымдылығынан кейін, юра шөгінділерінің құрылымы туралы көзқарас өзгерді, өйткені 1977 жылы әр түрлі шөгінділер арасында келіспеушіліктер ескерілмеді және құрылымдық жоба орта юра шөгінділермен төменгі борға сәйкес келген.
5019 және 3175 жаңа ұңғымаларды бұрғылаудың берілгендері бойынша алынған коллектордың қанығу сипаты туралы мәліметтер, сонымен қатар өнімді қабаттардың шоғырлану тереңдігінің 120 м-ге дейін шұғыл құлауы, Қаражанбас кен орнының IV блогын солтүстік Бұзашыдан ашыратып тұрған үзілісті бұзылымның орналасу жағдайын өзгертуге мүмкіншілік берді. Құрылымның шығыс переклиналындағы I және IV блоктарды ажыратып тұрған үзілісті бұзылым, 3601, 3607, 3611 ұңғымаларының солтүстігіне қарай жүргізілді. Оның орналасуының өзгеруінің себебі Ю-I және Ю-II қабаттары бойынша қабылданған сумұнай әсерлесуін (ВНК) коллекторлардың қанығу сипатының сәйкестігіне келтіруінің қажеттілігімен туындаған.

1.2 - кесте - Қаражанбас кен орнының геофизикалық сипаттамасы. Г қабаты

Параметрлер

Г қабаты
Орташа жатыс тереңдігі, м.
Кеніш түрі
Орта есеппен алынған қабат қалыңдығы, м.
Мұнайлылық ауданы , га.
Орташа өткізгіштігі, мкм2
Орташа кеуеутілік, %
Бастапқы мұнайлылық, %
Мұнайдың баланс қорлары, млн.т.
Еріген газдың баланс қорлары, млн.м3
қабат қысымы, МПа.: бастапқы
ағымдағы
Қабат температурасы, 0С
Қабат жағдайларында: тығыздық, кгм3
тұтқырлық, мПа*с
Жер үсті жағдайларында: плотность, кгм3
тұтқырлық ( t=323,2К),мПа*с
Құрамындағы: күкірт, % вес
Парафин, % вес
366
пластовая

6
2677
160,1
28
67
12818
102
4,5
26
930
272
941
164,7
1,9
0,7

I топ. Қабат қалыңдығы 10м жоғары, бір текті құмтасты, өткізгіштігі жоғары [ (0,5-0,7)10м ] ұңғымалар бұрғылау. Олар қарапайым әдістермен игеріледі, мысалы мұқият жуылғаннан кеиін, қабаттың түпкі бөлігінде дренажды арнаны тазарту үшін поршенді интенсивтілік кезеңі жүргізіледі.Мұндай ұңғымалар әдетті меншікті қабылдау коэффициенті жоғары болады және жоғарғы тұрақты шығынмен жұмыс жасйды,700-1000мтәул асады.
II топ. Ұңғымалар, сазды қабыршақты, құмтасты қабаттарды ашылады және олардың өткізгіштігі төмен болады.Әдетте кұмтасты қатпарлардың қалыңдығы 6 дан 12 м дейін.Орташа меншікті қабылдау коеффициенті, мұндай ұңғымаларда I топқа қарағанда 2есе аз болады. II топтағы ұңғымалар қиын меңгеріледі және арнайы меңгеру әдісі немесе бүтін кешенді әдіс қолданылады.
III топ . Ұңғымалар, сазды қатпарлы, құмтаспен кезектесіп,аз қалыңдықта және төмен өткізгішті.Меншікті қабылдау коэффициенті 0,1 м(тәулМПа) төмен.
Мұндай ұңғымаларды меңгеру бірнеше айларға созылады және түп аймағына тиімді әсер қолдануды талап етеді,мысалға қабат аралығын сұйықпен жару, тұз қышқылымен өңдеу және үлкен қысыммен айдау.III топта ұңғыманың бітелуі тез және 2-3 айдан соң қалпына келтіру туындайды.Мұндай ұңғымаларда айдалатын суға талап жоғары болады,судың құрамында темір гидроокисі болмауы тиіс. Немесе диференциялды түрде үлкен болған жағдайда қабаттағы қысым аз болғанда, қабатқа мөлшер-мен су айдалады. Бұл қабат қысымын ұстауға керекті энергия шығынын,қосым-ша айдау ұңғымаларын азайтуға әкеледі.

1.5 Мұнайгаздылығы
Мұнайдың газбен қанығу қысымы - негізгі параметрлердің бірі болып саналады. Көп жағдайларда кен орынның игеру түрін сипаттайды, оның дұрыстығынан ұңғылардың пайдалану қасиеттері де байланысты. Ұңғыманың табу мүмкіндіктері кен орнын игеру сипатын анықтайтын және анықтау дұрыстығына байланысты. I және II игеру объектісі қанығу қысымының үлкен диапазонды өзгерістері осы параметрді орташа алуға мүмкіндік бермейді (1,1 4,18 МПа и 1,2 3,9 МПа сәйкесінше). Осы объектілер бойынша қанығу қысымдары газқұрамды мұнаймен кестелі түрде өзара байланыспен анықталған және орташа сәйкестікпен 2,65 же 2,75 МПа құрайды. Қарастырылатын параметрлердің жоғары деңгейдегі корреляциясы (0,92 және 0,89 сәйкесінше) осы ұғымды сенімділікпен қабылдауды қажет етеді. Мұнайдың газбен қанығу қысымы юрлық тынығу жерлерінің батысында орташа 3,2 МПа-ға тең, шығыста - 2,0 МПа.
Қабатты мұнайдың тығыздығы мен жабысқақтығының өзгеру диапазондары үлкен. Корреляциялық байланыстылықты алу үшін барлық зерттеулердің нәтижелері қолданылған. Газ құрамымен тәуелділігін сипаттайтын осы екі параметрдегі корреляцилық теңдеулер I объектінің қабатты мұнайы 8,9 м3т газқұрамымен игеруі орташа 919,5 кгм3 тығыздық пен 240 мПа*с жабысқақтықты құрайды, II объектінің қабатты мұнайы 8,9 м3т газқұрамымен игеруі орташа 918,5 кгм3 тығыздық пен 340мПа*с жабысқақтықты құрайды.

1.3-кесте - Қабатты мұнайдың параметрлері
... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.