Жаңажол кен орнын игеру сипаттамасы

Жұмыс түрі: Курстық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 34 бет
Таңдаулыға:

Мазмұны
Кіpіcпe ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5
1
Гeoлoгиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6
1.1
Кен орны бойынша жалпы сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
8
1.2
Кeн opын тypaлы жaлпы мaғлұмaттap ... ... ... ... ... ... ... ... ... ., ... ... ... ..
9
1.3
Тeктoникa ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
10
1.4
Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
11
1.5
Стратиграфиясы ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
13
2
Техника-технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
16
2.1
Жаңажол кен орнын игеру сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
16
2.2
Жаңажол кен орнын жылу әдісімен игеру ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... .
17
2.3
Кен орнының жылу бергіш технологиялары ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ..
22
2.4
3
Жаңажол кен орнын жылу әдісімен игеру есебі ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ...
Қоршаған ортаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
27
36
Қopытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
38
Пaйдaлaнылғaн әдeбиeттep тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
39

Кіріспе
Мұнай мен мұнай өнімдерін резервуарларда немесе құбырларда араластыруға болады. Араластыру технологиясы келесідей: басты станцияда (немесе араластыру аймағында) тұтқырлы немесе жоғары парафинді мұнайы бар резервуарға қажетті мөлшерде еріткішті айдайды және арнайы сораптармен тұйық сақина арқылы айдаумен қоспаныберілген нормаға дейін келтіреді. Белгілі қоспа мөлшерін дайындағаннан кейін оны магистральға жібереді, ал басқа резервуарларда келесі партияны дайындайды. Құрылғылар саны, резервуарлар және сорапты станцияларды байланыстыру жүйесі араластырылатын мұнай көлеміне байланысты.
Құбырдағы компоненттерді араластыру, негізгі сұйықтың ағынына керекті мөлшерде еріткішті қосқан кезде, арнайы мөлшерлегіш сораптар көмегімен жасалады. Копоненттерді араластыру қарқындылығын жоғарылату үшін құбырда арнайы конструкциялы араластырғышты (әр типті турбулизаторларды) орналастырады.
Жаңажол кен орнында жылу әдістермен игеруді жобалау процесі осы жұмыста қарастырылған.

1.Геологиялық бөлім
Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының шығыс бөлігінде, Орал маңы қыратының шегіндегі Мұғалжар тауы мен Ембі өзені аралығында орналасқан. Әкімшілік ауданы Ақтөбе облысының Мұғалжар ауданының құрамына кіреді. Жаңажолдан 35 км қашықтықта солтүстік-батысқа қарай тұзүсті кешенінде мұнай кеніші игерілетін, Кеңқияқ кен орны орналасқан (төменгі бор, юра, пермотриас және тұзасты кешеніндегі төменгі пермь мен карбоннан мұнай көздері айқындалған).
Жергілікті бедер жыра-сайларға бөлшектелген, аласа қыратты жазықты болып келеді. Рельефтің абсолюттық белгісі +125 тен +270 м аралығында. Ал минимальды биіктік белгісі, кен орнының терреториясын оңтүстік батыста шектейтін Ембі өзені аңғарына ұштасады. Ауданның гидрографиялық торабы негізінен Ембі өзені болып табылады. Ол кен орнынан оңтүстік-батыста 8-14 км қашықтықта ағып жатыр. Суы минералды және техникалық қажеттілікке қолданылады. Тұрмыстық мақсаттар үшін құдық сулары пайдаланылады. Құдық суының деңгейі Ембі өзенінің жайылымында 2м және оданда көбірек болып табылады. Ембі өзенінің сол жақ ағысы Атжақсы өзенінде тұрақты су ағысы болмағандықтан, көктем кезіндегі қар суларымен толысып отырады.
Ауданның ауа-райы құрғақ, қатал континентальды. Температураның жылдық және тәуліктік ауытқуы, едәуір төмен ылғалдылығымен сипатталады. Қыстық минимумы -40 С, жаздық максимумы +40 С -ге дейін жетеді. Ал орташа жылдық температура +10,4 С-ді көрсетеді. Жауын-шашынның орташа жылдық мөлшері 140-200мм -ді құрайды. Жылдамдығы 28мсек болатын солтүстік-шығыс бағыттағы күшті желдер жиірек болып тұрады. Топырақты" қыстағы қату тереңдігі 1,5-1,8 м-ді құрайды.
Аудан көлемі аз қоныстанған. Кен орнынан солтүстік шығысқа қарай 15км қашықтықта Кеңқияқ мұнай өнеркәсібі орналасқан. Шамамен 100 км қашықтықтан Атырау-Орск мұнай тасымалдау құбыры өтіп жатыр. Ауданнан шығысқа қарай 100 км қашықтықтағы Орта Азия-Москва желісінде орналасқан. Ембі станциясы, ең жақын темір жол торабы болып табылады.
Жаңажол кен орнын көтеру 1960 жылы Ақтөбе геофизикалық экспедициясының сейсмикалық жұмыстарымен айқындалды. Бұл алаңда терең іздеуге бұрғылауды 1961 жылы бастады. Бұл Мұғаджар экспедициясыны" жанындағы Ақтөбемұнайбарлау терең бұрғылау тресі болатын. 1976 жылы іздеу жұмыстарын Ақтөбелік, ал 1978 жылдан бастап Кеңқияқ мұнайбарлау экспедициясының бірлестігі Ақтөбемұнайгазгеология жүргізді. Оны" себебі геологтар мен мамандардың 2900 м тереңдікте және оданда терең жатқан тұздан төменгі жыныстарда мұнай бар деген болжауларынан басталды.
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында жоғарғы және ортаңғы карбон шөгінділерімен байланысқан екі карбонаттың қалыңдығы КТ- және КТ- горизонттарынан мұнай алынуда.
Жаңажол ауданында мұнай-газ өнімі бар және оның өндірістік болашағының зор екені ең бірінщі А.С.Зингердің 1:50000 масштабты геологиялық карталау кезіндегі гравиметриялық зерттеулер нәтижелері арқылы алынды.
1960-1961 жылдары осы ауданда сейсмобарлау жұмыстарының мәліметі бойынша Жаңажол күмбезі екі горизонттан құралғаны анықталды: П-карбон жабуы және К-кунгур жыныстарынан құралған табаны.
1961 жылы іздеу-барлау скважиналарын бұрғылау басталды, 152 м тереңдікте москва ярусының жыныстарын ашты. 3004-3056 м аралықтары зерттеліп, орта карбон қабатында сулы газдың шығуы білінді.
Жаңажол кен орнында 1978 жылы бірінші карбонатты қабаттың (КТ-) өнеркәсіптік мұнайлылығы анықталды. Бұл номері 4-ші скважинадан алынған өндірістік мұнай құйылысы болатын.

1.1. Кен орны бойынша жалпы мәлімет
1981 жылы 1-ші октябрьде құрылған Ақтөбемұнайгаз-геология бірлестігінің көрсетуімен 1981 жылдан бастап Жаңажол кен орнында іздеу және барлау жұмыстары жүргізіле бастады. Осы жұмыстар нәтижесінде Жаңажол ауданының орта карбон қабаттарында мұнай кені орны ашылды.
Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында пайдалану және 5000м тереңдікте барлау скважиналары бұрғылануда. Олар москва және башкир ярустары қабаттарын зерттеуге арналған.
Жаңажол кен орнын алғаш игеру 1983 жылы (КТ-) бірінші карбонотты қабаттың өнімді қабатына бұрғылаудан басталды.
1985 жылы (КТ- екінші карбонатты қабаттың мұнай, газ, конденсат және ілеспе бөліктерінің қоры есептеліп, бекіту жүргізілді (протокол ГКЗ СССР N 9895 25.12.85 г).
Одан кейін 1986 жылы оңтүстік күмбездегі Дн-1 пачкасына КТ--ге игеру жүргізіле бастады. 1988 жылы КТ--нің солтүстік күмбезіндегі Д- және Гн- пачкалары игеруге енгізілді.
Жаңажол кен орны негізінен ЦКР техникалық схемасы негізінде игеріледі.
Техникалық схема келісімі бойынша өнімділікті 8 игеру объектісіне бөлген; үшеуі бірінші карбонатты қабатта КТ-, А, Б, В+В пачкаларына тұралаған, және бесеуі екінші карбонатты КТ- қабатындағы (Д-,Дн-1,Дв-1) қабатшалар ,(пачкалар Д және Гв-,Гн- қабаттары) объектінің алғашқы карбонатты қабатын бұрғылау тең үшбұрышты сеткалы 500х500, КТ- тең үшбұрышты сеткалы 700х700.
Әрбір игеру объектісі бойынша игерудің екі түрі қарастырылған. Бірінші карбонатты қабат КТ- (А, Б, В+В) және объект бойынша екінші карбонатты қабат КТ- Гв-, Гн-, Д-, Дв-, Дн-). КТ- бірінші карбонатты қабатындағы А және Б пачкаларын ала жеті нүктелі аудандық су айдауды қарастырады.
2-ші вариантта А және Б пачкасы бойынша барлық өнімді қабаттар барьерді су айдау бойынша игеріледі, ал В+В пачкасында барьерді су айдауы тек күмбезді" солтүстігіне қолдануды қарастырған. Оңтүстік күмбез бойынша бұнда су айдау артта қалып отыр, бұл мұнай жиегінің газ шапкасына төселіп, барлық аумаққа таралуына байланысты. В қабатын КТ- карбонатты қабатының Д- пачкасындағы қайтымды скважина қорынан, дара скважиналармен кезекті құрғату арқылы игеру ұсынылады.
Техсхемаға сәйкес Г пачкасына 4 игеру объектісі бөлінген; объект Г-(оңтүстік алаңдағы) бірінші блокта, Г- екінші блокта және Гн- үшінші блокта.
Д пачкасына игерудің үш объектісі бөлінген: жоғарғы Дв-1 және төменгі Дн-1(солтүстік алаңдағы) бірінші блокта. Гв-, Гн-, Дв-1, Дн-1 объектілері негізгі деп танылған, Г-1 объектісін скважинаның қайту қорымен игеруді қарастырған, Г- және Д- объектілерін төменгі коллекторлығына және онша көп емес қорына байланысты, уақытша тоқтату ұсынылған.

1.2. Кен орнының геологиялық сипаттамасы
Техсхемадағы толықтыруда Гв- және Гн- кеніштерін Г- пайдалану объектісіне біріктіруді ұсынған. Негізгі газоконденсатты кеніштерде ВНК және ГНК бар болуы, біртұтас гидродинамикалық жүйені коллекторлық белгілерімен және сұйықпен толтырылатын ерекшеліктерімен сипатталады. Бұл жұмысты үш қатарлы жұмыс қатарына рұқсат етеді және суды газ шапкасының орталық аумағына айдаумен игеру варианты ұсынылады. Бұл вариантқа сәйкес мұнай газ шапкасындағы газбен ығысып, кейін сумен ығысады. сондықтан біртұтас ГНК жағдайында Гв- және Гн- кеніштерін мүмкіндігінше өндіруші скважинаны тең мөлшерлі сеткалармен ашу керек.
Игерудің үшінші жұмысында аз өнімді объект ретіндегі Д- кенішін уақытша консервациялау қарастырылған. пайдалану процесі кезінде жаңа деректер бойынша Д- қабатының кеніші, екінші карбонатты қабаттармен салыстырғанда, өзінің жоғарғы өткізгіштігімен сипатталады. Сондықтан Д- кенішін негізгі игеру объектілеріне кіргізу қарастырылған.
Осындай сипатпен 10 пайдалану объектісі бөлінді. Бірінші карбонатты қабатқа 4 объекті бөлінді; Б, В+В юг және В+В север негізгі болып табылады, ал А объектісі қайтымды. Екінші карбонатты қабатта игерудің негізгі объектілері болып табылатын объектілер Г- (Г- объектісінің алаңымен бірге) Д-, Дв-1 және Дн-1; Г- объектісі қайтымды объект.

1.3. Тектоникасы
Тектоникалық қатынас бойынша Жаңажол кен орнының ауданы Каспий маңы ойпатының шығыс қалқаны бөлігінде орналасқан және Орал геологиялық аймағының Ащысай және солтүстік Көкпекті жарығымен бөлінген. Геологиялық дамудың бірден-бір жолы територияның босауы және қуатты шөгінді қабықтың түзілуі болып табылады. Бұл қалыңдықтың негізгі бөлігін кунгур ярусының галогендік шөгіндісінің табаны мен кембрийге дейінгі құрылым бетінің шөгінді қабатын қоса алғандағы тұздан төменгі кешкнін құрайды. Тұздан төменгі шөгінді қабатты" беті, батысқа моноклиналды Ащысай жарығының маңына 2,0-2,5 км. Моноклиналь шегінің көрсетілген қатарларынан, жекеленген қатарлар оқшауланып көрінеді. Төменгі горизонтта соңғылары байқалады да, ойпаттың ортаңғы бөлігіне ене түседі. Шығыстан батысқа қарай Кеңқияқ, Көздісай, Шұбарққұдық жүйелерінің қатарлары байқалады да, олардың тұздан төменгі горизонтының жамылғы шегінің тереңдіктері 3-3,5; 3-4; 4-5; 5 км төмен болып келеді.
Кеңқияқтан солтүстікте Талдысай және Атжақсы, солтүстік Атжақсы және Байжарық құрылысының батыс шекарасының оңтүстік бойында бұзылуымен шектелетін Атжақсы (иіндісі) бірнеше жеке-дара ерекшеленеді. Ол солтүстігінде Ақтөбе переклинальды промбасына жанасады.
Тектоникалық сатылар едәуір дәрежеде бұзылған жарықтармен күрденелінеді. Жаңажол сатысының ерекшклігінің бірі брахиантиклинальдық типті ірі дөңбектермен түзілген күшті карбонатты массивтердің дамуы болып табылады.
Жаңажол кен орны Подольск-Гжельск жасындағы жыныстардан құралған көлемді карбонат массивінің жоғарғы бөлігінде қалыптасқан. Жаңажол көтерілуі ось ұзындығы бойынша 28 км және карбонатты массивтен түзілген субмеридиональды жоғалған брахиантиклинальды қатпардан тұрады. Ол 2 локольды көтерілуге бөлінеді. Солтүстік көтеріліс 50-скважина ауданында 2,3 километрлік изогипспен нұсқаланған. 2,5 километрлік тұйық изогипс бойынша оның көлемі 10,5 х 5,5 км. Оңтүстік көтерілістің жиынтығы 50 метр және одан да төменіректе жатыр. Ол 2,3 км изогипспен нұсқаланған. 2,5 километрді құрайтын изогипс бойынша, оның көлемі 9,5 х 4 км. Құралған бөліктердің амплитудалық көтерілуі 250 метрдей, ал шығыс қанатымен салыстырғанда батыс қанаты өте күрт 8-10, шығысына қатысты

1.4. Мұнайгаздылығы
Жаңажол өнімділігі карбонат коллекторларынан байланысты Қазақстанда бірінші ашылған ірі кен орындарының бірі болып табылады. Ол бұрынан бегілі төменгі бор, юра, төменгі триас, жоғарғы және төменгі пермь шөгінді қабаттарыны" қойнауында мұнайы бар Кенқияқ, Құмсай, Көкжиде, Ақжар және тағы басқа мұнай кен орындары бар аудандарда орналасқан.
Жаңажол ауданы қимасының мұнайгаздылығының алғашқы деректері бірінші скважинаны бұрғылау кезінде газдылық көрсеткіштерінің жоғарылауы қабат ерітіндісінің газдануы және мұнай белгілері арқылы байқалады. Жоғарғы карбонат қалыңдығы қимасының қортындысын салыстыру арқылы, үш коллекторлы өнімді пачкалары анықталып олардың мұнай-газ конденцат қорлары есептелінді. Стратиграфиялық қатынас бойынша А және Б пачкалары Гжель және Касимов ярусының жоғарғы карбонына, ал В пачкасы ортаңғы карбонның москва ярусымен байланысты 10,13,50-ші скважиналардың ауданында солтүстік мұнара құрылымының шегінде В төртінші пачкасы табылған. Оның өнімділігінің таралуы шектелген.
Жалпы қалыңдықтары А және Б жоғарғы екі пачкасы 35-80 метр, В пачкасы 50-95 метр өнімді пачкаларды құраушы коллектор қабатының саны 1-12 м аралығында, ал олардың әрбіреулерінің қалыңдығы 1-40 метрге дейін өзгереді.
А өнімді пачкасы.
Пачка шегінде 1-2 қабат коллекторлары оқшау білінеді де, олар барлық оңтүстік қосындылар мен батыс қанаттағы солтүстік қосындылар шегінде жақсы байқалады. Пачка құрылымының ерекшклігі ауданның солтүстік-шығыс бөлігінде карбонат коллекторлар қабатының ангидриттермен толық болып табылады. Орташа алғанда қаныққан газдың тығыздығы 26 метр, ал қаныққан мұнайдың қалыңдығы 12 метр. Мүнай дебиті 1,4-6,4м3тәу, ал газдебиті 175 мың м3тәу, конденсаттыкі 196м3тәу. Геофизикалық көрсеткіштерге байланысты СМБ оңтүстік қосылыстың құрамына 2650метр белгісінде ашылады, ал 6-шы және 14-ші скважиналар ауданында 2637 метр және 2631 метрден ашылады. Газмұнай байланысы 2560 метр белгісінде алынады.
Б өнімді пачкасы.
Б өнімді пачкасы бүкіл ауданға тараған үш қабат коллекторынан құралған. Қабат коллекторлары қабатшалардан тұрады, олардың саны скважиналарға байланысты 2 метрден 5 метрге дейін өзгеріп отырады.
Орташа алынған мұнайдың қанығуының қалыңдығы 12 м, газдың қанығуінікі 14 м. Пачкада мұнайгаз қойнауы бар. Оның өнімділігі 8-скважинаны байқау кезінде 5м3тәу бастап 8мм арқылы 154 м3тәу дейін аққан мұнай дебитіне байланысты анықталады. Газ дебиті 214 мың м3тәу, ал конденсаттыкі 162 м3тәу. Ауданның пачка бойынша СМБ 2631 метрден 2647 метрге өзгереді. Газмұнай байланысы А пачкасындағыдай 2560 метр белгісінде ашылған.
Мүнайгаз қойнауыны" биіктігі 200 метрге тең оның 110 метрі газда, ал 90 метрі мұнай бөлігі болып келеді. Газдылықтың ауданы 38825 мың м2 , ал мұнайлылықтың ауданы 71475 мың м2.
В өнімді пачкасы.
В өнімді пачкасы қабатшаларына бөлінген қалыңдық 2 метр және одан да жоғары болатын коллектордан тұрады. Жалпы эффект қалыңдығы 4,8 метрден 41 метрге өзгереді. Орташа алынған газ қанығуы мен мұнайқанығуы 11 және 18 метрге тең.
Алынған мұнай дебиті 1м3тәу-тен 174 м3тәу-ке дейін өзгереді, ал газдың дебиті 54 мың м3тәу жетеді, конденсаттыкі 34 м3тәу.
В пачкасының көпшілік бөлігінде СМБ белгісі 2651 метрден алынған, ГМБ 2560 метр белгісінде ашылған.
Газ шапкасының шегінде 30 метрді құрайды. Мұнай шегінің биіктігі алғашқы екі пачкадағыдай 83 метр және 91 метр. Аудан газдылығы 16775 мың м[2], ал мұнайлылықтың ауданы 54525 мың м[2] құрайды.

1.5. Стратиграфиясы
Кен орнының ашылған және зерттелген шөгінді жыныстар қимасының қабаттары таскөмір жүйесінен (төменгі, ортаңғы және жоғарғы бөлім), пермь (төменгі, жоғарғы бөлім), триас, юра, бор және де төрттік қабаттың (антропогендік) жүйелерінен құралған.
Тас көмір жүйесі С.
Төменгі бөлім - С 1. Жаңажол ауданында ашылған ең көне шөгінді 1-С скважинадағы орта визейлік жастағы, терригенді жыныстар болып саналады. Олар 4190-4200 м интервал аралығында кездеседі. Көрші Қожасай, шығыс Түгіскен, шығыс Төрткөл аудандарында орта және төменгі визе және турне ярусында анықталған терригендік шөгінділер қалыңдығы 1000 м-ден асады.
Қимадан жоғарыда терригенді жыныстар ізбестас және қою-сұр аргелиттермен қабатталған даламиттерді қамтитын жоғарғы визейлік(ока горизонты үсті) және серпуховтік жастағы жынысты карбонаттық қабатпен ауысады. Ока шөгіндісінің қалыңдығы 142м-ді құрайды.
Орта бөлім С2.
Орта бөлім башқұрт және москва ярустарының шөгінді қабаттарынан тұрады.
Башқұрт ярусының шөгінді қабаты тек қана -синельников скважинасында толық өтілді. Толық қалыңдығы 224 м-ге жетеді. Олар сұрғылт ізбестастардан және ашық-сұр оргоногенді түйірлі доломиттенген массивті, сирек қабықты аргилиттерден құралған.
Москва ярусының (С құрамында екі ярус бөліктері айрықша білінеді, төменгі және жоғарғы москвалық. Төменгі москвалық ярус бөлігінің шөгінді қабаты 3668-3560 м аралығында 23-ші скавжинада ашылған вере және кашир горизонттарынан тұрады. Ашылған ярус бөлігінің қалыңдығы 108-156 м аралығында. Ол бірлі-жарым қабықты жұқа аргилитті карбонат жыныстарынан құралған. Карбонат шөгінді қабаттың кешенде жоғарғы визе және төменгі москва ярус бөліктерінің ашылған қалыңдығы 630 м-ге жетеді де, төменгі карбонат қалыңдығын құрайды. КТ- индексі арқылы көрсетілген жыныстарда ярус бөлігі жынысында мұнайдың өндірістік қоры белгіленген.
Жоғарғы москва ярус бөлігі подольск және мячиковскі горизонттарынан тұрады. Подольск горизонтының төменгі бөлігі көбіне 266-366 м қалыңдықтағы сирек ізбестастардан, қабықталған аргилиттерден, құмдардан, аллевролиттерден, гравелиттерден тұратын терриген жынысының қалыңдығынан тұрады. Горизонттың жоғарғы бөлігі оргоногенді-ұсақталған, қоюланған микротүйірлі ізбестастармен даломиттерден тұрады. Қалыңдығы 115-164 м аралықтарында болады. Олардың жасы фораминеферлік кешен сипаттамасы бойынша 3119-3113; 3087-3081; 3051-3048; 9; 3024,4-3019,5 м интервалында Р.А. Глинин анықтады. Подольск корбанатты шөгіндісінің қалыңдығы 144 м-ден (3-скважина) 220 м (скважина 3-с) дейінгі аралықта. Кесіндіден жоғары оргоногенді; оргоногенді-ұсақталған кіші микротүйірлі ізбестастар және москва горизонтының даломиттері орналасқан. Қиманың бұл бөлігі кен орнының барлық ауданында байқалатын қалыңдығы 10 м-ге дейінгі сазды жыныстардан түзілген. Екі реперлі қатпарлар аралығы жағдайы бойынша жеткілікті айқын ерекшеленеді. москвалық және фораминефер кешені бойынша анықталады. Бұны Р.А.Глимин, Н,К,Градеев және т.б. зерттеді.
1 скважинада (интервал 3117-3114; 3004-3000; 2945-2938 м) және конадонтпен, Ахметшин тапқан 3-ші скважинадағы интервал 2903-2900 м. 9-шы және 22-ші скважиналарда М.Н.Изотованың деректері бойынша скважинаның үйлесімділігімен байланыспайтын едәуір жастау (касимовтық) фораминефер қалыңдықтары байқалады. сондықтан да бұл деректер қосымша анықтауды қажет етеді. Москва горизонты іс жүзінде кен орнындағы барлық скважиналармен ашылған. Оның қалыңдығы 115 м-ден (скважина 4) 164 м-ге (скважина 27) дейінгі аралықта.
Жоғарғы бөлім С3. Жоғарғы карбонның ортаңғымен шекарасы қисық ГК жазбасы сипатының өзгеруі бойынша жеткілікті айқын бөлшектенеді. Жоғарғы карбон құрамында көптеген микрофауналар табылғандықтан, касимов және гжель ярустарына бөлінеді.

2 бөлім Техника-технологиялық бөлім
2.1.Жаңажол кен орнын игеру сипаттамасы
Жаңажол кен орны бойынша негізгі игерілген объектілерге Г- геологиялық объект КТ- қалыңдықты болып табылады. Осы объект бойынша 01.01.2000 жылғы мұнай өндіру барлық кен орындары бойынша өндірілген мұнайды" 57,6 құрады.
Пайдалану қоры 75 скважинадан тұратын Г- объектісі бойынша барлық әсерлі қордың 22 құрады, ал егер кезеңді қорды есептемесе 42 -ті құрайды. Бір скважинаның орташа тәуліктік шығымы 51,8 тонна. 1998 жылы объект бойынша жылдық өндіру 1350,0 мың.т, суды айдау -1959,0 мың,м3 құрады, ол жоба бойынша 4302,0 мың.м3 болуы керек еді.
Г- объектісін игеріп талдауда, жыл сайын айдалатын су көлемін өсіруіне қарамастан 1990 жылмен 1998 жыл аралығында қабат қысымы 400 атмосферадан 268 атмосфераға дейін түсу аралығын көрсетті. Су айдаудың нақты көлемдерінің қалуы, жобаланғаннан төмен қабылдауы (150-250м3 тәулігіне) тура байланыста, жобаланған Г- объектісі жобаланған айдау скважиналарымен салыстырғанда, 1998 жылы жоспар бойынша 40 СКО - дан 17-і жүргізілген. Г- объектісі бойынша су айдау тәулігіне 4527 мың,м3 , жобалау бойынша 13600 мың м3.
Сол бойынша қарастырсақ, соңғы жылдар қатарында Г- объектісінің өндіру скважиналары өзгеріссіз қалады (0,1) , біз су айдаудағы көлемдері кезінде Г- объектісі бойынша, мұнайды таңдау компенсациясы кезінде нақты дәлелмен айта алмаймыз, өйткені ол объект бойынша қабат қысымын ұстап тұру процесіне қандайда бір әсерін тигізеді. Ол Г- объектісі бойынша изобар картасын оқып үйрену кезінде көрінеді. Жобаланғанға дейін су айдауды ұлғайту қажет, оған айдау скважиналарының пайдалану шартын жақсарту арқылы жетуге болады. Осы мақсатпен Г- объектісі бойынша СКО-ны өсіру қажет, діріл толқындарының әсер етуі арқылы, қабатты гидрожару бойынша жұмыстар жүргізу керек, бірақта бұл айдау скважиналарының тиімділігін тіреуді" басқа әдістерін кіргізу, қиындау операция болып табылады. Қазіргі уақытта СКО жүргізу ұзақ уақыт эффект бермейді, сондықтан қабат қысымын ұстап тұру үшін су айдаумен өндіруші скважиналардың кейбіреуін аудару қажеттілігі туады. Ол Г- пачкасы бойынша мұнайды өндірудің төмендеуіне әкеледі, сондықтан Г- арқылы жаңа скважиналарды бұрғылау мүмкіндігін алдын-ала қарастыру қажет. Бұл айдау және өндіру скважиналарының торын үлкейтуге мүмкіндік береді, қабат қысымының төмендеуін азайтады, оны қанығу қысымына дейін көтереді.
Қаралатын негізгі мәселе газ шапкасындағы газ жарылыстарын және қабат қысымының ара қарай түсуін болдырмау, ол үшін Г- пачкасы бойынша мұнайды таңдау қарқынына шектеу жүргізу қажет.
А пачкасымен биіктігі 90-203 метрге тең мұнаймен жиектелген газ кеніші байланысты. Б пачкасы газ бөлігінің қабаты 110 метр, мұнай қабаты 90 метр болатын мұнайгаз кенішінен құралады, В пачкасына газ шапкалы мұнай кеніші ұштастырылған (мұнай және газ бөлігінің қабаты 83-91 және 30-50 метрге тең). В1 пачкасының биіктігі 87 метрге дейін екі кіші газ кеніштерінен тұрады.
Екінші КТ- карбонаттық қабатында үш өнімді Г және Дв, Дн пачкалары бөлінген (жоғарғы және төменгі горизонттар).
Г пачкасына газ шапкасының биіктігі 265 метр болатын және мұнайгаздылық қабаты 350-400 метрге тең газды мұнай кеніші ұштасқан. Г пачкасы бойынша газдың қаныққан көлемінің мұнайдың қаныққан көлеміне қатысы 0,31.

2.2. Жаңажол кен орнын жылу әдісімен игеру
Оңтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 13 м құраса, ал солтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 20,9 м құрады.
В1 жиынтығының қалыңдығы 28,2 м - ден, 73 м - ге дейін өзгерсе, ал мұнайға қаныққан қалыңдығы 30,8 м - ден, 88,6 м-ге дейін өзгереді.
Оңтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 5,6 м құраса, ал солтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 7,4 м құрады. КТ - 2 карбонатты қалыңдығының аралығы оңтүстікте 603 м - ден, солтүстікте 827 м - ге дейін өзгереді. Оның Г мен Д жиынтықтарында қалыңдықтар тұрақты емес және солтүстігіне қарағанда 1 блокта олар бірнеше ретке қысқартылған. Екі жиынтық, бірінен соң бірі ауысып тұратын өткізгіш және тығыз қабатшалардан тұрады. Гж - 3 жиынтығының жалпы қалыңдығы 4,2 м - ден, 84 м - ге дейін өзгерсе, ал Дж - 1 және Дт - 1 жиынтықтарының жалпы қалыңдықтары сәйкесінше: 115,4 мен 83,8 м - ге дейін өзгереді.
Жаңажолдық мұнайгаз шоғырлары, аймақтық геология бойынша болатын, литологияның әсерінен антиклинальдық шоғырларға жатады.
Сұйықтардағы элементтерінің қозғалысына байланысты, осы мұнайгаз шоғырлары, контурында және табанында су болатын шоғырларға жатады.
Жерасты шоғырларындағы көмірсутектердің бастапқы жату жағдайына байланысты, шоғырымыз бір фазалы және екі фазалы болып бөлінеді. Ал екі фазалы көмірсутекті шоғырлар, өз кезегінде ары қарай мұнайғақанығушылық көлемінің, жалпы көмірсутектердің көлеміне қатынасына байланысты: мұнайлы, газды және мұнайгазды шоғырларға бөлінеді.
Фазалық жағдайының сипатына байланысты КТ - 1 шоғыры, Гсол. өнімді жиынтықтың аймағында қаныққан, ал КТ - 2 шоғыры, газды телпекте қаныққан, мұнайлы сақинада қанықпаған болып келеді. Дсол. және Доңт. шоғырлары, қанықпаған шоғырларға жатады.
Жаңажол кен орынының жер бетіндегі мұнайының қасиеті, төмен тығыздылығымен, төмен тұтқырлықпен, шайырлы асфальттардың аз болуымен, суу температурасының төмендігімен және жоғары күкірттілігімен сипатталады.
КТ - 1 мен КТ - 2 жиынтықтары бойынша қабаттың мұнайы мен газдың физика - химиялық құрамын қарастырайық.
А жиынтығы
Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,7055 грсмfalse, қабаттағы температурада мұнайдың газбен қанығу қысымы 24,0 МПа, қабаттағы газды фактор 269,2 мfalse т , қабаттағы мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,34 мПа*с. Дифференциалды газсыздандырудан кейінгі, жұмыс жағдайындағы мұнайдың тығыздығы 0,8174 гр смfalse, жұмысшы газды фактор 234,8 мfalseт, көлемдік коэффициент 1,3904, газсыздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 4,6 мПа*с. Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті (күкірттің салмақтық құрауы 1,00 %), шайырлы (5,4 %), парафинді (3,6 %). 300 градусқа дейін мұнайды қыздырған кезде, жеңіл фракциялардың шығу көлемі - 55 %.
Б жиынтығы
Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,7080 гр смfalse, қабаттағы температурада мұнайдың газбен қанығу қысымы 24,8 МПа, қабаттағы газды фактор 286,3 мfalseт , қабаттағы мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,36 мПа*с Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті (күкірттің салмақтық құрауы 0,83 %), аз шайырлы (4,2 %), парафинді (5,8 %). 300 градусқа дейін мұнайды қыздырған кезде, жеңіл фракциялардың шығу көлемі - 55 %.
В1+В жиынтығы
Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,6820 гр смfalse, қабаттағы температурада мұнайдың газбен қанығу қысымы 25,46 МПа, қабаттағы газды фактор 288,0 мfalse т , қабаттағы мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,37 мПа*с Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті (күкірттің салмақтық құрауы 0,84 %), аз шайырлы (4,4 %), парафинді (6,0 %). 300 градусқа дейін мұнайды қыздырған кезде, жеңіл фракциялардың шығу көлемі - 53 %.
Г жиынтығы
Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,6389 гр смfalse, қабаттағы температурада мұнайдың газбен қанығу қысымы 32,22 МПа, қабаттағы газды фактор 392,5 мfalseт , қабаттағы мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,29 мПа*с Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті (күкірттің салмақтық құрауы 0,66 %), аз шайырлы (3,9 %), жоғары парафинді (10,1 %). 300 градусқа дейін мұнайды қыздырған кезде, жеңіл фракциялардың шығу көлемі - 53 %.
Д жиынтығы
Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,6838 гр смfalse, қабаттағы температурада мұнайдың газбен қанығу қысымы 27,57 МПа, қабаттағы газды фактор 275,5 мfalse т , қабаттағы мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,39 мПа*с Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті (күкірттің салмақтық құрауы 0,82 %), шайырлы (5,1 %), жоғары парафинді (7,7 %). 300 градусқа дейін мұнайды қыздырған кезде, жеңіл фракциялардың шығу көлемі - 52 %.
А объектісі - мұнайлы жапсары бар газконденсатты шоғыр болып табылады. 2004 жылдың 1 қаңтарында істеп тұрған, өндіру ұңғымаларының қоры 24 ұңғыманы құрады.
2003 жылы мұнай өндіру 42,975 мың т - ны құрады, ілеспе газды өндіру 12,1934 млн. мfalse- ты құрап, бір ұңғыма бойынша мұнайдың орташа шығымы 5,1 ттәу болды. Жыл басынан өндірілетін өнімнің орташа сулануы 1,7 % - ды құрады. Мұнайды алу ырғағы, бастапқыда шығарылатын қорлардан 0,46 % - ды құрады.
Игеру басталғаннан бері А жиынтығының шоғырынан 479,91 мың т. мұнай мен 114,9055 млн. мfalse ілеспе газ алынды. Шоғыр бойынша қорларды шығару деңгейі 5,2 %, мұнайды шығару коэффициенті 0,0094 - ті құрады.
А жиынтығының оңтүстік аймағында су айдау 1992 жылдан, ал солтүстік аймағында 1995 жылдан жүргізіліп келеді. Су айдау үшін 2 ұңғыма іске қосылып, 2003 жылы 28,97 мың мfalse су айдалды.
Игеру басталғаннан бері А жиынтығының шоғырына 519,847 мың мfalse су айдалып, қабаттық жағдайларда алынған сұйықтың орнын толтыру - 53 % - ға жетті.
А жиынтығы бойынша келесідей геологиялық - техникалық шаралар іске асырылды: №№ 490, 552 ұңғымаларда қосымша перфорация жүргізіліп, соның арқасында қосымша 0,717 мың т. мұнай өндірілді. № 552 ұңғыманы НДГ - ға ауыстырудың арқасында, қосымша 0,628 мың т. мұнай өндірілді.
Б объектісі - газды телпегі бар мұнайлы шоғыр болып табылады. 2004 жылдың 1 қаңтарында істеп тұрған, өндіру ұңғымаларының қоры 89 ұңғыманы құрады.
2003 жылы мұнай өндіру 708,485 мың т - ны құрап, ал ілеспе газды өндіру 195,2381 млн. мfalse- ты құрады. Өндірілетін өнімнің орташа сулануы 11,1 % - ды құрады. Бір ұңғыма бойынша мұнайдың орташа шығымы 22 ттәу болды. Мұнайды алу ырғағы, бастапқыда шығарылатын қорлардан 3,5 % - ды құрады.
Игеру басталғаннан бері объект бойынша 7316,663 мың т. мұнай алынды. Шоғыр бойынша қорларды шығару деңгейі 35,2 %, мұнайды шығару коэффициенті 0,12 - ні құрады.
Б жиынтығында игеру, оның оңтүстік аймағында барьерлі су айдау, ал солтүстік аймағында ошақты су айдауды қолдану арқылы жүргізіліп келеді. 2004 жылдың 1 қаңтарындағы жағдай бойынша су айдау үшін 29 ұңғыма бар. 2003 жылы 1229,345 мың мfalse, ал үрдіс басталғаннан бері 10347,928 мың мfalse су айдалып, қабаттық жағдайларда алынған сұйықтың орнын толтыру ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.