Мұнай және газдың технологиясы
КІРІСПЕ
Мұнай және мұнай өнімдері біздің еліміз үшін негізгі экспорт көзі болғандықтан мұнайдың дүниежүзілік бағасы макроэкономикалық параметрлердің маңызды бірі болып табылады. Сыртқы рыногтағы жағдай қазақстандық мұнай компанияларының жағдайына да өз әсерін тигізеді. Мұнайдың дүниежүзілік бағасының дағдарысы тек қана мұнай өндірісіне ғана емес, сонымен қатар Қазақстанның бүкіл экономикасына қауіп төндіреді. Себебі, көптеген ұңғымалар қор бөлігінің қайтарымсыз жоғалтуларымен тоқтатылады. Осыған байланысты бюджеттің кірісінің азаюы, жұмыс орындарының қысқартылуы, экономиканың барлық салаларында салықтардың көбеюі, т.б. жағдайлар туындайды.
Бұндай жағдайларда жаңа кен орындарды жұмысқа енгізу өте қиынға түседі, эксплуатациялық бұрғылау жұмыстарының саны азаяды. Осының әсерінен мұнай өндіру көлемі азаяды.
Осыдан келе, біз үшін жұмыс істеп тұрған ұңғымалардың шығымын арттыру мәселесі туындайды. Мұнай қорының құрылысының жеткілікті өзгерісі мұнайлы қабаттарға әсер етудің жаңа технологияларын іздеуді, ойлап табуды және өндірістік енгізуді талап етеді. Осындай жаңа әдістерінің бірі болып қабатты гидравликалық жару әдісі саналады. Бұл әдістің технологиясында арнайы материалдардың қолданылуы керек етіледі. Қабатты гидравликалық жару өте қымбат болғандықтан, оны басқа мұнай өндіру организацияларының көрсететін қызметтерінің бірі ретінде қолдану қажеттілігі туындайды.
Жоғарыда айтылғанға сүйене отырып, бұл жұмыстың актуалды екендігіне көз жеткізуге болады.
Болған дағдарыстан кейін мұнайдың бағасының төмендеуімен қоса мұнай өндіру компанияларына қызмет ететін көптеген компаниялар жұмыс істеулерін тоқтатты. Мұнай саласындағы пайда болған қатаң бәсекелестікте қателіктер жіберуге болмайды. ҚГЖ ерекше және революциялық технологиялардың бірі бола тұрып, өте қымбатқа түседі. Сондықтан потенциалды тұтынушыларға бұл әдістің тиімді екендігіне көз жеткізу - бір мәселе болып табылады. Сол үшін түрлі маркетингтік іздену жұмыстарын жүргізіп, ҚГЖ - ның тиімділігін экономикалық есептеулер жүргізу арқылы тұтынушыларға жеткізуге болады.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Жаңажол кен орны таскөмір жүйесінде қалыптасқан, кеуек пен жарықшақтардан, кеуек пен ұсақ қуыстардан тұратын карбонатты коллектор болып табылады. Кен орынды игеру екі карбонатты қалыңдық бойынша жүргізіледі - КТ-І және КТ-ІІ. Бұл жердегі ұңғымалар мынадай сипаттарға ие: терең, газ факторы жоғары және күкіртті сутегінің пайыздық мөлшері жоғары. 1999 жылдан бастап Ақтөбе мұнай-газ ААҚ экспериментальды газлифтті шоғыр құру жұмыстарын бастады. 2001 және 2002 жылдары барлығы
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымынының сипаттамасы
1.1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат
Жаңажол кен орны Орал үстірті аймағындағы Мұғаджар тауымен Ембі өзені арасында орналасқан. Әкімшілік басқаруы жағынан Қазақстан Республикасы, Ақтөбе облысы, Мұғалжар ауданына қарайды.1.1-суретте жаңажол кен орнының орналасқан жері көрсетілгенген.
Сурет 1.1. Жаңажол кен орнының орналасу картасы
Жергілікті жер рельефі дөңес қыраттардан, сайлардан құралған және плюс 125-тен плюс 270 метрге дейінгі абсолюттік биіктігімен ерекшеленеді. Ең кіші минималды белгісі Ембі өзеніне қарай, яғни кен орнының оңтүстік-батыс бөлігіне қарай еңіс келеді және сол Ембі өзені Жаңажол кен орнынан оңтүстік-батысқа қарай 2-14 шақырымға созылып жатыр. Өзен суы минералданған, сондықтан техникалық қажеттіліктерге құдық сулары пайдаланылады. Құдық және Ембі өзенінің суларының деңгейі 2 метр және оданда жоғары болып келеді.
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сондықта қатар ылғалдылығы өте төмен. Қыс мезгілінде температура минус 400 С-қа дейін жетеді. Ең суық айларына қаңтар, ақпан айлары жатады. Алғашқы қар қарашаның ортасына таман түсіп, наурыз айының аяғына дейін жатады. Орта жылдық атмосфералық жауын-шашын мөлшері көп емес, ол жылына 120-140 мм шамасында. Ең ыстық айлары шілде, тамыз айлары жатады. Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді мекендерін кен орынның солтүстік-шығыс бағытында орналасқан 15 шақырымдық Жаңажол совхозының орталығы және солтүстік-батыс бағытында орналасады.
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.К.Ковалевский және А.П. Гаригросс еңбектерінде көрсетіледі. Олар 1840 жылы Темір, Атжақсы Ембі өзендерінің ауданын зерттеу барысында жазған еді.Осыдан кейін зерттеулер маршруты одан әрі жалғасты. Территорияны барынша бөлшектеніп және жобалау бойынша зерттеу 1944-і жылдан басталды. Сонымен 1944-1946 жылдар аралығында Каспий-Арал партияларын М40 парағында масштабқа түсіруді Г.И. Водорезов басқарған геологиялық топ жүргізді.
Жұмыс қорытындысына геологиялық карта және территорияның тектоникасы мен стратиграфиялық сұрағына жауап ретінде параққа түсіндірмелі жазба берді. Бұл жұмыстар әлі күнге дейін өз құндылығын жойған жоқ.
1949-ы жылы В.И. Сомодуров және И.В. Иванов 1:200000 масштабында 40-XXXIV парағын геологиялық түсіруді жүргізді. Осы көлемде Жаңажолда енгізіліп, қамтылған еді. Авторлар ауданның геологиялық құрылымы туралы барынша толық мәлімет берген 1952-іжылы аудан гравиметриялық түсірумен алдыңғы масштабқа қамтылды.
1952-1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында карталық бұрғылауды А.С. Зингер түсірді.
1960-ы жылы Жаңажол ауданында Ақтөбенің геофизикалық экспедициясы толқынның шағылу әдісімен сейсмикалық зерттеулер жүргізді. Осы жұмыстардың нәтижесімен П1 горизонты бойынша Жаңажол көтерілімі анықталды. 1961-жылы Ақтөбенің геофизикалық экспедициясы тереңірек бұрғылауды ескере отырып, құрылымды дайындау мақсатында толқынның шағылу әдісімен детальды сейсмикалық зерттеулер жүргізді. Жүргізілген зерттеулердің нәтижесімен (кунгур ярусының жабыны) және П1 (тұзасты жабының түзілімі) горизонттарының құрылымдық карталары жасалды.
1961- жылы Жаңажолдың тұзасты құрылымында жобаланған 3200 метр тереңдіктегі №1 терең барлау ұңғысы бұрғылана бастады.
1976-ы жылдан бастап іздестіру жұмыстарын Ақтөбемұнайбарлау экспедициясы, ал, 1978-і жылдан бастап Қазақмұнайгазгеология бірлестігінің Кенқияқмұнайбарлау экспедициясы жүргізді
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978-і жылы наурыз айында №4 ұңғыда байқалды.
1981-жылдан бастап Жаңажолдағы барлау ұңғыларын бұрғылау жұмыстарын 1981- жылы құрылған құрамы айтылып өткен экспедициялардан жинақталған Ақтөбемұнайгазгеология бірлестігі жүргізуде.
1981-жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің бекітуімен Ақтөбемұнай берлістігіне кен орында барлау ұңғыларын бұрғылау және оны игеру тапсырылды.
Қазірг кезде Қазақстан Республикасының Ақтөбемұнайгаз акционерлік қоғамының Октябрьскмұнайгаз мұнай-газ өндіру басқармасының цехтары -мен игеру жұмыстарын атқарылуда. [3].
1.1.2 Стратиграфия
Жаңажол кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі тас-көмір жоғарғы боржасындағы жыныс жиынтығыанықталған. Стратиграфиялық бөлшектеуде, кернніңсипаттамасы, өндірістік геофизикалық зерттеу диаграммасы, палентологиялық анықтаулар қолданды.
С-Таскөмір жүйесі;
C1 - Төменгі бөлім.
Жаңажол кен орын көлемінде аршылған, барынша ерте шөгінді жыныс болып ортавизе жасындағы терригенді шөгінділер табылады.
Осы жыныстар № 1- скважинасында 4190-4200 метр аралығында кездесті.
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі корбанатты қабатпен ауысады. Олардың жасы жоғарғы визе және Серпухов жастарымен белгіленіп, құрамы қарақышқыл аргиллит аралас әктастар мен доломиттерден тұрады. Төменгі корбон жынысының қабатының максимальды аршылуы 308 метр.
С2 -- Ортаңғы бөлім,
Ортаңғы корбон жыныстары башкир және москвалық ярус құрамдарында аршылды.
C2 -- Башкир ярусы,
Бұл жастағы жыныстар № 1 скважинасының 3892 -- 3668 метр аралығында толық және 23 скважина мен жиі-жиі қамтылды. Олардың толық қалыңдығы 224 метрге жетеді.
Құрамында қошқыл және ақшыл, қошқыл әктастар оргоногиенді түйірлі, аргиллит аралас массивті доломит жікшелерінен тұрады.
С2т - Москва ярусы,
Мұның құрамы екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі москвалық подярусының № 1- скважинасында 3668 -- 3560 метр және №23 скважинасында 3807 -- 647 метр аралықтарында верей және паширлік горизонттары кездескен. Жыныс қалыңдығы 106 метр ден 156 метрге дейін жетеді.
Бұл қабаттар корбананттар және аргиллит жікшелері аралас шөгінділерден тұрады.
Жоғарғы Виземосквалық подярусының корбонанты жыныс комплекстерінің қалыңдығы № 1-скважинасында 630 метрге жетіп Төменгі корбонантты қабаты құрайды, ол бұл өз алдына:
Кт-II индексімен белгіленген;
С2т2-жоғары москва ярусы.
Бұл мячковтың және Подольск горизонттарымен белгіленген. Подольск горизонтының төменгі бөлігі көбіне көп терригенді қалыңдықты қабаттар, яғни аргиллиттер, қиыршық топырақ, гравилиттер және 266-366 метрлі қалыңдықта жиі кездесетін әктастардан тұрады. Подольск горизонтын барлық дерлік скважиналармен өтеліп, оргеногенді, оргеногенді үгілгіш, ұсақ түйіршікті әктас және доломиттерден құралған.
Оның қалыңдығы 115 метрден 164 метрге дейінгі аралықты өзгермелі болып келеді.
С3 -- жоғарғы бөлім ,
Жоғарғы корбонанты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен шекарасы геологиялық каротаж сызбасындағы өзгеруінен көрінеді. Жоғарғы корбонның көптеген микрофауналарымен флоралардың табылуына байланысты пасимов және гжель ярустарына бөлінген.
С3к -- Касимов ярусы,
Жыныс жасы № 5 скважинасының 2832 - 2834 және 2829-2819 метрлер, №1 скважинасының 2900- 2896 метрлер, №6 скважинасының 2909 - 2906 және 2899 - 2897, 2894 - 2888 және 2884 - 2879 метр аралықтарында, №12 скважина- ның 3013-3001 метрлер аралықтарында алынған фораониннфер және №5 сква- жинаның 2832-2824 және 2819-2819 метрлер аралықтарында алынған копо донтттар жиынтығынан анықталды. М.Н. Изотова анықтаған мәліметтерге қарап касимов ярусы келесі фауналармен; "Protriticits pseceLomon tipoms obsolites obsolites", "Man tipams man tipams", "triticites acutas, auutas" фауналарымен сипатталған.1.2-суретте кенштің геологиялық литологиалық қимасы қөрсетілген.
Касимов ярусының қалыңдығы 50 метрден 97 метрге дейінгі аралықтарда өзгеріп, кездеседі.
С3Д -- Гжель ярусы;
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53 метрден 136 метрге дейін өзгереді.
Жыныс ішінде сульфатты және корбонатты қабаттар бар. Оның басқа қабаттарға қарағанда айтарлықтай айырмашылығы құрамының 65 -- 85% фауналар мен су өсімдіктерінің қалдығынан тұратын әктастар болып табылады.
Қаралып отырған гжельдік ярусының бөлігі екі аймакқа, ягаи "Tritigts yticenbeprg" және "yigulitis sigicleutis" аймақтарына бөлінеді.
Осы аймақтар 12 скважинасының 2964.2 - 2890 метр және 2336.6-2930 метрлер аралықтарынан анықталған фораминиферлермен дәлелденген.
Жоғарғы КТ-I корбонатты қабатында негізінен газоконденсат коры сақталған.
Корбонатты қабаттың жалпылама қалыңдығы 427 -- 573 метрлер аралығында. [3]
Қиманың корбонат үсті бөлігі жиі кездеседі. Яғни, гравалит, сазбалшық, алевролит қабаттарынан құралған терригенді гжельдік ярусының қабат қорабынан түзілген.
Оның қалыңдығы 24 метрден 109 метрге дейін жетеді,
Р -- Пермь жүйесі;
Пермь шөгінділері - төменгі және жоғарғы бөлімдермен берілген.
P1-төменгі бөлім;
Төменгі пермь бөлімі ассольдік, сакморлық, артин және кунгурлық ярус шөгінділерінен тұрады.
Р1а+s-Асселъді-сакмарлы ярусы. Ассельді-сакмарлық терригенді қабат қалыңдығы гжельдік терригенді корбон қабатымен бірге Жаңажол кен орнында региональды флюйдты кедергілі қабат туғызады. Бұл қабыршақты қабат қалыңдығы белгілі дәрежеде құрамында сазбалшықтың болуымен және кең ауқымда яғни, 16 метрден 598 метр аралығында өзгеріп, солтүстіктен оңтүстікке қарай тенденциялы өзгеріп отырады.
Литологиялық байланыста бұл аргиллиттер, қыйыршық топырақтар, алевролиттер, жиі - жиі гравлит және сазбалшықты әктастардан тұрады.
Алельдік ярусының қалыңдығының жасы 1 скважинаның 2647 - 2645 және 2498-2495 метрлер аралықтарында және 10 скважинада 2468-2458 метрлер аралықтарында алынған фораминифер фауналарымен қуатталып (№93 скважина) 9 метрден (8 скважинада) 359 метрге дейін өзгеріп отырады.
Сонмарлық ярусында қалыңдыққа байланысты сақталмаған, яғни, 5 скважинада кездескен.
Р1к - Кунгур ярусы;
Кунгурлық ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы корбонат үсті терригенді қабатымен бірге кунгур қималарының мұнай мен газға қаныққан бөліктерінде өте зор флюйдті кедергілі қабаттама тудырады.
Кунгурлық ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді - галогенді аргиллит араласқан қабаттарымен кездескен. Оның қалыңдығы 10 метрден 60 метр аралығында өзгереді. Жоғарырақта галогенді аргиллит аралас, жиі қиыршық топырақ пен алевролит және ангидрит қабатшалары орналасқан. Галогенді қабаттың максималды қалыңдығы (12 скважинада) 996 метрден, минималды қалыңдығы (3 скважинада) 7 метр аралығында.
Кен орынының кунгурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді - сульфатты қабаттар жатыр.
Р2 - жоғарғы бөлімі;
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында жеке ангидрит (3-тен 0.5 метрлі және 10-15 метрлі) қабатшалары кездесетін терригенді қабаттардан тұрады.
Т - Триас жүйесі
Триас шөгіндісі T1 - төменгі құрамынан бөлініп және литологиялық жағынан шұбар - боялған сазбалшық, киыршық топырақ қабаттарынан көрінеді. Шөгінділердің қалыңдықтары 65 метрден 371 метрге дейінгі аралықта өзгереді.
I - Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі және ортаңғы, жоғарғы бөлімдерге құрамдарына байланысты бөлінген. Олардың жалпы калыңдықтары 60 метрден 246 метр аралығында өзгеріп отырады.
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қара-қошқыл түсті, құм-қиыршық топырақтардан, тығыз алевролит және қоңыр киыршық топырақ полимикті, әртүрлі түйіршікті қабаттардан құрамдалған.
R - бор жүйесі;
Бұл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып конголомерат аралас, қоңыр жасылды саздар есептеледі.
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі аралықта өзгереді. Қалыңдықтың минимальды көрсеткіші 52 скважинада, ал максимальды көрсеткіші 88 скважинада байқалады.
Q - Антропогенді жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің, қалыңдықтары онша емес, небары 2 метр немесе 3 метрлік төрт қатарлы қабат бөледі. Солардың құрамдалулары саздың сугликаларымен құмайт супестерден түзілген.
1.1.3 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен орыны Каспий маңы кеңістігінің оңтүстігінде орналасқан. Яғни, Орал алды геосинклинальды аймағынан Ащысай және солтүстік көпекті сызықтарынан көрінеді.
Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданының интенсивті түсуі және қалың шөгінділерден қабаттамаларында 7 километрден 10 километр аралықтарында болуына байланысты. Бұл қабаттың негізгі бөлігін кунгурлік ярусының галогенді табан шөгінділері және кельбрий іргетасына дейінгі жыныстардың жоғарғы бетінде жатқан тұз асты жиынтығын құрайды.
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын маңда 2 немесе 2,5 километрден Беттеу күмбезінің меридианына қарай 5.5 немесе 6 километрге дейінгі, яғни батыс бағытына қарай моноклиналды қалыңдай береді.
Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек қатарлары бөлінген. Соңғысы төменгі горизонттарда мықты байқалып, соған сәйкес ойпаттың ортаңғы бөлігіне карай қалыңдай бастайды.
Жаңажол қатарының бір ерекшелігі, қуатты корбонат массивтерінің дамуы болып табылады.Олар үлкен брохиантинал тәріздес дөңестерден құралған.
Сейсмикалық мөліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен салыстырғанда әр түрлі локальды дөңестерінің морфологиясындағы өлшемдері, шөгінділердің тереңдік қатынастарында әртүрлі өзгешеліктер байқалады.
Құрылым картасында жоғарғы корбон шөгінділерінің табаны бойынша екі локалды дөңес анық көрсетіліп, 30 скважина ауданында изогипс енгізуі мен контурланған. 1.2-суретте жаңажол кен орнының геологияық қимасы көрсетілген.
Сурет 1.2. Жаңажол кен орнының КТ-ІІ солтүстік күмбезінің геологиялық қимасы
2.65 шақырымдық жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 9.5 шақырым құрап, онша үлкен емес седловина арқылы оңтүстік локалды дөңесімен қосылады, яғни №19 скважина ауданында 2.25 шақырымдық изогипсімен контурленген.
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың қисығы бойынша, гжельдік ярусының сульфатты-корбонатты қабатының кобонат үсті қалыңдықта терригенді қабатпен ауысуы жылдам тығыз шекараны реттейді.
Осы екі локалды дөңестен тұрады. №50 скважина ауданында солтүстік локалды дөңесі 2.3 шақырымдық изогипспен контурленген.
2.5 шақырымдық изогипс бойынша оңтүстік дөңесінің ауданы 9.5x4 шақырым құрайды.
1.1.4 Мұнайгаздылығы
Жаңажол кен орны қазақстандағы өнімділігі карбонатты коллекторларға байланысты алғаш ашылған кен орны болып табылады. Ол белгілі Кенқияқ, Құмсай, Көкжиже, Батенкөл, Қаратөбе, Ақжар және Қопа сияқты төменгі бор, юра, триас, жоғарғы және төменгі пермь жүйелерінің шөгінділеріндегі мұнай қабаттары бар ауданда орналасқан.
Жаңажол аймағының мұнайгаздылығы туралы алғашқы мәлімет 1-ұңғ- ыда бұрғылау жұмыстары жүріп жатқан кезде байқалған жоғары газкөрсеткіштігіне, таскөмір жынысын керн бойынша зерттеген кездегі мұнай белгілеріне және сазбалшықты ерітіндінің газдануына байланысты анықталды. 3050-3020метр аралықтарындағы тереңдікті тексеру барысында 62,5% метан1% этан, 1% ауыр көмірсутектер жиынтығынан құралған газды судың әлсіз ағыны байқалды. 1978-жылдың 3-наурызында 4-ұңғыдағы орта карбон әктастарының ашық оқпанында сыналған қабаттан газдалған мұнай табылды.
Кейін 1978- жылы 31-шілдеден 2- тамызға дейінг аралықта 2767-2884 метр аралығындағы тереңдіктен шығымы 66,8 м[3]с болатын мұнай және 107,6 м[3]с шығымды газ фонтандалды Фонтанды ұңғыларда 3 және 8 миллиметрлік штуцерлер қолданылды қазіргі кезде Жаңажол кен орнында жоғарғы және төменгі карбон жыныстарымен байланысты өндірістік өнімділігі бар екі карбонатты қаба белгіленген және олар 206-417 м. қалыңдықты жыныстың терригенді будасына бөлінген.
КТ-І бірінші карбонатты қабаты ;
Оның 398 метрден (92-і ұңғы)548 метрге (41-ұңғы) дейінгі болатын қалыңдығы литологиялық жағынан әктас, доломит және олардың ауыспалы өзгерістерінен кездеседі. Бұлардың ішіндегі өткізгіш жыныстар коллекторлық қасиетті атқарады. Коллектор типі кеуекті-жарықшақты болып келеді.
КТ-І өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі жағын, касимов ярусының үстіңгі карбонын, мячков горизонтының ортаңғы карбонын алып жатыр Кен орындағы флюидтердің тіреуіштері пермьнің сульфатты-терригенді және тұзды қабаттары болып табылады. КТ-І қабатының көп бөлігі доломитті болып келеді. Касимовтық және гжельдік ярустарында ангидрит қабаты және қуыстары кездеседі. Қара аргиллит қалыңдықтарымен ангидриттерден тұратын жалпы алғанда 120 метрге дейінгі қалыңдықпен ангидрит қабатының солтүстік-шығыс бөлігін құрастырып, соңғы кезде карбонат қабатының созылуымен алмастыруға болады.[3].
Жоғарыда айтылғандай кен орынның мұнай-газдылығы айтылған екі қабаттармен байланысты. Бірінші және екінші қабаттарды 206 метрден 417 метрге дейін қалыңдықтардан тұратын жыныстардың терригенді қабаттары бөліп тұрады.
Қабат қимасында каротаж қисығы мәнінің сипаты бойынша жыныстардың тығыздығы және саздылығы жоғары мәнгеие болатын реперлер сериясы бөлінген. Бұл материалдар 2550-2900м тереңдікте жататын А, Б, В, В' шартты түрдегі 4 өнімділік қабатқа бөлуге мүмкіндік берді.
Стратиграфиялық тұрғыдан алғанда А өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі бөлігін, ал, Б өнімділік қабаты касимовский ярусын, В және В' москвалық ярусының подоль қабатының жоғарғы бөлігін қамтиды.
Төменде КТ-І карбонатты өнімділік қабатының қысқаша сипаттамасы берілген.
Ақабаты 650 метр қалың қабаттардан құралған, гжелдік және ассельдік-сакмарлық ярустарының терригенді жыныстардан және кунгурлік ярусының гидрохимиялық шөгінділерінен тұрады да, қалың қабатты кең газдыконденсатты кенішін құрайды.
Б қабатында мұнай-газ қабатының көлемі жатыр, ол А қабатынан 2-60 метр төменде жатыр. коллекторлары кеніштің солтүстік бөлігінде шектеулі сипатталады, 146-ы, 52-і, 117-і ұңғылар аумағында коллекторлар өткізгіштігі жоқ карбонаттардан тұрады. Ал, 67-і103-і, 321- және 8- ұңғылар аумағында коллекторлар ангидриттерден тұрады. Кеніш күмбезді, массивті және литологиялық жағынан шектелген болып келеді. Кеніштің биіктігі 200 метр. Газға қаныққан қабат ауданы 36516 мың м[2], мұнайға қаныққан қабат ауданы 71475 мың м[2].
В қабаты Б қабатынан 4-74 метр төменде орналасқан. Айтылып кеткен қабаттарға қарағанда екі кеніштен тұрады, яғни оңтүстік және солтүстік күмбездермен ұштасып жатыр.
В' қабаты жоғарыда айтылған қабаттардан 35 төменірек жәнеекі мұнай кеніштерімен сипатталады. Олардың биіктігі 60 және 87 метр.
В' қабатының қоры тек қана солтүстік бөлігінде анықталған, бұл барлаудың аяқталмағанын көрсетеді. Кеніштердің екеуі де күмбезді.
КТ-ІІ екінші карбонатты қабаты
КТ-ІІ екінші карбонатты қабатының КТ-І екінші карбонатты қабатынан айырмашылығын оның қимасындағы өте сирек кездесетін доломиттер және әктастар көрсетеді. Коллекторларына олардың әртүрлі өткізгіштері болып табылады. КТ-І және КТ-ІІ өнімділік қабаттарын әктас қабатшалары (және карбонат арасындағы тұз асты қабаттары) бар терригенді жыныстары бөліп тұрады, және КТ-ІІ өнімділік қабат кеніштеріне флюид тіреуіштер қызметін атқарады.
Игеру объектілеріне бөлу мақсатымен КТ-ІІ өнімділік қабатының қорын бөлек есептеу үшін шартты түрде екі өнімді қабатшаларына (Г және Д) бөлінді. Осы қабатшалар 4-50 метрг дейін өткізгіштігі жоқ верейдік горизонты қалыңдығымен төзімді қабат ауданы бойынша кең тараған. Осы верейдік горизонты оңтүстігінде 50-65 метрге дейін әктасты және солтүстігінде негізінен 15-20 метр қалыңдығымен әртүрлі сазды-балшықты қабатшаларға бөлінген.
КТ-ІІ қабатында тектоникалық блоктардың бұзылуынан түзілген 1-ші және 2-ші блоктарда мұнай кеніштері және 3-ші (солтүстік) блогында газдыконденсатты-мұнайлы кеніштері көп жерді алып жатыр.
Сонымен, 1-ші блоктың оңтүстік-шығыс бөлігіндегі су-мұнай жапсары абсолюттік белгісі минус 3570 метр болғанда қабылданады (№38-ші ұңғының табаны мұнайға қаныққан бөлігі кезіндегі осы жерде сусыз мұнай алынды). Солтүстік-шығыс бөлігінде абсолюттік белгісі минус 3581 метр болғанда ЖГҰЗ мәліметтері бойынша №29-ыншы ұңғыдан су-мұнай жапсары зонасының интервалын анықтау кезінде сулы мұнай алынды.
2-ші блок кеніштері үшін су-мұнай байланысы қабаттың мұнайлы бөлігінің табаны бойынша қабылданады. №61-ші ұңғыда ЖГҰЗ мәліметтері бойынша абсолюттік белгісі минус 3534 метр болғанда сусыз мұнай алынды.
3-ші блокта газ мұнай жапсары (ГНК) №36-ы ұңғыны сынау нәтижелері бойынша абсолюттік белгісі минус 3385 метр болғанда анықталған. Осы №36-ы ұңғы перфорациясы интервалынан және газды каротаж материалынан мұнай мен газ ағысы алыды (интервал ортасынан). №14- ұңғыдан №36-ы ұңғының тереңдігінен 14 метртөмен жерден мұнай алынды, ал, сәл жоғары жерден газ және конденсат алынды.
Кеніш өлшемі: мұнайлылық ауданы 30,4 км[2], биіктігі 189 метр. Кеніштер күмбезді,тектоникалық экрандалған, литологиялық шектеулі, массивті болып келеді.
Бірінші карбонатты қабат (КТ-І литологиялық жағынан әктастан, доломиттерден және әртүрлі жыныстардан тұрады.
КТ-1 карбонатты қабат қимасында аздаған құмның қабатшалары кездеседі және коллекторлардың үш өнімділік қабаттарының (пачек) болуы анықталды (жоғарыдан төменге қарай А, Б жән В) А және Б қабаттарының стратиграфиялық жағын алғанда олар жоғарғы карбонның гжель және касимов қабатына (ярус) жатады. Ал, В қабаты ортаңғы карбонның москвалық қабатына жатады.
А,Б және В қабаттары (пачка) газ шапкасының газға қанығушылығы мына мәндерге ие болады: 79%; 82%; 81%.
Кеуектіліктің ҰГЗ(ГИС) нәтижелері бойынша анықталған мәндері А қабатында 12%, Б қабатында 13,8% және В қабатында 11% болады. Жоғарыда көрсетілген мәліметтерден А және Б қабаттарынан керн әдісімен анықталған кеуектіліктің мәнінен және ҰГЗ мәліметтерінен алынған нәтижелерден мәндердің бір-біріне жақын немесе аздап теңескенін көруге болады. Осыған байланысты қабаттардың проекттік жобалаудағы кеуектіліктер А қабатында 12%, Б қабатында 14% болады. В қабатында болса, керн №7-ұңғы бойынша зерттелді. Ал, кеуектіліктің геофизикалық зерттеулері №12-ұңғы бойынша зерттелді. Сонымен кеуектілікті МГБ(НГК) бойынша 11% деп қабылдауға болады. А, Б және В өнімділік қабаттар өткізгіштігінің фильтрлік сипаттамаларын анықтау үшін тек қана керндік мәліметтер қолданылды. А, Б және В қабаттарының өткізгіштігінің орта мәндері мынандай қатынастарды құрайды:0,008мкм[2]; 0,171мкм[2]; 0,116мкм[2]. Өткізгіштіктің осы мәндері проекттік жобада қолданылады. А және Б қабаттарының бастапқы мұнайдың қанығушылығы өндірістік-геофизикалық зерттеулердің нәтижелері бойынша анықталады да 80% және 88% деп қабылданады. Кеніштің ауданы бойынша керндік мәліметтердің шектеулі түріне ҰГЗ бойынша бағаланған бастапқы мұнайға қанығушылық жатады. Яғни мұнайға қанығушылық 86%. В' қабаты кернмен өте нашар сипатталған. КТ-2 екінші карбонатты қабаттың литологиялық карбонатты жыныстарнегізінен әктастан тұнады, ал, доломиттер көп кездеспейді.
Кеуектіліктің параметрін есептеуді негіздеу үшін керндік және геофизикалық зерттеулердің нәтижелері қолданылады. Г-І, Гн -ІІІ, Гв-ІІІ, Дн-І, Дв-І және Д-ІІІ қабаттарының кеуектілік мәліметтерін талдау кезінде геофизикалық мәліметтерге сүйенеотырып өнімділік қабат қимасы толығымен қаралды.
Проектілеу үшін кеуектіліктің келесі мәндері ұсынылады: Г-І қабаты үшін 9,5%, Гв-ІІ қабаты үшін 10,9%, Гн-ІІІ қабаты үшін 12,6%, Д-І қабаты үшін 10,8% және Д-ІІІ қабаты үшін 9,8%. Өнімділікқабаттардың өткізгіштігін негіздеу үшін ұңғыларды геофизикалық және гидродинамикалық зерттеудің керндік мәліметтерінің мәндері қолданылды.
Гидродинамикалық есептеу кезінде проектілеу үшін геофизика арқылы кеуектілікке тәуелділігі бойынша бағаланған өткізгіштіктібөлу қатарларын ұсынуға болады. Проектілеу үшін келесі кеуектіліктердің мәндері беріледі: Г-І қабаты үшін 0,0185 мкм[2]; Гв-ІІІ, Гн -ІІІ қабаттары үшін 0,0824 мкм; Дн-І және Дв-І қабаттары үшін 0,0603 мкм[2]; Д-ІІІ қабаты үшін 0,0263 мкм[2].
Бастапқы мұнайға қанығушылық тек қана геофизикалық зерттеулер нәтижелері бойынша анықталды да, Г-І қабаты үшін 82%, Г-ІІІ қабаты үшін 85%, Дн-І қабаты үшін 89%, Дв-І қабаты үшін 85% және Д-ІІІ қабаты үшін 73% болып қабылданады.
Жаңажол кен орнының мұнай және газдың сипаттамасы Гипровостокнефть институты орындаған тереңдік және беттік зерттеулер нәтижелері бойынша беріледі.
Сатылатын мұнай сипаттама бойынша жеңіл, ал, тығыздығы 809-827 кгм[3] болады, азтұтқырлықты, күкіртті (0,7 - 1,11%), парафинді (4,9 - 7,1%), 300[0]С-қадейін ақшыл фракциялардың шығуы 50,7% -і құрайды. Қабат мұнайының газға қаныққан 168,2-319,5 метр аралығында жатыр.
Г және Д қабаттарының мұнайда еріген газы ауыр яғни этаннан тұрады. Сонымен қатар құрамындағы ауыр көмір сутектер - 33,75 - 35,57,метан-48,7%. Күкіртсутегінің (59,7%-ке дейін) жоғарғы концентрациясы көрінеді. Аздаған мөлшерде азот, көмірқышқыл газ, гелий бар.
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орнын игеру жүйесі
Жаңажол кен орнында 2000-жылдың Жаңажол мұнайгазды конденсатты кен орнын игерудің технологиялық схемасы жүзеге асырылуда. Бұл жоба бойынша КТ-І қабаттарында жаңа ұңғымалар бұрғылау қарастырылмады, өндіруді көтеру негізінен газлифт жұмыс көлемін көбейту, қосымша перфорация және тұз қышқылмен өңдеу сияқты технологиялық шаралар көмегімен жүргізіледі. Жобаны жүзеге асыру процесінде, мұнайдың қалдық қоры көп аймақтарда ұңғымалар торын тығыздау үшін және кейінгі мұнай өндіру қарқынын жоғарылату үшін ұңғымадан мұнай өндіруді оңайлату мақсатында мұнайдың қалдық қорларының таралуын ескеру қажет. КТ-ІІ горизонтында мұнай қабатының қалыңдығы 16м және өткізгіштігі жоғары аймақтарда кен орнының игерілу жағдаын жақсарту және өнім алу қарқынын жоғарылату үшін ұңғымалар торын тығыздау қажет.
Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, олардың ішінде: 92 ұңғыма өндіру, 24 ұңғыма айдау, 70 ұңғыма резервтегі, 16 ұңғыма адауға ауыстырылатын, 49 ұңғыма өндіру ұңғымаларын қосымша перфорациялау үшін, 36 ұңғыма айдау ұңғымаларын қосымша перфорациялау үшін,136 газлифтілі және сорапты ұңғымалар, 193 ұңғыма өндіру ұңғыларында ТҚӨ жүргізу үшін, 65 ұңғыма айдау ұңғыларында ТҚӨ жүргізу үшін. Жобамен жалпы кен орны бойынша барлығы 572 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, оның ішінде 431 өндіру және 141 айдау ұңғылары. Максималды жылдық мұнай өндіру 4,0844 млн.м3 (2004 жыл), мұнай алудың максималды қарқыны-1,02%. 2017 жыл соңына мұнай өндірудің жалпы қосындысы 82,2525 млн.т. құрайды, КИН (мұнай алу коэффициенті) - 20,57%, алынатын қордың алыну дәрежесі - 69,62%.
2000 -жылғы игерудің технологиялық схемасы жалпы кен орны (негізінен КТ-І) бойынша өнімділікті және қабылдағыштықты жоғарылатуға бағытталған ТҚӨ, қосымша перфорация, газлифт, сулы қабаттарды шектеу және сұйықпен жару сияқты шаралар кеңінен қолданылды. Ал КТ-ІІ горизонтынды 2002 жылдың соңына дейін ұңғымалар торын тығыздау және жетілдіру мақсатында негізінен жаңа ұңғымалар бұрғыланды. Жалпы кен орын бойынша жаңа 80 ұңғыма бұрғыланды, 76 ұңғыма падаланылуға еңгізілді. Г солтұстік бумасында 59 ұңғыма, Д солтұстік-12, Д оңтұстік-4, Г солтұстік және Д солтұстік бумаларында бір ұңғыма. Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды.
2000-жылғы техсхемаға сәйкес 4 жыл ішінде, яғни 2003 жылдың соңында барлық жұмыстар көлемі аяқталады: өндіру ұңғымаларының өнімін жоғарылату шараларымен 378 ұңғыма, айдау көлемін жоғарылату шараларымен 117ұңғыма, бұрғылауы аяқталған 160 ұңғыма.Кесте 2.1- кенорнынды игерудің негізгі технологиялық көреткіштер берілген.
Кесте 2.1.
Бекітілген негізгі технологиялық көреткіштер
Жылдар
Өндіруұңғыларының қоры
Айдауұңғыларының қоры
Жылдық мұнай өндіру, 10мың.т
Жылдық сұйықтық өндіру, 10мың.т
Жылдық су айдау көлемі, 10мың.м3
Жылдық газ өндіру, 10 млн.м3
Мұнайды алу қарқыны,%
КИН, %
Сулануы, %
Өнім алудың жылдық орнын толтыру, бірл.
2002
355
103
205,51
209,78
638,28
10,07
0,51
7,66
2,00
1,167
2003
359
116
225,02
236,91
734,73
10,52
0,56
8,23
5,02
1,267
2004
381
130
270,49
290,51
915,43
11,73
0,68
8,90
6,89
1,230
2005
406
141
337,26
363,04
956,31
14,21
0,84
9,74
7,10
1,189
2006
431
141
383,62
419,51
1042,15
16,08
0,96
10,70
8,56
1,149
2007
431
141
408,44
457,45
1146,84
17,78
1,02
11,73
10,72
1,159
2008
431
141
392,69
450,61
1117,95
17,43
0,98
12,71
12,85
1,151
2.1.1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау
Мұнай кен орнын игеру кезінде, жалпы кәсіпшілік шаруашылығымен, бұрғылау техникасы және технологиясымен, пайдаланумен,жинаумен, тасымалдаумен, мұнайды сақтау және дайындаумен байланысты барлық мәселелерді қамтиды.
А.В.Афанасьеваның басқаруымен ВНИИ жүргізген есептеулер нәтижесі бойынша, мұнайлы қабат ауданы газ шапкасінің ауданына тең болған жағдайда су айдау арқылы мұнайдың өнімді қорының 67.9%-ін өндіруге және газ шапкасінің ұлғаюы есебінен не бары 22.0% өнім алуға болатынын көрсетті. Осы есептеулер нәтижесінде, қабат қысымын ұстау жүйесіне көшкенге дейін Жаңажол кен орнында мұнай газ шапкасінің ұлғаюы есебінен өндіріледі.
Кесте 2.2.
Жаңажол кен орынындағы МГӨБ ұңғылар қорының қозғалысы
Ұңғы
2005ж
2006ж
2007ж
2008ж
1
2
3
4
5
Пайдалану қоры
295
348
362
374
Кесте 2.2.Жалғасы
1
2
3
4
5
Консервацияда
10
5
7
8
Игерілуде
2
5
13
4
Шығарылғаны
4
6
8
5
Осы мәліметтерді алдыңғы жылғы яғни 2008 жылдың каңтарындағы көрсеткіштерімен салыстыра келіпұңғымақоры өсуде. Мұның себебі: жаңа өнімді қабаттарды игеру үшін Жаңажол кен орнында бұрғылау жұмыстарының жүргізілуінде. Пайдалану қорының өсуі игерілген ұңғымалар есебінен болады, Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын талдай келе мұнай өндіру көлемі азайып келе жатқанын көруге болады [1].
2008 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің штангілі терең сораппен игеру әдісі бойынша, ұңғымаға штангілі терең сорап орнатылды. Әсірге осы әдіс бойынша 2 ұңғыма жұмыс істеуде. Кезекті жабдықталғаннан кейін 2 ұңғыма қосуға дайындалуда. Осы екі ұңғыма мен жыл бойына 11072 тонна мұнай өндірілді.
Кесте 2.3.
Ілеспе су,ілеспе газ және мұнай өндірудің қозғалысы
Жылдар
Су өндіру
(тың. м[3])
Газ өндіру (млн. м[3])
Мұнай өндіру
жоспарлы (мың т.)
нақты(мың т.)
2005
25283
36
2342.0
2342.0
2006
28456
37.2
2345.4
2350.1
2007
3736.2
36.9
2415.0
2338.6
2008
3848.1
37.8
2486.5
2447.0
Кесте 2.4.
Жаңажол кен орнының пайдалану коэффицентінің қозғалысы
Жылдар
2005
2006
2007
2008
жоспар
нақты
жоспар
нақты
жоспар
нақты
жоспар
нақты
----------------------------------- ----------------------------------- ----------
Пайдалану коэффиценті
----------------------------------- ----------------------------------- ----------
(мындық дәлдік)
0,859
0,895
0,873
0,873
0,883
0,883
0,891
0,891
2.4-кестеден мындай қорытынды жасауға болады: Жаңажол кен орыны бойынша ұңғымаларды пайдалану тиімді түрде жүргізілуде.
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы шығымының, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау
Кен орнын игеру 1992ж Гидровостокнефть институты орындаған Жаңажол мұнайгаздыконденсатты кен орнын игерудің технологиялық схемасына толықтыру жұмыстарының негізінде жүзеге асырылады. Игеру КТ-І - бірінші және КТ-ІІ - екінші карбонатты қабаттардың кеніштері бойынша жүргізіледі.
Кеніш игеруге 1983 жылдың сәуірінде берілді. 01.01.2002 жағдайына байланысты объектіде 92 ұңғы қазылды. Әрекеттегі фонды 59 фонтандық ұңғыға есептелді. Компрессорлық газ лифтінен істейтіндегі 3 ұңғы, 3 ұңғы НДГ, 6 ұңғы әрекетсіз тұр.
Айдау фонды 20 ұңғы, олардың ішінде 3 ұңғы әрекетсіз №342,502 ұңғы бақылауда. Объектідегі максималды мұнай өндіру 1985-жылы болып 960000 тоннаны құрап, бастапқы алынған 7,2% құрады. Өндірудің бұлай құлдырауы ұңғылардың тәуліктік орташа дебитінің төмендеуіне байланысты. 1990-жылы 23,9 тоннатәулік 65 тоннатәулік аралығында ауытқиды. В солтүстік бумасы бойынша 2002- жылы 122,4 000 тонна мұнай, 154000 тонна сұйықтық алынды, суланғаны 25,8% құрады. 7980,7 000 тонна өндірілген мұнай, бастапқы алынған қордың 59% құрайды.
В бумасында кенішке айдау ұңғыларының карьерлік қатарына су айдау арқылы сугазды әсер етумен игеру қарастырылды. В бумасында су айдау 1986 -жылы басталды. Су айдау максималды деңгейіге 1993 -жылы жетті де 1542 мың м3 құрады, кейін 1999 жылы су айдау деңгейі 368 мың м3 дейін төмендейді.
Объектіні игеру басынан бастап 11517 мың м3 су айдалды. Жылдық орнын толтыру 64,3%, жинақталған орнын толтыру 69% болды. Бір айдау ұңғысының орташа қабылдағыштығы 153,4 м3тәул.
Кеніштің солтүстік күмбезіндегі өнім алу аймағындағы орта есеппен өлшенген қабат қысымы 25 МПа құрайды, бұл бастапқы қысымнан 4,7 МПа төмен. қабат қысымының мұндай төмендеуі (3,35 МПа-ға) мұнайлы аймаққа газдың еніп кетуімен түсіндіріледі.
Осылайша, ағымдағы су айдаудың жоғары деңгейіне қарамастан, өнім алу деңгейінің едәуір төмендеуі байқалды. Бұл кеніш бойынша су айдаудың жеткілікті мөлшерде тиімділігінің болмауымен түсіндіріледі.
Игеру варианттарының экономикалық көрсеткіштері. Мұнай кеніштерін сандық модельдеу үшін VIP және WORKBENCH математикалық қамтамасыз етуді қолданып, негізгі өңделген элементтерінің нақты математикалық және геологиялық модельдеуі жүргізілді. Мұнай кенішінің салыстырмалы өтімділігінің анағұрлым нақты қисығын және басқа параметрлерін анықтаған соң, модельденген элементтердің өңделу тарихына бейімделу жүргізілді, және осының негізінде барлық игеру варианттарының көрсеткіштері болжанған Игеру варианттарының техникалық көрсеткіштері. Берілген жобаны жүзеге асыру үрдісінде біруақытта резервтегі, көлденең және тік ұңғымалар көмегімен КТ-І аймағының игеру жұмыстарын тиімділігін жоғарылату үшін аймақта тығыздау және қосарланған жұмыстар жүргізу керек. Г солтүстігі және Д оңтүстігі бумаларының өнімділігі аз аймақтары кенішті тиімді игеру мақсатында резервтегі ұңғылармен пйдаланылады. Бұл жоба бойынша КТ-І қабаттарында жаңа ұңғымалар бұрғылау қарастырылмады, өндіруді көтеру негізінен газлифт жұмыс көлемін көбейту, қосымша перфорация және тұз қышқылмен өңдеу сияқты технологиялық шаралар көмегімен жүргізіледі. Осылайша, ағымдағы су айдаудың жоғары деңгейіне қарамастан, өнім алу деңгейінің едәуір төмендеуі байқалды.
Кесте 2.5.
Кен орынның ұсынылған 2 варианты бойынша техникалық көрсеткіш
1.Жылдар
Ұңғымалар саны
Жылдық өнім алу
8.Мұнайды геологиялық қордан алу қарқыны, %
9.Геологиялық қордан алу деңгейі, %
10.Сулануы, %
11.Өнім алуды су айдау мен жалдық орнын толтыру, бірл.
2.Өндіру
3.Айдау
4.Мұнай, мың.т
5.Сұйықтық, мың.т
6.Су, мың.т
7.Газ, млн.м3
2002
3359
1116
2396
2517,3
7636,4
1078
0,60
8,21
4,82
1,261
2003
3398
1133
3243,5
3463
9537,3
1325
0,81
9,02
6,34
1,233
2004
4429
1143
3926,9
4217,6
11044,8
1580
0,98
10,01
6,89
1,197
2005
4429
1143
4201,8
4591,8
11495,1
1677
1,05
11,06
8,49
1,151
2006
4429
1143
4033,8
4516,3
11517,7
1681
1,01
12,07
10,68
1,162
2007
4429
1143
3820,1
4379,7
11058,6
1634
0,96
13,02
12,78
1,154
2008
4429
1143
3618,8
4278
10636,8
1571
0,90
13,93
15,41
1,149
2009
4429
1143
3428,1
4191,1
10277,9
1442
0,86
14,78
18,21
1,145
2010
4429
1143
3225,6
4076,2
9855,1
1397
0,81
15,59
20,87
1,138
2011
4429
1143
3062,1
4023,1
9497,3
1355
0,77
16,36
23,89
1,124
2012
4429
1143
2893,5
3968,7
9152,8
1308
0,72
17,08
27,09
1,114
2013
4429
1143
2711,9
3899,2
8831,6
1250
0,68
17,76
30,45
1,110
2014
4429
1143
2505,5
3800,4
8378,2
1162
0,63
18,38
34,07
1,102
2000 -жылғы игерудің технологиялық схемасы жалпы кен орны (негізінен КТ-І) бойынша өнімділікті және қабылдағыштықты жоғарылатуға бағытталған ТҚӨ, қосымша перфорация, газлифт, сулы қабаттарды шектеу және сұйықпен жару сияқты шаралар кеңінен қолданылды.
Ал КТ-ІІ горизонтынды 2002 жылдың соңына дейін ұңғымалар торын тығыздау және жетілдіру мақсатында негізінен жаңа ұңғымалар бұрғыланды, жалпы кен орын бойынша жаңа 80 ұңғыма бұрғыланды, 76 ұңғыма падаланылуға еңгізілді. 2.5-Кестекен орынның ұсынылған 2 варианты бойынша техникалық көрсеткіштері берілген.
Пайдалану басында газ шапкасының энергиясын, шеткі және табан суларының энергияларын толық пайдалануға байланысты, табиғи газды пайдаланудың жағымды тиімділігі болды, бұл сатыда мұнайдың жинақталған өндірісі 8,19 млн.т құрайды. Сандық модельдеу нәтижелері мұнай жұрынының (оторочка) қысымының құлау және газ бүркемесі көлемінің кеңею мөлшері бойынша мұнайгаз шекарасы азайып, біруақытта газ мұнай аймағына енетінін көрсетті. Соңғы уақытта енгізілген барьерлік су айдау газдың мұнай оторочкасына енуіне жол бермеуінде рөл атқарғанымен, газ бүркемесіндегі бақылау ұңғыларының қысымдары мәндері бойынша газ бүркемесінің қысымы кен орнын игерудің басындағы мәндерімен салыстырғанда күрт төмендеуі байқалады. Газ кенішінің техникасының әдісін қолдана отырып, І-КҚ мұнайгазды шекарасы 7,2м-ге төмендегенін (ІІ-КҚ мұнайгаз шекарасы бұдан да төмендеуі мүмкін) анықтаған. [7]
2.1.3 Мұнай және газ қорынының өндіруін талдау
Газмұнай шекаралығының (ГНК) ағымдағы жағдайын талдау.Пайдалану басында газ шапкасының энергиясын, шеткі және табан суларының энергияларын толық пайдалануға байланысты, табиғи газды пайдаланудың жағымды тиімділігі болды, бұл сатыда мұнайдың жинақталған өндірісі 8,19 млн.т құрайды. Сандық модельдеу нәтижелері мұнай қорынының (оторочка) қысымының құлау және газ бүркемесі көлемінің кеңею мөлшері бойынша мұнайгаз шекарасы азайып, біруақытта газ мұнай аймағына енетінін көрсетті. Соңғы уақытта енгізілген барьерлік су айдау газдың мұнай оторочкасына енуіне жол бермеуінде рол атқарғанымен, газ бүркемесіндегі бақылау ұңғыларының қысымдары мәндері бойынша газ бүркемесінің қысымы кен орнын игерудің басындағы мәндерімен салыстырғанда күрт төмендеуі байқалады. Газ кенішінің техникасының әдісін қолдана отырып, КТ-І мұнайгазды шекарасы 7,2м-ге төмендегенін (КТ-ІІ мұнайгаз шекарасы бұдан да төмендеуі мүмкін) анықтаған.
Қабаттан мұнай алуды талдау, кен орны объектілері бойынша объектілерден бірқалыпсыз қор алу байқалған. Осыдан КТ-І бойынша В солтүстік және В оңтүстік объектілерінен қор көп алынған. КТ-ІІ кенішінде алғашқы алынатын қор алымы 10,78% дейін төмен болатыны байқалды, қабаттардың көп бөлігі әлі толық бұрғыланбаған және қордың бөлігі дренаждалмай қалған.
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы,игеру режимдер
Қабатқа әсер ету агенттері ретінде МЕСТ-39225-88 Мұнай қабатын суландыруға араналған су спасына қойылатын талаптарға сәйкес қабат суы және альб-сеномандық сулар таңдалған.
Жаңажол кен орнының барлық кеніштерінде қабат қысымын ұстау шаралары жүргізіледі. В солтүстік объектісінің кенішінде су айдау 1986 -жылы басталды. Айдау ұңғымалары барьерлік қатар құрып, газдың кеніштің мұнай бөлігіне өтуіне жол бермейді. Су айдау 1996-жылы 820 мың.м3 құрады, бұл жабаның 92%-ын құрайды. Негізінде су айдау деңгейі жоба деңгейінен біршама жоғары болды. Мысалы; максималды су айдау 1993-жылы жүргізілді, айдалған судың мөлшері 1542,3 мың.м3 болды, бұл жобадан 48,2%-ға жоғары.
Су айдаудың жоғары мөлшеріне қарамастан жобалық деңгейлер орындалмайды. Бұл кенішке су айдау тиімділігінің жеткіліксіздігін көрсетеді, игеру басынан бастап, 8971,6 мың.м3 су айдалды. Жылдық орнын толтыру 217,2%, ал жинақталған орнын толтыру 69,8% құрады. Су айдау мөлшерінің жоғары болуы ұңғымалардың жоғары қабылдағыштығымен қамтамасыз етіледі.
В оңтүстік объектісінің кенішінде су айдау 1991-жылы басталды. Айдау ұңғымалары барьерлік қатар құрып, газ ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Мұнай және мұнай өнімдері біздің еліміз үшін негізгі экспорт көзі болғандықтан мұнайдың дүниежүзілік бағасы макроэкономикалық параметрлердің маңызды бірі болып табылады. Сыртқы рыногтағы жағдай қазақстандық мұнай компанияларының жағдайына да өз әсерін тигізеді. Мұнайдың дүниежүзілік бағасының дағдарысы тек қана мұнай өндірісіне ғана емес, сонымен қатар Қазақстанның бүкіл экономикасына қауіп төндіреді. Себебі, көптеген ұңғымалар қор бөлігінің қайтарымсыз жоғалтуларымен тоқтатылады. Осыған байланысты бюджеттің кірісінің азаюы, жұмыс орындарының қысқартылуы, экономиканың барлық салаларында салықтардың көбеюі, т.б. жағдайлар туындайды.
Бұндай жағдайларда жаңа кен орындарды жұмысқа енгізу өте қиынға түседі, эксплуатациялық бұрғылау жұмыстарының саны азаяды. Осының әсерінен мұнай өндіру көлемі азаяды.
Осыдан келе, біз үшін жұмыс істеп тұрған ұңғымалардың шығымын арттыру мәселесі туындайды. Мұнай қорының құрылысының жеткілікті өзгерісі мұнайлы қабаттарға әсер етудің жаңа технологияларын іздеуді, ойлап табуды және өндірістік енгізуді талап етеді. Осындай жаңа әдістерінің бірі болып қабатты гидравликалық жару әдісі саналады. Бұл әдістің технологиясында арнайы материалдардың қолданылуы керек етіледі. Қабатты гидравликалық жару өте қымбат болғандықтан, оны басқа мұнай өндіру организацияларының көрсететін қызметтерінің бірі ретінде қолдану қажеттілігі туындайды.
Жоғарыда айтылғанға сүйене отырып, бұл жұмыстың актуалды екендігіне көз жеткізуге болады.
Болған дағдарыстан кейін мұнайдың бағасының төмендеуімен қоса мұнай өндіру компанияларына қызмет ететін көптеген компаниялар жұмыс істеулерін тоқтатты. Мұнай саласындағы пайда болған қатаң бәсекелестікте қателіктер жіберуге болмайды. ҚГЖ ерекше және революциялық технологиялардың бірі бола тұрып, өте қымбатқа түседі. Сондықтан потенциалды тұтынушыларға бұл әдістің тиімді екендігіне көз жеткізу - бір мәселе болып табылады. Сол үшін түрлі маркетингтік іздену жұмыстарын жүргізіп, ҚГЖ - ның тиімділігін экономикалық есептеулер жүргізу арқылы тұтынушыларға жеткізуге болады.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Жаңажол кен орны таскөмір жүйесінде қалыптасқан, кеуек пен жарықшақтардан, кеуек пен ұсақ қуыстардан тұратын карбонатты коллектор болып табылады. Кен орынды игеру екі карбонатты қалыңдық бойынша жүргізіледі - КТ-І және КТ-ІІ. Бұл жердегі ұңғымалар мынадай сипаттарға ие: терең, газ факторы жоғары және күкіртті сутегінің пайыздық мөлшері жоғары. 1999 жылдан бастап Ақтөбе мұнай-газ ААҚ экспериментальды газлифтті шоғыр құру жұмыстарын бастады. 2001 және 2002 жылдары барлығы
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымынының сипаттамасы
1.1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат
Жаңажол кен орны Орал үстірті аймағындағы Мұғаджар тауымен Ембі өзені арасында орналасқан. Әкімшілік басқаруы жағынан Қазақстан Республикасы, Ақтөбе облысы, Мұғалжар ауданына қарайды.1.1-суретте жаңажол кен орнының орналасқан жері көрсетілгенген.
Сурет 1.1. Жаңажол кен орнының орналасу картасы
Жергілікті жер рельефі дөңес қыраттардан, сайлардан құралған және плюс 125-тен плюс 270 метрге дейінгі абсолюттік биіктігімен ерекшеленеді. Ең кіші минималды белгісі Ембі өзеніне қарай, яғни кен орнының оңтүстік-батыс бөлігіне қарай еңіс келеді және сол Ембі өзені Жаңажол кен орнынан оңтүстік-батысқа қарай 2-14 шақырымға созылып жатыр. Өзен суы минералданған, сондықтан техникалық қажеттіліктерге құдық сулары пайдаланылады. Құдық және Ембі өзенінің суларының деңгейі 2 метр және оданда жоғары болып келеді.
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сондықта қатар ылғалдылығы өте төмен. Қыс мезгілінде температура минус 400 С-қа дейін жетеді. Ең суық айларына қаңтар, ақпан айлары жатады. Алғашқы қар қарашаның ортасына таман түсіп, наурыз айының аяғына дейін жатады. Орта жылдық атмосфералық жауын-шашын мөлшері көп емес, ол жылына 120-140 мм шамасында. Ең ыстық айлары шілде, тамыз айлары жатады. Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді мекендерін кен орынның солтүстік-шығыс бағытында орналасқан 15 шақырымдық Жаңажол совхозының орталығы және солтүстік-батыс бағытында орналасады.
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер Е.К.Ковалевский және А.П. Гаригросс еңбектерінде көрсетіледі. Олар 1840 жылы Темір, Атжақсы Ембі өзендерінің ауданын зерттеу барысында жазған еді.Осыдан кейін зерттеулер маршруты одан әрі жалғасты. Территорияны барынша бөлшектеніп және жобалау бойынша зерттеу 1944-і жылдан басталды. Сонымен 1944-1946 жылдар аралығында Каспий-Арал партияларын М40 парағында масштабқа түсіруді Г.И. Водорезов басқарған геологиялық топ жүргізді.
Жұмыс қорытындысына геологиялық карта және территорияның тектоникасы мен стратиграфиялық сұрағына жауап ретінде параққа түсіндірмелі жазба берді. Бұл жұмыстар әлі күнге дейін өз құндылығын жойған жоқ.
1949-ы жылы В.И. Сомодуров және И.В. Иванов 1:200000 масштабында 40-XXXIV парағын геологиялық түсіруді жүргізді. Осы көлемде Жаңажолда енгізіліп, қамтылған еді. Авторлар ауданның геологиялық құрылымы туралы барынша толық мәлімет берген 1952-іжылы аудан гравиметриялық түсірумен алдыңғы масштабқа қамтылды.
1952-1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында карталық бұрғылауды А.С. Зингер түсірді.
1960-ы жылы Жаңажол ауданында Ақтөбенің геофизикалық экспедициясы толқынның шағылу әдісімен сейсмикалық зерттеулер жүргізді. Осы жұмыстардың нәтижесімен П1 горизонты бойынша Жаңажол көтерілімі анықталды. 1961-жылы Ақтөбенің геофизикалық экспедициясы тереңірек бұрғылауды ескере отырып, құрылымды дайындау мақсатында толқынның шағылу әдісімен детальды сейсмикалық зерттеулер жүргізді. Жүргізілген зерттеулердің нәтижесімен (кунгур ярусының жабыны) және П1 (тұзасты жабының түзілімі) горизонттарының құрылымдық карталары жасалды.
1961- жылы Жаңажолдың тұзасты құрылымында жобаланған 3200 метр тереңдіктегі №1 терең барлау ұңғысы бұрғылана бастады.
1976-ы жылдан бастап іздестіру жұмыстарын Ақтөбемұнайбарлау экспедициясы, ал, 1978-і жылдан бастап Қазақмұнайгазгеология бірлестігінің Кенқияқмұнайбарлау экспедициясы жүргізді
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978-і жылы наурыз айында №4 ұңғыда байқалды.
1981-жылдан бастап Жаңажолдағы барлау ұңғыларын бұрғылау жұмыстарын 1981- жылы құрылған құрамы айтылып өткен экспедициялардан жинақталған Ақтөбемұнайгазгеология бірлестігі жүргізуде.
1981-жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің бекітуімен Ақтөбемұнай берлістігіне кен орында барлау ұңғыларын бұрғылау және оны игеру тапсырылды.
Қазірг кезде Қазақстан Республикасының Ақтөбемұнайгаз акционерлік қоғамының Октябрьскмұнайгаз мұнай-газ өндіру басқармасының цехтары -мен игеру жұмыстарын атқарылуда. [3].
1.1.2 Стратиграфия
Жаңажол кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі тас-көмір жоғарғы боржасындағы жыныс жиынтығыанықталған. Стратиграфиялық бөлшектеуде, кернніңсипаттамасы, өндірістік геофизикалық зерттеу диаграммасы, палентологиялық анықтаулар қолданды.
С-Таскөмір жүйесі;
C1 - Төменгі бөлім.
Жаңажол кен орын көлемінде аршылған, барынша ерте шөгінді жыныс болып ортавизе жасындағы терригенді шөгінділер табылады.
Осы жыныстар № 1- скважинасында 4190-4200 метр аралығында кездесті.
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі корбанатты қабатпен ауысады. Олардың жасы жоғарғы визе және Серпухов жастарымен белгіленіп, құрамы қарақышқыл аргиллит аралас әктастар мен доломиттерден тұрады. Төменгі корбон жынысының қабатының максимальды аршылуы 308 метр.
С2 -- Ортаңғы бөлім,
Ортаңғы корбон жыныстары башкир және москвалық ярус құрамдарында аршылды.
C2 -- Башкир ярусы,
Бұл жастағы жыныстар № 1 скважинасының 3892 -- 3668 метр аралығында толық және 23 скважина мен жиі-жиі қамтылды. Олардың толық қалыңдығы 224 метрге жетеді.
Құрамында қошқыл және ақшыл, қошқыл әктастар оргоногиенді түйірлі, аргиллит аралас массивті доломит жікшелерінен тұрады.
С2т - Москва ярусы,
Мұның құрамы екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі москвалық подярусының № 1- скважинасында 3668 -- 3560 метр және №23 скважинасында 3807 -- 647 метр аралықтарында верей және паширлік горизонттары кездескен. Жыныс қалыңдығы 106 метр ден 156 метрге дейін жетеді.
Бұл қабаттар корбананттар және аргиллит жікшелері аралас шөгінділерден тұрады.
Жоғарғы Виземосквалық подярусының корбонанты жыныс комплекстерінің қалыңдығы № 1-скважинасында 630 метрге жетіп Төменгі корбонантты қабаты құрайды, ол бұл өз алдына:
Кт-II индексімен белгіленген;
С2т2-жоғары москва ярусы.
Бұл мячковтың және Подольск горизонттарымен белгіленген. Подольск горизонтының төменгі бөлігі көбіне көп терригенді қалыңдықты қабаттар, яғни аргиллиттер, қиыршық топырақ, гравилиттер және 266-366 метрлі қалыңдықта жиі кездесетін әктастардан тұрады. Подольск горизонтын барлық дерлік скважиналармен өтеліп, оргеногенді, оргеногенді үгілгіш, ұсақ түйіршікті әктас және доломиттерден құралған.
Оның қалыңдығы 115 метрден 164 метрге дейінгі аралықты өзгермелі болып келеді.
С3 -- жоғарғы бөлім ,
Жоғарғы корбонанты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен шекарасы геологиялық каротаж сызбасындағы өзгеруінен көрінеді. Жоғарғы корбонның көптеген микрофауналарымен флоралардың табылуына байланысты пасимов және гжель ярустарына бөлінген.
С3к -- Касимов ярусы,
Жыныс жасы № 5 скважинасының 2832 - 2834 және 2829-2819 метрлер, №1 скважинасының 2900- 2896 метрлер, №6 скважинасының 2909 - 2906 және 2899 - 2897, 2894 - 2888 және 2884 - 2879 метр аралықтарында, №12 скважина- ның 3013-3001 метрлер аралықтарында алынған фораониннфер және №5 сква- жинаның 2832-2824 және 2819-2819 метрлер аралықтарында алынған копо донтттар жиынтығынан анықталды. М.Н. Изотова анықтаған мәліметтерге қарап касимов ярусы келесі фауналармен; "Protriticits pseceLomon tipoms obsolites obsolites", "Man tipams man tipams", "triticites acutas, auutas" фауналарымен сипатталған.1.2-суретте кенштің геологиялық литологиалық қимасы қөрсетілген.
Касимов ярусының қалыңдығы 50 метрден 97 метрге дейінгі аралықтарда өзгеріп, кездеседі.
С3Д -- Гжель ярусы;
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53 метрден 136 метрге дейін өзгереді.
Жыныс ішінде сульфатты және корбонатты қабаттар бар. Оның басқа қабаттарға қарағанда айтарлықтай айырмашылығы құрамының 65 -- 85% фауналар мен су өсімдіктерінің қалдығынан тұратын әктастар болып табылады.
Қаралып отырған гжельдік ярусының бөлігі екі аймакқа, ягаи "Tritigts yticenbeprg" және "yigulitis sigicleutis" аймақтарына бөлінеді.
Осы аймақтар 12 скважинасының 2964.2 - 2890 метр және 2336.6-2930 метрлер аралықтарынан анықталған фораминиферлермен дәлелденген.
Жоғарғы КТ-I корбонатты қабатында негізінен газоконденсат коры сақталған.
Корбонатты қабаттың жалпылама қалыңдығы 427 -- 573 метрлер аралығында. [3]
Қиманың корбонат үсті бөлігі жиі кездеседі. Яғни, гравалит, сазбалшық, алевролит қабаттарынан құралған терригенді гжельдік ярусының қабат қорабынан түзілген.
Оның қалыңдығы 24 метрден 109 метрге дейін жетеді,
Р -- Пермь жүйесі;
Пермь шөгінділері - төменгі және жоғарғы бөлімдермен берілген.
P1-төменгі бөлім;
Төменгі пермь бөлімі ассольдік, сакморлық, артин және кунгурлық ярус шөгінділерінен тұрады.
Р1а+s-Асселъді-сакмарлы ярусы. Ассельді-сакмарлық терригенді қабат қалыңдығы гжельдік терригенді корбон қабатымен бірге Жаңажол кен орнында региональды флюйдты кедергілі қабат туғызады. Бұл қабыршақты қабат қалыңдығы белгілі дәрежеде құрамында сазбалшықтың болуымен және кең ауқымда яғни, 16 метрден 598 метр аралығында өзгеріп, солтүстіктен оңтүстікке қарай тенденциялы өзгеріп отырады.
Литологиялық байланыста бұл аргиллиттер, қыйыршық топырақтар, алевролиттер, жиі - жиі гравлит және сазбалшықты әктастардан тұрады.
Алельдік ярусының қалыңдығының жасы 1 скважинаның 2647 - 2645 және 2498-2495 метрлер аралықтарында және 10 скважинада 2468-2458 метрлер аралықтарында алынған фораминифер фауналарымен қуатталып (№93 скважина) 9 метрден (8 скважинада) 359 метрге дейін өзгеріп отырады.
Сонмарлық ярусында қалыңдыққа байланысты сақталмаған, яғни, 5 скважинада кездескен.
Р1к - Кунгур ярусы;
Кунгурлық ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы корбонат үсті терригенді қабатымен бірге кунгур қималарының мұнай мен газға қаныққан бөліктерінде өте зор флюйдті кедергілі қабаттама тудырады.
Кунгурлық ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді - галогенді аргиллит араласқан қабаттарымен кездескен. Оның қалыңдығы 10 метрден 60 метр аралығында өзгереді. Жоғарырақта галогенді аргиллит аралас, жиі қиыршық топырақ пен алевролит және ангидрит қабатшалары орналасқан. Галогенді қабаттың максималды қалыңдығы (12 скважинада) 996 метрден, минималды қалыңдығы (3 скважинада) 7 метр аралығында.
Кен орынының кунгурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді - сульфатты қабаттар жатыр.
Р2 - жоғарғы бөлімі;
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында жеке ангидрит (3-тен 0.5 метрлі және 10-15 метрлі) қабатшалары кездесетін терригенді қабаттардан тұрады.
Т - Триас жүйесі
Триас шөгіндісі T1 - төменгі құрамынан бөлініп және литологиялық жағынан шұбар - боялған сазбалшық, киыршық топырақ қабаттарынан көрінеді. Шөгінділердің қалыңдықтары 65 метрден 371 метрге дейінгі аралықта өзгереді.
I - Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі және ортаңғы, жоғарғы бөлімдерге құрамдарына байланысты бөлінген. Олардың жалпы калыңдықтары 60 метрден 246 метр аралығында өзгеріп отырады.
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қара-қошқыл түсті, құм-қиыршық топырақтардан, тығыз алевролит және қоңыр киыршық топырақ полимикті, әртүрлі түйіршікті қабаттардан құрамдалған.
R - бор жүйесі;
Бұл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып конголомерат аралас, қоңыр жасылды саздар есептеледі.
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі аралықта өзгереді. Қалыңдықтың минимальды көрсеткіші 52 скважинада, ал максимальды көрсеткіші 88 скважинада байқалады.
Q - Антропогенді жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің, қалыңдықтары онша емес, небары 2 метр немесе 3 метрлік төрт қатарлы қабат бөледі. Солардың құрамдалулары саздың сугликаларымен құмайт супестерден түзілген.
1.1.3 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен орыны Каспий маңы кеңістігінің оңтүстігінде орналасқан. Яғни, Орал алды геосинклинальды аймағынан Ащысай және солтүстік көпекті сызықтарынан көрінеді.
Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданының интенсивті түсуі және қалың шөгінділерден қабаттамаларында 7 километрден 10 километр аралықтарында болуына байланысты. Бұл қабаттың негізгі бөлігін кунгурлік ярусының галогенді табан шөгінділері және кельбрий іргетасына дейінгі жыныстардың жоғарғы бетінде жатқан тұз асты жиынтығын құрайды.
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын маңда 2 немесе 2,5 километрден Беттеу күмбезінің меридианына қарай 5.5 немесе 6 километрге дейінгі, яғни батыс бағытына қарай моноклиналды қалыңдай береді.
Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек қатарлары бөлінген. Соңғысы төменгі горизонттарда мықты байқалып, соған сәйкес ойпаттың ортаңғы бөлігіне карай қалыңдай бастайды.
Жаңажол қатарының бір ерекшелігі, қуатты корбонат массивтерінің дамуы болып табылады.Олар үлкен брохиантинал тәріздес дөңестерден құралған.
Сейсмикалық мөліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен салыстырғанда әр түрлі локальды дөңестерінің морфологиясындағы өлшемдері, шөгінділердің тереңдік қатынастарында әртүрлі өзгешеліктер байқалады.
Құрылым картасында жоғарғы корбон шөгінділерінің табаны бойынша екі локалды дөңес анық көрсетіліп, 30 скважина ауданында изогипс енгізуі мен контурланған. 1.2-суретте жаңажол кен орнының геологияық қимасы көрсетілген.
Сурет 1.2. Жаңажол кен орнының КТ-ІІ солтүстік күмбезінің геологиялық қимасы
2.65 шақырымдық жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 9.5 шақырым құрап, онша үлкен емес седловина арқылы оңтүстік локалды дөңесімен қосылады, яғни №19 скважина ауданында 2.25 шақырымдық изогипсімен контурленген.
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың қисығы бойынша, гжельдік ярусының сульфатты-корбонатты қабатының кобонат үсті қалыңдықта терригенді қабатпен ауысуы жылдам тығыз шекараны реттейді.
Осы екі локалды дөңестен тұрады. №50 скважина ауданында солтүстік локалды дөңесі 2.3 шақырымдық изогипспен контурленген.
2.5 шақырымдық изогипс бойынша оңтүстік дөңесінің ауданы 9.5x4 шақырым құрайды.
1.1.4 Мұнайгаздылығы
Жаңажол кен орны қазақстандағы өнімділігі карбонатты коллекторларға байланысты алғаш ашылған кен орны болып табылады. Ол белгілі Кенқияқ, Құмсай, Көкжиже, Батенкөл, Қаратөбе, Ақжар және Қопа сияқты төменгі бор, юра, триас, жоғарғы және төменгі пермь жүйелерінің шөгінділеріндегі мұнай қабаттары бар ауданда орналасқан.
Жаңажол аймағының мұнайгаздылығы туралы алғашқы мәлімет 1-ұңғ- ыда бұрғылау жұмыстары жүріп жатқан кезде байқалған жоғары газкөрсеткіштігіне, таскөмір жынысын керн бойынша зерттеген кездегі мұнай белгілеріне және сазбалшықты ерітіндінің газдануына байланысты анықталды. 3050-3020метр аралықтарындағы тереңдікті тексеру барысында 62,5% метан1% этан, 1% ауыр көмірсутектер жиынтығынан құралған газды судың әлсіз ағыны байқалды. 1978-жылдың 3-наурызында 4-ұңғыдағы орта карбон әктастарының ашық оқпанында сыналған қабаттан газдалған мұнай табылды.
Кейін 1978- жылы 31-шілдеден 2- тамызға дейінг аралықта 2767-2884 метр аралығындағы тереңдіктен шығымы 66,8 м[3]с болатын мұнай және 107,6 м[3]с шығымды газ фонтандалды Фонтанды ұңғыларда 3 және 8 миллиметрлік штуцерлер қолданылды қазіргі кезде Жаңажол кен орнында жоғарғы және төменгі карбон жыныстарымен байланысты өндірістік өнімділігі бар екі карбонатты қаба белгіленген және олар 206-417 м. қалыңдықты жыныстың терригенді будасына бөлінген.
КТ-І бірінші карбонатты қабаты ;
Оның 398 метрден (92-і ұңғы)548 метрге (41-ұңғы) дейінгі болатын қалыңдығы литологиялық жағынан әктас, доломит және олардың ауыспалы өзгерістерінен кездеседі. Бұлардың ішіндегі өткізгіш жыныстар коллекторлық қасиетті атқарады. Коллектор типі кеуекті-жарықшақты болып келеді.
КТ-І өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі жағын, касимов ярусының үстіңгі карбонын, мячков горизонтының ортаңғы карбонын алып жатыр Кен орындағы флюидтердің тіреуіштері пермьнің сульфатты-терригенді және тұзды қабаттары болып табылады. КТ-І қабатының көп бөлігі доломитті болып келеді. Касимовтық және гжельдік ярустарында ангидрит қабаты және қуыстары кездеседі. Қара аргиллит қалыңдықтарымен ангидриттерден тұратын жалпы алғанда 120 метрге дейінгі қалыңдықпен ангидрит қабатының солтүстік-шығыс бөлігін құрастырып, соңғы кезде карбонат қабатының созылуымен алмастыруға болады.[3].
Жоғарыда айтылғандай кен орынның мұнай-газдылығы айтылған екі қабаттармен байланысты. Бірінші және екінші қабаттарды 206 метрден 417 метрге дейін қалыңдықтардан тұратын жыныстардың терригенді қабаттары бөліп тұрады.
Қабат қимасында каротаж қисығы мәнінің сипаты бойынша жыныстардың тығыздығы және саздылығы жоғары мәнгеие болатын реперлер сериясы бөлінген. Бұл материалдар 2550-2900м тереңдікте жататын А, Б, В, В' шартты түрдегі 4 өнімділік қабатқа бөлуге мүмкіндік берді.
Стратиграфиялық тұрғыдан алғанда А өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі бөлігін, ал, Б өнімділік қабаты касимовский ярусын, В және В' москвалық ярусының подоль қабатының жоғарғы бөлігін қамтиды.
Төменде КТ-І карбонатты өнімділік қабатының қысқаша сипаттамасы берілген.
Ақабаты 650 метр қалың қабаттардан құралған, гжелдік және ассельдік-сакмарлық ярустарының терригенді жыныстардан және кунгурлік ярусының гидрохимиялық шөгінділерінен тұрады да, қалың қабатты кең газдыконденсатты кенішін құрайды.
Б қабатында мұнай-газ қабатының көлемі жатыр, ол А қабатынан 2-60 метр төменде жатыр. коллекторлары кеніштің солтүстік бөлігінде шектеулі сипатталады, 146-ы, 52-і, 117-і ұңғылар аумағында коллекторлар өткізгіштігі жоқ карбонаттардан тұрады. Ал, 67-і103-і, 321- және 8- ұңғылар аумағында коллекторлар ангидриттерден тұрады. Кеніш күмбезді, массивті және литологиялық жағынан шектелген болып келеді. Кеніштің биіктігі 200 метр. Газға қаныққан қабат ауданы 36516 мың м[2], мұнайға қаныққан қабат ауданы 71475 мың м[2].
В қабаты Б қабатынан 4-74 метр төменде орналасқан. Айтылып кеткен қабаттарға қарағанда екі кеніштен тұрады, яғни оңтүстік және солтүстік күмбездермен ұштасып жатыр.
В' қабаты жоғарыда айтылған қабаттардан 35 төменірек жәнеекі мұнай кеніштерімен сипатталады. Олардың биіктігі 60 және 87 метр.
В' қабатының қоры тек қана солтүстік бөлігінде анықталған, бұл барлаудың аяқталмағанын көрсетеді. Кеніштердің екеуі де күмбезді.
КТ-ІІ екінші карбонатты қабаты
КТ-ІІ екінші карбонатты қабатының КТ-І екінші карбонатты қабатынан айырмашылығын оның қимасындағы өте сирек кездесетін доломиттер және әктастар көрсетеді. Коллекторларына олардың әртүрлі өткізгіштері болып табылады. КТ-І және КТ-ІІ өнімділік қабаттарын әктас қабатшалары (және карбонат арасындағы тұз асты қабаттары) бар терригенді жыныстары бөліп тұрады, және КТ-ІІ өнімділік қабат кеніштеріне флюид тіреуіштер қызметін атқарады.
Игеру объектілеріне бөлу мақсатымен КТ-ІІ өнімділік қабатының қорын бөлек есептеу үшін шартты түрде екі өнімді қабатшаларына (Г және Д) бөлінді. Осы қабатшалар 4-50 метрг дейін өткізгіштігі жоқ верейдік горизонты қалыңдығымен төзімді қабат ауданы бойынша кең тараған. Осы верейдік горизонты оңтүстігінде 50-65 метрге дейін әктасты және солтүстігінде негізінен 15-20 метр қалыңдығымен әртүрлі сазды-балшықты қабатшаларға бөлінген.
КТ-ІІ қабатында тектоникалық блоктардың бұзылуынан түзілген 1-ші және 2-ші блоктарда мұнай кеніштері және 3-ші (солтүстік) блогында газдыконденсатты-мұнайлы кеніштері көп жерді алып жатыр.
Сонымен, 1-ші блоктың оңтүстік-шығыс бөлігіндегі су-мұнай жапсары абсолюттік белгісі минус 3570 метр болғанда қабылданады (№38-ші ұңғының табаны мұнайға қаныққан бөлігі кезіндегі осы жерде сусыз мұнай алынды). Солтүстік-шығыс бөлігінде абсолюттік белгісі минус 3581 метр болғанда ЖГҰЗ мәліметтері бойынша №29-ыншы ұңғыдан су-мұнай жапсары зонасының интервалын анықтау кезінде сулы мұнай алынды.
2-ші блок кеніштері үшін су-мұнай байланысы қабаттың мұнайлы бөлігінің табаны бойынша қабылданады. №61-ші ұңғыда ЖГҰЗ мәліметтері бойынша абсолюттік белгісі минус 3534 метр болғанда сусыз мұнай алынды.
3-ші блокта газ мұнай жапсары (ГНК) №36-ы ұңғыны сынау нәтижелері бойынша абсолюттік белгісі минус 3385 метр болғанда анықталған. Осы №36-ы ұңғы перфорациясы интервалынан және газды каротаж материалынан мұнай мен газ ағысы алыды (интервал ортасынан). №14- ұңғыдан №36-ы ұңғының тереңдігінен 14 метртөмен жерден мұнай алынды, ал, сәл жоғары жерден газ және конденсат алынды.
Кеніш өлшемі: мұнайлылық ауданы 30,4 км[2], биіктігі 189 метр. Кеніштер күмбезді,тектоникалық экрандалған, литологиялық шектеулі, массивті болып келеді.
Бірінші карбонатты қабат (КТ-І литологиялық жағынан әктастан, доломиттерден және әртүрлі жыныстардан тұрады.
КТ-1 карбонатты қабат қимасында аздаған құмның қабатшалары кездеседі және коллекторлардың үш өнімділік қабаттарының (пачек) болуы анықталды (жоғарыдан төменге қарай А, Б жән В) А және Б қабаттарының стратиграфиялық жағын алғанда олар жоғарғы карбонның гжель және касимов қабатына (ярус) жатады. Ал, В қабаты ортаңғы карбонның москвалық қабатына жатады.
А,Б және В қабаттары (пачка) газ шапкасының газға қанығушылығы мына мәндерге ие болады: 79%; 82%; 81%.
Кеуектіліктің ҰГЗ(ГИС) нәтижелері бойынша анықталған мәндері А қабатында 12%, Б қабатында 13,8% және В қабатында 11% болады. Жоғарыда көрсетілген мәліметтерден А және Б қабаттарынан керн әдісімен анықталған кеуектіліктің мәнінен және ҰГЗ мәліметтерінен алынған нәтижелерден мәндердің бір-біріне жақын немесе аздап теңескенін көруге болады. Осыған байланысты қабаттардың проекттік жобалаудағы кеуектіліктер А қабатында 12%, Б қабатында 14% болады. В қабатында болса, керн №7-ұңғы бойынша зерттелді. Ал, кеуектіліктің геофизикалық зерттеулері №12-ұңғы бойынша зерттелді. Сонымен кеуектілікті МГБ(НГК) бойынша 11% деп қабылдауға болады. А, Б және В өнімділік қабаттар өткізгіштігінің фильтрлік сипаттамаларын анықтау үшін тек қана керндік мәліметтер қолданылды. А, Б және В қабаттарының өткізгіштігінің орта мәндері мынандай қатынастарды құрайды:0,008мкм[2]; 0,171мкм[2]; 0,116мкм[2]. Өткізгіштіктің осы мәндері проекттік жобада қолданылады. А және Б қабаттарының бастапқы мұнайдың қанығушылығы өндірістік-геофизикалық зерттеулердің нәтижелері бойынша анықталады да 80% және 88% деп қабылданады. Кеніштің ауданы бойынша керндік мәліметтердің шектеулі түріне ҰГЗ бойынша бағаланған бастапқы мұнайға қанығушылық жатады. Яғни мұнайға қанығушылық 86%. В' қабаты кернмен өте нашар сипатталған. КТ-2 екінші карбонатты қабаттың литологиялық карбонатты жыныстарнегізінен әктастан тұнады, ал, доломиттер көп кездеспейді.
Кеуектіліктің параметрін есептеуді негіздеу үшін керндік және геофизикалық зерттеулердің нәтижелері қолданылады. Г-І, Гн -ІІІ, Гв-ІІІ, Дн-І, Дв-І және Д-ІІІ қабаттарының кеуектілік мәліметтерін талдау кезінде геофизикалық мәліметтерге сүйенеотырып өнімділік қабат қимасы толығымен қаралды.
Проектілеу үшін кеуектіліктің келесі мәндері ұсынылады: Г-І қабаты үшін 9,5%, Гв-ІІ қабаты үшін 10,9%, Гн-ІІІ қабаты үшін 12,6%, Д-І қабаты үшін 10,8% және Д-ІІІ қабаты үшін 9,8%. Өнімділікқабаттардың өткізгіштігін негіздеу үшін ұңғыларды геофизикалық және гидродинамикалық зерттеудің керндік мәліметтерінің мәндері қолданылды.
Гидродинамикалық есептеу кезінде проектілеу үшін геофизика арқылы кеуектілікке тәуелділігі бойынша бағаланған өткізгіштіктібөлу қатарларын ұсынуға болады. Проектілеу үшін келесі кеуектіліктердің мәндері беріледі: Г-І қабаты үшін 0,0185 мкм[2]; Гв-ІІІ, Гн -ІІІ қабаттары үшін 0,0824 мкм; Дн-І және Дв-І қабаттары үшін 0,0603 мкм[2]; Д-ІІІ қабаты үшін 0,0263 мкм[2].
Бастапқы мұнайға қанығушылық тек қана геофизикалық зерттеулер нәтижелері бойынша анықталды да, Г-І қабаты үшін 82%, Г-ІІІ қабаты үшін 85%, Дн-І қабаты үшін 89%, Дв-І қабаты үшін 85% және Д-ІІІ қабаты үшін 73% болып қабылданады.
Жаңажол кен орнының мұнай және газдың сипаттамасы Гипровостокнефть институты орындаған тереңдік және беттік зерттеулер нәтижелері бойынша беріледі.
Сатылатын мұнай сипаттама бойынша жеңіл, ал, тығыздығы 809-827 кгм[3] болады, азтұтқырлықты, күкіртті (0,7 - 1,11%), парафинді (4,9 - 7,1%), 300[0]С-қадейін ақшыл фракциялардың шығуы 50,7% -і құрайды. Қабат мұнайының газға қаныққан 168,2-319,5 метр аралығында жатыр.
Г және Д қабаттарының мұнайда еріген газы ауыр яғни этаннан тұрады. Сонымен қатар құрамындағы ауыр көмір сутектер - 33,75 - 35,57,метан-48,7%. Күкіртсутегінің (59,7%-ке дейін) жоғарғы концентрациясы көрінеді. Аздаған мөлшерде азот, көмірқышқыл газ, гелий бар.
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орнын игеру жүйесі
Жаңажол кен орнында 2000-жылдың Жаңажол мұнайгазды конденсатты кен орнын игерудің технологиялық схемасы жүзеге асырылуда. Бұл жоба бойынша КТ-І қабаттарында жаңа ұңғымалар бұрғылау қарастырылмады, өндіруді көтеру негізінен газлифт жұмыс көлемін көбейту, қосымша перфорация және тұз қышқылмен өңдеу сияқты технологиялық шаралар көмегімен жүргізіледі. Жобаны жүзеге асыру процесінде, мұнайдың қалдық қоры көп аймақтарда ұңғымалар торын тығыздау үшін және кейінгі мұнай өндіру қарқынын жоғарылату үшін ұңғымадан мұнай өндіруді оңайлату мақсатында мұнайдың қалдық қорларының таралуын ескеру қажет. КТ-ІІ горизонтында мұнай қабатының қалыңдығы 16м және өткізгіштігі жоғары аймақтарда кен орнының игерілу жағдаын жақсарту және өнім алу қарқынын жоғарылату үшін ұңғымалар торын тығыздау қажет.
Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, олардың ішінде: 92 ұңғыма өндіру, 24 ұңғыма айдау, 70 ұңғыма резервтегі, 16 ұңғыма адауға ауыстырылатын, 49 ұңғыма өндіру ұңғымаларын қосымша перфорациялау үшін, 36 ұңғыма айдау ұңғымаларын қосымша перфорациялау үшін,136 газлифтілі және сорапты ұңғымалар, 193 ұңғыма өндіру ұңғыларында ТҚӨ жүргізу үшін, 65 ұңғыма айдау ұңғыларында ТҚӨ жүргізу үшін. Жобамен жалпы кен орны бойынша барлығы 572 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, оның ішінде 431 өндіру және 141 айдау ұңғылары. Максималды жылдық мұнай өндіру 4,0844 млн.м3 (2004 жыл), мұнай алудың максималды қарқыны-1,02%. 2017 жыл соңына мұнай өндірудің жалпы қосындысы 82,2525 млн.т. құрайды, КИН (мұнай алу коэффициенті) - 20,57%, алынатын қордың алыну дәрежесі - 69,62%.
2000 -жылғы игерудің технологиялық схемасы жалпы кен орны (негізінен КТ-І) бойынша өнімділікті және қабылдағыштықты жоғарылатуға бағытталған ТҚӨ, қосымша перфорация, газлифт, сулы қабаттарды шектеу және сұйықпен жару сияқты шаралар кеңінен қолданылды. Ал КТ-ІІ горизонтынды 2002 жылдың соңына дейін ұңғымалар торын тығыздау және жетілдіру мақсатында негізінен жаңа ұңғымалар бұрғыланды. Жалпы кен орын бойынша жаңа 80 ұңғыма бұрғыланды, 76 ұңғыма падаланылуға еңгізілді. Г солтұстік бумасында 59 ұңғыма, Д солтұстік-12, Д оңтұстік-4, Г солтұстік және Д солтұстік бумаларында бір ұңғыма. Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды.
2000-жылғы техсхемаға сәйкес 4 жыл ішінде, яғни 2003 жылдың соңында барлық жұмыстар көлемі аяқталады: өндіру ұңғымаларының өнімін жоғарылату шараларымен 378 ұңғыма, айдау көлемін жоғарылату шараларымен 117ұңғыма, бұрғылауы аяқталған 160 ұңғыма.Кесте 2.1- кенорнынды игерудің негізгі технологиялық көреткіштер берілген.
Кесте 2.1.
Бекітілген негізгі технологиялық көреткіштер
Жылдар
Өндіруұңғыларының қоры
Айдауұңғыларының қоры
Жылдық мұнай өндіру, 10мың.т
Жылдық сұйықтық өндіру, 10мың.т
Жылдық су айдау көлемі, 10мың.м3
Жылдық газ өндіру, 10 млн.м3
Мұнайды алу қарқыны,%
КИН, %
Сулануы, %
Өнім алудың жылдық орнын толтыру, бірл.
2002
355
103
205,51
209,78
638,28
10,07
0,51
7,66
2,00
1,167
2003
359
116
225,02
236,91
734,73
10,52
0,56
8,23
5,02
1,267
2004
381
130
270,49
290,51
915,43
11,73
0,68
8,90
6,89
1,230
2005
406
141
337,26
363,04
956,31
14,21
0,84
9,74
7,10
1,189
2006
431
141
383,62
419,51
1042,15
16,08
0,96
10,70
8,56
1,149
2007
431
141
408,44
457,45
1146,84
17,78
1,02
11,73
10,72
1,159
2008
431
141
392,69
450,61
1117,95
17,43
0,98
12,71
12,85
1,151
2.1.1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау
Мұнай кен орнын игеру кезінде, жалпы кәсіпшілік шаруашылығымен, бұрғылау техникасы және технологиясымен, пайдаланумен,жинаумен, тасымалдаумен, мұнайды сақтау және дайындаумен байланысты барлық мәселелерді қамтиды.
А.В.Афанасьеваның басқаруымен ВНИИ жүргізген есептеулер нәтижесі бойынша, мұнайлы қабат ауданы газ шапкасінің ауданына тең болған жағдайда су айдау арқылы мұнайдың өнімді қорының 67.9%-ін өндіруге және газ шапкасінің ұлғаюы есебінен не бары 22.0% өнім алуға болатынын көрсетті. Осы есептеулер нәтижесінде, қабат қысымын ұстау жүйесіне көшкенге дейін Жаңажол кен орнында мұнай газ шапкасінің ұлғаюы есебінен өндіріледі.
Кесте 2.2.
Жаңажол кен орынындағы МГӨБ ұңғылар қорының қозғалысы
Ұңғы
2005ж
2006ж
2007ж
2008ж
1
2
3
4
5
Пайдалану қоры
295
348
362
374
Кесте 2.2.Жалғасы
1
2
3
4
5
Консервацияда
10
5
7
8
Игерілуде
2
5
13
4
Шығарылғаны
4
6
8
5
Осы мәліметтерді алдыңғы жылғы яғни 2008 жылдың каңтарындағы көрсеткіштерімен салыстыра келіпұңғымақоры өсуде. Мұның себебі: жаңа өнімді қабаттарды игеру үшін Жаңажол кен орнында бұрғылау жұмыстарының жүргізілуінде. Пайдалану қорының өсуі игерілген ұңғымалар есебінен болады, Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын талдай келе мұнай өндіру көлемі азайып келе жатқанын көруге болады [1].
2008 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің штангілі терең сораппен игеру әдісі бойынша, ұңғымаға штангілі терең сорап орнатылды. Әсірге осы әдіс бойынша 2 ұңғыма жұмыс істеуде. Кезекті жабдықталғаннан кейін 2 ұңғыма қосуға дайындалуда. Осы екі ұңғыма мен жыл бойына 11072 тонна мұнай өндірілді.
Кесте 2.3.
Ілеспе су,ілеспе газ және мұнай өндірудің қозғалысы
Жылдар
Су өндіру
(тың. м[3])
Газ өндіру (млн. м[3])
Мұнай өндіру
жоспарлы (мың т.)
нақты(мың т.)
2005
25283
36
2342.0
2342.0
2006
28456
37.2
2345.4
2350.1
2007
3736.2
36.9
2415.0
2338.6
2008
3848.1
37.8
2486.5
2447.0
Кесте 2.4.
Жаңажол кен орнының пайдалану коэффицентінің қозғалысы
Жылдар
2005
2006
2007
2008
жоспар
нақты
жоспар
нақты
жоспар
нақты
жоспар
нақты
----------------------------------- ----------------------------------- ----------
Пайдалану коэффиценті
----------------------------------- ----------------------------------- ----------
(мындық дәлдік)
0,859
0,895
0,873
0,873
0,883
0,883
0,891
0,891
2.4-кестеден мындай қорытынды жасауға болады: Жаңажол кен орыны бойынша ұңғымаларды пайдалану тиімді түрде жүргізілуде.
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы шығымының, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау
Кен орнын игеру 1992ж Гидровостокнефть институты орындаған Жаңажол мұнайгаздыконденсатты кен орнын игерудің технологиялық схемасына толықтыру жұмыстарының негізінде жүзеге асырылады. Игеру КТ-І - бірінші және КТ-ІІ - екінші карбонатты қабаттардың кеніштері бойынша жүргізіледі.
Кеніш игеруге 1983 жылдың сәуірінде берілді. 01.01.2002 жағдайына байланысты объектіде 92 ұңғы қазылды. Әрекеттегі фонды 59 фонтандық ұңғыға есептелді. Компрессорлық газ лифтінен істейтіндегі 3 ұңғы, 3 ұңғы НДГ, 6 ұңғы әрекетсіз тұр.
Айдау фонды 20 ұңғы, олардың ішінде 3 ұңғы әрекетсіз №342,502 ұңғы бақылауда. Объектідегі максималды мұнай өндіру 1985-жылы болып 960000 тоннаны құрап, бастапқы алынған 7,2% құрады. Өндірудің бұлай құлдырауы ұңғылардың тәуліктік орташа дебитінің төмендеуіне байланысты. 1990-жылы 23,9 тоннатәулік 65 тоннатәулік аралығында ауытқиды. В солтүстік бумасы бойынша 2002- жылы 122,4 000 тонна мұнай, 154000 тонна сұйықтық алынды, суланғаны 25,8% құрады. 7980,7 000 тонна өндірілген мұнай, бастапқы алынған қордың 59% құрайды.
В бумасында кенішке айдау ұңғыларының карьерлік қатарына су айдау арқылы сугазды әсер етумен игеру қарастырылды. В бумасында су айдау 1986 -жылы басталды. Су айдау максималды деңгейіге 1993 -жылы жетті де 1542 мың м3 құрады, кейін 1999 жылы су айдау деңгейі 368 мың м3 дейін төмендейді.
Объектіні игеру басынан бастап 11517 мың м3 су айдалды. Жылдық орнын толтыру 64,3%, жинақталған орнын толтыру 69% болды. Бір айдау ұңғысының орташа қабылдағыштығы 153,4 м3тәул.
Кеніштің солтүстік күмбезіндегі өнім алу аймағындағы орта есеппен өлшенген қабат қысымы 25 МПа құрайды, бұл бастапқы қысымнан 4,7 МПа төмен. қабат қысымының мұндай төмендеуі (3,35 МПа-ға) мұнайлы аймаққа газдың еніп кетуімен түсіндіріледі.
Осылайша, ағымдағы су айдаудың жоғары деңгейіне қарамастан, өнім алу деңгейінің едәуір төмендеуі байқалды. Бұл кеніш бойынша су айдаудың жеткілікті мөлшерде тиімділігінің болмауымен түсіндіріледі.
Игеру варианттарының экономикалық көрсеткіштері. Мұнай кеніштерін сандық модельдеу үшін VIP және WORKBENCH математикалық қамтамасыз етуді қолданып, негізгі өңделген элементтерінің нақты математикалық және геологиялық модельдеуі жүргізілді. Мұнай кенішінің салыстырмалы өтімділігінің анағұрлым нақты қисығын және басқа параметрлерін анықтаған соң, модельденген элементтердің өңделу тарихына бейімделу жүргізілді, және осының негізінде барлық игеру варианттарының көрсеткіштері болжанған Игеру варианттарының техникалық көрсеткіштері. Берілген жобаны жүзеге асыру үрдісінде біруақытта резервтегі, көлденең және тік ұңғымалар көмегімен КТ-І аймағының игеру жұмыстарын тиімділігін жоғарылату үшін аймақта тығыздау және қосарланған жұмыстар жүргізу керек. Г солтүстігі және Д оңтүстігі бумаларының өнімділігі аз аймақтары кенішті тиімді игеру мақсатында резервтегі ұңғылармен пйдаланылады. Бұл жоба бойынша КТ-І қабаттарында жаңа ұңғымалар бұрғылау қарастырылмады, өндіруді көтеру негізінен газлифт жұмыс көлемін көбейту, қосымша перфорация және тұз қышқылмен өңдеу сияқты технологиялық шаралар көмегімен жүргізіледі. Осылайша, ағымдағы су айдаудың жоғары деңгейіне қарамастан, өнім алу деңгейінің едәуір төмендеуі байқалды.
Кесте 2.5.
Кен орынның ұсынылған 2 варианты бойынша техникалық көрсеткіш
1.Жылдар
Ұңғымалар саны
Жылдық өнім алу
8.Мұнайды геологиялық қордан алу қарқыны, %
9.Геологиялық қордан алу деңгейі, %
10.Сулануы, %
11.Өнім алуды су айдау мен жалдық орнын толтыру, бірл.
2.Өндіру
3.Айдау
4.Мұнай, мың.т
5.Сұйықтық, мың.т
6.Су, мың.т
7.Газ, млн.м3
2002
3359
1116
2396
2517,3
7636,4
1078
0,60
8,21
4,82
1,261
2003
3398
1133
3243,5
3463
9537,3
1325
0,81
9,02
6,34
1,233
2004
4429
1143
3926,9
4217,6
11044,8
1580
0,98
10,01
6,89
1,197
2005
4429
1143
4201,8
4591,8
11495,1
1677
1,05
11,06
8,49
1,151
2006
4429
1143
4033,8
4516,3
11517,7
1681
1,01
12,07
10,68
1,162
2007
4429
1143
3820,1
4379,7
11058,6
1634
0,96
13,02
12,78
1,154
2008
4429
1143
3618,8
4278
10636,8
1571
0,90
13,93
15,41
1,149
2009
4429
1143
3428,1
4191,1
10277,9
1442
0,86
14,78
18,21
1,145
2010
4429
1143
3225,6
4076,2
9855,1
1397
0,81
15,59
20,87
1,138
2011
4429
1143
3062,1
4023,1
9497,3
1355
0,77
16,36
23,89
1,124
2012
4429
1143
2893,5
3968,7
9152,8
1308
0,72
17,08
27,09
1,114
2013
4429
1143
2711,9
3899,2
8831,6
1250
0,68
17,76
30,45
1,110
2014
4429
1143
2505,5
3800,4
8378,2
1162
0,63
18,38
34,07
1,102
2000 -жылғы игерудің технологиялық схемасы жалпы кен орны (негізінен КТ-І) бойынша өнімділікті және қабылдағыштықты жоғарылатуға бағытталған ТҚӨ, қосымша перфорация, газлифт, сулы қабаттарды шектеу және сұйықпен жару сияқты шаралар кеңінен қолданылды.
Ал КТ-ІІ горизонтынды 2002 жылдың соңына дейін ұңғымалар торын тығыздау және жетілдіру мақсатында негізінен жаңа ұңғымалар бұрғыланды, жалпы кен орын бойынша жаңа 80 ұңғыма бұрғыланды, 76 ұңғыма падаланылуға еңгізілді. 2.5-Кестекен орынның ұсынылған 2 варианты бойынша техникалық көрсеткіштері берілген.
Пайдалану басында газ шапкасының энергиясын, шеткі және табан суларының энергияларын толық пайдалануға байланысты, табиғи газды пайдаланудың жағымды тиімділігі болды, бұл сатыда мұнайдың жинақталған өндірісі 8,19 млн.т құрайды. Сандық модельдеу нәтижелері мұнай жұрынының (оторочка) қысымының құлау және газ бүркемесі көлемінің кеңею мөлшері бойынша мұнайгаз шекарасы азайып, біруақытта газ мұнай аймағына енетінін көрсетті. Соңғы уақытта енгізілген барьерлік су айдау газдың мұнай оторочкасына енуіне жол бермеуінде рөл атқарғанымен, газ бүркемесіндегі бақылау ұңғыларының қысымдары мәндері бойынша газ бүркемесінің қысымы кен орнын игерудің басындағы мәндерімен салыстырғанда күрт төмендеуі байқалады. Газ кенішінің техникасының әдісін қолдана отырып, І-КҚ мұнайгазды шекарасы 7,2м-ге төмендегенін (ІІ-КҚ мұнайгаз шекарасы бұдан да төмендеуі мүмкін) анықтаған. [7]
2.1.3 Мұнай және газ қорынының өндіруін талдау
Газмұнай шекаралығының (ГНК) ағымдағы жағдайын талдау.Пайдалану басында газ шапкасының энергиясын, шеткі және табан суларының энергияларын толық пайдалануға байланысты, табиғи газды пайдаланудың жағымды тиімділігі болды, бұл сатыда мұнайдың жинақталған өндірісі 8,19 млн.т құрайды. Сандық модельдеу нәтижелері мұнай қорынының (оторочка) қысымының құлау және газ бүркемесі көлемінің кеңею мөлшері бойынша мұнайгаз шекарасы азайып, біруақытта газ мұнай аймағына енетінін көрсетті. Соңғы уақытта енгізілген барьерлік су айдау газдың мұнай оторочкасына енуіне жол бермеуінде рол атқарғанымен, газ бүркемесіндегі бақылау ұңғыларының қысымдары мәндері бойынша газ бүркемесінің қысымы кен орнын игерудің басындағы мәндерімен салыстырғанда күрт төмендеуі байқалады. Газ кенішінің техникасының әдісін қолдана отырып, КТ-І мұнайгазды шекарасы 7,2м-ге төмендегенін (КТ-ІІ мұнайгаз шекарасы бұдан да төмендеуі мүмкін) анықтаған.
Қабаттан мұнай алуды талдау, кен орны объектілері бойынша объектілерден бірқалыпсыз қор алу байқалған. Осыдан КТ-І бойынша В солтүстік және В оңтүстік объектілерінен қор көп алынған. КТ-ІІ кенішінде алғашқы алынатын қор алымы 10,78% дейін төмен болатыны байқалды, қабаттардың көп бөлігі әлі толық бұрғыланбаған және қордың бөлігі дренаждалмай қалған.
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы,игеру режимдер
Қабатқа әсер ету агенттері ретінде МЕСТ-39225-88 Мұнай қабатын суландыруға араналған су спасына қойылатын талаптарға сәйкес қабат суы және альб-сеномандық сулар таңдалған.
Жаңажол кен орнының барлық кеніштерінде қабат қысымын ұстау шаралары жүргізіледі. В солтүстік объектісінің кенішінде су айдау 1986 -жылы басталды. Айдау ұңғымалары барьерлік қатар құрып, газдың кеніштің мұнай бөлігіне өтуіне жол бермейді. Су айдау 1996-жылы 820 мың.м3 құрады, бұл жабаның 92%-ын құрайды. Негізінде су айдау деңгейі жоба деңгейінен біршама жоғары болды. Мысалы; максималды су айдау 1993-жылы жүргізілді, айдалған судың мөлшері 1542,3 мың.м3 болды, бұл жобадан 48,2%-ға жоғары.
Су айдаудың жоғары мөлшеріне қарамастан жобалық деңгейлер орындалмайды. Бұл кенішке су айдау тиімділігінің жеткіліксіздігін көрсетеді, игеру басынан бастап, 8971,6 мың.м3 су айдалды. Жылдық орнын толтыру 217,2%, ал жинақталған орнын толтыру 69,8% құрады. Су айдау мөлшерінің жоғары болуы ұңғымалардың жоғары қабылдағыштығымен қамтамасыз етіледі.
В оңтүстік объектісінің кенішінде су айдау 1991-жылы басталды. Айдау ұңғымалары барьерлік қатар құрып, газ ... 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