Мұнайгазконденсатты Жаңажол кен орыны

Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 84 бет
Таңдаулыға:

1 ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орын бойынша жалпы мәлімет
Мұнайгазконденсатты Жаңажол кен орыны Ақтөбе қаласынан оңтүстікке
қарай 240 шақырым жерде, Ақтөбе облысының Мұғалжар ауданында, Мұғалжар
таулары мен Ембі өзенінің дала аймақтарының арасында орналасқан.Жақын
қоныстанған бекеттер болып ,кен орыннан солтүстік – шығысқа қарай 15
шақырым жердегі Жаңажол совхозының аумағы және солтүстік-батысқа қарай 35
шақырым жердегі жұмыс істеп тұрған Кеңқияқ мұнай кәсіпшілігі саналады.Жақын
маңындағы теміржол станциясы болып, кен орынның ауданынан 100 шақырым
жердегі Мәскеу – Орталық Азия теміржол торабында орналасқан Ембі станциясы
болып табылады. Жаңажол кен орынынан солтүстікке қарай 130 шақырым жерде,
Октябрь қаласында МГӨБ АҚ “Ақтөбемұнайгаз” өңдірістік кәсіпорыны
орналасқан.
Жер бедері әлсіз жоталы жазықтан тұрады. Жер бедерінің абсалютты
белгілері +125 – 270 м аралығында болса,ал минималды белгілері кен орынды
оңтүстік – батыстан шектейтін Ембі өзенінің маңында кездеседі.Ауданның
гидрографиялық бөлігі Ембі өзенімен байланысты сипатталады. Ол кен орынның
оңтүстік – батысында 2 – 14 шақырымға созылған.Суы минералданған,техникалық
мақсаттарда пайдаланады.Ал тұрмыстық мақсаттарда құдықтардан алынатын су
пайдаланады. Ембі өзенінің және құдықтарда судың деңгейі 2 м немесе оданда
көп құрайды. Ембінің сол саласы – Атжақсыда тұрақты су ағынының
болмауынан,суға тек қана көктем мезгіліндегі су тасқындарының арқасында
толады.Ауданның ауа-райы құрғақ,жоғары континентальды және жылдық пен
тәуліктік температуралардың болуымен, аса төмен ылғалдықпен
сипатталады.Қожай метеостанциясының мәліметтеріне сүйенсек,қыстағы
температура минимумы –40 градусқа жетсе, ал жаздағы температура максимумы
+40 градусқа жетеді.Ең суық қаңтар мен ақпан айлары болса,ал ең ыстық шілде
айы болып табылады. Қатты желдер мен борандардың соғуы, қаңтар мен ақпан
айлары үшін тән.
Топырақтың қату тереңдгі 1,5-1,8 м – ді құрайды. Ортажылдық,
атмосфералық жауын – шашын мөлшері үлкен емес және жылына 140 – 200 мм – ге
жетеді.
Кен орынды игеру 1983 жылдан басталды.Қазіргі уақытта мұнай мен суды
тасымалдау, газды дайындау,мұнайды шығару,сумен қамтамасыз ету,электр
тоғымен қамтамасыз ету,коммуникация,автоматизация қондырғылары және өртке
қарсы профилактика үшін кешенді құрылымдар салынған.Қазіргі кездегі игеру
әлпісі мен айдау торы пайдалануда кенорының жағдайына, сәйкесінше
мұнайгаздың қоры мен олардың өндірістік мүмкіндіктеріне жауап бермейді.

1.2 Кен орынның геологиялық сипаттамасы
Барлаулық бұрғылаудың мәліметтері бойынша, төменгі тас көмір
кезеңінен, төрттік кезеніне дейін зерттеу жүргізіліп,соның негізінде
стратегиялық – аймақтық бірізділік жасалды. Осы аудандағы ең кәрі қабаттар
болып,барлау ұңғыларымен ашылған төменгі карбондағы визей ярусы саналады.
Гжел ярусының,касимов ярусының және жоғарғы мәскеу ярустық бөліміндегі
қалың қабаттарды (қалыңдығы 386 – 717 м), кәдімгідей жоғарғы карбонаттың
қабаттарын – КТ – 1 қабаттары деп атауға болады. Визей ярусының,серпухов
ярусының және төменгі мәскеу ярустық бөліміндегі,төменгі волихир ярустық
бөліміндегі аса қалың қабаттарды (қалыңдығы 509 – 930 м), кәдімгідей
төменгі карбонаттың қабаттарын – КТ – 2 қабаттары деп атауға болады.
Берілген аудандағы мұнайгаз белгілері негізінен осы карбонатты
қалыңдықтарда (КТ – 1 мен КТ – 2) шоғырланған.
КТ – 1 – дің үстінде орналасқан, төменгі пермнің Ассель – Сакмар
ярусындағы қалың құмды – сазды қабаттар бірінші тұзасты терригенді жиынтығы
деп аталып және ол КТ – 1 мұнайгазды шоғырларының жабындысы болып
табылады,оның қалыңдығы 15 – 800 м , ал КТ – 1 мен КТ – 2 арасындағы қалың
құмды – сазды қабаттарды, екінші терригенді тұзүсті жиынтығы деп атайды
және ол КТ – 2 мұнайгазды шоғырларының жабындысы болып табылады, сонымен
қатар ол КТ – 1 мен КТ – 2 мұнайлы қалыңдықтарды бөліп тұрады. Бірінші
карбонатты қалыңдық КТ – 1 – де, қалыңдықтары 390 м (92 ұңғымада) – 548 м
(41 ұңғымада) құрайтын қабаттар, литологиялық жағынан негізінен
әктастардан,доломиттерден және өзара араласқан түрде кездеседі, осы
жыныстардағы өткізгіштері, коллекторлардың қызметін атқарады.
Коллекторлардың түрі кеуекті,қуысты,жарықшақты болып келеді.Каротаждық
қисықтардың жазбаларына қарап, қалыңдықтың қимасында реперлер сериясы
байқалады, олар ГК(жыныстардың саздылық және тығыздықтары жағынан
айырмашылықтары) шамаларының жоғары болуымен сипатталады. Осы мәліметтер
2550 – 2900 м тереңдікте жатқан А,Б,В және В1 төрт өнімді жиынтықтарды
анықтап беруге мүмкіндік берді.
Стратиграфиялық жағынан А жиынтығы гжель ярусының төменгі бөлігіне, Б
жиынтығы Касимов ярусына, В және В1 Мәскеу ярусындағы подоль горизонтының
жоғарғы бөлігіне негізделген. Олардың көмірсутектерімен қанығу
сипаттамалары әр түрлі:А жиынтығында газды шоғыр төменде мұнаймен
байланысқан, сәйкесіншн биіктіктері 203 және 90 м – лерді құрайды,Б
жиынтығы биіктігі 90 м болатын мұайгазды шоғырдан және биіктігі 110 м
болатын газды бөлігінің қабатынан құралады. В жиынтығы газды телпегінен
(газды бөлігінің биіктігі 30 – 50 м) тұратын мұнайлы шоғырға (мұнайлы
қабатының биіктігі 83 – 91 м) негізделген. В1 жиынтығы биіктігі 87 м – ге
жететін үлкен емес екі мұнайлы шоғырлардан тұрады.
Барлық анықталған өнімді жиынтықтар өзара гидродинамикалық жүйемен
біріктірілген, практикалық жүзінде –2560 м абсалютты белгіде, ортақ
газмұнайлы байланысы бар, бір қабатты – массивті газмұнайлы шоғырды
келтіреді және СМЖ ауданы бойынша –2630-2650 м абсалютты белгілерде
өзгереді.
СМЖ – ның жоғарғы жағдайы батыс қанатта және оңтүстік периклиналда (-
2630–2640 м – де ), ал төменгі жағдайы шығыс қанатта және солтүстік
периклиналда (-2640 – 2650 м – де) байқалады.Бірақ 182,154,383 ұңғымалары
жататын Б,В мен В1 жиынтықтардың қабаттарында тығыз бөліп тұратын
қабатшалар болмағандықтан, олар ортақ қалың қабатты құрайды.Бұл тағы да
анықталған жиынтықтардың тұтастығын дәлелдей түседі.Газмұнайлы жапсар
4,5,10,16,17,18,19,22 мен 26 ұңғымаларды сынау кезінде қабылданды, сонымен
қатар –2560 м тереңдіктен газ, ал одан төменгі тереңдіктен мұнай алынды.
Г стратиграфиялық жиынтығы өзінің негізгі қима бөлігінде, мәскеу
ярусындағы кашир горизонтының жыныстарынан құралады, ал Д жиынтығында
мәскеу ярусындағы верестік горизонтының сонымен қатар башкир, серпухов
(протвинский, стешевский, тарусский горизонттары) пен визей (веневский,
окский горизонттары) ярустарының жыныстары шөгеді.Алдында атап өткендей,
КТ – 2 қалыңдығы тектоникалық бұзылыстары бар блоктарға бөлінеді. В1,2
және 3 блоктарда мұнайдың бөлінуі анықталды.
Шоғырлардың су – мұнайлы байланыстары (негізінен ұңғыларды сынау
кезінде алынған нәтежелері мен ПГИС – тің мәліметтері бойынша) қабылданып,
олар құрылымның әр түрлі аудандары үшін біртекті емес және тереңдіктердің
аралықтары –3602 м – ден, -3534 м –ге дейін өзгеріп отырады 1 – ші блоктың
оңтүстік – шығыс бөлігі үшін СМЖ – ның абсолютты белгісі –3570 метр деп
қабылданады (38 –ші ұңғыманың мұнайға қаныққан бөлігінің табанында, яғни
осы белгіде сусыз мұнай алынды). 29 – шы ұңғымадан алынған ПГИС – тің
мәліметтері бойынша, солтүстік – батыс бөлігі үшін абсолютты белгі - 3581
метр деп қабылданды.СМЖ аймағының аралығын сынау кезінде СМЖ – ның 2 – ші
блогындағы қабаттың мұнайлы бөлігінің табанынан, құрамында суы бар мұнай
алынды,ал ПГИС – тің мәліметтері бойынша 61 – шы ұңғымадан, -3534 метр
абсолютты белгісінен сусыз мұнай алынды.
3 блоктағы ГМЖ – ның газмұнайлы шоғырында, 36 – шы ұңғыманы
сынағаннан кейін алынған нәтижелері мен газды каротаж мәліметтері бойынша,
-3385 метр абсолютты белгісінде жүргізілген перфорацияның нәтижесінде мұнай
мен газдың ағыны алынды. 14 – ші ұңғымада, -3399 метр тереңдікте мұнай
алынды,ал 36 – шы мен 45 – ші ұңғымаларда, -3371 метр тереңдікте құрамында
конденсаты бар газ алынды.
Сумұнайлы жапсар –3603 метр абсолютты белгісінен (шоғырдың батыс
бөлігіндегі 43 – ші ұңғыма бойынша), –3573 метр абсолютты белгісіне дейінгі
(блоктың оңтүстік – шығысындағы В6 ұңғымасынан осы белгіге дейін сусыз
мұнай алынды) аралықты қамтиды. 72 ұңғыманың тұщы сулы бөлігінде, қабаттың
мұнайлы бөлігі –3589 м белгіге дейін орныққан, ал солтүстік периклиналдағы
73-ші ұңғымадан, –3597 м белгісінен су алынды.
ПГИС – тің мәліметтері мен сынау нәтижелері бойынша СМЖ қабылданды.
ПГИС бойынша 16 ұңғымада, –2647 м абсолютты белгісінде СМЖ анық байқалады
және осы белгіде сусыз мұнай алынды.
ПГИС бойынша 17 – ші мен 29 – шы ұңғымаларда, мұнай – су шекарасы
–2637 м және –2631 м абсолютты белгілерінде екендігі анықталды.
6 – шы және 14 – ші ұңғымалардың, –2637 м мен –2631м абсолютты
белгілерінде қабат суы алынды, бұл алынған геофизикалық мәліметтердің дұрыс
екенін көрсетеді. Шығыс периклинал ауданында және солтүстік күмбездің
оңтүстіктегі 11 – ші мен 5 – ші ұңғымаларының,- 2645 м мен –2644 м
абсолютты белгілері сусыз мұнай берді. ПГИС – тің мәліметтері бойынша
мұнайға қанығушылық бөлігінің табаны –2651 м абсолютты белгісінде
байқалады.
Төменде өнімді жиынтықтардың қысқаша сипаттамалары келтіріледі.
А жиынтығы жоғарыда мықты қалыңдықпен (650 м – ге дейін) жабылған,
қалыңдық өз алдына гжел мен ассель – сакмар ярустарының терригенді
жыныстарынан және кунгур ярусының гидрохимиялық шөгінділерінен құралып,
кеңейген газоконденсаттымұнайлы шоғырының берік жабындысын туғызады.
Шоғырдың құрылымы екі күмбезді болып келеді,оның солтүстік бөлігіндегі,
шығыс қанатындағы шектерінде коллектор, өткізбейтін ангидриттар
жыныстарымен ауысады, бұл литологиялық, біртекті емес жыныстардың болуын
көрсетеді және оның ауданы бойынша таралуын шектейді.
Жоғарыдағы шоғыр, шоғырлардың литологиялық шектелген, массивті түріне
жатады. Газдылық ауданы 70695 мың. м құраса, ал мұнайлылық ауданы 5204
мың. м құрайды. Жалпы қабаттағы мұнайлылық қабаты 293 литр болса, ал
газдылық қабаты 90 литр болады.
Газмұнайлы шоғырмен байланысты Б жиынтығы, А жиынтығынан 2 – 60 м – ге
төмен, шоғырдың солтүстік бөлігіндегі шектерінде, коллекторлардың таралуы
шектелген және146 – шы, 52 – ші, 117 – ші ұңғымалардың аймағында, олар
өткізбейтін карбонаттармен ауысса, ал 67 – ші, 103 – ші, 321 – ші мен 8 –
ші ұңғымалардың аймағында, олар ангидриттармен ауысады. Шоғыр литологиялық
шектелген, массивті болып келеді. Шоғырдың биіктігі 200 м, соның ішінде
газға 110 м келеді. Газдылық ауданы 36516 мың. мқұраса, ал мұнайлылық
ауданы 71475 мың. м құрайды.
В жиынтығы, Б жиынтығынан 4 – 74 м – ге төмен орналасып және жақсы
дамыған. В жиынтығы жоғарыда сипатталғандардан негізгі айырмашылығы, онда
оңтүстік пен солтүстік күмбездерге бейімделген екі шоғырдың болуында. Екі
шоғыр биіктігі бойынша үлкен емес (оңтүстікте – 30 м, ал солтүстікте – 50
м) газ телпегі бар мұнайлы, массивті, ал оңтүстіктегі күмбезде ,60 – шы
ұңғыманың аймағындағы шоғыр литологиялық – экрандалған болып келеді.
Соңғысының өлшемдері кіші:7.6*3.7 км; биіктігі – 129 м, ал солтүстіктегі
шоғырдікі - 8,5*4,1 км, биіктігі – 1974 м. В1 жиынтығы, В жиынтығынан 3 –
50 м – ге төмен орналасып және екі мұнайлы шоғырдан тұрады, олардың
өлшемдері салыстырмалы үлкен емес, оңтүстіктегі шоғырдікі – 4,5 *2,1 км,
биіктігі – 60 м, ал солтүстіктегі шоғырдікі –5,6*3,2 км, биіктігі – 87 м.
В1 жиынтығының қорларын есептеу кезінде, солтүстік шоғыр толық
барланбаған кұйінде қалып қойғанын атап кету керек. Осындай жағдайда
ұңғымалардың арқасында оңтүстік күмбездегі В1 жиынтығы ашыла бастады,
бірақ өнімді бөлік осы күмбездің В жиынтығында ескерілді. Осы ұңғымалар
бойынша алынған қосымша мәлімет, шоғырдың толық қабатты емес екенін
анықтады.
КТ – 2 карбонатты қалыңдығының КТ – 1 карбонатты қалыңдығынан
айырмашылығы, онда әктастардың көптеп, ал доломиттердің аздап кездесуінде
жатыр. Коллекторлардың өткізгіштері әр түрлі болып келеді. Қимасы мен
ауданы бойынша бір топтың екінші топпен жиі ауысуы, осы жиынтыққа тән. КТ –
1 және КТ – 2 бөліп тұратын қалыңдық, әктас иірімдері бар терригенді
жыныстардан (карбонаттар арасындағы тұзасты қалыңдығы) түзілген және
екінші карбонатты қалыңдықтағы көмірсутекті шоғырлар үшін сұйықарынды
жапқыштың қызметін атқарады. КТ – 2 қалыңдықта қорларды бөліп есептеу мен
игеру обьектілерін тағайындау барысында, шартты түрде екі өнімді жиынтықтар
– Г мен Д белгіленді, олардың вереск горизонтында, өткізбейтін
жыныстарының қалыңдығы 4 – 50 м, олар оңтүстікте әктастардан (50 – 60 м),
ал солтүстікте негізінен саздардан (15 – 20 м) түзілген. Осы мұнайлылықтың
(460 м) негізінде алынған блоктар бойынша СМЖ – ның орналасуы, салыстырмалы
үлкен емес, бұл көмірсутектермен әр түрлі қаныққан коллекторлары бар
шоғырдың жалпы (КТ – 2) қоймасы үшін, түзілу жағдайлары ортақ екенін
көрсетеді. Коллекторлық қабаттарды ауданы мен қимасы бойынша жіктеудің
салдарынан, Г мен Д жиынтықтары жоғарғы мен төменгі горизонттарға шартты
түрде бөлінді. Д жиынтығы, 1 және 3 блоктарда анықталған екі мұнайлы
шоғырдың болуымен сипатталады. Жиынтықтың төменгі бөлігіндегі 1 блогында
коллекторлық қабаттарды, тығыз жыныстар ауыстырып жатқаны байқалады. Бұл
жағдай шартты түрде оның Дж – 1 – жоғарғы және Дт – 1-төменгі деп
аталатын, екі өнімді горизонтқа бөлінуіне әкеліп соқты. Жоғарғы горизонтта
(Дж – 1) коллекторларды алмастыру, 44 – ші, 27 – ші, 33 – ші мен 56 – шы
ұңғымалардың аймағында байқалады. Жоғарғы горизонттағы шоғырлардың
өлшемдері 11,5*7, ал төмендегінікі 6,2*4. Шоғырлар тектоникалық жағынан,
литологиялық жағынан шектелген, олар жоғарғы горизонтта массивті – қабатты,
ал төменгі горизонтта толық қабатты емес болып келеді.
3 блокпен мұнайлы шоғыр байланысты, ол жоғарғы және төменгі
горизонттарда орын теуіп және Д – 3 жиынтықтағы коллекторлардың біртұтас
қоймасы ретінде қарастырылып, 71 – ші ұңғыманың аймағында (шоғырдың
сыртында) тығыз жыныстармен ауысады. Шоғырдың өлшемдері: мұнайлылық ауданы
30,4 км м, қабаттың биіктігі 189 м. Шоғыр тектоникалық – экрандалған,
толық қабатты емес, пассивті түріне жатады.

1.2.1 Стратиграфия
284 өндіретін және барлық барлау ұңғымаларының стратиграфиялық өзгеру
мәліметтерін пайдалану негізінде, КТ – 1 мен КТ – 2 – нің қабатшалары
бойынша құрылымдық жоспарлар сызылды. КТ – 1 мен КТ – 2 үшін құрылымның
жалпы пішіні оңтүстік пен солтүстік күмбездері бар антиклиналь болып
табылады. Антиклиналь өсінің ұзындығы, шығысқа 25 градусқа ауытқуымен
солтүстікке қарай бағытталады.
КТ – 1 құрылымы:
Қабатшаның құрылымдық жоспары бойынша шектелетін изогипстің абсолютты
белгілері 2330 м және 2500 м, тұйық изогипстегі ауданы 9,38 км*4,38 км,
құрылымның биіктігі 170 м; берілген көтерілімнің батыс қанаты нығыздырақ
және қабаттардың құлау бұрышы 10 градусқа тең, ал шығыс қанаты босаңсырақ
және қабаттардың құлау бұрышы 7 градусты құрайды. Солтүстік күмбездің
абсолютты белгісі 2260 м, ал шектелетін изогипстің абсолютты белгісі 11,25
км*5,38 км, биіктігі 240 м құрайды. Берілген көтерілімінің құрылымындағы
қанаттар бір – бірімен үлесімді, қабаттардың құлау бұрышы 9 градусқа жуық.
КТ-2 құрылымы:
Қабатшаның құрылымдық картасы бойынша оңтүстік күмбездің абсолютты
белгісі -3110 м, тұйық сызықтың абсолютты белгісі 3380 м, тұйық
изогипстегі ауданы 12,75 км*5,38 км, құрылымның биіктігі 270 м – ге тең.
Берілген көтерілімнің батыс қанаты, шығыстағыдан нығыздырақ және
қабаттарының құлау бұрышы 10 градусқа жуық, ал шығыс қанатындағы
қабаттардың құлау бұрышы 7 градусқа жуық болып келеді. Солтүстік күмбездің
абсолютты белгісі 3050 м, ал тұйық сызықтың абсолютты белгісі 3380 м, тұйық
изогипстегі ауданы 11,63 км*5,5 км, құрылымның биіктігі 330 м – ге тең.
Негізінен екі қанатта үлесімді, ал қабаттарының құлау бұрышы 10 градусқа
жуық.
КТ – 2 құрылымын зерттегенде, алдыңғылар оның батыс қанатында
оңтүстіктен солтүстікке жылжитын және шығысқа қарай құлайтын бір түсірілім
бар деп тұжырымдады. Сондай – ақ олар құрылымдағы екі көтерілімнің
арасында, батыстан шығысқа қарай жылжитын екі түсірілімді анықтады. Сөйтіп
антиклинальда грабен пішіні пайда болды. Антиклинальды ары қарай зерттеген
кезде, бұл екі түсірілім жоқ болып шықты. Солтүстік көтерілімнің батыс
қанатындағы түсірілім, КТ – 1 – дегі Г – 62,Г – 32 ұңғымаларының абсолютты
белгілеріне жасалған корреляцияның нәтижелері бойынша, оңтүстік
көтерілімнің батыс қанатында бар болуы мүмкін. Каротаж мәліметтерін қарау
барысында, А жиынтығы Гжель ярусына, Б жиынтығы Касимов ярусына
жататындығы, В жиынтығына Мящков горизонты мен Подоль горизонтының жоғарғы
бөлігі кіретіндігі анықталды. Мұнайлы қабаттарының жиынтықтарын ары қарай
былай жіктеуге болады: А жиынтығын жоғарыдан төменге қарай А1 мен А2
мұнайлы қабаттарына, Б жиынтығы ары қарай бөлінбейді, В жиынтығын В1 – В5
мұнайлы қабаттарына, соның ішінде В1 – В3 Мящков горизонтына кірсе, ал В4
мен В5 Подоль горизонтына кіреді.
Әрбір қабаттың қалыңдығы нақты бөлінгеннен кейін 50 м құрады. Мящков
пен Подоль горизонттарының арасында (В3 пен В4 арасында) әлсіз меншікті
электр кедергісі бар, табиғи гамманың жоғарғы шамасы бар, өткізбейтін және
берілген ауданың стратиграфиялық корриляциясы үшін басты маркирлейтін қабат
болып, перлитті қабат саналады.
КТ – 2 мүнайлы жиынтығы жоғарыдан төменге қарай мұнайлы қабаттарының Г
және Д екі жиынтығына бөлінеді, солардың ішіндегі Г жиынтығына Кашир мен
Верей горизонттары кіреді, ал Д жиынтығына Башкирлік төменгі ярус асты және
Протвиндік горизонт кіреді. Мұнайлы қабаттарының жиынтықтарын ары қарай
былай жіктеуге болады: Г жиынтығын жоғарыдан төменге қарай Г1 –Г6 мұнайлы
қабаттарына , соның ішінде Г1 – Г4 Кашир горизонтына кірсе, ал Г5 мен Г6
Верей горизонтына кіреді, Д жиынтығын жоғарыдан төменге қарай Д1 – Д5
мұнайлы қабаттарына, соның ішінде Д1 – Д3 Башкирлік төменгі ярус астына
кірсе, ал Д4 мен Д5 Протвиндік горизонтына кіреді.

1.2.2 Тектоника
Тектоникалық жағынан аудан Каспий маңы ойпатының борт алдындағы ватолы
бөлігінде орналасқан. Ол өз кезегінде Орал геосинклиналь аймағындағы Ащысай
мен Сакмар – Көкпекті бұзылымдарымен бөлінген.
Геологиялық дамуының ерекшеліктерінің бірі болып, аумақтың жедел түсуі
және мықты шөгінді түзілімнің қалыптасуы болып табылады. Оның негізгі
бөлігін тұзасты кешені құрайды (7 – 10 км). Тұзасты қалыңдығының жапсарлары
батысқа қарай еңкейген кезде, бір қатар жекелеген баспалдақтармен
қиындатылады (жату тереңдігіне байланысты). Оларға: Жаңажолдық (5,5 – 6
км), Кеңқияқтық, Қоздысайлық және Шұбарқұдықтық (7 – 7,5) баспалдақтары
жатады, олар өз кезегінде түзу емес ақауларымен сипатталады. Шектерінде
қарастырылып отырған кен орын орналасады, яғни Жаңажол баспалдағындағы
ерекшеліктерінің бірі болып, брахиантиклиналды түріндегі ірі ашылымдарымен
қиындатылған мықты карбонатты массивтердің дамуы табылады.
Жаңажол кенорыны Гжель – Подоль (КТ – 1) және Кашир – Венев (КТ – 2)
жастағы жыныстардан құралатын карбонатты массивінің жоғарғы бөлігіне
бейімделген. Құрылым үлкен емес тоқымымен бөлінген, иррационалды созылған
солтүстік пен оңтүстік күмбездері бар, ірі брахиантиклинальмен сипатталған.

Барлау ұңғыларымен ауданды бұрғылаған кезде, карбонатты қалыңдығының
төменгі қимасында тектоникалық ақаулар бар екендігі анықталды, олардың
ішінде аса созылғандары 100 – 150 м ығысу амплитудасымен батыс қанаты
бойынша өтеді, қалған екеуі 40 – 50 м амплитудасымен ығысып орталық
бөлігін қиындатады (61 – шы ұңғыманың ауданында). Осы ақаулардың арқасында
жалпы құрылым 3 блокқа бөлінеді: 1 (оңтүстік бөлік), 2 (61 – шы ұңғыманың
ауданында), 3 (солтүстік бөлік). Сұйықтардың қорлары негізінен 1 мен 3
блоктарда шоғырланған.
Кенорынның өндірістік мұнайгаздылығы екі карбонатты қалыңдықпен
байланысады: бірінші және екінші, олар өз кезегінде қалыңдығы 206 – 417 м
болатын терригенді жыныстардың жиынтығымен бөлінеді.

1.3 Мұнайгаздылық
Өнімді жиынтықтардың коллекторлық қасиеттері сынама мен кәсіпшілік –
геофизикалық зерттеулер кешені бойынша қарастырылды. Есептелетін кеуектілік
параметрін негіздеу үшін, геофизикалық зерттеулердің мәліметтері және қара
құжаттың зертханалық зерттеулерінің нәтижелері пайдаланды. А, Б мен В
жиынтықтардағы, мұнайғақанықтылық бөлігіндегі кеуектіліктің сынама бойынша
орташа арифметикалық шамасы сәйкесінше: 11.5 %, 13,7 %, 10,2 % - ды
құрады.
А, Б және В жиынтықтардағы газды телпектердің газғақанығушылығы
сәйкесінше: 79%,82%,81% - ды құрады. ГЗС нәтижелері бойынша кеуектіліктің
орташа шамасы А жиынтығында 12 %, Б жиынтығында 13,8 %, ал В жиынтығында
11,5 % құрады. А мен Б жиынтықтары бойынша жоғарыда қарастырылған
мәліметтерге қарасақ, ГЗС пен сынама бойынша кеуектіліктің шамасы
бастапқыда бір – біріне жақын, сондықтан кеуектіліктің шамасын А
жиынтығында 12%, Б жиынтығында 14 % деп қабылдауға толық негіздеме бар. Б
жиынтығында тек 7 ұңғыма ғана сынамаға зерттелсе, ал 12 ұңғымада
кеуектіліктің, геофизикалық жағынан анықталуы жүргізілгенін ескерсек, онда
кеуектілікті НГК бойынша 11 % деп қабылдау қажет. А, Б, В өнімді
жиынтықтардағы өткізгіштің сүзілу сипаттамасын негіздеу үшін, тек қана
бастапқы мәліметтер пайдаланды. А, Б, В жиынтықтардағы өткізгіштің орташа
мәні сәйкесінше: 0,008 мкм. м, 0,171 мкм. м, 0,114 мкм. м
құрады. А мен Б жиынтықтарындағы жүргізілген кәсіпшіліктік – геофизикалық
зерттеулердің нәтижелері бойынша бастапқы мұнайғақанығушылық сәйкесінше: 80
% және 88 % - ды құрады, ал В – В1 жиынтықтары бойынша мәліметтер сынама
мен ГЗС арқылы белгілі болды. Шоғыр ауданы бойынша сынама мәліметтерінің
жетіспеушілігінен, В1 жиынтығында ГЗС – тен алынған бастапқы
мұнайғақанығушылықты 86 % деп қабылдаймыз, ал сынама жағынан жиынтық
әлсіз сипатталған. Бұл жиынтық бойынша алынған барлық параметрлер, В
жиынтығында алынған параметрлер сияқты қабылданады. Екінші карбонатты
қалыңдығындағы (КТ – 2) карбонатты жыныстар, литологиялық жағынан
әктастардан, доломиттерден құралған. Стратиграфиялық жағынан Г жиынтығы
Кашир горизонтының Мәскеу ярусына, Д жиынтығы Верей горизонтының Мәскеу
ярусына, Башкир ярусына және Протвин горизонтының Серпухов ярусына
бейімделген. ТЭН бойынша жұмыстарда, кондиционды көрсеткіштерге сәйкес
коллекторларға кеуектілігі 7 %, өткізгіштігі 0,7 мкм. м болатын
жыныстар жатқызылды. Бұнда сынама бойынша өткізгіштік пен кеуектіліктің
арасында тығыз байланыстың бар (ч=0.74) екендігі, осы коллекторларға тән
болып келетін қасиет. СССР ГНЗ қорғауында, КИН ТЭН – сін қарастырғанда,
кеуектіліктің төменгі шегі 8,5 % - ға, ал өткізгіштік 0,0031 мкм. м -
қа дейін жеткізілді.
Жобалау үшін кеуектіліктің келесідей шамаларын қабылдау қажет: Г – 1
жиынтығы үшін 9,5 %, Гж – 3 жиынтығы үшін 10,9 %, Гт – 3 жиынтығы үшін 12,6
%, Дт – 1 жиынтығы үшін 10,8 % және Д – 3 жиынтығы үшін 9,8 %. Өнімді
жиынтықтардың өткізгіштерін негіздеу үшін, гидродинамикалық пен
геофизикалық зерттеулердің, сынама құжатының мәліметтері пайдаланды. Сынама
мәліметтерінің салысырмалы шектеулігі және олардың шоғыр ауданы мен қимасы
бойынша біртекті таралмағандықтан, жиынтықтың белгілі кеуектілігіндегі
өткізгіштікті каротаж зерттеулерінде анықтауға тура келеді. Ұңғыма сынамасы
негізінде орындалған, гидродинамикалық зерттеулердің нәтижелері бойынша
өткізгіштікті анықтау, В (Кпр) – де ГНС бойынша өткізгіштікті анықтаумен
ұқсас болып шықты. Гидродинамикалық есептеулер негізінде жобалау үшін,
кеуектілікке тәуелді болатын, өткізгіштің таралу қатарларын қабылдау қажет.

Жобалау үшін, өткізгіштің келесідей шамаларын қабылдау керек: Го
жиынтығы бойынша 0,0185 мкм. м,Гж – 3 пен Гт – 3 жиынтықтары бойынша
0,0824 мкм. м, Дт – 1 мен Дж – 1 жиынтықтары бойынша 0,0603 мкм.
м, Д – 3 жиынтығы бойынша 0,0263 мкм. м.
ГНС нәтижелері бойынша ғана жалпы мұнайғақанығушылық анықталды және
былай қабылданады: Дт – 1, Дж – 1 мен Д – 3 жиынтықтар үшін сәйкесінше: 89
%,85 %,73 %, ал газғақанығушылық, Гт – 3 пен Гж – 3 – тің газды
телпектерінде сәйкесінше: 78 % пен 83 % - ды құрады. Мәлім жынысқа және
оның шоғырлану жағдайына байланысты, өнімді жиынтықтардың және оларды құрап
тұрған қабатшалардың қалыңдықтары, тұрақты бола бермейді және кең аралықта
өзгеріп тұрады. КТ – 1 өнімді қалыңдығындағы А,Б,В мен В1 жиынтықтардың
қалыңдықтары 6 – 30 м аралығында болса, ал кейбір ұңғымалар қатарындағы
қалыңдықтар 2 м немесе 5 м – ге дейін қысқарады. Б және В жиынтықтардағы
кейбір ұңғымаларында, қалыңдықтардың аса үлкен шамалары 100 – 109 м
аралығында байқалады. Жиынтықтарды бөліп тұратын,тығыз иірімдердің
қалыңдықтары бірнеше ондаған метрге жетеді, бірақ кейбір ұңғымаларда
олардың қалыңдықтары 2 – 5 м немесе 0 м – ге дейін қысқарады. А
жиынтығының жалпы қалыңдықтары 2,4 м – ден, 89,4 м – ге дейін өзгереді,
жалпы тиімді қалыңдықтары 3,4 м – ден, 66,5 м – ге дейін өзгереді, мұнайға
қаныққан қалыңдықтар максимал мәнге жетіп және ол 36 м құрайды.
Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 12 м құраса, ал газға қаныққан
қалыңдық 26 м құрады. Б жиынтығында жалпы қалыңдықтар 4 м – ден, 64 м – ге
дейін өзгерсе, ал мұнайға қаныққан қалыңдықтар 1 м – ден, 47,3 м – ге дейін
өзгереді.
Жалпы шоғыр бойынша орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 12 м – ге тең, ал
газға қаныққан қалыңдық 14 м құрады.
В жиынтығы, Б жиынтығы сияқты қалыңдықтарының үлкен айырмашылықтарымен
сипатталады. В жиынтығының жалпы қалыңдығы 10 м – ден, 108 м – ге дейін
өзгерсе, ал тиімді қалыңдығы 6 м – ден, 40 м – ге дейін немесе одан жоғары
өзгереді. Мұнайға қаныққан қалыңдығының максимал шамасы 55 м – ге дейін
жетеді.
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.

1.4 Мұнайгаз шоғырларының түрі
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.
Мұнай мен газды игеретін шоғырларды жіктеуге байланысты, Жаңажолдық
мұнайгаз шоғырларының түрлері 1.1-кестесінде келтіріледі.
1.1 кесте – Жаңажолдық мұнайгаз шоғырларының түрлері
Жиынтық Көмірсутектердің Шоғырлардың түрі
жалпы көлеміндегі
мұнайдың үлесі
А оңт. 0,09 Мұнайлы жапсары бар
газконденсатты
А сол. 0,27 Мұнайгазкоденсатты
Б оңт. 0,41 Мұнайгазконденсатты
Б сол. 0,49 Мұнайгазкоденсатты
В оңт. 0,84 газконденсатты телпегі бар
мұнайлы
В сол. 0,63 Газконденсаттымұнайлы
Г сол. 0,74 Газконденсаттымұнайлы
Д оңт. 1,00 Мұнайлы
Д сол. 1,00 Мұнайлы

1.5 Өткізгіштік бойынша қабаттардың біртекті еместігі
Қабаттардың ішіндегі өткізгіштің вариация коэффициенті бойынша Г
жиынтығы барлығынан төмен (1,555) тұрады, ал басқа (Б,В,Д) жиынтықтары үшін
өткізгіштің вариация коэффициенті бірдей және ол 2,62 – ге тең. Өткізгіштік
бойынша баспалдақтардың әртектілігі (максималды өткізгіштіктің, минималды
өткізгіштікке қатынасы), барлық қабаттарда үлкен айырмашылығымен байқалады,
өткізгіштік бойынша баспалдақтардағы әртектілігінің үлкен шамасы КТ – 1 –
гі Б жиынтығына (18536,42 рет) тиесілі, ал өткізгіштік бойынша
баспалдақтардағы әртектілігінің кіші шамасы В – 1 жиынтығына тиесілі және
оның мәні 847,17 ретке жетеді; КТ – 2 үшін, өткізгіштік бойынша
баспалдақтардағы әртектілігінің үлкен шамасы Д – 1 жиынтығына (5680 рет)
тиесілі, ал өткізгіштік бойынша баспалдақтардағы әртектілігінің кіші
шамасы Г – 3 жиынтығына тиесілі және оның мәні 22,69 ретке жетеді.
А жиынтығының жалпы қалыңдықтары 62 м – ден, 134 м – ге дейін
өзгереді. Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 12,9 м – ді, ал газға қаныққан
қалыңдық 29,1 м – ді құрады. Б жиынтығында жалпы қалыңдықтар 62 м – ден,
134 м – ге дейін өзгереді. Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 11,4 м – ді, ал
газға қаныққан қалыңдық 14,1 м – ді құрады. В сол. жиынтығында жалпы
қалыңдықтар 232 м – ден, 292 м – ге дейін өзгереді. Орташа мұнайға қаныққан
қалыңдық 20,5 м – ді, ал газға қаныққан қалыңдық 18,9 м – ді құрады. В оңт.
жиынтығында жалпы қалыңдықтар 232 м – ден, 278 м – ге дейін өзгереді.
Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 14,9 м – ді, ал газға қаныққан қалыңдық
26,1 м – ді құрады. Г оңт. жиынтығында жалпы қалыңдықтар 203 м – ден, 314 м
– ге дейін өзгереді. Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 36,8 м – ді, ал газға
қаныққан қалыңдық 26,1 м – ді құрады.
Кенорынының өнімді қабаттары бойынша қалыңдықтардың өзгеру
сипаттамасы, 1.5.1. және 1.5.2. кестелерде келтірілген.
1.2 кесте - КТ – 1 қабаттарындағы қалыңдықтардың сипаттамасы.
Қалың-дық Аталуы Жиынтықтар
А Б В сол. Воңт.
1 2 3 4 5 6
Орташа мәні, м 101,2 65,4 263,3 258,5
жалпы вариация коэффициенті, үл.
бөл.

өзгеру 62-134 45-90 232-292232-278
аралығы, м ,5

1.2 кестенің жалғасы
мұнайға Орташа мәні, м 12,9 11,4 20,5 14,0
қаныққан
вариация коэффициенті, үл.
бөл.
өзгеру аралығы, м 1,2-37 1,0-45,1,0-57,1,2—38
5 5 ,2
газға орташа мәні, м 29,1 14,1 18,9 6,7
қаныққан
вариация коэффициенті, үл.
бөл.
өзгеру аралығы, м 1,0-87,41,0-44,2,4-62,1,2-21
5 2 ,6

1.3 кесте – КТ – 2 қабаттарындағы қалыңдықтардың сипаттамасы
Қалы-ңдық аталуы Жиынтықтар
Г сол. Г оңт. Д ж оңт. Д т оңт. Д сол.
1 2 3 4 5 6 7
мұнайға орташа мәні, 36,8 8,0 30,7 29,7 16,8
қаныққан м
вариация
коэффициенті,
үл. бөл.
газға өзгеру 2,0-92,1,2-20,0 1,5-75,7 1,4-82,0 2,0-53,
қаныққан аралығы, м 2 4

1.3 кестенің жалғасы
газға орташа мәні, 26,1
қаныққан м
өзгеру 1,2-69,
аралығы, м 4

1.5.1 Қабаттағы мұнай мен газдың физикалық, химиялық қасиеттері
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 грсм, қабаттағы температурада мұнайдың газбен қанығу
қысымы 24,0 МПа, қабаттағы газды фактор 269,2 м т , қабаттағы
мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,34 мПа*с. Дифференциалды газсыздандырудан
кейінгі, жұмыс жағдайындағы мұнайдың тығыздығы 0,8174 гр см, жұмысшы
газды фактор 234,8 мт, 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 см, қабаттағы температурада мұнайдың газбен
қанығу қысымы 24,8 МПа, қабаттағы газды фактор 286,3 мт , 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 см, қабаттағы температурада мұнайдың газбен
қанығу қысымы 25,46 МПа, қабаттағы газды фактор 288,0 м 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 см, қабаттағы температурада мұнайдың газбен
қанығу қысымы 32,22 МПа, қабаттағы газды фактор 392,5 мт , 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 см, қабаттағы температурада мұнайдың газбен
қанығу қысымы 27,57 МПа, қабаттағы газды фактор 275,5 м 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 %.

1.6 Жаңажол кен орнын игеру жағдайы
Жаңажол кен орыны 1978 жылы ашылды. Кен орында тәжірибелі -
кәсіпшілік игеру 1983 жылдан басталса, ал кәсіпшіліктік игеру 1987 жылдан
басталды.
Кен орын бойынша 2003 жылы 4064,721 мың т. мұнай және 1336,4597 млн.
мілеспе газ өндірілді. Мұнай алу қарқыны жалпы шығарылатын
қорлардан 3,36 %, ал бастапқыда шығарылатын қорлардан 5,27 % - ды құрады.
Бір ұңғыма бойынша мұнайдың орташа шығымы 31 ттәу. болды. Өндірілетін
өнімнің орташа сулануы жылдың басында – 8,1 % - ды құрады.
Игеру басталғаннан, 2004 жылдың 1-ші қаңтарына дейінгі аралықта
44121,321 мың тонна мұнай өндіріліп және ол шығарылатын қорлардан 36,4 %
-ды құрады. Мұнайды шығару коэффициенті 0,1 – ге тең болды.
Игеру басталғаннан бері 12572,7419 млн. м ілеспе газ алынды.
Барлық шоғырларда игеру, қабат қысымын су айдау әдісі арқылы ұстаумен
жүргізіледі. 2003 жылы су айдау көлемі 8968,93 мың м құраса, ал игеру
басталғаннан бері 66338,965 мың м су айдалды, бұл өз кезегінде
қабаттық жағдайдағы сұйықтықты 70,8 % - ға алуды қамтамасыз етеді.

Ұңғымалар қорының ішінде пайдалану ұңғымаларының саны – 446, соның
ішінде істеп тұрған – 413 ұңғыма, ал айдау ұңғымаларының саны – 134, соның
ішінде істеп тұрған – 124 ұңғыма.
Жалпы кенорын бойынша 8 пайдалану объектісі белгіленді және игеріліп
жатыр, соның ішінде 4 – уі: А, Б, В сол., В оңт., КТ-1 бірінші карбонатты
қалыңдығында жатса, ал қалған 4-уі: Г3, Д3, Д ж., Д т. және Г т., КТ – 2
екінші карбонатты қалыңдығында жатады.
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. м- 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. м 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 м су айдалды.
Игеру басталғаннан бері А жиынтығының шоғырына 519,847 мың м 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. м- 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 м, ал үрдіс басталғаннан бері 10347,928 мың м
су айдалып, қабаттық жағдайларда алынған сұйықтың орнын толтыру – 70 % -
ға жетті.
Б жиынтығы бойынша келесідей геологиялық – техникалық шаралар іске
асырылды: №№ 451, 105, 444, 408,461 ұңғымаларында қосымша перфорация
жүргізіліп, соның арқасында қосымша 2,971 мың т. мұнай өндірілді. №№ 456,
188, 402, 105 ұңғымаларында сулы горизонттарды оқшауландыру жүргізіліп,
соның нәтижесінде қосымша 0,142 мың т. мұнай өндірілді. №№ 848, 719, 4451,
467 ұңғымаларында ТҚӨ іске асырылып, соның арқасында қосымша 0,338 мың т.
мұнай өндірілді.
Компрессорлы газлифтке №№ 130, 848, 454, 460,456,719,714 ұңғымалары
көшіріліп, соның арқасында қосымша 2,084 мың т. мұнай өндірілді. 2003 жылы
үздіксіз – дискретті газлифтке №№ 110, 451, 720, 443 ұңғымалары көшіріліп,
қосымша мұнай өндіру көлемі 7,768 мың т – ға жетті. № 716 ұңғыма ШТС – қа
көшірілді. Плунжерлі газлифтке №№ 929, 927, 452, 315, 436, 196, 455, 432
ұңғымалары көшіріліп, қосымша мұнай өндіру көлемі 11,9333 мың т – ға жетті.
В сол. объектісі – газды телпегі бар мұнайлы шоғыр болып табылады.
2004 жылдың 1 қаңтарында істеп тұрған, өндіру ұңғымаларының қоры 59
ұңғыманы құрады.
2003 жылы 708,485 мың т. мұнай, 38,4084 млн. м ілеспе газ
өндірілді. Өндірілетін өнімнің орташа сулануы 40,7 % - ды құрады. Бір
ұңғыма бойынша мұнайдың орташа шығымы 5,5 ттәу болды. Мұнайды алу ырғағы,
бастапқыда шығарылатын қорлардан 1,13 % - ды құрады.
Игеру басталғаннан бері объект бойынша 8290,588 мың т. мұнай алынды.
Шоғыр бойынша қорларды шығару деңгейі 64,1 %, мұнайды шығару коэффициенті
0,21 – ді құрады. Игеру ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.