Башқұрт қабатының қалыңдығы 204 метр

Жұмыс түрі: Курстық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 32 бет
Таңдаулыға:

ҚАЗАҚСТАН РЕСПУБЛИКАСЫ БІЛІМ ЖӘНЕ ҒЫЛЫМ МИНИСТРЛІГІ

Ш. ЕСЕНОВ атындағы КАСПИЙ ТЕХНОЛОГИЯЛАР ЖӘНЕ ИНЖИНИРИНГ УНИВЕРСИТЕТІ

Факультет « Инжиниринг »

^(атауы)

КУРСТЫҚ ЖҰМЫС (ЖОБА)

тақырыбына ___ Типтік өндіру ұңғыларда қабатты гидравликалық жару

Мамандық/БББ 6В07210 - Мұнайгаз Инжинирингі

^{(шифр-мамандық атауы, ББ)}

Жетекші

Жетекші:

: ^(қолы)

: ^{(Жетекші аты-жөні)}

Жетекші: Орындаған

Жетекші:

: ^(қолы)

: ^{(Жетекші аты-жөні)}

АҚТАУ 2022

КІРІСПЕ

1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ

1. 1 Стратиграфия

1. 2 Тектоника

1. 3 Мұнай және газ қорлары

2 ТЕОРИЯЛЫҚ БӨЛІМ

2. 1 Гидравликалық жарылу

2. 2 Жарықтардың пайда болу механизмі

2. 3 Жарылған сұйықтық және олардың физикалық қасиеттері

2. 4 Жарықтарды толтыруға арналған құм

2. 5 ГРП өткізу технологиясы

3 ЕСЕП БӨЛІМ

4. ГИДРАВЛИКАЛЫҚ ЖАРУ КЕЗІНДЕГІ ҚАУІПСІЗДІК ТЕХНИКАСЫ БӨЛІМ

4. 1 Гидравликалық жару кезінде қауіпсіз жұмыс жүргізу ережелері

ҚОРЫТЫНДЫ

ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ

КІРІСПЕ

Мұнай мен газ өндіру Қазақстан экономикасының негізгі және қарқынды дамып келе жатқан саласы болып табылады, мұнай-газ секторынан түсетін салық түсімдері мемлекеттік бюджет кірістерінің едәуір бөлігін қамтамасыз етеді.

Республиканың мұнай-газ өндіру секторы көмірсутек шикізатының 80-ге жуық кен орнын игеруде. Пайдалануда алынатын мұнай қорларының 80% - дан астамы, бос газ қорларының мемлекеттік балансында ескерілген 70% - дан астамы тартылды. Энергия ресурстары және оларға қол жеткізу ішкі және сыртқы саясаттың маңызды мәселесі, елдің ұлттық қауіпсіздігінің маңызды құрамдас бөлігі, Қазақстанның ұзақ мерзімді даму басымдықтарының бірі болып табылады. Стратегиялық міндет-тұрақты экономикалық өсуге және халқымыздың өмірін жақсартуға ықпал ететін табыс алу мақсатында мұнай мен газды өндіру мен экспорттаудың жоғары өсу серпінін сақтай отырып, оларды тиімді пайдалану. Қазақстан мұнай мен газдың үлкен қорларымен әлемдік энергия тасымалдаушылар нарығындағы өз позицияларын нығайтудың нарықтық және саяси тетіктерін игеруде, бұл белгілі бір икемділікті, әлемдік энергетикалық кеңістіктегі серпінді процестерді талдауға кешенді көзқарасты талап етеді.

Реформаларды тиімді және табысты жүзеге асыру нәтижесінде Қазақстан энергетикалық секторды қайта құрылымдауда, либералды бәсекелестік нарықты құруда елеулі прогреске қол жеткізді.

Қазақстанның көмірсутек ресурстарының әлеуеті жақын болашақта мұнай-газ операцияларын жүргізу ауқымын кеңейтуге, көмірсутектерді өндіру, өңдеу және тасымалдау көлемін ұлғайтуға мүмкіндік береді. Жер қойнауының байлығын пайдалана отырып, біз бір мезгілде тек шикізаттық бағыттағы республика болып қалмауға тиіспіз. Мұнай-газ секторы есебінен біз өз экономикамызды көтеруге міндеттіміз.

Еліміздің мұнай-газ секторының серпінді дамуы біздің жер қойнауымыздың байлығына ғана байланысты емес екені анық. Қазақстан басынан бастап қолайлы инвестициялық ахуал құруға бағыт алды, оның негізгі элементтері іскерлік операциялардың ашықтығы мен заңнаманың тұрақтылығы болып табылады. Нәтижесінде, өткен жылы ғана Қазақстанның минералдық-шикізат кешеніне $12, 6 млрд инвестиция салынды (бұл қаражаттың 80% - ға жуығы мұнай-газ секторына салынған) .

Алдағы жылдары және перспективада ҚР Президентінің Қазақстан халқына Жолдауында белгіленген республиканы дамытудың негізгі басымдықтары елдің әлеуметтік-экономикалық саласының барлық тараптарын қамтиды, ал Мемлекет басшысының бастамасымен әлемнің бәсекеге барынша қабілетті 50 елінің қатарына кіру жөніндегі Қазақстан Стратегиясы республиканың мұнай-газ секторын өндіру деңгейін және оның тиімділігін арттыруда жаңа шекараларға бағыттайды. Осы мақсаттарға жетудің басты кілті-мұнай мен газ өндіруді қарқындату процесінде ең заманауи әзірлемелер мен технологияларды пайдалану.

1. ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ

1. 1 Стратиграфия

Тенгизде төрттік кезеңнен жоғарғы девон жасына дейінгі шөгінділер ашылды. Жалпы, шөгінді бөлімде үш ірі литологиялық-стратиграфиялық кешен бөлінеді: тұз асты (жоғарғы девон - Артин), тұз (күнгур) және тұз үсті (жоғарғы пермь - төрттік) .

Тұз астындағы шөгінділер негізінен көпфационалды карбонатты жыныстар. Негізінен материалды талдау және корреляция бойынша егжей-тегжейлі стратиграфиялық деңгейлер жасалды. Ашылған карбонатты шөгінділердің қалыңдығы 100-ден 300 метрге дейін. Т-22, Т-24 ұңғымаларында қалыңдығы 1000 метрге жетеді.

Артин шөгінділері негізінен терригенді жыныстардан тұрады, олар әктас қалдықтарымен қабаттасқан. Оның көтерілудің доғалық бөлігіндегі қалыңдығы 20 м-ден 100 м-ге дейін, қанаттарында қалыңдығы 700-1000 м-ге дейін артады.

Күнгүр жасындағы тұзды шөгінділер сульфат-галогендік жыныстардың қалыңдығымен және үштік құрылымға ие: мыналардан тұрадыастыңғы қабат ангидрит, тас тұзы және қабаттасатын қабат-ангидрит. Күнгүр шөгінділерінің қуаты 500-ден 1700 м-ге дейін өзгереді.

Тұз үсті кешені негізінен Каспий маңы ойпатының бүкіл оңтүстік-шығысына тән терригенді шөгінділерден тұрады.

Палеозой тобы-Рz

Девон жүйесі D

Теңіз платформасының девондық шөгінділері объект ретінде қарастырылады: Девон кезеңінің соңында карбонатты платформа жалпы қуаттылығы 2300 метрге жетті. Девон коллекторының шамамен 500 метрі болжамды ВНК деңгейінен жоғары мұнай бағанына кіреді, ол 5450 метрді құрайды.

Теңізде девондық шөгінділерге тек екі ұңғыма ғана жетті. Т-10 ұңғымасы девонның астыңғы қабатына 100 метр тереңдікке жетті, ал жалпы тереңдігі орта девонда шамамен 5372 метрді құрады. Кеңестік палеонтологиялық мектеп формацияны Девон деп анықтады. Қазіргі уақытта "Тенгизшевройл" иелігінде осы аралықтан ұзындығы 5 см-ге дейін екі ғана керн бар. Мұқият зерттелгеннен кейін, бұл сынықтардың құрамында пелоидтар мен ұсақ фораминифералар, криноидтар мен балдырлар бар пакстоун мен грейнстоун екендігі анықталды.

Т-10 ұңғымасы кеш девонның карбонатты құрылысына енгенінің барлық белгілері бар. Девон - Т-17 ашқан екінші ұңғыма орта девон орналасқан 5095 метр тереңдікте Девон қабаттарына кірді.

Т-16 ұңғымасы бойынша 5009 метр тереңдікте Девон шөгінділерінің байланыс аймағы бақыланады. Т-16 ұңғымалары 250 метрлік кристалды әктас пакетіне кірді, ол жалпы қабаттасатын көміртегі қабатынан күрт ерекшеленеді. Бұл кесу оксий көкжиегі.

Т-35 ұңғымасындағы қанаттардағы девонның төбесі бақыланады. Т-35 ұңғымасында карбонатты жыныстың астыңғы қабаты жоқ. Девон шөгінділерінің шатыры қанаттарда бұрғыланған және жоғарыда сипатталған ұңғымаларға қарағанда платформаның өзінде бұрғыланған ұңғымаларда тым терең болмауы керек.

Көмір жүйесі - С

Төменгі бөлім - С ₁

Турней және визей деңгейлері - C ₁ t, C ₁ v

II Объект астыңғы объектімен салыстырғанда жақсы зерттелген объект болып саналады. Ол платформада шамамен 550-600 метр ерте және орта визей мен турнайды қамтиды. Т-30 ұңғымасындағы тегістеу сынақтары бұл аралықты вулкандық туф ретінде түсіндіруге мүмкіндік береді. Жанартау туфының қабаты кем дегенде 14 ұңғымамен ашылады. Ол платформаның бүйірлеріне жақындамайды және платформаның Солтүстік және шығыс жағымен созылатын құрылымдық көтерілуде.

Құрылымның қанаттарындағы шөгінді жыныстарда II объектінің болуы I объектінің байланған сазды қабаттары мен девонның интерпретацияланған шатыры арасында аралық және орналасқан деп саналады. Олардың қалыңдығы 204-тен 607 метрге дейін өзгереді.

Визей, серпуховский, башқұрт деңгейлері - C ₁ v, C ₁ s, C ₁ b

I Объект-бұл Артиндік саз балшықтарының табанынан визаның түбінде жатқан жанартау туфының қабатына дейінгі аралық. Ол башқұрт, серпухов және оксий стратиграфиялық шөгінділері ретінде анықталған үш негізгі пакеттен тұрады.

Визиялық деңгей - C ₁ V ₂

Жоғарғы визей (оксий горизонты) II объектінің шатырында орналасқан жанартау туфының қабатында сәйкес келмейді. Қабаттың төбесі барлық жерде кеуектілігі нашар қабаттың табанында орналасқан. Бұл тереңдіктің осы деңгейіне жеткен Т-22 және Т-31 ұңғымаларында көрінеді. Окс деңгейі солтүстігінде 170 метрден орталық платформада 210 метрге дейін өзгереді және одан әрі оңтүстігінде 250 метрге дейін өседі.

Осы коллекторды модельдеу кезінде үлкен пайда алу үшін окс қабаты эрозиялық стратиграфиялық параллель сәйкессіздіктер бойынша алты қабатқа бөлінеді. Окс көкжиегінің орташа қалыңдығы 297 метр.

Серпуховский деңгейі-C1s

Серпухов қабаты негізгі сәйкессіздікті білдіретін латерит тақтатастарымен қабаттасады. Бұл сәйкессіздік бірнеше миллион жыл ішінде пайда болды. Шифер қабаттасуы және көптеген HK каротаж диаграммаларында жарылыс тудырады. Деңгей литологиялық жағынан астыңғы ОКС шөгінділеріне ұқсас, бұл сол шөгу стилінің жалғасы болып көрінеді. Платформаның ішкі тілігі бойынша серпуховский интервалы тау жыныстарының кеуектілігінің нашарлығымен нәзік сәйкессіздіктермен байланысты төрт отыз метрлік шөгінділер циклінен тұрады.

Серпухов аралығы микрит матрицасының ішінде мол балдыр материалын тасымалдайтын таяз криноидты, брахиопоидты және фораминиферлі пакстондармен қабаттасады. Жеке маржандар мұнда бағынышты позицияны алады, бірақ сонымен бірге ашылған Серпух интервалын сипаттайды. Кеуектілік берілген аралықтың көп бөлігінде жиі кездеседі. Ол жарылған, іздік, кавернозды-мұрын тәрізді және дәнаралық кеуектілік түрінде ұсынылған.

Серпухов қабаты төрт шөгінді циклге сәйкес келетін төрт аймаққа (31-34) бөлінеді. Өндіру бойынша каротаждық деректер Т-ИЗ ұңғымасымен ашылған 31 және 34 кеуекті аймақтар ұңғыма ұңғымасына сұйықтық ағынының 80% қамтамасыз ететінін көрсетеді.

Серпухов қабатының орташа қалыңдығы 197 метр.

Башқұрт қабаты - С ₂ b

Башқұрт интервалы теңіз коллекторының шатырына жақын орналасқан грейнстоунның балдырлы-коолитті тақтатас кешенімен шамамен 100 метрге бүктелген. Ол Пермь және Артин саздарымен қабаттасады. Башқұрт деңгейіндегі карбонаттар таяз бассейнде 1-2 метр тереңдікке дейін шөгінділер, жер үсті ооидтары мен онкоидтардың жергілікті бай колониялары, балдырлар дәндерімен оралған.

Кеуектілік башқұрт интервалында Серпухов немесе Ока шөгінділеріне қарағанда біркелкі емес. Тұндыру циклдары бойынша жақсы бақыланатын таяздық ядро арқылы анықталады, бірақ бұл циклдар өте жұқа (максималды қалыңдығы 5 метр), бұл таяз шөгінді жағдайларымен түсіндіріледі.

Башқұрт интервалындағы деңгей белгілерімен Корреляция бастапқыда шифер қабаттарының болуын көрсететін ГК шыңдарының корреляциясына негізделген. Башқұрт интервалында төрт белгі (Б1-Б4) орнатылды. Бұл қабаттар кейбір ұңғымалардан өткен кезде қабаттың өзгеретін қуатына ие, бұл жергілікті эрозияның нәтижесі деп есептеледі. Башқұрт қабатының қалыңдығы 204 метр.

Пермь жүйесі - Р

Теңіз алаңындағы Пермь жүйесінің бөлімі жоғарғы арт подярусымен және Кунгур деңгейімен ұсынылған.

Жоғарғы артиндік шөгінділер ашылып, Т-1, Т-2, Т-11, Т-15, Т-33, Т-38, Т-39, Т-41, Т-42, Т-43 және басқа ұңғымалар бойынша өзекпен сипатталады. Жоғарғы артишок қабатының базальды қабаттары орта және төменгі көмір түзілімдерінің бұлыңғыр бетінде жатыр. Ең толық кесу Т-11 ұңғымасымен ұсынылған. Кесудің төменгі бөлігі қара сұр, дерлік қара, микро түйіршікті, сазды әктастардан тұрады, олар детритпен және микрофауна кешенімен: остракодтар, гониатит личинкалары, фораминифералар. Жоғарыда қара түсті, қатты сазды, гониатиттердің сирек детритімен микро түйіршікті әктастар жатыр. қалыңдығы 1876 м дейінгі күнгүр қабаттары; қалыңдығы 942 м дейінгі жоғарғы Пермь шөгінділері; қалыңдығы 500 м дейінгі триас шөгінділері; қалыңдығы 1798 м дейінгі юра шөгінділері; қалыңдығы 2675 м дейінгі бор шөгінділері; қалыңдығы 240 м дейінгі палеоген шөгінділері және неоген және төрттік жүйелердің шөгінділері. Белгіленген мұнай кен орнымен байланысты тұз асты шөгінділері литологиялық тұрғыдан органогендік шыққан карбонатты жыныстармен ұсынылған. Көмір түзілімдерінің бұлыңғыр бетінде жатқан артиндік шөгінділер негізінен терригенді жыныстардан тұрады, олар әктас қалдықтарымен қабаттасады.

Күнгүр жасындағы тұзды шөгінділер қалыңдығы 500 - ден 1700 м-ге дейін өзгеретін сульфат-галоген жыныстарының қуатты қалыңдығымен ұсынылған.

Тұз үсті кешенінің шөгінділері терригенді жыныстардан тұрады теңіз көтерілісі Приморск қоймасының шығыс бөлігімен шектеседі. Солтүстіктен ол корольдік көтеріліспен артикуляцияланады, ал оңтүстік пен шығыстан Култук террасасымен шектеледі.

Бұл аймақтың біріктіруші элементі-девон және карбон дәуіріндегі шөгінділерді қамтитын қуатты тұз астындағы карбонатты платформа. Осы платформа шегінде жоғары амплитудалы карбонатты массивтермен байланысты бірқатар құрылымдар анықталды, олардың ішіндегі ең үлкені және бұрғылау деректері бойынша зерттелгені теңіз болып табылады.

Карбонатты шөгінділердің шатыры бойынша теңіз көтерілуі (П1 горизонтын көрсететін) амплитудасы 1600 м-ден асатын 5900 м тұйық изогипс бойынша өлшемдері 33х27 км изометриялық нысандағы ірі қатпар болып табылады.

Теңіз тұз асты массивінің құрылымы туралы қазіргі заманғы идеялар үш фактордың әсерін болжайды; тектоникалық, седиментациялық және эрозиялық, нәтижесінде кунгуро-артиндік шөгінділер әр түрлі жастағы карбонатты түзілімдерді орта көміртектен девонға дейін қабаттастырады және осылайша құрылымдық карта бетті көрсетеді Жоғарғы артиндік субкарпаның кесіндісі строматолит құрылымының сазды әктастарымен қабаттасқан реликтермен аяқталады строматолиттер. Базальды қабаттың биологиялық құрамы аудан бойынша өзгереді. Т-33 ұңғымасында қара сұр, дерлік қара, жұқа, біркелкі емес жарықтар бар. Т-38 ұңғымасында битуминозды заттың көп мөлшері бар қара сұр, дерлік қара доломит мергельдері кездеседі. Қалыңдығы 10-нан 150 метрге дейін.

1. 2 Тектоника

Теңіз кен орнындағы шөгінді жыныстардың ашылған қалыңдығы төрттіктен жоғарғы девонға дейінгі шөгінділермен ұсынылған.

Шөгінді бөлімде үш ірі литологиялық-стратиграфиялық кешен бөлінеді: жоғарғы девон-Артин шөгінділерін қамтитын тұз асты, тұзды-күнгур, супрасол - жоғарғы пермьден төрттікке дейін.

Ашылатын максималды тереңдік - 6455 м (Т-53 ұңғымасы) . 01. 01. 2016 ж. зерттелген жағдай бойынша девондық шөгінділер Волгограднипинефть зерттеулеріне сәйкес Т-10, Т-17, Т-22, Т-41 төрт ұңғымасында сәйкесінше қалыңдығы 38, 5, 84, 87 м. "Тенгизшевройл" жүргізілген зерттеулермен девондық шөгінділер тек екі т-10 ұңғымасында ашылды және Т-17. Т-22 ұңғымасында палеонтологиялық зерттеулер девондық шөгінділердің болуын растамайды, Т-41 ұңғымасына қатысты ешқандай түсініктеме берілмейді, бірақ ТШО материалдарына сәйкес онда тек Тула шөгінділері ашылады.

Төменгі көміртекті шөгінділер қалыңдығы 607 м-ге дейінгі Яснополян супрагоризонт көлемінде ашылады (Т-22 ұңғымасы), мұнда және одан әрі қалыңдығы 297 м-ге дейінгі окс супрагоризонттарының (т-22 ұңғымасы) және Серпухов деңгейіндегі жалпы қалыңдығы 197 м-ге дейінгі (т-16 ұңғымасы) ең көп ашылған қалыңдығы келтіріледі; башқұрт қабатының көлеміндегі Орташа көміртекті шөгінділер қалыңдығы дейін 204 м (Т-40 ұңғымасы) ; барлық тұз астындағы Карбонат кешенін қамтитын Артин және гидродинамикалық біртұтас табиғи резервуар көлеміндегі төменгі Пермь шөгінділері.

Құрылым жұмсақ, кең доғалы бөлікке ие және эрозияға ұшыраған аймақтарда қанаттарында тік Сүңгу бар.

Тула және девон шөгінділерін қамтитын екінші объектінің беті негізінен Тула көкжиегінің шатырын көрсетеді, сондықтан қанаттарында жұмсақ құлайды, ал карбонатты шөгінділер девонға дейін эрозияға ұшыраған кесудің ең батырылған бөліктерінде бірінші объектінің бетін толығымен қайталайды.

Құрылымның платформалық бөлігінде және оның борттарында жарылғыш бұзушылықтар жүргізілмеген осы ұсыныстардан айырмашылығы, "ТШО" мамандарының ұсыныстары бойынша теңіз құрылымы платформа шегінде де, ең алдымен борттық бөліктерде де дизъюнктивтік бұзушылықтармен едәуір күрделенген.

Мұнай кен орны бар теңіз табиғи резервуары ТШО-ны 1-ші қалыңдыққа, оның ішінде башқұрт, Серпухов және Ока шөгінділеріне, 2-ші қалыңдыққа, оған Тула және одан да көп ежелгі көміртегі шөгінділері және 3-ші қалыңдыққа бөледі, оның ішінде девон және өз кезегінде төменгі - терригенді және жоғарғы-карбонатты бөліктерге бөлінеді. Қазіргі уақытта қалыңдығы 3 карбонатты бөлігі ашылды. Аудан бойынша құрылым платформаға бөлінеді, ол көтерілудің салыстырмалы түрде тегіс орталық бөлігін білдіреді, ал қанаттар құрылымның беткейлері болып табылады.

Массивтің орталық бөлігіндегі ұңғымалармен ашылған кесінділерді Ресей, Қазақстан және "ТШО" мамандары іс жүзінде бірдей, ал аспаптық және борттық бөліктерде карбонатты құрылыстың қалыптасуы және сәйкесінше оның морфологиясы туралы әртүрлі көзқарастармен байланысты. "ТШО" ұсыныстарына сәйкес, ақаулар платформаның солтүстік, батыс және шығыс жағындағы карбонатты құрылысты бөлшектейді, ал платформаның өзі бірқатар ұсақ бұзушылықтармен қиындайды.

Теңіз кен орнының өнімді шөгінділерін құрайтын тау жыныстары органогенді, органогенді кластикалық, органогенді - детритті, түйіршікті және оолитті әктастардан тұрады, негізінен сазды емес (5% - дан аз), жарылған, кесектің едәуір бөлігінде сілтіленген.

Қарқынды жарықтар мен кеуектер мен шұңқырларды байланыстыратын және әртүрлі коллекторлық қасиеттері бар учаскелердің хабарлануын қамтамасыз ететін жарықтар бойынша шаймалау қуыстарының дамуына байланысты өнімді қалыңдықты біртұтас гидродинамикалық байланысқан резервуар ретінде қарастырған жөн.

Өнімді қалыңдық жыныстарының бос кеңістігі кеуектермен, үңгірлермен және жарықтармен ұсынылған, бұл коллекторлардың әртүрлі күрделі түрлерге бөлінуін, бос кеңістіктің әртүрлі түрлерінің арақатынасына және олардың коллектордың сыйымдылығы мен сүзу потенциалына қосқан үлесіне байланысты анықтады. Тау жыныстарындағы жарықтар, кеуектер мен каверналардың әр түрлі үйлесімі кезінде, мұнай үшін сыйымдылық пен сүзу ортасының параметрін өзгерту арқылы олар коллекторлардың үш тобына біріктіріледі: жарылған, кеуекті-каверналық-жарылған және жарылған-каверналық-кеуекті. Бұл коллекторларды теру 1983 жылы жүзеге асырылды. және барлық кейінгі зерттеулерде көрініс тапты.

1. 3 Мұнай және газ қорлары

Кен орнының құрылымы орташа және төменгі көміртегі шөгінділерінің қалыңдығы ұңғымалар ашқан кесіндіден толығымен жойылғанға дейін айтарлықтай өзгереді. Т-10 ұңғымасы дәлелденген өнеркәсіптік мұнай мен газдың төменгі шекарасын көрсетті (541 Ом ең төменгі белгі сусыз мұнай алу. )

ВНК 5960 м-ден төмен емес белгіде орналасуы мүмкін деп болжануда. сейсмикалық зерттеулерге сәйкес теңіз және Корольдік кен орындарын бөлетін эрозиялық кесудің ықтимал тереңдігі дәл 5960 м құрайды. кесудің болжамды тереңдігі теңіз кен орнының кен орнының таралуының максималды тереңдігін бақылайтын ретінде қарастырылуы мүмкін. Сондай-ақ, шөгіндіде физикалық ВНК жоқ, бірақ төменгі бөлігінде кеуекті өткізгіштігі бар тау жыныстары-коллекторлардың өнімді бағанының болмауы нәтижесінде жабық болуы мүмкін. ВНК тек кен орнының шетінде, кеуекті коллекторлар бар алаңның солтүстік-шығыс және оңтүстік-батыс бөліктерінде болуы мүмкін.

"Тенгизшевройл" ВНК ережесі үшін 5450 м белгісін қабылдайды, бұл қазіргі уақытта кен орнында мұнай алудың ең төменгі белгісінен 40 м төмен. Бұл болжам корольдік кен орнымен гидродинамикалық тепе-теңдікке негізделген, оған ВНК да белгіленбеген, бірақ судың ең жоғары деңгейі 4922 м белгісінде болжанады. Теңіз кен орны үшін ВНК қысым градиенттерін экстраполяциялау арқылы есептелген.

ВНК бөлімде бөлінген барлық санау объектілері үшін бірыңғай болып қабылданды, өйткені кен орны массивті және коллекторлардың әртүрлі түрлері арасында гидродинамикалық байланыс бар.

Жүргізілген зерттеулер Карбонат кешенінің барлық ашылған қалыңдығы Тула мен Ока шөгінділерінің шекарасындағы туффит қабатын қоспағанда, коллектор болып табылатындығын анықтады, ол қосымша жүргізілген жұмыстардан кейін I және II пайдалану объектілері арасындағы бөлім ретінде қарастырылуы мүмкін. I игеру объектісін башқұрт, Серпухов және Ока шөгінділерін ашқан 16 ұңғымадан бағалауға болады.

II игеру объектісі жеке ұңғымалармен ашылады, ал жеке ұңғымалар осы объектінің жасына байланысты әртүрлі бөліктерін ашты, бұл тұтастай алғанда объектінің өнімді қалыңдығына баға беруге мүмкіндік бермейді. Игеру объектісінің максималды қалыңдығы ашылған Т-22 ұңғымасында барлық кесу II және III топтардың коллекторларымен ұсынылған, ал ашылған қалыңдығы 210 -225 м-ден Т-24 және Т-41 ұңғымаларында бұл коллекторлар қалыңдығының 95% құрайды.

Гипровостокнефть институтында (60-тан астам сынама) және "Корлабораториз" компаниясының қазіргі заманғы технологиялар орталығында (6 сынама) орындалған қабат және газсыздандырылған мұнай сынамаларын зерттеу нәтижелері бойынша алынған мұнай мен газдың қасиеттері мен құрамының сипаттамасы.

Ұңғымалардың сағасында қабат мұнайының сынамаларын алу жүргізілгенімен, ұңғымалардың басындағы қысым қанығу қысымынан асады деген шарт сақталды. Бұл таңдалған сұйықтық бір фазалы күйде және қабат сұйықтығына сәйкес келетінін білдіреді.

Қабаттық мұнайды көптеген сынамалар бойынша зерттеу кезінде зерттелетін ұңғыманың тесілу тереңдігіндегі термобариялық жағдайлар ескерілмеді, бірақ қабаттық температура мен қысымның орташа мәндері қабылданды. Сондықтан қабаттық мұнайдың алынған параметрлері қабатта корреляцияланбаған, әсіресе мұнайдың құрамы мен қасиеттерінің өзгеруі өте аз болғандықтан, бұл мұнай қабатының қалыңдығы 1000 м-ден асатын ірі кен орындарына тән емес.

Қабаттық қысымның төмендеуі қабаттық жүйенің термодинамикалық тепе-теңдігінің бұзылуына әкеліп соғады, бұл қабаттық мұнайдың сығылу, көлемдік коэффициент және тығыздық сияқты параметрлеріне үлкен әсер етеді, бұл өз кезегінде мұнай беру мен мұнай өндіру деңгейіне байланысты.

... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.