Кен орынды игеру жүйесі. Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы


МАЗМҰНЫ

Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 9
1 Геологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 10
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... 10
1.1.1 Жалпы мағлұматтар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 10
1.1.2 Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 13
1.1.3 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 16
1.1.3 Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 17
2 Технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 20
2.1 Кен орынды игеру жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 21
2.1.1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 20
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің технологиялық көрсеткіштерін талдау 25
2.1.3 Мұнай және газ қорларының өндіруін талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 29
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 31
2.1.5 Қабат қысымының жүйесі және қабаттардың қолданыстағы мұнай бергіштігін арттыру әдістері ... ... ... ... 34
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы ... ... ... ... ... ... ... 37
2.2.1 Ұңғыларды пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 37
2.2.2 Ұңғыларды пайдалану кезіндегі қиындықтың алдын.алу шаралары және олармен күрес ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .41
2.2.3 Ұңғы өнімдерін кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің талаптары мен оларға ұсыныстар ... ... ... ... ... ... .43
2.3 Арнайы бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 44
2.3.1 Диплом жобасының тақырыбы бойынша қысқаша шолу ... ... ... ... ... . 44
2.3.2 Диплом жобасының тақырыбы бойынша технологиялық есеп ... ... ... . 50
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу ... ... ... ... ... 54
3 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 57
3.1 Кен орнын игерудің техника.экономикалық көрсеткіштері ... ... ... ... 57
3.2 Экономикалық тиімділік есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 59
4 Еңбекті қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 67
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлар ... ... ... ... ... ... ... ... ... 67
4.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету шаралары ... ... ... ... ... . 67
5 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 77
5.1 Атмосфералық ауаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 79
5.2 Су ресурстарын қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 82
5.3 Жер ресурстарын қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 84
Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 90
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 91
Қосымша А ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 92
Қосымша Б ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 93
Қосымша В ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 94
Қосымша Г ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 95
Қосымша Д ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 96

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Көлемі: 95 бет
Бұл жұмыстың бағасы: 900 теңге




КІРІСПЕ

Республикамыздың басты байлығы саналатын мұнай және газ шикізаты ел
экономикасы дамуының ажырамас бір бөлігі болып отыр.
Елімізде көптеген ірі мұнай және газ кен орындары бар. Солардың бірі
– Өзен кен орны.
Өзен кен орны Қазақстан Республикасындағы, сонымен қатар бұрынғы КСРО-
дағы ең ірі мұнай кен орны болып табылады, кен орны 1961 жылы ашылып,
өндірістік игеруге 1965 ж. енгізілді, ал 1975 жылы мұнай өндірудің ең
жоғарғы шегіне жетті. Осыдан кейін өнім алудың төмендеуі қосымша
қаржыландырудың жоқтығы мен материалды-техникалық құралдарды жұмылдыру
арқылы, жаңа технологиялық шешімдерді енгізудің ұйымдастырылмауы әсерінен
тоқтатылды. Нәтижесінде 1981 жылдан бастап мұнай өндіру қарқынының жылдық
төмендеуі 2-3 %-ға жетті.

1993 жылдан бастап өндірудің төмендеу қарқыны 6-8 есеге ұлғайды. Кен
орнында орын алған критикалық жағдай жақын жылдарда оның толық тоқтауына
әкелуі мүмкін.
Қазақстан Республикасының үкіметі қабылдаған Өзен кен орнын қалпына
келтіру жоспары бойынша осы кен орнындағы өндіру деңгейін қалпына келтіру
мен тұрақтандыру үшін шет ел инвестициясын шақыру қарастырылған.
Жоғарыда аталынып өткендей мұнай алуды қарқындандыру мақсатында кен
орнында БОТЭС-ты алғашқы сынамалы-өндірістік пайдалануға енгізу қолға
алынуда. Кен орнында БОТЭС-пен 98 ұңғы жабдықталған.
Мен осы дипломдық жобада батырмалы ортадан тепкіш электроосорапты
қондырғыны қолданудың техникалық-экономикалық тиімділігі және де еңбек
жағдайы мен қоршаған ортаға тигізетін зиянды әсері мен олардың алдын-алу
шараларын қарастырдым.

1 Геологиялық бөлім

1.1 Өзен кен орны туралы жалпы мағлұматтар

Республикамыздағы Өзен кен орны Маңғышлақ түбегінің Оңтүстік Маңғышлақ
ойысы деп аталатын шөлді даланың оңтүстік бөлігінде орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы құрамына кіреді.
Ең жақын елді мекен Жаңаөзен қаласы болып табылады, ол кен орнынан
оңтүстікке қарай 8-15 км-де орналасқан. Батысында Жетібай қаласынан – 80
км, ал Ақтау қаласынан – 150 км қашықтықта жатыр.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғышлақ ауданы теңізге қарай
оңтүстіктен батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде, ал
абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24 м құрайды.
Аудан бедері өте күрделі құрылымды. Ауданның орталық және оңтүстік
бөлігінде үлкен ойпаттар бар. Олардың ішіндегі ең ірісі – Қарақия ойпаты
болып табылады. Оның абсолюттік белгісі – 132 м.
Орталық бөлігін Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан
үстірт алады. Үстірттің абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м, ал
оңтүстігінде +200 м. Батысы мен солтүстік-батысында кен орнының аумағы
шегінде үстірт Өзен ойпаты жағынан қарай кемерлер түрінде күрт үзіледі.
Өзен ойпаты 500 км² ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен
тілімделген. Минимальді абсолюттік белгісі +31 м.
Кен орны ауданы топырағы мен өсімдіктерінің сипатына қарай шөлді
аймаққа жатады. Ауданның шөл далалы аймақтары негізінен су көзінің
тапшылығы мен өсімдік жабынының маусымдылығынан пайдалануға жарамайды.
Шөлейтті-далалы аймақтар негізінен мал жайылымдары ретінде қолданылады.
Аудан климаты күрт континентальді, шөлейтті, тәуліктік температураның
күрт өзгеретіндігімен, ыстық та, құрғақ жазымен және салыстырмалы суық
қысымен сипатталады. Жазда максимальді температура +45 ºС, қыста минимальді
температура -30 ºС. Ауданда күшті желдер жиі соғады, олардың орташа
жылдамдығы 6-8 мс-ті құрайды.
Атмосфералық жауын-шашын сирек және негізінен көктем-күз мезгілінде
түседі, жауын-шашынның орташа жылдық мөлшері – 63-85 мм (кейде 100 мм)
аралығы шамасында және қардан жаңбыр көп жауады.
Өсімдіктері мен жануарлар әлемі мол, олар шөлейтті және шөлді
климатқа бейімделген.
Аудан табиғи ауыз су көздеріне тапшы. Ал, қолда бар құдықтардағы су
аз шығымды, өте ащы және ішуге жарамсыз. Жаңаөзен қаласына ауыз су Сауысқан-
Бостанқұм массивтерінде бұрғыланған геологиялық ұңғылардан, ұзындығы – 70
км суөткізгіш құбырлары арқылы тасымалданады. Техникалық сумен қамтамасыз
ету тереңдігі 600-700 м болатын, онша терең емес, альб-сеноман жасындағы
горизонттардың жер асты сулары арқылы іске асырылады.
Оңтүстік Маңғышлақ өңірлеріндегі көп қабатты, мұнайлы-газды Өзен,
Жетібай және т.б. кен орындарының ашылуы аудан өндірісінің қарқынды дамуына
алып келді.
Экономикалық тұрғыдан қарағанда аудан ахуалы нашар болып табылады.
Ауданның өндіріс орталықтарынан алыстығы, елді мекендердің бір-бірінен
сирек орналасқандығы, қатал климаттық жағдайлар және жол қатынасының
нашарлығы, ауыз судың тапшылығы сияқты мәселелер Маңғыстау өңірлерін
игеруді едәуір қиындатады.
Қазіргі уақытта ауданның елді мекендерін тас жол байланыстырады.
Облыстың аудан орталықтарын байланыстыратын темір жол тораптары да бар.
Оңтүстік Маңғышлақ өңірі жергілікті әктас-бақалшақты құрлыс материалдарына
өте бай болып келеді.
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары Ресейге
жөнелтіледі. Өндірілген мұнайдың ілеспе газы және табиғи газ Қазақ газ
өңдеу зауытына, сондай-ақ Ақтау қаласындағы пластмасса зауытына, Маңғыстау
энерго комбинатына (МАЭК) тасымалданады.
Маңғыстауды зерттеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау
мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспас сорлары мен құдықтарының
ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик далалық геологиялық зерттеулер
жүргізгенде Өзен көтерілімін анықтаған. Ал 1941-1945жж. аралығында
Маңғыстауда геологиялық зерттеулер жүргізілген жоқ.
1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық экспедиция
ұйымдастырылды. Бұл ұжым ауданды зерттеуде өзінің үлкен үлесін қосты. 1951
ж. Казнефтеобъединение бас геологы Н.А.Кадин Батыс Қазақстанның
геологиясы мен мұнайлылығы бойынша көп мәлімет берді, барлық геологиялық
материалдар талданылып, Маңғыстау мұнайгаздылығының келешегі ерекше аталып
көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка тресінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Түбіжік алаңында құрылымдық -
іздестіру бұрғылауды жүргізе бастады.
1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелері шешілді. Бұл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға үш
аудан ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылау – нәтижесіз болып табылды, ал
Түбіжік алаңында мұнай кен орны анықталды, бірақ ондағы мұнай ауыр, шайырлы
және барлауға тиімсіз болып шықты. Жетібай және Өзен құрылымдары аумағында
мұнайгаз кен орындары анықталды. 1961 ж. желтоқсанның басында 1248-1261 м
аралығындағы № 1 ұңғыны сынағанда 10 мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м³
фонтан алынды. Горизонттың өндірістік бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде
сынаумен берілді. 1963 ж. наурыздың басында осы горизонттағы № 2 және №22
ұңғылардан мұнай фонтандары атқылады.
Өзен кен орнын өнеркәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 ж. 7 қыркүйектегі қауылысымен Шевченко (қазіргі Ақтау)
қаласында Мангышлакнефть бірлестігі құрылды да, Өзен экспедициясы соның
құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Өзен кен орнын игерудің Бас схемасын жасады және ол
Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда мынадай жағдайлар қарастырылды:
- кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен температурасын
көтеріп ұстау;
- 4 пайдалану обьектілерін бөліп алу: І обьект – XIII+XIV горизонттар, II
обьект – XV+XVI горизонттар; III обьект – XVII горизонт; 4 обьект –
XVIII горизонт;
- негізгі пайдалану обьектілері (І-ІІ) бойынша кен орнын айдау
ұңғыларымен ені 4 км блоктарға бөлу;
- барлық обьектілерді біруақытта жеке блоктармен игеруге қосу;
- ІІІ обьектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесімен игеру;
- IV обьектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру.
Бірақ кен орнының су айдауға дайын еместігіне байланысты XIII-XVIII
горизонттар 2,5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи серпімді су арынды
режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен ұңғылар шығымы төмендей берді. 1971
ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне тек
өндіру ұңғылары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткенен соң мұнай өндіру
төмендеді және ұңғылар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай өндірудің құлау
коэффициенті 1976 ж. – 5, 1977-1979 жж. – 15.6...10%.
1974 ж. жасалған игеру жобасында келесі жағдайлар қарастырылды:
- әрбір горизонт жеке игеру обьектісі болып табылады;
- өнімді горизонттар ені 2км блоктарға айдау ұңғылары қатарларымен
бөлінеді;
- жаңа ұңғылар әрбір горизонтта жеке бұрғыланады;
- ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын 1979 ж.
қарай толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды. Соңғы шарттың орындалуы
қосымша 49,3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік берер еді. Бірақ жоба
орындалмады да, ыстық суға көшу толығымен 1983 ж. ғана аяқталды. Өнімді
горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын игеру сипатының
күрделі екенін көрсетті. Күрделі жағдайларда тек блоктық су айдау,
жеткіліксіз болғандықтан кейін сатылық термалдық су айдау, фигуралық су
айдау сияқты технологиялар қолданылды. Бұл технологиялар кен орнын
игерудің тиімділігін арттыруға жәрдемдесті.

1.2 Стратиграфия

Жер қабатының үздіксіз өсуін, оның пайда болған уақытын зерттейтін
ғылым стратиграфия деп аталады.
Стратиграфия – (латынша стратюм – төсеніш қабат және графо – жазамын)
геология ғылымының тау жыныстары қалыптасуын және кеңістіктегі бастапқы
өзара қатынасын зерттеу арқылы бұлардың салыстырмалы жасын анықтайтын
бөлігі. Бұл үшін өткен геологиялық кезеңдердің бассейіндерінде жиылған
шөгінді жыныстардың мүмкін болғанша ажыратылып өзгерулері зерттеледі.
Геологиялық карталардың дұрыстылығы, нақтылығы, дәлдігі тез іздеу мен
барлаудың нәтижелілігі – шөгінді жыныстар қабаттарының жеке шектелінуіне,
жыныс қатынастарының толық анықталуына байланысты.
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы амамен 3600 м
шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрылымында триас, юра,
бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын алады. Олардың былай
белгіленуі скважина үлгітастарын (кернін) зерттегенде алынған
палеонтологиялық мәліметтерге және Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас
шөгінділерімен салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар
арасындағы шекаралар көп жағдайда шартты, негізінен электрокаротаж бойынша
жүргізілген. Соңғы кезде микрофауна мен т. б. зерттеулер арқасында қолда
бар стратиграфиялық үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділеріне
байланысты.
Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне қарасты
25 құмды горизонттар анықталған. I-XII горизонттар (жоғарыдан төмен қарай)
жасы – бор – газды, XIII-XVIII горизонтар – жоғарғы және орта юра – кен
орнының негізгі мұнай-газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі юраның XIX-
XXIV мұнайгазды горизонттары.
Пермь-триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне жыныстары болып
табылады.
Пермь-триас жүйесі (РТ). Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар
күңгірт полимикті құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі
триас (Т) шөгінділері қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті
құмтастармен орын алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғышлақтағы
қалындығы 440 метрге жетеді, жабынында шайылудың ізі бар. Оленек және орта
триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар қабатшалары бар қара және
қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің біртұтас, едәуір біртекті
тобын құрайды. Бұл шөгінділері жалпы қалыңдығы 1500-1600 м болатын біртұтас
оңтүстік Маңғышлақ тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J). Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де
кездеседі: төменгі, орта және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300 м.
Төменгі бөлім (J1). Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар,
алевролиттер мен саздың араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр,
көбіне ұсақ және орта түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас
түйіршіктері қоспасымен бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар
ақшыл сұр алевролиттерге немесе сазды құмтастарға ауысады.

Д-сурет. Өзен кен орнының XIII горизонтының құрылымдық картасы

Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды-кремнийлі.
Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар әдетте аргиллитке ұқсас
және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар, алевролиттер мен саздардың
алмасуы негізінен қиғаш қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек
тәрізді құрылым дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт
өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120-130 м.
Төменгі юра қимасында XXIV-XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2). Оңтүстік Маңғышлақтың орта юра шөгінділері
мұнайгаздылығы жағынан ең ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп
стратиграфиялық мүшелеу өнімді горизонттарда олардың корреляциясын
айқындаумен тығыз байланысты. Орта юрада жалпы қалыңдылығы 700 м аален,
байос және бат ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 а). Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды-галькалы
жыныстардан құралған және де ортаңғы юра қимасының базальтті қабат ретінде
қарастырылуы мүмкін. Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі түйіршікті
құмтастар басым, олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең
жайылған. Кейде соңғылары гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен
гравелиттерінің цементі негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш
түрлі болады. Біршама көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер
арасында ұсақ галькалы конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте сұр,
қарасұр, кейде қоңыр түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас болып келеді.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара XXII горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b). Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде
таралған. Байос ярусының шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары
бар алевролиттер мен саздардан құралған континентальды фациялармен
белгіленді. Байос ярусы қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті
жыныстар, жоғарғы бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы
500-ден 520 м-ге дейін өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының
шөгінділері екі подярусқа бөлінеді.

Е-сурет. Өзен кен орнының геологиялық қимасы

Төменгі байос (J2 b1). Бұл ярусүсті шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470м
және саздар, құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың
қабатшаларының алмасуымен көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен
қатталады. Құмтастар мен алевролиттердің түсі негізінен сұр және ақшыл сұр,
кейде қоңыр және сары да болады. Сирек қарасұр түсті құмтас-алевролитті
жыныстар да кездеседі. Саздар көбіне қарасұр, тіпті қара, кейде қоңыр
түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXII, XXI, XX, XIX,
XVIII және XVII горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt).Олардың шөгінділері
арасында саз қабатшалары бар біршама қалың құмтастар мен алевролиттер
қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-сұр, нашар және орташа
цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара, қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара
шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат
шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3). Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері
мен жануарлар қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфод және кембридж
ярустары ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k) Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар
қабатшалары араласқан сазды қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей
ярусының саздары сұр, қарасұр, күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті.
Құмтастар мен алевролиттердің түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарасұр және
қоңыр. Құмтастар арасында ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XIV
горизонттың жоғарғы бөлігі мен XIII горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы 50-
135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3O-km). Юра шөгінділерінің
мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж шөгінділері аален-келловей
кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-карбонатты жабын ретінде. Ол
саз-мергель жыныстарының біршама қалың қабатынан құралған, ара-арасында
құмтастар, алевролиттер мен әктастар жұқа қабатшалар түрінде кездеседі.
Оксфорд-кембридж шөгінділерінің қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м,
жоғарғысы үшін 30-97 м.
Бор жүйесі (K). Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің
шайылған бетінде орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық
ярустарымен орын алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша бор
шөгінділері үш бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы
терриген (альб, сеноман) және жоғарғы карбонат (турон-дат) ярустары.
Төменгі бөлікке XII горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ,
ІІІ,IV, V, VI, VII, VIII, IX, X және XI газды горизонттар жатады. Бор
шөгінділерінің қалыңдығы 1100 м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді
қалыңдығы алевролит және саз қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы
ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ). Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары
орын алған.
Палеоген жүйесі (P). Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен
бөлімдері жатады. Эоцен бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және
әктастар түрінде. Олигоцен бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың
бірқалыпты қабаты түрінде. Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N). Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының
шөгінділері түрінде кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар
мен әктастар қабатшалары кіреді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25 м, Сармат
ярусы әктастар, мергелдер мен саздардың астарласуынан тұрады, сармат ярусы
– 80-90 м-ді құрайды. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115 м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q). Төрттік жүйе эллювиаль-деллювиаль текті құмдар,
саздар, суглиноктармен көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.
Өзен кен орны – көп қабатты, өте күрделенген геологиялық құрылымға
ие. Бор және юралық шөгінділердің қимасында 25 өнімді горизонт белгіленген
(I-XXV); мұнайлылықтың негізгі қабаттары – жоғарғы-орта юралық жастағы XIII-
XVIII горизонттар.
XIII-XVIII горизонттарының өнімді қалыңдығы (өзіне 48 қабатты
қосқанда) 18 будаққа (пачкаға) бөлінген. Салыстырмалы үлкен емес мұнай
кеніштері үшін мұнайлылықтың төменгі қабатындағы XIX-XXIV өнімді
горизонттар үш локальді көтеріліммен сипатталады: Қумұрын, Солтүстік-батыс
және де Парсымұрын күмбездері.
XIII-XVIII горизонттардағы кеніш тұтас сумұнайлы жапсары бар массивті
қалыңдықтан құралады.
Оңтүстік Маңғышлақ ойыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын
Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта біршама
құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары
байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай, Қарамандыбас, Теңге, Тасболат,
Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс Жетібай кіреді.
Солтүстігінде Өзен құрылымы оңтүстік-шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік қанатта
жыныстардың құлау бұрышы – 3º. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6º болатын
оңтүстік бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен, Теңге көтерілімімен
бөлінеді. Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының периклиналі үлкен емес
белес арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде,
Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Өзен көтерілімі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның өлшемдері
9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа ығысқан,
соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған, солтүстік-батыс
периклиналіне қарағанда қысқа. Оңтүстік қанаты – шамалы тіктеу. Мұнда XIV
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6-8º. Қатпардың солтүстік бөлігі
біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс жартысында XII горизонтың
жабыны бойынша құлау бұрышы 1-3º. Құрылымының батыс бөлігінде мұнай
кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік-батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының оңтүстік
қанатын күрделіндіреді. XVIII горизонттың жабыны бойынша көтерілу
амплитудасы 30 метрге жетеді және соңғы 1300 м тұйық изогипс бойынша
құрылым өлшемдері 2,9-0,9 км. Солтүстік-батыс күмбез Өзен құрылымының
солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс бойынша көтерілу
өлшемдері 3,5-2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс
периклинальдің оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты
созылған. Өзен қатпарының периклинальдік аяқталуы мұнда XIII горизонт
жабынында 1700 м изогипспен ерелекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және
Қарамандыбас қатпарларын 58 скважина ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас
көтерілімге біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда
XIII горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4º.
Құрылым өзінің ундуляциясымен назар аудартады, оның нәтижесінде
негізінен құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер
қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі
кірігеді, онда да мұнай кеніштері бар. XIV горизонт жабыны бойынша күмбез
өлшемдері 10,8-4,5 км, амплитудасы 105 м.
XIII-XVIII қабаттарының мұнайлылығының алғашқы нұсқасын
гидрогеологиялық және геофизикалық зерттеулер кезінде олардың қозғалыссыз
жағдайда жатқандығы анықталды.
XIII-XVIII қабаттардың геологиялық құрылымының жалпы сипаттамасы
жобадағы берілгенмен салыстырғанда аз өзгерген. Ол 1.2.1-кестеде
көрсетілген.
1.2.1-кесте
Жоғарғы қатардағы өнімді қабаттарының сипаттамасы
РН Қабаттар Орташа Түрі Орташа Абсолюттік белгі
орналасу тиімді
тереңдігі қалыңдығы
Кеніш Өткізгіш СМШ ГМШ
0 1 2 3 4 5 6 7
1 XIII 1080 Қабат Терригенді 100 1126
суы
2 XIV 1200 253 1136
3 XV 1200 153 1140
4 XVI 1240 195 1140
5 XVII 1280 242 1141 1036
6 XVIII 1370 178 1145

Көпқабаттылық, еш жерде кездеспейтін геологиялық құрылым, өнімді
горизонттардың айтарлықтай едәуір көлемдік біртексіздігі (Урал-Повольжя кен
орындарымен салыстырғанда 5-10 есе үлкен), мұнайдың аномальдік қасиеттері
және басқа да ерекшеліктері кен орнын жобалау мен игерудегі негізгі
қиындықтарды анықтап берді.Отанымызда және де шетел тәжірибесінде Өзен кен
орнына ұқсас кен орнын жобалау мен пайдалану кездеспейді.

1.3 Тектоника

Өзен құрылымы Оңтүстік-Маңғыстау ойысына солтүстік көлденең және
тектоникалық табанда Жетісай-Өзен бөлігінің солтүстіктің жоғарғысында
орналасқан. Ол жоғарғы құрылымдығы мен өзінің аса үлкен көлемімен
айқындалады.
Өзен құрылымы солтүстікте көрші Теңіз ойпатымен шекараласады.
Өзеннің орналасуы Қарамандыбассы құрылымымен көршілес. Өзен
құрылымы брахиантиклинальды түріне қатысты болып келеді.
Изогипстің қысқа шегінің ось ұзындығының қатынасы 411 метрге
дейін өседі.
Өзен құрылымы шығыс пен оңтүстік-шығыс және батыс пен солтүстік
батысқа қарай жалғасады.
Өзеннің орналасуының маңызды сипаттамасының бірі, оның бұзылу
жарылғыштарына деген әлсіздігінде.
Құрылымдық картада, XIII көлденең бойынша құрылған бес
бұзушылық айқындалады, оның екеуі басқаларғ қарағанда сенімді болып
келеді. Сенімді бұзушылыққа аудандағы бұрғылау 517, 668 (III -қатар) ,
аудандағы бұрғылау 51,62 (VI-A қатар) қатысты екі бұзушылық қарайды.
Болжамдалынған бұзушылық – үш аудандағы бұрғылаулар 82, 87 (IV-A
және IV арасындағы қатар).
Бірінші тектоникалық бұзушылық (шығыстан батысқа қарай
санағанда) солтүстік-шығыс (III -қатар) 1177-1045 бұрғылаулар арасында
шартты түрде өткізіледі. Ол изотип сызығына сәйкес келмейді деп
болжамдалады. Бұл жерже солтүстік-шығыс жағының құрылымы анық емес. Екінші
дизъюнктивті бұзушылығы (III –А қатар) жеткілікті негізде өткізіледі. Бұл
бұзушылықты бақылау үшін 214, 228 және 514, 465 бұрңылаулар арқылы
профилдер қатары құрылған. Бұзушылық 517 бұрғылауда жақсы бақыланады және
668 бұрғылауда қарастырылады.
Бұл бұрғылауда өнімнің қалдық бөлігінің келіп түсетін көлемі
35м. 517 бұрғылауда 9 м қуатты XIII көлденеңнің төменгі бөлігі
қатыспайды, солтүстік бөлігінде 270-265 бұрғылау ауданында және 1198-309
бұрғылау ауданының оңтүстігінде бұзушылық айқындалмайды, себебі, 517 және
668 бұрғылау ауданынан оңтүстікте және солтүстікте амплитуда бұзушылығы
азаяды және өшеді.
Бұл бұзушылықтар тәжірибе жүзінде бірінші болып табылады, олар
бұрғылаулар қатарын сараптау нәтижесінде орнатылған.
Құрастырылған құрылымдық картаның орналасуы, XIII көлденең және
төменгі көлденеңдерді , толық идентивті түрлерді және жоғарғы , төменгі
әртүрлі көлденеңдегі құрылымдарды бағыттайды. Бұл жағдайдың көрсететіні,
құрылымның маңызды белгілері тереңнен толық сақталады. Осындай
орнатулармен бірге құрылымдық карталарының сәйкестендірулері пластардың
төмендеу және орналастыру амплитудасының бұрыштарының жоғарлау ережелерін
көрсетеді.

1.4 Мұнайгаздылығы

2004 ж. Өзен кен орнынан шамамен 6,17 млн.т мұнай өндірілді. Мұнай
өнімінің горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): XIII горизонт –
27,5; XIV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVI горизонт – 10,9; XVII
горизонт – 5,7; XVIII горизонт – 1,7; Қумұрын күмбезі – 1,2; Парсымұрын
күмбезі – 1,2. 1980 жылдары Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын
күмбездерінің өнімді горизонттары қарқынды бұрғыланды. Бұл олардан мұнай
өндірудің сәйкес 4,66 және 58 %-ға өсуіне әсер етті.
XIII-XIV горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі
өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64 %-ын
құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру скважинасының орташа
тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3,1-5,4 ттәулік, сұйықтық бойынша 6,7-15,8
ттәулік.
XIII-XIV горизонттар айдау скважиналары қатарларымен 64 жеке игеру
бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы
баланстық, игерілген қорларымен және өнімді қабаттарының қасиеттерімен,
бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді, сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең
аралықта өзгереді. 1.01.97 ж. мұнай мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына
қарасақ, кен орнынан мұнай негізінен механикалық тәсілмен (97 %)
өндіріледі: терең сорапты (ШТС) және газлифт. Газлифт скважиналарының қоры
барлық өндіру қорының 9,2 %-ын құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен
мұнай өндіру 16,6 %, ал сұйықтық өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы
мұнай мен сұйықтық шығымының мөлшері өндіру қорының 90 %-ын құрайтын терең
сорапты скважиналар шығымынан 3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген сайын
этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы қоспасы
бар құрғақ метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622 кгм³ шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторларының таралуы тиімді мұнайлы
қалыңдықтар, игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша
анықталған.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне –
қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бұл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95 % құраса, ал Өзен кен
орнынын полимикті коллекторларында кварц құрамы 30 % шамасында, жыныстарда
кварц құрамы 70 % болса, минерал орнықсыз саналады.
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және цементтеуге
кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың қалыптасуына соқтырады.
Нәтижесінде жеке үлгілердегі кеуектілік шамасы 30 %-ға жетеді.
Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы суға қаныққандықтың жоғары
болуы да кішкене қуыстардың көптігімен түсіндіріледі Ол 1.4.1-кестеде
келтірілген.

1.4.1-кесте

Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m,%
XIII 21
XIV 22
XV, XVI 23
XVII, XVIII 24

Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша
табылған қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың
геофизикалық параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар
бар екені анықталады. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-әдісі
көрсеткіштерімен байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалары
бөліктерді, белгіленген аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға
пайдаланылды. Мәліметтерді ары қарай қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу
операцияларын механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер
перфокарталарға түсірілді. Кейін ЭЕМ-да арнайы қарастырылған бағдарлама
бойынша бөліктегі және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ (пачка)
бойынша статикалық қатарлар мен көрсеткіштер анықталады. Бұл көрсеткіштер
1.4.2-кестеде келтірілген.

1.4.2-кесте
Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері
Горизонттар Kор,мкм2Ұңғы саны hм.ор.,м
XIII 0,206 458 10,8
XIV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVI 0,207 311 18,4
XVII 0,76 96 23,4
XVIII 0,178 63 19,8

Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2.
Өткізгіштіктің орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты. Сондай-
ақ скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа
арифметикалық шамасы 1.4 кестеде берілген.
Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар мен бөліктердің мұнайлы
қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз.
XIII горизонт ең аз қалыңдықпен сипатталады.XVІ горизонт
құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар: ұсақ түйіршікті құмтастар,
алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен мергелдердің
астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалыңдығы 10-47,3 м-ге жететін,
барынша сұрыпталған орта және ірі түйіршікті құмтастар аймақтары
ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар түрінде.
Біртекті құмтастар үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм²) шамасы мен қабат
коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1,6 м-ге күрт азаюы мен 0,05
мкм² өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі бөлігімен нашар
гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан коллекторлардың өндірілген
және бастапқы баланстық қорларының жағдайын талдау үшін барлық нақты
материалдар алғаш рет тұтас горизонттардағы жоғары өнімді аймақтар мен
төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан басқа, скважиналар
бойынша жаңа қосымша материалдар мен геологиялық құрылымдар алаң бойынша
коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және сыртқы
мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
XIII-XVIII горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдік сипатқа
ие:
- мұнайда парафин (29 %) мен асфалтенді-шайырлы заттардың (20 %)
көп болуы;
- мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат темпе-
ратурасына тең;
- құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы
қабат қысымының арасының шамалас болуы;
- газсыздандырылған мұнайдың орташа қату температурасы +30ºС.
Өзен кен орны бойынша бірінші рет мұнай мен газ қорын есептеу 1963
жылы 13 ұңғыма бойынша жүргізілген. Одан кейін 01.08.1965 жылы 68 ұңғыма,
оның ішінде 15 өндіру ұңғымасының жағдайы бойынша жүргізілген. Бұл
есептеуге сәйкес XIII-XVIII горизонттарда мұнайдың бастапқы геологиялық
қоры 1045,9 млн.тоннаны құрады.
Кен орны мен жеке өнімді горизонттар бойынша мұнайдың бастапқы
баланстық қорын соңғы есептеу 1980 ж. жүргізілді, ал кейінгі жылдары
жүргізілген қорды оперативтік бағалау нәтижесінде алғашқы қабылданған
шамалардан айтарлықтай ауытқулар табылмаған. Сондықтан қазіргі уақытта кен
орны бойынша 1054566 мың тонна мөлшеріндегі мұнайдың суммарлық бастапқы
баланстық қоры Өзен кен орнының өндірістік мүмкіндіктері мен қорын есептеу
кезінде негізгі ориентир ретінде қолданылады.
Бірінші жобалық құжаттарда мұнай алудың түпкілікті коэффициенті
негізгі өнімді горизонт және жеке блоктар үшін анықталды, ол – 45 %,
мұнайлылықтың төменгі қабаты (Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын
күмбездері) үшін – 30-35 %. Одан әрі өнімді горизонт бойынша да, сондай-ақ
жеке блоктар бойынша да жаңа геолого-физикалық ақпараттар мен игеру
барысында туындаған жағдайларды ескере отырып, бастапқы шығарылатын қорды
қайта бағалау бірнеше рет қолға алынды, дегенмен алынған нәтижелер
айтарлықтай дәл емес болды, сондықтан да мұнай горизонттарындағы және
жекеленген блоктардағы мұнай қорын дәлдеп анықтауды талдау үшін соңғы
кездерге дейін 1981 ж. бекітілген 464775 мың тонна мөлшеріндегі бастапқы
шығарылатын мұнай қоры қолданылды.
2007 жылы 01.01.2006 жылғы жағдай бойынша 5692 ұңғыманы бұрғылау
нәтижесінде XIII-XVIII горизонттардағы мұнай мен газ қорына есептеу
жүргізілді .Ол көлемдік әдіспен есептелінді.
Бұл жағдайға сәйкес кен орындағы мұнайдың баланстық және алынатын
қорлары келесідей:
- XIII горизонт бойынша 204 млн.тонна және 92 млн.тонна;
- XIV горизонт бойынша 450 млн.тонна және 203 млн.тонна;
- XV горизонт бойынша 140 млн.тонна және 63 млн.тонна;
- XVI горизонт бойынша 124 млн.тонна және 56 млн.тонна;
- XVII горизонт бойынша 98 млн.тонна және 44 млн.тонна;
- XVIII горизонт бойынша 30 млн.тонна және 13,5млн.тонна;
Мұнай қорын есептеу мына формула бойынша жүзеге асырылады:
Qбал = F · h · m · bн · rн · q
(1.4.1)

Qал = Qбал · h,
(1.4.2)

Qал- алынатын мұнай қоры

Qбал – мұнайдың бастапқы балансты қоры, мың. тонна
F - мұнайгаздылық ауданы, м2;
h - мұнай қаныққан қабат қалыңдығы, м
m - ашық кеуектілік коэффициенті,
bн – мұнаймен қанығу коэффициенті,
rн – мұнайдың тығыздығы, кгм3;
q - қайта есептеу коэффициенті
h - мұнай беру коэффициенті

2 Технологиялық бөлім

2.1 Кен орынды игеру жүйесі

2.1.1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау

Өзен кен орнын игеру мен пайдалану басталғанда көптеген қиыншылықтар
болды. Қабаттағы қысымды сақтау уақытында ұйымдастырылмағандықтан бастапқы
кезде кен орнын игеру табиғи режимде жүргізілді, осыдан кейін салқын су
айдалды, бірақ көлемі жобада қаралған көлемнен әлдеқайда аз болды. Осының
салдарынан 1971-1972 жылдары қабат қысымы мұнай өндіретін өнімділік
қабаттарында 1,0-2,8 МПа-ға дейін төмендеген, мұнай өндіретін ұңғыларда
түптік қысым 55-65 % мұнай газбен қаныққан қысымды құрайды. Осының
нәтижесінде еріген газ үлкен газ зоналары пайда болды, негізінен мұнайдың
күмбез кеніштерінде болды. Бастапқы мәліметтер көбейген сайын қосымша
шешімдер қабылданып отырылды. Олар өнімділік қабаттары жүйесінің жақсаруына
бағытталған. Сонымен қатар қосымша су айдайтын ұңғылардың қатарын тіліктеп,
блоктардың енін 2 км дейін азайтты.
1984жылы XІІІ-XVІІІ қабаттардың игеру жобасы жасақталды, себебі
көптеген қабылданған шешімдер, қаулылардың қортындысы бойынша кен орнын
жетілдіру және жобалық технологиялық көрсеткіштер жобасын және игеру
кезінде кәсіптік-геологиялық ақппаратты пайдаланып анықтау қажет болды.
Жобаның негізгі жағдайы мыналардан тұрады:
- әр қабат жеке игеру обьектісі өзіне тән су айдау жүйесімен;
- өнімді қабаттар ені 2 км блоктарға айдау ұңғылары арқылы қатарларға
бөлінген;
- жаңа жобалық ұңғылар әр өнімді қабаттарда қазылады;
- қозғалыстағы ұңғылар торын тығыздау арқылы бір ұңғыға келетін бастапқы
өндіру қорын азайту;
- жобалық ыстық су айдау көлемін көбейтіп, ен орнын 1979 жылы толықтай
ыстық су айдауға аудару жоспарланған.
Жобалық көрсеткіштерден мұнай өндіру, ағымдағы мұнай шығару
коэффициенті, бұрғылау артығымен орындалды, бірақ нақты сулану жобалық
суланудан жоғары болды.
Осыдан кейінгі жылдары, яғни мұнай өндірудің бес ылға азайған жылдары
(1976-1980 жылдары), ұңғылардың дебитінің азайып, сулануының көбеюінен
кейін, кен орнында бір қалыпты игеру мерзімі қалыптасып, ол 1990 жылға
дейін созылды. Осы мезгілде мұнай өндірудің бір қалыпты жылына 2-
4%-ға және дебитінің азаюы, аздаған су көлемінің өсуі (34-40 млн. м³),
мұнай
өнімінің аздап сулануына (1-2,5 % жылына) тән.
Ұңғыларды бұрғылау жұмыстары жалғастырылып, негізінен
коллекторлық қасиеті төмен аймақтарда жүргізілді. Осы аймақтардан мұнай
қорын игеру, қазіргі қолданылып отырған су айдау жүйесі арқылы қамтамасыз
ету қиын болып отыр.
1991 жылдан бастап мұнай өндіру жедел түрде азая бастады. 1991-1997
жылдары мұнай өндіру қарқынының құлауы жыл сайын 4,3-20,4 %-ды құрады.
Алайда 1998 жылы мұнай өндірудің құлау қарқыны тұрақтандырылды.
Мұнай өндірудің негізгі құлауының себебі:
- қозғалыста тұрған мұнай ұңғыларының азайып, қозғалыссыз қорының
көбейуі;
- қабат қысымын ұстау жүйесінің бүлінуі және технологиялық қондырғылардың
жоғарғы суларын қабатқа алдын-ала дайындамай айдалуы;
- жаңа-ұңғылар бұрғылауды, ұңғыларды, қондырғыларды күрделі жөндеу
жұмыстарын жүргізуді қысқарту, технологиялық үрдістерді тоттан,
парафиннен, тұз шөгінділерінің түзілуінен қорғау және ұңғы қорымен
профилактикалық жұмыстарын жүргізбеу;
- қабатқа су айдау жүйесін қайта құрастыру-жайластырудың қаралмағаны
және су айдау қысымын жобалық деңгейге дейін көтере алмауы;
- мұнай кәсіпшілігі қондырғысының және арнайы техниканың физиқалық,
моралдық тозуы.
01. 01. 1995 жағдайы бойынша жылдық мұнай өндіру 80 %-ға азайып,
3248 мың тоннаны құрады, өнімнің сулануы 59,9 %-ға жетті.
1987 жылдан бастап кенорынды игеру, соңғы рет жасалған игеру
жобасы бойынша жүргізілуі қажет еді. Бірақ обьективтік себептерге
байланысты, яғни МГӨБ жалпы экономикалық және қаржылық жағдайының
қиыншылығына, бұрғылау, жерасты қондырғыларын жөңдеу жұмыстарының
қымбаттауы, жобалық шешімдердің орындалмауы, осыдан негізгі нақты
көрсеткіштер жылдан жылға жобалық көрсеткіштерден кейін қалып
отырды.
Бұрғылау жұмыстарының көлемінің азаюуы, мұнай, су айдайтын
ұңғылардың техникалық себептерге байланысты тоқтауы. Осының салдарынан
қозғалыстағы ұңғылардың жөңдеу аралық кезеңі қысқарды.
Механикалық тәсілмен мұнай өндіруге, техникалық
бөлшектердің және терең сорапты қондырғылардың жетпеуінен – қозғалыстағы
ұңғылар оптимальдік режимде жұмыс жасай алмады, осының салдарын ұңғылар
шығымының (дебитінің) азаюына әкеліп соқты.
Нәтижесінде мұнай өндірудің, ұңғыларды бұрғылаудың жобалық
көрсеткіштері қалыптасқан жағдайда орындалмады, сондықтан мұнай-газ
өндіру басқармаларының нақты мүмкіншіліктерін есептеп, жуық арада
қайтадан қарау қажет болды. Сонымен қатар, экономикалық жағдайдың әр
уақытта өзгеруіне байланысты, алыс болжам жасаудың әзірше мағынасы
болмады. 1998 жылы жаңа тәсілдер енгізу арқылы қабаттың мұнай бергіштігі
артты және сұйықты жеделдетіп алу және ыстық су айдауды
қолайландыру арқасында 777,2 мың тонна қосымша мұнай өндірілді, ол
Өзенмұнайгаз ААҚ барлық өнімнің 25,3 %-ын құрайды.
Бастапқы баланстық қоры 1152млн. м³ Өзен кен орны бойынша 2007 ж.
алынбаған қор 201,1 млн. тонна құрады. Өзен кен орнының 2007 ж. негізгі
игеру көрсеткіштерінің жобалық игеру көрсеткіштерімен салыстырылуы
2.1.1.1-кестеде көрсетілген.

2.1.1.1-кесте
Өзен кен орнының 2006-2007 жж. салыстырмалы игеру көрсеткіштері
Көрсеткіштер Өлшемі 2006 ж. 2007 ж. Ауытқуы,
+,-
1.Мұнай өндіру мың тонна 3606,1 4137 +530,9
Оның ішінде:
жаңа ұңғылар 5,6 74,5 +22,9
бойынша
2. Сұйықты 14451,5 19574,3 +5122,8
өндіру
3.Орташа
тәуліктік мұнай ттәулік 3,9 4,1 +0,2
шығымы (дебиті)
4.Орташа
тәуліктік сұйық 15,4 19,6 +4,2
шығымы (дебиті)
5. Игеру басынан
мұнай өндіру мыңт 282652 286789
6.Игеру басынан
сұйық өндіру 570659 590234
7. Ағымдағы
алынатын қордан 1,75 2,01 +0,26
өндіру қарқыны %
8. Бастапқы
алынатын қордан % 0,73 0,84 +0,11
өндіру қарқыны
9. Мұнай
ұңғыларының ұңғы 3493 3466 -27
пайдалану қоры
10. Жаңа өндіру 35 61 +26
ұңғыларын енгізу
11.Пайдалану 0,935 0,950 +0,015
коэффициенті
12.Қолдану 0,749 0,805 +0,056
коэффициенті

Осы кестеде көрсетілгендей 2007 ж. мұнай өндіру 4137 мың тоннаны
құрайды, ол 2006 жылмен салыстырғанда 530,9 мың тоннаға артық.
01.01.2008 жылдың жағдайы бойынша кен орнынан 196,35 % баланстық
қордан және алынатын қордан 5,600 млн.тн. мұнай алынды, сәйкесінше
өндірілген мұнайдың сулануы 80,3 %, ұңғы қорының сулануы 12 %-ды құрады.
Бастапқы өндірістік кен орнын игеруде (1966) мұнай өндіру жылдан жылға
қарқынды өсіп отырды. Мұнай өндірудің максимальді деңгейі 1973 жылы 2 млн.
тоннаға жетті. 1976 жылы мұнай өндірудің максимальді шегі 16,249 мың тн.
жетті.
17 жыл игерілгеннен кейін 1993 жылы күрт және глобальді құлдырау
кезеңі өтті. 1996-1998 жылдары мұнай өндірудің төмендеуі жылына 50-100 мың
тоннаға дейін азайып отырды. 1999 жылы мұнайдың күрт сулануы салдарынан
жылына 70 % және ұңғылардағы мұнай шығымның күрт төмендеуі, орташа 4,7
ттәу жылына 1-2,4 мың тонна мұнай өндіру төмендей бастады.
Мұнай өндірудің төмендеу қарқынын азайтуға кен орнында
мұнайбергіштікті көбейту үшін толықтай жаңа технологияны қолдану арқасында
қол жеткізді, олардың ішіне: ошақты таңдамалы суландыру, сатылы-терминальді
суландыру (СТС), су ерітінділеріне БӘЗ қосып айдау, резервтегі ұңғыларды
бұрғылау жатады.
1999 жылы 2915,9 мың тн. мұнай өндірілді, 1998 жылға қарағанда 152
мың тоннаға аз. Мұндай болу себебі 1999 жылы материалды-техникалық
жабықтау, өндірісті қаржылай қамтамасыз ету және т.б. күрт төмендеп кетті.
1993 жылы елдегі экономикалық жағдайдың күрт төмендеуі басталды, осыған
байланысты өндірістің барлық салаларында, соның ішінде Өзен кен орнындағы
мұнай өндіру өнеркәсібі де.
Қазіргі кезде Өзен кен орнын игеру айтарлықтай қиын жағдайда.

2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, игерудің
технологялық көрсеткіштерін талдау

1.01.2007 ж. жағдай бойынша Өзен кенорнында барлығы – 5596 ұңғы,
соның ішінде өндіру ұңғыларының қоры – 3095 ұңғы,оның ішінде әрекетсіз
ұңғылар қоры – 79ұңғы, ал айдау ұңғысының қоры – 1146 ұңғы, оның ішінде
-76 ұңғы,сонымен қатар 1261 жойылған ұңғылар бар.
Оның ішінде өндіру ұңғылары – 459, айдау ұңғылары – 802 ұңғыны
құрайды.
1.01.2007 ж. жағдай бойынша айдау ұңғыларының пайдалану қоры –
1146 ұңғы, оның ішінде 1070-ы қозғалыстағы қор.
Осы жағдайға сәйкес кен орында 87 бақылау ұңғысы ,соның ішінде
28-і өндіру ұңғылары, 59-ы айдау ұңғысы және 7 газ ұңғысы бар.
Өзен кен орнында 01.01.2007 жылғы пайдалану тәсілдері бойынша
ұңғыларды бөлу және олардың қорының жағдайы 2.1.2.1-кестеде көрсетілген.

2.1.2.1-кесте

01.01.2007 ж-ғы ұңғылар қорының жағдайы

№№ рсҰңғылар қоры Пайдалану тәсілі Саны (%)
1 2 3 4
1 Өндіру Әрекеттегі 3016 (100 %)
Соның ішінде: фонтанды 50 (~1,66 %)
2966 (98,34 %)
Механизацияланған
Оған: ШТСҚ 2897 (98%)
БОТЭСҚ 31 (1%)
БШСҚ 38 (1%)
Әрекетсіз 79
2 Айдау Әрекеттегі 1070
Әрекетсіз 76

Бұл көрсеткіштерден көрініп тұрғандай, жұмыс жасап тұрған ұңғылар
қорының 98,5%-ы механизацияланған әдіспен пайдаланылады. Яғни,2897 ұңғы (98
%) штангілі терең сорапты қондырғымен (ШТСҚ), 31 ұңғы (1 %) – батырмалы
ортадан тепкіш электросорап қондырғысымен (БОТЭСҚ) және 38 ұңғы (1 %) –
бұрандалы штангілі сорап қондырғысымен (БШСҚ). .2.1.1-суретте қондырғы
түріне байланысты ұңғылар қорын бөлу диаграмма түрінде берілген.

.2.1.1-сурет ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Кен орынды игеру жүйесі
Мұнай газ кен орындарын игеру
Мұнай мен газды өндіру техникасы мен технологиясы
Кен орынды игеру жүйесі. Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
Мұнай мен газ кен орындарын игеру мен пайдалану
Мұнай кен орындарын игеру
Мұнай кен орындарын игеру режимдері
Өзен мұнай-газ кен орны
Жетібай мұнай-газ кен орны
Арман мұнай-газ кен орны
Пәндер

Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор №1 болып табылады.

Байланыс

Qazaqstan
Phone: 777 614 50 20
WhatsApp: 777 614 50 20
Email: info@stud.kz
Көмек / Помощь
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь