Қарашығанақ кен орнында ұңғының оптималды режимін орнату мен жабдығын таңдау
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын бойынша жалпы мәлімет
1.2 Стратиграфия
1.3 Тектоника
1.4 Мұнайгаздылығы
1.5 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
1.6 Газ, конденсат және мұнайдың геологиялық және қалдық қорларын талдау
2 Кен орынды игеру жүйесі
2.1 Игеру жүйесінің технологиялық көрсеткіштері
2.1.1 Игеру кешендерін таңдау
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасуын талдау
2.1.3 Кен орынның игеру режимдері
2.1.4 Кен орынды игеруді бақылау мен реттеу (01.01.2010)
2.2 Игерудің қазіргі кездегі жағдайы
2.3 Көмірсутектер кенішіне әсер ету әдістері
2.3.1 Қабатқа газ айдау
3 Газ өндіру техникасы мен технологиясы
3.1 Өндіру техникасын таңдау және тағайындау
3.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, технологиялық көрсеткіштерін
3.3 Газ өндіру технологиясы
3.4 Ұңғыны пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
3.5 Ұңғыны пайдалану кезінде қиындықтың алдын.алу шаралары және олармен күрес
3.6 Ұңғы өнімдерін кәсіпшілік дайындау және дайындау жүйесіне қойылатын талаптар мен ұсыныстар
4 Арнайы бөлім
4.1 Диплом жобасының тақырыбы бойынша талдау
4.2 Жаңа техника және технологияны қолдану
4.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу
5 Экономикалық бөлім
5.1 Қарашығанақ кен орнын игерудің технико.экономикалық көрсеткіштері
5.2 Енгізілген жаңа техника мен технологияның экономикалық тиімділігін анықтау әдісі
6. Еңбекті қорғау
6.1 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлар
6.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғау шаралары
7 Қоршаған ортаны қорғау
7.1 Атмосфералық ауаны қорғау
7.2 Су ресурстарын қорғау
7.3 Жер ресурстарын қорғау
7.4 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және құқықтық құжаттар
7.5 Жануарлар және өсімдіктер әлемін қорғау
7.6 Кәсіпшілік қалдықтар, қалдықтар көлемі және оларды жою шаралары
7.7 Ұңғыманың апаттық фонтандау кезіндегі атмосфераға валдық тастандылар есебі
ҚОРЫТЫНДЫ
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Қосымша А
КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын бойынша жалпы мәлімет
1.2 Стратиграфия
1.3 Тектоника
1.4 Мұнайгаздылығы
1.5 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
1.6 Газ, конденсат және мұнайдың геологиялық және қалдық қорларын талдау
2 Кен орынды игеру жүйесі
2.1 Игеру жүйесінің технологиялық көрсеткіштері
2.1.1 Игеру кешендерін таңдау
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасуын талдау
2.1.3 Кен орынның игеру режимдері
2.1.4 Кен орынды игеруді бақылау мен реттеу (01.01.2010)
2.2 Игерудің қазіргі кездегі жағдайы
2.3 Көмірсутектер кенішіне әсер ету әдістері
2.3.1 Қабатқа газ айдау
3 Газ өндіру техникасы мен технологиясы
3.1 Өндіру техникасын таңдау және тағайындау
3.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің, технологиялық көрсеткіштерін
3.3 Газ өндіру технологиясы
3.4 Ұңғыны пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
3.5 Ұңғыны пайдалану кезінде қиындықтың алдын.алу шаралары және олармен күрес
3.6 Ұңғы өнімдерін кәсіпшілік дайындау және дайындау жүйесіне қойылатын талаптар мен ұсыныстар
4 Арнайы бөлім
4.1 Диплом жобасының тақырыбы бойынша талдау
4.2 Жаңа техника және технологияны қолдану
4.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу
5 Экономикалық бөлім
5.1 Қарашығанақ кен орнын игерудің технико.экономикалық көрсеткіштері
5.2 Енгізілген жаңа техника мен технологияның экономикалық тиімділігін анықтау әдісі
6. Еңбекті қорғау
6.1 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлар
6.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғау шаралары
7 Қоршаған ортаны қорғау
7.1 Атмосфералық ауаны қорғау
7.2 Су ресурстарын қорғау
7.3 Жер ресурстарын қорғау
7.4 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және құқықтық құжаттар
7.5 Жануарлар және өсімдіктер әлемін қорғау
7.6 Кәсіпшілік қалдықтар, қалдықтар көлемі және оларды жою шаралары
7.7 Ұңғыманың апаттық фонтандау кезіндегі атмосфераға валдық тастандылар есебі
ҚОРЫТЫНДЫ
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Қосымша А
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын бойынша жалпы мәлімет
1.2 Стратиграфия
1.3 Тектоника
1.4 Мұнайгаздылығы
1.5 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
1.6 Газ, конденсат және мұнайдың геологиялық және қалдық қорларын
талдау
2 Кен орынды игеру жүйесі
2.1 Игеру жүйесінің технологиялық көрсеткіштері
2.1.1 Игеру кешендерін таңдау
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасуын талдау
2.1.3 Кен орынның игеру режимдері
2.1.4 Кен орынды игеруді бақылау мен реттеу (01.01.2010)
2.2 Игерудің қазіргі кездегі жағдайы
2.3 Көмірсутектер кенішіне әсер ету әдістері
2.3.1 Қабатқа газ айдау
3 Газ өндіру техникасы мен технологиясы
3.1 Өндіру техникасын таңдау және тағайындау
3.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің,
технологиялық көрсеткіштерін
Газ өндіру технологиясы
3.4 Ұңғыны пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
3.5 Ұңғыны пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары және олармен
күрес
3.6 Ұңғы өнімдерін кәсіпшілік дайындау және дайындау жүйесіне қойылатын
талаптар мен ұсыныстар
4 Арнайы бөлім
4.1 Диплом жобасының тақырыбы бойынша талдау
4.2 Жаңа техника және технологияны қолдану
4.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу
5 Экономикалық бөлім
5.1 Қарашығанақ кен орнын игерудің технико-экономикалық көрсеткіштері
5.2 Енгізілген жаңа техника мен технологияның экономикалық тиімділігін
анықтау әдісі
6. Еңбекті қорғау
6.1 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлар
6.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғау шаралары
7 Қоршаған ортаны қорғау
7.1 Атмосфералық ауаны қорғау
7.2 Су ресурстарын қорғау
7.3 Жер ресурстарын қорғау
7.4 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және
құқықтық құжаттар
7.5 Жануарлар және өсімдіктер әлемін қорғау
7.6 Кәсіпшілік қалдықтар, қалдықтар көлемі және оларды жою шаралары
7.7 Ұңғыманың апаттық фонтандау кезіндегі атмосфераға валдық
тастандылар есебі
ҚОРЫТЫНДЫ
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Қосымша А
Қосымша Б
Қосымша В
Қосымша Г
Қосымша Д
Қосымша Е
КІРІСПЕ
Мұнай және газ өндірісі қазіргі таңда Қазақстан Республикасының ең
маңызды салаларының бірі болып табылады. Энергетикалық және химиялық
өндіріс саласы үшін мұнай, табиғи газ және конденсат бағалы шикі зат болып
табылады.
Қарашығанақ газконденсатты кен орыны Оралдың мұнайбарлау
экспедициясының көмегімен ең бірінші барлау ұнғымасын бұрғылау барысында
1979 жылы ашылды. Ол дүние жүзіндегі ең ірі газоконденсаты кен орындарының
бірі болып табылады. Кеніш 280 шаршы километр аумақты алып жатыр, оның
қойнауында 1,2 миллиард тонна мұнай мен конденсат және 1,35 триллион текше
метр газ бар.
Қазіргі таңда Қарашығанақ игерудің барлық кезеңін сәтті жүріп отыр,
өндіріс көлемі жылдан жылға кең өріс алуда. Игерудің технологиялық сызбасы
Қазақстан Республикасының нормативті құжаты және жобалаудың техникалық
тапсырмасына сәйкес КИО және НИПО мұнай және газ мамандарымен жүзеге
асырылды.
Барлық кен орындарға тиеселі маселенің бірі ол – өнім көлемінің азаюы.
Қарашығанақ кен орнында да ең негізгі мәселенің бірі – өнім көлемінің
азаюы. Осыған орай, Карачиганак Петролеум Оперейтинг Б.В. компаниясы
ұңғыма дебитін арттырудың альтернативті шараларын жургізеді және шет елдік
компаниялармен біріге отырып осы мәселеге ерекше көңіл бөледі. Яғни негізгі
шаралардың бірі ұңғының оптималды жұмыс режимін орнату және жабдықтарды
таңдау болып табылады.
Технологиялық режим газ бен конденсаттың оптималды дебиттері, сонымен
қатар шектеуші факторларды және жер қойнауын қорғау, қауіпсіздік техника
ережелерін ескере жүргізілетін ұңғымалар мен ұңғымалар жабдықтарының дұрыс
пайдаланылуын қамтамасыз ететін өндіру ұңғымаларының жұмыс шарттарын
анықтайды. Технологиялық режимнің оптималды нұсқасы – қабат энергиясының
минималды шығындары кезінде конденсаттың максималды үлестік шығуын алу.
Жабдықтардың тиімді нұсқасын таңдау арқасында көптеген кері әсерін
тигізетін негізгі қиыншылықтардың алдын ала отырып, шығынды азайтуға
болады. Қарашығанақ кен орнын пайдалану ерекшеліктері ескеріле отырып,
көтергіш лифті, сағалық және құбыр іші жабдықтар таңдалады.
Сондықтан Қарашығанақ кен орнында ұңғының оптималды режимін орнату мен
жабдығын таңдау – негізгі мәселе болып табылады. Осыған орай, ұңғыманың
жұмыс режимін талдау мен қолданыстағы жабдықтардың тиімділігін арттыру
жолдарын ұсыну маңызды.
1 Геологиялық бөлім
1. Кен орын бойынша жалпы мәлімет
Қарашығанақ МГККО Батыс – Қазақстан облысының батысында, Бөрлі
ауданының территориясында, Ақсай қаласынан солтүстік-батысқа қарай 30 км
және Орал қаласынан шығысқа қарай 150 км қашықтықта орналасқан. Кен орын
1979 жылы ашылып, 1984 жылы игеріле бастады.
Қарашығанақ мұнай-газконденсатты кен орнын игеру жоба бойынша төрт
халықаралық серіктестер – әр біреуі акциялардың 32, 5 % иеленетін Бритиш
Газ (Англия) және Аджип Карачиганак б.в. (Италия), 20 % иеленетін
Шеврон Тексако Интернэшнл Петролеум Компани (АҚШ) және 15 % иеленетін ААҚ
Мұнай Компаниясы Лукойл компаниялары басшылығымен жүргізіледі. Бұл
компаниялар Қарашығанақ Интегралданған Мекемесіне (ҚИМ) біріккен.
Қазақстанда ҚИМ өзінің іскерлігін Карачиганак Петролеум оперейтинг б.в.
ЖТАҚ (КПО б.в.) ретінде жүзеге асырады.
Аудан климаты континентальды. Температура қыста -400С-қа дейін жазда
+400С арасында тербеліп тұрады. Оңтүстік – шығыс және солтүстік – батыс
бағытындағы желдер басым. Орташа жылдық жауын – шашын мөлшері 300 – 350 мм.
Кен орыннан Оралға дейінгі арақашықтық 160 км., Орынборға дейін 155 км.,
ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ дейінгі газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең
жақын тұрғылықты пункттар: Қарашығанақ ауылы 10 км., Тұңғыш ауылы 2 км.,
Березовка ауылы 3 км. Бөрлі ауданының территориясы 5,6 мың. км2 құрайды.
Ауданда 1 қала, 1 аудандық кент және 35 ауылдық елді мекендері орналасқан.
Бөрлі ауданынын халық саны 01.01.2010 жылғы мәліметтерге сәйкес 56452 адам
құрады, соның ішінде Ақсай қаласында – 31983 адам [13].
Гидрографиялық жүйе кен орыннан солтүстікке қарай Орал өзенімен,
солтүстік-шығысқа қарай Ілек өзенімен, батысқа қарай Утва өзенімен
келтірілген. Ауданда шағын табиғи су қоймалары кездеседі. Техникалық түрде
сумен қамтамасыз ету негізінен жер асты сулары арқылы жүзеге асырылады. 5-
110м тереңдіктегі сулы горизонттар жарықшақты мергельдерге және әктастарға,
сонымен бірге құмтастарға ұштастырылған.
Оңтүстік-шығыс және солтүстік-батыс бағыттағы желдер басым болады.
Негізінде жазда, күзде және қыста жауатын жауын-шашынның орта жылдық
мөлшері 0,3-0,35м құрайды. Қар жабыны әдетте елеусіз, көтеріңкі жерлерде
мүлдем жоқ болады. Грунттың қату тереңдігі қар жабынының қалыңдығына
байланысты 1-1,5 м аралығында болады. Жылыту маусымының ұзақтығы 176 күн,
15 қазаннан бастап 15 сәуірге дейін.
Орфографиялық қатыста аудан сирек кездесетін аңғарлар мен арқалықтар
жүйесі бар жазық болып табылады. Жер бедерінің абсолютті белгілері 80-130м
аралығында өзгереді. Құрғақ далаларға тән өсімдіктер өседі.
Ақсай – Орынбор, Орал – Орынбор секілді үлкен қатты жабынды
автомабильді жол тораптары жане Ақсай қаласынан өтетін Батыс Қазақстан
темір жолы орналасқан.
2. Стратиграфия
1988 жылғы қорды есептеу кезіндегі, есеп беруде қиманың литологиялық-
стратиграфиялық мінездемесі палентология, литология және гамма-
термолюминисценция мәліметтері негізіндегі кәсіпшілік-геофизикалық
сипаттамалармен байланысты барлау процессінде алынған бөлу сұлбасына сәйкес
келтірілген. Ары қарай каротажды реперлер 1988 жылдан кейін бұрғыланған,
140-қа жуық ұңғымамен ашылған қиманы ыдыратуға арналды. Бұл ерте
стратиграфиялық бөлімдерде байқалған қабаттардың қалыңдық диапазонын
анықтауға мүмкіндік берді.
Қарашығанақ кен орнында бұрғылау арқылы кайнозой, мезозой және
палеозой топтарының шөгінділері ашылған [4].
Қарашығанақ кен орнының литологиялық-стратиграфиялық қимасы 2-суретте
келтірілген. Суреттен төменгідевон шөгінділері ең көне шөгінді екенін
көрсек болады, ал 3-суретте кен орынның схемалық геологиялық профилі
келтірілген.
Палеозой тобы – PZ
Девон жүйесі –D
Бұрғылау арқылы ашылған ең көне шөгінділер – төменгі, орта және
жоғарғы бөлімдерімен келтірілген девон шөгінділері болып табылады.
Төменгі бөлім – D1
Д3, ДР7 және ДР8 ұңғымаларының салынуын негіздеу кезіндегі Оралмұнай-
газгеология өнеркәсіптік-геологиялық бірлестігінің мамандары
(Матлошинский Н.Г., Марченко О.Н., Бахтиаров Р.Б.) жүргізген бөлшекті
корреляция негізінде девон шөгінділерінің литологиялық-стратиграфиялық
тілімделуі жүргізілді. Бұл зерттеулерге сәйкес Д5 ұңғымасында 6219м
тереңдігінен және 6245м тереңдіктегі түпке дейін төменгі девонның эмс
ярусының сазды-карбонатты жыныстары ашылады. Кейін бұрғыланған Д4 және ДР6
ұңғымаларында төменгі девон шөгінділері сәйкесінше 6169м және 6028м
тереңдіктерде ашылған. Жыныстар күңгірт, тіпті қара әкті аргиллиттермен
келтірілген.
Бұрғылау арқылы ашылған төменгі девон шөгінділерінің максималды
қалыңдығы 430м жетеді (ДР6 ұңғымасы).
Орта бөлім – D2
Орта девон шөгінділері эйфель және живет жікқабаттары көлемінде
анықталған және 15, Д1, Д2, Д4, Д5, ДР6 ұңғымаларымен ашылған.
Эйфель жікқабаты – D2ef
Төменгі, дифференциалданбаған афон, жарым-жартылай бий және койвен
горизонттарының құрамында келтірілген. Қиманың төменгі бөлігі карбонатты-
сынықты айырмалардың қабаттасуымен келтірілген. Терең сулы шөгінділер
тығыз, микро- және жұқа қабатты, күңгірт, тіпті қара аргиллиттердің
пелоидтары, балдырлы құрылымдары және онколиттері бар әктастармен
кезектесуімен сипатталады. Эйфель жікқабатының шөгінділерінің қалыңдығы 315
м-ден (Д5 ұңғымасы) 380 м-ге (Д4 ұңғымасы) дейін жетеді.
Живе жікқабаты – D2g
Жиі органогенді, кониконхилді күңгірт, тіпті қара әктастардан, сирек
жерлерде, сонымен бірге қиманың жоғарғы бөлігінде боз сұр микрокристалды
әктастардың қабатшалары кездесетін алевролиттерден құралған. Живе
шөгінділерінің қалыңдығы №15 ұңғымадағы 64м мен Д2 ұңғымасындағы 92м
аралығында өзгеріп отырады. Қарашығанақ құрылымының оңтүстік еңісіндегі Д5
ұңғымасында живе шөгінділері табылмаған.
Жоғарғы бөлім – D3
Жоғарғы девон шөгінділері фран және фамен жікқабаттарымен келтірілген.
Фран жікқабаты – D3f
Д1 және Д2 ұңғымаларында сәйкесінше 5701-5916м және 5934-6093м
интервалдарында фран шөгінділері анықталған. Кейін бұрғыланған Д4 және ДР6
ұңғымаларында фран жікқабатының жыныстары сәйкесінше 5503-5722м және 5498-
5595м интервалдарында ашылды. Жікқабаттың төменгі бөлігі негізінен қима
бойынша жоғарыда таяз сулы фациалды келбетті әктастармен алмастырылатын
аргиллитер мен құмтастар қабатшалары бар алевролиттерден құрылған. Фран
жікқабатының шөгінділерінің қалыңдығы 159м (Д2 ұңғымасы) және 219м (Д4
ұңғымасы) аралығында өзгереді.
Фамен жікқабаты – D3fm
Фамен жыныстары кен орнында көптеген ұңғымалармен ашылған, бірақ түгел
қалыңдыққа тек №15, Д1, Д2, Д4, Д5 және ДР6 ұңғымаларымен өткен. Фамен
шөгінділері негізінен органогенді-детритті сферолитті әктастардан, екінші
ретті доломиттардан және доломиттендірілген әктастардан құралған. Толық
көлемде ашылған фамен шөгінділерінің қалыңдығы 293м (ДР6 ұңғымасы) және
386м (Д4 ұңғымасы) аралығында өзгереді.
Таскөмір жүйесі – С
Таскөмір жүйесінің шөгінділері кен орынның барлық территориясында
ашылған және төменгі және орта бөлімдерімен келтірілген.
Төменгі бөлім – С1
Төменгі таскөмір түзілімдеріне турне, визе және серпухов жікқабаттары
кіреді.
Турне жікқабаты – С1t
Турне жікқабатының жыныстары литологиясы бойынша біршама ғана
өзгешеліктері бар фамен жікқабатының жайылатын шөгінділерінде жатады. Оның
төменгі шекарасы фораминифер және конодонт қосылулары бойынша белгіленеді
және анық құрылмаған. Палеонтологиялық анықтамалары жоқ ұңғымалардың
көбісінде таскөмір жүйесінің төменгі бөліміндегі турне жікқабаты мен
жоғарғы девонның фамен жікқабаты арасындағы шекара жүргізілмейді және сонда
бұл түзілімдер тілімделмеген турне-фамен түзілімдерінің көлемінде бөлінеді.
Турне жікқабатының қалыңдығы 2м (№26 ұңғыма) және 108м (№7 ұңғыма)
аралығында өзгереді.
Визе жікқабаты – C1v
Визе жікқабаты балдырлы-сферолитті әктастардың органогенді-сынықты
немесе қошқыл түсті сазды-битумды доломиттендірілген әктастармен кенетттен
алмастырылуы бойынша ерекшеленеді. Жікқабат табанына қалыңдығы бірліктен 32
м-ге дейінгі аргиллит қабатының бар болуы тән. Аргиллит қара, тақталы, кей
жерлерде әлсіз әкті болып келеді. Жалпы алғанда визе жікқабатына жоғары
гамма-белсенділігі бар, негізінен аргиллиттерде жататын, қалыңдығы 5-235м
болатын буда сәйкес болады.
Серпухов жікқабаты – C1s
Ол таяз сулы, кедертастық және салыстырмалы терең сулы қималар
түрлерінің карбонатты жыныстарынан құралған. Шөгінділердің таяз сулы түрі
биоморфты-детритті, қайта кристалданған, ангидриттелген әктастармен
келтірілген. Серпухов жікқабатының таяз сулы шөгінділерінің қалыңдығы 400-
700м құрайды. Қиманың кедертастық түрі құрылымның шеткі бөліктерінде
ерекшеленеді және боз, мшан-балдырлы, стромалитті, доломиттелген
әктастармен келтірілген. Кедертас түрлі шөгінділерінің қалыңдығы 244м (№44
ұңғыма) және 872м (№804 ұңғыма) аралығында өзгереді. Қиманың салыстырмалы
терең сулы түрі қошқыл түске боялған тақталы және микроқабатты әктастар мен
доломиттер айырмасымен келтірілген. Салыстырмалы терең сулы шөгінділер
қалыңдығы 15м (№47 ұңғыма) және 63м (№48 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Орта бөлім – C2
Башқұрт жікқабаты – С2b
Орта бөлімінің шөгінділері тек башқұрт жікқабатымен келтірілген.
Бұрғылау арқылы бұл шөгінділердің құрылымның тек шеткі бөліктерінде
дамығаны анықталды, күмбезді бөлікте олар шайылған. Башқұрт жыныстарының
құрамында доломиттер қабатшалары бар биоморфты-детритті, органогенді-
кесекті, сонымен қатар балдырлы әктастармен келтірілген таяз сулы-теңізді
түрлі қиманың шөгінділері басым болады. Олардың қалыңдығы 4м (№28 ұңғыма)
және 55м (№17 ұңғыма) аралығында өзгереді. Құрылымның шығыс бөлігінде 21
ұңғымасымен депрессионды шөгінділер – қабатты құрылымның сазды материал
қосылған терең сулы қошқыл түсті әктастар мен доломиттер. Бұл шөгінділер
қалыңдығы 38 м-ге дейін жетеді.
Пермь жүйесі – P
Пермь шөгінділері кен орнында бұрғыланған тіпті барлық ұңғымалар
қималарында ерекшеленеді және литологиялық-формациялы құрамның ең үлкен әр
түрлілігімен сипатталады. Пермь жүйесі екі бөлімдермен келтірілген.
Төменгі бөлім – P1
Пермь жүйесінің төменгі бөлімінің құрамында ассель, сақмар, артин және
кунгур жікқабаттары ерекшеленеді. Бірінші үш жікқабаттардың карбонатты
жыныстары қималардың үш түрін құрайды – биогермді, беткейлі және
салыстырмалы терең сулы.
Ассель жікқабаты – P1a
Ассель жасты биогермді әктастар, сирек кездерде доломиттер мен олардың
биоморфты-детритті айырмалары негізінен үлкен рифогенді массивтің орталық
күмбезді бөлігінде кездеседі. Шөгінділердің бұл түрінің максималды
қалыңдығы 728 м-ге дейін жетеді (№180 ұңғыма). Кедертастық беткейдің
шөгінділері негізінен долмиттендірілген биоморфты-детритті, сирек кездерде
биохемогенді мен кесекті жыныстардың қабатшалары бар биогермді және
биоморфты айырмаларының дамуымен сипатталады. Беткейлі түрлі шөгінділердің
қалыңдығы 42-216м аралығында өзгереді. Салыстырмалы терең сулы ассель
шөгінділері сазды және кремнийлі материал қоспасы бар қошқыл, тіпті қара
түсті жұқа және микроқабатты битумды карбонатты жыныстармен келтірілген.
Сақмар жікқабаты – P1s
Кедертастық фикцияда балдырлы, мшанды, тубифитті және криноидті-
балдырлы боз әктастардың түрлерімен келтірілген. Шөгінділер бұл түрінің
қалыңдығы 23м (№10 ұңғыма) және 90м (№6 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Қиманың беткейлі түрі қалыңдығы 15-56м аралығында өзгеретін органогенді-
детритті, брекчия түрлі, жұқа кристалды және пелитоморфты әктастарынан
құрылған.
Артин жікқабаты – P 1ar
Қиманың кедертастық түрінде биоморфты-детритті әктастармен, сирек
кездерде екінші ретті биогермді, балдырлы доломиттермен келтірілген. Бұл
түрдің артин шөгінділерінің қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді (№2 ұңғыма).
Қиманың беткейлі түрі негізінен екінші ретті доломиттермен, сирек кездерде
биоморфты-детритті, органогенді-кесекті әктастармен келтірілген. Беткейлі
түрлі қималарда жікқабат қалыңдығы кенеттен кішірейеді және бірінші
бірліктер (№ 1, 27 ұңғымалар) мен 217м (№7 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Кунгур жікқабаты – P1k
Кен орын шегінде барлық жерлерде дамыған. Палеонтологиялық және
палинологиялық мәліметтер бойынша онда филипп және ирень горизонттары
ерекшеленеді.
Филлипов горизонты – P1kf
Филлипов горизонтының шөгінділері кен орында бұрғыланған барлық
ұңғымалармен ашылған. Одан әрі толық қималарда олар екі литологиялық
қатқабаттардан құралады – карбонатты және карбонатты-сульфатты
қатқабаттарынан. Карбонатты қатқабат негізінен қайта кристалданған,
ангидридтелген доломиттермен келтірілген. Филлипов горизонтының карбонатты-
сульфатты қалыңдығы негізінен доломиттер қабатшалары бар сұр, боз сұр және
көкшіл түсті ангидриттармен келтірілген. Филлипов горизонтының қалыңдығы
рифогенді құрылымның одан әрі батырылған бөліктерінде бірнеше метрден
палеорифтің орталық бөлігінде 150-300 м-ге дейін өзгереді.
Ирень горизонты – P1kir
Терригенді қабатшалары бар тұздылы шөгінділермен келтірілген. Горизонт
қалыңдығы кең аралықта өзгереді. Мульданың орталық бөлігінде горизонт
қалыңдығы әдетте бірнеше бірлік және 250м аралығында өзгереді, ал № 18,
102, 111, 215 және 913 ұңғымаларда ирень шөгінділері мүлдем жоқ.
Жоғарғы бөлім – P2
Пермь жүйесінің жоғарғы бөлімінің шөгінділері уфа, қазан және татар
жікқабаттарының көлемінде ерекшеленеді.
Уфа жікқабаты – P2u
Ұңғымалармен күмбезаралық мульданың шегінде ашылады және литологиялық
қатыста аргиллиттер, саздар, алевролиттер, тұздар және ангидридтер
кезектесуімен келтірілген. Жікқабат қалыңдығы 48м (№433 ұңғыма) және 1284м
(№24 ұңғыма) аралығында, кейбір жағдайларда 1630 м-ге дейін (№8 ұңғыма)
мульданың солтүстік қанатының Қарашығанақ күмбезімен жанасу аймағының
бағытында үлкейе отырып өзгереді.
Қазан жікқабаты – P2kz
Күмбезаралық мульданың даму шегінде әр түрлі жерлерде таралған.
Литологиясы бойынша қазан жікқабаты калиналық және гидрохимиялық пен
қарағай свиталарының тілімделмеген шөгінділеріне бөлінеді. Калиналық
свитаның шөгінділері қызыл-қоңыр, қоңыр-сұр түсті, тығыздалған, алевритті,
ангидридтер мен тас тұзының ұсақ ұяшықтары бар, сазды әктастар мен
доломиттердің қабатшалары бар саздармен келтірілген. Свита қалыңдығы 25м
(№1000 ұңғыма) және 300м (№913 ұңғыма) аралығында өзгереді. Тілімделмеген
гидрохимиялық және қарағай свиталарына тас тұзының және ангидриттердің,
сирек кездерде алевролиттер, әктастар мен доломиттердің қабатшалары бар
қошқыл қою қызыл түсті, қатты тығыздалған саздар жатады. Бұл шөгінділердің
қалыңдығы 152-742м аралығында өзгереді.
Татар жікқабаты – P2t
Көкшіл дақтары бар қоңыр түсті, тығыз, еңкіш қабатты полимикті
құмтастардың, алевролиттердің және әлсіз цементтелген құмдардың, сирек
жерлерде әктастардың қабатшалары бар, аргиллиттерге ұқсас, әктасты,
құмтасты саздармен келтірілген. Жікқабат қалыңдығы 148м (№163 ұңғыма) және
1925м (№31 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Мезозой тобы – MZ
Триас жүйесі – T
Кен орын шегіндегі триас жүйесінің шөгінділері әр жерлерде таралған.
Литологиялық қатыста триас жасының жыныстары саздардың, құмтастардың,
құмдардың, алевролиттердің және аргиллиттердің әркелкі қабаттасуымен
келтірілген. Территорияның үлкен бөлігінде триас шөгінділерінің қалыңдығы
территорияның батыс бөлігінде 2183 м-ге дейін үлкейе отырып, 1068-2040м
құрайды (№45 ұңғыма). Тұзды күмбездеріне ұштастырылған триас жыныстарының
қысқартылған қалыңдықтары мұнда 63м (№13 ұңғыма) және 600м (№31 ұңғыма)
аралығында өзгереді.
Юра жүйесі – J
Қарашығанақ кен орнының шегіндегі юра жүйесінің түзілімдері орта және
жоғарғы бөлімдермен келтірілген және күмбезаралық аймақта таралған. Тұзды
күмбездер дөңестерінде юра шөгінділері мүлдем жоқ.
Орта бөлім – J2
Төменгі бөліктегі орта юралық шөгінділердің терригенді қатқабаты
шартты түрде байосс жікқабатымен салыстырылатын ұсақ түйірлі құмтастардың,
сазды құмдардың және саздардың қабаттасуымен келтірілген. Жоғарғы бөлігі
әкті емес, қалың қабатты, болжаммен алғанда бат жасты саздардан құралған.
Жоғарғы бөлім – J3
Жоғарғы юра шөгінділері келловей-оксфорд-кембридж жыныстарымен
фосфорлы тақта және волга жікқабатының сазды-мергельді қатқабаты түрінде
келтірілген.
Юра жүйесі шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 22 м (№126 ұңғыма) және 560м
(№37 ұңғыма) аралығында өзгереді. Қоншыбай күмбезімен шекарасындағы
жыныстар қалыңдығы 495 м-ден (№477 ұңғыма) 148 м-ге дейін (№213 ұңғыма)
қысқарады.
Бор жүйесі – K
Бор жүйесінің шөгінділері шартты түрде тілімделген валанжин-готер
түзілімдері, баррем және апт жікқабаттарына бөлінетін төменгі бөлім
көлемінде келтірілген. Бор жыныстары күмбезаралық мульданың тек орталық
және оңтүстік бөліктерінде таралған.
Валанжин-готер шөгінділері сирек кездесетін мергель қабатшалары бар
саздар будасымен келтірілген. Буда негізінде ұсақ фосфорлы жалбырлар жатыр.
Баррем жікқабаты мергель мен сидерит конкрецияларының сирек, жұқа
қабатшалары бар қара түсті, тығыз, қатал қабатты саздармен келтірілген.
Көбінесе кен орынның оңтүстік-батыс бөлігінде таралған.
Апт жікқабаты негізінде фосфориттері бар ұсақ түйірлі құмтас қабаты
жатқан қара түсті, әкті емес, тығыздалған саздармен келтірілген.
Бор жүйесі шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 12м (№ 12, 28 ұңғымалар)
және 319м (№45 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Неогендік жүйе – N
Неоген шөгінділері төменгі бор, юра және триас әр түрлі жасты
жыныстарды жатыр және екі жікқабаттармен келтірілген – ақшағыл және апшерон
жікқабаттары. Керндік материалдың жоқ болуына және кәсіпшілік-геофизикалық
зерттеулер кешенінің жеткіліксіздігіне байланысты неогендік шөгінділер
негізінен әр түйірлі құмтастар мен алевролиттер қабатшалары бар сұр және
жасыл-сұр саздармен келтірілген тілімделмеген қатқабат ретінде
ерекшеленген. Плиоцендік шөгінділерінің қалыңдығы 20м (№8 ұңғыма) және 115м
(№32 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Төрттік жүйе – Q
Антропогенді жүйенің жыныстары, малтатас линзалары және саздар
қабатшалары бар саздақтардан, құмдақтардан, құмдардан құралатын
қалыңдықтары 8-20м аралығында өзгеретін аллювиалды және делювиалды
түзілімдерімен келтірілген.
Қарашығанақ кен орнының өнімді горизонтының жамылғысы бойынша
құрылымдық карта қосымшада көрсетілген [8].
3. Тектоника
Қарашығанақ кен орны Каспий маңы ойпаңының шөгінді тысының үлкен
қалыңдығымен және тұзды тектониканың көріністерімен сипатталатын солтүстік
ерену аймағының ішкі бөлігінде орналасқан.
Кен орын, амлитудасы 400м аралығындағы, солтүстіктен доға тәрізді
ойпаң жермен шектелген, фундемент көтерілуімен кеңістікті келісілген.
Түсіру амплитудасы батыс бағытында 1200м дейін өседі. Көне орының
тектоникалық элементерінің субендік және субмеридианалды бағытталуы
теригенді девон шөгінділерінің көтерілімдерінде көрініс табады.
Каспи маңы ойпаңының шөгінді қабат қималарында тектоникалық әсерлерге
әр түрлі әсер еткен үш структуралық этаж бөлінеді. Төменгі структуралық
этаж жоғарғыдевонды артинді ярусқа дейінгі шөгінділерімен қосады, ортанғысы
– кунгурлы сульфатты-галогенді қабатты қосады және жоғарғысы – жоғарғы перм
мен триастың түзілуін қамтиды [4].
Қарашығанақ мұнай-газоконденсатты кен орнының негізгі карбонатты
массиві Каспий маңы ойпаңының ернеуіне параллель бағдарланған еңдік
созылымның үлкен тұз асты массивін құрайтын фамен-артин құрылымдық этажымен
байланыстырылған. Жоспардағы массив өлшемдері 14,5 х 28м, биіктігі 1600м
құрайды, ал массивтен тыс жерлерде биіктік 600 м-ден аспайды. Құрылымдық
этаж үш этаждыққа бөлінеді: жоғарғы девон-турне, визе-башқұрт ерте пермь
этаждықтары, және де әрбір этаждық басқалардан өзгеше құрылымдық жоспармен
өзгешеленеді [1.2].
Визе-башқұрт этаждығының құрылымы, одан көнелермен салыстырғанда, кен
орнында едәуір жақсы зерттелген. Жоғарыдан этаждық шөгінденудегі пермьге
дейінгі үзілістің бетімен шектелген. Карбон шөгінділерінің құрылымдық беті
денудационды үрдістердің белсенді әсер етуімен пайда болған. Жоспарда
массив шығыс бөлігі кең және батыс бөлігі тарылатын пішінге ие болады.
Ерте пермь құрылымдық этаждығына кедертас салу таскөмір негізінің
шығыс кеңейтілген бөлігі төбесінің өсуі тән.
2004 жылғы мәліметтерден көретініміз төменгі перм құрылымдары 135 м-
ден 170 м-ге дейін 423, 424, 912 пайдалану ұңғыларымен ашылған,
нәтижесінде шығыс жане батыс бөліктері қатар ені 6км төменгі пермді
карбонатты түзілімдермен қосылады.
Орта құрылымдық этаж тұзды тектониканың дамуымен ерекшеленеді және
Қарашығанақ кен орнының жапқышы ролін ойнайды. Тұзды тектониканың
көрінісінің ерекшеліктері бел тәрізді көтерілімдердің және тұзды
күмбездердің пайда болуына әкелді.
Тұз асты құрылымның орталық бөлігі жоспарда күмбезаралық мульдаға
сәйкес келеді, мұнда тұз мүлдем жоқ, ал кунгурдың сульфатты будасы уфа және
қазан қызыл түстілермен жабылған.
4. Мұнайгаздылығы
Негізгі игерілетін мұнай-газоконденсатты кеніш жоғарғы девон (фамен),
таскөмір және төменгі пермь (артин жікқабатын қоса) карбонатты
шөгінділерімен байланысты. Кеніш қалыңдығы шамамен 1600м, оның жабыны
жатысының минималды тереңдігі 3680м. Бұл кеніштің су-мұнай жапсары орта
есеппен минус 5150м абсолюттік белгісінде немесе жер бетінен шамамен 5250м
тереңдікте орналасқан.
№ 15 барлау унгысында 5630-5754 м терендик интервалында негізгі мұнай-
газоконденсатты кенішинин томенги бөлігінде орта девон шөгіндісине жататын
мунай кабат ашылган. Әктас қатпарлары бар қара-сұр аргелиттер мұнайға
қаныққан. Кен орынның орталық бөлігінде және мұнайгазконденсатты шөгіндінің
біршама солтүстік контурында мұнайлы ортадевонды шөгінділерінің дамуы
байқалады.
Кунгур шөгінділерінің мұнайлығы №112 пайдалану ұңғысымен орнатылған.
Бұл ұңғыда мұнай 3528 м тереңдікті бұрғылау барысында алынған. 100 м3тәу
дебитпен мұнай фонтаны алынған. Фонтандауды тығыздығы 1,56 гсм3 сазды
ертіндімен бастыру арқылы тоқтатқан. Осыдан кейін ұңғыдан 3594 м-не дейін
керн ала отырып ары қарай бұрғылауды жалғастырған. Ұңғыны сынау үшін Ұңғыны
тәжірибелік пайдалану үшін 3588 м тереңдікке дейінгі пайдалану колонасымен
жабдықтаған, оны сағасына дейін цементеген. Сынау үшін 3515-3534 м (I
объект), 3485-3495 м (II объект), 3465-3475 м (III объект), 3556-3568 м (IV
объект) интервалдарында колоннаға перфорация жүргізген. Мұнай ағыны IV
объекттен алынған, мұнай дебиті тәулігіне 30 м3-ты қамтыды. Басқа объекттер
құрғақ күйде болды.
Минус 5000м белгісінен төмен қарай мұнай аймағы жатыр. 500 м3м3-тан
асатын жоғары газ-сұйықтық факторы және сұйық көмірутектердің физикалық-
химиялық қасиеттері бойынша жеңіл, тұтқырлығы төмен мұнай (әсіресе аймақтың
жоғарғы қабаттарында) минус 5130 белгісіне қарай одан әрі тығыз және тұтқыр
мұнайға айналады.
№13 ұңғыма зерттеулерінің нәтижелері бойынша минус 5130 белгісінен
төмен өтпелі су-мұнай аймағы бар деген болжам жасалды.
Қарашығанақ кен орнының барлау және пайдалану ұңғымаларында
жүргізілген кешендік газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер
төменгі пермь мен карбонның 5217м тереңдігіне дейін (№13 ұңғыма) ашылған
карбонатты қиманың өнеркәсіптік өнімділігін дәлелдеді. Жалпы алғанда, кен
орын бойынша бұрғылау арқылы анықталған көмірсуға қаныққан жыныстар этажы
1557 м-ге дейін жетеді (3660-5217м; абсолюттік белгілерде 3567,8-5137,8м).
2004 жылы П-13, 20 жане 9 уңғыларында 5152-5217м тереңдік аралығында
мұнай ағыны конденсатпен бірге алынып жатты. 1979 жылы Қарашығанақ
алаңындағы ернеу маңы аймағының ішкі бөлігінде П-10 ұңғымасында 3908 м
тереңдіктегі төменгі пермь шөгінділерінен газ бен газоконденсат фонтаны
алынды.
Ұнғыны игерудің алғашқы кезеңдерінде қабат суының пайда болуы, сонымен
қоса, тұрақты мұнай-сулы эмульсиясының бар болуы перфорация тесіктеріне
жақын аралықта судың бар екендігін көрсетеді, олай болса, 13 ұңғысы 5202-
5217м перфорация интервалының жоғарғы бөлігінде өтпелі сумұнайлы зонаны
ашты. Өйткені осы ұңғының 5125-5190м интервал аралығынан сусыз мұнай
алынған болатын.
1 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің
қабат газы, орта есеппен 10 МПа, жоғары қайнау көмірсутектерімен
қанықпағандығы анықталды. Оның құрамында: этан – 6%, пропан – 2,5%, бутан –
1,7% шамасында.
Карбон объектілерінің газдары С5+ көмірсутектеріне көбірек қаныққан.
Пермь және карбон шөгінділерінен алынатын конденсат қасиеттері әртүрлі. Кен
орын қимасы бойынша конденсаттың фракционды құрамы ауырлай түседі: қиманың
жоғарғы жағындағы конденсаттың 50%-і 2030С температурасында қайнайды, ал
төменгі жағы 2390С; 3600С жоғары конденсат қалдығы 13,8 – 23 %-ке дейін
көбейеді. Молекулярлы массасының шамасы 20 бірлікке көбейеді. Конденсаттың
қату температурасы екі еседен көп өседі. Пермь шөгінділерінен алынған
конденсатты ароматты көмірсутектер 19,1% масс. бойынша, ал карбоннан
алынған конденсатта 25,1% масс. бойынша. Дистилянтты фракциялардың ароматты
көмірсутектер мөлшері фракциялардың алу температурасы өскен сайын ұлғаяды.
Зерттелген мұнайдың молекулярлы массасы 214 бірлік, тығыздығы 0,842
гсм3, тұтқырлығы 200С кезінде 9,12 м2см; құрамы: жалпы күкірт 1,18%,
қатты
парафиндер 3,37%, шайырлар 3,08%, асфальтендер 0,39% масс. бойынша;
ароматты көмірсутектердің жалпы мөлшері 35% масс. Бүкіл мұнайларға бір,
фракция алу температурасы өскен сайын құрамында ароматты көмірсутек
мөлшерінің жоғарылау тенденциясы байқалады. Бірінші кестеде №33 және 44
ұңғыларындағы қабат мұнайының құрамы берілген. Ұңғылардың өзара орналасу
арақашықтығы үдкен болғанымен кестеде келтірілген мәліметтер бүкіл кен
ауданындағы мұнай құрамының өзгешелігінің шамасы аз екенін көрсетеді (1.1 -
кесте).
1.1 - кесте
Ұңғы өнімінің құрамы
Ұңғы номері
33 44
Перфорация 5120-5155 5127-5156
интервалы, м.
Мольдік құрамы, %
С1 62,69 62,75
С2 8,22 5,71
С3 3,08 3,06
С4 1,65 1,40
С5 14,39 15,73
N2 1,03 0,41
CO2 4,62 6,05
H2S 4,32 4,81
6. Газ, конденсат және мұнайдың геологиялық және қалдық қорларын
талдау
Көмірсутектердің төменгі пермьдік жоғары девондық мұнай, газ,
конденсатты шоғырының бастапқы геологиялық қоры 01.01.99 жылы зерттелген
жағдаймен есептелген және МҚК ҚР 28.05.99 жылы бекітілген (№ 22-99-у
хаттама). Қорлар пайдалану объектісінің барлық жобалау құжаттарымен сәйкес
қабылданған үш объект бойынша есептелген: бірінші – пермь түзілімдері
шоғырдың газ – конденсатты бөлігі, екіншісі – пермь түзілімдері шоғырдың
газ-конденсатты бөлігі, екінші – таскөмір түзілімдеріндегі газ-конденсатты
бөлігі және үшінші шоғырдың мұнай бөлігі, соңғы есептеуде оңтүстік-батыс
пен солтүстік-шығыс учаскелеріне бөлек- бөлек жүргізілді. Олар мұнай
қасиеті мен әсіресе тығыздығы бойынша айырмашылығы бар. Бос газ бен
конденсат қорлары 1988 жылдағыдай сол шекарада В категориясына жіктелген
және шоғырдың қалған ауданы С 1-ге жіктелген, ал мұнай мен онда еріген
газдар қоры С 1 категориясы бойынша, тек қана 21 ұңғыма ауданы қорының С 2
категориясымен бағаланған кен орнының тәжірибелі-кәсіпшілік пайдалануының
материал талдауының нәтижелері бойынша газ қоры, конденсат және оның
құрамындағылар 1 объект бойынша В категориясына келесі ұңғымалармен
шектелегн ауданда өткізілген: 117, 150, 126, 330, 121, 114, 6, 703, 215,
630, 172, 16, 171, 628, 626, 116, 622, 102, 621, 201, 115, 106, 127, 145,
118, 117 және 2-объект бойынша 310, 320, 7, 126, 326, 28, 622, 625, 628,
196, 116, 201, 822, 325, 605, 806, 305.
Бос газ, конденсат, мұнай және онда еріген газ қорлары көлемдік
әдіспен саналды. Сонымен қатар газға қанығушылық көлемі мен кеуектілік және
мұнайға қанығушылық картасына тиімді қалыңдық картасының туындысы болатын
карталардың тұрғызылуы мен паралельді компьютерді Irap mopping программасы
арқылы есептеледі. Бұл программаны Норвегияның Smeolvig Tehnologies
компаниясы жасаған. 1-объектпен байланысқан төменгі пермьдік түзілімдерде
жинауыштар барлық кен орнында кездесе бермейтіндіктен газдың таралу ауданы
осы жинауыштардың таралу шекарасымен анықталған. 2 - объекттің газдылық
ауданы резервуардың бетінің түсірілген картасынан газдылық контуры бойынша
анықталды. 3-объекттің мұнайлық ауданы оңтүстік-батыс пен солтүстік-шығыс
учаскелерінің онда орналасқан мұнай тығыздығы мен мұнайлық контурына
байланысты осы учаскелерді жеке-жеке анықтады, ал оңтүстік-батыс
учаскесінің аралықтарында С 2 категориясының қоры байланысқан аудан
анықталған. Әрбір ұңғымада кеуектіліктің орташа мәні қалыңдық бойынша
орташа өлшенген шама ретінде анықталды және осы мәліметтерді негізге алып
кеуектілік картасы құрылды. Газ мұнайға қаныққан жыныстардың кеуек көлемін
анықтау үшін эффективті мұнай газға қаныққан қалыңдықтар картасына көбейген
кеуектіліктің өзінің карталары қолданылды.
Ұңғымалар бойынша мұнай газға қанығушылық коэффициенті әрбір объект
үшін жеке-жеке қалыңдық пен кеуектілік бойынша орташа өлшенген шама ретінде
есептелді. Осы мәндер бойынша мұнай газға қанығушылықтың картысы
құрастырылды, ал мұнай газ қанығушылық көлемін анықтау осы карталардың
туындысы болатын сәйкес келетін объект бойынша кеуек көлемдерінің карталары
бойынша жүргізілді. Ертеректегі қалдық мұнайға қанығушылық газ қорын келесі
тәсілмен есептеуді ескерді, объект бойынша мұнайға қаныққан көлемнен 0,045-
ке көбейтілген кеуектік көлем алынды. Есептеуші параметрлердің термобаралық
шарттар мен сүзгіш жүйемен байланысқан мәні өнімді жыныстардың орташа
өлшенген шамасы ретінде анықталды. 1988 жылы қор есептегенде ұсынылған және
іске асырылған тәсіл қолданылды. Оның дұрыстылығы шоғырдың бір
гидродинамикалық байланысқан резервуармен ұштасыуынан көрініс алады және ол
параметр өзгерісі тереңдікпен бақыланатын сүзгіш жүйенің бірлігімен
дәлелденеді.
Қорларды есептегенде 100 метр қалыңдықтар бойынша параметрлер өлшенді
және шоғырдың төменгі бөлігінде, параметрлер көп өзгеретіндіктен 50 метр
аралықта өлшенді. Бұл қорларды есептегенде параметрлердің нақты мәндерін
алуға мүмкіндік берді, өйтені алдыңғы қорларды есептеумен салыстырғанда
мұнда қалыңдық аз аралықтарында есептеп тұрғасын оның нақты болуына күмән
туғызбайды.
2 Кен орынды игеру жүйесі
2.1 Игеру жүйесінің технологиялық көрсеткіштері
Қазіргі таңда Қарашығанақ кен орнында газконденсатты және мұнай
ұңғыларын пайдалану фонтанды тәсілмен жүзеге асырылады. Ұңғымалардың
фонтандауы қабат энергиясының мол қорымен және оқпандағы ұңғымада газ-
сұйықтық бағанының гидростатикалық қысымын, сағадағы қысым қарсылығын және
бұл сұйықтықтың қозғалуынан пайда болатын үйкеліске жұмсалатын қысымын
асыра алатын жеткілікті шамада үлкен қысымдармен түсіндіріледі.
Қабат қысымы мен газ факторы мәндерінің жоғары болуы, жобаланатын
қабат қысымын бөлшекті түрде ұстау, сонымен бірге өндіруші ұңғымалардың
өнімінде судың көп мөлшерде жоқ болуы ескерілгенде, кен орынды игерудің
тіпті бүкіл мерзімінде сұықтық пен қоспаның (газ+конденсат) көтерілуі қабат
энергиясының есебінен жүргізіледі, яғни ұңғымалар фонтанды режимде жұмыс
істейді. Бұл жағдайда мұнай объектісінің ұңғымалары сағалық және түп
қысымдары өндірудің рентабельды шегіне дейін төмендетілген кезде
пайдаланылады, одан кейін жоғарыдағы объектілерге алмастырылады.
Кен орынның игеру көрсеткіштері уақыт бойынша өзгеру сипаты, жалғыз
қабат қасиеті және оны қанықтыратын сұйықтардан, игерудің әрбір сатысында
жүзеге асыратын технологиялық операцияларға байланысты.
Қарашығанақ кен орнын игеру кезеңдеріндегі негізгі көрсеткіштер: 1-
игеру кезеңінде газконденсатты интервалында 178 ұңғыма бұрғыланған. 2-игеру
кезеңінде ұңғыларға геофизикалық зерттеу жүргізу арқылы, керн алу арқылы,
ұңғыларды тереңдету және бүйірлік оқпандарды бұрғылау арқылы кен орынға
қосымша бағалау жүргізген. Осы кезеңде 25 ұңғыма бұрғыланды.
Қазіргі таңда Қарашығанақ кен орнында 2М игеру кезеңі жүріп жатыр. 2М
игеру кезеңнің негізгі мақсаты сұйықкөмірсутектерді өндірудің максималды
деңгейін сақтау мақсатында бір, екі және үш оқпанды көлденең ұңғыларды
бұрғылау, яғни мұнайлы горизонтты (3 объект) приориттеті пайдалану болып
табылады. Ал болашақта 3-игеру кезеңінде өндіру көлемін және газ дайындауды
үлкейту мақсатында ұңғылар қорын көбейту көзделіп отыр:
– газды максималды өндіру 27,5 млрд. ст. м3жыл;
– газ айдау 2001 жылдан басталды. Қазіргі таңда айдау көлемі 16
ұңғыманы құрайды, айдау көлемі 6,2 млрд. м3жыл көрсеткішті
құрайды. 2007 жылдан бастап 53 айдау ұңғымасын пайдалану кезінде
11 млрд. ст. м3жыл көрсеткішке жетті;
– 4-14,4 млрд. ст. м3жылына газ сату бойынша жоба 2005 жылдан
бастау алды;
– басқа да газды қолдану нарығы, ОГП және Батыс Қазақстан облысы;
– сұйықты максималды өндіру 27,5 млн тоннажыл;
– КТК-ға 7 млн тоннажыл 12.2001 жылдан басталды;
– ОГП-ға 4млн тоннажыл;
– артық өнім Самараға және кен орынның өзінде орналасқан
Минимұнайөңдеуші зауытқа жөнелтіледі;
– мұнай ұңғымаларынан өнімді өндіру кезінде приоритизациялау
арқылы кен орынның газ факторын төмендету;
– І және ІІ объект ұңғымаларынан газды өндіруді қысқартып, 2005
жылға дейін төменгі көрсеткіште ұстап тұрды;
– газдың 40%-ын айдау арқылы қабат қысымын ұстау және құрғақ
газдың рецеркуляция жасауына мүмкіндік берді.
Осы қойылған талаптарды орындау үшін контракттық периодтың алғашқы 15
жылына арналған бұрғылау және күрделі жөндеу жұмыстарының кестесі
жасалынған. Жұмыс жасап тұрған 100 ұңғымаға бесжылдықта күрделі жөндеу
жасау жоспарланған. Сонымен бірге 124 пайдалану және 37 адай ұңғымаларын 12
жыл арасында бұрғылау (2002 жылдан 2014 жылға дейін) жоспары бар.
Жүйе жағдайының картасының анализі көрсеткендей [4]:
– коллектордың жалпы және гомогенді құлдырауы өндірудің 40
жылынан кейін басталады;
– коллектордың жоғарғы бөлігінде газға қанығу жоғары мөлшерде
болады. өйткені айдарған құрғақ газ шикі газдан ауыр болады;
– газ телпегінің кейбір аумақтарында сұйық мөлшерінің көп болуы
(40 – 70%). Ол тік дренаждалуына мүмкіндік беретін коллектордың
гетерогенділігіне байланысты болады;
– мұнай отрочкасының көп бөлігінде сұйық мөлшерінің көп болуы.
2.1.1 Игеру кешендерін таңдау
Көп қабатты газдыконденсатты және мұнай кен орындарын игеру
практикасында, пайдаланушы объектерде мынадай критериялар қарастырылады,
соның ішінде маңыздысы: өнімді қабаттың қалыңдығы; қабат саны; қабат
қанығуы; мұнайлылық және газдылық; әр кескіндердің гидродинамикалық
байланысы; коллекторлар және оларды қанықтыратын флюиттердің
литолого–физикалық қасиеттері, сонымен қатар параметрлердің аудан және
кескін бойынша өзгеруі; қабатты меңгеру дәрежесі және геологиялық қордың
көлемі. ҚМГК кен орнында өнімді қабат биіктігі 1600 м гидродинамикалық
байланысқан карбонатты массивті болып келген. Пайдалану объекттер массивті
мұнайгазконденсатты қабатқа бөлінуі өзіндік ерекшеліктеріне ие. Бір бүтін
кенішті екі объектіге бөлу ондағы мұнай бөлімінің биіктігі 200 м, өзіндік
өнеркәсіптік мағынасы бар. Сол уақытта, қимада пермьдік және таскөмірлі
бөлімдердегі құрылымдардың әртектілігі болуы және пермді бөлімнің қимасында
коллекторлардың нашар ұстамдылығы вертикалды және латериялды, пермді және
таскөмірлі шекараларда коллекторлардың жоғалу аймағы қабат газының физико-
химиялық құрамының айырмашылығы жоба құжаттарында, сондай-ақ 1988 жылғы
барлау қорытындылары бойынша қор есептелуі, газоконденсат бөлігі екі игеру
объетісіне бөлінеді.
Сонымен кенорын үш игеру объектісіне бөлінеді: I объект – пайдалану
объектісі яғни төменгі пермьнің газоконденсат бөлігі; II объект – таскөмір
жартысының газоконденсат бөлігі; III объект – мұнайлы қабат бөлігі
(карбон+жоғарғы девон). Шекті әр пайдаланылу объектісі сәйкесінше әртүрлі
диапазондағы эффект қабатының өзгеруі, жұмысқа пайдаланылу аймақтағы
бөліну: I объектіге екі аймақ (ГП-1 және ГП-2), II объектіге үш аймақ (ГК-
1, ГК-2, ГК-3). Пайдаланушы 3 объектінің әрбір учаскесіне екі зонадан
бөлінеді (Н-1-1, Н-1-3 және Н-2-2, Н-2-3).
Келесі бұрғылау қабатының флюидтерді қанығушылық мінездемесін нақты
анықтауға мүмкіншілік берді, бірнеше бөлшектендірілген аймақтарда
өткізбейтін бөлігі ерте пайдалану объектілерінің бөлінген шекараларында.
Біртұтас мынаны айтуға болады, келтірілген аргументтер объектілердің
игерілуіне, болашақта тереңірек танылуға және кенорынды меңгеруге растау
алды. Осы айтылған заттардан, объектіні санау қабылданып ондағы
көмірсутегілер қорын анықтап және осы объекттегі газ, конденсат және мұнай
алу коэффициентін есептеу қажет.
Газ және газконденсатты кен орындарын игеру мен пайдалану кезінде
негізгі мәселе газ және газды ұңғыларды пайдаланудың технологиялық режиміне
байланысты болады.
Ұңғылардың технологиялық жұмыс тәртібі. Бұл шығым мен түп қысымының
(немесе оның градиентімен) мәндерімен сипатталатын және бірқатар табиғи
шектеулермен анықталатын түп аймақтағы газдың қозғалыс жағдайының
анықтамасы. Ұңғыны пайдалану тәртібін дұрыс тағайындау үшін оның жұмысына
әсер ететін барлық мүмкін шектеулерді талдау қажет, яғни оның алдыңғы
пайдалану мәліметтерін, әр түрлі жұмыс режимінде ұңғыны зерттеу және
қажетті есептеулер жүргізу керек. Осы алынған мәліметтерге байланысты
берілген ұңғының тиімді жұмыс тәртібін тағайындауға болады.
Ұңғы жұмысының технологиялық режимі нақтылы және есепті деп бөлінеді.
Ұңғы жұмысының нақтылы тенологиялық режимін газ өндіру басқармасының
геологиялық қызметі квартал сайын немесе жарты жылда бір рет игеру
жобасының мәліметтерімен пайдалану тәжірибесімен және ұңғыны зерттеу
нәтижелерімен сәйкес тағайындап отырады.
Технологиялық есепті режим. Газ кен орындарын игеру жобасын жасау
кезінде анықтайды. Технологиялық есепті режимді тағайындау газдың жұмыс
шығымының өзгеруіне және кен орнынан алынатын газ мөлшеріне байланысты
уақыт ағымына сәйкес қабат, түп және сағалық қысымдардың өзгеруін
анықтаудан тұрады.
Бұл есептеулер техника-экономикалық көрсеткіштер құрамында қажетті
ұңғы санын, компрессорсыз пайдалану мерзімін тағайындауда газ өндірудің
өсімтал, тұрақты және құлдырау мерзімдерін табуға мүмкіндік береді [11].
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасуын талдау
Белгіленген пайдаланушы объектілерінде ұғылардың өзіндік торлары
қарастырылады. Айдау ұғымасын сулы аймаққа орналастыру және латериальды-
вертикалды сайклингті өткізу гравиталдық әсері жоғары дәрежесінде қолдануға
мүмкіндік беріп, құрғақ газдың бір қалыпты майлы газды ығыстыруына
көмектеседі. Кері айдау арнайы бұрғыланған жоспарланған айдау ұңғымасы
арқылы және пайдалану ұғымалары арқылы да жүргізіледі. Кен орынның арасы 1
км болатын сирек 7 нүктелі ұяшықты етіп бұрғылау қарастырылды және
болашақта көмірсутектердің қоры көп жерге арасын 500 м қысқарту көзделді.
Бірнеше объекттілердің (I+II, II+III, I+II+III) бір ұңғымада біріккен
дренировкасы рұқсат етіледі.
III объекттің пайдалану ұңғымаларын жоспарлау үшін келесідей
критерилер қолданды:
– горизнтальды ұңғымалар коллекторлардың жоғары өнімді
аймағында орналасқан, негізінен 5050 м тереңдікте.
– жалпы 30 жаңа горизонтальды ұңғымалар бұрғылау болжанды
және 12 бұрғыланған горизонтальды ұңғымаларды тереңдетіп
бұрғылау.
– вертикальды ұңғымалар коллектордың біртексіз және жоғары
тиімді қабаттарында орналасады.
Газдыконденсатты объектті игеруде пайдалану ұңғымаларын жоспарлауда
келесі критерилер қолданды:
– II объектте жаңа ұңғымалар бұрғылау мұнай жиегінің көп бөлігі
игеріліп жатқанда;
– II объект төменгі бөлігіне ұңғымалар бұрғыланып ( 4800-4950 м),
қысым түсіп кетсе II объекттің жоғарғы бөлігі атылады;
– I объект соңғы орында игеріледі;
– I және II объекттерді бір уақытта бөлек 8 ұңғымамен пайдалану
қарастырылған.
Барлық игерудің нұсқалар критериясына байланысты жаңа ұңғымаларының
орналасуы бірдей болады. 2 және 3 нұсқаларда (60% және 100% газды кері
айдау) кері айдалатын газдың көлеміне байланысты айдаушы ұңғымалар өсуі. 4,
6, 7 нұсқаларға (III объектіге сапалы газ және III объектіге алма–кезек
айдау) айдаушы ұңғымалар өнімді аймақтарда орналасқан. III объектіде
айдаушы ұңғымалар 4950–5100 м интервалымен аяқталынған.
Пайдалану ұңғылары толық барланған және пайдалануға дайын кен
орындарында мұнай, газ өнімдерін өндіру үшін қазылады. Бұл ұңғылар қатарына
осы кен орындарын пайдалануда тікелей қолданылатын бағалау, бақылау,
қабатқа сұйық, газ айдаушы ұңғылар да жатады.
Қазірі таңда Қарашығанақ кен орнында пайдалану ұңғымалары төмендегідей
орналасқан:
– I-ші объект бойынша – ұңғыма жоқ;
– II-ші объект бойынша – 13 ұңғыма (№ 106, 196, 243, 252,
320, 322, 326, 328, 346, 348, 350, 432, 710, 817
ұңғымалар);
– II+III-ші объект бойынша – 30 ұңғыма (2д, 20д, 116,
117, 121, 138, 162, 203, 205, 214, 223, 231, 232, 233,
239, 306, 310, 314, 319, 347, 351, 379, 420, 437, 439,
442, 452, 803, 806, 822 ұңғымалары);
– III-ші объект бойынша – 38 ұңғыма (15, 117, 153, 216,
220, 308, 312д, 419, 423, 430, 446, 449, 713, 718, 818,
905, 912, 915, 918, 920, 5488, 5887,6394, 9805, 9806,
9807, 9808, 9809, 9810, 9811, 9812, 9813. 9814, 9815,
9817, 9818. 9821 ұңғымалары).
2.1.3 Кен орынның игеру режимдері
Ұңғылардың негізгі қорына терең зерттеулер тек 1998 ж жүргізілді және
2000 ж бүкіл қор бойынша қабат ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын бойынша жалпы мәлімет
1.2 Стратиграфия
1.3 Тектоника
1.4 Мұнайгаздылығы
1.5 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
1.6 Газ, конденсат және мұнайдың геологиялық және қалдық қорларын
талдау
2 Кен орынды игеру жүйесі
2.1 Игеру жүйесінің технологиялық көрсеткіштері
2.1.1 Игеру кешендерін таңдау
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасуын талдау
2.1.3 Кен орынның игеру режимдері
2.1.4 Кен орынды игеруді бақылау мен реттеу (01.01.2010)
2.2 Игерудің қазіргі кездегі жағдайы
2.3 Көмірсутектер кенішіне әсер ету әдістері
2.3.1 Қабатқа газ айдау
3 Газ өндіру техникасы мен технологиясы
3.1 Өндіру техникасын таңдау және тағайындау
3.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы дебиттерінің,
технологиялық көрсеткіштерін
Газ өндіру технологиясы
3.4 Ұңғыны пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің сипаттамасы
3.5 Ұңғыны пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу шаралары және олармен
күрес
3.6 Ұңғы өнімдерін кәсіпшілік дайындау және дайындау жүйесіне қойылатын
талаптар мен ұсыныстар
4 Арнайы бөлім
4.1 Диплом жобасының тақырыбы бойынша талдау
4.2 Жаңа техника және технологияны қолдану
4.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу
5 Экономикалық бөлім
5.1 Қарашығанақ кен орнын игерудің технико-экономикалық көрсеткіштері
5.2 Енгізілген жаңа техника мен технологияның экономикалық тиімділігін
анықтау әдісі
6. Еңбекті қорғау
6.1 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлар
6.2 Еңбек қауіпсіздігін қорғау шаралары
7 Қоршаған ортаны қорғау
7.1 Атмосфералық ауаны қорғау
7.2 Су ресурстарын қорғау
7.3 Жер ресурстарын қорғау
7.4 Қоршаған ортаны қорғауды анықтайтын негізгі нормативтік және
құқықтық құжаттар
7.5 Жануарлар және өсімдіктер әлемін қорғау
7.6 Кәсіпшілік қалдықтар, қалдықтар көлемі және оларды жою шаралары
7.7 Ұңғыманың апаттық фонтандау кезіндегі атмосфераға валдық
тастандылар есебі
ҚОРЫТЫНДЫ
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Қосымша А
Қосымша Б
Қосымша В
Қосымша Г
Қосымша Д
Қосымша Е
КІРІСПЕ
Мұнай және газ өндірісі қазіргі таңда Қазақстан Республикасының ең
маңызды салаларының бірі болып табылады. Энергетикалық және химиялық
өндіріс саласы үшін мұнай, табиғи газ және конденсат бағалы шикі зат болып
табылады.
Қарашығанақ газконденсатты кен орыны Оралдың мұнайбарлау
экспедициясының көмегімен ең бірінші барлау ұнғымасын бұрғылау барысында
1979 жылы ашылды. Ол дүние жүзіндегі ең ірі газоконденсаты кен орындарының
бірі болып табылады. Кеніш 280 шаршы километр аумақты алып жатыр, оның
қойнауында 1,2 миллиард тонна мұнай мен конденсат және 1,35 триллион текше
метр газ бар.
Қазіргі таңда Қарашығанақ игерудің барлық кезеңін сәтті жүріп отыр,
өндіріс көлемі жылдан жылға кең өріс алуда. Игерудің технологиялық сызбасы
Қазақстан Республикасының нормативті құжаты және жобалаудың техникалық
тапсырмасына сәйкес КИО және НИПО мұнай және газ мамандарымен жүзеге
асырылды.
Барлық кен орындарға тиеселі маселенің бірі ол – өнім көлемінің азаюы.
Қарашығанақ кен орнында да ең негізгі мәселенің бірі – өнім көлемінің
азаюы. Осыған орай, Карачиганак Петролеум Оперейтинг Б.В. компаниясы
ұңғыма дебитін арттырудың альтернативті шараларын жургізеді және шет елдік
компаниялармен біріге отырып осы мәселеге ерекше көңіл бөледі. Яғни негізгі
шаралардың бірі ұңғының оптималды жұмыс режимін орнату және жабдықтарды
таңдау болып табылады.
Технологиялық режим газ бен конденсаттың оптималды дебиттері, сонымен
қатар шектеуші факторларды және жер қойнауын қорғау, қауіпсіздік техника
ережелерін ескере жүргізілетін ұңғымалар мен ұңғымалар жабдықтарының дұрыс
пайдаланылуын қамтамасыз ететін өндіру ұңғымаларының жұмыс шарттарын
анықтайды. Технологиялық режимнің оптималды нұсқасы – қабат энергиясының
минималды шығындары кезінде конденсаттың максималды үлестік шығуын алу.
Жабдықтардың тиімді нұсқасын таңдау арқасында көптеген кері әсерін
тигізетін негізгі қиыншылықтардың алдын ала отырып, шығынды азайтуға
болады. Қарашығанақ кен орнын пайдалану ерекшеліктері ескеріле отырып,
көтергіш лифті, сағалық және құбыр іші жабдықтар таңдалады.
Сондықтан Қарашығанақ кен орнында ұңғының оптималды режимін орнату мен
жабдығын таңдау – негізгі мәселе болып табылады. Осыған орай, ұңғыманың
жұмыс режимін талдау мен қолданыстағы жабдықтардың тиімділігін арттыру
жолдарын ұсыну маңызды.
1 Геологиялық бөлім
1. Кен орын бойынша жалпы мәлімет
Қарашығанақ МГККО Батыс – Қазақстан облысының батысында, Бөрлі
ауданының территориясында, Ақсай қаласынан солтүстік-батысқа қарай 30 км
және Орал қаласынан шығысқа қарай 150 км қашықтықта орналасқан. Кен орын
1979 жылы ашылып, 1984 жылы игеріле бастады.
Қарашығанақ мұнай-газконденсатты кен орнын игеру жоба бойынша төрт
халықаралық серіктестер – әр біреуі акциялардың 32, 5 % иеленетін Бритиш
Газ (Англия) және Аджип Карачиганак б.в. (Италия), 20 % иеленетін
Шеврон Тексако Интернэшнл Петролеум Компани (АҚШ) және 15 % иеленетін ААҚ
Мұнай Компаниясы Лукойл компаниялары басшылығымен жүргізіледі. Бұл
компаниялар Қарашығанақ Интегралданған Мекемесіне (ҚИМ) біріккен.
Қазақстанда ҚИМ өзінің іскерлігін Карачиганак Петролеум оперейтинг б.в.
ЖТАҚ (КПО б.в.) ретінде жүзеге асырады.
Аудан климаты континентальды. Температура қыста -400С-қа дейін жазда
+400С арасында тербеліп тұрады. Оңтүстік – шығыс және солтүстік – батыс
бағытындағы желдер басым. Орташа жылдық жауын – шашын мөлшері 300 – 350 мм.
Кен орыннан Оралға дейінгі арақашықтық 160 км., Орынборға дейін 155 км.,
ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ дейінгі газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең
жақын тұрғылықты пункттар: Қарашығанақ ауылы 10 км., Тұңғыш ауылы 2 км.,
Березовка ауылы 3 км. Бөрлі ауданының территориясы 5,6 мың. км2 құрайды.
Ауданда 1 қала, 1 аудандық кент және 35 ауылдық елді мекендері орналасқан.
Бөрлі ауданынын халық саны 01.01.2010 жылғы мәліметтерге сәйкес 56452 адам
құрады, соның ішінде Ақсай қаласында – 31983 адам [13].
Гидрографиялық жүйе кен орыннан солтүстікке қарай Орал өзенімен,
солтүстік-шығысқа қарай Ілек өзенімен, батысқа қарай Утва өзенімен
келтірілген. Ауданда шағын табиғи су қоймалары кездеседі. Техникалық түрде
сумен қамтамасыз ету негізінен жер асты сулары арқылы жүзеге асырылады. 5-
110м тереңдіктегі сулы горизонттар жарықшақты мергельдерге және әктастарға,
сонымен бірге құмтастарға ұштастырылған.
Оңтүстік-шығыс және солтүстік-батыс бағыттағы желдер басым болады.
Негізінде жазда, күзде және қыста жауатын жауын-шашынның орта жылдық
мөлшері 0,3-0,35м құрайды. Қар жабыны әдетте елеусіз, көтеріңкі жерлерде
мүлдем жоқ болады. Грунттың қату тереңдігі қар жабынының қалыңдығына
байланысты 1-1,5 м аралығында болады. Жылыту маусымының ұзақтығы 176 күн,
15 қазаннан бастап 15 сәуірге дейін.
Орфографиялық қатыста аудан сирек кездесетін аңғарлар мен арқалықтар
жүйесі бар жазық болып табылады. Жер бедерінің абсолютті белгілері 80-130м
аралығында өзгереді. Құрғақ далаларға тән өсімдіктер өседі.
Ақсай – Орынбор, Орал – Орынбор секілді үлкен қатты жабынды
автомабильді жол тораптары жане Ақсай қаласынан өтетін Батыс Қазақстан
темір жолы орналасқан.
2. Стратиграфия
1988 жылғы қорды есептеу кезіндегі, есеп беруде қиманың литологиялық-
стратиграфиялық мінездемесі палентология, литология және гамма-
термолюминисценция мәліметтері негізіндегі кәсіпшілік-геофизикалық
сипаттамалармен байланысты барлау процессінде алынған бөлу сұлбасына сәйкес
келтірілген. Ары қарай каротажды реперлер 1988 жылдан кейін бұрғыланған,
140-қа жуық ұңғымамен ашылған қиманы ыдыратуға арналды. Бұл ерте
стратиграфиялық бөлімдерде байқалған қабаттардың қалыңдық диапазонын
анықтауға мүмкіндік берді.
Қарашығанақ кен орнында бұрғылау арқылы кайнозой, мезозой және
палеозой топтарының шөгінділері ашылған [4].
Қарашығанақ кен орнының литологиялық-стратиграфиялық қимасы 2-суретте
келтірілген. Суреттен төменгідевон шөгінділері ең көне шөгінді екенін
көрсек болады, ал 3-суретте кен орынның схемалық геологиялық профилі
келтірілген.
Палеозой тобы – PZ
Девон жүйесі –D
Бұрғылау арқылы ашылған ең көне шөгінділер – төменгі, орта және
жоғарғы бөлімдерімен келтірілген девон шөгінділері болып табылады.
Төменгі бөлім – D1
Д3, ДР7 және ДР8 ұңғымаларының салынуын негіздеу кезіндегі Оралмұнай-
газгеология өнеркәсіптік-геологиялық бірлестігінің мамандары
(Матлошинский Н.Г., Марченко О.Н., Бахтиаров Р.Б.) жүргізген бөлшекті
корреляция негізінде девон шөгінділерінің литологиялық-стратиграфиялық
тілімделуі жүргізілді. Бұл зерттеулерге сәйкес Д5 ұңғымасында 6219м
тереңдігінен және 6245м тереңдіктегі түпке дейін төменгі девонның эмс
ярусының сазды-карбонатты жыныстары ашылады. Кейін бұрғыланған Д4 және ДР6
ұңғымаларында төменгі девон шөгінділері сәйкесінше 6169м және 6028м
тереңдіктерде ашылған. Жыныстар күңгірт, тіпті қара әкті аргиллиттермен
келтірілген.
Бұрғылау арқылы ашылған төменгі девон шөгінділерінің максималды
қалыңдығы 430м жетеді (ДР6 ұңғымасы).
Орта бөлім – D2
Орта девон шөгінділері эйфель және живет жікқабаттары көлемінде
анықталған және 15, Д1, Д2, Д4, Д5, ДР6 ұңғымаларымен ашылған.
Эйфель жікқабаты – D2ef
Төменгі, дифференциалданбаған афон, жарым-жартылай бий және койвен
горизонттарының құрамында келтірілген. Қиманың төменгі бөлігі карбонатты-
сынықты айырмалардың қабаттасуымен келтірілген. Терең сулы шөгінділер
тығыз, микро- және жұқа қабатты, күңгірт, тіпті қара аргиллиттердің
пелоидтары, балдырлы құрылымдары және онколиттері бар әктастармен
кезектесуімен сипатталады. Эйфель жікқабатының шөгінділерінің қалыңдығы 315
м-ден (Д5 ұңғымасы) 380 м-ге (Д4 ұңғымасы) дейін жетеді.
Живе жікқабаты – D2g
Жиі органогенді, кониконхилді күңгірт, тіпті қара әктастардан, сирек
жерлерде, сонымен бірге қиманың жоғарғы бөлігінде боз сұр микрокристалды
әктастардың қабатшалары кездесетін алевролиттерден құралған. Живе
шөгінділерінің қалыңдығы №15 ұңғымадағы 64м мен Д2 ұңғымасындағы 92м
аралығында өзгеріп отырады. Қарашығанақ құрылымының оңтүстік еңісіндегі Д5
ұңғымасында живе шөгінділері табылмаған.
Жоғарғы бөлім – D3
Жоғарғы девон шөгінділері фран және фамен жікқабаттарымен келтірілген.
Фран жікқабаты – D3f
Д1 және Д2 ұңғымаларында сәйкесінше 5701-5916м және 5934-6093м
интервалдарында фран шөгінділері анықталған. Кейін бұрғыланған Д4 және ДР6
ұңғымаларында фран жікқабатының жыныстары сәйкесінше 5503-5722м және 5498-
5595м интервалдарында ашылды. Жікқабаттың төменгі бөлігі негізінен қима
бойынша жоғарыда таяз сулы фациалды келбетті әктастармен алмастырылатын
аргиллитер мен құмтастар қабатшалары бар алевролиттерден құрылған. Фран
жікқабатының шөгінділерінің қалыңдығы 159м (Д2 ұңғымасы) және 219м (Д4
ұңғымасы) аралығында өзгереді.
Фамен жікқабаты – D3fm
Фамен жыныстары кен орнында көптеген ұңғымалармен ашылған, бірақ түгел
қалыңдыққа тек №15, Д1, Д2, Д4, Д5 және ДР6 ұңғымаларымен өткен. Фамен
шөгінділері негізінен органогенді-детритті сферолитті әктастардан, екінші
ретті доломиттардан және доломиттендірілген әктастардан құралған. Толық
көлемде ашылған фамен шөгінділерінің қалыңдығы 293м (ДР6 ұңғымасы) және
386м (Д4 ұңғымасы) аралығында өзгереді.
Таскөмір жүйесі – С
Таскөмір жүйесінің шөгінділері кен орынның барлық территориясында
ашылған және төменгі және орта бөлімдерімен келтірілген.
Төменгі бөлім – С1
Төменгі таскөмір түзілімдеріне турне, визе және серпухов жікқабаттары
кіреді.
Турне жікқабаты – С1t
Турне жікқабатының жыныстары литологиясы бойынша біршама ғана
өзгешеліктері бар фамен жікқабатының жайылатын шөгінділерінде жатады. Оның
төменгі шекарасы фораминифер және конодонт қосылулары бойынша белгіленеді
және анық құрылмаған. Палеонтологиялық анықтамалары жоқ ұңғымалардың
көбісінде таскөмір жүйесінің төменгі бөліміндегі турне жікқабаты мен
жоғарғы девонның фамен жікқабаты арасындағы шекара жүргізілмейді және сонда
бұл түзілімдер тілімделмеген турне-фамен түзілімдерінің көлемінде бөлінеді.
Турне жікқабатының қалыңдығы 2м (№26 ұңғыма) және 108м (№7 ұңғыма)
аралығында өзгереді.
Визе жікқабаты – C1v
Визе жікқабаты балдырлы-сферолитті әктастардың органогенді-сынықты
немесе қошқыл түсті сазды-битумды доломиттендірілген әктастармен кенетттен
алмастырылуы бойынша ерекшеленеді. Жікқабат табанына қалыңдығы бірліктен 32
м-ге дейінгі аргиллит қабатының бар болуы тән. Аргиллит қара, тақталы, кей
жерлерде әлсіз әкті болып келеді. Жалпы алғанда визе жікқабатына жоғары
гамма-белсенділігі бар, негізінен аргиллиттерде жататын, қалыңдығы 5-235м
болатын буда сәйкес болады.
Серпухов жікқабаты – C1s
Ол таяз сулы, кедертастық және салыстырмалы терең сулы қималар
түрлерінің карбонатты жыныстарынан құралған. Шөгінділердің таяз сулы түрі
биоморфты-детритті, қайта кристалданған, ангидриттелген әктастармен
келтірілген. Серпухов жікқабатының таяз сулы шөгінділерінің қалыңдығы 400-
700м құрайды. Қиманың кедертастық түрі құрылымның шеткі бөліктерінде
ерекшеленеді және боз, мшан-балдырлы, стромалитті, доломиттелген
әктастармен келтірілген. Кедертас түрлі шөгінділерінің қалыңдығы 244м (№44
ұңғыма) және 872м (№804 ұңғыма) аралығында өзгереді. Қиманың салыстырмалы
терең сулы түрі қошқыл түске боялған тақталы және микроқабатты әктастар мен
доломиттер айырмасымен келтірілген. Салыстырмалы терең сулы шөгінділер
қалыңдығы 15м (№47 ұңғыма) және 63м (№48 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Орта бөлім – C2
Башқұрт жікқабаты – С2b
Орта бөлімінің шөгінділері тек башқұрт жікқабатымен келтірілген.
Бұрғылау арқылы бұл шөгінділердің құрылымның тек шеткі бөліктерінде
дамығаны анықталды, күмбезді бөлікте олар шайылған. Башқұрт жыныстарының
құрамында доломиттер қабатшалары бар биоморфты-детритті, органогенді-
кесекті, сонымен қатар балдырлы әктастармен келтірілген таяз сулы-теңізді
түрлі қиманың шөгінділері басым болады. Олардың қалыңдығы 4м (№28 ұңғыма)
және 55м (№17 ұңғыма) аралығында өзгереді. Құрылымның шығыс бөлігінде 21
ұңғымасымен депрессионды шөгінділер – қабатты құрылымның сазды материал
қосылған терең сулы қошқыл түсті әктастар мен доломиттер. Бұл шөгінділер
қалыңдығы 38 м-ге дейін жетеді.
Пермь жүйесі – P
Пермь шөгінділері кен орнында бұрғыланған тіпті барлық ұңғымалар
қималарында ерекшеленеді және литологиялық-формациялы құрамның ең үлкен әр
түрлілігімен сипатталады. Пермь жүйесі екі бөлімдермен келтірілген.
Төменгі бөлім – P1
Пермь жүйесінің төменгі бөлімінің құрамында ассель, сақмар, артин және
кунгур жікқабаттары ерекшеленеді. Бірінші үш жікқабаттардың карбонатты
жыныстары қималардың үш түрін құрайды – биогермді, беткейлі және
салыстырмалы терең сулы.
Ассель жікқабаты – P1a
Ассель жасты биогермді әктастар, сирек кездерде доломиттер мен олардың
биоморфты-детритті айырмалары негізінен үлкен рифогенді массивтің орталық
күмбезді бөлігінде кездеседі. Шөгінділердің бұл түрінің максималды
қалыңдығы 728 м-ге дейін жетеді (№180 ұңғыма). Кедертастық беткейдің
шөгінділері негізінен долмиттендірілген биоморфты-детритті, сирек кездерде
биохемогенді мен кесекті жыныстардың қабатшалары бар биогермді және
биоморфты айырмаларының дамуымен сипатталады. Беткейлі түрлі шөгінділердің
қалыңдығы 42-216м аралығында өзгереді. Салыстырмалы терең сулы ассель
шөгінділері сазды және кремнийлі материал қоспасы бар қошқыл, тіпті қара
түсті жұқа және микроқабатты битумды карбонатты жыныстармен келтірілген.
Сақмар жікқабаты – P1s
Кедертастық фикцияда балдырлы, мшанды, тубифитті және криноидті-
балдырлы боз әктастардың түрлерімен келтірілген. Шөгінділер бұл түрінің
қалыңдығы 23м (№10 ұңғыма) және 90м (№6 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Қиманың беткейлі түрі қалыңдығы 15-56м аралығында өзгеретін органогенді-
детритті, брекчия түрлі, жұқа кристалды және пелитоморфты әктастарынан
құрылған.
Артин жікқабаты – P 1ar
Қиманың кедертастық түрінде биоморфты-детритті әктастармен, сирек
кездерде екінші ретті биогермді, балдырлы доломиттермен келтірілген. Бұл
түрдің артин шөгінділерінің қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді (№2 ұңғыма).
Қиманың беткейлі түрі негізінен екінші ретті доломиттермен, сирек кездерде
биоморфты-детритті, органогенді-кесекті әктастармен келтірілген. Беткейлі
түрлі қималарда жікқабат қалыңдығы кенеттен кішірейеді және бірінші
бірліктер (№ 1, 27 ұңғымалар) мен 217м (№7 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Кунгур жікқабаты – P1k
Кен орын шегінде барлық жерлерде дамыған. Палеонтологиялық және
палинологиялық мәліметтер бойынша онда филипп және ирень горизонттары
ерекшеленеді.
Филлипов горизонты – P1kf
Филлипов горизонтының шөгінділері кен орында бұрғыланған барлық
ұңғымалармен ашылған. Одан әрі толық қималарда олар екі литологиялық
қатқабаттардан құралады – карбонатты және карбонатты-сульфатты
қатқабаттарынан. Карбонатты қатқабат негізінен қайта кристалданған,
ангидридтелген доломиттермен келтірілген. Филлипов горизонтының карбонатты-
сульфатты қалыңдығы негізінен доломиттер қабатшалары бар сұр, боз сұр және
көкшіл түсті ангидриттармен келтірілген. Филлипов горизонтының қалыңдығы
рифогенді құрылымның одан әрі батырылған бөліктерінде бірнеше метрден
палеорифтің орталық бөлігінде 150-300 м-ге дейін өзгереді.
Ирень горизонты – P1kir
Терригенді қабатшалары бар тұздылы шөгінділермен келтірілген. Горизонт
қалыңдығы кең аралықта өзгереді. Мульданың орталық бөлігінде горизонт
қалыңдығы әдетте бірнеше бірлік және 250м аралығында өзгереді, ал № 18,
102, 111, 215 және 913 ұңғымаларда ирень шөгінділері мүлдем жоқ.
Жоғарғы бөлім – P2
Пермь жүйесінің жоғарғы бөлімінің шөгінділері уфа, қазан және татар
жікқабаттарының көлемінде ерекшеленеді.
Уфа жікқабаты – P2u
Ұңғымалармен күмбезаралық мульданың шегінде ашылады және литологиялық
қатыста аргиллиттер, саздар, алевролиттер, тұздар және ангидридтер
кезектесуімен келтірілген. Жікқабат қалыңдығы 48м (№433 ұңғыма) және 1284м
(№24 ұңғыма) аралығында, кейбір жағдайларда 1630 м-ге дейін (№8 ұңғыма)
мульданың солтүстік қанатының Қарашығанақ күмбезімен жанасу аймағының
бағытында үлкейе отырып өзгереді.
Қазан жікқабаты – P2kz
Күмбезаралық мульданың даму шегінде әр түрлі жерлерде таралған.
Литологиясы бойынша қазан жікқабаты калиналық және гидрохимиялық пен
қарағай свиталарының тілімделмеген шөгінділеріне бөлінеді. Калиналық
свитаның шөгінділері қызыл-қоңыр, қоңыр-сұр түсті, тығыздалған, алевритті,
ангидридтер мен тас тұзының ұсақ ұяшықтары бар, сазды әктастар мен
доломиттердің қабатшалары бар саздармен келтірілген. Свита қалыңдығы 25м
(№1000 ұңғыма) және 300м (№913 ұңғыма) аралығында өзгереді. Тілімделмеген
гидрохимиялық және қарағай свиталарына тас тұзының және ангидриттердің,
сирек кездерде алевролиттер, әктастар мен доломиттердің қабатшалары бар
қошқыл қою қызыл түсті, қатты тығыздалған саздар жатады. Бұл шөгінділердің
қалыңдығы 152-742м аралығында өзгереді.
Татар жікқабаты – P2t
Көкшіл дақтары бар қоңыр түсті, тығыз, еңкіш қабатты полимикті
құмтастардың, алевролиттердің және әлсіз цементтелген құмдардың, сирек
жерлерде әктастардың қабатшалары бар, аргиллиттерге ұқсас, әктасты,
құмтасты саздармен келтірілген. Жікқабат қалыңдығы 148м (№163 ұңғыма) және
1925м (№31 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Мезозой тобы – MZ
Триас жүйесі – T
Кен орын шегіндегі триас жүйесінің шөгінділері әр жерлерде таралған.
Литологиялық қатыста триас жасының жыныстары саздардың, құмтастардың,
құмдардың, алевролиттердің және аргиллиттердің әркелкі қабаттасуымен
келтірілген. Территорияның үлкен бөлігінде триас шөгінділерінің қалыңдығы
территорияның батыс бөлігінде 2183 м-ге дейін үлкейе отырып, 1068-2040м
құрайды (№45 ұңғыма). Тұзды күмбездеріне ұштастырылған триас жыныстарының
қысқартылған қалыңдықтары мұнда 63м (№13 ұңғыма) және 600м (№31 ұңғыма)
аралығында өзгереді.
Юра жүйесі – J
Қарашығанақ кен орнының шегіндегі юра жүйесінің түзілімдері орта және
жоғарғы бөлімдермен келтірілген және күмбезаралық аймақта таралған. Тұзды
күмбездер дөңестерінде юра шөгінділері мүлдем жоқ.
Орта бөлім – J2
Төменгі бөліктегі орта юралық шөгінділердің терригенді қатқабаты
шартты түрде байосс жікқабатымен салыстырылатын ұсақ түйірлі құмтастардың,
сазды құмдардың және саздардың қабаттасуымен келтірілген. Жоғарғы бөлігі
әкті емес, қалың қабатты, болжаммен алғанда бат жасты саздардан құралған.
Жоғарғы бөлім – J3
Жоғарғы юра шөгінділері келловей-оксфорд-кембридж жыныстарымен
фосфорлы тақта және волга жікқабатының сазды-мергельді қатқабаты түрінде
келтірілген.
Юра жүйесі шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 22 м (№126 ұңғыма) және 560м
(№37 ұңғыма) аралығында өзгереді. Қоншыбай күмбезімен шекарасындағы
жыныстар қалыңдығы 495 м-ден (№477 ұңғыма) 148 м-ге дейін (№213 ұңғыма)
қысқарады.
Бор жүйесі – K
Бор жүйесінің шөгінділері шартты түрде тілімделген валанжин-готер
түзілімдері, баррем және апт жікқабаттарына бөлінетін төменгі бөлім
көлемінде келтірілген. Бор жыныстары күмбезаралық мульданың тек орталық
және оңтүстік бөліктерінде таралған.
Валанжин-готер шөгінділері сирек кездесетін мергель қабатшалары бар
саздар будасымен келтірілген. Буда негізінде ұсақ фосфорлы жалбырлар жатыр.
Баррем жікқабаты мергель мен сидерит конкрецияларының сирек, жұқа
қабатшалары бар қара түсті, тығыз, қатал қабатты саздармен келтірілген.
Көбінесе кен орынның оңтүстік-батыс бөлігінде таралған.
Апт жікқабаты негізінде фосфориттері бар ұсақ түйірлі құмтас қабаты
жатқан қара түсті, әкті емес, тығыздалған саздармен келтірілген.
Бор жүйесі шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 12м (№ 12, 28 ұңғымалар)
және 319м (№45 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Неогендік жүйе – N
Неоген шөгінділері төменгі бор, юра және триас әр түрлі жасты
жыныстарды жатыр және екі жікқабаттармен келтірілген – ақшағыл және апшерон
жікқабаттары. Керндік материалдың жоқ болуына және кәсіпшілік-геофизикалық
зерттеулер кешенінің жеткіліксіздігіне байланысты неогендік шөгінділер
негізінен әр түйірлі құмтастар мен алевролиттер қабатшалары бар сұр және
жасыл-сұр саздармен келтірілген тілімделмеген қатқабат ретінде
ерекшеленген. Плиоцендік шөгінділерінің қалыңдығы 20м (№8 ұңғыма) және 115м
(№32 ұңғыма) аралығында өзгереді.
Төрттік жүйе – Q
Антропогенді жүйенің жыныстары, малтатас линзалары және саздар
қабатшалары бар саздақтардан, құмдақтардан, құмдардан құралатын
қалыңдықтары 8-20м аралығында өзгеретін аллювиалды және делювиалды
түзілімдерімен келтірілген.
Қарашығанақ кен орнының өнімді горизонтының жамылғысы бойынша
құрылымдық карта қосымшада көрсетілген [8].
3. Тектоника
Қарашығанақ кен орны Каспий маңы ойпаңының шөгінді тысының үлкен
қалыңдығымен және тұзды тектониканың көріністерімен сипатталатын солтүстік
ерену аймағының ішкі бөлігінде орналасқан.
Кен орын, амлитудасы 400м аралығындағы, солтүстіктен доға тәрізді
ойпаң жермен шектелген, фундемент көтерілуімен кеңістікті келісілген.
Түсіру амплитудасы батыс бағытында 1200м дейін өседі. Көне орының
тектоникалық элементерінің субендік және субмеридианалды бағытталуы
теригенді девон шөгінділерінің көтерілімдерінде көрініс табады.
Каспи маңы ойпаңының шөгінді қабат қималарында тектоникалық әсерлерге
әр түрлі әсер еткен үш структуралық этаж бөлінеді. Төменгі структуралық
этаж жоғарғыдевонды артинді ярусқа дейінгі шөгінділерімен қосады, ортанғысы
– кунгурлы сульфатты-галогенді қабатты қосады және жоғарғысы – жоғарғы перм
мен триастың түзілуін қамтиды [4].
Қарашығанақ мұнай-газоконденсатты кен орнының негізгі карбонатты
массиві Каспий маңы ойпаңының ернеуіне параллель бағдарланған еңдік
созылымның үлкен тұз асты массивін құрайтын фамен-артин құрылымдық этажымен
байланыстырылған. Жоспардағы массив өлшемдері 14,5 х 28м, биіктігі 1600м
құрайды, ал массивтен тыс жерлерде биіктік 600 м-ден аспайды. Құрылымдық
этаж үш этаждыққа бөлінеді: жоғарғы девон-турне, визе-башқұрт ерте пермь
этаждықтары, және де әрбір этаждық басқалардан өзгеше құрылымдық жоспармен
өзгешеленеді [1.2].
Визе-башқұрт этаждығының құрылымы, одан көнелермен салыстырғанда, кен
орнында едәуір жақсы зерттелген. Жоғарыдан этаждық шөгінденудегі пермьге
дейінгі үзілістің бетімен шектелген. Карбон шөгінділерінің құрылымдық беті
денудационды үрдістердің белсенді әсер етуімен пайда болған. Жоспарда
массив шығыс бөлігі кең және батыс бөлігі тарылатын пішінге ие болады.
Ерте пермь құрылымдық этаждығына кедертас салу таскөмір негізінің
шығыс кеңейтілген бөлігі төбесінің өсуі тән.
2004 жылғы мәліметтерден көретініміз төменгі перм құрылымдары 135 м-
ден 170 м-ге дейін 423, 424, 912 пайдалану ұңғыларымен ашылған,
нәтижесінде шығыс жане батыс бөліктері қатар ені 6км төменгі пермді
карбонатты түзілімдермен қосылады.
Орта құрылымдық этаж тұзды тектониканың дамуымен ерекшеленеді және
Қарашығанақ кен орнының жапқышы ролін ойнайды. Тұзды тектониканың
көрінісінің ерекшеліктері бел тәрізді көтерілімдердің және тұзды
күмбездердің пайда болуына әкелді.
Тұз асты құрылымның орталық бөлігі жоспарда күмбезаралық мульдаға
сәйкес келеді, мұнда тұз мүлдем жоқ, ал кунгурдың сульфатты будасы уфа және
қазан қызыл түстілермен жабылған.
4. Мұнайгаздылығы
Негізгі игерілетін мұнай-газоконденсатты кеніш жоғарғы девон (фамен),
таскөмір және төменгі пермь (артин жікқабатын қоса) карбонатты
шөгінділерімен байланысты. Кеніш қалыңдығы шамамен 1600м, оның жабыны
жатысының минималды тереңдігі 3680м. Бұл кеніштің су-мұнай жапсары орта
есеппен минус 5150м абсолюттік белгісінде немесе жер бетінен шамамен 5250м
тереңдікте орналасқан.
№ 15 барлау унгысында 5630-5754 м терендик интервалында негізгі мұнай-
газоконденсатты кенішинин томенги бөлігінде орта девон шөгіндісине жататын
мунай кабат ашылган. Әктас қатпарлары бар қара-сұр аргелиттер мұнайға
қаныққан. Кен орынның орталық бөлігінде және мұнайгазконденсатты шөгіндінің
біршама солтүстік контурында мұнайлы ортадевонды шөгінділерінің дамуы
байқалады.
Кунгур шөгінділерінің мұнайлығы №112 пайдалану ұңғысымен орнатылған.
Бұл ұңғыда мұнай 3528 м тереңдікті бұрғылау барысында алынған. 100 м3тәу
дебитпен мұнай фонтаны алынған. Фонтандауды тығыздығы 1,56 гсм3 сазды
ертіндімен бастыру арқылы тоқтатқан. Осыдан кейін ұңғыдан 3594 м-не дейін
керн ала отырып ары қарай бұрғылауды жалғастырған. Ұңғыны сынау үшін Ұңғыны
тәжірибелік пайдалану үшін 3588 м тереңдікке дейінгі пайдалану колонасымен
жабдықтаған, оны сағасына дейін цементеген. Сынау үшін 3515-3534 м (I
объект), 3485-3495 м (II объект), 3465-3475 м (III объект), 3556-3568 м (IV
объект) интервалдарында колоннаға перфорация жүргізген. Мұнай ағыны IV
объекттен алынған, мұнай дебиті тәулігіне 30 м3-ты қамтыды. Басқа объекттер
құрғақ күйде болды.
Минус 5000м белгісінен төмен қарай мұнай аймағы жатыр. 500 м3м3-тан
асатын жоғары газ-сұйықтық факторы және сұйық көмірутектердің физикалық-
химиялық қасиеттері бойынша жеңіл, тұтқырлығы төмен мұнай (әсіресе аймақтың
жоғарғы қабаттарында) минус 5130 белгісіне қарай одан әрі тығыз және тұтқыр
мұнайға айналады.
№13 ұңғыма зерттеулерінің нәтижелері бойынша минус 5130 белгісінен
төмен өтпелі су-мұнай аймағы бар деген болжам жасалды.
Қарашығанақ кен орнының барлау және пайдалану ұңғымаларында
жүргізілген кешендік газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер
төменгі пермь мен карбонның 5217м тереңдігіне дейін (№13 ұңғыма) ашылған
карбонатты қиманың өнеркәсіптік өнімділігін дәлелдеді. Жалпы алғанда, кен
орын бойынша бұрғылау арқылы анықталған көмірсуға қаныққан жыныстар этажы
1557 м-ге дейін жетеді (3660-5217м; абсолюттік белгілерде 3567,8-5137,8м).
2004 жылы П-13, 20 жане 9 уңғыларында 5152-5217м тереңдік аралығында
мұнай ағыны конденсатпен бірге алынып жатты. 1979 жылы Қарашығанақ
алаңындағы ернеу маңы аймағының ішкі бөлігінде П-10 ұңғымасында 3908 м
тереңдіктегі төменгі пермь шөгінділерінен газ бен газоконденсат фонтаны
алынды.
Ұнғыны игерудің алғашқы кезеңдерінде қабат суының пайда болуы, сонымен
қоса, тұрақты мұнай-сулы эмульсиясының бар болуы перфорация тесіктеріне
жақын аралықта судың бар екендігін көрсетеді, олай болса, 13 ұңғысы 5202-
5217м перфорация интервалының жоғарғы бөлігінде өтпелі сумұнайлы зонаны
ашты. Өйткені осы ұңғының 5125-5190м интервал аралығынан сусыз мұнай
алынған болатын.
1 Газ, конденсат және мұнайдың физикалық, химиялық қасиеттері
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің
қабат газы, орта есеппен 10 МПа, жоғары қайнау көмірсутектерімен
қанықпағандығы анықталды. Оның құрамында: этан – 6%, пропан – 2,5%, бутан –
1,7% шамасында.
Карбон объектілерінің газдары С5+ көмірсутектеріне көбірек қаныққан.
Пермь және карбон шөгінділерінен алынатын конденсат қасиеттері әртүрлі. Кен
орын қимасы бойынша конденсаттың фракционды құрамы ауырлай түседі: қиманың
жоғарғы жағындағы конденсаттың 50%-і 2030С температурасында қайнайды, ал
төменгі жағы 2390С; 3600С жоғары конденсат қалдығы 13,8 – 23 %-ке дейін
көбейеді. Молекулярлы массасының шамасы 20 бірлікке көбейеді. Конденсаттың
қату температурасы екі еседен көп өседі. Пермь шөгінділерінен алынған
конденсатты ароматты көмірсутектер 19,1% масс. бойынша, ал карбоннан
алынған конденсатта 25,1% масс. бойынша. Дистилянтты фракциялардың ароматты
көмірсутектер мөлшері фракциялардың алу температурасы өскен сайын ұлғаяды.
Зерттелген мұнайдың молекулярлы массасы 214 бірлік, тығыздығы 0,842
гсм3, тұтқырлығы 200С кезінде 9,12 м2см; құрамы: жалпы күкірт 1,18%,
қатты
парафиндер 3,37%, шайырлар 3,08%, асфальтендер 0,39% масс. бойынша;
ароматты көмірсутектердің жалпы мөлшері 35% масс. Бүкіл мұнайларға бір,
фракция алу температурасы өскен сайын құрамында ароматты көмірсутек
мөлшерінің жоғарылау тенденциясы байқалады. Бірінші кестеде №33 және 44
ұңғыларындағы қабат мұнайының құрамы берілген. Ұңғылардың өзара орналасу
арақашықтығы үдкен болғанымен кестеде келтірілген мәліметтер бүкіл кен
ауданындағы мұнай құрамының өзгешелігінің шамасы аз екенін көрсетеді (1.1 -
кесте).
1.1 - кесте
Ұңғы өнімінің құрамы
Ұңғы номері
33 44
Перфорация 5120-5155 5127-5156
интервалы, м.
Мольдік құрамы, %
С1 62,69 62,75
С2 8,22 5,71
С3 3,08 3,06
С4 1,65 1,40
С5 14,39 15,73
N2 1,03 0,41
CO2 4,62 6,05
H2S 4,32 4,81
6. Газ, конденсат және мұнайдың геологиялық және қалдық қорларын
талдау
Көмірсутектердің төменгі пермьдік жоғары девондық мұнай, газ,
конденсатты шоғырының бастапқы геологиялық қоры 01.01.99 жылы зерттелген
жағдаймен есептелген және МҚК ҚР 28.05.99 жылы бекітілген (№ 22-99-у
хаттама). Қорлар пайдалану объектісінің барлық жобалау құжаттарымен сәйкес
қабылданған үш объект бойынша есептелген: бірінші – пермь түзілімдері
шоғырдың газ – конденсатты бөлігі, екіншісі – пермь түзілімдері шоғырдың
газ-конденсатты бөлігі, екінші – таскөмір түзілімдеріндегі газ-конденсатты
бөлігі және үшінші шоғырдың мұнай бөлігі, соңғы есептеуде оңтүстік-батыс
пен солтүстік-шығыс учаскелеріне бөлек- бөлек жүргізілді. Олар мұнай
қасиеті мен әсіресе тығыздығы бойынша айырмашылығы бар. Бос газ бен
конденсат қорлары 1988 жылдағыдай сол шекарада В категориясына жіктелген
және шоғырдың қалған ауданы С 1-ге жіктелген, ал мұнай мен онда еріген
газдар қоры С 1 категориясы бойынша, тек қана 21 ұңғыма ауданы қорының С 2
категориясымен бағаланған кен орнының тәжірибелі-кәсіпшілік пайдалануының
материал талдауының нәтижелері бойынша газ қоры, конденсат және оның
құрамындағылар 1 объект бойынша В категориясына келесі ұңғымалармен
шектелегн ауданда өткізілген: 117, 150, 126, 330, 121, 114, 6, 703, 215,
630, 172, 16, 171, 628, 626, 116, 622, 102, 621, 201, 115, 106, 127, 145,
118, 117 және 2-объект бойынша 310, 320, 7, 126, 326, 28, 622, 625, 628,
196, 116, 201, 822, 325, 605, 806, 305.
Бос газ, конденсат, мұнай және онда еріген газ қорлары көлемдік
әдіспен саналды. Сонымен қатар газға қанығушылық көлемі мен кеуектілік және
мұнайға қанығушылық картасына тиімді қалыңдық картасының туындысы болатын
карталардың тұрғызылуы мен паралельді компьютерді Irap mopping программасы
арқылы есептеледі. Бұл программаны Норвегияның Smeolvig Tehnologies
компаниясы жасаған. 1-объектпен байланысқан төменгі пермьдік түзілімдерде
жинауыштар барлық кен орнында кездесе бермейтіндіктен газдың таралу ауданы
осы жинауыштардың таралу шекарасымен анықталған. 2 - объекттің газдылық
ауданы резервуардың бетінің түсірілген картасынан газдылық контуры бойынша
анықталды. 3-объекттің мұнайлық ауданы оңтүстік-батыс пен солтүстік-шығыс
учаскелерінің онда орналасқан мұнай тығыздығы мен мұнайлық контурына
байланысты осы учаскелерді жеке-жеке анықтады, ал оңтүстік-батыс
учаскесінің аралықтарында С 2 категориясының қоры байланысқан аудан
анықталған. Әрбір ұңғымада кеуектіліктің орташа мәні қалыңдық бойынша
орташа өлшенген шама ретінде анықталды және осы мәліметтерді негізге алып
кеуектілік картасы құрылды. Газ мұнайға қаныққан жыныстардың кеуек көлемін
анықтау үшін эффективті мұнай газға қаныққан қалыңдықтар картасына көбейген
кеуектіліктің өзінің карталары қолданылды.
Ұңғымалар бойынша мұнай газға қанығушылық коэффициенті әрбір объект
үшін жеке-жеке қалыңдық пен кеуектілік бойынша орташа өлшенген шама ретінде
есептелді. Осы мәндер бойынша мұнай газға қанығушылықтың картысы
құрастырылды, ал мұнай газ қанығушылық көлемін анықтау осы карталардың
туындысы болатын сәйкес келетін объект бойынша кеуек көлемдерінің карталары
бойынша жүргізілді. Ертеректегі қалдық мұнайға қанығушылық газ қорын келесі
тәсілмен есептеуді ескерді, объект бойынша мұнайға қаныққан көлемнен 0,045-
ке көбейтілген кеуектік көлем алынды. Есептеуші параметрлердің термобаралық
шарттар мен сүзгіш жүйемен байланысқан мәні өнімді жыныстардың орташа
өлшенген шамасы ретінде анықталды. 1988 жылы қор есептегенде ұсынылған және
іске асырылған тәсіл қолданылды. Оның дұрыстылығы шоғырдың бір
гидродинамикалық байланысқан резервуармен ұштасыуынан көрініс алады және ол
параметр өзгерісі тереңдікпен бақыланатын сүзгіш жүйенің бірлігімен
дәлелденеді.
Қорларды есептегенде 100 метр қалыңдықтар бойынша параметрлер өлшенді
және шоғырдың төменгі бөлігінде, параметрлер көп өзгеретіндіктен 50 метр
аралықта өлшенді. Бұл қорларды есептегенде параметрлердің нақты мәндерін
алуға мүмкіндік берді, өйтені алдыңғы қорларды есептеумен салыстырғанда
мұнда қалыңдық аз аралықтарында есептеп тұрғасын оның нақты болуына күмән
туғызбайды.
2 Кен орынды игеру жүйесі
2.1 Игеру жүйесінің технологиялық көрсеткіштері
Қазіргі таңда Қарашығанақ кен орнында газконденсатты және мұнай
ұңғыларын пайдалану фонтанды тәсілмен жүзеге асырылады. Ұңғымалардың
фонтандауы қабат энергиясының мол қорымен және оқпандағы ұңғымада газ-
сұйықтық бағанының гидростатикалық қысымын, сағадағы қысым қарсылығын және
бұл сұйықтықтың қозғалуынан пайда болатын үйкеліске жұмсалатын қысымын
асыра алатын жеткілікті шамада үлкен қысымдармен түсіндіріледі.
Қабат қысымы мен газ факторы мәндерінің жоғары болуы, жобаланатын
қабат қысымын бөлшекті түрде ұстау, сонымен бірге өндіруші ұңғымалардың
өнімінде судың көп мөлшерде жоқ болуы ескерілгенде, кен орынды игерудің
тіпті бүкіл мерзімінде сұықтық пен қоспаның (газ+конденсат) көтерілуі қабат
энергиясының есебінен жүргізіледі, яғни ұңғымалар фонтанды режимде жұмыс
істейді. Бұл жағдайда мұнай объектісінің ұңғымалары сағалық және түп
қысымдары өндірудің рентабельды шегіне дейін төмендетілген кезде
пайдаланылады, одан кейін жоғарыдағы объектілерге алмастырылады.
Кен орынның игеру көрсеткіштері уақыт бойынша өзгеру сипаты, жалғыз
қабат қасиеті және оны қанықтыратын сұйықтардан, игерудің әрбір сатысында
жүзеге асыратын технологиялық операцияларға байланысты.
Қарашығанақ кен орнын игеру кезеңдеріндегі негізгі көрсеткіштер: 1-
игеру кезеңінде газконденсатты интервалында 178 ұңғыма бұрғыланған. 2-игеру
кезеңінде ұңғыларға геофизикалық зерттеу жүргізу арқылы, керн алу арқылы,
ұңғыларды тереңдету және бүйірлік оқпандарды бұрғылау арқылы кен орынға
қосымша бағалау жүргізген. Осы кезеңде 25 ұңғыма бұрғыланды.
Қазіргі таңда Қарашығанақ кен орнында 2М игеру кезеңі жүріп жатыр. 2М
игеру кезеңнің негізгі мақсаты сұйықкөмірсутектерді өндірудің максималды
деңгейін сақтау мақсатында бір, екі және үш оқпанды көлденең ұңғыларды
бұрғылау, яғни мұнайлы горизонтты (3 объект) приориттеті пайдалану болып
табылады. Ал болашақта 3-игеру кезеңінде өндіру көлемін және газ дайындауды
үлкейту мақсатында ұңғылар қорын көбейту көзделіп отыр:
– газды максималды өндіру 27,5 млрд. ст. м3жыл;
– газ айдау 2001 жылдан басталды. Қазіргі таңда айдау көлемі 16
ұңғыманы құрайды, айдау көлемі 6,2 млрд. м3жыл көрсеткішті
құрайды. 2007 жылдан бастап 53 айдау ұңғымасын пайдалану кезінде
11 млрд. ст. м3жыл көрсеткішке жетті;
– 4-14,4 млрд. ст. м3жылына газ сату бойынша жоба 2005 жылдан
бастау алды;
– басқа да газды қолдану нарығы, ОГП және Батыс Қазақстан облысы;
– сұйықты максималды өндіру 27,5 млн тоннажыл;
– КТК-ға 7 млн тоннажыл 12.2001 жылдан басталды;
– ОГП-ға 4млн тоннажыл;
– артық өнім Самараға және кен орынның өзінде орналасқан
Минимұнайөңдеуші зауытқа жөнелтіледі;
– мұнай ұңғымаларынан өнімді өндіру кезінде приоритизациялау
арқылы кен орынның газ факторын төмендету;
– І және ІІ объект ұңғымаларынан газды өндіруді қысқартып, 2005
жылға дейін төменгі көрсеткіште ұстап тұрды;
– газдың 40%-ын айдау арқылы қабат қысымын ұстау және құрғақ
газдың рецеркуляция жасауына мүмкіндік берді.
Осы қойылған талаптарды орындау үшін контракттық периодтың алғашқы 15
жылына арналған бұрғылау және күрделі жөндеу жұмыстарының кестесі
жасалынған. Жұмыс жасап тұрған 100 ұңғымаға бесжылдықта күрделі жөндеу
жасау жоспарланған. Сонымен бірге 124 пайдалану және 37 адай ұңғымаларын 12
жыл арасында бұрғылау (2002 жылдан 2014 жылға дейін) жоспары бар.
Жүйе жағдайының картасының анализі көрсеткендей [4]:
– коллектордың жалпы және гомогенді құлдырауы өндірудің 40
жылынан кейін басталады;
– коллектордың жоғарғы бөлігінде газға қанығу жоғары мөлшерде
болады. өйткені айдарған құрғақ газ шикі газдан ауыр болады;
– газ телпегінің кейбір аумақтарында сұйық мөлшерінің көп болуы
(40 – 70%). Ол тік дренаждалуына мүмкіндік беретін коллектордың
гетерогенділігіне байланысты болады;
– мұнай отрочкасының көп бөлігінде сұйық мөлшерінің көп болуы.
2.1.1 Игеру кешендерін таңдау
Көп қабатты газдыконденсатты және мұнай кен орындарын игеру
практикасында, пайдаланушы объектерде мынадай критериялар қарастырылады,
соның ішінде маңыздысы: өнімді қабаттың қалыңдығы; қабат саны; қабат
қанығуы; мұнайлылық және газдылық; әр кескіндердің гидродинамикалық
байланысы; коллекторлар және оларды қанықтыратын флюиттердің
литолого–физикалық қасиеттері, сонымен қатар параметрлердің аудан және
кескін бойынша өзгеруі; қабатты меңгеру дәрежесі және геологиялық қордың
көлемі. ҚМГК кен орнында өнімді қабат биіктігі 1600 м гидродинамикалық
байланысқан карбонатты массивті болып келген. Пайдалану объекттер массивті
мұнайгазконденсатты қабатқа бөлінуі өзіндік ерекшеліктеріне ие. Бір бүтін
кенішті екі объектіге бөлу ондағы мұнай бөлімінің биіктігі 200 м, өзіндік
өнеркәсіптік мағынасы бар. Сол уақытта, қимада пермьдік және таскөмірлі
бөлімдердегі құрылымдардың әртектілігі болуы және пермді бөлімнің қимасында
коллекторлардың нашар ұстамдылығы вертикалды және латериялды, пермді және
таскөмірлі шекараларда коллекторлардың жоғалу аймағы қабат газының физико-
химиялық құрамының айырмашылығы жоба құжаттарында, сондай-ақ 1988 жылғы
барлау қорытындылары бойынша қор есептелуі, газоконденсат бөлігі екі игеру
объетісіне бөлінеді.
Сонымен кенорын үш игеру объектісіне бөлінеді: I объект – пайдалану
объектісі яғни төменгі пермьнің газоконденсат бөлігі; II объект – таскөмір
жартысының газоконденсат бөлігі; III объект – мұнайлы қабат бөлігі
(карбон+жоғарғы девон). Шекті әр пайдаланылу объектісі сәйкесінше әртүрлі
диапазондағы эффект қабатының өзгеруі, жұмысқа пайдаланылу аймақтағы
бөліну: I объектіге екі аймақ (ГП-1 және ГП-2), II объектіге үш аймақ (ГК-
1, ГК-2, ГК-3). Пайдаланушы 3 объектінің әрбір учаскесіне екі зонадан
бөлінеді (Н-1-1, Н-1-3 және Н-2-2, Н-2-3).
Келесі бұрғылау қабатының флюидтерді қанығушылық мінездемесін нақты
анықтауға мүмкіншілік берді, бірнеше бөлшектендірілген аймақтарда
өткізбейтін бөлігі ерте пайдалану объектілерінің бөлінген шекараларында.
Біртұтас мынаны айтуға болады, келтірілген аргументтер объектілердің
игерілуіне, болашақта тереңірек танылуға және кенорынды меңгеруге растау
алды. Осы айтылған заттардан, объектіні санау қабылданып ондағы
көмірсутегілер қорын анықтап және осы объекттегі газ, конденсат және мұнай
алу коэффициентін есептеу қажет.
Газ және газконденсатты кен орындарын игеру мен пайдалану кезінде
негізгі мәселе газ және газды ұңғыларды пайдаланудың технологиялық режиміне
байланысты болады.
Ұңғылардың технологиялық жұмыс тәртібі. Бұл шығым мен түп қысымының
(немесе оның градиентімен) мәндерімен сипатталатын және бірқатар табиғи
шектеулермен анықталатын түп аймақтағы газдың қозғалыс жағдайының
анықтамасы. Ұңғыны пайдалану тәртібін дұрыс тағайындау үшін оның жұмысына
әсер ететін барлық мүмкін шектеулерді талдау қажет, яғни оның алдыңғы
пайдалану мәліметтерін, әр түрлі жұмыс режимінде ұңғыны зерттеу және
қажетті есептеулер жүргізу керек. Осы алынған мәліметтерге байланысты
берілген ұңғының тиімді жұмыс тәртібін тағайындауға болады.
Ұңғы жұмысының технологиялық режимі нақтылы және есепті деп бөлінеді.
Ұңғы жұмысының нақтылы тенологиялық режимін газ өндіру басқармасының
геологиялық қызметі квартал сайын немесе жарты жылда бір рет игеру
жобасының мәліметтерімен пайдалану тәжірибесімен және ұңғыны зерттеу
нәтижелерімен сәйкес тағайындап отырады.
Технологиялық есепті режим. Газ кен орындарын игеру жобасын жасау
кезінде анықтайды. Технологиялық есепті режимді тағайындау газдың жұмыс
шығымының өзгеруіне және кен орнынан алынатын газ мөлшеріне байланысты
уақыт ағымына сәйкес қабат, түп және сағалық қысымдардың өзгеруін
анықтаудан тұрады.
Бұл есептеулер техника-экономикалық көрсеткіштер құрамында қажетті
ұңғы санын, компрессорсыз пайдалану мерзімін тағайындауда газ өндірудің
өсімтал, тұрақты және құлдырау мерзімдерін табуға мүмкіндік береді [11].
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасуын талдау
Белгіленген пайдаланушы объектілерінде ұғылардың өзіндік торлары
қарастырылады. Айдау ұғымасын сулы аймаққа орналастыру және латериальды-
вертикалды сайклингті өткізу гравиталдық әсері жоғары дәрежесінде қолдануға
мүмкіндік беріп, құрғақ газдың бір қалыпты майлы газды ығыстыруына
көмектеседі. Кері айдау арнайы бұрғыланған жоспарланған айдау ұңғымасы
арқылы және пайдалану ұғымалары арқылы да жүргізіледі. Кен орынның арасы 1
км болатын сирек 7 нүктелі ұяшықты етіп бұрғылау қарастырылды және
болашақта көмірсутектердің қоры көп жерге арасын 500 м қысқарту көзделді.
Бірнеше объекттілердің (I+II, II+III, I+II+III) бір ұңғымада біріккен
дренировкасы рұқсат етіледі.
III объекттің пайдалану ұңғымаларын жоспарлау үшін келесідей
критерилер қолданды:
– горизнтальды ұңғымалар коллекторлардың жоғары өнімді
аймағында орналасқан, негізінен 5050 м тереңдікте.
– жалпы 30 жаңа горизонтальды ұңғымалар бұрғылау болжанды
және 12 бұрғыланған горизонтальды ұңғымаларды тереңдетіп
бұрғылау.
– вертикальды ұңғымалар коллектордың біртексіз және жоғары
тиімді қабаттарында орналасады.
Газдыконденсатты объектті игеруде пайдалану ұңғымаларын жоспарлауда
келесі критерилер қолданды:
– II объектте жаңа ұңғымалар бұрғылау мұнай жиегінің көп бөлігі
игеріліп жатқанда;
– II объект төменгі бөлігіне ұңғымалар бұрғыланып ( 4800-4950 м),
қысым түсіп кетсе II объекттің жоғарғы бөлігі атылады;
– I объект соңғы орында игеріледі;
– I және II объекттерді бір уақытта бөлек 8 ұңғымамен пайдалану
қарастырылған.
Барлық игерудің нұсқалар критериясына байланысты жаңа ұңғымаларының
орналасуы бірдей болады. 2 және 3 нұсқаларда (60% және 100% газды кері
айдау) кері айдалатын газдың көлеміне байланысты айдаушы ұңғымалар өсуі. 4,
6, 7 нұсқаларға (III объектіге сапалы газ және III объектіге алма–кезек
айдау) айдаушы ұңғымалар өнімді аймақтарда орналасқан. III объектіде
айдаушы ұңғымалар 4950–5100 м интервалымен аяқталынған.
Пайдалану ұңғылары толық барланған және пайдалануға дайын кен
орындарында мұнай, газ өнімдерін өндіру үшін қазылады. Бұл ұңғылар қатарына
осы кен орындарын пайдалануда тікелей қолданылатын бағалау, бақылау,
қабатқа сұйық, газ айдаушы ұңғылар да жатады.
Қазірі таңда Қарашығанақ кен орнында пайдалану ұңғымалары төмендегідей
орналасқан:
– I-ші объект бойынша – ұңғыма жоқ;
– II-ші объект бойынша – 13 ұңғыма (№ 106, 196, 243, 252,
320, 322, 326, 328, 346, 348, 350, 432, 710, 817
ұңғымалар);
– II+III-ші объект бойынша – 30 ұңғыма (2д, 20д, 116,
117, 121, 138, 162, 203, 205, 214, 223, 231, 232, 233,
239, 306, 310, 314, 319, 347, 351, 379, 420, 437, 439,
442, 452, 803, 806, 822 ұңғымалары);
– III-ші объект бойынша – 38 ұңғыма (15, 117, 153, 216,
220, 308, 312д, 419, 423, 430, 446, 449, 713, 718, 818,
905, 912, 915, 918, 920, 5488, 5887,6394, 9805, 9806,
9807, 9808, 9809, 9810, 9811, 9812, 9813. 9814, 9815,
9817, 9818. 9821 ұңғымалары).
2.1.3 Кен орынның игеру режимдері
Ұңғылардың негізгі қорына терең зерттеулер тек 1998 ж жүргізілді және
2000 ж бүкіл қор бойынша қабат ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz