Арман мұнай-газ кен орны


Кіріспе ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .9
1 Техника.технологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.1 Арман кен орны туралы жалпы мағлұматтар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.2 Кен орнының геологиялық құрлымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..11
1.2.1 Стратиграфиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..14
1.2.2 Тектоникасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .17
1.3 Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...19
1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .25
1.5 Кен орнын жобалау және игеру тарихы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..27
1.6 Кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ..29
1.6.1 Мұнай, газ және суды өндіру динамикасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..29
1.6.2 Ұңғылар қорының динамикасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .41
1.6.3 Қабат қысымын ұстау жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 43
1.6.4 Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...48
1.7 Арман кен орнындағы батырмалы ортадан тепкіш сораппен жабдықталған ұңғыны пайдалану ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .50
1.7.1 Ұңғыны пайдалану кезінде туындайтын қиыншылықтардың алдын.алу және олармен күресу шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..53
1.8 ОТЭС.қа арналған жабдықтарды таңдау және оның тиімді жұмыс режимін орнату есептері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..54
1.8.1 Сорапты құбырлар диаметрін таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...55
1.8.2 ОТЭС.тың қажетті арынын анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 56
1.8.3 Сорапты таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 58
1.8.4 Кабельді таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 59
1.8.5 Қозғалтқышты таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .60
1.8.6 Агрегаттың негізгі диаметрін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .61
1.8.7 Автотрансформаторды таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...62
1.8.8 Бір тонна сұйықты өндіруге кететін электр энергиясының меншікті шығынын анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..64
1.8.9 Қысымның таралу қисығын есептеу арқылы ОТЭС.тың түсірілу тереңдігін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...64
2 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...77
2.1 «Арман» біріккен кәсіпорнының өндірістік.ұйымдастырушылық
құрылымы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...77
2.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .77
2.1.2 Техникалық жабдықталуы. Телемеханикаландыру және автоматтандырылу дәрежесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..79
2.1.3 Материалды.техникалық жабдықтауды ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... .79
2.1.4 Кәсіпорынның көлік құралдарын ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .80
2.1.5 Ұңғыларды жөндеу қызметін ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...81
2.1.6 «Арман» БК бойынша еңбек және еңбек ақыны ұйымдастыру ... ... ... ... ...81
2.2 Жаңа техника мен технологияны енгізудегі батырмалы ортадан тепкіш электросораптың экономикалық тиімділігін анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .82
2.2.1 Жаңа техниканы енгізгеннен кейінгі өнім өндіру көлемін есептеу ... ... ... .83
2.2.2 Еңбек ақы қорының есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...84
2.2.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындарды анықтау ... ... ... ... ... ... .84
2.2.4 Қосымша материалдарға кететін шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...85
2.2.5 Суды технологиялық дайындауға жұмсалатын шығындар ... ... ... ... ... ... ..85
2.2.6 Энергетикалық шығындарды есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..86
2.2.7 Мұнайды технологиялық дайындау мен тасымалдауға жұмсалатын шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...86
2.2.8 Ағымдағы жөндеуге кететін шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...86
2.2.9 Еңбек ақы қорынан төленетін төлемдер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...87
2.2.10 Басқа да ақшалай шығындар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 87
2.3 Мұнай өндірудегі жаңа техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .87
3 Еңбек қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .89
3.1 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптарды пайдалану кезіндегі қауіпті және зиянды өндірістік факторларды талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 89
3.2 Қорғаныс шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 91
3.2.1 Өндірістік санитария ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 91
3.2.2 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптармен жабдықталған ұңғыларды пайдалану кезіндегі техника қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 92
3.2.3 Электр қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 94
3.2.4 Өрттік.жарылыстық қауіпсіздік ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .95
4 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 100
4.1 Мұнай кәсіпшілігінің биосфераға әсерін талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...100
4.1.1 Кәсіпорынның атмосфералық ауаға әсер етуінің түрлері мен көздері ... ...101
4.1.2 Атмосфераға әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...101
4.1.3 Гидросфераға әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .103
4.1.4 Литосфераға әсері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...105
4.2 Ұйымдастырылған шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .106
4.3 Қоршаған ортаны қорғаудағы инженерлік және табиғатты қорғау іс. шаралары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...108
4.3.1 Атмосфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..108
4.3.2 Гидросфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .109
4.3.3 Литосфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...110
4.4 Өсімдік және жануарлар әлемі күйінің мониторингі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...111
Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...113
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..114
Қосымша ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 115
1. Технологическая схема разработки месторождения Арман
2. Г. Ж. Жолтаев, Т. X. Парагульгов. Геология нефтегазоносных
областей Казахстана, Алматы: КазНТУ, 1998 г.
3. Месторождения нефти и газа Казахстана. Под ред. А.М.Кажегелъдина, Алматы, 1996 г.
4. Справочное руководство по проектированию разработки и
эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. III Г. Гиматудинова, Москва: Недра, 1983 г.
5. А. М, Юрчук, А. 3. Истомин. Расчеты в добыче нефти.
Москва: Недра, 1979 г.
6. К. Г, Оркин, А. М. Юрчук. Расчеты в технологии и техники
добычи нефти. Москва: Недра, 1967 г.
7. И. Т. Мищенко. Расчеты в добыче нефти. Москва: Недра, 1989 г.
8. В. И. Щуров. Технология и техника добычи нефти, Москва: Недра, 1983 г.
9. К.И. Джиембаева, Н.В. Лалазарян. Сбор и подготовка
скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Алматы, 2000 г.
10. Г.С. Тайқұлақова. Дипломдық жобалауға арналған әдістемелік нұсқау. Алматы: ҚазҰТУ, 2002 ж.

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Көлемі: 80 бет
Бұл жұмыстың бағасы: 1 300 теңге


АҢДАТПА
Дипломдық жоба 4 негізгі бөлімнен тұрады:
- техника-технологиялық бөлім;
- экономикалық бөлім;
- еңбек қорғау бөлімі;
- қоршаған ортаны қорғау бөлімі.
Техника-технологиялық бөлімде кен орнының геологиялық зерттелуі,
мұнайгаздылығы, стратиграфиясы, тектоникасы, ұңғылар қоры, игерудің
ағымдағы жағдайы, сонымен қатар ОТЭС-қа жабдық таңдау есебі келтірілген.
Экономикалық бөлімде «Арман» БК-ның өндірістік-ұйымдастырушылық
құрылымы, жаңа техника мен технологияны енгізудегі негізгі экономикалық
көрсеткіштер мен жылдық экономикалық тиімділікті есептеу қарастырылды.
Еңбек қорғау бөлімінде батырмалы ортадан тепкіш электросорапты
пайдалану кезінде туындайтын қауіпті де зиянды факторлар және техника
қауіпсіздігі келтірілген.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде батырмалы ортадан тепкіш
электросорапты пайдалану кезіндегі оның биосфераға тигізетін зиянды әсері
қарастырылды.
АННОТАЦИЯ
Дипломный проект состоит из 4 основных частей:
- технико-технологическая часть;
- экономическая часть;
- охрана труда;
- охрана окружающей среды.
В технико-технологической части подробно описывается геологическая
изученность, нефтегазоносность, стратиграфия, тектоника, фонд скважин,
приведен анализ текущего состояния разработки, а также расчет подбора
оборудования.
В экономической части описаны разделы производственая структура СП
«Арман», расчет экономической эффективности при использование новой
технологии до внедрения и после внедрения, расчет объема производственной
продукции после внедрения мероприятия, а также расчет экономической
эффективности при внедрени новой технологии.
В разделе охрана труда описаны опасные и вредные факторы, а также
техника безопасности при эксплуатации ЭЦН.
В разделе охрана окружающей среды рассмотрены влияние различных
вредных факторов на биосферу при эксплуатации ЭЦН.
МАЗМҰНЫ
Кіріспе.....................................................................
........................................................9
1 Техника-технологиялық
бөлім.......................................................................
.........10
1.1 Арман кен орны туралы жалпы
мағлұматтар....................................................10
1.2 Кен орнының геологиялық
құрлымы..................................................................11
1.2.1
Стратиграфиясы..............................................................
....................................14
1.2.2
Тектоникасы.................................................................
........................................17
1.3
Мұнайгаздылығы..............................................................
.....................................19
1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының
сипаттамасы.........................................25
1.5 Кен орнын жобалау және игеру
тарихы..............................................................27
1.6 Кен орнын игерудің ағымдағы жағдайының
сипаттамасы..............................29
1.6.1 Мұнай, газ және суды өндіру
динамикасы......................................................29
1.6.2 Ұңғылар қорының
динамикасы..................................................................
.......41
1.6.3 Қабат қысымын ұстау
жүйесі......................................................................
......43
1.6.4 Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау
жүйесі...............................................48
1.7 Арман кен орнындағы батырмалы ортадан тепкіш сораппен жабдықталған
ұңғыны
пайдалану...................................................................
......................................50
1.7.1 Ұңғыны пайдалану кезінде туындайтын қиыншылықтардың алдын-алу және
олармен күресу
шаралары....................................................................
..............53
1.8 ОТЭС-қа арналған жабдықтарды таңдау және оның тиімді жұмыс режимін
орнату
есептері....................................................................
..........................................54
1.8.1 Сорапты құбырлар диаметрін
таңдау...............................................................55
1.8.2 ОТЭС-тың қажетті арынын
анықтау................................................................56
1.8.3 Сорапты
таңдау......................................................................
..............................58
1.8.4 Кабельді
таңдау......................................................................
..............................59
1.8.5 Қозғалтқышты
таңдау......................................................................
...................60
1.8.6 Агрегаттың негізгі диаметрін
анықтау.............................................................61
1.8.7 Автотрансформаторды
таңдау......................................................................
.....62
1.8.8 Бір тонна сұйықты өндіруге кететін электр энергиясының меншікті
шығынын
анықтау.....................................................................
.....................................64
1.8.9 Қысымның таралу қисығын есептеу арқылы ОТЭС-тың түсірілу тереңдігін
анықтау.....................................................................
......................................................64
2 Экономикалық
бөлім.......................................................................
........................77
2.1 «Арман» біріккен кәсіпорнының өндірістік-ұйымдастырушылық
құрылымы....................................................................
...................................................77
2.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті
ұйымдастыру.................................................77
2.1.2 Техникалық жабдықталуы. Телемеханикаландыру және автоматтандырылу
дәрежесі....................................................................
......................................................79
2.1.3 Материалды-техникалық жабдықтауды
ұйымдастыру.................................79
2.1.4 Кәсіпорынның көлік құралдарын
ұйымдастыру.............................................80
2.1.5 Ұңғыларды жөндеу қызметін
ұйымдастыру...................................................81
2.1.6 «Арман» БК бойынша еңбек және еңбек ақыны
ұйымдастыру...................81
2.2 Жаңа техника мен технологияны енгізудегі батырмалы ортадан тепкіш
электросораптың экономикалық тиімділігін
анықтау.............................................82
2.2.1 Жаңа техниканы енгізгеннен кейінгі өнім өндіру көлемін
есептеу.............83
2.2.2 Еңбек ақы қорының
есебі.......................................................................
............84
2.2.3 Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындарды
анықтау.........................84
2.2.4 Қосымша материалдарға кететін
шығындар...................................................85
2.2.5 Суды технологиялық дайындауға жұмсалатын
шығындар..........................85
2.2.6 Энергетикалық шығындарды
есептеу..............................................................86
2.2.7 Мұнайды технологиялық дайындау мен тасымалдауға жұмсалатын
шығындар....................................................................
...................................................86
2.2.8 Ағымдағы жөндеуге кететін
шығындар...........................................................86
2.2.9 Еңбек ақы қорынан төленетін
төлемдер...........................................................87
2.2.10 Басқа да ақшалай
шығындар....................................................................
........87
2.3 Мұнай өндірудегі жаңа техниканы енгізудің экономикалық тиімділігін
есептеу.....................................................................
........................................................87
3 Еңбек қорғау
бөлімі......................................................................
...........................89
3.1 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптарды пайдалану кезіндегі қауіпті
және зиянды өндірістік факторларды
талдау............................................................89
3.2 Қорғаныс
шаралары....................................................................
............................91
3.2.1 Өндірістік
санитария...................................................................
.........................91
3.2.2 Батырмалы ортадан тепкіш электросораптармен жабдықталған ұңғыларды
пайдалану кезіндегі техника
қауіпсіздігі................................................................
....92
3.2.3 Электр
қауіпсіздігі................................................................
................................94
3.2.4 Өрттік-жарылыстық
қауіпсіздік.................................................................
........95
4 Қоршаған ортаны қорғау
бөлімі......................................................................
......100
4.1 Мұнай кәсіпшілігінің биосфераға әсерін
талдау...............................................100
4.1.1 Кәсіпорынның атмосфералық ауаға әсер етуінің түрлері мен
көздері.......101
4.1.2 Атмосфераға
әсері.......................................................................
........................101
4.1.3 Гидросфераға
әсері.......................................................................
......................103
4.1.4 Литосфераға
әсері.......................................................................
........................105
4.2 Ұйымдастырылған
шаралар.....................................................................
............106
4.3 Қоршаған ортаны қорғаудағы инженерлік және табиғатты қорғау іс-
шаралары....................................................................
...................................................108
4.3.1 Атмосфераны
қорғау......................................................................
....................108
4.3.2 Гидросфераны
қорғау......................................................................
...................109
4.3.3 Литосфераны
қорғау......................................................................
.....................110
4.4 Өсімдік және жануарлар әлемі күйінің
мониторингі.......................................111
Қорытынды...................................................................
................................................113
Пайдаланылған әдебиеттер
тізімі......................................................................
........114
Қосымша.....................................................................
...................................................115
КІРІСПЕ
Арман кен орны 1979 жылы Қаламқас кен орнындағы іздеу және барлау
ұңғыларын бұрғылау үрдісі кезінде № 25-Қаламқас іздеу ұңғысын бұрғылау
нәтижесінде ашылған.
Кен орнында терең бұрғылау және де ұңғыларды сынау
«Мангышлакнефтеразведка» кешенді экспедициясымен жүргізілді.
01.10.89 ж. жағдай бойынша Арман кен орнының мұнай қорын, газ және
ілеспе компоненттерді есептеу «Гурьевнефтегазгеология» және КазНИГРИ
қызметкерлерімен орындалып, пайдалы қазбалар қоры бойынша ССРО Министрлер
кеңесінің мемлекеттік комиссиясының мәжілісінде бекітілді (ГКЗ СССР №
10906, 24 тамыз 1990 ж.).
1995 жылдың наурыз айында Арман БК мамандарының жүргізген жөндеу
жұмыстарынан кейін, сынамалы-өндірістік пайдалануға № 13, 25, 35 ұңғылары
енгізілді. 1995 жылдың сәуір айында кен орнында нақты тереңдігі 1569 м,
көлбеу бағытталған № 14 барлау ұңғысы бұрғыланды, бұл ұңғы да сынамалы-
өндірістік пайдалануға берілді.
1995 ж. «НИПИнефтегаз» институтымен «Арман кен орнын игерудің
технологиялық сұлбасы» құрастырылып, Қазақстан Республикасының мұнай кен
орындарын игеру бойынша Орталық комиссиясымен бекітілді (№ 1 құжаттама,
13.06.1996 ж.) және игерудің екі нұсқасы қабылданды.
«Арман кен орнын игерудің технологиялық сұлбасы» бойынша кен орнын
игеру 1996 жылдан бастап қазіргі уақытқа дейін іске асырылуда.
Мұнай алу коэффициентінің техника-экономикалық негізі «Арман кен
орнындағы мұнай қорын, газ және ілеспе компоненттерді есептеу» есеп беру
құжатындағы ақпараттарға, сонымен қатар пайдалану кезеңіндегі кен орнын
игерудің талдамына сүйенеді.
Бұл жобада Арман кен орнының геологиялық құрылымы туралы негізгі
мәліметтер, өнімді горизонттардың сипаттамасы, сонымен қатар кен орнын
игерудің ағымдағы жағдайының қысқаша сипаттамасы келтірілген.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Арман кен орны туралы жалпы мағлұматтар
Арман кен орны Қазақстан Республикасы, Маңғыстау облысында
орналасқан. Кен орнына жақын орналасқан елді-мекендер Қаламқас елді мекені
(15 км), Шебір (95 км) және мал шаруашылығымен айналысатын Тұщықұдық
совхозы болып табылады.
Кен орны географиялық жағдайы бойынша, Ақтау қаласынан 210 км
қашықтықта жатқан, Бұрыншық тік жарына жақын Қаламқас мұнай-газды кен
орнының солтүстік-батыс бөлігінде орналасқан. Жақын елді-мекенге кен
орнынан 150 км қашықтықта орналасқан темір жол станциясы бар Шетпе жатады.
Бозащы жарты аралының солтүстік-батыс бөлігі тартылып қалған теңіз
түбі болып табылады және рельефтің әртүрлілігімен ерекшеленеді. Бұл - 19 м-
ден + 28 м-ге дейінгі белгімен сипатталатын, Каспий теңізі жағына қарай
жолақты иілген жазық болып табылады. Ландшафтының сипатты белгісі –
автокөлік қиын өтетін әртүрлі көптеген сорлар болып табылады, рельефтің
жақсы пішіні бархандар және түйірлі жыныс қалдықтары түрінде келтірілген.
Климаты – күрт континентальді. Ауаның температурасы қыс мезгілінде -
30 0С, ал жазда + 30 + 45 0С-ге дейінгі аралықта өзгереді.
Атмосфералық жауын-шашындар негізінен күз-қыс мезгілінде түседі және
жылына 150-180 мм-ден аспайды.
Ауыз су көздері ретінде сирек те аз шығымды құдықтар қолданылады. Ал,
техникалық сумен қамтамасыз ету үшін альб сулы горизонттарынан бұрғыланған
ұңғы, сонымен қатар Каспий теңізінің суы қолданылады. Қаламқас кен орнына
су Еділ өзенінен тартылады. Кен орны жанында Ақтау-Қаламқас магистральді
мұнай құбыры жұмыс жасауда. Елді мекендер арасындағы
байланыс грунтты жолдар бойынша автокөлікпен іске асырылады.
1.2 Кен орнының геологиялық құрылымы
Арман кен орнының юра өнімді горзонттары барлық пайдалану
ұңғыларымен ашылған. Өнімді горизонт жынысының коллекторлық қасиеті мен
литолого-петрофизикалық сипаттамалары барлық пайдалану ұңғыларынан алынған
он төрт (14) ұңғы үлгі тасы (керн) және шлам бойынша, сонымен қатар каратаж
мәліметтері бойынша зерттелген. Өнімді горизонт бағынышты алевролит
қабатшалары және сирек кездесетін әктас пен мергельден тұратын, сазды-құмды
жыныстармен күрделенген көмірдің жұқа қабатшалары кеңінен таралған.
Аудан бойынша шыдамды алевролитті-құмды және сазды жыныстар
пачкасымен қатар, олардың біркелкісіз қабатталуынан әртүрлі саздармен толық
ауысқанға дейінгі аймақтармен келтірілген.
Келтірілген өнімді горизонттар қалындығы 2-15 м-ге дейінгі өзгеретін
берік сазды бөлімдермен байланысқан. Саздар қара-сұр, сирек, кейде
алевролиттер, құмтастар, кейде көмір қабаттары бар. Көптеген горизонтальді
және иілген, тік сызықты және толқынды қабаттары бар сұр саздар, сирек
кездесетін фауна қалдықтарының қабатталу жазықтығы бойынша, өнімділікті
органикамен бұрышталған жіңішке детрит құрамды болып табылады. Әктастар
және мергельдер қабатшалары саз материалының айтарлықтай қоспасы әртүрлі
микро түйршік түрінде келтірілген.
Ю-II горизонты. Шектеулі таралған және №9 және №13 ұңғыларда ғана
белгіленеді. Коллекторлар екі құмды қабат ретенде келтірілген олардың
мұнайғақаныққан тиімді қалындығы 7,4 м (9 ұңғы) 14,6 м дейінгі (13 ұңғы)
аралықта өзгереді.
Ю-III горизонты. 1-4 құмды қабаттар ретінде келтірілген мұнайға
қаныққан тиімді қалындығы 0,8 (104 ұңғы) 9 м дейін (34 ұңғы) дейінгі
аралықты өзгереді. Құмдылығы 0,1-0,38 шектерінде алмасады. Қалындық бойынша
орташа алынған кеуектіліктің мәні 0,88-0,29 дейін мұнайға қаныққандық 0,57-
0,682 дейін өзгереді.
Ю-IV горизонты. 1-2 қабат-коллекторы ретінде келтірілген олардың
газғақаныққан қалындығы 8,8 (13 ұңғы) 9,5м (102 ұңғы) дейін өзгереді.
Кеуектіліктің орташа мәні 0,226-0,23, ал газға қаныққандық орташа мәні 0,74-
0,806 дейінгі аралықта өзгереді.
Ю-V горизонты. 1-3 қабат-коллекторы ретінде көрсетілген.
Коллекторлардың газғақаныққан тиімді қалындықтары I блокта 2,4-9,2м дейін
ауысып отырады.
II блок бойынша №2 ұңғыда газғақаныққан қалындық 7,6 м, ал мұнайға
қаныққандық қалындық 5,4 м құрайды.
Горизонт бойынша құмтастылық 0,1-0,86 аралығында алмасады.
Кеуектіліктің қалындық бойынша орташа мәні 0,24-0,3 дейін, ал
газғақаныққандық 0,5-0,6 дейін өзгереді. №2 ұңғы бойынша мұнайға
қаныққандық 0,61-ге тең болған.
Ю-VII горизонты. Коллекторлары барлық аудан бойынша таралған және
жеке ұңғылардың өзара қойылып, бір гидродинамикалық резервуар (109 ұңғы)
түзетін құмтасты қабаттар болып табылады, 3,9 дейін құмтасты коллекторлар
келтірілген. Горизонт бойынша мұнайғақаныққандық тиімді қалындық 2,2-20,4
м аралығында, құмтастылық 0,13-0,8 шектерінде өзгереді.
Кеуектілік мәні (қалындық бойынша орталанған) 0,182-0,28 дейін,
мұнайғақаныққандық 0,565-0,855 дейін, ал өткізгіштік 60-564 мД дейін
өзгереді.
Ю-VIII горизонты. 1-4 құмтасты қабаттардан тұрады. Мұнайға
қаныққандық тиімді қалындық 1,4-7,4 дейін өзгереді. Ал, құмтастылық 0,1-
0,56 дейін. Қалындық бойынша орташа алынған кеуектіліктің мәні 0,203-0,3
дейінгі аралықта, мұнайғақаныққандық 0,546-0,788 аралықта өзгереді.
Ю-IХ горизонты. 2-3 құмтасты қабаттардан тұрады. Мұнайға қаныққандық
тиімді қалындық мәні 1,3-9,2 м тең. Құмтастылық 0,11-0,87 дейін. Қалындық
бойынша орташа алынған кеуектіліктің мәні 0,21-0,236 дейінгі,
мұнайғақанығушылық 0,54-0,702 дейінгі аралықта.
Ю-Х горизонты. 1-4 қабат-коллекторынан тұрады. Мұнайға қаныққандық
тиімді қалындық 3-7,1 аралығында, құмтастылық 0,64-0,73 дейінгі аралықта
өзгереді. Қалындық бойынша орташа алынған 0,59-0,663 аралығында өзгереді.
Ю-ХI горизонты. 2 қабат-коллекторынан құралған. Мұнайғақаныққан
тиімді қалындық 1,2-7,8 м, құмтастылық 0,41-0,79 дейінгі аралықта өзгереді.
Қалындық бойынша орталанған кеуектілік мәні 0,176-0,32 дейін,
мұнайғақанығушылық 0,552-0,69 аралығында өзгереді.
Ю-ХIIа горизонты. I блокта 1-ден 4-ке дейін құмтасты коллектор, II
блокта 1-8 дейін қабат-коллекторы бар. Мұнайғақаныққан тиімді қалындық I
блокта 1,0-8,9 м, құмтастылығы 0,7-0,96 м, II блокта мұнайғақаныққан
қалындық 5,3-13,5 м, құмтастылық 0,2-0,69 аралығында өзгереді. Қалындық
бойынша орталанған кеуектілік №1 горизонт үшін 0,19-0,295, мұнайғақаныққан
0,619-0,785 аралығында, ал II блок бойынша кеуектілік 0,155-0,27,
мұнайғақаныққандық 0,54-0,757 аралығында өзгереді.
Ю-ХIII ст горизонты. №103 ұңғының аймағында иілетін, кен орнының
батыс бөлігінде (№9 ұңғы) максималды қалындығы 28 м тең. Линза тәрізді
денелі құмтас түрінде таралған,тиімді мұнайғақаныққан қалындық 1,5 м (№ 103
ұңғы) 13,6 м дейін (№9 ұңғы), құмтастылығы 0,14-1,0 аралығында өзгереді.
Қалындық бойынша орташа алынған кеуектілік мәні 0,2-0,31 дейін,
мұнайғақаныққандық 0,56-0,67 аралығында өзгереді.
Ю-ХII b горизонты. Бұл горизонттың коллекторлары аудан бойынша Ю-
ХIIа горизонты сияқты және барлық ұңғыларда кездеседі.
I блокта 1-7 құмтасты коллектор, ал II блокта 2-6 дейін қабатты-
коллектор келтірілген. Мұнайғақаныққан тиімді қалындық I блокта 1,0-12,7м
аралығында, құмтастылығы 0,45-1,0 м аралығында,ал II блоктағы
мұнайғақаныққан қалындық 10-13,3 м аралығында, құмтастылығы 0,45-0,63 дейін
өзгереді, қалындық бойынша орталанған. Кеуектілік мәні I блок бойынша
0,155-0,295 дейін, мұнайғақанығушылық 0,575-0,721 дейінгі аралықта, ал II
блок бойынша кеуектілік 0,219-0,277 аралығында, мұнайғақаныққандық 0,59-
1,783 аралығында, ГИС бойынша өткізгіштік 66-892 мД дейін өзгереді.
Ю-ХIII горизонтында. 1-8 дейін қабатты коллектор бар. №13 ұңғыны
олар құюлып бір жоғары өткігіштікті резервуар түзеді. Мұнайғақаныққан
тиімді қалындық 1,3-26,6 м дейін, құмтастылық 0,14-0,94 дейін өзгереді,
қалындық бойынша алынған кеуектіліктің орташа мәні 0,191-0,29 дейін,
мұнайғақанығушылық 0,598-0,836 дейін, ал өткігіштік 110-850 мД аралығында
өзгереді.
Ю-ХIV горизонты. 1-4-ке дейінгі қабатты-коллектордантұрады.
Мұнайғақаныққан тиімді қалындық 2,1-7,4 м дейін, ал құмтастылығы 0,4-0,87
аралығында өзгеріп отырады. Қалындық бойынша орташа алынған кеуектілік мәні
0,175-0,27 дейін, мұнайғақанығушылық 0,62-0,775 аралығында болады.
Өнімділік нұсқасы шегінде №2, 104, 110, 117st және 122 ұңғылары орналасқан.
1.2.1 Стратиграфиясы
Арман кен орнының бұрғылау нәтижесінде ашылған қимасының шөгінділері
Мезо-Кайназой жасына жатады. Ұңғымен ашылған ең ескі жыныс – триас
түзілімдері болып табылады. Ашылған шөгінділердің максималды қалындығы –
4000 м.
Триас жүйесі. Триастық жыныстар барлау ұңғылармен ашылған
литологиялық қатынаста қара-сұр және тығыз жасылды, сұр аз кеуекті ұсақ
түйірлі құмтастармен қара-сұр және қоңыр-сұр аргилиттері бар, алевралиттің
біркелкісіз қабатталған түрінде келтірілген. Жыныстың түсіне қарап және де
қолда бар фаунистиалық (острокоды),поленологиялық (харовтық болдырлар),
анықтау мәліметтері бойынша жыныстың жасы орта триас деп пайымдалған.
Олардың максималды ашылған қалындығы (№2, 10) 143 м құрайды.
Юра жүйесі. Юра жасындағы шөгінділерде кеуекті пыльцтік кешенін
анықтау және азғана табылған пелецинетке сүйене отырып тек қана
мүшеленбеген байос және бат ярустарымен көрсетілген ортаңғы сораға жатады.
Олар триасты түзілімдердің эрозионды бетінде шөккен.
Литологиялық қатынаста олар құмтасты-сазды жыныстармен күрделенген,
құмтасты сұрдан қара сұрға дейін, колимитті, кеуек типті сазды цементтелген
кеуекті болып келеді.
Саздар-өсімдік шөгінділері бар слюдалы алевролитті,қара-сұр түстен
кейде жасыл сұр түске дейін болады.
Ұңғылар бойынша юра шөгінділері пачкасының қалындығы 489-538м
құрайды.
Бор жүйесі. Арман ауданындағы бор жүйесі екі бөлімнен келтірілген:
жоғарғы және төменгі.
Төменгі бөлім-шөгінділерінде готерив, баррема,апыт және альб
шөгінділері кездеседі.
Ал, жоғарғы бөлім- шөгінділерінде сеноман, турон, каньякский ярусы
сантон және кампана шөгінділері кездеседі. Валакжинский, Маастрихитский
және датский шөгінділері ауданда шойылған.
Төменгі бор. Гетерив ярусы. Гетерив түзілімдері Юра түзілімдерінде
стратиграфиялық сәйкессіздік бойынша жатыр, Гетерив жыныстары литологиялық
қатынаста Теңіздің ұсақ шөгінділердің едәуірлігімен-негізінен алевролит
және сирек құмтастармен қабатшаланған саздар болып табылады. Жасын
полентологиялық негізіне сүйене отырып көптеген жас бойынша анықтамалармен
бекітілген жас көрші аудандармен Арман ауданының қимасының
электрокаратаждық сипаттамаға негізделеді.
Гетерив ярусының қалындығы 51-62 м аралығында өзгереді.
Барриемский ярусы. Барриемский ярусы сарғаш түсті,саздар,алевролитер және
құмтастардан тұрады. Құмтастардан ұсақ түйіршікті, полимитті,
алевролитті. Алевролит әдетте ұсақ ірі түйіршікке дейін саздармен жұқа аз
қабаттарымен қабатталған. Ярус қалындығы 116-129 м құрайды.
Апт ярусы. Апт ярусы барлық жерде кең таралған және баррием
жыныстарында шайылыммен шөккен. Апттың табаны кейде қара түске дейін
болатын сарғыш-қара шөгінділермен белгіленеді.
Аптқа сүйене отырып ұсақ галка және гравиі бар алевролитті-құмтасты
негізгі қабат белгіленген (1-2,5 м). Қиманың жоғарғы жағында таза
қабатшаланбаған қара саздардан тұратын қалындық дамыған. Ярустың жоғарғы
бөлігі аз немесе көп алевролитті, сирек құмтасты қабатшалы саздардың
біркелкі реттелуімен сипатталады. Апт шөгінділерінің қалындығы 120-129 м
құрайды.
Апт ярусы, Альб ярусымен апыт және альб арасындағы жапсар электрлік
каратаж диограммаларында нақты белгіленген айтарлықтай шайылмаған апыт
түзілімдерінде шөгеді. Альб литологиялық тұрғыдан алғанда саздар,
алевролитттер, құмтастардың қабатталуымен күрделенген. Саздар қара-сұр
түсті, тығыз әлсіз алевролитті. Құмтастар ұсақ және орта түйіршікті
полимикті. Альб түзілімдердің қалындығы 322 м дейін жетеді (12 ұңғы).
Жоғарғы Бор. Сеноман ярусы.Сеноман ярусының шөгінділері үзілістің
көрінбейтін іздерімен және альб жыныстарының бетін жаба шөгеді. Жасыл-сұр
құм немесе құмтас шөккен фосфоритті желвакты қабат белгіленген. Сеноманның
қалған барлық бөлігі қара-сұр саздар және ұсақ түйіршікті құмтастармен
келтірілген. Сеноман қалындығы 106-115 м шектерінде өзгеріп отырады.
Турон-Сенон мүшеленбеген. Турон және коньяксий ярус түзілімдерінің,
сонымен қатар сантонский және кампанский ярустарын біріктіреді.
Турон-Сенонның табаны КС-ң жоғарғы мәнімен сипатталып сазды
карбонатты терригенді жыныстарының ауысуы бойынша белгіленеді
(келтіріледі). Кешен ашық- сұр кейде ақ түске дейінгі мергельдермен, құмды-
борлармен сирек әктастар және мергелитті немесе әктасты саздармен
күрделенген.
Турон-Сенонның қалыңдығы 153-183 м аралығында өзгереді.
Төрттік жүйе, төрттік жүйенің түзілімдері ракушкалы және сорлы түзілімдерге
айтарлықтай ие, жоғарғы бор түзілімдерінің шайылған бетінде шөккен. Оның
қалыңдығы шамамен 10 м жетеді.
1.2.2 Тектоникасы
Тектоникалық қатынаста Арман кен орнының солтүстік үстірт синеклизі
құрамына жататын ірі тектоникалық элемент болып табылатын Бозащы күмбезінің
шектерінде орналасқан. Арман көтерілімі Қаламқас иірімінің батыс бөлігін
күрделендіреді және соңғысынан триас түзілімдерінің беті бойынша
амплитудасы 45-100 м дейін болатын Р1, жарылысты бұзылымымен бөлектенеді
бұрғылау нәтижесінде алынған және оның негізінде құрастырылған реперлік
беттер негізі бойынша құрылымдық карталар, нақты айтатын болсақ триас және
юра шөгінділерінің жабыны бойынша алынған мәліметтерге сүйене отырып жұмыс
объектісі структуралық айтқанда оңтүстік батыстан, солтүстік-шығысқа
ориентирленген тор антиклиналды иірімге жатады. Құрылымның ең негізгісі F1,
түсірілімі болып табылатын көптеген тектоникалық бұзылыстармен күрделенген.
Ал, қалған F2, F3 және F4 түсірілімдері тірек ретінде келтіріледі. F1
және F2 түсілімдері Арман ауданының шегінде «Манғышлақ мұнай геофизика»
мекемесінің жүргізілген сейсмикалық зерттеулері барысында бекітілді. Тек
қана 288008 сейсмикалық профилінің уақытша қимасында жыныстардың ығысуы
белгіленген.
Жоспарда бұл бұзылу аймағы №35 және (9 ұңғыма) аралығында
орналасқан. Келтірілген нүкте түсірлімін жүргізу кезінде анықталған.
Жалпы айта кететін жайт, жоғарыда айтылып өтілген жоғары түсірілімдердің
жүргізілуі нәтижесінде жеке ұңғыларда өнімді қабат ең жоғарғы
белгісі бар сулы қабат болып шыққан.
Юра және триас шөгінділерінің жабыны бойынша тұрғызылған құрылымдық
карталардың талдамы жалпылай алғанда Арман құрылым дамуының негізін
көрсетті. Арман құрылымы триас шөгінділердің жабыны бойынша айтарлықтай
анық көрінеді, құрылым жоғарыда айтылған шөгінділер бойынша оңтүстік-
батыстан, солтүстік-шығысқа қарай созылған және №2, 13, 25, 35, 4 ұңғылары
жататын жеке күмбездік бөліктермен сипатталады.
Бұл кезде ең жоғарғы гипсометриалық белгілерге №2, 4 ұңғыларында
белгіленген. F1, F3, F4 тектоникалық бұзылыстармен шектелген және күмбездік
аймақтар беттік ауданға ие, бұл жерде жыныстардың құлау бұрышы 30-ты
құрайды және де қанатты аймақтарына қарай бұл шама өседі. Тұйықталатын
изогипс бойынша олардың өлшемдері – 1430 м (I блок) – 1440 (II блок) және
де 1430 м (III блок) сәйкесіше мыналарды құрайды: 1000 м х 750 м; 1750 м х
900 м; 3125 м х 850 м.
Алдын-ала айтылғандай Арман көтерілімі ірі Қаламқас иірімінен Р1,
тектоникалық бұзылыс арқылы бөлектенеді. Ең нақты олардың мүшелену сипаты
солтүстік-батыс бөлігінде көбірек сипатталады (№2, 5 ұңғы Арман және №36,
66 ұңғы Қаламқас) және нақты мәліметтердің жоқтығына байланысты ең азы
батыс бөлігі болып табылады. Жалпы алғанда Арман құрылымы жүргізілген
тектоникалық төрт (IV) блокқа бөлінген. Ең көтеріңкісі №13 ұңғыма
орналасқан төртінші блокта болып табылады. Соңғы құрылымның негізгісі
бөлінген өнімді горизонт бойынша жоғары белгідегі сулы қабат болуына
байланысты бөлінген. Арман құрылымның негізгі бөлігін айтар болсақ, I және
III түсірілген блок фонындағы горст түрінде келтірілген, II блок ең жоғарғы
гипсометрияға ие екендігін айта кеткен жөн. Ең жас шөгінділер бойынша соның
ішінде юра шөгінділерін жабыны бойынша Арман құрылымының морфологиясы
негізінен сақталынып отыр.
Бұл жердегі күмбездегі аймақтар №13, 5, 35 ұңғымалары айналасында
шоғырланған. Құрылым триаспен салыстырғанда жатыңқы болып келеді. Бұл
шөгінділер бойынша жыныстардың құлау бұрышы 20-тан аспайды. F3 және F4
тектоникалық бұзылыстарының амплитудасының аздығы юра уақытының аяғына
қарай олардың өлшеміндігін көрсетеді, осыған байланысты юра шөгінділерінің
жабыны бойынша тұрғызылған құрылымдық картада олар орын таппаған. Жалпы
алғанда Арман иілімдері өте күрделі сипатқа ие.
1.3 Мұнайгаздылығы
Арман кен орны 1979 жылы Қаламқас кен орнының батыс және солтүстік-
батыс бөліктеріндегі құрылымды, нақтылау кезінде геологиялық барлау
жұмыстары нәтижесінде ашылған.Осы аймақта бұрғыланған Қаламқас №25 барлау
ұңғымасы бойынша 1300-1320 м аралығынан (интервалы) мұнайдың фонтанды ағыны
алынған.
Арман кен орнының юра қалындығында анықталған мұнай және газ
кеніштері, Қаламқас кен орнымен салыстырғанда тіпті өзгеше сипаттқа ие
болған. Қаламқастағы қиманың жоғарғы бөлігінде шөккен юралық өнімділік VII
горизонттарда дәлелденсе, ал Арман кен орнында өнімді горизонты оның
төменгі бөлігінен шыққан. Онымен, негізгі мұнай қоры бар шоғырға (кеніш)
байланысты болып келеді.
Ю-II горизонты. Бұл горизонт жеті ұңғылардан (№2, 5, 10, 11, 12, 9,
25) сыналған. Бұл кезде мұнайдың өндірістік ағыны тек № 9 және 10
ұңғымаларда ғана алынған. №9 ұңғыдағы (перфорация аралығы 966-978м) мұнай
шығымы (дебиты) 20 м3/тәу компрессорлы тәсілмен игеріліп жатқан №10 ұңғы
(917-931 м)-41,6 м3/тәу құраған.
Су мұнай жапсар сынау кезінде мұнайдың өндірістік ағынын берген,
өнімді қабат табанына сәйкес келетін белгілерде шартты түрде қабылданған. №
9 ұңғыма ауданы үшін ол 922 м-ді құрайды, ал №10 ұңғыма ауданы үшін-955 м.
Қабылданған су, мұнай жапсары (СМЖ) ескеріп шоғырдың биіктігі сәйкесінше
10,6м және 18м-ге тең. Шоғырлар-қабаттық, күмбездік, литологиялық және
тектоникалық экрандалған.
Ю-III горизонты мұнайдың өндірістік ағыны Qn26=9,6м3/тәу-тен
Qn7=33,6м3/тәу-ке дейінгі шығымдарымен үш ұңғыда: №9, 10 және 35 алынған.
СМШ шарты түрде №11 ұңғыма араласқан мұнайлы қабатының табаны бойынша
белгісі – 1014,8 м деп қабылданған, бұл ұңғыны сынау кезінде мұнайдың
өндірістік ағыны алынған. СМЖ-ң осы қабылданған мәнінде шоғырдың биіктігі
25 м-ге тең. Шоғыр-қабатты, күмбезді, литологиялық экрандалған.
Ю-IV горизонты ешқандай ұңғымен сыналмаған. ГИС мәліметтері бойынша
горизонт мұнай шоғыры бар деп есептелетін, №10 ұңғыда ғана
бағаланады.Каратажы бойынша өнімді қабат табанына сәйкес (шекарасы) 1004 м
белгіде қабылданған.
Қабылданған СМЖ кезінде шоғыр биіктігі 10 м-ге тең.
Ю-V горизонты I, II блоктардағы №25,12 ұңғыларды сынау нәтижесінде
газ шоғырлары анықталды. Төменде ТСШ-ң қабылданған жағдайларының негізі
келтірілген, II блок.
Өнімділік 1014-1027 м аралығында (абсолюттік белгісі – 1036,6-1049,6
м) орналасқан №25 ұңғыманы сынау кезінде Qгn=28400 м3/тәу шығынды газдың
фонтанды ағыны алынды. ГИС мәліметтері бойынша №13 ұңғы қабат-коллекторлары
өнімді қабат ретінде бағаланған. Газ алудың төменгі белгісі-1050,2 м тең,
ал ГСШ ретінде қабылданған №25 ұңғы III блокта.
Бұл блокта ГИС мәліметі бойынша қабат-коллекторлары №2 ұңғыда
белгіленген, бірақта ол сыналмаған. ГМШ №2 ұңғымасының өнімді горизонтының
табаны бойынша шартты түрде абсолюттік белгісі кезінде 1045,5 м
қабылданған. ГСШ-ң қабылданған мәндері кезінде шоғып биіктігі мыналарды
құрайды, II блок үшін-18 м, III блок үшін 8,6 м түрі бойынша шоғыр қабатты
күмбезді тектоникалық экрандалған түрге жатады.
Ю-VI горизонттың өнімділігі III блокты сынау нәтижесінде дәлелденген.
ГИС мәліметтері бойынша шоғырдың II блокта да болуы болжалады. Төменде ГСШ,
ГМШ және СМШ-ң блоғы бойынша мәндері келтірілген ГСШ II блокта каратажы
бойынша газды бағаланатын №13 ұңғы қабатының табаны бойынша белгі-шоғырдың
биіктігі 7 м-ге тең.
III блокта 1029-1034 м (абсолюттік белгісі: 1052,5-1056 м)
аралығындағы №2 ұңғыны сынау кезінде үлкен газды факторына ие (5000 м3/м3)
Qnn=2,2 м3/тәу, Qгn=9200 м3/тәу газды шығымды мұнайдың фонтанды ағыны
алынды. ГИС мәліметтерін сынау нәтижесінде бекітілген 1053,5 м абсолюттік
белгідегі «газ-мұнай» бөлімін белгілеуге мүмкіндік берді. Су мұнай шекарасы-
1059,9 м абсолюттік белгідегі өндірістік мұнай ағыны №2 ұңғыманы сынау
кезінде өнімді қабаттың табаны бойынша қабылданған. ГМШ-ң және СМШ-ң
қабылданған жағдайы кезінде шоғыр биімтігі 7,2 м-ге тең, ал газ телпегінің
биіктігі 1 м-ді құраған.
Ю-VII горизонты газды телпегі бар мұнай шоғыры анықталған II және III
блоктарда өнімді болып табылған. Төменде ГМШ және СМШ-ң блок бойынша
мәндері көрсетілген:
II блокта үш ұңғы сыналған: №9, №13, №25.
1065-1073 м аралығын (абсолюттік белгісі 1079,2-1086,2) сынау кезінде №13
ұңғыдан мұнай алынған. 1057-1064 м аралығын қосымша ату кезінде мұнайдағы
газдың құрамы айтарлықтай ұлғайған. Газ факторы 1500 м3/тәу тең болған.
«Газ- мұнай» бөлігі ГИС мәліметтері бойынша 1086,2 м белгідегі №13
ұңғыманың газды қабатының табаны бойынша қабылданған.
Су, мұнай шекарасы ГИС мәліметтері бойынша 1127 м белгідегі №25
ұңғыманың мұнайлы қабатының табаны бойынша қабылданған мәндері 1074-1085 м
(абсолюттік белгісі 1096,7 м) аралықта шығымы
Qn7=16 м3/тәу құрайтын мұнай ағыны алынған №25 ұңғының зерттеу
нәтижелерімен сәйкес келеді. III блок 1065-1090 м аралығында (абсолюттік
белгісі 1088,5-1113,5 м) аралығында №2 ұңғыны сынау кезінде мұнайлы, газдың
Qгn=159800 м3/тәу шығымды фонтаны алынған. Сыналған аралықтың ішкі
жағы ГИС мәліметтері бойынша 1094,7 м (абсолюттік белгісі «Газ-мұнай»
бөлімі нақты айқындалған, бұл сынау нәтижелерімен сәйкес келеді). Бұл блок
үшін ГМШ көрсетілген белгіде қабылданған.
1114,5 м абсолюттік белгідегі ұңғыманың сыналған мұнайға қаныққан
қабатының табаны бойынша қабылданған, бұл №5 ұңғы сулы қабатының жабынына
сәйкес келеді. Шоғыр түрі қабатты, күмбезді, тектоникалық экрандалған болып
келеді. Ю-VIII горизонты.
II және III блоктарға №2 ұңғы (II блок) және №25 (III блок) блок ұңғыманы
сынау кезінде орнатылған мұнай шоғырына сәйкес келеді.
Гис мәліметтері бойынша №13 ұңғыманың қабат-коллекторы негізінен
өнімді қабат ретінде бағаланған.
Төменгі блок бойынша СМШ-ң сипаттамасы келтірілген.
II блок СМШ ГИС мәліметтері бойынша абсолюттік белгісі 1151,6 м болатын №13
ұңғын бойынша қабылданған 1108-1126 м (абсолюттік белгісі 1130,6-1148 м)
аралығындағы осы ұңғыны сынау кезінде Qnком=17,2 м3/тәу шығымды сусыз мұнай
ағыны алынған.
1105-1115 м (абсолюттік белгісі 1127,2-1137,2 м) аралығындағы №13
ұңғыны сынау кезінде Нор.дин =754,5 м кезіндегі Qn=22,1 м3/тәу шығымды
мұнай ағыны осы блокта қабылданған сумұнайшекарасының мәніне тең екендігі
анықталды. СМШ-ң қабылданған мәні кезінде шоғырдың биіктігі 20 м құрайды.
III блок 1115-1130 м (абсолюттік белгісі 1138,5-1153,5 м)
аралығындағы №2 ұңғыманың сынау кезінде Qnком =8,8 м3/тәу шығымға тең мұнай
ағыны алынған. СМШ шарты түрде абсолюттік белгісі-1146,3 м болатын сыналған
өнімді болатын қабат-коллекторының табаны бойынша қабылданған. СМШ
қабылданған жағдайы бойынша шоғыр биіктігі 3,8 м тең, түрі бойынша шоғыр
қабатты, күмбезді, тектоникалық экрандалған.
Ю-IХ горизонты. ГИС мәліметтері бойынша өнімді қабат горизонты
құрамында тек қана №13 ұңғымада (II блок) ғана белгіленген және мұнайлы
горизонт ретінде бағаланған.СМШ 1156,2 м абсолюттік белгісі қабаттың ГИС
мәліметтері бойынша алынған және қабылданған мәнінде шоғырдың биіктігі 10,2
м тең.
Ю-Х горизонты. Горизот үш блокта, яғни I, II, III блоктарда мұнай
шоғыры белгіленген өнімді горизонт ретінде қабылданған.
I блокта мұнай шоғыры №35 ұңғы аймағында кеңінен тараған су, мұнай
шекарасы 1231-1237 м аралығы (абсолюттік белгісі 1202-1256,2 м) сынау
кезінде абсолюттік белгісі 1265,6 м шығымы Qn =1200 м3/тәу болатын мұнай
ағыны алынды. СМШ-ң қабылданған мәнінде 15,8 м құрайды.
II блок 1179-1189 м аралығын сынау кезінде №13 ұңғымадан (абсолюттік
белгісі 1201-1211,2 м) шығымы Qnком=9,6 м3/тәу-ке тең. Мұнайдың өндірістік
ағыны алынды. СМШ белгісі осы сыналған ұңғы қабатының табаны бойынша шартты
түрде қабылданған шоғырдың биіктігі 9,8 м-ге тең.
III блоктағы мұнай шоғыры №2 ұңғы ауданында таралған. СМ бөлігі ГИС
материалдарында белгіленген және 1224,1 м-ге тең абсолюттік белгісі
қабылданған. СМШ-ң қабылданған бұл мәні 1188-1198 м (абсолюттік белгісі
1211-1221,5 м) аралығындағы Qnком =9,6 м3/тәу-ке тең шығымы бар. Өндірістік
мұнай ағыны алынып сыналған осы ұңғының мәліметтерімен сәйкес келеді. Осы
қабылданған СМШ-ң жағдайы үшін шоғыр биіктігі 12,4 м құрайды.
Шоғыр-қабатты, күмбезді, тектоникалық экрандалған.
Ю-VII горизонты. Горизонттың өнімділігі үш блокта орнатылған, мұнай
қорының негізгі бөлігі екінші блокта орналасқан.
I блокта мұнай шоғыры №35 ұңғы аймағында тараған СМШ шартты түрде ГИС
мәліметтері бойынша 1281,4 м тең, абсолюттік белгідегі өнімді қабаттың
табаны бойынша алынған 1243-1262 м (абсолюттік белгісі 1262,2-1281,2 м)
аралығын сынау кезінде шығымы Qnком =9,6 м3/тәу-ке тең болатын өндірістік
мұнай ағыны алынған. СМШ-ң қабылданған жағдайы кезіндегі шоғыр биіктігі 20
м-ге тең.
II блок. Мұнай шоғыры №9, 13, 25 ұңғымалары ауданында таралған. СМШ
ГИС мәліметтері бойынша 1309,8 м-ге тең абсолюттік белгісі №9 ұңғысы
бойынша қабылданған. 1270-1283 м-ге тең (абсолюттік белгісі 1393,4-1306,4
м) аралығындағы, СМШ-дан 3 м-ге биік жатқан осы ұңғыны сынау кезінде Qnком
=21,4 м3/тәу-ке тең шығымды мұнай өндірістік ағыны алынған. 1260-1274 м
(абсолюттік белгісі 1282,6-1296,6 м) және 1222-1249 м (абсолюттік белгісі
1244,6-1271,6 м) аралығында ... жалғасы







Ұқсас жұмыстар
Тақырыб Бет саны
Ақтөбе мұнай өңдеу зауытындағы газды кептіру процесінің автоматтандырылуын жобалау22 бет
Боранқұл кен орны41 бет
Жаңажол кен орны65 бет
Сұйық мұнай газды пайдалану35 бет
Аққулар3 бет
Дүниежүзілік авиация.Әуе көлігінің жаңа түрлері6 бет
Жиембет жырау7 бет
Нұрғиса Тiлендiұлы2 бет
Спандияр Көбеевтің шығармалары10 бет
Шәкәрім лирикасындағы тілдік-бейнелілік аспектілер6 бет


+ тегін презентациялар
Пәндер
Көмек / Помощь
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить


Зарабатывайте вместе с нами

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Сіз үшін аптасына 5 күн жұмыс істейміз.
Жұмыс уақыты 09:00 - 18:00

Мы работаем для Вас 5 дней в неделю.
Время работы 09:00 - 18:00

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь