Жаңажол кен орнының негізгі мәселелеріне талдау
КІРІСПЕ
1. ТЕХНИКАЛЫҚ.ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зертгеу тарихы
1.3 Стратиграфия
1.4 Тектоника
1.5 Мұнайгаздылығы
1.6 Сулылығы
1.7. Жаңажол кен орньш игерудщ қысқаша тарихы мен қазіргі
1.7.1. Скважинаны пайдалану көрсеткіштері
1.7.2. Жаңажол кен орнын игеру барысынан туындайтын тұжырымдар
1.8. Фонтанды скважиналарды жөндеу
1.8.1 Жөндеулер түрі
1.9. Фонтанды скважиналарды пайдалану
1.10.1 Фонтанды скважинаның жер асты және жер үсті қондырғылары
1.10.2 Жер асты және жер үсті қондырғыларын тоттанып тозуымен күресу. Күресу тиімділігі
1.10.3 Фонтанды скважиналарда парафин түзілуімен күресу. Күрес тиімділігі
1.11 Фонтанды скважиналарды зерттеу
1.11.1 Кен орнындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы
1.11.2 Фонтанды скважиналарды зерттеу өдістері мен технологиялары Зерттеу кезінде қолданылатын қондырғылар мен саймандар
1.13 № 2243 Типтік скважинасына фонтанды көтергішті таңдау 1.13.1 Жаңажол кен орнының № 2243 скважинасьн (фонтанды) есептеу
1.13.2 Фонтанды скважина пайдаланудың нақты жольш жобамен
салыстыру
2. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
3.ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ
ҚОРЫТЫНДЫ
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
1. ТЕХНИКАЛЫҚ.ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зертгеу тарихы
1.3 Стратиграфия
1.4 Тектоника
1.5 Мұнайгаздылығы
1.6 Сулылығы
1.7. Жаңажол кен орньш игерудщ қысқаша тарихы мен қазіргі
1.7.1. Скважинаны пайдалану көрсеткіштері
1.7.2. Жаңажол кен орнын игеру барысынан туындайтын тұжырымдар
1.8. Фонтанды скважиналарды жөндеу
1.8.1 Жөндеулер түрі
1.9. Фонтанды скважиналарды пайдалану
1.10.1 Фонтанды скважинаның жер асты және жер үсті қондырғылары
1.10.2 Жер асты және жер үсті қондырғыларын тоттанып тозуымен күресу. Күресу тиімділігі
1.10.3 Фонтанды скважиналарда парафин түзілуімен күресу. Күрес тиімділігі
1.11 Фонтанды скважиналарды зерттеу
1.11.1 Кен орнындағы зерттеу жұмыстарының жағдайы
1.11.2 Фонтанды скважиналарды зерттеу өдістері мен технологиялары Зерттеу кезінде қолданылатын қондырғылар мен саймандар
1.13 № 2243 Типтік скважинасына фонтанды көтергішті таңдау 1.13.1 Жаңажол кен орнының № 2243 скважинасьн (фонтанды) есептеу
1.13.2 Фонтанды скважина пайдаланудың нақты жольш жобамен
салыстыру
2. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
3.ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ
ҚОРЫТЫНДЫ
ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірі болып табылып, әсіресе энергетикалық саласының дамуына ерекше зор үлесін қосады.
Жалпы, мұнай өнеркәсібі ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің, ауылшаруашылығының және транспорттық дамуын жеделдетеді.
Қазақстан Республикасы - мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына өте бай мемлекеттердің бірі. Осындай көп орындардың басым көпшілігі Республиканың батыс бөлігінде орналасқан. Сонымен қатар осы батыста әлі де жаңа мұнай - газ кен орындары ашылуда.
Осы "дипломдық жобаның" негізгі болып отырған Жаңажол кен орнында өз мәнінде игеру мен пайдаланудың көптеген әдістері қолданылып игеріледі.
Жаңажол кен орыны 1983 жылдан бастап өндірістік игерілуіне берілді.
Қазіргі уақытта мұнай, газ корбонаттары қабаттың, яғни RT-I,RT-II 8 бөлігінен игерілуде. Оларды шартты "А"; "Б"; "солтүстік В"; "онтүстік В"; "Г-Ш"; "Дв"; "Дн"; "Д-Ш" индекстерімен белгіленген.
Осы "дипломдық жоба" жұмысында Жаңажол кен орынның солтүстік күмбезінде "Б" бөлігін, яғни "солтүстік Б" бөлігін игерудің технологиялық режимдеріне, кен орынының фонтанды қондырғыларымен игерілуіне талдау жасап, осы фонтанды игеруге керекті фонтанды көтергішті талдадым.
Сонымен қатар, Жаңажол кен орнында газ факторының көп болуы ШТС қондырғысын кеңінен қолдануға мүмкіндік туғызбауда. Дегенмен бұл әдіспен игеруді 3 бөлікте экономикалық тиімді етіп жүргізудің есебін келтірдім. Экономикалық тиімді болатын себебі: бұл бөліктерде газ факторы жоқтың қасында.
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне талдау жасауға арналған.
Жалпы, мұнай өнеркәсібі ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің, ауылшаруашылығының және транспорттық дамуын жеделдетеді.
Қазақстан Республикасы - мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына өте бай мемлекеттердің бірі. Осындай көп орындардың басым көпшілігі Республиканың батыс бөлігінде орналасқан. Сонымен қатар осы батыста әлі де жаңа мұнай - газ кен орындары ашылуда.
Осы "дипломдық жобаның" негізгі болып отырған Жаңажол кен орнында өз мәнінде игеру мен пайдаланудың көптеген әдістері қолданылып игеріледі.
Жаңажол кен орыны 1983 жылдан бастап өндірістік игерілуіне берілді.
Қазіргі уақытта мұнай, газ корбонаттары қабаттың, яғни RT-I,RT-II 8 бөлігінен игерілуде. Оларды шартты "А"; "Б"; "солтүстік В"; "онтүстік В"; "Г-Ш"; "Дв"; "Дн"; "Д-Ш" индекстерімен белгіленген.
Осы "дипломдық жоба" жұмысында Жаңажол кен орынның солтүстік күмбезінде "Б" бөлігін, яғни "солтүстік Б" бөлігін игерудің технологиялық режимдеріне, кен орынының фонтанды қондырғыларымен игерілуіне талдау жасап, осы фонтанды игеруге керекті фонтанды көтергішті талдадым.
Сонымен қатар, Жаңажол кен орнында газ факторының көп болуы ШТС қондырғысын кеңінен қолдануға мүмкіндік туғызбауда. Дегенмен бұл әдіспен игеруді 3 бөлікте экономикалық тиімді етіп жүргізудің есебін келтірдім. Экономикалық тиімді болатын себебі: бұл бөліктерде газ факторы жоқтың қасында.
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне талдау жасауға арналған.
1. Н.А.Ерменко «Геология нефти и газа» М.Недра 1968
2. Ю.П.Желтов «Разработка нефтяных месторождений» М.Недра 1986
3. Шуров В.И. «Технология и техника добычи нефти» М.Недра 1983
4. Технологический отчет НГДУ «Октябрьскнефть»
5. «Анализ разработки и анализ работы месторождения Жанажол»
6. Нурсултанов Г.М., Абайылданов Қ.Н. «Мұнай мен газды өндіріп,
өңдеу»
7. Х.А.Қалабаев «Методикалық нұсқаулар» Алматы. ҚазҰТУ, 1992
2. Ю.П.Желтов «Разработка нефтяных месторождений» М.Недра 1986
3. Шуров В.И. «Технология и техника добычи нефти» М.Недра 1983
4. Технологический отчет НГДУ «Октябрьскнефть»
5. «Анализ разработки и анализ работы месторождения Жанажол»
6. Нурсултанов Г.М., Абайылданов Қ.Н. «Мұнай мен газды өндіріп,
өңдеу»
7. Х.А.Қалабаев «Методикалық нұсқаулар» Алматы. ҚазҰТУ, 1992
КІРІСПЕ
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірі болып
табылып, әсіресе энергетикалық саласының дамуына ерекше зор үлесін қосады.
Жалпы, мұнай өнеркәсібі ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің,
ауылшаруашылығының және транспорттық дамуын жеделдетеді.
Қазақстан Республикасы - мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына
өте бай мемлекеттердің бірі. Осындай көп орындардың басым көпшілігі
Республиканың батыс бөлігінде орналасқан. Сонымен қатар осы батыста әлі де
жаңа мұнай - газ кен орындары ашылуда.
Осы "дипломдық жобаның" негізгі болып отырған Жаңажол кен орнында өз
мәнінде игеру мен пайдаланудың көптеген әдістері қолданылып игеріледі.
Жаңажол кен орыны 1983 жылдан бастап өндірістік игерілуіне берілді.
Қазіргі уақытта мұнай, газ корбонаттары қабаттың, яғни RT-I,RT-II 8
бөлігінен игерілуде. Оларды шартты "А"; "Б"; "солтүстік В"; "онтүстік В";
"Г-Ш"; "Дв"; "Дн"; "Д-Ш" индекстерімен белгіленген.
Осы "дипломдық жоба" жұмысында Жаңажол кен орынның солтүстік күмбезінде
"Б" бөлігін, яғни "солтүстік Б" бөлігін игерудің технологиялық режимдеріне,
кен орынының фонтанды қондырғыларымен игерілуіне талдау жасап, осы фонтанды
игеруге керекті фонтанды көтергішті талдадым.
Сонымен қатар, Жаңажол кен орнында газ факторының көп болуы ШТС
қондырғысын кеңінен қолдануға мүмкіндік туғызбауда. Дегенмен бұл әдіспен
игеруді 3 бөлікте экономикалық тиімді етіп жүргізудің есебін келтірдім.
Экономикалық тиімді болатын себебі: бұл бөліктерде газ факторы жоқтың
қасында.
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне
талдау жасауға арналған.
Шолу картасы
1. ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат
Жаңажол кен орыны Орал үстіртімен Ембі өзенінің арасында орналасқан.
Әкімшілік басқаруы жағьшан Қазақстан Республикасы Ақтобе облысы, Мұғаджар
ауданына қарайды.
Жергілікті жер релефі дөңес - қыратты. Оның абсолютті биікітігі плюс
125 тен плюс 110 метрге дейінгі аралықта. Ең кіші минималды белгісі Ембі
өзеніне қарай, яғни кен орнының Оңтүстік - Батыс бөлігіне қарай еңіскен.
Суы минералданған, сондықтан техникалық қажеттіліктерге пайдалынады.
Ал, тұрмыстық қажеттіліктерге құдық сулары пайдалынады. Құдық және Ембі
өзенінің суларының деңгейі 2 метр және одан да жоғары болып келеді.
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сонымен қатар ылғалдылығы өте
төмен.
Қыс мезгілінде температура минус 40° С дейін жетеді. Ең суық айлар:
қаңтар, ақпан айлары.
Алғашқы қар қарашаның ортасына таман түсіп, наурыз айының аяғына
дейінгі аралықта жатады.
Орта жылдық атмосфералық жауын-шашын мөлшері көп емес, ол жылына 120-
140 мм шамасында. Ең ыстық айлар: шілде, тамыз айлары.
Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді мекендер: кен орнының Солтүстік -
Шығыс, бағытында, 15 шақырымдық Жаңажол совхозының орталығы және Солтүстік
- Батыс бағытында орналасқан, 35 шақырымдық Кеңқияқ мұнайгаз өндіру
басқармасының поселогы.
Атырау - Орск мұнай құбыры 100 шақырым жерден өтеді.
Жақын темір жол станциясы: Москва - Орта азия магистралының бойында
орналасқан, яғни кен орнынан 100 шақырымдық жердегі Ембі станциясы.
"Ақтөбемұнайгаз" акционерлік қоғамының базалық орталығы, Жаңажол кен
орнының солтүстік бағытынан 130 шақырымдық жерде орналасқан. Октябрск
қаласында. Қазіргі кезде Жаңажол кен орталығы мен Октябрск қаласының
аралығына тас жол салынған және пайдалану скважиналарын бұрғылау үшін
электр желісі тартылған.
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зертгеу тарихы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер
Е.К.Ковалевский және А.П. Гаригросс еңбектерінде көрсетіледі. Олар 1840
жылы Темір, Атжақсы өзендерінің ауданын зерттеу барысында жазған еді.
Осыдан кейін зерттеулер - маршруты және өзеншосиралық кейіпте жүргізіледі.
Территорияны барынша бөлшектеп және жобалау бойынша зерттеу 1944 жылдан
басталды. Сонымен 1944 - 1946 жылдар аралығында Каспий - Арал партияларын
м40 парағында масштабқа түсіруді Г.И.Водорезов басқарған геологиялық топ
жүргізді.
Жұмыс қортындысында геологиялық карта және территорияның тектоникасы
мен стратиграфиялық сұрағына жауап ретінде параққа түсіндірмелі жазба
берді. Бұл жұмыстар әлі күнге дейін өз құндылығын жойған жоқ.
1949 жылы В.И.Сомодуров және И.В.Иванов 1:200000 масштабында 40 -XXXIV
парағын геологиялық түсіруді жүргізді. Осы көлемде Жаңажолда енгізіліп,
қамтылған еді. Авторлар ауданның геологиялық құрылымы туралы барынша толық
мәлімет берген 1952 жылы аудан гравиметриялық түсірумен алдыңғы масштабқа
қамтылды.
1952 - 1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында карталық
бұрғылау А.С.Зингер түсірді.
1960 жылы Жаңажолды көтеру белгіленіп және 1961 жылы синмикалық жұмыс
арқылы бұрғылауды дайындады.
№10В Ақтөбе геофизикалық экспедициясы 1975 және 1980 жылдары қабат
Құрылымы МОГТ зерттеулерімен дәлелденді. Тереңдете бұрғылау жұмыстарын 1961
жылдан бастап, Ақтөбемұнайбарлау тресінің Мұғаджар маңы геологиялық
бұрғылау экспедициясы жүргізді.
1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын "Ақтөбемұнайбарлау"
экспедициясы, ал 1978 жылдан бастап "Қазақмұнайгазгеология" бірлестігінің
"Кенқияқ мұнайбарлау" экспедициясы жүргізді.
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978 жылы, наурыз айында №4
скважинасында байқалды.
1981 жылдан бастап Жаңажолдағы барлау скважиналарын бұрғылау
жұмыстарын 1981 жылы құрылған құрамы айтылып өткен экспедициялардан
жинақталған "Ақтөбемұнайгазгеология", бірлестігі жүргізуде.
1981 жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің бекітуімен
"Ақтөбемұнай" бірлестігіне кен орнында барлау скважиналарын бұрғылау және
оны игеру тапсырылды.
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының "Ақтөбемұнайгаз" акционерлік
қоғамның "Октябрск мұнайгаз" мұнай газ өндіру басқармасының цехтарымен
игеру жұмыстары атқарылуда.
1.3 Стратиграфия
Жаңажол кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі тас - көмір
жоғарғы бор жасындағы жыныс жиынтығы анықталған. Стратиграфиялық
бөлшектеуде, кеннің сипаттамасы, өндірістік - геофизикалық зерттеу
диаграммасы, палентологиялық анықтаулар қолданды.
С - Таскөмір жүйесі
С1 - Төменгі бөлім
Жаңажол кен орын көлемінде аршылған, барынша ерте шөгінді жыныс болып
ортавизе жасындағы терригенді шөгінділер табылады.
Осы жыныстар № 1-е скважинасында 4190 - 4200 метр аралығында кездесті.
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі корбанатты қабатпен
ауысады. Олардың жасы жоғарғы визе және Серпухов жастарымен белгіленіп,
құрамы қарақышқыл аргиллит аралас әктастар мен доломиттерден тұрады.
Төменгі корбон жынысының қабатының максимальды аршылуы 308 метр.
С2 - Ортаңғы бөлім
Ортаңғы корбон жыныстары башкир және москвалық ярус құрамдарында
аршылды.
С2- Башкир ярусы
Бұл жастағы жыныстар №1 - е скважинасының 3892 - 3668 метр аралығында
толық және 23 скважина мен жиі - жиі қамтылды. Олардың толық қалыңдығы 224
метрге жетеді.
Құрамында қошқыл және ақшыл, қошқыл әктастар оргоногиенді түйірлі,
аргиллит аралас массивті доломит жікшелерінен тұрады.
С2m- Москва ярусы
Мұның құрамы екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі москвалық подярусының № 1- е скважинасында 3668 - 3560 метр
және № 23 скважинасында 3807 - 647 метр аралықтарында верей және паширлік
горизонтгары кездескен. Жыныс қалыңдығы 106 метр ден 156 метрге дейін
жетеді.
Бұл қабаттар корбананттар және аргиллит жікшелері аралас шөгінділерден
тұрады.
Жоғарғы Визе - москвалық подярусының кобонанты жыныс комплекстерінің
қалыңдығы № 1- е скважинасында 630 метрге жетіп Төменгі корбонантты қабаты
құрайды, ол бұл өз алдына.
Кт - П индексімен белгіленген
С2m2 - жоғарғы москва ярусы
Бұл мячковтың және Подольск горизонттарымен белгіленген. Подольск
горизонтының төменгі бөлігі көбіне - көп терригенді қалыңдықты қабаттар,
яғни аргиллиттер, қиыршық топырақ, гравилиттер және 266 - 366 метрлі
қалыңдықта жиі кездесетеін әктастардан тұрады. Подольск горизонтын барлық
дерлік скважиналармен өтеліп, оргеногенді, оргеногенді үгілгіш, ұсақ
түйіршікті әктас және доломиттерден құралған.
Оның қалыңдығы 115 метрден 164 метрге дейінгі аралықты өзгермелі болып
келеді.
С3 - жоғарғы бөлім
Жоғарғы кобонанты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен шекарасы
геологиялық каротаж сызбасындағы өзгеруінен көрінеді. Жоғарғы корбонның
көптеген микрофауналарымен флоралардың табылуына байланысты пасимов және
гжель ярустарына бөлінген.
С3к - Касимов ярусы
Жыныс жасы № 5 скважинасының 2832 - 2834 және 2829 - 2819 метрлер, № 1
скважинасының 2900 - 2896 метрлер, №6 скважинасының 2909 - 2906 және 2899 -
2894, 2894 - 2888 және 2884 - 2879 метр аралықтарында, №12 скважинаның 3013
- 3001 метрлер аралықтарында алынған фораониинфер және №5 скважинаның 2832
- 2824 және 2819 - 2819 метрлер аралықтарында алынған коподонттар
жиынтығынан анықталды. М.Н.Изотова анықтаған мәліметтерге қарап қасимов
ярусы келесі фауналармен; "Protriticits pseceLomon tipoms obsolites
obsolites", "Man tipams", "triicites acutas, auutas" фауналарымен
сипатталған.
Литологиялық қатынаста ол ауданның көптеген бөлігінде әктастар және
доломиттерден құралған.
Касимов ярусының қалыңдығы 50 метрден 97 метрге дейінгі аралықтарда
өзгеріп, кездеседі.
С3д - Гжель ярусы
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53 метрден 136 метрге
дейін өзгереді.
Жыныс ішінде сульфатты және корбонатты қабаттар бар. Оның басқа
қабаттарға қарағанда айтарлықтай айырмашылығы құрамының 65 - 85 % фауналар
мен су өсімдіктерінің қалдығынан тұратын әктастар болып табылады.
Қаралып отырған гжельдік ярусының бөлігі екі аймаққа, ягаи "Tritigts
yticenbeprg" және "yigulitis sigicleutis" аймақтарына бөлінеді.
Осы аймақтар 12 скважинасының 2964.2 - 2890 метр және 2336.6 - 2930
метрлер аралықтарынан анықталған фораминиферлермен дәлелденген.
Жоғарғы КТ - I корбонатты қабатында негізінен газоконденсат қоры
сақталған.
Корбонатты қабаттың жалпылама қалындығы 427 - 573 метрлер аралығында.
Қиманың корбонат үсті бөлігі жиі кездеседі. Яғни, гравалит, сазбалшық,
алевролит қабаттарынан құралған терригенді гжельдік ярусының қабат
қорабынан түзілген.
Оның қалыңдығы 24 метрден 109 метрге дейін жетеді;
Р - Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері - төменгі және жоғарғы бөлімдермен берілген.
Р1- төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі ассольдік, сакморлық, артин және кунгкрлық ярус
шөгінділерінен тұрады.
Р1а-s - Ассельді - сакмарлы ярусы. Ассельді - сакмарлық терригенді
қабат қалыңдығы гжельдік терригенді корбон қабатымен бірге Жаңажол кен
орнында региональды флюйдты кедергілі қабат туғызады. Бұл қабыршақта қабат
қалындығы белгілі дәрежеде құрамында сазбалшықтың болуымен және кең ауқымда
яғни, 16 метрден 598 метр аралығында өзгеріп, солтүстіктен оңтүстікке қарай
тенденциялы өзгеріп отырады.
Литологиялық байланыста бұл аргиллиттер, қыйыршық топырақтар,
алевролиттер, жиі - жиі гравлит және сазбалшықты әктастардан тұрады.
Алельдік ярусының қалындығының жасы 1 сқважинаның 2647 - 2645 және 2498
- 2495 метрлер аралықтарында және 10 скважинада 2468 - 2458 метрлер
аралықтарында алынған фораминифер фауналарымен қуатталып ( № 93 скважина) 9
метрден (8 скважинада) 359 метрге дейін өзгеріп отырады.
Сонмарлық ярусында қалыңдыққа байланысты сақталмаған, яғни, 5
скважинада кездескен.
Р1- Кунгур ярусы
Кунгурлық ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы корбонат үсті
терригенді қабатымен бірге кунгур қималарының мұнай мен газға қаныққан
бөліктерінде өте зор флюйдті кедергілі қабаттама тудырады.
Кунгурлық ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді
-галогенді аргиллит араласқан қабаттарымен кездескен. Оның қалындығы 10
метрден 60 метр аралығында өзгереді. Жоғарырақта галогенді аргиллит аралас,
жиі қиыршық топырақ пен алевролит және ангидрит қабатшалары орналасқан.
Галогенді қабаттың максималды қалыңдығы .(12 скважинада) 996 метрден,
минималды қалындығы (3 скважинадан) 7 метр аралығында.
Кен орынының кушурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді -сульфатты
қабаттар жатыр.
Оның негізгі бөлігін 4 метрден 48 метр қалындықта кездескен
ангидриттерден жинақталған.
Р2 - жоғарғы бөлімі
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында жеке
ангидрит (3 тен 0.5 метрлі және 10 - 15 метрлі) қабатшалары кездесетін
терригенді қабаттардан тұрады.
Жоғарғы пермь бөлігінің қалындығы солтүстік төбешіктерімен ұштасқан
жерде 633 метрге дейін өзгереді.
Т - Триас жүйесі
Триасе шөгіндісі Т1 - төменгі құрамынан бөлініп және литологиялық
жағынан шұбар - боялған сазбалшық, қиыршық топырақ қабаттарынан көрінеді.
Шөгінділердің қалыңдықтары 65 метрден 371 метрге дейінгі аралықта өзгереді.
I - Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі және ортаңғы, жоғарғы бөлімдерге құрамдарына
байланысты бөлінген. Олардьщ жалпы қалыңдықтары (13 скважинада) 60 метрден
( З - с скважинасында) 246 метр аралығында өзгеріп отырады.
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қара - қошқыл түсті, құм - қиыршық
топырақтардан, тығыз алевролит және қоңыр қиыршық топырақ полимикті,
әртүрлі түйіршікті қабаттардан құрамдалған.
R - бор жүйесі
Бүл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып конголомерат аралас,
қоңыр жасылды саздар есептеледі.
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі аралықта
өзгереді. Қалыңдықтың минимальды қөрсеткіші 52 скважинада, ал максимальды
көрсеткіші 88 скважинада байқалады.
Р - Антропогендік жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің, қалыңдықтары онша емес, небары 2 метр
немесе 3 метрлік төрт қатарлы қабат бөледі. Солардың құрамдалулары саздың
сугликаларымен құмайт супестерден түзілген.
1.4 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен орыны Каспий маңы кеңістігінің
оңтүстігінде орналасқан. Яғни, Орал алды геосинклинальды аймағынан Ащысай
және солтүстіқ көпекті сызықтарынан көрінеді.
Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданының интенсивті түсуі
және қалың шөгінділерден қабаттамаларында 7 километрден 10 километр
аралықтарында болуына байланысты. Бұл қабаттың негізгі бөлігін кунгурлік
ярусының галогенді табан шөгінділері және кельбрий іргетасына дейінгі
жыныстардың жоғарғы бетінде жатқан тұз асты жиынтығын құрайды.
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын маңда 2
немесе 2,5 километрден Беттеу күмбезінің меридианына қарай 5.5. немесе 6
километрге дейінгі, яғни батыс бағытына қарай моноклиналды Қалыңдай береді.
Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек қатарлары
бөлінген. Соңғысы төменгі горизонттарда мықты байқалып, соған сәйкес
сипаттың ортаңғы бөлігіне қарай қалындай бастайды.
Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кеңқияқ, Қожасай, Шұбар қатарларының
жүйесі бөлінеді және олардың көлемінде 3 немесе 3.5 шақырымдық
тереңдіктерде (ІІ1) тұз асты горизонтының қисығы түзілген.
Жаңажол қатарының бір ерекшілігі, қуатты корбонат массивтерінің дамуы
болып табылады. Олар үлкен брохиантинал тәріздес дөңестерден құралған.
Сейсмикалық мәліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен
салыстырғанда әр түрлі локальды дөңестерінің морфологиясындағы өлшемдері,
шөгінділердің тереңдік қатынастарында әртүрлі өзгешеліктер байқалады.
Құрылым картасында жоғарғы корбон шөгінділерінің табаны бойынша екі
локалды дөңес анық көрсетіліп, 30 скважина ауданында изогипс енігізуі мен
контурланған.
2.65 шақырымдақ жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 95 шақырым құрап,
онша үлкен емес седловина арқылы оңтүстік локалды дөңесімен қосылады, яғни
№ 19 скважина ауданында 2.25 шақырымдық изогипсімен контурленген.
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың қисығы бойынша, гжельдік
ярусының сульфатты - корбонатты қабатының корбонат үсті қалындықта
терригенді қабатпен жылдам тығыз шекараны реттейді.
Жаңажол дөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып, қабаттың
корбонатты массивінің ішінде субмиридианды құрылымдар қүрайтын
брахиантиклиналарды қырлардан тұрады.
Осы екі локалды дөңестен тұрады. № 50 скважина ауданында солтүстік
локалды дөңесі 2.3 шақырымдық изогипспен контурленген.
2.5 шақырымдық изогипс бойынша оңтүстік дөңесінің ауданы 9.5x4 шақырым
құрайды.
1.5 Мұнайгаздылығы
Жаңажол кен орыны Қазақстандағы өнімділігі корбонатты коллекторларға
байланысты алғаш ашылған кен орыны болып табылады. Ол белгілі Кеңқияқ,
Құмсай, Көкжиде, Батенкөл, Қаратөбе, Ақжар және Қопа сияқты төменгі бор,
юра, триас жоғарғы және төменгі пермь жүиелерінің шөгіділеріндегі г мұнай
қабаттары бар ауданда орналасқан.
Қиманың мұнай - газ бергіштігі туралы алғашқы мәлімет Жаңажол ауданында
№1 скважинасын бұрғылау жұмыстары кезінде, жоғары газкөрсеткіштігі,
таскөмір жынысының керніндігі мұнай белгілері және сазбалшықты ертіндінің
газдануынан пайда болды. 1978 жылдың 3 наурызында № 4 скважинасының 3050 -
3020 метр аралықтарындағы тереңдікті тексеру барысында 62.5 % метан, 1%
этан, 1% ауыр көмірсутектер жиынтығынан құралған газды судың әлсіз ағыны
байқалды.
Орта корбонның әктастарының ашық ақпанында қабат - санағышпен сынау
арқылы газданған мұнай өнімі алынды.
Кейін, 1978 жылдың 31 шілдесінен 2 тамыз аралығында 2767 - 2884 метр
терендік аралығында 2767 - 2884 метрлер тереңдік аралықтарынан шығымы 66.8
м3с болатын мұнай және 107.6 м3с шығымды газ фонтандалды.
Фонтанды скважиналарда 3 және 8 милиметрлік штуцерлер қолданды. Қазіргі
кезде Жаңажол кен орында жоғарғы және төменгі корбон жыныстары мен
байланысты корбонатты қабаттың өңдірістік өнімділігі анықталды.
КТ - 1 - жоғарғы корбонатты қабат
Литологиялық қатынасында әктас, доломит және олардың ауыспалы
өзгерістерінен кездеседі.
Осы өзгерістермен қатар саздың азғантай қаптамалары да кездеседі.
Корбонаттар қисығы, қабат литологиясының өзгеркінің шартына байланысты
сипатынан, жылдам өзгеруі бойынша сенімділікпен белгіленеді. Қалыңдық
қимасында қабат тығыздығы және сазбалшық қабатшаларына байланысты
геологиялық каротождың жоғарғы мәндерін сипаттайтын реперлер саны бөлінген.
Скважина қималарына сәйкестеп қою арқылы жоғарғы корбонатты қабат
көлемінде коллекторлардың үш өнімді қабаттарын, бөліктерін анықтауға
мүмкіндік береді.
Олардың "А", "Б" және "В" индекстерімен белгіледі.
Стратиграфиялық жағынан алғашқы екі бөлік орта корбонның касимовтың
және гжельдік ярустарына жатқызылған. Сонымен қатар құрылымның солтүстік
еңісі көлемінде № 10, 13 және 50 скважиналарының аудандарында өнімді
қабаттары шектелген төртінші бөлігі "В" бөлігі бөлінген.
Қабат коллекторларының өнімді бөлігін құрайтын саны 1 ден 12 - ге
дейін, ал қалындық шегі 1 метрден 40 метрге дейінгі аралықтарында өзгеріп
тұрады. Коллекторлы қабаттың орташа қалыңдығы 5 метрден 10 метрге дейінгі
аралықта.
"В" өнімді қабат бөлігі төрт қабатты коллекторлардан тұрады.
"А" және "Б" бөліктеріндегі секілді бұл қабатта 2 метрден жоғарырақ
қалыңдықты қабатшалардан тұрады. Бөліктегі қабатшалар саны 8 - ге жетеді.
"А" бөлігінде мұнай қабатында биіктігі бойынша азғантай газ шапкасы
бар.
Орташа тиімді қабат қалыңдықтары 11 метр және 18 метрге тең.
Бұрғылау барысында 10 скважинада 3 милиметрлік штуцермен 1 м3с мұнайға
шығымы 54 мың м3тәулік, газ және 35 м3тәулік газоконденсат өнімі, № 19
скважинада 8 милиметрлік штуцермен шығымы 174 м3сек, мұнай өнімі алынды.
Сусыз мұнай ағыны № 5 және № 11 скважиналарының 2644 - 2645 метр
тереңдіктерінен алынды.
Газ - мұнай байланысы 2560 метр белгісінде қабылданды. Бұл жоғарғы
бөлігінен - газ ағыны, төменгі бөлігінен алынған № 10, 19, 5
скважиналарының тар аралықты өнімді қабатының ортасына сәйкес келеді.
Газ шапкасының биіктігі солтүстік еңісте 50 метр, ол оңтүстік еңісінде
30 метр аралығында белгіленеді.
Мұнай бөлімінің биіктігі де алдыңғы екі бөлімдеріндегідей 83 және 91
метрге тең.
Газбергішті аудан көлемі 1675 мың шаршы метр (м2), ал мұнай бергіштік
аудан көлемі 54525 мың шаршы метр.
Шөгінділер қабаты еңісті "В" бөлігінің өнімді қабаты үш скважинада
аршылып, жоғарыда айтылып өткендей, аз тартылған.
Бөлік екі немесе бес бөлікшелерден тұрады. Бұл бөлікшелердің қалыңдығы
5 метрден аспайды. Мұнайдағы мұнай қабатындағы мұнай - су байланысы "В"
бөлігіндегідей.
Мұнай - су байланысының мүмкін үлкен жағдайы солтүстік қанатиындағы
(мұнай - су) скважиналарының аудандарында, ал төменгі жағдайы құрылымының
жоғарғы айырылуында және оңтүстік қанаттағы скважиналарының аудандарында.
КТ -ІІ - Төменгі карбонатты қабаты
Жоғарғы карбонатты қабатымен беттесетін терригенді жыныстар астында
башкирлік ярус жасындағы төменгі карбонатты қабат аршылды.
Қолдағы керп мәліметтері қабат қимасының жағынан негізінде
әктастардан құралған. Мұны өндірістік - геофизикалық зерттеушілерінің
І көрсеткіштері де дәлелдейді.
КТ - II - төменгі карбонатты қабаты 23 скважина және 27 скважиналарымен
табылып, 23 скважинадағы 22 милиметрлік штуцермен 108 м3с, ал 27
скважинасындағы 10 милиметрлік штуцермен 45 м3с өнімді өндірістік мұнай
апшы алынды.
3 скважинаны бұрғылау жұмыстары арқылы бес аральщты сынап, бақылады.
Осы бес аралықта газданған сазбалшық ерітіндісі, оның ішінде екеуі
мұнайлы болып табылады.
Мұнай - су байланысы, 27 скважинаның 3530 метр терендіктегі өндірістік
мұнай ағыны байқалған тиімді аралығында белгіленді.
Мұнайбергіштіктің жоғарғы шекарасы 3390 метрде белгіленген. Яғни 3
скважинаның 3609 - 3667 аралығының орташа тереңдігі деп аталады.
Өнімді қабат биіктігі 140 метрге дейін жетеді.
3845 - 3959 метрлер аралығындағы қабатты сынау нәтижесінде бұл биіктік
дәлелденді.
КТ - ІІ- төменгі карбонатты қабатын бес бөлікке бөліп, "Тн", "Ш", "Дн",
"Дв", "Дш" индекстерімен белгіленді.
КТ - I - жоғарғы карбонатты қабатында кен орнының негізгі
газоконденсатты қабат шөгінділері бар. Карбонатты қабаттың суммарлық
қосындысы 423 метрден 537 метрге дейінгі аралыққа тең.
Карбон үсті бөлігі 24 метрден 109 метр қалыңдықты гравелиттер аз
кездесетін, алевролиттер саздарынан құрамдалған гжельдік ярусына, яғни
терригенді бөлікпен берілген.
1.6 Сулылығы
Жаңажол кен орынының қабат қималарында әртүрлі деңгейде бөлшекті және
жиынтықты төменгі бор және корбон жер асты сулары аршылып, сыналды. Төменгі
бор сулары (К1) 60 метрден 30 метрге және 260 метрден 230 метр
аралықтарында табылып, техникалық қажеттіліктерге пайдалану үшін аршылды.
Сулардың статикалық деңгейі 14 тен 65 метрге дейінгі аралықта
анықталып, олардың өнімділігі 60-180 м3тәулік жетеді. Су температурасы
плюс 12° С-ден плюс 14° С ден аспайды, сондықтан оларды суық сулар қатарына
жатқызады.
Су аралас жыныстар болып альб ярусының сулы топырақтары табылады.
Альб сулары химиялық жағынан хлорлы - магнийлі. Минералдылығы 1.6 -3.6
кгм3.
Олар құрамы жағынан өте жоғары дәрежеде метаморфизмді, жеткілікті
сульфатты және қатты болып келеді. Дегенмен кен орнының батыс жағына Қарай
альб суларының қасиеттері жақсарып, минералдылығы 0.2 - 0.6 кгм3 шамасына
дейін төмендейді.
Карбон қабатының сулары 2035 - 3050 метр аралықтарында аршылып, өте
жоғары арынды болып, сипатталады. бұл қабат суларын табан суларының
Қатарына жатқызады.
Химиялық құрамы жағынан В.А.Суменнің анықтамалығы бойынша хлорлы
кальций қатарындағы кальций және магний метаморфозациясы және сулардың
жалпы қаттылығын анықтауға олар 0.4 - эквл болды.
Қабат суларының тығыздығы, температурасы 20° С тең болғанда, тереңдікте
азаюға тенденциялды болып, оңтүстік Төрткөл ауданына қарағанда аз дәрежеде
болады, газдылығы және корбонның сумен еріген газы туралы мәліметтер
бірнеше скважиналардан алынды.
Мәліметтердің талдауы сумұнай байланысынан алшақтаған тереңдіктегі
корбон суларының газдылығының мәні 2600 - 3160 тан 2000 - 1250 кгм3 азайып
және белгіленген қабат суларының тығыздығы мен минерализациясының
разрядының өзгеру заңдылығына сәйкес келеді. Сумен еріген газдар өзінің
құрамы жағынан метандылар қатарына жатады.
1 кесте - Корбон суларының газдылығы
Скважина № Өту аралығы, м Судың меншікті Газдылығы м3т
салмағы, кгм3
1-с 3628-3640 1.05*10-3 1.19*1012
1 4040-3873 1.07*10-3 0.18*1012
9 3452-3396 1.07*10-3 1.55*1012
10 2943-2930 1.06*10-3 2.98*1012
17 2921-2930 1.06*10-3 2.49*1012
26 2865-2930 1.07*10-3 1.88*1012
26 2847-2512 1.06*10-3 1.78*1012
1.7. Жаңажол кен орньш игерудщ қысқаша тарихы мен қазіргі жағдайы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер
Е.И.Ковалевский және А.П. Гернгросе жұмыстарында жарияланды.
Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын зерттеген
болатын.
Кейін ауданды зертгеу жұмыстары бағытты сипатта болды. Территорияны
барынша жоспарлы бөлшектеп зерттеу жұмыстары 1944 жылдан басталды.
1944 - 46 жылдар аралығында Г.Н. Водорезов және А.Л. Кишкиннің "Каспий
- Арал" партиясын басқарумен м-40 бетін 1:1000000 масштабында геологиялық
түсіру жұмыстары жүргізілді.
Түсіру нәтижесінде геологиялық карта жасалып және жерге түсіндірме
жазбасы жазылды. Мұнда территорияның тектоникасы және стратиграфиясының
негізгі талаптары қамтылды. Бұл жұмыстар қортындысы әлі күнге дейін өзінің
құнын жойған жоқ.
1949 жылы Самодуров және Ивановалар 1:200000 масштабында М - 40 -ХХХІІ
бетінде геологиялық түсіруді жүргізіп, осы еңбектерінде Жаңажол ауданы да
енгізілген. Осы жұмыстардың арқасында авторлар ауданның геологиялық
құрылымын толық сипаттап берді.
1952 жылы ауданды дәл осы масштабта гравиметрикалық түсіру
жұмысымен қамтылды. Бұл жұмыстарды Л.И.Тушканов басқарды.
Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын зерттеген
болатын.
1953 - 1954 жылдар аралығында аталмыш ауданда 1:50000 масштабында
коротаждық бұрғылаумен геологиялық түсіру жүргізілді.
Жаңажолды көтеру 1960 жылы анықталды.
1961 жылы МСВ "Ақтөбегеофизикалық экспедициясы" сейсмикалық
жұмыстарымен бұрғылауға дайындалды.
1975 - 80 жылдар аралығында оның құрылымы МОГТ зерттеушілерімен толық
анықталды.
Тереңдете бұрғылаумен іздестіру жұмыстары 1961 жылы "Ақтөбемұнайбарлау"
тресінің "Мұғаджар маңы терең бұрғылау" экспедициясымен жүргізілді.
1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын "Ақтөбемұнайбарлау"
экспедициясымен ал 1978 жылдан бастап "Қазмұнайгеология" бірлестігінің
"Кеңқияқ мұнай барлау" экспедициясымен қосарлана жүргізілді.
Кен орында алғашқы мұнайдың ағыны 1978 жылдың 4 наурызында 4
скважинадан алынды.
Қазіргі кезде Жаңажолдағы іздеу және барлау жұмыстары1981жылдың 1
қазанында қайта құрылған "Ақтөбемұнайгазгеология" бірлестігінің құрылымына
енгізілген, аталып өткен экспедициялармен жүргізілуде.
1981 жылдың аяғында кен орынында СССР мұнай өнеркәсібі
министрлігінің шешімімен қайта жаңғыртылған, "Ақтөбемұнай", өндірістік
бірлестігінің күштері мен бұрғылау және барлау жұмыстары басталып және кен
орынын әрі қарай игеру тапсырылды.
Жаңажол кен орнында мұнайдың фонтандауы азайып, соған сәйкес қабат
қысымы түсіп, өндіру көлемі азайып келуде. Сондықтан 1986 жылдан бастап
қабат қысымын ұстау жүйесімен мұнайды өндіруде.
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында 442 скважина бар.
Кен орын өнімді қабатына байланысты 8 бөлікке бөлінеді.
Олардағы скважиналар:
"В" (солтүстік) бөлігінде 76 скважина
"В" (оңтүстік) бөлігінде 50 скважина
"Б" бөлігінде 91 скважина
"А" бөлігінде 13 скважина
"Дниз" бөлігінде 24 скважина
"Дверх" бөлігінде 36 скважина
"Д(Ш)" бөлігінде 19 скважина
"Г(Ш)" бөлігінде 65 скважина
Жалпы өндіру қорында 359 скважина мұнай өндірумен тұрғызылғаны 10
скважина, бұрғылаудан кейін 3 скважина қосылуға дайындалуда.
Бақылау қорында 10 скважина, геологиялық бақылау орнының бұйрығы
бойынша 8 скважина концервациялануда.
Су айдау қорында 62 скважина, оның 54 скважинасы ғана су айдауда.
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9 скважинада жүргізілу керек.
Осы қордың 8 скважинасының алтауы геологиялық, ал 2 скважинасы
техникалық себептермен істен шығарылды.
Өндіру скважиналарының істемей тұрған себептері мына жағдайларға
байланысты:
- көтеру құбырларында парафин тығындыларының пайда болуынан;
- күкірттісутектің өнімде көп болуының салдарынан скважина жер асты
жабдықтарының коррозияға ұшырауына. Штуцер және жер асты құбырларының
коррозияға ұшырағаннан кейін ауыстыруға байланысты жөндеу жұмыстарына
кетуге байланысты болуда.
Скважинаның қорының жағдайы кестеде келтірілген.
1944 жылы 2345.941 мың тонна мұнай өндірілді. Сол жылғы кен орын
бойынша мұнайдың орташа шығымы 18.95 mтәу.
Скважиналардағы мүнай шығымы 0.2 - 1 ттәу тен 170 ттәу - ке дейін
өзғереді, 5 ттәу - тен төмен шығыммен 9 скважина жұмыс істейді.
Саға қысымына 62 скважина ие.
Барлық скважина таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ су
құрайды.
А.В.Афанасьеваның басқаруымен ВНИИ жүргізген есептеулер нәтижесі
бойынша, мұнайлы қабат газ шапкасінің ауданына тең болған жағдайда су айдау
арқылы мұнайдың өнімді қорының 67.9 %-ін өндіруге және газ шапкасінің
ұлғаюы есебінен не бары 22.0 % өнім алуға болатынын көрсетті.
Осы есептеулер нәтижесінде, қабат қысымын ұстау жүйесіне көшкенге дейін
Жаңажол кен орнында мұнай газ шапкасінің ұлғаюы есебінен өндіріледі.
Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат қысымын ұстау үшін қабатқа су
айдау 1986 жылдан бастап су газ әрекетті сақиналы кедергі жүйесі бойынша
жүргізілуде. Игеруден бастап қабатқа 3351,788 мың м3 су айдалды.
Кедергілі қатарда 14 айдау скважинасы, солтүстік кеңістікте 1 скважина
ошақты су айдау жетілік жүйе бойынша қабатқа су айдауда.
Дегенмен бұл әдіс техникалық судың, қондырғылардың жетіспеуіне
байланысты, су айдау жоспары біршама қиыншылықтармен орындалуда.
Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне 1995 жылы 3 су айдайтын скважина
бұрғылау, 16 су айдау скважина енгізу жоспарланып отыр.
Осы бағытта, яғни қабат қысымын ұстау жүйесі бойынша мұнай және газды
механикаландырылған игеру әдістері жобаланған.
1944 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің штангілі
терең сораппен игеру әдісі бойынша, скважинаға штангілі терең сорап
орнатылды, әзірге осы әдіс бойынша 2 скважина жұмыс істеуде. Кезекті
жабдықталғаннан кейін 2 скважина қосылуға дайындалуда. Осы екі скважинамен
жыл бойьша 11072 тонна мұнай өндірілді.
1955 жылдың 4-тоқсанынан бастап газ лифт әдісімен мұнайды өндіру
көзделінуде.
Қазіргі таңда осы игеру әдісіне қажетті құрал - жабдықтарды,
скважиналарға қондыруға дайындық жұмыстары жүргізілуде.
2 кесте -1.1.1 "Октябрск мұнай" МГӨБ фонтанды скважиналарының қорының
қозғалысы
Скважина 1998 1999 2001 2002
1 Пайдалану қоры 295 348 362 374
2 Консервацияда 10 5 7 8
3 Барлық скважина саны 270 332 354 364
4 Бұрғылануда 46 42 12 13
5 Игерілуде 2 5 13 4
6 Шығарылғаны 4 - 8 5
Кестеде көрсетілген мәліметтерге сүйене отырып 2002 жылдың 374
скважинасына пайдалану қорында 8 скважина болды, консервацияда скважина,
бұрғылануда скважина. Осы кезеңде МГӨБ - дегі скважиналарының саны 374,
шығарылғаны 4 скважина, игерілуде 3 скважина болды.
Осы мәліметтерді алдыңғы жылғы яғни 1998 жылдың қаңтарындағы
көрсеткіштерімен салыстыра келіп скважина қоры өсуде. Мұның себебі: жаңа
өнімді қабаттарды игеру үшін Жаңажол кен орнында бұрғылау жұмыстарының
жүргізілуінде. Пайдалану қорының өсуі игерілген скважиналар есебінен
болады, ал скважиналар шығарылуы басқа пайдаланудан.
2 кесте - 1.1.2 Жолаушы су, жолаушы газ және мұнай өндірудің қозғалысы.
Жылдар Су өндіру Газ өндіру Мұнай өндіру
(тың.м3) (млн,м )
жоспарлы (мың.т)нақты (мың.т)
1996 25283 36 2342.0 2342.0
1997 28456 37.2 2345.4 2350.1
1998 3736.2 36.9 2415.0 2338.6
1999 3848.1 37.8
Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын талдай келе мұнай
өндіру көлемі азайып келе жатқанын көруге болады.
Дегенмен 2002 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын көруге
болады, газ өндіру жоспарының орындалуы 37.8 жетті.
2 кесте - 1.1.3 Жаңажол кен орнының пайдалану коэффициенттінің
қозғалысы
Жылдар 1998 1999 2001 2002
жоспар нақты жоспар нақты
Орташа шығым (ттәулік) 22.2 20.2 19 19.7
5 кестеден көріп отырғанымыздай, кен орыны бойынша мұнай шығымы онша
өзгермеген. Мұның себебі қабатқа су айдау арқылы қабат қысымын ұстауға
байланысты.
2 кесте - 1.1.5 Жаңажол кен орынының фонтанды скважиналарын
жөндеуаралық кезеңдерінің қозғалысы
№ Көрсеткіштер 1998 ж 1999 ж 2002 ж
1 Пайдалану қоры 348 362 374
2 Скважина-ай жұмыс жасалды. 1824 2730 3295
3 Жөндеу жүргізілді 256 249. 290
4 Есептеуге алынған жөндеу саны. 293 321 334
5 Скважина-күн жөндеу аралық 673 823
кезеңінің жұмысы. 689 951
- жоспарлы 724
- нақты 756
1.7.1. Скважинаны пайдалану көрсеткіштері
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды скважиналар қорының сипаттамасы.
Мұнай өндіру скважиналары қорының барлығы дерлік фонтанды игеру
әдісімен өндіруде.
Сұйықты жер бетіне көтеру СҚҚ арқылы жүргізілуде. Олар С - 75 маркалі
болаттан дайындалған.
Қазіргі таңда осы сарапты - компрессор құбырларды жапондық "Лифтис"
фирмасынан алуда. Себебі бұл ресейлік СҚҚ - ларға қарағанда арзандау.
Дегенмен Жаңажол кен орнында "отандық" СҚҚ - лар күнге дейін қолданылады.
Скважина өнімділігіне орай мынадай диаметрлі құбырлар қолданылады.
СҚҚ Шығым: 40 м3тәу аз болса Ф 48 мм;
40 м3тәу - 80 м3тәу арасында Ф 60 мм;
және 80 м3тәу жоғары болса Ф 73, сонымен қатар жапондық Ф 73 х7.1 – С
- 75, және Ф88.9 х 6.45 - С - 75 құбырларынан жинақталады.
Мұнай скважиналарындағы түп суларын шығару үшін пайдалану басынан - СҚҚ-
дың 6 кестеден көріп отырғандай жөндеу аралық кезең уақыты ұлғайып, соның
есебінен фонтанды скважина қорын тиімді пайдалануды көрсететін, пайдалану
коэффициентінің өзгеруіне жақсы жағдай туғызады.
1.7.2. Жаңажол кен орнын игеру барысынан туындайтын тұжырымдар
1984 - 1999 жылға дейінгі аралықта "Б" бөлігінен 3.149 млн тонна мұнай
өндірілді.
Бұл жалпы кен орнының өндіру жоспарының 15.5%-ін құрайды.
Өнімнің орташа жылдық сулануы 'Техникалық жүйе" жоспарында белгіленген
18.7 %-не қарсы 11.9%-інқұрады.
Қабаттың орташа қысымы жобаланғаң 30 х 106 Па - ден 26.1 х 106 Па - ға
дейін азайған.
1994 жылдың аяғындағы мәліметтер бойынша скважиналардың орташа шығымы,
жобаланған 16.6 ттәу - тен 9.4. ттәу болып азайды.
1992 жылдың қараша айынан бастап оңтүстік күмбезде су айдау су - газ
қатынасына "жартылай сақиналы - барьерлі суландыру" жүйесі бойынша 10
скважинамен қатар 4 айдау скважиналары "жүйелі - қималаушы" қатарымен су
айдалуда.
Солтүстік күмбезінде 1993 жылдың мамыр айынан бастап қабатқа су айдау
"кеңістік" жүйесі бойынша 3 скважинада жүргізілді.
"Б" бөлігіне 1.347 млн. м3су айдалды.
1994 жылда осы "Б" бөлігінің солтүстігіне 131.9 мың м3, ал оңтүстігі
бойынша 448 мың м3түрлі қоспалар (компоненттер) айдалды.
Механикаландырылған өндіруге 29 скважина ауыстырылды.
"Скважинаньщ орташа сұйықтық шығымы" 1998 жылдың аяғында 51.6 ттәу
құрады. Өнімдік орташа жылдық сулануы 0,2 % - ті құрады, бұл "Техсъема"
қарсы 7.1 %.
"Б" және "В+В" бөлімдерінен мұнай өндіру жобаланған көрсеткіштерден
жоғары, бұл "Ақтөбемұнай" өндіріс орыныньщ бұрғылау қарқыны жобалағаннан
жоғары. Бұдан басқа "Техсъемада" өнімнің сулануы ескерген, бірақ нақтылы
жағдайда суланудың болуы байқалмады.
1994 жылы жұмыс жасап тұрған скавжиналардың төмендеуімен көзге түсті.
Соңғы жылдарды қаражат жағдайларының қиыншылықтарына сәйкес АСПО және
гидрат түзілуіне қарсы күресуге қажетті химиялық реагенттер, скважинаны жер
асты жөндеу бригадаларын қажетті құрал - саймандармен қамтамасыз ете
алмауына байланысты жоспарлы - шұғыл жөндеу жұмыстарының саны азайтылып,
кен орынның мұнай өнімділігі азайған.
Дәл осы себептермен 1990 жылдан бастап бұрғылау жұмыстарының жобасы 2
есеге азайды.
Ал бұл мұнай өнімділігінің деңгейінің түсу көлемін жабатын қуатты
пайдалану скважиналарын қазуға кесірін тигізуде.
Осы айтылып өткен жағдайларды ескере келіп Жаңажол кен орынын игеру
барысын жалғастыру үшін (су айдау, газлифт, сорапты) механикаландырылған
игеру әдісіне көшірмей, қабат қысымының азаюы тоқтатылмайды.
Сондықтан мынадай шаралар мұнай өндіруді реттеуге сешігін тигізеді:
1. Кем дегенде 10 скважинаны терең сораппен өндіру әдісіне көшіру
керек.
2. 10 скважинаны газлифтпен игеруге қөшіру қерек.
3. 1995 жылдың жоспарындағы енгізілетін 15 жаңа скважинаны қосу керек.
4. Скважинаны жер асты жөндеу және скважинаны күрделі
жөндеу бригадаларының санын көбейтіп, қажетті құрал -
саймандармен қамтамасыз ету керек.
5. Қажетті көлемде парафин және ғидрат түзуге қарсы қолданылатын
химиялық реагенттерді жеткілікті көлемде сатып алу керек.
6. 1995 жылы қабатқа су айдау үшін 10 скважина қосу керек.
1.8. Фонтанды скважиналарды жөндеу
1.8.1 Жөндеулер түрі
Жер асты қондырғылары мен скважина оқпанындағы ақауларды жою, түп маңы
аймағына жер етумен байланысты комплекстік жұмыстарды - жер асты жөндеу деп
аталады.
Істегі скважиналар қорының жөндеу жұмыстарымен тұрғызу ұзақтығы, жыл
бөліп немесе айдағы жалпы календарлық уақыты мен скважинаның нақты жұмыс
уақытының қатынасынан шығатын пайдалану коэффициентімен өлшенеді.
Жаңажол кен орнында, қазіргі жағдайда скважинаны пайдалану коэффициенті
0.891 тең.
Скважинаны жер асты жөндеудегі жұмыс түрімен қиындығына орай күрделі
және кезекті жөндеу түрлеріне бөлінеді.
Кезекті жөндеуге: сорап ауыстыру; сорапты - компрессорлар құбырларын
ауыстыру; көтеру құбырларының түсіру тереңдігін өзгерту; құбыр
қабырғаларындағы парафинді жою, Н28 (күкіртсутек) -тен тоттануына
байланысты құбырларды ауыстыру және тағы да басқа жұмыстар жатады. Бұл
жұмыстарды скважинаны жер асты жөндеуге (СЖАЖ) мамандықтандырылған арнайы
бригадалар жүргізеді. Бригадалар мұнай газ өндіру өндірісінің барлығында
құралады.
Жер асты жөндеу бригадалары Жаңажол кен орнында вахталық әдіс бойынша
жұмыс жасайды. Әрбір бригадалар құрамы үш адамнан тұрып, жұмыстарды былайша
бөліседі. Скважина сағасындағы жұмыстарды оператор көмекшісімен, ал
көтергіш механизм лебедкасында тракторист - шофер жұмыс атқарады.
Жер асты қондырғыларының апаттары мен қауіптерін жою, пайдалану
тізбегінің тозығын дұрыстау, скважинарады су ағынынан оқшаулау, басқа
пайдалану жазықтығына көшу, түп маңы аймағын өңдеу және басқада
жұмыстардың жүргізу қиындығынан скважинаны күрделі жөндеу дәрежесіне
жатқызады. Осындай жұмыстар скважиналарды күрделі жөндеу цехтарына
тапсырылады.
Скважинаны жер асты жөндеу жұмысатрын көтергіш және транспорт
көліктері, қол операцияларына қолданылатын құралдар, механизациялық
жабдықтар, скважинаны, құбырларды және тағы да басқаларды тазалау үшін
керекті механизациялардан тұратын жинақты саймандармен жүргізеді.
СКЖ - дегі барынша сәйкес келетін жұмыстар болып; оқшаулау - қайта
тұрғызу, жөндеу - дұрыстау, аулау, екінші оқпанды бұрғылау жұмыстары болып
табылады.
1.9. Фонтанды скважиналарды пайдалану
Жаңажол кен орыны үшінші кезеңде игеру жағдайында болғандықтан қазіргі
кезде штангілі терең сораппен игеруге газ факторы аз скважиналарды көшірді.
Сонымен қатар болашақта газ факторы жоғары, дегенмен қабат қысымы төмен
скважиналарды газлифт әдісімен игеру жүргізілмек.
Қазіргі таңда КТ – ІІ қабатының "Г - Д" бөліктерін ашу және әлі де
фонтандалу аяқталмағандықтан игеру фонтанды әдісімен жүргізілуде.
1.10. Фонтанды скважиналарды игеру
Коллекторлар сипаттамасының мәліметтері негізінде бірінші және екінші
корбонатты қабаттарды, өткізгіштігі 0.5 мкм2 - тең көп 4 дәрежелі
коллекторлар қатарына жатқызады. Бұл дәрежедегі коллекторлар қатарына
кестеде келтірілген қалдық сулардағы натрий немесе кальций катиондары және
қабат флюидтарының кез келген байланысы бар. Ерітіндіге қойылатын қосымша
талаптардың бірі болып (қышқылды өңдеуге дейін) ерітіндінің қатты және
сұйық фазаларының қабатқа өтуін азайтып және қабат арасын тығындау үшін
уақытша қолданатын қышқыл ерітінді жинаушының болуы болып табылады.
Жоғары да айтылған және "Ақтөбемұнай" акционерлік қоғамының бұрғылау
ерітінділерін қолдану тәжірибесіне сүйене отырып КТ - 1 және КТ – 2 өнімді
жыныстарын аршу үшін полимерді сульфатты ерітіндісін пайдалану ұсынылады.
Қышқыл - ерімелі толықтырылғаш түрінде ерітіндіге қатты фазалардың 5 %
көлемінде бор немесе сидерит қолдануға болады.
Сынақ объектісін аршылуы 1160 ктм3 тығыздықты хлорлы кальций
ерітіндісімен скважина сағасына дейін толтырылып куммулятивті перфорация
жүргізіледі.
-
Перфорация аяқталғаннан соң, антикоррозиялық етіп істелген, басқармалы,
(скважинаға СҚҚ арқылы түсірілетін) қақпақшалары бар қондырғы жүйесі
жіберіліп саға ауызына фонтанды арматура орнатылады.
Ағынды шақыру (Север - 1 ингибаторымен жабық айналымда толық араласқан
мұнайды агрегатпен ыдыс арқылы) бұрғы сұйығын құрамында "Север - 1"
ингибаторының 10 % - імен араласқан мұнаймен ауыстыру арқылы жүргізіледі.
КОУК қондырғысын түсіру МГӨБ мен бірге қажетті жағдайлардың бәрінде
шешіледі.
Ингибаторлеген мұнайды айдаған соң, сорапты - компрессор және шеген
құбырларды қорғаушы қабықша пайда болу үшін скважинаны 12 сағатқа жабамыз.
Ингибаторлы ерітіндіде ұстаған соң - скважинаның құбыр аралық
кеңістігін ашып, скважина өнім бергенше, амбарға ағызылады. Бұл жағдайда
Құбыр сырты кеңістігі арқылы ингибирленген мұнай айдалады.
Фонтанды скважиналардың саға қондырғылары ретінде АФК - 6В - 100 -200
кг: "РМСН"; АФ 6 - В - 8065 х 35 кг; АФ 6 А х 100 К х 2; және "Камерон"
Фирмасының АФ 6 А - 210350 фонтанды арамтуралары орнатылған.
Мұнайды фонтанды игеру кезінде жер асты қондырғылар жиынтығына мынадай
элементтер кіреді:
- бөлгіш қақпақ;
- айналдырғыш қақпақ.
Қабат қысымы түсіп, өнімнің сулануына байланысты біршама скважиналар
механикаландырылған әдіспен өндіруге көшірілді. Қабатқа су айдау бағытында
Атжақсы өзенінде су дуалды станциялар салынып су сораптары орнатылды.
Фонтанды скважиналарының 359 СҚҚ - да ингибирлеуші қақпағы арқылы
ингибирленген уақытта ингибатордың меншікті шығыны 200 гтонна болып
бөлінетін КОУК - 8973 36 кг камералы жер асты қондырығыларымен
жабдықталған.
КОУК - 8973 36 кг мынадай элементтерден жинақталған:
- КАУ бөлгіш қақпағы;
- Пакер;
- Айналдырмалы қақпақ;
- Ингибаторлық қақпақ.
1995 жылдың 4 тоқсанынан бастап компрессорсыз газлифт әдісі енгізілмек.
Осы негізде қондырғы мынадай бөлшектермен жинақталуы керек:
- СҚҚ - ы жібергіш қақпақпен жабдықталады;
- Аралық пакер;
- Бөлгіш қақпақ;
- Табандағы қақпақ.
СҚҚ - ы фонтанды игеру кезіндегі күйінде қалады.
СҚҚ - ның өткізгіштік қысымын азайту үшін скважина камераларына газлифт
қақпақтарын қондыру керек.
Скважинаның құбыр сырты аралығын құбыр аралықтан оқшаулау, сонымен
құбыр сырты маңын ажырату үшін аралық пакер қолданылады.
Осы аталған қондырғылардың (НІЗ) күкіртті сутектен болатын коррозиядан
сақтауға төзімді етіп дайындау қажет.
1.10.1 Фонтанды скважинаның жер асты және жер үсті қондырғылары
Фонтанды скважиналардың қондырғыларына жер асты және жер үсті
Қондырғыларына бөлінеді.
Жер асты қондырғыларына фонтанды көтергіш ретінде, ингибаторланатын
болса, ингибатордың меншікті жұмсалуын 200 гт көлемінде жұмсайтын,
скавжинаның СҚҚ - ындағы ингибаторлаушы - қақпағы ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Мұнай өнеркәсібі еліміздің экономикасында басты орындардың бірі болып
табылып, әсіресе энергетикалық саласының дамуына ерекше зор үлесін қосады.
Жалпы, мұнай өнеркәсібі ауыр және жеңіл өнеркәсіптердің,
ауылшаруашылығының және транспорттық дамуын жеделдетеді.
Қазақстан Республикасы - мұнайгаз және газдыконденсат кен орындарына
өте бай мемлекеттердің бірі. Осындай көп орындардың басым көпшілігі
Республиканың батыс бөлігінде орналасқан. Сонымен қатар осы батыста әлі де
жаңа мұнай - газ кен орындары ашылуда.
Осы "дипломдық жобаның" негізгі болып отырған Жаңажол кен орнында өз
мәнінде игеру мен пайдаланудың көптеген әдістері қолданылып игеріледі.
Жаңажол кен орыны 1983 жылдан бастап өндірістік игерілуіне берілді.
Қазіргі уақытта мұнай, газ корбонаттары қабаттың, яғни RT-I,RT-II 8
бөлігінен игерілуде. Оларды шартты "А"; "Б"; "солтүстік В"; "онтүстік В";
"Г-Ш"; "Дв"; "Дн"; "Д-Ш" индекстерімен белгіленген.
Осы "дипломдық жоба" жұмысында Жаңажол кен орынның солтүстік күмбезінде
"Б" бөлігін, яғни "солтүстік Б" бөлігін игерудің технологиялық режимдеріне,
кен орынының фонтанды қондырғыларымен игерілуіне талдау жасап, осы фонтанды
игеруге керекті фонтанды көтергішті талдадым.
Сонымен қатар, Жаңажол кен орнында газ факторының көп болуы ШТС
қондырғысын кеңінен қолдануға мүмкіндік туғызбауда. Дегенмен бұл әдіспен
игеруді 3 бөлікте экономикалық тиімді етіп жүргізудің есебін келтірдім.
Экономикалық тиімді болатын себебі: бұл бөліктерде газ факторы жоқтың
қасында.
Жазылған дипломдық жұмысым осындай кен орнының негізгі мәселелеріне
талдау жасауға арналған.
Шолу картасы
1. ТЕХНИКАЛЫҚ-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Кен орны туралы жалпы мағлұмат
Жаңажол кен орыны Орал үстіртімен Ембі өзенінің арасында орналасқан.
Әкімшілік басқаруы жағьшан Қазақстан Республикасы Ақтобе облысы, Мұғаджар
ауданына қарайды.
Жергілікті жер релефі дөңес - қыратты. Оның абсолютті биікітігі плюс
125 тен плюс 110 метрге дейінгі аралықта. Ең кіші минималды белгісі Ембі
өзеніне қарай, яғни кен орнының Оңтүстік - Батыс бөлігіне қарай еңіскен.
Суы минералданған, сондықтан техникалық қажеттіліктерге пайдалынады.
Ал, тұрмыстық қажеттіліктерге құдық сулары пайдалынады. Құдық және Ембі
өзенінің суларының деңгейі 2 метр және одан да жоғары болып келеді.
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сонымен қатар ылғалдылығы өте
төмен.
Қыс мезгілінде температура минус 40° С дейін жетеді. Ең суық айлар:
қаңтар, ақпан айлары.
Алғашқы қар қарашаның ортасына таман түсіп, наурыз айының аяғына
дейінгі аралықта жатады.
Орта жылдық атмосфералық жауын-шашын мөлшері көп емес, ол жылына 120-
140 мм шамасында. Ең ыстық айлар: шілде, тамыз айлары.
Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді мекендер: кен орнының Солтүстік -
Шығыс, бағытында, 15 шақырымдық Жаңажол совхозының орталығы және Солтүстік
- Батыс бағытында орналасқан, 35 шақырымдық Кеңқияқ мұнайгаз өндіру
басқармасының поселогы.
Атырау - Орск мұнай құбыры 100 шақырым жерден өтеді.
Жақын темір жол станциясы: Москва - Орта азия магистралының бойында
орналасқан, яғни кен орнынан 100 шақырымдық жердегі Ембі станциясы.
"Ақтөбемұнайгаз" акционерлік қоғамының базалық орталығы, Жаңажол кен
орнының солтүстік бағытынан 130 шақырымдық жерде орналасқан. Октябрск
қаласында. Қазіргі кезде Жаңажол кен орталығы мен Октябрск қаласының
аралығына тас жол салынған және пайдалану скважиналарын бұрғылау үшін
электр желісі тартылған.
1.2 Кен орнының игерілуі мен геологиялық зертгеу тарихы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер
Е.К.Ковалевский және А.П. Гаригросс еңбектерінде көрсетіледі. Олар 1840
жылы Темір, Атжақсы өзендерінің ауданын зерттеу барысында жазған еді.
Осыдан кейін зерттеулер - маршруты және өзеншосиралық кейіпте жүргізіледі.
Территорияны барынша бөлшектеп және жобалау бойынша зерттеу 1944 жылдан
басталды. Сонымен 1944 - 1946 жылдар аралығында Каспий - Арал партияларын
м40 парағында масштабқа түсіруді Г.И.Водорезов басқарған геологиялық топ
жүргізді.
Жұмыс қортындысында геологиялық карта және территорияның тектоникасы
мен стратиграфиялық сұрағына жауап ретінде параққа түсіндірмелі жазба
берді. Бұл жұмыстар әлі күнге дейін өз құндылығын жойған жоқ.
1949 жылы В.И.Сомодуров және И.В.Иванов 1:200000 масштабында 40 -XXXIV
парағын геологиялық түсіруді жүргізді. Осы көлемде Жаңажолда енгізіліп,
қамтылған еді. Авторлар ауданның геологиялық құрылымы туралы барынша толық
мәлімет берген 1952 жылы аудан гравиметриялық түсірумен алдыңғы масштабқа
қамтылды.
1952 - 1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында карталық
бұрғылау А.С.Зингер түсірді.
1960 жылы Жаңажолды көтеру белгіленіп және 1961 жылы синмикалық жұмыс
арқылы бұрғылауды дайындады.
№10В Ақтөбе геофизикалық экспедициясы 1975 және 1980 жылдары қабат
Құрылымы МОГТ зерттеулерімен дәлелденді. Тереңдете бұрғылау жұмыстарын 1961
жылдан бастап, Ақтөбемұнайбарлау тресінің Мұғаджар маңы геологиялық
бұрғылау экспедициясы жүргізді.
1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын "Ақтөбемұнайбарлау"
экспедициясы, ал 1978 жылдан бастап "Қазақмұнайгазгеология" бірлестігінің
"Кенқияқ мұнайбарлау" экспедициясы жүргізді.
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978 жылы, наурыз айында №4
скважинасында байқалды.
1981 жылдан бастап Жаңажолдағы барлау скважиналарын бұрғылау
жұмыстарын 1981 жылы құрылған құрамы айтылып өткен экспедициялардан
жинақталған "Ақтөбемұнайгазгеология", бірлестігі жүргізуде.
1981 жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің бекітуімен
"Ақтөбемұнай" бірлестігіне кен орнында барлау скважиналарын бұрғылау және
оны игеру тапсырылды.
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының "Ақтөбемұнайгаз" акционерлік
қоғамның "Октябрск мұнайгаз" мұнай газ өндіру басқармасының цехтарымен
игеру жұмыстары атқарылуда.
1.3 Стратиграфия
Жаңажол кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі тас - көмір
жоғарғы бор жасындағы жыныс жиынтығы анықталған. Стратиграфиялық
бөлшектеуде, кеннің сипаттамасы, өндірістік - геофизикалық зерттеу
диаграммасы, палентологиялық анықтаулар қолданды.
С - Таскөмір жүйесі
С1 - Төменгі бөлім
Жаңажол кен орын көлемінде аршылған, барынша ерте шөгінді жыныс болып
ортавизе жасындағы терригенді шөгінділер табылады.
Осы жыныстар № 1-е скважинасында 4190 - 4200 метр аралығында кездесті.
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі корбанатты қабатпен
ауысады. Олардың жасы жоғарғы визе және Серпухов жастарымен белгіленіп,
құрамы қарақышқыл аргиллит аралас әктастар мен доломиттерден тұрады.
Төменгі корбон жынысының қабатының максимальды аршылуы 308 метр.
С2 - Ортаңғы бөлім
Ортаңғы корбон жыныстары башкир және москвалық ярус құрамдарында
аршылды.
С2- Башкир ярусы
Бұл жастағы жыныстар №1 - е скважинасының 3892 - 3668 метр аралығында
толық және 23 скважина мен жиі - жиі қамтылды. Олардың толық қалыңдығы 224
метрге жетеді.
Құрамында қошқыл және ақшыл, қошқыл әктастар оргоногиенді түйірлі,
аргиллит аралас массивті доломит жікшелерінен тұрады.
С2m- Москва ярусы
Мұның құрамы екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі москвалық подярусының № 1- е скважинасында 3668 - 3560 метр
және № 23 скважинасында 3807 - 647 метр аралықтарында верей және паширлік
горизонтгары кездескен. Жыныс қалыңдығы 106 метр ден 156 метрге дейін
жетеді.
Бұл қабаттар корбананттар және аргиллит жікшелері аралас шөгінділерден
тұрады.
Жоғарғы Визе - москвалық подярусының кобонанты жыныс комплекстерінің
қалыңдығы № 1- е скважинасында 630 метрге жетіп Төменгі корбонантты қабаты
құрайды, ол бұл өз алдына.
Кт - П индексімен белгіленген
С2m2 - жоғарғы москва ярусы
Бұл мячковтың және Подольск горизонттарымен белгіленген. Подольск
горизонтының төменгі бөлігі көбіне - көп терригенді қалыңдықты қабаттар,
яғни аргиллиттер, қиыршық топырақ, гравилиттер және 266 - 366 метрлі
қалыңдықта жиі кездесетеін әктастардан тұрады. Подольск горизонтын барлық
дерлік скважиналармен өтеліп, оргеногенді, оргеногенді үгілгіш, ұсақ
түйіршікті әктас және доломиттерден құралған.
Оның қалыңдығы 115 метрден 164 метрге дейінгі аралықты өзгермелі болып
келеді.
С3 - жоғарғы бөлім
Жоғарғы кобонанты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен шекарасы
геологиялық каротаж сызбасындағы өзгеруінен көрінеді. Жоғарғы корбонның
көптеген микрофауналарымен флоралардың табылуына байланысты пасимов және
гжель ярустарына бөлінген.
С3к - Касимов ярусы
Жыныс жасы № 5 скважинасының 2832 - 2834 және 2829 - 2819 метрлер, № 1
скважинасының 2900 - 2896 метрлер, №6 скважинасының 2909 - 2906 және 2899 -
2894, 2894 - 2888 және 2884 - 2879 метр аралықтарында, №12 скважинаның 3013
- 3001 метрлер аралықтарында алынған фораониинфер және №5 скважинаның 2832
- 2824 және 2819 - 2819 метрлер аралықтарында алынған коподонттар
жиынтығынан анықталды. М.Н.Изотова анықтаған мәліметтерге қарап қасимов
ярусы келесі фауналармен; "Protriticits pseceLomon tipoms obsolites
obsolites", "Man tipams", "triicites acutas, auutas" фауналарымен
сипатталған.
Литологиялық қатынаста ол ауданның көптеген бөлігінде әктастар және
доломиттерден құралған.
Касимов ярусының қалыңдығы 50 метрден 97 метрге дейінгі аралықтарда
өзгеріп, кездеседі.
С3д - Гжель ярусы
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53 метрден 136 метрге
дейін өзгереді.
Жыныс ішінде сульфатты және корбонатты қабаттар бар. Оның басқа
қабаттарға қарағанда айтарлықтай айырмашылығы құрамының 65 - 85 % фауналар
мен су өсімдіктерінің қалдығынан тұратын әктастар болып табылады.
Қаралып отырған гжельдік ярусының бөлігі екі аймаққа, ягаи "Tritigts
yticenbeprg" және "yigulitis sigicleutis" аймақтарына бөлінеді.
Осы аймақтар 12 скважинасының 2964.2 - 2890 метр және 2336.6 - 2930
метрлер аралықтарынан анықталған фораминиферлермен дәлелденген.
Жоғарғы КТ - I корбонатты қабатында негізінен газоконденсат қоры
сақталған.
Корбонатты қабаттың жалпылама қалындығы 427 - 573 метрлер аралығында.
Қиманың корбонат үсті бөлігі жиі кездеседі. Яғни, гравалит, сазбалшық,
алевролит қабаттарынан құралған терригенді гжельдік ярусының қабат
қорабынан түзілген.
Оның қалыңдығы 24 метрден 109 метрге дейін жетеді;
Р - Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері - төменгі және жоғарғы бөлімдермен берілген.
Р1- төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі ассольдік, сакморлық, артин және кунгкрлық ярус
шөгінділерінен тұрады.
Р1а-s - Ассельді - сакмарлы ярусы. Ассельді - сакмарлық терригенді
қабат қалыңдығы гжельдік терригенді корбон қабатымен бірге Жаңажол кен
орнында региональды флюйдты кедергілі қабат туғызады. Бұл қабыршақта қабат
қалындығы белгілі дәрежеде құрамында сазбалшықтың болуымен және кең ауқымда
яғни, 16 метрден 598 метр аралығында өзгеріп, солтүстіктен оңтүстікке қарай
тенденциялы өзгеріп отырады.
Литологиялық байланыста бұл аргиллиттер, қыйыршық топырақтар,
алевролиттер, жиі - жиі гравлит және сазбалшықты әктастардан тұрады.
Алельдік ярусының қалындығының жасы 1 сқважинаның 2647 - 2645 және 2498
- 2495 метрлер аралықтарында және 10 скважинада 2468 - 2458 метрлер
аралықтарында алынған фораминифер фауналарымен қуатталып ( № 93 скважина) 9
метрден (8 скважинада) 359 метрге дейін өзгеріп отырады.
Сонмарлық ярусында қалыңдыққа байланысты сақталмаған, яғни, 5
скважинада кездескен.
Р1- Кунгур ярусы
Кунгурлық ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы корбонат үсті
терригенді қабатымен бірге кунгур қималарының мұнай мен газға қаныққан
бөліктерінде өте зор флюйдті кедергілі қабаттама тудырады.
Кунгурлық ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты терригенді
-галогенді аргиллит араласқан қабаттарымен кездескен. Оның қалындығы 10
метрден 60 метр аралығында өзгереді. Жоғарырақта галогенді аргиллит аралас,
жиі қиыршық топырақ пен алевролит және ангидрит қабатшалары орналасқан.
Галогенді қабаттың максималды қалыңдығы .(12 скважинада) 996 метрден,
минималды қалындығы (3 скважинадан) 7 метр аралығында.
Кен орынының кушурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді -сульфатты
қабаттар жатыр.
Оның негізгі бөлігін 4 метрден 48 метр қалындықта кездескен
ангидриттерден жинақталған.
Р2 - жоғарғы бөлімі
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында жеке
ангидрит (3 тен 0.5 метрлі және 10 - 15 метрлі) қабатшалары кездесетін
терригенді қабаттардан тұрады.
Жоғарғы пермь бөлігінің қалындығы солтүстік төбешіктерімен ұштасқан
жерде 633 метрге дейін өзгереді.
Т - Триас жүйесі
Триасе шөгіндісі Т1 - төменгі құрамынан бөлініп және литологиялық
жағынан шұбар - боялған сазбалшық, қиыршық топырақ қабаттарынан көрінеді.
Шөгінділердің қалыңдықтары 65 метрден 371 метрге дейінгі аралықта өзгереді.
I - Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі және ортаңғы, жоғарғы бөлімдерге құрамдарына
байланысты бөлінген. Олардьщ жалпы қалыңдықтары (13 скважинада) 60 метрден
( З - с скважинасында) 246 метр аралығында өзгеріп отырады.
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қара - қошқыл түсті, құм - қиыршық
топырақтардан, тығыз алевролит және қоңыр қиыршық топырақ полимикті,
әртүрлі түйіршікті қабаттардан құрамдалған.
R - бор жүйесі
Бүл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып конголомерат аралас,
қоңыр жасылды саздар есептеледі.
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі аралықта
өзгереді. Қалыңдықтың минимальды қөрсеткіші 52 скважинада, ал максимальды
көрсеткіші 88 скважинада байқалады.
Р - Антропогендік жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің, қалыңдықтары онша емес, небары 2 метр
немесе 3 метрлік төрт қатарлы қабат бөледі. Солардың құрамдалулары саздың
сугликаларымен құмайт супестерден түзілген.
1.4 Тектоника
Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен орыны Каспий маңы кеңістігінің
оңтүстігінде орналасқан. Яғни, Орал алды геосинклинальды аймағынан Ащысай
және солтүстіқ көпекті сызықтарынан көрінеді.
Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданының интенсивті түсуі
және қалың шөгінділерден қабаттамаларында 7 километрден 10 километр
аралықтарында болуына байланысты. Бұл қабаттың негізгі бөлігін кунгурлік
ярусының галогенді табан шөгінділері және кельбрий іргетасына дейінгі
жыныстардың жоғарғы бетінде жатқан тұз асты жиынтығын құрайды.
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын маңда 2
немесе 2,5 километрден Беттеу күмбезінің меридианына қарай 5.5. немесе 6
километрге дейінгі, яғни батыс бағытына қарай моноклиналды Қалыңдай береді.
Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек қатарлары
бөлінген. Соңғысы төменгі горизонттарда мықты байқалып, соған сәйкес
сипаттың ортаңғы бөлігіне қарай қалындай бастайды.
Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кеңқияқ, Қожасай, Шұбар қатарларының
жүйесі бөлінеді және олардың көлемінде 3 немесе 3.5 шақырымдық
тереңдіктерде (ІІ1) тұз асты горизонтының қисығы түзілген.
Жаңажол қатарының бір ерекшілігі, қуатты корбонат массивтерінің дамуы
болып табылады. Олар үлкен брохиантинал тәріздес дөңестерден құралған.
Сейсмикалық мәліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен
салыстырғанда әр түрлі локальды дөңестерінің морфологиясындағы өлшемдері,
шөгінділердің тереңдік қатынастарында әртүрлі өзгешеліктер байқалады.
Құрылым картасында жоғарғы корбон шөгінділерінің табаны бойынша екі
локалды дөңес анық көрсетіліп, 30 скважина ауданында изогипс енігізуі мен
контурланған.
2.65 шақырымдақ жабық изогипс бойынша дөңес өлшемі 95 шақырым құрап,
онша үлкен емес седловина арқылы оңтүстік локалды дөңесімен қосылады, яғни
№ 19 скважина ауданында 2.25 шақырымдық изогипсімен контурленген.
Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың қисығы бойынша, гжельдік
ярусының сульфатты - корбонатты қабатының корбонат үсті қалындықта
терригенді қабатпен жылдам тығыз шекараны реттейді.
Жаңажол дөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып, қабаттың
корбонатты массивінің ішінде субмиридианды құрылымдар қүрайтын
брахиантиклиналарды қырлардан тұрады.
Осы екі локалды дөңестен тұрады. № 50 скважина ауданында солтүстік
локалды дөңесі 2.3 шақырымдық изогипспен контурленген.
2.5 шақырымдық изогипс бойынша оңтүстік дөңесінің ауданы 9.5x4 шақырым
құрайды.
1.5 Мұнайгаздылығы
Жаңажол кен орыны Қазақстандағы өнімділігі корбонатты коллекторларға
байланысты алғаш ашылған кен орыны болып табылады. Ол белгілі Кеңқияқ,
Құмсай, Көкжиде, Батенкөл, Қаратөбе, Ақжар және Қопа сияқты төменгі бор,
юра, триас жоғарғы және төменгі пермь жүиелерінің шөгіділеріндегі г мұнай
қабаттары бар ауданда орналасқан.
Қиманың мұнай - газ бергіштігі туралы алғашқы мәлімет Жаңажол ауданында
№1 скважинасын бұрғылау жұмыстары кезінде, жоғары газкөрсеткіштігі,
таскөмір жынысының керніндігі мұнай белгілері және сазбалшықты ертіндінің
газдануынан пайда болды. 1978 жылдың 3 наурызында № 4 скважинасының 3050 -
3020 метр аралықтарындағы тереңдікті тексеру барысында 62.5 % метан, 1%
этан, 1% ауыр көмірсутектер жиынтығынан құралған газды судың әлсіз ағыны
байқалды.
Орта корбонның әктастарының ашық ақпанында қабат - санағышпен сынау
арқылы газданған мұнай өнімі алынды.
Кейін, 1978 жылдың 31 шілдесінен 2 тамыз аралығында 2767 - 2884 метр
терендік аралығында 2767 - 2884 метрлер тереңдік аралықтарынан шығымы 66.8
м3с болатын мұнай және 107.6 м3с шығымды газ фонтандалды.
Фонтанды скважиналарда 3 және 8 милиметрлік штуцерлер қолданды. Қазіргі
кезде Жаңажол кен орында жоғарғы және төменгі корбон жыныстары мен
байланысты корбонатты қабаттың өңдірістік өнімділігі анықталды.
КТ - 1 - жоғарғы корбонатты қабат
Литологиялық қатынасында әктас, доломит және олардың ауыспалы
өзгерістерінен кездеседі.
Осы өзгерістермен қатар саздың азғантай қаптамалары да кездеседі.
Корбонаттар қисығы, қабат литологиясының өзгеркінің шартына байланысты
сипатынан, жылдам өзгеруі бойынша сенімділікпен белгіленеді. Қалыңдық
қимасында қабат тығыздығы және сазбалшық қабатшаларына байланысты
геологиялық каротождың жоғарғы мәндерін сипаттайтын реперлер саны бөлінген.
Скважина қималарына сәйкестеп қою арқылы жоғарғы корбонатты қабат
көлемінде коллекторлардың үш өнімді қабаттарын, бөліктерін анықтауға
мүмкіндік береді.
Олардың "А", "Б" және "В" индекстерімен белгіледі.
Стратиграфиялық жағынан алғашқы екі бөлік орта корбонның касимовтың
және гжельдік ярустарына жатқызылған. Сонымен қатар құрылымның солтүстік
еңісі көлемінде № 10, 13 және 50 скважиналарының аудандарында өнімді
қабаттары шектелген төртінші бөлігі "В" бөлігі бөлінген.
Қабат коллекторларының өнімді бөлігін құрайтын саны 1 ден 12 - ге
дейін, ал қалындық шегі 1 метрден 40 метрге дейінгі аралықтарында өзгеріп
тұрады. Коллекторлы қабаттың орташа қалыңдығы 5 метрден 10 метрге дейінгі
аралықта.
"В" өнімді қабат бөлігі төрт қабатты коллекторлардан тұрады.
"А" және "Б" бөліктеріндегі секілді бұл қабатта 2 метрден жоғарырақ
қалыңдықты қабатшалардан тұрады. Бөліктегі қабатшалар саны 8 - ге жетеді.
"А" бөлігінде мұнай қабатында биіктігі бойынша азғантай газ шапкасы
бар.
Орташа тиімді қабат қалыңдықтары 11 метр және 18 метрге тең.
Бұрғылау барысында 10 скважинада 3 милиметрлік штуцермен 1 м3с мұнайға
шығымы 54 мың м3тәулік, газ және 35 м3тәулік газоконденсат өнімі, № 19
скважинада 8 милиметрлік штуцермен шығымы 174 м3сек, мұнай өнімі алынды.
Сусыз мұнай ағыны № 5 және № 11 скважиналарының 2644 - 2645 метр
тереңдіктерінен алынды.
Газ - мұнай байланысы 2560 метр белгісінде қабылданды. Бұл жоғарғы
бөлігінен - газ ағыны, төменгі бөлігінен алынған № 10, 19, 5
скважиналарының тар аралықты өнімді қабатының ортасына сәйкес келеді.
Газ шапкасының биіктігі солтүстік еңісте 50 метр, ол оңтүстік еңісінде
30 метр аралығында белгіленеді.
Мұнай бөлімінің биіктігі де алдыңғы екі бөлімдеріндегідей 83 және 91
метрге тең.
Газбергішті аудан көлемі 1675 мың шаршы метр (м2), ал мұнай бергіштік
аудан көлемі 54525 мың шаршы метр.
Шөгінділер қабаты еңісті "В" бөлігінің өнімді қабаты үш скважинада
аршылып, жоғарыда айтылып өткендей, аз тартылған.
Бөлік екі немесе бес бөлікшелерден тұрады. Бұл бөлікшелердің қалыңдығы
5 метрден аспайды. Мұнайдағы мұнай қабатындағы мұнай - су байланысы "В"
бөлігіндегідей.
Мұнай - су байланысының мүмкін үлкен жағдайы солтүстік қанатиындағы
(мұнай - су) скважиналарының аудандарында, ал төменгі жағдайы құрылымының
жоғарғы айырылуында және оңтүстік қанаттағы скважиналарының аудандарында.
КТ -ІІ - Төменгі карбонатты қабаты
Жоғарғы карбонатты қабатымен беттесетін терригенді жыныстар астында
башкирлік ярус жасындағы төменгі карбонатты қабат аршылды.
Қолдағы керп мәліметтері қабат қимасының жағынан негізінде
әктастардан құралған. Мұны өндірістік - геофизикалық зерттеушілерінің
І көрсеткіштері де дәлелдейді.
КТ - II - төменгі карбонатты қабаты 23 скважина және 27 скважиналарымен
табылып, 23 скважинадағы 22 милиметрлік штуцермен 108 м3с, ал 27
скважинасындағы 10 милиметрлік штуцермен 45 м3с өнімді өндірістік мұнай
апшы алынды.
3 скважинаны бұрғылау жұмыстары арқылы бес аральщты сынап, бақылады.
Осы бес аралықта газданған сазбалшық ерітіндісі, оның ішінде екеуі
мұнайлы болып табылады.
Мұнай - су байланысы, 27 скважинаның 3530 метр терендіктегі өндірістік
мұнай ағыны байқалған тиімді аралығында белгіленді.
Мұнайбергіштіктің жоғарғы шекарасы 3390 метрде белгіленген. Яғни 3
скважинаның 3609 - 3667 аралығының орташа тереңдігі деп аталады.
Өнімді қабат биіктігі 140 метрге дейін жетеді.
3845 - 3959 метрлер аралығындағы қабатты сынау нәтижесінде бұл биіктік
дәлелденді.
КТ - ІІ- төменгі карбонатты қабатын бес бөлікке бөліп, "Тн", "Ш", "Дн",
"Дв", "Дш" индекстерімен белгіленді.
КТ - I - жоғарғы карбонатты қабатында кен орнының негізгі
газоконденсатты қабат шөгінділері бар. Карбонатты қабаттың суммарлық
қосындысы 423 метрден 537 метрге дейінгі аралыққа тең.
Карбон үсті бөлігі 24 метрден 109 метр қалыңдықты гравелиттер аз
кездесетін, алевролиттер саздарынан құрамдалған гжельдік ярусына, яғни
терригенді бөлікпен берілген.
1.6 Сулылығы
Жаңажол кен орынының қабат қималарында әртүрлі деңгейде бөлшекті және
жиынтықты төменгі бор және корбон жер асты сулары аршылып, сыналды. Төменгі
бор сулары (К1) 60 метрден 30 метрге және 260 метрден 230 метр
аралықтарында табылып, техникалық қажеттіліктерге пайдалану үшін аршылды.
Сулардың статикалық деңгейі 14 тен 65 метрге дейінгі аралықта
анықталып, олардың өнімділігі 60-180 м3тәулік жетеді. Су температурасы
плюс 12° С-ден плюс 14° С ден аспайды, сондықтан оларды суық сулар қатарына
жатқызады.
Су аралас жыныстар болып альб ярусының сулы топырақтары табылады.
Альб сулары химиялық жағынан хлорлы - магнийлі. Минералдылығы 1.6 -3.6
кгм3.
Олар құрамы жағынан өте жоғары дәрежеде метаморфизмді, жеткілікті
сульфатты және қатты болып келеді. Дегенмен кен орнының батыс жағына Қарай
альб суларының қасиеттері жақсарып, минералдылығы 0.2 - 0.6 кгм3 шамасына
дейін төмендейді.
Карбон қабатының сулары 2035 - 3050 метр аралықтарында аршылып, өте
жоғары арынды болып, сипатталады. бұл қабат суларын табан суларының
Қатарына жатқызады.
Химиялық құрамы жағынан В.А.Суменнің анықтамалығы бойынша хлорлы
кальций қатарындағы кальций және магний метаморфозациясы және сулардың
жалпы қаттылығын анықтауға олар 0.4 - эквл болды.
Қабат суларының тығыздығы, температурасы 20° С тең болғанда, тереңдікте
азаюға тенденциялды болып, оңтүстік Төрткөл ауданына қарағанда аз дәрежеде
болады, газдылығы және корбонның сумен еріген газы туралы мәліметтер
бірнеше скважиналардан алынды.
Мәліметтердің талдауы сумұнай байланысынан алшақтаған тереңдіктегі
корбон суларының газдылығының мәні 2600 - 3160 тан 2000 - 1250 кгм3 азайып
және белгіленген қабат суларының тығыздығы мен минерализациясының
разрядының өзгеру заңдылығына сәйкес келеді. Сумен еріген газдар өзінің
құрамы жағынан метандылар қатарына жатады.
1 кесте - Корбон суларының газдылығы
Скважина № Өту аралығы, м Судың меншікті Газдылығы м3т
салмағы, кгм3
1-с 3628-3640 1.05*10-3 1.19*1012
1 4040-3873 1.07*10-3 0.18*1012
9 3452-3396 1.07*10-3 1.55*1012
10 2943-2930 1.06*10-3 2.98*1012
17 2921-2930 1.06*10-3 2.49*1012
26 2865-2930 1.07*10-3 1.88*1012
26 2847-2512 1.06*10-3 1.78*1012
1.7. Жаңажол кен орньш игерудщ қысқаша тарихы мен қазіргі жағдайы
Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер
Е.И.Ковалевский және А.П. Гернгросе жұмыстарында жарияланды.
Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын зерттеген
болатын.
Кейін ауданды зертгеу жұмыстары бағытты сипатта болды. Территорияны
барынша жоспарлы бөлшектеп зерттеу жұмыстары 1944 жылдан басталды.
1944 - 46 жылдар аралығында Г.Н. Водорезов және А.Л. Кишкиннің "Каспий
- Арал" партиясын басқарумен м-40 бетін 1:1000000 масштабында геологиялық
түсіру жұмыстары жүргізілді.
Түсіру нәтижесінде геологиялық карта жасалып және жерге түсіндірме
жазбасы жазылды. Мұнда территорияның тектоникасы және стратиграфиясының
негізгі талаптары қамтылды. Бұл жұмыстар қортындысы әлі күнге дейін өзінің
құнын жойған жоқ.
1949 жылы Самодуров және Ивановалар 1:200000 масштабында М - 40 -ХХХІІ
бетінде геологиялық түсіруді жүргізіп, осы еңбектерінде Жаңажол ауданы да
енгізілген. Осы жұмыстардың арқасында авторлар ауданның геологиялық
құрылымын толық сипаттап берді.
1952 жылы ауданды дәл осы масштабта гравиметрикалық түсіру
жұмысымен қамтылды. Бұл жұмыстарды Л.И.Тушканов басқарды.
Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын зерттеген
болатын.
1953 - 1954 жылдар аралығында аталмыш ауданда 1:50000 масштабында
коротаждық бұрғылаумен геологиялық түсіру жүргізілді.
Жаңажолды көтеру 1960 жылы анықталды.
1961 жылы МСВ "Ақтөбегеофизикалық экспедициясы" сейсмикалық
жұмыстарымен бұрғылауға дайындалды.
1975 - 80 жылдар аралығында оның құрылымы МОГТ зерттеушілерімен толық
анықталды.
Тереңдете бұрғылаумен іздестіру жұмыстары 1961 жылы "Ақтөбемұнайбарлау"
тресінің "Мұғаджар маңы терең бұрғылау" экспедициясымен жүргізілді.
1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын "Ақтөбемұнайбарлау"
экспедициясымен ал 1978 жылдан бастап "Қазмұнайгеология" бірлестігінің
"Кеңқияқ мұнай барлау" экспедициясымен қосарлана жүргізілді.
Кен орында алғашқы мұнайдың ағыны 1978 жылдың 4 наурызында 4
скважинадан алынды.
Қазіргі кезде Жаңажолдағы іздеу және барлау жұмыстары1981жылдың 1
қазанында қайта құрылған "Ақтөбемұнайгазгеология" бірлестігінің құрылымына
енгізілген, аталып өткен экспедициялармен жүргізілуде.
1981 жылдың аяғында кен орынында СССР мұнай өнеркәсібі
министрлігінің шешімімен қайта жаңғыртылған, "Ақтөбемұнай", өндірістік
бірлестігінің күштері мен бұрғылау және барлау жұмыстары басталып және кен
орынын әрі қарай игеру тапсырылды.
Жаңажол кен орнында мұнайдың фонтандауы азайып, соған сәйкес қабат
қысымы түсіп, өндіру көлемі азайып келуде. Сондықтан 1986 жылдан бастап
қабат қысымын ұстау жүйесімен мұнайды өндіруде.
Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында 442 скважина бар.
Кен орын өнімді қабатына байланысты 8 бөлікке бөлінеді.
Олардағы скважиналар:
"В" (солтүстік) бөлігінде 76 скважина
"В" (оңтүстік) бөлігінде 50 скважина
"Б" бөлігінде 91 скважина
"А" бөлігінде 13 скважина
"Дниз" бөлігінде 24 скважина
"Дверх" бөлігінде 36 скважина
"Д(Ш)" бөлігінде 19 скважина
"Г(Ш)" бөлігінде 65 скважина
Жалпы өндіру қорында 359 скважина мұнай өндірумен тұрғызылғаны 10
скважина, бұрғылаудан кейін 3 скважина қосылуға дайындалуда.
Бақылау қорында 10 скважина, геологиялық бақылау орнының бұйрығы
бойынша 8 скважина концервациялануда.
Су айдау қорында 62 скважина, оның 54 скважинасы ғана су айдауда.
Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9 скважинада жүргізілу керек.
Осы қордың 8 скважинасының алтауы геологиялық, ал 2 скважинасы
техникалық себептермен істен шығарылды.
Өндіру скважиналарының істемей тұрған себептері мына жағдайларға
байланысты:
- көтеру құбырларында парафин тығындыларының пайда болуынан;
- күкірттісутектің өнімде көп болуының салдарынан скважина жер асты
жабдықтарының коррозияға ұшырауына. Штуцер және жер асты құбырларының
коррозияға ұшырағаннан кейін ауыстыруға байланысты жөндеу жұмыстарына
кетуге байланысты болуда.
Скважинаның қорының жағдайы кестеде келтірілген.
1944 жылы 2345.941 мың тонна мұнай өндірілді. Сол жылғы кен орын
бойынша мұнайдың орташа шығымы 18.95 mтәу.
Скважиналардағы мүнай шығымы 0.2 - 1 ттәу тен 170 ттәу - ке дейін
өзғереді, 5 ттәу - тен төмен шығыммен 9 скважина жұмыс істейді.
Саға қысымына 62 скважина ие.
Барлық скважина таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ су
құрайды.
А.В.Афанасьеваның басқаруымен ВНИИ жүргізген есептеулер нәтижесі
бойынша, мұнайлы қабат газ шапкасінің ауданына тең болған жағдайда су айдау
арқылы мұнайдың өнімді қорының 67.9 %-ін өндіруге және газ шапкасінің
ұлғаюы есебінен не бары 22.0 % өнім алуға болатынын көрсетті.
Осы есептеулер нәтижесінде, қабат қысымын ұстау жүйесіне көшкенге дейін
Жаңажол кен орнында мұнай газ шапкасінің ұлғаюы есебінен өндіріледі.
Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат қысымын ұстау үшін қабатқа су
айдау 1986 жылдан бастап су газ әрекетті сақиналы кедергі жүйесі бойынша
жүргізілуде. Игеруден бастап қабатқа 3351,788 мың м3 су айдалды.
Кедергілі қатарда 14 айдау скважинасы, солтүстік кеңістікте 1 скважина
ошақты су айдау жетілік жүйе бойынша қабатқа су айдауда.
Дегенмен бұл әдіс техникалық судың, қондырғылардың жетіспеуіне
байланысты, су айдау жоспары біршама қиыншылықтармен орындалуда.
Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне 1995 жылы 3 су айдайтын скважина
бұрғылау, 16 су айдау скважина енгізу жоспарланып отыр.
Осы бағытта, яғни қабат қысымын ұстау жүйесі бойынша мұнай және газды
механикаландырылған игеру әдістері жобаланған.
1944 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің штангілі
терең сораппен игеру әдісі бойынша, скважинаға штангілі терең сорап
орнатылды, әзірге осы әдіс бойынша 2 скважина жұмыс істеуде. Кезекті
жабдықталғаннан кейін 2 скважина қосылуға дайындалуда. Осы екі скважинамен
жыл бойьша 11072 тонна мұнай өндірілді.
1955 жылдың 4-тоқсанынан бастап газ лифт әдісімен мұнайды өндіру
көзделінуде.
Қазіргі таңда осы игеру әдісіне қажетті құрал - жабдықтарды,
скважиналарға қондыруға дайындық жұмыстары жүргізілуде.
2 кесте -1.1.1 "Октябрск мұнай" МГӨБ фонтанды скважиналарының қорының
қозғалысы
Скважина 1998 1999 2001 2002
1 Пайдалану қоры 295 348 362 374
2 Консервацияда 10 5 7 8
3 Барлық скважина саны 270 332 354 364
4 Бұрғылануда 46 42 12 13
5 Игерілуде 2 5 13 4
6 Шығарылғаны 4 - 8 5
Кестеде көрсетілген мәліметтерге сүйене отырып 2002 жылдың 374
скважинасына пайдалану қорында 8 скважина болды, консервацияда скважина,
бұрғылануда скважина. Осы кезеңде МГӨБ - дегі скважиналарының саны 374,
шығарылғаны 4 скважина, игерілуде 3 скважина болды.
Осы мәліметтерді алдыңғы жылғы яғни 1998 жылдың қаңтарындағы
көрсеткіштерімен салыстыра келіп скважина қоры өсуде. Мұның себебі: жаңа
өнімді қабаттарды игеру үшін Жаңажол кен орнында бұрғылау жұмыстарының
жүргізілуінде. Пайдалану қорының өсуі игерілген скважиналар есебінен
болады, ал скважиналар шығарылуы басқа пайдаланудан.
2 кесте - 1.1.2 Жолаушы су, жолаушы газ және мұнай өндірудің қозғалысы.
Жылдар Су өндіру Газ өндіру Мұнай өндіру
(тың.м3) (млн,м )
жоспарлы (мың.т)нақты (мың.т)
1996 25283 36 2342.0 2342.0
1997 28456 37.2 2345.4 2350.1
1998 3736.2 36.9 2415.0 2338.6
1999 3848.1 37.8
Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын талдай келе мұнай
өндіру көлемі азайып келе жатқанын көруге болады.
Дегенмен 2002 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын көруге
болады, газ өндіру жоспарының орындалуы 37.8 жетті.
2 кесте - 1.1.3 Жаңажол кен орнының пайдалану коэффициенттінің
қозғалысы
Жылдар 1998 1999 2001 2002
жоспар нақты жоспар нақты
Орташа шығым (ттәулік) 22.2 20.2 19 19.7
5 кестеден көріп отырғанымыздай, кен орыны бойынша мұнай шығымы онша
өзгермеген. Мұның себебі қабатқа су айдау арқылы қабат қысымын ұстауға
байланысты.
2 кесте - 1.1.5 Жаңажол кен орынының фонтанды скважиналарын
жөндеуаралық кезеңдерінің қозғалысы
№ Көрсеткіштер 1998 ж 1999 ж 2002 ж
1 Пайдалану қоры 348 362 374
2 Скважина-ай жұмыс жасалды. 1824 2730 3295
3 Жөндеу жүргізілді 256 249. 290
4 Есептеуге алынған жөндеу саны. 293 321 334
5 Скважина-күн жөндеу аралық 673 823
кезеңінің жұмысы. 689 951
- жоспарлы 724
- нақты 756
1.7.1. Скважинаны пайдалану көрсеткіштері
Өндірудегі қондырғылар, фонтанды скважиналар қорының сипаттамасы.
Мұнай өндіру скважиналары қорының барлығы дерлік фонтанды игеру
әдісімен өндіруде.
Сұйықты жер бетіне көтеру СҚҚ арқылы жүргізілуде. Олар С - 75 маркалі
болаттан дайындалған.
Қазіргі таңда осы сарапты - компрессор құбырларды жапондық "Лифтис"
фирмасынан алуда. Себебі бұл ресейлік СҚҚ - ларға қарағанда арзандау.
Дегенмен Жаңажол кен орнында "отандық" СҚҚ - лар күнге дейін қолданылады.
Скважина өнімділігіне орай мынадай диаметрлі құбырлар қолданылады.
СҚҚ Шығым: 40 м3тәу аз болса Ф 48 мм;
40 м3тәу - 80 м3тәу арасында Ф 60 мм;
және 80 м3тәу жоғары болса Ф 73, сонымен қатар жапондық Ф 73 х7.1 – С
- 75, және Ф88.9 х 6.45 - С - 75 құбырларынан жинақталады.
Мұнай скважиналарындағы түп суларын шығару үшін пайдалану басынан - СҚҚ-
дың 6 кестеден көріп отырғандай жөндеу аралық кезең уақыты ұлғайып, соның
есебінен фонтанды скважина қорын тиімді пайдалануды көрсететін, пайдалану
коэффициентінің өзгеруіне жақсы жағдай туғызады.
1.7.2. Жаңажол кен орнын игеру барысынан туындайтын тұжырымдар
1984 - 1999 жылға дейінгі аралықта "Б" бөлігінен 3.149 млн тонна мұнай
өндірілді.
Бұл жалпы кен орнының өндіру жоспарының 15.5%-ін құрайды.
Өнімнің орташа жылдық сулануы 'Техникалық жүйе" жоспарында белгіленген
18.7 %-не қарсы 11.9%-інқұрады.
Қабаттың орташа қысымы жобаланғаң 30 х 106 Па - ден 26.1 х 106 Па - ға
дейін азайған.
1994 жылдың аяғындағы мәліметтер бойынша скважиналардың орташа шығымы,
жобаланған 16.6 ттәу - тен 9.4. ттәу болып азайды.
1992 жылдың қараша айынан бастап оңтүстік күмбезде су айдау су - газ
қатынасына "жартылай сақиналы - барьерлі суландыру" жүйесі бойынша 10
скважинамен қатар 4 айдау скважиналары "жүйелі - қималаушы" қатарымен су
айдалуда.
Солтүстік күмбезінде 1993 жылдың мамыр айынан бастап қабатқа су айдау
"кеңістік" жүйесі бойынша 3 скважинада жүргізілді.
"Б" бөлігіне 1.347 млн. м3су айдалды.
1994 жылда осы "Б" бөлігінің солтүстігіне 131.9 мың м3, ал оңтүстігі
бойынша 448 мың м3түрлі қоспалар (компоненттер) айдалды.
Механикаландырылған өндіруге 29 скважина ауыстырылды.
"Скважинаньщ орташа сұйықтық шығымы" 1998 жылдың аяғында 51.6 ттәу
құрады. Өнімдік орташа жылдық сулануы 0,2 % - ті құрады, бұл "Техсъема"
қарсы 7.1 %.
"Б" және "В+В" бөлімдерінен мұнай өндіру жобаланған көрсеткіштерден
жоғары, бұл "Ақтөбемұнай" өндіріс орыныньщ бұрғылау қарқыны жобалағаннан
жоғары. Бұдан басқа "Техсъемада" өнімнің сулануы ескерген, бірақ нақтылы
жағдайда суланудың болуы байқалмады.
1994 жылы жұмыс жасап тұрған скавжиналардың төмендеуімен көзге түсті.
Соңғы жылдарды қаражат жағдайларының қиыншылықтарына сәйкес АСПО және
гидрат түзілуіне қарсы күресуге қажетті химиялық реагенттер, скважинаны жер
асты жөндеу бригадаларын қажетті құрал - саймандармен қамтамасыз ете
алмауына байланысты жоспарлы - шұғыл жөндеу жұмыстарының саны азайтылып,
кен орынның мұнай өнімділігі азайған.
Дәл осы себептермен 1990 жылдан бастап бұрғылау жұмыстарының жобасы 2
есеге азайды.
Ал бұл мұнай өнімділігінің деңгейінің түсу көлемін жабатын қуатты
пайдалану скважиналарын қазуға кесірін тигізуде.
Осы айтылып өткен жағдайларды ескере келіп Жаңажол кен орынын игеру
барысын жалғастыру үшін (су айдау, газлифт, сорапты) механикаландырылған
игеру әдісіне көшірмей, қабат қысымының азаюы тоқтатылмайды.
Сондықтан мынадай шаралар мұнай өндіруді реттеуге сешігін тигізеді:
1. Кем дегенде 10 скважинаны терең сораппен өндіру әдісіне көшіру
керек.
2. 10 скважинаны газлифтпен игеруге қөшіру қерек.
3. 1995 жылдың жоспарындағы енгізілетін 15 жаңа скважинаны қосу керек.
4. Скважинаны жер асты жөндеу және скважинаны күрделі
жөндеу бригадаларының санын көбейтіп, қажетті құрал -
саймандармен қамтамасыз ету керек.
5. Қажетті көлемде парафин және ғидрат түзуге қарсы қолданылатын
химиялық реагенттерді жеткілікті көлемде сатып алу керек.
6. 1995 жылы қабатқа су айдау үшін 10 скважина қосу керек.
1.8. Фонтанды скважиналарды жөндеу
1.8.1 Жөндеулер түрі
Жер асты қондырғылары мен скважина оқпанындағы ақауларды жою, түп маңы
аймағына жер етумен байланысты комплекстік жұмыстарды - жер асты жөндеу деп
аталады.
Істегі скважиналар қорының жөндеу жұмыстарымен тұрғызу ұзақтығы, жыл
бөліп немесе айдағы жалпы календарлық уақыты мен скважинаның нақты жұмыс
уақытының қатынасынан шығатын пайдалану коэффициентімен өлшенеді.
Жаңажол кен орнында, қазіргі жағдайда скважинаны пайдалану коэффициенті
0.891 тең.
Скважинаны жер асты жөндеудегі жұмыс түрімен қиындығына орай күрделі
және кезекті жөндеу түрлеріне бөлінеді.
Кезекті жөндеуге: сорап ауыстыру; сорапты - компрессорлар құбырларын
ауыстыру; көтеру құбырларының түсіру тереңдігін өзгерту; құбыр
қабырғаларындағы парафинді жою, Н28 (күкіртсутек) -тен тоттануына
байланысты құбырларды ауыстыру және тағы да басқа жұмыстар жатады. Бұл
жұмыстарды скважинаны жер асты жөндеуге (СЖАЖ) мамандықтандырылған арнайы
бригадалар жүргізеді. Бригадалар мұнай газ өндіру өндірісінің барлығында
құралады.
Жер асты жөндеу бригадалары Жаңажол кен орнында вахталық әдіс бойынша
жұмыс жасайды. Әрбір бригадалар құрамы үш адамнан тұрып, жұмыстарды былайша
бөліседі. Скважина сағасындағы жұмыстарды оператор көмекшісімен, ал
көтергіш механизм лебедкасында тракторист - шофер жұмыс атқарады.
Жер асты қондырғыларының апаттары мен қауіптерін жою, пайдалану
тізбегінің тозығын дұрыстау, скважинарады су ағынынан оқшаулау, басқа
пайдалану жазықтығына көшу, түп маңы аймағын өңдеу және басқада
жұмыстардың жүргізу қиындығынан скважинаны күрделі жөндеу дәрежесіне
жатқызады. Осындай жұмыстар скважиналарды күрделі жөндеу цехтарына
тапсырылады.
Скважинаны жер асты жөндеу жұмысатрын көтергіш және транспорт
көліктері, қол операцияларына қолданылатын құралдар, механизациялық
жабдықтар, скважинаны, құбырларды және тағы да басқаларды тазалау үшін
керекті механизациялардан тұратын жинақты саймандармен жүргізеді.
СКЖ - дегі барынша сәйкес келетін жұмыстар болып; оқшаулау - қайта
тұрғызу, жөндеу - дұрыстау, аулау, екінші оқпанды бұрғылау жұмыстары болып
табылады.
1.9. Фонтанды скважиналарды пайдалану
Жаңажол кен орыны үшінші кезеңде игеру жағдайында болғандықтан қазіргі
кезде штангілі терең сораппен игеруге газ факторы аз скважиналарды көшірді.
Сонымен қатар болашақта газ факторы жоғары, дегенмен қабат қысымы төмен
скважиналарды газлифт әдісімен игеру жүргізілмек.
Қазіргі таңда КТ – ІІ қабатының "Г - Д" бөліктерін ашу және әлі де
фонтандалу аяқталмағандықтан игеру фонтанды әдісімен жүргізілуде.
1.10. Фонтанды скважиналарды игеру
Коллекторлар сипаттамасының мәліметтері негізінде бірінші және екінші
корбонатты қабаттарды, өткізгіштігі 0.5 мкм2 - тең көп 4 дәрежелі
коллекторлар қатарына жатқызады. Бұл дәрежедегі коллекторлар қатарына
кестеде келтірілген қалдық сулардағы натрий немесе кальций катиондары және
қабат флюидтарының кез келген байланысы бар. Ерітіндіге қойылатын қосымша
талаптардың бірі болып (қышқылды өңдеуге дейін) ерітіндінің қатты және
сұйық фазаларының қабатқа өтуін азайтып және қабат арасын тығындау үшін
уақытша қолданатын қышқыл ерітінді жинаушының болуы болып табылады.
Жоғары да айтылған және "Ақтөбемұнай" акционерлік қоғамының бұрғылау
ерітінділерін қолдану тәжірибесіне сүйене отырып КТ - 1 және КТ – 2 өнімді
жыныстарын аршу үшін полимерді сульфатты ерітіндісін пайдалану ұсынылады.
Қышқыл - ерімелі толықтырылғаш түрінде ерітіндіге қатты фазалардың 5 %
көлемінде бор немесе сидерит қолдануға болады.
Сынақ объектісін аршылуы 1160 ктм3 тығыздықты хлорлы кальций
ерітіндісімен скважина сағасына дейін толтырылып куммулятивті перфорация
жүргізіледі.
-
Перфорация аяқталғаннан соң, антикоррозиялық етіп істелген, басқармалы,
(скважинаға СҚҚ арқылы түсірілетін) қақпақшалары бар қондырғы жүйесі
жіберіліп саға ауызына фонтанды арматура орнатылады.
Ағынды шақыру (Север - 1 ингибаторымен жабық айналымда толық араласқан
мұнайды агрегатпен ыдыс арқылы) бұрғы сұйығын құрамында "Север - 1"
ингибаторының 10 % - імен араласқан мұнаймен ауыстыру арқылы жүргізіледі.
КОУК қондырғысын түсіру МГӨБ мен бірге қажетті жағдайлардың бәрінде
шешіледі.
Ингибаторлеген мұнайды айдаған соң, сорапты - компрессор және шеген
құбырларды қорғаушы қабықша пайда болу үшін скважинаны 12 сағатқа жабамыз.
Ингибаторлы ерітіндіде ұстаған соң - скважинаның құбыр аралық
кеңістігін ашып, скважина өнім бергенше, амбарға ағызылады. Бұл жағдайда
Құбыр сырты кеңістігі арқылы ингибирленген мұнай айдалады.
Фонтанды скважиналардың саға қондырғылары ретінде АФК - 6В - 100 -200
кг: "РМСН"; АФ 6 - В - 8065 х 35 кг; АФ 6 А х 100 К х 2; және "Камерон"
Фирмасының АФ 6 А - 210350 фонтанды арамтуралары орнатылған.
Мұнайды фонтанды игеру кезінде жер асты қондырғылар жиынтығына мынадай
элементтер кіреді:
- бөлгіш қақпақ;
- айналдырғыш қақпақ.
Қабат қысымы түсіп, өнімнің сулануына байланысты біршама скважиналар
механикаландырылған әдіспен өндіруге көшірілді. Қабатқа су айдау бағытында
Атжақсы өзенінде су дуалды станциялар салынып су сораптары орнатылды.
Фонтанды скважиналарының 359 СҚҚ - да ингибирлеуші қақпағы арқылы
ингибирленген уақытта ингибатордың меншікті шығыны 200 гтонна болып
бөлінетін КОУК - 8973 36 кг камералы жер асты қондырығыларымен
жабдықталған.
КОУК - 8973 36 кг мынадай элементтерден жинақталған:
- КАУ бөлгіш қақпағы;
- Пакер;
- Айналдырмалы қақпақ;
- Ингибаторлық қақпақ.
1995 жылдың 4 тоқсанынан бастап компрессорсыз газлифт әдісі енгізілмек.
Осы негізде қондырғы мынадай бөлшектермен жинақталуы керек:
- СҚҚ - ы жібергіш қақпақпен жабдықталады;
- Аралық пакер;
- Бөлгіш қақпақ;
- Табандағы қақпақ.
СҚҚ - ы фонтанды игеру кезіндегі күйінде қалады.
СҚҚ - ның өткізгіштік қысымын азайту үшін скважина камераларына газлифт
қақпақтарын қондыру керек.
Скважинаның құбыр сырты аралығын құбыр аралықтан оқшаулау, сонымен
құбыр сырты маңын ажырату үшін аралық пакер қолданылады.
Осы аталған қондырғылардың (НІЗ) күкіртті сутектен болатын коррозиядан
сақтауға төзімді етіп дайындау қажет.
1.10.1 Фонтанды скважинаның жер асты және жер үсті қондырғылары
Фонтанды скважиналардың қондырғыларына жер асты және жер үсті
Қондырғыларына бөлінеді.
Жер асты қондырғыларына фонтанды көтергіш ретінде, ингибаторланатын
болса, ингибатордың меншікті жұмсалуын 200 гт көлемінде жұмсайтын,
скавжинаның СҚҚ - ындағы ингибаторлаушы - қақпағы ... 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