Жаңажол кен орны жайлы


КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын туралы жалпы мағлұмат
1.2 Кен орынның игерілуі мен геологиялық зерттелу тарихы
1.3 Cтратиграфия
1.3 Cтратиграфия
1.4 Кен орнының құрылысы
1.5 Мұнайгаздылығы
1.6 Мұнай, газ және конденсаттың қорлары
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
2.1.1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау
2.1.2 Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы шығымын, игерудің технологиялық көрсеткіштерін, өнім алу аймағындағы қабат қысымының өзгерісін талдау
2.1.3 Қабаттан мұнай қорын алуды талдау
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері.
2.1.5 ҚҚҰ жүйесі және мұнай бергіштікті ұлғайту әдістерін қолдану
2.2 Мұнай және газды өндірудің техникасы мен технологиясы
2.2.2 Ұңғыны пайдалану кезінде кездесетін қиыншылықтардың алдың . алу және олармен күресу шаралары
2.2.3 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесіне және кәсіпшіліктік дайындауға қойылатын талаптар мен ұсыныстар
2.3 Арнайы бөлім
2.3.1 Газлифтілі әдіспен өндірудін тиімді технологиясы бойынша қысқаша шолу
2.3.1 Газлифтілі әдіспен өндірудін тиімді технологиясы бойынша қысқаша шолу
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу
3 Экономикалық бөлім
3.1 "Октябрьмұнай" мұнай.газ өндіру басқармасының ұйымдастыру құрылымы
3.2 "Октябрьмұнай" мұнай.газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және еңбекті ұйымдастырудың жағдай.күйі
3.2 "Октябрьмұнай" мұнай.газ өндіру басқармасындағы еңбек ақы және еңбекті ұйымдастырудың жағдай.күйі
3.3 Техника.экономикалық көрсеткіштердің талдауы
3.4 Күрделі қаржыны есептеу
3.4.1 Жылдық орта дебит
3.4.2 Негізгі іс.әрекеттен түскен табыс
3.4.3 Қосылған құнға салық салынғаннан кейінгі табыс
3.5 Жылдық өндіруге кеткен шығындар
3.5.1 Еңбек ақы қоры
ҚОРЫТЫНДЫ
ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ
Қазақстан Республикасының мұнай өнеркәсібі экономиканың жетекші саласы болып табылады. Еліміз қазіргі таңда дүние жүзіндегі ірі мұнай өндіруші елдердің қатарына қосылып, дүние жүзі бойынша мұнайдың дәлелденген қорынан-13, газ және конденсаттан-15, мұнай өндіру көлемі жағынан 28 орын алады. Қазақстан дәлелденген қоры және мұнай өндіру көлемі бойынша ТМД елдерінің арасында екінші, ал газ бен конденсаттың қоры бойынша – төртінші орын алады.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Жаңажол кен орны таскөмір жүйесінде қалыптасқан, кеуек пен жарықшақтардан, кеуек пен ұсақ қуыстардан тұратын карбонатты коллектор болып табылады. Кен орынды игеру екі карбонатты қалыңдық бойынша жүргізіледі – КТ-І және КТ-ІІ. Бұл жердегі ұңғымалар мынадай сипаттарға ие: терең, газ факторы жоғары және күкіртті сутегінің пайыздық мөлшері жоғары. 1999 жылдан бастап «Ақтөбемұнайгаз» ААҚ экспериментальды газлифтті шоғыр құру жұмыстарын бастады. 2001 және 2002 жылдары барлығы 35 ұңғымада біртіндеп алғашқы газлифтті эксперимент жүргізілді. Эксперименттің табысты өтуі нәтижесінде 2003 жылдан бастап мұнайды газлифт әдісімен игеру пайдалануға енгізілді. Осы уақытқа дейін кен орнында 233 газлифтке ауыстырылған ұңғымалар бар. Газлифтті ұңғыма сұйықтығының жалпы тәуліктік шығымы – 8064т/тәу, газлифтті ұңғыманың мұнай бойынша тәуліктік шығымы – 6585 т/тәу, газдың шығыны – 247,2*104м3/тәу.
Газлифтілі жағдайдың компрессорлы және компрессорсыз түрі болады. Бірінші жағдайда, агент компрессорлық станцияларда сығылып дайындалып, ал екінші жағдайда агент ретінде кен орнының газы, табиғи қысыммен беріледі.
Газлифтілі пайдалану әдісінің басқа механизацияланған әдістерден ерекшелігі келесіде : құрал – жабдығының және оларды қолданудың қарапайымдылығы, жөндеуаралық мерзімнің ұзақтылығы, пайдалану коэффициентінің және сұйықты шығарудың молдығы, көлбеу ұңғыларында пайдалану мүмкіндігі, ұңғы өнімінде, газдың немесе құмның болғанына қарамай әдісті қолдану мүмкіндігі.
Мұнай кенішінің мәліметтері бойынша жұмыс параметрлерінің технологиясын қазіргі заманғы техникамен қамтамасыз етілді. Ауыстырылған 112 ұңғыма (41 жаңа ұңғыма, 71 көне ұңғыма) табысты түрде пайдалануға берілді.
1. А.И.Ширковский «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» М., «Недра», 1987г.
2. В.Ф. Шматов, Ю.М. Малышев «Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной промышленности». М., изд-во «Недра», 1990г.
3. В.С. Бойко «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», М., изд-во «Недра», 1990г.
4. В.И.Щуров «Технология и техника добичи нефти», М., изд-во «Недра», 1983г.
5. Годовой отчет НИИ ОАО «СНПС – Актобемунайгаз» за 2007 год.
6. Годовой отчет отдела по исследованию проблем добычи и бурения нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол за 2007 год.
7. Ғ.М.Нұрсұлтанов, Қ.Н.Абайұлданов «Мұнай және газды өндіріп, өңдеу», Алматы, 1999ж.
8. Джиембаева К.И., Насибуллин Б.М. «Ұңғы өнімдерін жинау және дайындау». – Алматы, 2000ж.
9. И.М.Муравьев, В.И.Ямпольский «Основы газлифтной эксалуатации скважин», М., изд-во «Недра», 1973г.
10. «ҚР мұнайгаз өнеркәсіптік қауіпсіздік нормалары» – Алматы, 1995ж.
11. М.М. Иванова, И.П. Чоловский, Ю.И.Брагин, «Нефтегазопромысловая геология», М., изд-во « Недра», 2000г.
12. «Мұнай және газ» нормативтік құқықтық актілер жиынтығы, Алматы, «Юрист», 2005ж.
13. Научно-исследовательский институт по разработке нефтегазовых месторождений ОАО «СНПС Актобемунайгаз» «Проект рабочей схемы по снижению давления в системе сбора нефти участка «Север» месторождения Жанажол». Г.Актобе, 2007 год.
14. Научно - исследовательский институт «Гипровостокнефть» «Технологическая схема разработки нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол Актюбинской области», г.Куйбышев, 1986г.
15. Научно-исследовательский институт «Гипровостокнефть» «Дополнение к технологической схемы разработки нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол Актюбинской области», г.Самара, 1992г.
16. Тайкулакова Г. С. «Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов». – А.: КазНТУ, 2000.
17. Тяжин Ж.Т «Еңбекті қорғау» әдістемесі. А. ҚазҰТУ,
1999-2000 ж.

Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Көлемі: 78 бет
Бұл жұмыстың бағасы: 1300 теңге




КІРІСПЕ

Қазақстан Республикасының мұнай өнеркәсібі экономиканың жетекші саласы
болып табылады. Еліміз қазіргі таңда дүние жүзіндегі ірі мұнай өндіруші
елдердің қатарына қосылып, дүние жүзі бойынша мұнайдың дәлелденген қорынан-
13, газ және конденсаттан-15, мұнай өндіру көлемі жағынан 28 орын алады.
Қазақстан дәлелденген қоры және мұнай өндіру көлемі бойынша ТМД елдерінің
арасында екінші, ал газ бен конденсаттың қоры бойынша – төртінші орын
алады.
Жаңажол кен орны 1978 жыл ашылған және 1983 жылы пайдалануға
жіберілген. Бұл 60 пайыз күкіртсутегі мен көмірқышқылгазды, 10 пайызға
дейін парафинді, жоғары газ факторлы кен орны.
Жаңажол кен орны таскөмір жүйесінде қалыптасқан, кеуек пен
жарықшақтардан, кеуек пен ұсақ қуыстардан тұратын карбонатты коллектор
болып табылады. Кен орынды игеру екі карбонатты қалыңдық бойынша
жүргізіледі – КТ-І және КТ-ІІ. Бұл жердегі ұңғымалар мынадай сипаттарға ие:
терең, газ факторы жоғары және күкіртті сутегінің пайыздық мөлшері жоғары.
1999 жылдан бастап Ақтөбемұнайгаз ААҚ экспериментальды газлифтті шоғыр
құру жұмыстарын бастады. 2001 және 2002 жылдары барлығы 35 ұңғымада
біртіндеп алғашқы газлифтті эксперимент жүргізілді. Эксперименттің табысты
өтуі нәтижесінде 2003 жылдан бастап мұнайды газлифт әдісімен игеру
пайдалануға енгізілді. Осы уақытқа дейін кен орнында 233 газлифтке
ауыстырылған ұңғымалар бар. Газлифтті ұңғыма сұйықтығының жалпы тәуліктік
шығымы – 8064ттәу, газлифтті ұңғыманың мұнай бойынша тәуліктік шығымы –
6585 ттәу, газдың шығыны – 247,2*104м3тәу.
Газлифтілі жағдайдың компрессорлы және компрессорсыз түрі болады.
Бірінші жағдайда, агент компрессорлық станцияларда сығылып дайындалып, ал
екінші жағдайда агент ретінде кен орнының газы, табиғи қысыммен беріледі.
Газлифтілі пайдалану әдісінің басқа механизацияланған әдістерден
ерекшелігі келесіде : құрал – жабдығының және оларды қолданудың
қарапайымдылығы, жөндеуаралық мерзімнің ұзақтылығы, пайдалану
коэффициентінің және сұйықты шығарудың молдығы, көлбеу ұңғыларында
пайдалану мүмкіндігі, ұңғы өнімінде, газдың немесе құмның болғанына қарамай
әдісті қолдану мүмкіндігі.
Мұнай кенішінің мәліметтері бойынша жұмыс параметрлерінің
технологиясын қазіргі заманғы техникамен қамтамасыз етілді. Ауыстырылған
112 ұңғыма (41 жаңа ұңғыма, 71 көне ұңғыма) табысты түрде пайдалануға
берілді.

1. Геологиялық бөлім

1. Кен орын туралы жалпы мағлұмат

Жаңажол кен орны Орал үстірті аймағындағы Мұғаджар тауымен
Ембі өзені арасында орналасқан. Әкімшілік басқаруы жағынан Қазақстан
Республикасы, Ақтөбе облысы, Мұғалжар ауданына қарайды.
Жергілікті жер рельефі дөңес қыраттардан, сайлардан құралған
және плюс 125-тен плюс 270 метрге дейінгі абсолюттік биіктігімен
ерекшеленеді. Ең кіші минималды белгісі Ембі өзеніне қарай, яғни
кен орнының оңтүстік-батыс бөлігіне қарай еңіс келеді және сол
Ембі өзені Жаңажол кен орнынан оңтүстік-батысқа қарай 2-14
шақырымға созылып жатыр. Өзен суы минералданған, сондықтан
техникалық қажеттіліктерге құдық сулары пайдаланылады. Құдық және
Ембі өзенінің суларының деңгейі 2 метр және одан да жоғары болып
келеді.
Аудан климаты құрғақ, кенеттен өзгермелі. Сондықтан қатар
ылғалдылығы өте төмен. Қыс мезгілінде температура минус 400 С-қа
дейін жетеді. Ең суық айларына қаңтар, ақпан айлары жатады.
Алғашқы қар қарашаның ортасына таман түсіп, наурыз айының аяғына
дейін жатады. Орта жылдық атмосфералық жауын-шашын мөлшері көп
емес, ол жылына 120-140 мм шамасында. Ең ыстық айлары шілде,
тамыз айлары жатады. Аудан аз қоныстанған. Ең жақын елді
мекендеріне кен орынның солтүстік-шығыс бағытында орналасқан 15
шақырымдық Жаңажол совхозының орталығы және солтүстік-батыс бағытында
орналасады.

1.2 Кен орынның игерілуі мен геологиялық зерттелу тарихы

Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәліметтер
Е.К.Ковалевский және А.П. Гаригросс еңбектерінде көрсетіледі. Олар
1840 жылы Темір, Атжақсы, Ембі өзендерінің ауданын зерттеу
барысында жазған еді. Осыдан кейін зерттеулер маршруты одан әрі
жалғасты. Территорияны барынша бөлшектеніп және жобалау бойынша
зерттеу 1944-і жылдан басталды. Сонымен 1944-1946 жылдар аралығында
Каспий-Арал партияларын М40 парағында масштабқа түсіруді Г.И.
Водорезов басқарған геологиялық топ жүргізді.
Жұмыс қорытындысына геологиялық карта және территорияның
тектоникасы мен стратиграфиялық сұрағына жауап ретінде параққа
түсіндірмелі жазба берді. Бұл жұмыстар әлі күнге дейін өз
құндылығын жойған жоқ.
1949-ы 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-і
жылы аудан гравиметриялық түсірумен алдыңғы масштабқа қамтылды.
1952-1954 жылдар аралығында ауданды 1:500000 масштабында
карталық бұрғылауды А.С. Зингер түсірді.
1960-ы жылы Жаңажол ауданында Ақтөбенің геофизикалық
экспедициясы толқынның шағылу әдісімен сейсмикалық зерттеулер
жүргізді. Осы жұмыстардың нәтижесімен П1 горизонты бойынша Жаңажол
көтерілімі анықталды. 1961-і жылы Ақтөбенің геофизикалық
экспедициясы тереңірек бұрғылауды ескере отырып, құрылымды дайындау
мақсатында толқынның шағылу әдісімен детальды сейсмикалық зерттеулер
жүргізді. Жүргізілген зерттеулердің нәтижесімен К (кунгур ярусының
жабыны) және П1 (тұзасты жабының түзілімі) горизонттарының
құрылымдық карталары жасалды.
1961-і жылы Жаңажолдың тұзасты құрылымында жобаланған 3200 метр
тереңдіктегі №1 терең барлау ұңғысы бұрғылана бастады.
1976-ы жылдан бастап іздестіру жұмыстарын Ақтөбемұнайбарлау
экспедициясы, ал, 1978-і жылдан бастап Қазақмұнайгазгеология
бірлестігінің Кенқияқмұнайбарлау экспедициясы жүргізді.
Алғашқы өндірістік мұнай ағыны 1978-і жылы наурыз айында №4
ұңғыда байқалды.
1981-і жылдан бастап Жаңажолдағы барлау ұңғыларын бұрғылау
жұмыстарын 1981-і жылы құрылған құрамы айтылып өткен экспедициялардан
жинақталған Ақтөбемұнайгазгеология бірлестігі жүргізуде.
1981-і жылдан бастап СССР мұнай өндірісінің министрлігінің
бекітуімен Ақтөбемұнай берлістігіне кен орында барлау ұңғыларын
бұрғылау және оны игеру тапсырылды.
Қазіргі кезде Қазақстан Республикасының Ақтөбемұнайгаз
акционерлік қоғамының Октябрьскмұнайгаз мұнай-газ өндіру
басқармасының цехтарымен игеру жұмыстары атқарылуда.

1.3 Cтратиграфия

Жаңажол кен орнындағы барлау жұмыстары арқылы төменгі таскөмір
және жоғарғы бор жасындағы жыныс жиынтығы анықталған.
Стратиграфиялық бөлшектеуде мұнай-газ қоры анықталғаннан кейінгі
уақыттың ішінде игерудің технологиялық схемасы жасалғаннан кейін
қарастырылып отырған кен орында 149 өндіру ұңғылары бұрғыланды. Сол
ұңғылар бойынша талданған материалдар кеніштің геологиялық
құрылымын, таралу шекарасын анықтауға мүмкіндік берді және өнімділік
қабаттар параметрлерінің есептелулері келтірілді. Бірақ бұдан
кейін флюидтердің анықталған қорына байланысты ешқандай өзгерулер
болмады.
Қарастырылып отырған кен орынның анықталған қимасы жыныстардың
төрттік, төменгі бор, юра, триас, перм және таскөмір т.с.с.
жастарымен сипатталады. Қазақстандағы Каспий маңы ойпатының
аймағындағы табылған тұзасты шөгінділеріндегі соңғы түзілімдерде
мұнай-газ кеніштерінің үлкен бөлігінің бар екені анықталды. Ол
кеніштер касимовтік, жоғарғы москвалық ярустарында және КТ-ІІ
қабатының төменгі москвалық (каширлік, верейлік), башкирлік,
серпуховтық (протвиндік, стешевтік және тарустық горизонттары) және
визе (вешевтік горизонт) ярустары интервалдарында жатыр.
Төменде кен орынды құрастыратын бөлімдердің және жүйелердің
анықтамалары келтірілген.
Pz - тобы
С - таскөмір жүйесі
С1 - төменгі бөлім
Жаңажол кен орны көлемінде анықталған барынша ерте шөгінді
жыныс болып орта визе жасындағы терригенді шөгінділер табылады. Осы
жыныстар №1 – С ұңғының 4190-4200 метр аралығында кездесті.
Терригенді шөгінділер қимасының жоғарғы бөлігі карбонатты
қабатпен ауысады. Олардың жасы жоғарғы визе және серпуховтық
жастарымен белгіленіп, құрамы қара-сұр аргиллит аралас әктастар мен
доломиттерден тұрады. Төменгі карбон жыныс қабатының максималды
анықталғаны қалыңдығы 308 метр.
С2 - ортаңғы бөлім
Ортаңғы карбон жыныстары башкирский және москвалық ярус
құрамында аршылды.
С2в - башкирлік ярус
Бұл жастағы жыныстар №1-С ұңғысының 3892-3668 метр аралығында
толық және 23 ұңғымен жиі-жиі қамтылды. Олардың толық қалыңдығы
224 метрге жетеді.
Құрамында сұр және ақшыл-сұр әктастар органогенді-түйірлі,
аргиллит аралас массивті доломиттерден тұрады.
С2m1 - москвалық ярус
Мұның құрамы екі ярусқа бөлінеді. Төменгі москвалық ярусының
№1-С ұңғысында 3668-3560 метр және №23 ұңғысында 3807-3647 метр
аралықтарында верейлік және каширлік горизонттары кездескен. Жыныс
қалыңдығы 106 метрден 156 метрге дейін жетеді. Бұл қабаттар
карбонаттар және аргиллит аралас шөгінділерден тұрады. Жоғарғы визе-
төменгі москвалық ярусының карбонатты жыныс комплекстерінің қалыңдығы
№1-С ұңғысында 530 метрге жетіп, төменгі карбонатты қабатын
құрайды да өз алдына КТ-ІІ индексімен белгіленеді.
С2т2 - жоғарғы москвалық ярусы
Бұл ярус мячковтық және подольдық горизонттарымен сипатталады.
Подольдық горизонтының төменгі бөлігі көбіне көп терригенді
қалыңдықты қабаттар, яғни аргилиттер, қиыршық топырақ, гравелиттер
және 266-366 метрлі қалыңдықта жиі кездесетін әктастардан тұрады.
Подольдық карбонатты түзілімдердің қалыңдықтары 144-220 мерт аралында
өзгеріп тұрады. Мячковтық горизонт ұңғылардың барлығында анықталған
және органогенді, органогенді-үгілгіш, ұсақ түйіршікті әктас және
доломиттерден құралған. Оның қалыңдығы 115 метрден 164 метрге
дейінгі аралықты өзгермелі болып келеді.
С3 - жоғарғы бөлім
Жоғарғы карбонатты қабаттың ортаңғы карбонатты қабатымен
шекарасы геологиялық каротаж сызбасындағы өзгеруінен көрінеді.
Жоғарғы карбонның көптеген микрофауналарымен флоралардың табылуына
байланысты касимовтік және гжельдік ярустарына бөлінген.
Сэк - Касимовтық ярус
Жыныс жасы ұңғылардағы фораминиферлердің кешенінен, яғни 5
(2832-2824), (2824-2819), 1 (2900-2896), 6 (2909-2906), (2899-2897),
(2894-2888), (2884-2879), 19 (3013-3001) және 5-і ұңғыдағы, яғни 5
(2832-2824), (2819-2816) конодонттар кешенінен анықталды.
Литологиялық қатынаста ол ауданның көптеген бөлігінде әктастар
және доломиттерден құралған. Касимов ярусының қалыңдығы 50 метрден
97 метрге дейінгі аралықтарда өзгеріп тұрады.
С3g - Гжельдік ярус
Бұл ярус екі бөлімнен тұрады. Төменгі қалыңдығы 53 метрден
136 метрге дейін өзгереді.
Жыныс ішінде сульфатты және карбонатты қабаттар бар. Оның
басқа қабаттарға қарағанда айтарлықтай айырмашылығы құрамының 65-85%
- і фауналар мен су өсімдіктерінің қалдығынан тұратын әктастар
болып табылады.
Қарастырылып отырған гжель ярусы бөлігінің жасы №12-і ұңғыда
аралығы 2964,2-2890 метр және 2336,3-2930 метр болатын
фораминифердің анықталуымен дәлелденген.
Жоғарғы КТ-І карбонатты қабатында негізінен газоконденсатты қор
сақталған. Карбонатты қабаттың жалпылама қалыңдығы 427-573 метрлер
аралығында. Қиманың карбонат үсті бөлігі жиі кездеседі, яғни
гравелит, сазбалшық, алевролит қабаттарынан құралған терригенді
гжельдік ярусының қабатынан түзілген. Оның қалыңдығы 24-109 метрге
дейін жетеді.
Р - Пермь жүйесі
Пермь шөгінділері төменгі және жоғарғы бөлімдерден берілген.
Р1 - Төменгі бөлім
Төменгі пермь бөлімі ассельдік, сакмардық, артиндік және
кунгурлік ярус шөгінділерінен тұрады.
Р1a+s - Ассельдік-сакмарлық ярус
Ассельдік-сакмарлық терригенді қабат қалыңдығы гжель терригенді
карбон қабатымен бірге Жаңажол кен орнында регионалды флюидті,
кедергілі қабат туғызады. Бұл қабыршықта қабат қалыңдығы белгілі
дәрежеде құрылымды саз балшықтың болуымен және кең ауқымды яғни,
16-598 метр аралығында өзгеріп, солтүстіктен оңтүстікке қарай
тенденциялы өзгеріп отырады.
Литологиялық байланыста бұл аргилиттер, қиыршық топырақтар,
алевролиттер, жиі-жиі гравелит және саз балшықты әктастардан тұрады.
Ассельдік ярусының қалыңдығының жасы 1-і ұңғының 2647-2645 және
2498-2495 метрлер аралықтарында және 10-ы ұңғыда 2648-2458 метрлер
аралықтарында алынған фораминифер фауналармен қуатталып (93-і ұңғы)
9 метрден (8-і ұңғыда) 359 метрге дейін өзгеріп отырады.
Сакмарлық ярусында қалыңдыққа байланысты сақталмаған, ғни 5-і
ұңғыда кездескен.
Р1К - Кунгурлік ярусы
Кунгурлік ярусынан гидрохимиялық шөгінділері жоғарғы карбонат
үсті терригенді қабатымен бірге кунгур қималарының мұнай мен газға
қаныққан бөліктерінде өте зор флюидті, кедергілі қабат тудырады.
Кунгурлік ярустың шөгіндісінің төменгі бөлігі сульфатты
терригенді-галогенді аргиллит араласқан қабаттарымен кездескен. Оның
қалыңдығы 10-60 метр аралығында өзгереді. Жоғарырақта галогенді
аргиллит аралас, жиі қиыршық топырақ пен алевролит және ангидрит
қабатшалары орналасқан. Галогенді қабатының максималды қалыңдығы (12-
і ұңғы) 996 метрден, минималды қалыңдығы (3-і ұңғы) 7 метр
аралығында.
Кен орынның кунгурлік ярусының жоғарғы бөлігінде терригенді-
сульфатты қабаттар жатыр.
Оның негізгі бөлігі 4 метрден 48 метр қалыңдықта кездескен
ангидриттерден жинақталған.
Р2 - жоғарғы бөлімі
Жоғарғы пермь шөгінділері шұбар түсті, қоңыр түсті, құрамында
жеке ангидрит (3-0,5 метрлі - 10-15 метрлі) қабатшалары кездесетін
терригенді қабаттардан тұрады.
Жоғарғы пермь бөлігінің қалыңдығы солтүстік төбешіктерімен
ұштасқан жерде 633 метрге дейін өзгереді.
MZ - мезазой тобы
Т - триас жүйесі
Триас шөгіндісі Т1 төменгі құрамынан бөлініп және литологиялық
шұбар боялған сазбалшық, қиыршық топырақ қабаттарынан көрінеді.
Шөгінділердің қалыңдықтары 65-371 метр аралығында өзгереді.
J - Юра жүйесі
Юралық шөгінділер төменгі, ортаңғы және жоғарғы болып
құрамдарына байланысты бөлінген. Олардың жалпы қалыңдықтары (13-і
ұңғыда) 60 метр мен (3-і ұңғыда) 246 метр аралығында өзгеріп
отырады.
Құрамы: қоңыр сазбалшық, қара-сұр түсті, құм қиыршық
топырақтардан, тығыз алевролит және қоңыр қиыршық топырақ полимикті,
әртүрлі түйіршікті қабаттардан құрамдалған.
К - Бор жүйесі
Бұл жоғарғы бор, яғни негізгі шөгінді жынысы болып конгломерат
аралас қоңыр жасылды саздар есептеледі.
Жоғарғы бөлім қалыңдығы 28-132 метр аралығында өзгереді.
Қалыңдықтың минималды көрсеткіші 52-і ұңғыда, ал, максималды
көрсеткіші 88-і ұңғыда байқалады.
Q - Антропогенді жүйесі
Бұл жүйенің шөгінділерінің қалыңдықтары онша емес, небары 2
метр немесе 3 метрлік 4 қатарлы қабат бөледі. Солардың құрамдары
саздың суглинкалары мен құмайт, құмдақтардан түзілген.

1.4 Кен орнының құрылысы

Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының
оңтүстігінде орналасқан. Яғни, орал алды геосинклинальды аймағынан
Ащысай және солтүстік көпекті сызықтарынан көрінеді.
Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданның интенсивті
түсуі және қалың шөгінділердің қабатшаларда 7 шақырымнан 10
шақырымға дейінгі аралықтарында болуына байланысты. Бұл қабаттың
негізгі бөлігін кунгур ярусының галогенді табан шөгінділері және
кембрий іргетасына дейінгі жыныстардың жоғарғы бетінде жатқан тұз
асты жиынтығынан құрайды.
Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындыларына жақын
маңда 2 немесе 2,5 шақырымнан Беттеу күмбезінің меридианына қарай
5,5 немес 6 шақырымға дейінгі, яғни батыс бағытына қарай
моноклинальды қалыңдай береді.
Аталмыш моноклинал көлемінде екі жақтан алынған тізбек
қатарлары бөлінген. Соңғысы төменгі горизонттарда мықты байқалып,
соған сәйкес ойпаттың ортаңғы бөлігіне қарай қалыңдай бастайды.
Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кенқияқ, Қожасай, Шұбарыш
қатарларының жүйесі бөлінеді және олардың көлемінде 3 немесе 3,5
шақырымдық тереңдіктерде (П1) тұз асты горизонтының қисығы түзілген.
Жаңажол қатарының бір ерекшелігі қуатты карбонат массивтерінің
дамуы болып табылады. Олар үлкен брохиантиклиналь тәріздес
дөңбектерден құралған.
Сейсмикалық мәліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен
салыстырғанда әр түрлі локалды дөңестерінің морфологиясындағы
өлшемдері, шөгінділердің тереңдік қатынастарында әр түрлі
өзгешеліктер байқалады.
Құрылым картасында жоғарғы карбон шөгінділерінің табаны бойынша
екі локалды дөңес анық көрсетіліп, 50-і ұңғы ауданына 2,5
шақырымдық изогипс енгізуімен контурланған.
Жаңажол дөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып,
қабаттың карбонатты массивінің ішінде субмеридианды құрылымдар
құрайтын брахиантиклиналды қырлардан тұрады.
Ол екі локалды дөңестен тұрады. 50-і ұңғы ауданына солтүстік
локалды дөңесі 2,3 шақырымдық изогипспен контурленген. 25 шақырымдық
тұйық изогипс бойынша дөңестің ауданы 10,535 шақырым болады.
Оңтүстік көтерілімнің дөңесі 50 метр төменде жатыр және 2,3
шақырымдық изогипспен 19-ы ұңғы аймағында контурланған. 2,3
шақырымдық изогипсті көтерілімнің өлшемдері 9,534 шақырым болады.

1.5 Мұнайгаздылығы

Жаңажол кен орны Қазақстандағы өнімділігі карбонатты
коллекторларға байланысты алғаш ашылған кен орны болып табылады. Ол
белгілі Кенқияқ, Құмсай, Көкжиже, Батенкөл, Қаратөбе, Ақжар және
Қопа сияқты төменгі бор, юра, триас, жоғарғы және төменгі пермь
жүйелерінің шөгінділеріндегі мұнай қабаттары бар ауданда орналасқан.

Жаңажол аймағының мұнайгаздылығы туралы алғашқы мәлімет 1-і
ұңғыда бұрғылау жұмыстары жүріп жатқан кезде байқалған жоғары
газкөрсеткіштігіне, таскөмір жынысын керн бойынша зерттеген кездегі
мұнай белгілеріне және сазбалшықты ерітіндінің газдануына байланысты
анықталды. 3050-3020 метр аралықтарындағы тереңдікті тексеру
барысында 62,5% метан 1% этан, 1% ауыр көмірсутектер жиынтығынан
құралған газды судың әлсіз ағыны байқалды. 1978-і жылдың 3-і
наурызында 4-і ұңғыдағы орта карбон әктастарының ашық оқпанында
сыналған қабаттан газдалған мұнай табылды.
Кейін 1978-і жылы 31-і шілдеден 2-і тамызға дейінгі аралықта
2767-2884 метр аралығындағы тереңдіктен шығымы 66,8 м3с болатын
мұнай және 107,6 м3с шығымды газ фонтандалды. Фонтанды ұңғыларда 3
және 8 миллиметрлік штуцерлер қолданылды. Қазіргі кезде Жаңажол
кен орнында жоғарғы және төменгі карбон жыныстарымен байланысты
өндірістік өнімділігі бар екі карбонатты қабат белгіленген және
олар 206-417 м. қалыңдықты жыныстың терригенді будасына бөлінген.
КТ-І бірінші карбонатты қабаты
Оның 398 метрден (92-і ұңғы) - 548 метрге (41- ұңғы)
дейінгі болатын қалыңдығы литологиялық жағынан әктас, доломит және
олардың ауыспалы өзгерістерінен кездеседі. Бұлардың ішіндегі өткізгіш
жыныстар коллекторлық қасиетті атқарады. Коллектор типі кеуекті-
жарықшақты болып келеді.
КТ-І өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі жағын, касимов
ярусының үстіңгі карбонын, мячков горизонтының ортаңғы карбонын алып
жатыр. Кен орындағы флюидтердің тіреуіштері пермьнің сульфатты-
терригенді және тұзды қабаттары болып табылады. КТ-І қабатының көп
бөлігі доломитті болып келеді. Касимовтық және гжельдік
ярустарында ангидрит қабаты және қуыстары кездеседі. Қара аргиллит
қалыңдықтарымен ангидриттерден тұратын жалпы алғанда 120 метрге
дейінгі қалыңдықпен ангидрит қабатының солтүстік-шығыс бөлігін
құрастырып, соңғы кезде карбонат қабатының созылуымен алмастыруға
болады.
Жоғарыда айтылғандай кен орынның мұнай-газдылығы айтылған екі
қабаттармен байланысты. Бірінші және екінші қабаттарды 206 метрден
417 метрге дейін қалыңдықтардан тұратын жыныстардың терригенді
қабаттары бөліп тұрады.
Қабат қимасында каротаж қисығы мәнінің сипаты бойынша
жыныстардың тығыздығы және саздылығы жоғары мәнге ие болатын
реперлер сериясы бөлінген. Бұл материалдар 2550-2900м тереңдікте
жататын А, Б, В, В' шартты түрдегі 4 өнімділік қабатқа
бөлуге мүмкіндік берді.
Стратиграфиялық тұрғыдан алғанда А өнімділік қабаты гжель
ярусының төменгі бөлігін, ал, Б өнімділік қабаты касимовский
ярусын, В және В' москвалық ярусының подоль қабатының жоғарғы
бөлігін қамтиды.
Төменде КТ-І карбонатты өнімділік қабатының қысқаша сипаттамасы
берілген.
А қабаты 650 метр қалың қабаттардан құралған, гжелдік және
ассельдік-сакмарлық ярустарының терригенді жыныстардан және кунгурлік
ярусының гидрохимиялық шөгінділерінен тұрады да, қалың қабатты кең
газдыконденсатты кенішін құрайды.
Б қабатында мұнай-газ қабатының көлемі жатыр, ол А қабатынан
2-60 метр төменде жатыр. Коллекторлары кеніштің солтүстік бөлігінде
шектеулі сипатталады, 146-ы, 52-і, 117-і ұңғылар аумағында
коллекторлар өткізгіштігі жоқ карбонаттардан тұрады. Ал, 67-і, 103-
і, 321-і және 8-і ұңғылар аумағында коллекторлар ангидриттерден
тұрады. Кеніш күмбезді, массивті және литологиялық жағынан шектелген
болып келеді. Кеніштің биіктігі 200 метр. Газға қаныққан қабат
ауданы 36516 мың м2, мұнайға қаныққан қабат ауданы 71475 мың м2.
В қабаты Б қабатынан 4-74 метр төменде орналасқан. Айтылып
кеткен қабаттарға қарағанда екі кеніштен тұрады, яғни оңтүстік және
солтүстік күмбездермен ұштасып жатыр.
В' қабаты жоғарыда айтылған қабаттардан 350 төменірек және екі
мұнай кеніштерімен сипатталады. Олардың биіктігі 60 және 87 метр.
В' қабатының қоры тек қана солтүстік бөлігінде анықталған, бұл
барлаудың аяқталмағанын көрсетеді. Кеніштердің екеуі де күмбезді.
КТ-ІІ екінші карбонатты қабаты
КТ-ІІ екінші карбонатты қабатының КТ-І екінші карбонатты
қабатынан айырмашылығын оның қимасындағы өте сирек кездесетін
доломиттер және әктастар көрсетеді. Коллекторларына олардың әртүрлі
өткізгіштері болып табылады. КТ-І және КТ-ІІ өнімділік қабаттарын
әктас қабатшалары (және карбонат арасындағы тұз асты қабаттары) бар
терригенді жыныстары бөліп тұрады, және КТ-ІІ өнімділік қабат
кеніштеріне флюид тіреуіштер қызметін атқарады.
Игеру объектілеріне бөлу мақсатымен КТ-ІІ өнімділік қабатының
қорын бөлек есептеу үшін шартты түрде екі өнімді қабатшаларына (Г
және Д) бөлінді. Осы қабатшалар 4-50 метрге дейін өткізгіштігі жоқ
верейдік горизонты қалыңдығымен төзімді қабат ауданы бойынша кең
тараған. Осы верейдік горизонты оңтүстігінде 50-65 метрге дейін
әктасты және солтүстігінде негізінен 15-20 метр қалыңдығымен әртүрлі
сазды-балшықты қабатшаларға бөлінген.
КТ-ІІ қабатында тектоникалық блоктардың бұзылуынан түзілген 1-
ші және 2-ші блоктарда мұнай кеніштері және 3-ші (солтүстік)
блогында газдыконденсатты-мұнайлы кеніштері көп жерді алып жатыр.
Сонымен, 1-ші блоктың оңтүстік-шығыс бөлігіндегі су-мұнай
жапсары абсолюттік белгісі минус 3570 метр болғанда қабылданады
(№38-ші ұңғының табаны мұнайға қаныққан бөлігі кезіндегі осы жерде
сусыз мұнай алынды). Солтүстік-шығыс бөлігінде абсолюттік белгісі
минус 3581 метр болғанда ЖГҰЗ мәліметтері бойынша №29-ыншы ұңғыдан
су-мұнай жапсары зонасының интервалын анықтау кезінде сулы мұнай
алынды.
2-ші блок кеніштері үшін су-мұнай байланысы қабаттың мұнайлы
бөлігінің табаны бойынша қабылданады. №61-ші ұңғыда ЖГҰЗ мәліметтері
бойынша абсолюттік белгісі минус 3534 метр болғанда сусыз мұнай
алынды.
3-ші блокта газ мұнай жапсары (ГНК) №36-ы ұңғыны сынау
нәтижелері бойынша абсолюттік белгісі минус 3385 метр болғанда
анықталған. Осы №36-ы ұңғы перфорациясы интервалынан және газды
каротаж материалынан мұнай мен газ ағысы алыды (интервал
ортасынан). №14-і ұңғыдан №36-ы ұңғының тереңдігінен 14 метр төмен
жерден мұнай алынды, ал, сәл жоғары жерден газ және конденсат
алынды.
Кеніш өлшемі: мұнайлылық ауданы - 30,4 км2, биіктігі - 189
метр. Кеніштер күмбезді, тектоникалық экрандалған, литологиялық
шектеулі, массивті болып келеді.
Бірінші карбонатты қабат (КТ-І) литологиялық жағынан әктастан,
доломиттерден және әртүрлі жыныстардан тұрады.
КТ-1 карбонатты қабат қимасында аздаған құмның қабатшалары
кездеседі және коллекторлардың үш өнімділік қабаттарының (пачек)
болуы анықталды (жоғарыдан төменге қарай А, Б және В) А және Б
қабаттарының стратиграфиялық жағын алғанда олар жоғарғы карбонның
гжель және касимов қабатына (ярус) жатады. Ал, В қабаты ортаңғы
карбонның москвалық қабатына жатады.
А, Б және В қабаттары (пачка) газ шапкасының газға
қанығушылығы мына мәндерге ие болады: 79%; 82%; 81%.
Кеуектіліктің ҰГЗ(ГИС) нәтижелері бойынша анықталған мәндері А
қабатында 12%, Б қабатында 13,8% және В қабатында 11% болады.
Жоғарыда көрсетілген мәліметтерден А және Б қабаттарынан керн
әдісімен анықталған кеуектіліктің мәнінен және ҰГЗ мәліметтерінен
алынған нәтижелерден мәндердің бір-біріне жақын немесе аздап
теңескенін көруге болады. Осыған байланысты қабаттардың проекттік
жобалаудағы кеуектіліктер А қабатында 12%, Б қабатында 14% болады.
В қабатында болса, керн №7-і ұңғы бойынша зерттелді. Ал,
кеуектіліктің геофизикалық зерттеулері №12-і ұңғы бойынша зерттелді.
Сонымен кеуектілікті МГБ(НГК) бойынша 11% деп қабылдауға болады. А,
Б және В өнімділік қабаттар өткізгіштігінің фильтрлік сипаттамаларын
анықтау үшін тек қана керндік мәліметтер қолданылды. А, Б және В
қабаттарының өткізгіштігінің орта мәндері мынандай қатынастарды
құрайды: 0,008мкм2; 0,171мкм2; 0,116мкм2. Өткізгіштіктің осы мәндері
проекттік жобада қолданылады. А және Б қабаттарының бастапқы
мұнайдың қанығушылығы өндірістік-геофизикалық зерттеулердің нәтижелері
бойынша анықталады да 80% және 88% деп қабылданады. Кеніштің
ауданы бойынша керндік мәліметтердің шектеулі түріне ҰГЗ(ГИС)
бойынша бағаланған бастапқы мұнайға қанығушылық жатады. Яғни мұнайға
қанығушылық 86%. В' қабаты кернмен өте нашар сипатталған. КТ-2
екінші карбонатты қабаттың литологиялық карбонатты жыныстар
негізінен әктастан тұнады, ал, доломиттер көп кездеспейді.
Кеуектіліктің параметрін есептеуді негіздеу үшін керндік және
геофизикалық зерттеулердің нәтижелері қолданылады. Г-І, Гн – ІІІ,
Гв – ІІІ, Дн – І, Дв – І және Д – ІІІ қабаттарының кеуектілік
мәліметтерін талдау кезінде геофизикалық мәліметтерге сүйене отырып
өнімділік қабат қимасы толығымен қаралды.
Проектілеу үшін кеуектіліктің келесі мәндері ұсынылады: Г – І
қабаты үшін 9,5%, Гв – ІІІ қабаты үшін 10,9%, Гн – ІІІ қабаты үшін
12,6%, Д – І қабаты үшін 10,8% және Д – ІІІ қабаты үшін 9,8%.
Өнімділік қабаттардың өткізгіштігін негіздеу үшін ұңғыларды
геофизикалық және гидродинамикалық зерттеудің керндік мәліметтерінің
мәндері қолданылды.
Гидродинамикалық есептеу кезінде проектілеу үшін геофизика
арқылы кеуектілікке тәуелділігі бойынша бағаланған өткізгіштікті
бөлу қатарларын ұсынуға болады. Проектілеу үшін келесі
кеуектіліктердің мәндері беріледі: Г – І қабаты үшін 0,0185 мкм2; Гв
– ІІІ, Гн – ІІІ қабаттары үшін 0,0824 мкм; Дн – І және Дв – І
қабаттары үшін 0,0603 мкм2; Д – ІІІ қабаты үшін 0,0263 мкм2.
Бастапқы мұнайға қанығушылық тек қана геофизикалық зерттеулер
нәтижелері бойынша анықталды да, Г – І қабаты үшін 82%, Г – ІІІ
қабаты үшін 85%, Дн – І қабаты үшін 89%, Дв – І қабаты үшін 85%
және Д – ІІІ қабаты үшін 73% болып қабылданады.
Жаңажол кен орнының мұнай және газдың сипаттамасы
Гипровостокнефть институты орындаған тереңдік және беттік
зерттеулер нәтижелері бойынша беріледі.
Сатылатын мұнай сипаттама бойынша жеңіл, ал, тығыздығы 809-827
кгм3 болады, азтұтқырлықты, күкіртті (0,7 – 1,11%), парафинді (4,9 –
7,1%), 3000С-қа дейін ақшыл фракциялардың шығуы 50,7% -і құрайды.
Қабат мұнайының газға қаныққан 168,2-319,5 метр аралығында жатыр.
Г және Д қабаттарының мұнайда еріген газы ауыр, яғни этаннан
тұрады. Сонымен қатар құрамындағы ауыр көмір сутектер – 33,75 – 35,57,
метан - 48,7%. Күкіртсутегінің (59,7%-ке дейін) жоғарғы
концентрациясы көрінеді. Аздаған мөлшерде азот, көмірқышқыл газ,
гелий бар.

1.6 Мұнай, газ және конденсаттың қорлары

Жаңажол мұнайгазконденсатты кен орны (алынатын жалпы қор 121млн тонна,
қалған қор 70 млн тонна) 1978 жылы ашылды. Тәжірибелік – кәсіптік игеру
жұмыстары 1983 жылдан басталса, 1987 жылдан бері кәсіпшілік игеру
жүргізіліп келеді. 2006 жылы CNPC Ақтөбемұнайгаз өндіру көрсеткіші
бойынша рекордты көрсеткішке 5,9 млн тонна мұнай және 2,95 млрд текше метр
газ өндірді. Соның ішінде Октябрьск мұнай-газ өндіру басқармасы 3,6млн
тонна қара алтын өндіріп, жоспарды 100 пайызға орындап шықты.
Г– ІІІ объектісі газ телпегі бар мұнай кеніші болып табылады. Бұл
кеніш екінші карбонатты қалыңдықта игерілетін негізгі объект. 01.10.2006
жылда өндіру ұңғымаларының жұмыс істеп тұрған қоры -131 ұңғыманы құрады.
Г3_с бумасының мұнай дебиті – 48 ттәул. Ұңғының сулану көрсеткіші
– 12,5%. Жыл басынан бастап мұнай – 1409431, су – 65924, газ – 813767959м3
мөлшерде өндірілді. Жинақтау өндірісіндегі мұнай қоры – 17522403, су қоры –
200488,6.
Жаңажол кен орнының қорлары есептеліп, мұнай 399922 мың.т, мұнайдың
алынған қоры 118140 мың.т, еріген газдың баланстық қоры 109831 млн.м3, газ
бүркемесінің газ қоры 100481 млн.м3, конденсат қоры 40709 млн.т құрады
(кесте 1.1).

Кесте 1.1
Жаңажол кен орны бойынша мұнай, газ және конденсат қорлары
Горизонт Мұнай қоры, мың.тЕріген газ қоры, Газ Конденсат қоры,
млн,м3 бүркемесі мың.т
газының
баланстық
қоры,
млн,м3
БаланстыАлынған БаланстыАлынған БаланстыАлынған
қ қорларқорлар қ қорларқорлар қ қорларқорлар
КТ-I 166423 47857 40637 11760 72502 21664 13210
КТ-ІІ 233499 70283 69194 20421 27979 19045 13332
Барлығы 399922 118140 109831 32181 100481 40709 26542

2 Технологиялық бөлім

2.1 Кен орынды игеру жүйесі

Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында 2000 жылдың Жаңажол мұнайгазды
конденсатты кен орнын игерудің технологиялық схемасы жүзеге асырылуда. Бұл
жоба боынша І-КҚ қабаттарында жаңа ұңғымалар бұрғылау қарастырылмады,
өндіруді көтеру негізінен газлифт жұмыс көлемін көбейту, қосымша перфорация
және тұз қышқылмен өңдеу сияқты технологиялық шаралар көмегімен
жүргізіледі. Жобаны жүзеге асыру процесінде, мұнайдың қалдық қоры көп
аймақтарда ұңғымалар торын тығыздау үшін және кейінгі мұнай өндіру қарқынын
жоғарылату үшін ұңғымадан мұнай өндіруді оңайлату мақсатында мұнайдың
қалдық қорларының таралуын ескеру қажет. ІІ-КҚ горизонтында мұнай қабатының
қалыңдығы 16м және өткізгіштігі жоғары аймақтарда кен орнының игерілу
жағдаын жақсарту және өнім алу қарқынын жоғарылату үшін ұңғымалар торын
тығыздау қажет.
Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, олардың
ішінде: 92 ұңғыма өндіру, 24 ұңғыма айдау, 70 ұңғыма резервтегі, 16 ұңғыма
адауға ауыстырылатын, 49 ұңғыма өндіру ұңғымаларын қосымша перфорациялау
үшін, 36 ұңғыма айдау ұңғымаларын қосымша перфорациялау үшін, 136
газлифтілі және сорапты ұңғымалар, 193 ұңғыма өндіру ұңғыларында ТҚӨ
жүргізу үшін, 65 ұңғыма айдау ұңғыларында ТҚӨ жүргізу үшін. Игерудің
негізгі көрсеткіштері 13-кестеде көрсетілген. Жобамен жалпы кен орны
бойынша барлығы 572 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, оның ішінде 431 өндіру
және 141 айдау ұңғылары. Максималды жылдық мұнай өндіру 4,0844 млн.м3 (2004
жыл), мұнай алудың максималды қарқыны-1,02%. 2017 жыл соңына мұнай
өндірудің жалпы қосындысы 82,2525 млн.т. құрайды, мұнай бергіштік
коэффициенті - 20,57%, алынатын қордың алыну дәрежесі - 69,62%.
2000 жылғы игерудің технологиялық схемасы жалпы кен орны (негізінен I-
КҚ) бойынша өнімділікті және қабылдағыштықты жоғарылатуға бағытталған ТҚӨ,
қосымша перфорация, газлифт, сулы қабаттарды шектеу және сұйықпен жару
сияқты шаралар кеңінен қолданылды. Ал ІІ-КҚ горизонтынды 2002 жылдың соңына
дейін ұңғымалар торын тығыздау және жетілдіру мақсатында негізінен жаңа
ұңғымалар бұрғыланды. Жалпы кен орын бойынша жаңа 80 ұңғыма бұрғыланды, 76
ұңғыма падаланылуға еңгізілді. Гсолт бумасында 59 ұңғыма, Дсолт – 12, Доңт
– 4, Гсолт және Дсолт бумаларында бір ұңғыма.
2000 жылғы техсұлбаға сәйкес 4 жыл ішінде, яғни 2003 жылдың соңында
барлық жұмыстар көлемі аяқталады: өндіру ұңғымаларының өнімін жоғарылату
шараларымен  378 ұңғыма, айдау көлемін жоңарылату шараларымен 117ұңғыма,
бұрғылауы аяқталған 160 ұңғыма.
Игерудің бастапқы сатысында, өрнектер бойынша жүргізілген теориялық
есептеулерді ескеріп, барлау ұңғылырын меңгеру, сынау мәліметтері және
пайдалану ұңғыларының қысымдары мен дебиттерінің мәліметтері бойынша
әртүрлі объектілерге пайдалану ұңғыларының өнімділік коэффициентінің орташа
мәндері анықталады. Әртүрлі әдістермен алынған өнімділік коэффициенттерінің
айтарлықтай айырмашылығы жоқ. Коллекторлық қасиеті жақсы қабаттар үшін,
игерудің бастапқы сатысында олар салыстырмалы жоғары болады.
Негізінде, көрсеткіштер өзгеріссіз қалады және 1992 жылғы толықтыруда
көрсетілген зерттеулер мәліметтеріне сәйкес келеді. І-КҚ және ІІ-КҚ
кенішінің бумалары бойынша қысымдардың едәуір айырмашылығы жоқ.
Оны әр объектінін зерттеу нәтижелерінен байқауға болады (кесте 2.1).

Кесте 2.1
Ұңғыларды және қабаттарды зерттеу нәтижелері
Аталуы Объектілер
А Б Всев Вюг Гсев
1 Пайдалану қоры 295
348 362 374
2 Консервацияда 10 5 7 8
3 Барлық ұңғыма саны 270 332 354 364
4 Бұрғылануда 46 42 12 13
5 Игерілуде 2 5 13 4
6 Шығарылғаны 4 - 8 5

2.2- кестеде көрсетілген мәліметтерге сүйене отырып 2002 жылдың 374
ұңғымасына пайдалану қорында 8 ұңғыма болды, консервацияда ұңғыма,
бұрғылануда ұңғыма. Осы кезеңде МГӨБ - дегі ұңғымаларының саны 374,
шығарылғаны 4 ұңғыма, игерілуде 3 ұңғыма болды.
Осы мәліметтерді алдыңғы жылғы яғни 1998 жылдың қаңтарындағы
көрсеткіштерімен салыстыра келіп ұңғыма қоры өсуде. Мұның себебі: жаңа
өнімді қабаттарды игеру үшін Жаңажол кен орнында бұрғылау жұмыстарының
жүргізілуінде. Пайдалану қорының өсуі игерілген ұңғымалар есебінен болады,
ал ұңғымалар шығарылуы басқа пайдаланудан.

Кесте 2.3
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)
2004 25283 36 2342.0 2342.0
2005 28456 37.2 2345.4 2350.1
2006 3736.2 36.9 2415.0 2338.6
2007 3848.1 37.8

Жаңажол кен орыны бойынша мұнай өндіру қозғалысын талдай келе мұнай
өндіру көлемі азайып келе жатқанын 2.3-кестеден көруге болады.
Дегенмен 2007 жылға жасалған жоспар толығымен орындалғанын көруге
болады, газ өндіру жоспарының орындалуы 37.8 жетті.

Кесте 2.4
Жаңажол кен орнының пайдалану коэффициентінің қозғалысы
Жылдар 2004 2005 2006 2007
жоспар нақты жоспар Нақты
Орташа шығым (ттәулік) 22.2 20.2 19 19.7

2.5-кестеден көріп отырғанымыздай, кен орыны бойынша мұнай шығымы онша
өзгермеген. Мұның себебі қабатқа су айдау арқылы қабат қысымын ұстауға
байланысты.

Кесте 2.6
Жаңажол кен орынының фонтанды ұңғымаларын жөндеу аралық кезеңдерінің
қозғалысы
№ Көрсеткіштер 1998 ж 1999 ж 2002 ж
1 Пайдалану қоры 348 362 374
2 Ұңғыма-ай жұмыс жасалды. 1824 2730 3295
3 Жөндеу жүргізілді 256 249 290
4 Есептеуге алынған жөндеу саны.293 321 334
5 Ұңғыма-күн жөндеу аралық 673 823
кезеңінің жұмысы. 689 724 951
- жоспарлы 756
- нақты

Жаңажол кен орнындағы өндіру 2002 жылғы Гипровостокнефть
институтының Жаңажол кен орнындағы мұнай газоконденсатын технологиялық
өңдеу сызбасына қосымша деген жұмысқа сай жүргізіледі. (кесте 2.6). Өңдеу
бірінші карбонатты қалыңдық Кт-1 және екінші карбонатты қалыңдық Кт-2
арқылы орындалады.

2.1.2 Ұңғылар қорының құрылымын және олардың ағымдағы шығымын,
игерудің технологиялық көрсеткіштерін, өнім алу аймағындағы қабат қысымының
өзгерісін талдау

Кен орнын игеру 1992 ж Гидровостокнефть институты орындаған Жаңажол
мұнайгаздыконденсатты кен орнын игерудің технологиялық схемасына толықтыру
жұмыстарының негізінде жүзеге асырылады.
Игеру І-КҚ – бірінші және ІІ-КҚ – екінші карбонатты қабаттардың
кеніштері бойынша жүргізіледі.
А – Бумасы.
Кеніш 1986 жылдың сәуірінде пайдалануға берілді. 01.01.2002 жылғы
жағдайына байланысты объектісінде 24 ұңғы қазылды, соның ішінде солтүстік
учаскеде 9 ұңғы, оңтүстік бөлікте 15 ұңғы қазылды. Солтүстік учаскенің 4
фонтандық ұңғысының жұмыс істеп тұрғаны. 412 ұңғы айдалады және 4 ұңғы
(№431, 483, 535, 539) консервацияланған.
Осы объектіде мұнайды максималды өндіру 1992 жылы – 30 000 жетіп кейін
кеми бастаған. 2002 жылы А бумасы бойынша 26,7 000 тонна, 26,8 000 тонна
сұйықтық шығарылады. 399,8 000 тонна өндіріліп алғашқы алынған қорын 3,67%
құрайды.
Объект ұңғылардың өте сирек торымен қамтылғандықтан, технологиялық
схемада ұңғылар қорының қайтарылуының есебінен тығыздау ұсынылды. А кенішін
газ шапкасының табиғи режимін қолданып, кейін сулыгазды әсерлі су айдауға
ауыстырып игеру қарастырылды. Су айдау 1992 жылы кеніштің оңтүстігінде газ
бүркемесінің аймағында №481 айдау ұңғысымен және кеніштің солтүстігіндегі
1995 жылы енгізілген №412 ұңғымасымен басталды.
Су айдаудың максималды деңгейі 1995 жылы болды және 91,8 мың м3
құрады, кейін су айдау деңгейі 20,2 мың м3 дейін төмендейді. Бір айдау
ұңғысының орташа қабылдағыштығы 28,9 м3тәул құрады. Игеру басынан бастап,
А объектісі бойынша 417,7 мың м3 су айдалды. Жылдық орнын толтыру 25,9%, ал
жинақталған орнын толтыру 36% құрады.
Объекті бойынша қабат қысымы өлшенбеді.
Б – Бумасы.
Кеніш 1985 жылы игеруге берілді. 01.01.2002 жылы жағдайына байланысты
объектіде 118 ұңғы қазылды, соның ішінде солтүстік аймақта 43 ұңғы, ШГН-2
ұңғысы, НДГ-5 ұңғысы және компрессорлық газлифт – 1 ұңғы.
Айдау қоры – 7 ұңғы, барлық ұңғылар айдауда тұр. Оңтүстік аймақтың
әрекет қоры, 45 фонтанды ұңғы, 5 ШГН ұңғысы, 2 ұңғы әрекетсіз тұр.
Айдау қоры 22 ұңғы олардың 21 айдауда тұр, 1 ұңғы әрекетсіз тұр.
№555,795 ұңғысы бақылауда. Б бумасы бойынша 2002 жылы 568,5 000 тонна
мұнай, 585,1 000 тонна сұйықтық өндірілді, суланғандылығы 3 % құрайды.
5 870 000 тонна мұнай өндіріліп, алғашқы алынған қордың 23,6 % құрады. Ұңғы
дебиті 2 тонна тәлікте көлемінде ауытқиды. Ол коллектордың жоғарғы
біртексіздегі және коллектордың сулану зонасына байланысты. Өндірілулер
негізінен оңтүстік аймақтың оңтүстік батыс бөлігі және солтүстік аймақтың
солтүстік батыс бөлігіндегі. Б – бумасындағы кеніштерден алынады. Б –
бумасындағы оңтүстік күмбез кеніші суландыруды қолдануда, ал солтүстік
күмбез кенішіне ошақтың сулануы қолданылады. Сулану оңтүстік күмбезде 1991
жылы, ал солтүстік күмбезде 1993 жылы басталды. 2001 жылы 1065032м айдалды.
Игеру басталғалы 7774780 м су айдалды. Компенсатты 67%, ал жиналған
компенсатты 97% құрады. Айдау ұңғысының сыйымдылығы 80,4 м тәулік. 2002
жылы орташа қабаттың қысымы жағдайы солтүстік күмбез кенішінде 24,1 мПа
(9,6 мПа алғашқы қысымнан төмен) құрайды.
Су айдау 1991 жылы оңтүстік күмбезде, ал 1993 жылы солтүстік күмбезде
басталды. Объект бойынша су айдау мөлшері көбейюде және 1998 жылы 1119,4
мың м3 су айдалды. 1999 жылы 529,8 мың м3 су айдалды. Игеру басынан бастап
5976,8 мың м3 су айдалды. Жылдық орнын толтыру 37,4%, жинақталған 63%
құрады.
Бір айдау ұңғысының орташа қабылдағыштығы 80,4 м3тәул құрады.
Б бумасы объектісінің аймағында №745 пьезометрикалық ұңғысы бойынша
қабат қысымы бойынша мәндер белгілі. Қабат қысымының мәні (26,84 МПа) газ
бүркемесіндегі қысым бастапқымен салыстырғанда 2,3 МПа-ға төмендегенін
көрсетеді. Бұл нұсқаның ішінен су айдап тұрған ұңғылар газ бүркемесіндегі
қысымды төмендетпей тұрғанын білдіреді.
В-солтүстік бумасы
Кеніш игеруге 1983 жылдың сәуірінде берілді. 01.01.2002 жағдайына
байланысты объектіде 92 ұңғы қазылды. Әрекеттегі фонды 59 фонтандық ұңғыға
есептелді. Компрессорлық газ лифтінен істейтіндегі 3 ұңғы, 3 ұңғы НДГ, 6
ұңғы әрекетсіз тұр.
Айдау фонды 20 ұңғы, олардың ішінде 3 ұңғы әрекетсіз №342,502 ұңғы
бақылауда. Объектідегі максималды мұнай өндіру 1985 жылы болып 960 000
тоннаны құрап, бастапқы алынған 7,2% құрады. Өндірудің бұлай құлдырауы
ұңғылардың тәуліктік орташа дебитінің төмендеуіне байланысты. 1990 жылы
23,9 тоннатәулік 65 тоннатәулік аралығында ауытқиды. В-солтүстік бумасы
бойынша 2002 жылы 122,4 000 тонна мұнай, 154 000 тонна сұйықтық алынды,
суланғаны 25,8% құрады. 7980,7 000 тонна өндірілген мұнай, бастапқы алынған
қордың 59% құрайды.
Всев бумасын кенішке айдау ұңғыларының барьерлік қатарына су айдау
арқылы сугазды әсер етумен игеру қарастырылды. Всев бумасында су айдау 1986
жылы басталды. Су айдау максималды деңгейге 1993 жылы жетті де 1542 мың м3
құрады, кейін 1999 жылы су айдау деңгейі 368 мың м3 дейін төмендейді.
Объектіні игеру басынан бастап 11517 мың м3 су айдалды. Жылдық орнын
толтыру 64,3%, жинақталған орнынс толтыру 69% болды. Бір айдау ұңғысының
орташа қабылдағыштығы 153,4 м3тәул.
Кеніштің солтүстік күмбезіндегі өнім алу аймағындағы орта есеппен
өлшенген қабат қысымы 25 МПа құрайды, бұл бастапқы қысымнан 4,7 МПа
төмен.қабат қысымының мұндай төмендеуі (3,35 МПа-ға) мұнайлы аймаққа газдың
еніп кетуімен түсіндіріледі.
Осылайша, ағымдағы су айдаудың жоғары деңгейіне қарамастан, өнім алу
деңгейінің едәуір төмендеуі байқалды. Бұл кеніш бойынша су айдаудың
жеткілікті мөлшерде тиімділігінің болмауымен түсіндіріледі.
В-оңтүстік бумасы.
Кеніш 1985 жылы игеруге енгізілді. 01.01.2002 жылы жағдайына
байланысты 64 ұңғы қазылды. Әрекеттеуші қоры 40 фонтандық ұңғы, 1 НДГ
ұңғысы, 8 ұңғы әрекетсіз тұр.
Айдау қоры – 13 ұңғы, оның ішінде 11 ұңғы айдауыққа тұр, 2 ұңғы
әрекетсіз тұр. №359,541 ұңғысы бақылауда. Объектідегі максималды мұнай
өндіруге 1989 жылы қол жетті. 418 000 тонна құрап, бастапқы алынған қордың
8,4% құрады. Әрі қарай өндіру деңгейі төмендейді. Мұнай өндірудің бұлай
қалдыруы орташа тәуліктік мұнай ұңғысының 23,5 тоннатәулікке 1990 жылы,
2001 жылы 5,87 тоннатәулікке дейін төмендеуіне байланысты. В-оңтүстік
бумасы бойынша 2002 жылы 102,89 000 тонна мұнай, 108,3 000 тонна сұйықтық
өндірілген, сулану 9,1%. Игеру басталғалы 3862791 тонна мұнай өндіріліп,
бастапқы қордың 74%.
Воңтүстік бумасының оңтүстік күмбезі алаңдап су айдаумен игерілуде. Су
айдау 1991 жылы басталды. Су айдаудың максималды мәні 1995 жылы байқалып,
970,1 мың м3 құрады, кейін су айдау азайып, 1999 жылы 243,1 мың м3 құрайды.
Игерудің басынан бастап 5769,7 мың м3 су айдалған. Жылдық орнын толтыру
66%, жинақталған орнын толтыру 70% құрады. Бір айдау ұңғысының орташа
қабылдағыштық мәні 138 м3тәул.
Кеніштің оңтүстік аймағы бойынша орт аесеппен өлшенген қабат қысымы 27
МПа, бұл бастапқы қысым мәнінен 2,7 МПа-ға төмен. Осылайша, жоғары деңгейде
су айдағанымен өнім алу деңгейі төмендеуде. Бұл су айдау мөлшерінің
жеткіліксіздігімен түсіндіріледі. Бірақ, тек қана осы объект бойынша
ағымдағы қабат қысымының өсуі байқалды.
Г-солтүстік бумасы
Кеніш игеруге 1989 жылы берілді. 101.01.2002 жылғы жағдайына
байланысты объектіде 133 ұңғы бұрғыланады. Әрекеттеуші орына 88 фонтандық
ұңғы, компрессорлы газлифтілі – 2 ұңғы, НДГ – 8 ұңғы, 1 ұңғы (№2429)
әрекетсіз, 1 ұңғы (№3456) меңгеруде. Айдау қоры – 32 ұңғы, барлық ұңғы
айдалу үстінде 2226 ұңғы бақылаушы. 2002 жылы Г- солтүстік бумасы бойынша
1223953 тонна мұнай, 1633400 тонна сұйықтық алынды. Суланғаны 0,6%. Игеру
басталғалы 11763182 тонна өндірілді, ол бастапқы анықталған қордың 27%
құрады.
Гсолтүстік бумасын барьерлік су айдаумен бірлестіріп үш нүктелік
жүйемен және газ бүркемесінің орталық бөлігіне су айдап игеру қарастырылды.
Су айдау 1995 жылы басталды. Объект бойынша су айдау қарқынды өсуде,
1999 жылы 2460,4 мың м3 су айдалды. Игеру басынан бастап 6534,6 мың м3 су
айдалды. Жылдық орнын толтыру 94,1%, ал жинақталған орнын толтыру мөлшері
30%. Бір ұңғыманың орташа қабылдағыштығы 283,8 м3тәул. Кеніштің орта
есеппен өлшенген қабат қысымы28,48 МПа, бұл бастапқы қысым мәнінен 10,82
МПа-ға төмен. Қазіргі уақытта Гсолтүстік бумасы бойынша су айдау әсері
байқалмаған, оның игерілуі суарынды және еріген газ режимімен жүзеге асады.
Мұндай жағдай қабат қысымын кеш қолдап бастағандықтан болды.
Объектінің газ бүркемесі аймағында №2226 пьезометрикалық ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Жаңажол кен орны
Жаңажол кен орны жайында
Жаңажол кен орны «KKM Operating Company» АҚ
Жетібай кен орны жайлы
"жаңажол" кен орнының автоматтандырылуын жобалау
Жаңажол кен орынындағы ұңғыны жобалау
Боранқұл кен орны
Октябрьск мұнай кен орны
Жаңажол кен орнының негізгі мәселелеріне талдау
Жаңажол кен орнының геологиялық құрылысы мен мұнайгаздылығы
Пәндер

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

Байланыс

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

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь