Өзен кен орнында қолданылатын қабаттардың мұнай бергіштігін көтеру әдістері
Кіріспе
1 Геологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.2 Кен орнының геологиялық зертелуінің және игерілуінің тарихы ... ... ...
1.3 Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.4 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.5 Мұнайгаздылық ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.6 Сулылық ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.6.1 Қабат суларының физика . химиялық қасиеттері ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2 Техника . технологиялық бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.1.1 XVI горизонтты игерудің жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.2 Өзен кен орнының өндіру және айдау скважиналары қорының ... ... ...
жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.3 Скважиналар өнімін жинау және кәсіпшілік дайындау ... ... ... ... ... ... ..
жүйесіне қойылатын талаптар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.4 Қабат қысымын көтеру жүйесінің жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.5 Су айдау . қабаттар мұнай бергіштігін арттырудың ... ... ... ... ... ... ... ...
жоғарыпотенциалды меңгерілген әдісі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.5.1 Нұсқа ішінен су айдағанда игеру мерзімінің өзгеруі ... ... ... ... ... ... ...
2.6 Мұнайды ыстық сумен ығыстыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.6.1 Қабатқа ыстық су айдағанда температуралық өрісті ... ... ... ... ... ... ...
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.7 Кен орнын игеру технологиясын жетілдіру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.1 “Өзенмұнайгаз” акционерлік қоғамының ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ...
сипаттамалары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.1.2 Техникалық жабдықталу. Автоматтандыру мен ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
телемеханикаландыру дәрежесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.1.3 Материалдық . техникалық жабдықтаудың ұйымдастыруы ... ... ... ... .
3.1.4 Кәсіпорын транспортын ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.1.5 Скважиналарды жөндеуді ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.2 Өзен кен орнын игерудің жобалық және нақты ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
техника экономикалық көрсеткіштерін талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.4 «Өзенмұнайгаз» акционерлік қоғамының 2002 ж. ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Мұнай мен газ өндірудің өзіндік құнына қысқаша талдау ... ... ... ... ... ... ... .
4 Еңбекті қорғау қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторлар анализі ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.2 Қорғану шаралары. Техника қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.3 Өндірістік санитария ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.4 Өрт сөндіру қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.5 Қабат қысымын қалыпты ұстау жүйесіндегі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
қоршаған ортаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1 Өндірістің биосфера компоненттеріне әсерін талдау ... ... ... ... ... ... ... ..
5.1.1 Атмосфераға әсер ету ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1.2 Гидросфераға әсер ету ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.1.3 Литосфераға әсер ету ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.2 Ұйымдастырылған шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.3 Техникалық шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.3.1 Атмосфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.3.2 Гидросфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.3.3 Литосфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Пайдаланылған әдебйеттер тізімі
Қорытынды
Қосымша А
1 Геологиялық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.2 Кен орнының геологиялық зертелуінің және игерілуінің тарихы ... ... ...
1.3 Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.4 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.5 Мұнайгаздылық ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.6 Сулылық ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.6.1 Қабат суларының физика . химиялық қасиеттері ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2 Техника . технологиялық бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.1.1 XVI горизонтты игерудің жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.2 Өзен кен орнының өндіру және айдау скважиналары қорының ... ... ...
жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.3 Скважиналар өнімін жинау және кәсіпшілік дайындау ... ... ... ... ... ... ..
жүйесіне қойылатын талаптар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.4 Қабат қысымын көтеру жүйесінің жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.5 Су айдау . қабаттар мұнай бергіштігін арттырудың ... ... ... ... ... ... ... ...
жоғарыпотенциалды меңгерілген әдісі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.5.1 Нұсқа ішінен су айдағанда игеру мерзімінің өзгеруі ... ... ... ... ... ... ...
2.6 Мұнайды ыстық сумен ығыстыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.6.1 Қабатқа ыстық су айдағанда температуралық өрісті ... ... ... ... ... ... ...
есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.7 Кен орнын игеру технологиясын жетілдіру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.1 “Өзенмұнайгаз” акционерлік қоғамының ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ...
сипаттамалары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.1.1 Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.1.2 Техникалық жабдықталу. Автоматтандыру мен ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
телемеханикаландыру дәрежесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.1.3 Материалдық . техникалық жабдықтаудың ұйымдастыруы ... ... ... ... .
3.1.4 Кәсіпорын транспортын ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
3.1.5 Скважиналарды жөндеуді ұйымдастыру ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.2 Өзен кен орнын игерудің жобалық және нақты ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
техника экономикалық көрсеткіштерін талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.4 «Өзенмұнайгаз» акционерлік қоғамының 2002 ж. ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Мұнай мен газ өндірудің өзіндік құнына қысқаша талдау ... ... ... ... ... ... ... .
4 Еңбекті қорғау қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторлар анализі ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.2 Қорғану шаралары. Техника қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.3 Өндірістік санитария ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.4 Өрт сөндіру қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
4.5 Қабат қысымын қалыпты ұстау жүйесіндегі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
қоршаған ортаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5 Қоршаған ортаны қорғау бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1 Өндірістің биосфера компоненттеріне әсерін талдау ... ... ... ... ... ... ... ..
5.1.1 Атмосфераға әсер ету ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.1.2 Гидросфераға әсер ету ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
5.1.3 Литосфераға әсер ету ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.2 Ұйымдастырылған шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.3 Техникалық шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.3.1 Атмосфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.3.2 Гидросфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
5.3.3 Литосфераны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Пайдаланылған әдебйеттер тізімі
Қорытынды
Қосымша А
Қазақстан Республикасы үшін ең басты экономикалық мәселе материалдық – техникалық базаны жасаудан маңызды роль ауыр индустрияға тиесілі, және оның ішінде алдымен энергетика, қара металлургия, мұнай, газ, химия және мұнайхимия өнеркәсіптері, машина жасау.
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде – бір саласы мұнай мен газ өнеркәсібінің өнімін пайдаланбай дами алмайды.
Мұнай мен газдың мұнайхимия өндірістерде шикізат ретінде қолданудың өсуіне байланысты мұнай мен газ өнеркәсібінің ары қарай жетілуі қарастырылған.
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды игеру жүйелерін қолдану, бұрғылау жұмыстарының технологиясын жетілдіру, олардың техникалық жабдықталуын жақсарту, қабаттар мұнай бергіштігін арттырудың қазіргі жаңа әдістерін кеңінен еңгізу және прогрессивтік технологиялық процестерді пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.
Қазіргі кезде су айдау – мұнай кен орындарын пайдаланғанда қолданылатын ең негізгі әдістердің бірі. Су айдаудың әртүрлі әдістері болады, бірақ олардың әрқайсысының артықшылықтары мен кемшіліктері бар. Жобалау кезінде су айдау жүйесін таңдау толығымен кеніштің құрылысына байланысты.
Өзен кен орны өнеркәсіптік игеруге 1965 ж. берілген. 1998 ж. мұнай өндіру жоспары орындалған жоқ, бұған ең басты себептердің бірі – игерудің басынан бастап ұсынылған жобалық технологиялық ережелердің сақталмауы (су айдауға көшірілудің тым кеш болуы, әсіресе ыстық суға).
Дипломдық жобада Өзен кен орнындағы осы және басқа да проблемалар шешімдерін табу көзделген.
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде – бір саласы мұнай мен газ өнеркәсібінің өнімін пайдаланбай дами алмайды.
Мұнай мен газдың мұнайхимия өндірістерде шикізат ретінде қолданудың өсуіне байланысты мұнай мен газ өнеркәсібінің ары қарай жетілуі қарастырылған.
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды игеру жүйелерін қолдану, бұрғылау жұмыстарының технологиясын жетілдіру, олардың техникалық жабдықталуын жақсарту, қабаттар мұнай бергіштігін арттырудың қазіргі жаңа әдістерін кеңінен еңгізу және прогрессивтік технологиялық процестерді пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.
Қазіргі кезде су айдау – мұнай кен орындарын пайдаланғанда қолданылатын ең негізгі әдістердің бірі. Су айдаудың әртүрлі әдістері болады, бірақ олардың әрқайсысының артықшылықтары мен кемшіліктері бар. Жобалау кезінде су айдау жүйесін таңдау толығымен кеніштің құрылысына байланысты.
Өзен кен орны өнеркәсіптік игеруге 1965 ж. берілген. 1998 ж. мұнай өндіру жоспары орындалған жоқ, бұған ең басты себептердің бірі – игерудің басынан бастап ұсынылған жобалық технологиялық ережелердің сақталмауы (су айдауға көшірілудің тым кеш болуы, әсіресе ыстық суға).
Дипломдық жобада Өзен кен орнындағы осы және басқа да проблемалар шешімдерін табу көзделген.
1. Жданов М.А. - “Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа” М.:недра, 1970 ж.
2.“Проект разработки месторождения Узень”, Шевченко, 1965 год.
3. Желтов Ю.П. “Разработка нефтяных месторождений ”, М.:недра, 1986 год.
4. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. “Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений”, М.:Недра, 1988 год.
5. Шуров В.И. “Техника и технология добычи нефти ”, М.:Недра, 1983 год.
6. Тайкулакова Г.С “2001 мамандығының студенттеріне дипломдық жобаның ұйымдастыру – экономикалық бөліміне әдістемелік нұсқаулар”, Алматы, 2000 жыл.
7. Лутошкин Г.С. “Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту ”, М.:Недра, 1990 жыл.
8. Годовой отчет ААО “Узеньмунайгаз ”, Новый Узень, 2000 год.
9. Планов Г.Е. “Охрана труда при разработке нефтяных месторождений ”, М.:недра, 1982 год.
10. Клеман Г.С. “Зашита окружаюшей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа ” М.:Недра, 1981 год.
2.“Проект разработки месторождения Узень”, Шевченко, 1965 год.
3. Желтов Ю.П. “Разработка нефтяных месторождений ”, М.:недра, 1986 год.
4. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. “Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений”, М.:Недра, 1988 год.
5. Шуров В.И. “Техника и технология добычи нефти ”, М.:Недра, 1983 год.
6. Тайкулакова Г.С “2001 мамандығының студенттеріне дипломдық жобаның ұйымдастыру – экономикалық бөліміне әдістемелік нұсқаулар”, Алматы, 2000 жыл.
7. Лутошкин Г.С. “Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту ”, М.:Недра, 1990 жыл.
8. Годовой отчет ААО “Узеньмунайгаз ”, Новый Узень, 2000 год.
9. Планов Г.Е. “Охрана труда при разработке нефтяных месторождений ”, М.:недра, 1982 год.
10. Клеман Г.С. “Зашита окружаюшей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа ” М.:Недра, 1981 год.
Пән: Геология, Геофизика, Геодезия
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 97 бет
Таңдаулыға:
Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 97 бет
Таңдаулыға:
АНДАТПА
Бұл дипломдық жобада төрт негізгі бөлім қарастырылған:
- геологиялық бөлім;
- техника – технологиялық бөлім;
- экономикалық бөлім;
- еңбекті қорғау бөлімі;
- қоршаған ортаны қорғау бөлімі;
Геологиялық бөлімде әрқайсысы жеке игеру обьектісі болып
табылатын XІІІ – XVІІІ горизонтарға сипаттама берілген.
Техника – технологиялық бөлімде Өзен кен орнында қолданылатын
қабаттардың мұнай бергіштігін көтеру әдістері (ішкі нұсқа, соның
ішінде блоктап, сатылап, ошақтап-сұрыптап (фигуралы) су айдау) ашып
бейнеленген.
Экономикалық бөлімде Өзен кен орнында жаңа технологияны
қолданудан болатын экономикалық тиімділік есебі жүргізілген.
Еңбекті қорғау бөлімінде мұнай кәсіпшіліктерінде еңбек
қауіпсіздігі мен жер қойнауы шараларын қамтамасыз ету сөз болады.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде Жаңаөзен кенорындағы кәсіпшіліктің,
газ өңдеуші заводтың және көмекші обьектілердің жинау жүйелері пайдалануда
қоршаған табиғатты және ортаны қорғау айтылған.
КІРІСПЕ
Қазақстан Республикасы үшін ең басты экономикалық мәселе
материалдық – техникалық базаны жасаудан маңызды роль ауыр
индустрияға тиесілі, және оның ішінде алдымен энергетика, қара
металлургия, мұнай, газ, химия және мұнайхимия өнеркәсіптері, машина
жасау.
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде – бір саласы
мұнай мен газ өнеркәсібінің өнімін пайдаланбай дами алмайды.
Мұнай мен газдың мұнайхимия өндірістерде шикізат ретінде
қолданудың өсуіне байланысты мұнай мен газ өнеркәсібінің ары қарай
жетілуі қарастырылған.
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды игеру жүйелерін
қолдану, бұрғылау жұмыстарының технологиясын жетілдіру, олардың
техникалық жабдықталуын жақсарту, қабаттар мұнай бергіштігін
арттырудың қазіргі жаңа әдістерін кеңінен еңгізу және прогрессивтік
технологиялық процестерді пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.
Қазіргі кезде су айдау – мұнай кен орындарын пайдаланғанда
қолданылатын ең негізгі әдістердің бірі. Су айдаудың әртүрлі
әдістері болады, бірақ олардың әрқайсысының артықшылықтары мен
кемшіліктері бар. Жобалау кезінде су айдау жүйесін таңдау толығымен
кеніштің құрылысына байланысты.
Өзен кен орны өнеркәсіптік игеруге 1965 ж. берілген. 1998 ж.
мұнай өндіру жоспары орындалған жоқ, бұған ең басты себептердің
бірі – игерудің басынан бастап ұсынылған жобалық технологиялық
ережелердің сақталмауы (су айдауға көшірілудің тым кеш болуы,
әсіресе ыстық суға).
Дипломдық жобада Өзен кен орнындағы осы және басқа да
проблемалар шешімдерін табу көзделген.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер
Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде
Оңтүстік Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде
орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы
құрамына кіреді. Ең жақын елді мекен Жаңаөзен қаласы, ол кен
орнынан оңтүстікке қарай 8 – 15 км – де орналасқан. Батысында 80 км –
Жетібай қаласы, ал 150 км – Ақтау қаласы.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа,
оңтүстік-батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде,
оның абсолютті белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24
м. Ауданның орталық және оңтүстік бөлігінде үлкен ойпаттар
бар,олардың ішіндегі ең ірісі минималды абсолюттік белгісі – 132м
"Қарагие" ойпаты.
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Орталық
бөлігін Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт
алады. Үстірттің абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және
оңтүстігінде +200 м. Батысы мен солтүстік-батысында кен орнының
аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты жағынан қарай кемерлер түрінде
күрт үзіледі.
Өзен ойпаты 500км² ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен
кескіленген. Минималды абсолюттік белгісі +31 м.
Қарастырылып отырған аудан топырағы мен өсімдіктерінің сипатына
қарай шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалары негізінен су
көзі жетіспеушілігінен және өсімдік жабынының маусымдылығынан
пайдаланылмайды. Аудан климаты күрт континенталды, шөлейтті,
тәуліктік температураның күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен
және салыстырмалы суық қысымен сипатталады. Жазда максималды
температура +45 ºС, минималды температура қыста -30 ºС.
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-
шашын сирек және негізінен көктем-күз мезгіліне келеді.
Атмосфералық жауын- шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм
шамасында, және қардан жаңбыр көп жауады.
Жаңаөзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне
бұрғыланған геологиялық скважиналардан 70 км суөткізгіш құбырлармен
тасымалданады. Техникалық сумен қамтамасыз ету альб-сеноман
горизонттарының жер асты сулары арқылы іске асырылады.
Ауданның елді мекендерін тас жол байланыстырады. Облыстың
аудан орталықтарын байланыстыратын темір жол бар.
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары
Ресейге жөнелтіледі. Өндірілген мұнай ілеспе газы және табиғи газ
Қазақ газ өңдеу зауытына, және сондай-ақ Ақтау қаласының пластмасса
зауытына, маңғыстау энерго комбинатына (МАЭК) тасымалданады.
1.2 Кен орнының геологиялық зертелуінің және игерілуінің
тарихы
Маңғыстауды зертеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау
мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспассорлары мен
құдықтарының ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
Өзен көтерілуі 1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик далалық
геологиялық зерттеулер жүргізгенде анықталған.
1941-1945 жж. арасында Маңғыстауда геологиялық зерттеулер
жүргізілген жоқ.
1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық
экспедиция ұйымдастырды. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес
қосты. 1951 ж. "Казнефтеобъединение" бас геологы Н.А.Кадин Батыс
Қазақстанның геологиясы мен мұнайлылығы бойынша кең мәлімет берді,
барлық геологиялық материал талданды және Маңғыстаудың мұнайгаздылық
болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Түбіжік алаңында
құрылымдық-іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.
1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелер шешілді. Бүл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға
үш аудан ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады,
Түбіжік алаңында мұнай кен орны анықталды, бірақ ондағы мұнай
ауыр, шайырлы және барлауға тиімсіз болып шықты, ал Жетібай және
Өзен құрылымдары аумағында мұнайгаз кен орындары анықталды. 1961 ж.
желтоқсанның басында 1248-1261 м аралығындағы 1 скважинаны
сынағанда 10 мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м³ фонтан алынды.
Горизонттың өндірістік бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде
сынаумен берілді. 1963 ж. наурыздың басында осы горизонттағы 2
және 22 скважиналардан мұнай фонтандары атқылады.
Өзен кен орны өнеркәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 ж. 7 қыркүйектегі қауылысымен Шевченко (қазіргі
Ақтау) қаласында "Мангышлакнефть" бірлестігі құрылды да, Өзен
экспедициясы соның құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Өзен кен орнын игерудің Бас схемасын жасады
және ол Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда мынадай жағдайлар
қарастырылды:
• кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен
температурасын көтеріп ұстау;
• 4 пайдалану обьектілерін бөліп алу: І обьект – XIII+XIV
гори-
зонттар; II обьект – XV+XVI горизонттар; III обьект – XVII
гори-
зонт; 4 обьект – XVIII горизонт;
• негізгі пайдалану обьектілері (І-ІІ) бойынша кен орнын
айдау
скважиналарымен 4 км блоктарға бөлу;
• барлық обьектілерді біруақытта жеке блоктармен игеруге
қосу;
• ІІІ обьектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесімен игеру;
• IV обьектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру.
Бірақ кен орнының су айдауға дайын еместігіне байланысты XIII-
XVIII горизонттар 2.5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді
су арынды режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер
етудің қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен скважиналар шығымы
төмендей берді. 1971 ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне
қарамастан жылдық өндіру өсіміне тек өндіру скважиналары қорының
артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткенен соң мұнай
өндіру төмендеді және скважиналар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай
өндірудің құлау коэффициенті 1976 ж.-5, 1977-1979 жж. 15.6...10%.
1974 ж. жасалған игеру жобасында келесі жағдайлар қарастырылды:
•әрбір горизонт жеке игеру обьектісі болып табылады;
•өнімді горизонттар ені 2км блоктарға айдау скважиналары
қатарларымен бөлінеді;
•жаңа скважиналар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады;
•ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен
орнын 1979 ж. қарай толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды.
Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49.3 млн.т. мұнай алуға
мүмкіндік берер еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көшу
толығымен 1983 ж. ғана аяқталды.
Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын
игеру сипатының күрделі екенін көрсетті. Күрделі жағдайларда тек
блоктық су айдау, жеткіліксіз болғандықтан кейін сатылық термалдық
су айдау фигуралық су айдау сияқты технологиялар қолданылды. Бұл
технологиялар кен орнын игерудің тиімділігін арттыруға жәрдемдесті.
Қазіргі кезде ыстық су айдау қондырғыларда дайындалады. Ыстық
суды дайындауға көп шығын шығатын болғандықтан ыстық су айдаудың
циклдік әдісі игерілген. Оның мағынасы өнімді қабатқа берілген
көлемде бірде ыстық, бірде салқын су айдалады. Ыстық су айдау
процесінде қабаттың жабыны мен табаны қыздырылады. Бұл жағдайда
салқын су қабаттың қызған жабыны мен табанынан келетін жылу арқылы
жылиды, ал артынан салқын су айдағанда ыстық су қабатқа қарай
ысырылады.
1.2.1 Стратиграфиясы
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен
3600 м шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның
құрлымында триас, юра, бор, палеоген, неоген және төрттік
шөгінділері орын алады. Олардың былай белгіленуі скважина
үлгітастарын зерттегенде алынған палеонтологиялық мәліметтерге және
Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен салыстыруға
негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы шекаралар
шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде
микрофауна мен т. б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық
үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор
шөгінділеріне байланысты.
Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне
қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. I-XII горизонттар
(жоғарыдан төмен қарай) жасы бор-газды, XIII-XVIII горизонтар –
жоғарғы және орта юра – кен орнының негізгі мұнай – газды қабаты,
жеке күмбездерде төменгі юраның XIX – XXIV горизонттары мұнайгазды.
Пермь – триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне
жыныстары болып табылады.
Пермь – триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т)
шөгінділері қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен
орын алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалындығы 440
метрге жетеді, жабынында шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар,
алевролиттердің біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл
шөгінділері жалпы қалыңдығы1500 – 1600м болатын біртұтас оңтүстік
Маңғыстау тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі:
төменгі, орта және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және
орта түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері
қоспасымен бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл
сұр алевролиттерге немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды –
кремнийлі. Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар
әдетте аргиллитке ұқсас және көмір тектес затпен байытылған.
Құмтастар, алевролиттер мен саздардың алмасуы негізінен қиғаш
қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек тәрізді құрлымы
дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт өзгерістерге
ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120 – 130 м. Төменгі
юра қимасында XXIV – XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы
жағынан ең ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық
мүшелеу өнімді горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз
байланысты. Орта юрада жалпы қалыңдылығы 700 м аален,байос және бат
ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 а)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды – галькалы жыныстардан
құралған және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде
қарастырылуы мүмкін. Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі
түйіршікті құмтастар басым, олардың арасында орта және ірі
түйіршіктілері кең жайылған. Кейде соңғылары гравелиттермен алмасады.
Аален құмтастары мен гравелиттерінің цементі негізінен сазды, кейде
карбонатты және байланысқыш түрлі болады. Біршама көп жұқа
қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ галькалы
конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте , сұр, қарасұр, кейде
қоңыр түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары
арасындағы шекара XXII горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b)
Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос
ярусының шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар
алевролиттер мен саздардан құралған континентальды фациялармен
белгіленді. Байос ярусы қимасының төменгі бөлігінде сазды және
алевролитті жыныстар жоғарғы бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың
қалыңдығы 500 – ден 520 м-ге дейін өзгереді. Зерттеулер кешені
бойынша байос ярусының шөгінділері екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470м, және
саздар, құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың
қабатшалары алмасуымен көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен
қатталады. Құмтастар мен алевролиттердің түсі негізінен сұр және
ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да болады. Сирек қарасұр түсті
құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар көбіне қарасұр,
тіпті қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXII, XXI, XX,
XIX, XVIII және XVII горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың
құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-
сұр, нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түиіршікті және құрамы айқын
емес. Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің
арасындағы шекара шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді.
Жоғарғы байос-бат шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфод және
кембридж ярустары ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан
сазды қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары
сұр, қарасұр, күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті. Құмтастар
мен алевролиттердің түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр.
Құмтастар арасында ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XIV
горизонттың жоғарғы бөлігі мен XIII горизонт орналасқан. Оның
қалыңдығы 50-135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3O-km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан
сазды-карбонатты жабын ретінде. Ол саз-мергель жыныстарының біршама
қалың қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен
әктастар жұқа қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-кембридж
шөгінділерінің қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м, жоғарғысы үшін
30-97 м.
Бор жүйесі (K)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған
бетінде орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық
ярустарымен орын алған. Литологиялық және генетикалық белгілері
бойынша бор шөгінділері үш бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-
карбонаттық, ортаңғы терриген (альб, сеноман) және жоғарғы карбонат
(турондат) ярусттары. Төменгі бөлікке XII горизонт, ал ортаңғы және
жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ,IV, V, VI, VII, VIII, IX, X және XI газды
горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы 1100 м шамасында.
Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз қабаттары
мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ)
Кайназой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған.
Палеоген шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың
бірқалыпты қабаты жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170
м. Неоген жүйесі тортон және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон
ярусының қалыңдығы 19-25 м, сармат ярусы – 80 –90 м.
Палеоген жүйесі (P)
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады.
Эоцен бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар
түрінде. Олигоцен бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың
бірқалыпты қабаты түрінде. Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N)
Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері
түрінде кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар мен
әктастар қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен
саздардың астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115
м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар,
суглиноктармен көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.
1.2.2 Тектоникасы
Оңтүстік Маңғыстау ойыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын
Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта
біршама құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ
кен орындары байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай,
Қарамандыбас, Теңге, Тасболат, Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс
Жетібай кіреді.
Солтүстігінде Өзен құрлымы оңтүстік – шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік
қанатта жыныстардың құлау бұрышы 3º. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6º
болатын оңтүстік бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен Теңге
көтерілуінен бөлінеді. Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының
периклиналі үлкен емес белес арқылы Қарамандыбас құрылымымен
жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде, Түнқарақшы ойпатының шығыс
шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның
өлшемдері 9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі
шығысқа ығысқан, соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған
солтүстік-батыс периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы
тіктеу. Мұнда XIV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6–8º.
Қатпардың солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың
батыс жартысында XII горизонтың жабыны бойынша құлау бұрышы 1- 3º.
Құрылымының батыс бөлігінде мұнай кеніштері бар күмбездер
ерекшеленеді: Солтүстік – батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының
оңтүстік қанатын күрделіндіреді. XVIII горизонттың жабыны бойынша
көтерілу амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық
изогипс бойынша құрылым өлшемдері 2.9-0.9 км. Солтүстік-батыс күмбез
Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м
изогипс бойынша көтерілу өлшемдері 3.5-2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналы де симетриялы емес. Солтүстік-батыс
периклиналдің оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ,
қатты созылған. Өзен қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда XIII
горизонт жабынында 1700 м изогипспен ерелекшеленеді. Келесі
изогипстер Өзен және Қарамандыбас қатпарларын 58 скважина ауданында
кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге біріктіріледі. Шығыс
периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда XIII горизонттың жабыны
бойынша құлау бұрышы 3-4º.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде
негізінен құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес
көтерілулер қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне
Құмұрын күмбезі кірігеді, онда да мұнай кеніштері бар. XIV
горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері 10.8-4.5 км, амплитудасы
105 м.
1.3 Мұнайгаздылығы
2003 ж. Өзен кенорнынан 4883000 т мұнай өндірілді. Мұнай
өнімінің горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): XIII горизонт
– 27,5; XIV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVI горизонт – 10,9;
XVII горизонт – 5,7; XVIII горизонт – 1,7; Құмұрын күмбезі – 1,2;
Парсымұрын күмбезі 1,2. 1980 жылдарда Құмұрын, Солтүстік-батыс және
Парсымұрын күмбездерінің өнімді горизонттары қарқындата бұрғыланды.
Бұл олардан мұнай өндірудің сәйкес 4, 66 және 58%-ке өсуіне әсер
етті. XIII-XIV горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі
өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64 %-
ін құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру скважинасының
орташа тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3,1-5,4 ттәулік, сұйықтық
бойынша 6,7-15,8 ттәулік. XIII-XIV горизонттар айдау скважиналары
қатарларымен 64 жеке игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір
горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы баланстық, игерілген
қорларымен және өнімді қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану
дәрежесімен ерекшеленеді және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең
аралықта өзгереді. 1.01.97 ж. мұнай мен газ өнімінің өндіру
сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай негізінен механикалық
тәсілмен (97%) өндіріледі: терең сорапты (ШТС) және газлифт.
Газлифт скважиналарының қоры барлық өндіру қорының 9,2% - ін
құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6 %, ал
сұйықтық өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы мұнай мен
сұйықтық шығымының мөлшері өндіру қорының 90 %-ін құрайтын терең
сорапты скважиналар шығымынан 3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады,
тереңдеген сайын этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот,
көмірқышқыл газы қоспасы бар құрғақ метан газы кездеседі. Газ
тығыздығы 0,562-0,622 кгм³ шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы тиімді мұнайлы
қалыңдықтар, игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары
бойынша анықталған.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше
түріне – қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бұл коллекторлардың осы түрге жатуын
межелейтін негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық
өзгерулерге ұшырайтын, химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз
минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95% құраса, ал
Өзен кен орнынын полимикталық коллекторларында кварц құрамы 30%
шамасында; жыныстарда кварц құрамы 70% болса, минерал орнықсыз
саналады.
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және
цементтеуге кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың
қалыптасуына соқтырады. Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы
30% - ке жетеді. Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы суға
қаныққандықтың жоғары болуы да кішкене қуыстардың көптігімен
түсіндіріледі. Кесте 1.1-де келтірілген.
Кесте 1.1 – Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік
шамалары
Горизонттар m,%
XIII 21
XIV 22
XV,XVI 23
XVII,XVIII 24
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі
сипаты. Бұл шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық
материалдар қолданылады.
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша
табылған қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың
геофизикалық параметірлері арасында біршама тығыз коррелятивтік
байланыстар бар екені анықталады. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар
мен гамма-әдіс көрсеткіштермен байланысы көрсетілді. Табылған
өткізгіштік шамалары бөліктерді, белгіленген аймақтарды және тұтас
горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді ары қарай
қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу операцияларын механикаландыру
үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарға түсірілді.
Кейін ЭЕМ – да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі
және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық
қатарлар мен көрсеткіштер анықталады.
Горизонттар Kор,мкм2 Скв. Саны hм.ор.,м
XIII 0,206 458 10,8
XIV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVI 0,207 311 18,4
XVII 0,76 96 23,4
XVIII 0,178 63 19,8
Кесте 1.2 – Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелер
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72 – 0,384 мкм2.
Өткізгіштіктің орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты.
Кестеде сондай – ақ скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан
қалыңдықтың орташа арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді
қарастырсақ, горизонттар мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының
әртүрлі екенін көреміз. XIII горизонт ең аз қалыңдықпен
сипатталады.
XVІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар:
ұсақ түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа
қабаттары мен мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс
қатарында қалыңдығы 10-47,3 м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта
және ірі түйіршікті құмтастар аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды
денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар түрінде. Біртекті құмтастар
үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм²) шамасы мен қабат
коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1,6 м-ге күрт азаюы
мен 0,05 мкм² өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі
бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан
коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының
жағдайын талдау үшін барлық нақты материалдар алғаш рет тұтас
горизонттардағы жоғары өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар
үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан басқа, скважиналар бойынша жаңа
қосымша материал мен геологиялық құрылымдар алаң бойынша
коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және
сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
XVІ өнімді горизонтқа ортаңғы юраның байос ярусының жоғарғы
бөлігіне жататын шөгінділер кешені кіреді. Горизонттың жалпы
қалыңдығы 40-50 м. Мұнайға қаныққан орташа тиімді қалыңдық 15 м.
Барлық горизонттар сияқты күрделі көп қабатты игеру кешені
болып табылады. Күрделі болуы қабаттардың литологиялық
қасиеттерінің өзгергіштігіне байланысты. XV горизонт құмтас-
алевролит және саз шөгінділерінің астарласқан түрінде.
XIII – XVIII горизонттар мұнайларының қасиеттері
аномалдық сипатқа ие:
- мұнайда парафин (29%) мен асфалтенді-шайырлы заттардың
(20%) көп болуы;
- мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат
температурасына тең;
- құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен
бастапқы қабат қысымының арасының шамалас болуы;
- газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы
+30ºС.
Кесте 1.3 – Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер XV горизонт
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа·с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы,ºс 66
1.4 XIV қабатты игерудің жағдайы
1.01.2003 жылы мұнай кенішінің XIV қабатынан 450 мың.тонн
мұнай, 2200 мың.тонн сұйық өндірілді. Қозғалыстағы мұнай өндіру
скважиналарының қоры 387 (оның ішінде 103 – і бірге пайдалануда,
олар XV+XVI, XIII+XV, XIX+XV, XV+XVI+XVII , XV+XVIII – ш і қабаттар),
99.3% терең штангілі сорап қондырылған. Қозғалыссыз қорда 43
скважина саналады. Қозғалыстағы қорда 140 айдау скважинасы, ал
қозғалыссыз қорда 93 скважина бар. Бақылау категориясына 63 скважина
жатады. Ішкі нұсқа айдау скважиндері кенішті 12 блоқа бөлңп осы
арқылы су айдалып, қабат игерілуде. Бұдан басқа, блоктың 2а, 3,
3а, 4,4а орталық бөлігінде 1998 жылдан бастап сатылы термалды су
айдау жүзеге асырылды. Талдау көрсетілгендей, XIV қабат негізгі
көрсеткіштер бойынша жобадан қалыс игерілді.
Сондықтан жиналған мұнай өндіру 1.01.2003 жылы 6.2% жобадан
төмен болды. Жылдық сұйық өндіру 50.8 – 57.1% жобадан төмен, ал
осының салдарынан өнімнің нақты сулануы жобадан 20 – 30% төмен.
2003 жылы орташа жылдың сулануы 40.1% құрады, өндіру
скважиналардың қоры 1991 – 1997 ж.ж жобадан 40 скважинаға төмен
болды. Қозғалыстағы су айдау скважиналардың қоры жоба мен бірдей
немесе 2 – 6 скважинаға артық болды.
Атап айту керек , XIV қабатта бұрғылау негізінен геолого –
физикалық тиімді жағдайда жүргізілді, себебі өнімділігі төмен
зоналарда қабат қысымын ұстау жүйесі қайта құрастыру кейінге
қалдырылғанан.
2003 ж Өзен кенорныда 81 пайдалану скважинасы қазылды,
жоспар бойынша 80 скважина. Оның ішінде 62 – мұнай өндіру, 19 су
айдау скважинасы. 2003 ж XIV қабаттқа бұрғылаудан 8 скважина
тәулікті дебиті – 12,1 тн және 1 айдау скважинасы - сыйымдылығы 124,6
м³тәулігіне енгізілді.
Мұнай, су айдау скважиналарының нақты тығыздық сеткасы
2002 – 2003 ж қоюланып 1.01.2003 ж 195000 м² скв құрады, ал жоба
бойынша 186000 м²скважин болатын.
Мұнай скважиналарының дебиті жобаға жақын (4.1
тоннтәулік). 2003 ж скважиналарда сұйық өндіру – 19.6 тоннтәулік
құрады. Күнделікті сұйық алудың компенсациясы 100% құрады, себебі
нақты сұйық өндіру жобадан төмен. 2003 жылы шығын есебімен бірге
XIV қабатқа 2,633 млн. м³ су айдалды. Сұйық өндірудің жиналған
орнын толтыру жоба деңгейіне жетіп су айдау 121,9% құрады, осының
негізінен қабат қысымы осы талдау уақытында 0,5 МПа көтерілді.
Жүргізілген талдау бойынша осы талданған мерзім уақытында
XIV қабаттың мұнай өндіру нақты көрсеткіштері жобалық деңгейге
жетті, бірақ дебиттің өскенімен скважиналардың сулануыда өсті.
Бұл жетістіктер жаңа мұнай, су айдайтын скважиналарды қосу
және мұнай өндірудің жаңа технологиясын енгізу негізінен болып
отыр.
1.5 Өзен кен орнының тарихы және күнделікті игеру жағдайы
Өзен кенорны Қазақстан Республикасы және бұрыңғы КССРО
аумағындағы ең үлкен бірігей кенорын. Бұл кенорын 1961 жылы
ашылып, өндірістік игеруге 1965 жылы берілген. Өзен кен орны өзіне
тән ерекшелігі, басқа мұнай кенорындарынан айырмашылығы бар және
осыған байланысты ерекше жобалауды, тәжірибелік игеруді қажет етеді.
Өзен кенорны – құрылысы өте күрделі көп қабатты. Мел және юра
шөгіндісінде 25 өнімділік қабаттар анықталған (І-XXV) , негізгі
мұнайлылық (XІІІ-XVІІІ) жоғарғы – орта жастағы юра қабаттарында
шоғырланған. XІІІ-XVІІІ қабаттардың өнімділік қалыңдығы 18 текшеге
бөлініп, 48 қабатты құрайды. Шағындау мұнай кеніштері XІX-XXІV
өнімділік қабаттарында және оңаша үш дөңесте орналасқан: олар
Хұмұрын, Солтүстік – батыс және Парсымұрын күмбездері. Кеніштегі XІІІ-
XVІІІ қабаттары қалың біріккен су, мұнай түйісуін құрайды.
Негізгі мұнайлылық этажының өнімділік қабаттары (XІІІ-XVІІІ)
орташа 7,8-21,1м аралығындағы мұнай қаныққан қалыңдықтармен
айқындалады, орташа кеуектілігі 22-27 % және өткізгіштігі 0,167-0,276
мкм² .
Кенорынның қабат мұнайының тұтқырлығы негізінен 3,7-4,7мПа.с
парафины орташа 22% және асфальтшайырлық құрамы 20% -ке дейін
құрайды.
Өзен кенорнының ең соңғы бастапқы баланстық және жеке
қабаттары бойынша мұнай қоры 1980 жылы анықталған. Соңғы кезде
мұнай қорын анықтауға жүргізілген есептер, ешқандай әуелде
қабылданған мөлшерге өзгеріс әкелген жоқ.
Осы уақытта бастапқы баланстық мұнай қоры Өзен кенорны
бойынша 1054566 мың тонна құрайды, осы анықталған қор жер қабатынан
алынат мұнайдың негізгі бағыты болып табылады.
Алғашқы жобалық құжаттарда негізгі өнімділік қабаттарында
(XІІІ-XVІІІ) соңғы мұнай шығару коэффициенті 45% -деп, ал төменгі
мұнайлылық (Хұмұрын, Солтүстік-батыс,Парсымұрын күмбездері) – 30-35%-деп
анықталған.
Соңғы кездерде бірнеше рет жаңа анықталған геолого –
геофизикалық ақпараттарды пайдалану және қалыптасқан өнімділік
қабаттардың, блоктардың игеру жағдайын ескере отырып бастапқы шығару
қорын анықтау жұмыстары жүргізілді. Бірақ анықталған қортындылар
жеткіліксіз болғандықтан мұнай қабаттарды блоктардан алынған, мұнай
қорын талдау үшін 1981 жылы бекітілген шығару қоры , яғни 464775 мың
тонн пайдаланылды . Кенорынның алдағы уақытта дамуын анықтау үшін
обьективтік мұнай шығару қорын әрқабат, блок бойынша және геолого –
физикалық ерекшеліктерін, игеру тарихын ағымдағы мұнай өндіру
жағдайын ескеру керек.
Көп қабаттылық ерекше геологиялық қүрылысы, көп көлемдегі
өнімділік қабаттарының әртектілігі, мұнайының аномалдық қасиеті
кенорында жобалау, игеруге қиыншылықтар туғызып отыр.
Отандық, шетелдік тәжірибеде кенорынды жобалау, игеру Өзен
кенорны сияқты болған жоқ.
Кенорында игеру жобалық құжаттар арқылы негізінен
жүргізіледі, осылардың ішінде үш үлкен жоба және бірнеше
технологиялық схема жеке қиын игеру учаскілері қаралған. Бірінші
жобалық құжат – бас игеру схемасы – 1965 жылы ВНИИ жасақтаған, оның
негізгі бөлімдері төмендегідей:
- кенорында бастапқы игеру барысында қабат қысымын, температурасын
ұстау;
- төрт пайдалану обьектісіне бөлу: 1 обьект - XІІІ+XІV
қабаттар; ІІ
- обьект – XV+XVІ қабаттар; ІІІ обьект -XVІІ қабат; ІVобьект
–XVІІІ
қабат;
- негізгі пайдалану обьектісі бойынша І-ІІ көлденең тілігі,
кенорын блогының ені 4км су айдайтын скважиналар қатары:
- барлық обьектілерді және жеке блоктарды бір мезгілде игеру:
- барлық обьектілердегі жоспардағы тілік сызықтарын біріктіру яғни
қабат – қабаттан сұйықтардың өтіп кетпеуі үшін;
- ІІІ – обьектіне (XVІІ) нұсқаның сыртына су айдау арқылы игеру;
- Мұнай өндіру скважиналарында түптің қысымын 25% мұнай газбен
қаныққан қысымында ұстау;
- Су айдау қысымын. бастапқы қабат қысымының деңгейінде ұстау;
- Су айдау қысымы -10мПа.
Кенорынды пайдалануға бергенде үлкен қйыншылықтарға тап болды.
Қабаттағы қысымды сақтау уақытында ұйымдастырылмағандықтан. бастапқы
кезде кенорында игеру табиғи режимде жүргізілді, осыдан кейін
салқын су айдалды, бірақ көлемі жобада қаралған көлемнен әлдеқайда
аз болды , Осының салдарынан 1970-1971 жылдары қабат қысымы мұнай
өндіретін өнімділік қабаттарында 1.0-2.8мПа -дейін төмендеген, мұнай
өндіретін скважиналарда түптік қысым 55-65% мұнай газбен қаныққан
қысымды құрайды. Осының нәтижесінде еріген газ үлкен газ зоналары
пайда болды, негізінен мұнайдың күмбез кенішінде. Бастапқы
мәліметтер көбейген сайын қосымша шешімдер қабылданып отырылды. олар
өнімділік қабаттар жүйесінің жақсаруына бағытталған. Сонымен қатар
қосымша су айдайтын скважиналардың қатарын тіліктеп , блоктардың
енін 2км дейін азайту. І-ІІ обьектілерде мұнай өндіретін
скважиналар қазу арқылы көбейту және әр қабатқа су айдайтын
жүйені ұйымдастыру. ІІІ-ІV обьектілерді нұсқа ішімен су айдауға
ауыстыру және қосымша блокты су айдауға көшіру. Тез арада
кенорынға ыссы су айдау қажеттілігі туралы шешім бірнеше рет
қабылданды. Бірақ ыссы су айдаитын қондырғының кешігуіне байланысты
қабатқа салқын су айдау жалғаса берді, 1976 жылы қабатқа ыссы су
айдау , барлық су айдаудың 13%, 1978 жылы 27.7%, ал 1979 жылы 31.2%
құрады.
Кенорынның өнімділік қабаттарына нұсқа ішімен 1980 жылы
басынан барлығы 300 млн м³ салқын су айдалды немесе барлық айдалған
судың 85% құрайды. Барлығы 300 млн м³ өнімділік қабаттарының
жыныстары салқындалды, температурасы 5-20°С төмендеді.
Мұнай өндірудің ең жоғарғы деңгейі 1975 жылы 16,249 млн.
тоннаға жетті, ал 1976 жылы мұнайдың өсуіне экстенсивтік әсер ықпал
етті, яғни жаңа алаңдар және учаскелер қазып енгізілді. Бірақ осы
уақытта су айдағанды өсіргенмен мұнайдың дебиті төмен түсумен
болды. Негізгі қабаттар, алаңдар қазып болғанан кейінде мұнай өнімі
азайып, скважиналардың сулануы көбейе берді, бұл төмендегі 1.4-ші
кестеде көрсетілген.
Кесте 1.4 - Өзен кенорны XIV қабатты игерудің технологиялық
көрсеткіштерінің негізгі динамикасы
Жылдар
Көрсеткіштер
1965 1969 1979 1984
1. Мұнай өндіру мың тонн 3606,1 4137 +530.9
Оның ішінде жаңа 5,.6 74,5 +22,9
скважиналар бойынша
2.Сұйықты өндіру 14451,5 19574,3 +5122,8
3.Жылдық сулану % 75 78,9 +3,9
4. Орташа тәулікті мұнай ттәулік 3,9 4,1 +0,2
дебиті
5.Орташа тәуліктік сұйық 15,4 19,6 +4,2
дебиті
6. Игеру басынан мұнай мыңт 282652 286789
өндіру
7.Игеру басынан сұйық 570659 590234
өндіру
8. Игеру басынан суайдау мың. м³ 1016462 1050358
9. Бір жылда су айдау 25672.6 33895,7 +7323,1
10. Ағымдағы алынатын % 1,75 2,01 +0,26
қордан өндіру қарқыны
11.Бастапқы алынатын % 0,73 0,84 +0,11
қордан өндіру қарқыны
12.Жылдық су айдау % 166,9 145.5 -21,4
компенсациясы
Игеру басынан % 148,4 144,7 -3,7
13.Мұнай скважиналарының скв 3493 3466 -27
пайдалану қоры
14.Өндіру скважиналарының 2862 2932 +70
қозғалыссыз қоры
15.Қозғалыссыз қоры 631 533 -98
16.Су айдау қоры 1265 1330 +65
17Қозғалыстағы су айдау 720 959 +239
қоры
18.Қозғалыссыз қоры 545 371 -174
19.Су айдау скважиналарын 17 19 +2
енгізу
20.Жаңа өндіру 35 61 +26
скважиналарын енгізу
21.Пайдалану коэффициенті 0,935 0,950 +0,015
22.Қолдану коэффициенті 0,749 0,805 +0,056
Бұл жетістік - қосымша мұнай өндірудің салдарынан, көрсеткіштері
1.6-кестеде берілген. Өзен кенорны бойынша орташа тәуліктік мұнай
өндіру 2002 жылы 11334,2 тонн, ол өндірілген сұйық 19574,37 мың
тоннаны құрайды. Өнімнің сулануы – 78,9%. Қозғалыстағы мұнай
скважинасының орташа тәуліктік дебиті – 4,1 тнтәулігіне, ал сұйық
бойынша– 19,6 тнтәулігіне. Мұнай өндірудің өсуімен бірге, сұйық
өндірудің көлемі өсіп, 33895,7 мың м³ құрайды. Су айдау және сұйықты
өндіруді ұлғаюына байланысты өндірілетін сұиықтың сулануы 75% -
79,9% дейін өсті. Тәуіліктік су айдау 92864.9 м³ тәулік құрайды.
Қозғалыстағы су айдайтын скважинаның сыйымдылығы 123.5 м³ тәулік
құрайды.
Осымен қатар жинақталған мұнай өндіру бастапқы пайдалану
мерзімінен 286789 мың. тонна,сұйық өндіру – 590234 мың.тонна, су айдау -
1050358 мың. м³ құрайды. Қалған алынатын қор - 201.6 млн. тонн.
Ағымдағы мұнай шығару коэффициенті 26% - тең . Ағымдағы өндіру
компенсациясы - 145.5%, басынан игеру компенсациясы – 144,7%. Есепті
мерзімде 4137 мың . тонн мұнай өндірілді, бұл 2001 жылымен
салыстырғанда 10.3% артық.
Өзен кенорнында қабатқа су айдау және скважиналарды бұрғылау
үшін теңіз және бұралқы су пайдаланады (8 кесте).
01.01.2003 жағдай бойынша Өзен кенорында қабатқа су айдау
17 шоғырланған сораптық станциялар арқылы жүзеге асады, оның ішінде
13 БКНС және 4 КНС. Барлығы 78 сорап орнатылған, жалпы өнімділігі
336970 тоннтәулік . 2002 жылы өнімді қабаттарға 21400 мың .м³ су
айдалды, ал ыссы су айдау көлемі 2081 мың . м³ құрады. (8 кесте).
2003 жылы қабатқа айдалмай қалған, мұнай кәсіпшіліктерінде
және бұрғылау басында жоғалған судың мөлшері - 2663 млн. м³, яғни
барлық судың көлемінен 11% құрайды.
Кесте 1.6 – 2003 жылғы қосымша мұнай өндіру
2002 ж. 2003 ж.
Атауы
Скв. Мұнай Скважинаның Мұнай
саны өндіру саны өндіру
мың.тн. мың.
Геологиялық техникалық
шараның есебінен қосымша 957,471
мұнай өндіру. 3131 2670 1218,597
1 Бұрғылаудан енгізілген
скважиналардан мұнай өндіру.33 51.583 61 74.469
2 Қозғалыссыз қордан
енгізілген скв. мұнай 402 152 137 54.61
өндіру.
3 Алдыңғы жылы енгізілген
скважиналардан биылғы жылы 7 16.884 28 58.903
мұнай өндіру.
4 Алдыңғы жылы қозғалыссыз
қордан енгізілген скв. 518 317.674 396 319.354
биылғы жылы мұнай өндіру.
5 Қабат зонасына әрекет ету
есебінен өндірілген мұнай. 973 52.5 1098 188.4
5.1 Еріткіштермен өңдеу
ЭКВ 806 16.1 698 22.8
ВУВЭ 284 7.2 328 13.062
ВУС 306 7.5 283 8.864
НCL 209 1.3 85 0.637
7 0.05 2
5.2 Қабатты қайта ату 102 19.8 212
68.262
5.3 Қабатты жеткізе ату 38 14.9 77 38.840
5.4 Жаңа технология енгізу 27 1.7 111 58.5
СПС 13 0.75 38 23.435
РИР - - 9
АРСиП 14 1.0 44 4.731
Депрессиялық перфорация - - 20 20.965
9.356
“Өзенмұнайгаз” бойынша қабат қысымын сақтау үшін су айдау
жоспарының 4200 млн. м³ орындалмаған себебі УПТЖ мекемесіне
электроэнергияны МАЭК отын жетпеуі әсерінен шектегенінен, теңіз суын
қабатқа айдай алмады. Бұданда басқа су айдаудың жоспарының
орындалмаған себебі, су құбырлары таттың әсерінен жиі – жиі жарылуы,
судың КНС – ағуы, дренаж сораптың болмағаны және пайдалану
коллонасының ақауы, колонналар сыртындағы бір қабаттан екінші қабатқа
құйылулар .
Кесте 1.7 – Су айдау арқылы қабат қысымын ұстау (мың.м³)
Атауы 2003 жыл 2002 ж нақты
орындалуын
2003 ж
... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Бұл дипломдық жобада төрт негізгі бөлім қарастырылған:
- геологиялық бөлім;
- техника – технологиялық бөлім;
- экономикалық бөлім;
- еңбекті қорғау бөлімі;
- қоршаған ортаны қорғау бөлімі;
Геологиялық бөлімде әрқайсысы жеке игеру обьектісі болып
табылатын XІІІ – XVІІІ горизонтарға сипаттама берілген.
Техника – технологиялық бөлімде Өзен кен орнында қолданылатын
қабаттардың мұнай бергіштігін көтеру әдістері (ішкі нұсқа, соның
ішінде блоктап, сатылап, ошақтап-сұрыптап (фигуралы) су айдау) ашып
бейнеленген.
Экономикалық бөлімде Өзен кен орнында жаңа технологияны
қолданудан болатын экономикалық тиімділік есебі жүргізілген.
Еңбекті қорғау бөлімінде мұнай кәсіпшіліктерінде еңбек
қауіпсіздігі мен жер қойнауы шараларын қамтамасыз ету сөз болады.
Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде Жаңаөзен кенорындағы кәсіпшіліктің,
газ өңдеуші заводтың және көмекші обьектілердің жинау жүйелері пайдалануда
қоршаған табиғатты және ортаны қорғау айтылған.
КІРІСПЕ
Қазақстан Республикасы үшін ең басты экономикалық мәселе
материалдық – техникалық базаны жасаудан маңызды роль ауыр
индустрияға тиесілі, және оның ішінде алдымен энергетика, қара
металлургия, мұнай, газ, химия және мұнайхимия өнеркәсіптері, машина
жасау.
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде – бір саласы
мұнай мен газ өнеркәсібінің өнімін пайдаланбай дами алмайды.
Мұнай мен газдың мұнайхимия өндірістерде шикізат ретінде
қолданудың өсуіне байланысты мұнай мен газ өнеркәсібінің ары қарай
жетілуі қарастырылған.
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды игеру жүйелерін
қолдану, бұрғылау жұмыстарының технологиясын жетілдіру, олардың
техникалық жабдықталуын жақсарту, қабаттар мұнай бергіштігін
арттырудың қазіргі жаңа әдістерін кеңінен еңгізу және прогрессивтік
технологиялық процестерді пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.
Қазіргі кезде су айдау – мұнай кен орындарын пайдаланғанда
қолданылатын ең негізгі әдістердің бірі. Су айдаудың әртүрлі
әдістері болады, бірақ олардың әрқайсысының артықшылықтары мен
кемшіліктері бар. Жобалау кезінде су айдау жүйесін таңдау толығымен
кеніштің құрылысына байланысты.
Өзен кен орны өнеркәсіптік игеруге 1965 ж. берілген. 1998 ж.
мұнай өндіру жоспары орындалған жоқ, бұған ең басты себептердің
бірі – игерудің басынан бастап ұсынылған жобалық технологиялық
ережелердің сақталмауы (су айдауға көшірілудің тым кеш болуы,
әсіресе ыстық суға).
Дипломдық жобада Өзен кен орнындағы осы және басқа да
проблемалар шешімдерін табу көзделген.
1 ТЕХНИКА-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер
Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде
Оңтүстік Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде
орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы
құрамына кіреді. Ең жақын елді мекен Жаңаөзен қаласы, ол кен
орнынан оңтүстікке қарай 8 – 15 км – де орналасқан. Батысында 80 км –
Жетібай қаласы, ал 150 км – Ақтау қаласы.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа,
оңтүстік-батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде,
оның абсолютті белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24
м. Ауданның орталық және оңтүстік бөлігінде үлкен ойпаттар
бар,олардың ішіндегі ең ірісі минималды абсолюттік белгісі – 132м
"Қарагие" ойпаты.
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Орталық
бөлігін Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт
алады. Үстірттің абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және
оңтүстігінде +200 м. Батысы мен солтүстік-батысында кен орнының
аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты жағынан қарай кемерлер түрінде
күрт үзіледі.
Өзен ойпаты 500км² ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен
кескіленген. Минималды абсолюттік белгісі +31 м.
Қарастырылып отырған аудан топырағы мен өсімдіктерінің сипатына
қарай шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалары негізінен су
көзі жетіспеушілігінен және өсімдік жабынының маусымдылығынан
пайдаланылмайды. Аудан климаты күрт континенталды, шөлейтті,
тәуліктік температураның күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен
және салыстырмалы суық қысымен сипатталады. Жазда максималды
температура +45 ºС, минималды температура қыста -30 ºС.
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-
шашын сирек және негізінен көктем-күз мезгіліне келеді.
Атмосфералық жауын- шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм
шамасында, және қардан жаңбыр көп жауады.
Жаңаөзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне
бұрғыланған геологиялық скважиналардан 70 км суөткізгіш құбырлармен
тасымалданады. Техникалық сумен қамтамасыз ету альб-сеноман
горизонттарының жер асты сулары арқылы іске асырылады.
Ауданның елді мекендерін тас жол байланыстырады. Облыстың
аудан орталықтарын байланыстыратын темір жол бар.
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары
Ресейге жөнелтіледі. Өндірілген мұнай ілеспе газы және табиғи газ
Қазақ газ өңдеу зауытына, және сондай-ақ Ақтау қаласының пластмасса
зауытына, маңғыстау энерго комбинатына (МАЭК) тасымалданады.
1.2 Кен орнының геологиялық зертелуінің және игерілуінің
тарихы
Маңғыстауды зертеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау
мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспассорлары мен
құдықтарының ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
Өзен көтерілуі 1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик далалық
геологиялық зерттеулер жүргізгенде анықталған.
1941-1945 жж. арасында Маңғыстауда геологиялық зерттеулер
жүргізілген жоқ.
1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық
экспедиция ұйымдастырды. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес
қосты. 1951 ж. "Казнефтеобъединение" бас геологы Н.А.Кадин Батыс
Қазақстанның геологиясы мен мұнайлылығы бойынша кең мәлімет берді,
барлық геологиялық материал талданды және Маңғыстаудың мұнайгаздылық
болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Түбіжік алаңында
құрылымдық-іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.
1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелер шешілді. Бүл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға
үш аудан ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады,
Түбіжік алаңында мұнай кен орны анықталды, бірақ ондағы мұнай
ауыр, шайырлы және барлауға тиімсіз болып шықты, ал Жетібай және
Өзен құрылымдары аумағында мұнайгаз кен орындары анықталды. 1961 ж.
желтоқсанның басында 1248-1261 м аралығындағы 1 скважинаны
сынағанда 10 мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м³ фонтан алынды.
Горизонттың өндірістік бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде
сынаумен берілді. 1963 ж. наурыздың басында осы горизонттағы 2
және 22 скважиналардан мұнай фонтандары атқылады.
Өзен кен орны өнеркәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 ж. 7 қыркүйектегі қауылысымен Шевченко (қазіргі
Ақтау) қаласында "Мангышлакнефть" бірлестігі құрылды да, Өзен
экспедициясы соның құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Өзен кен орнын игерудің Бас схемасын жасады
және ол Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда мынадай жағдайлар
қарастырылды:
• кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен
температурасын көтеріп ұстау;
• 4 пайдалану обьектілерін бөліп алу: І обьект – XIII+XIV
гори-
зонттар; II обьект – XV+XVI горизонттар; III обьект – XVII
гори-
зонт; 4 обьект – XVIII горизонт;
• негізгі пайдалану обьектілері (І-ІІ) бойынша кен орнын
айдау
скважиналарымен 4 км блоктарға бөлу;
• барлық обьектілерді біруақытта жеке блоктармен игеруге
қосу;
• ІІІ обьектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесімен игеру;
• IV обьектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру.
Бірақ кен орнының су айдауға дайын еместігіне байланысты XIII-
XVIII горизонттар 2.5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді
су арынды режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер
етудің қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен скважиналар шығымы
төмендей берді. 1971 ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне
қарамастан жылдық өндіру өсіміне тек өндіру скважиналары қорының
артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткенен соң мұнай
өндіру төмендеді және скважиналар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай
өндірудің құлау коэффициенті 1976 ж.-5, 1977-1979 жж. 15.6...10%.
1974 ж. жасалған игеру жобасында келесі жағдайлар қарастырылды:
•әрбір горизонт жеке игеру обьектісі болып табылады;
•өнімді горизонттар ені 2км блоктарға айдау скважиналары
қатарларымен бөлінеді;
•жаңа скважиналар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады;
•ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен
орнын 1979 ж. қарай толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды.
Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49.3 млн.т. мұнай алуға
мүмкіндік берер еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көшу
толығымен 1983 ж. ғана аяқталды.
Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын
игеру сипатының күрделі екенін көрсетті. Күрделі жағдайларда тек
блоктық су айдау, жеткіліксіз болғандықтан кейін сатылық термалдық
су айдау фигуралық су айдау сияқты технологиялар қолданылды. Бұл
технологиялар кен орнын игерудің тиімділігін арттыруға жәрдемдесті.
Қазіргі кезде ыстық су айдау қондырғыларда дайындалады. Ыстық
суды дайындауға көп шығын шығатын болғандықтан ыстық су айдаудың
циклдік әдісі игерілген. Оның мағынасы өнімді қабатқа берілген
көлемде бірде ыстық, бірде салқын су айдалады. Ыстық су айдау
процесінде қабаттың жабыны мен табаны қыздырылады. Бұл жағдайда
салқын су қабаттың қызған жабыны мен табанынан келетін жылу арқылы
жылиды, ал артынан салқын су айдағанда ыстық су қабатқа қарай
ысырылады.
1.2.1 Стратиграфиясы
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен
3600 м шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның
құрлымында триас, юра, бор, палеоген, неоген және төрттік
шөгінділері орын алады. Олардың былай белгіленуі скважина
үлгітастарын зерттегенде алынған палеонтологиялық мәліметтерге және
Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен салыстыруға
негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы шекаралар
шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде
микрофауна мен т. б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық
үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор
шөгінділеріне байланысты.
Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне
қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. I-XII горизонттар
(жоғарыдан төмен қарай) жасы бор-газды, XIII-XVIII горизонтар –
жоғарғы және орта юра – кен орнының негізгі мұнай – газды қабаты,
жеке күмбездерде төменгі юраның XIX – XXIV горизонттары мұнайгазды.
Пермь – триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне
жыныстары болып табылады.
Пермь – триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т)
шөгінділері қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен
орын алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалындығы 440
метрге жетеді, жабынында шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар,
алевролиттердің біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл
шөгінділері жалпы қалыңдығы1500 – 1600м болатын біртұтас оңтүстік
Маңғыстау тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі:
төменгі, орта және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және
орта түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері
қоспасымен бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл
сұр алевролиттерге немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды –
кремнийлі. Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар
әдетте аргиллитке ұқсас және көмір тектес затпен байытылған.
Құмтастар, алевролиттер мен саздардың алмасуы негізінен қиғаш
қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек тәрізді құрлымы
дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт өзгерістерге
ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120 – 130 м. Төменгі
юра қимасында XXIV – XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы
жағынан ең ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық
мүшелеу өнімді горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз
байланысты. Орта юрада жалпы қалыңдылығы 700 м аален,байос және бат
ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 а)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды – галькалы жыныстардан
құралған және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде
қарастырылуы мүмкін. Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі
түйіршікті құмтастар басым, олардың арасында орта және ірі
түйіршіктілері кең жайылған. Кейде соңғылары гравелиттермен алмасады.
Аален құмтастары мен гравелиттерінің цементі негізінен сазды, кейде
карбонатты және байланысқыш түрлі болады. Біршама көп жұқа
қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ галькалы
конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте , сұр, қарасұр, кейде
қоңыр түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары
арасындағы шекара XXII горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b)
Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос
ярусының шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар
алевролиттер мен саздардан құралған континентальды фациялармен
белгіленді. Байос ярусы қимасының төменгі бөлігінде сазды және
алевролитті жыныстар жоғарғы бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың
қалыңдығы 500 – ден 520 м-ге дейін өзгереді. Зерттеулер кешені
бойынша байос ярусының шөгінділері екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470м, және
саздар, құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың
қабатшалары алмасуымен көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен
қатталады. Құмтастар мен алевролиттердің түсі негізінен сұр және
ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да болады. Сирек қарасұр түсті
құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар көбіне қарасұр,
тіпті қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXII, XXI, XX,
XIX, XVIII және XVII горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың
құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-
сұр, нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түиіршікті және құрамы айқын
емес. Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің
арасындағы шекара шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді.
Жоғарғы байос-бат шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфод және
кембридж ярустары ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан
сазды қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары
сұр, қарасұр, күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті. Құмтастар
мен алевролиттердің түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр.
Құмтастар арасында ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XIV
горизонттың жоғарғы бөлігі мен XIII горизонт орналасқан. Оның
қалыңдығы 50-135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3O-km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан
сазды-карбонатты жабын ретінде. Ол саз-мергель жыныстарының біршама
қалың қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен
әктастар жұқа қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-кембридж
шөгінділерінің қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м, жоғарғысы үшін
30-97 м.
Бор жүйесі (K)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған
бетінде орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық
ярустарымен орын алған. Литологиялық және генетикалық белгілері
бойынша бор шөгінділері үш бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-
карбонаттық, ортаңғы терриген (альб, сеноман) және жоғарғы карбонат
(турондат) ярусттары. Төменгі бөлікке XII горизонт, ал ортаңғы және
жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ,IV, V, VI, VII, VIII, IX, X және XI газды
горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы 1100 м шамасында.
Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз қабаттары
мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ)
Кайназой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған.
Палеоген шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың
бірқалыпты қабаты жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170
м. Неоген жүйесі тортон және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон
ярусының қалыңдығы 19-25 м, сармат ярусы – 80 –90 м.
Палеоген жүйесі (P)
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады.
Эоцен бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар
түрінде. Олигоцен бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың
бірқалыпты қабаты түрінде. Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N)
Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері
түрінде кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар мен
әктастар қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен
саздардың астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115
м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар,
суглиноктармен көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.
1.2.2 Тектоникасы
Оңтүстік Маңғыстау ойыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын
Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта
біршама құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ
кен орындары байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай,
Қарамандыбас, Теңге, Тасболат, Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс
Жетібай кіреді.
Солтүстігінде Өзен құрлымы оңтүстік – шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік
қанатта жыныстардың құлау бұрышы 3º. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6º
болатын оңтүстік бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен Теңге
көтерілуінен бөлінеді. Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының
периклиналі үлкен емес белес арқылы Қарамандыбас құрылымымен
жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде, Түнқарақшы ойпатының шығыс
шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның
өлшемдері 9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі
шығысқа ығысқан, соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған
солтүстік-батыс периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы
тіктеу. Мұнда XIV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6–8º.
Қатпардың солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың
батыс жартысында XII горизонтың жабыны бойынша құлау бұрышы 1- 3º.
Құрылымының батыс бөлігінде мұнай кеніштері бар күмбездер
ерекшеленеді: Солтүстік – батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының
оңтүстік қанатын күрделіндіреді. XVIII горизонттың жабыны бойынша
көтерілу амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық
изогипс бойынша құрылым өлшемдері 2.9-0.9 км. Солтүстік-батыс күмбез
Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м
изогипс бойынша көтерілу өлшемдері 3.5-2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналы де симетриялы емес. Солтүстік-батыс
периклиналдің оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ,
қатты созылған. Өзен қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда XIII
горизонт жабынында 1700 м изогипспен ерелекшеленеді. Келесі
изогипстер Өзен және Қарамандыбас қатпарларын 58 скважина ауданында
кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге біріктіріледі. Шығыс
периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда XIII горизонттың жабыны
бойынша құлау бұрышы 3-4º.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде
негізінен құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес
көтерілулер қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне
Құмұрын күмбезі кірігеді, онда да мұнай кеніштері бар. XIV
горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері 10.8-4.5 км, амплитудасы
105 м.
1.3 Мұнайгаздылығы
2003 ж. Өзен кенорнынан 4883000 т мұнай өндірілді. Мұнай
өнімінің горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): XIII горизонт
– 27,5; XIV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVI горизонт – 10,9;
XVII горизонт – 5,7; XVIII горизонт – 1,7; Құмұрын күмбезі – 1,2;
Парсымұрын күмбезі 1,2. 1980 жылдарда Құмұрын, Солтүстік-батыс және
Парсымұрын күмбездерінің өнімді горизонттары қарқындата бұрғыланды.
Бұл олардан мұнай өндірудің сәйкес 4, 66 және 58%-ке өсуіне әсер
етті. XIII-XIV горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі
өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64 %-
ін құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру скважинасының
орташа тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3,1-5,4 ттәулік, сұйықтық
бойынша 6,7-15,8 ттәулік. XIII-XIV горизонттар айдау скважиналары
қатарларымен 64 жеке игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір
горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы баланстық, игерілген
қорларымен және өнімді қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану
дәрежесімен ерекшеленеді және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең
аралықта өзгереді. 1.01.97 ж. мұнай мен газ өнімінің өндіру
сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай негізінен механикалық
тәсілмен (97%) өндіріледі: терең сорапты (ШТС) және газлифт.
Газлифт скважиналарының қоры барлық өндіру қорының 9,2% - ін
құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6 %, ал
сұйықтық өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы мұнай мен
сұйықтық шығымының мөлшері өндіру қорының 90 %-ін құрайтын терең
сорапты скважиналар шығымынан 3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады,
тереңдеген сайын этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот,
көмірқышқыл газы қоспасы бар құрғақ метан газы кездеседі. Газ
тығыздығы 0,562-0,622 кгм³ шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы тиімді мұнайлы
қалыңдықтар, игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары
бойынша анықталған.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше
түріне – қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бұл коллекторлардың осы түрге жатуын
межелейтін негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық
өзгерулерге ұшырайтын, химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз
минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95% құраса, ал
Өзен кен орнынын полимикталық коллекторларында кварц құрамы 30%
шамасында; жыныстарда кварц құрамы 70% болса, минерал орнықсыз
саналады.
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және
цементтеуге кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың
қалыптасуына соқтырады. Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы
30% - ке жетеді. Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы суға
қаныққандықтың жоғары болуы да кішкене қуыстардың көптігімен
түсіндіріледі. Кесте 1.1-де келтірілген.
Кесте 1.1 – Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік
шамалары
Горизонттар m,%
XIII 21
XIV 22
XV,XVI 23
XVII,XVIII 24
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі
сипаты. Бұл шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық
материалдар қолданылады.
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша
табылған қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың
геофизикалық параметірлері арасында біршама тығыз коррелятивтік
байланыстар бар екені анықталады. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар
мен гамма-әдіс көрсеткіштермен байланысы көрсетілді. Табылған
өткізгіштік шамалары бөліктерді, белгіленген аймақтарды және тұтас
горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді ары қарай
қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу операцияларын механикаландыру
үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарға түсірілді.
Кейін ЭЕМ – да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі
және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық
қатарлар мен көрсеткіштер анықталады.
Горизонттар Kор,мкм2 Скв. Саны hм.ор.,м
XIII 0,206 458 10,8
XIV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVI 0,207 311 18,4
XVII 0,76 96 23,4
XVIII 0,178 63 19,8
Кесте 1.2 – Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелер
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72 – 0,384 мкм2.
Өткізгіштіктің орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты.
Кестеде сондай – ақ скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан
қалыңдықтың орташа арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді
қарастырсақ, горизонттар мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының
әртүрлі екенін көреміз. XIII горизонт ең аз қалыңдықпен
сипатталады.
XVІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар:
ұсақ түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа
қабаттары мен мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс
қатарында қалыңдығы 10-47,3 м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта
және ірі түйіршікті құмтастар аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды
денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар түрінде. Біртекті құмтастар
үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм²) шамасы мен қабат
коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1,6 м-ге күрт азаюы
мен 0,05 мкм² өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі
бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан
коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының
жағдайын талдау үшін барлық нақты материалдар алғаш рет тұтас
горизонттардағы жоғары өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар
үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан басқа, скважиналар бойынша жаңа
қосымша материал мен геологиялық құрылымдар алаң бойынша
коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және
сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
XVІ өнімді горизонтқа ортаңғы юраның байос ярусының жоғарғы
бөлігіне жататын шөгінділер кешені кіреді. Горизонттың жалпы
қалыңдығы 40-50 м. Мұнайға қаныққан орташа тиімді қалыңдық 15 м.
Барлық горизонттар сияқты күрделі көп қабатты игеру кешені
болып табылады. Күрделі болуы қабаттардың литологиялық
қасиеттерінің өзгергіштігіне байланысты. XV горизонт құмтас-
алевролит және саз шөгінділерінің астарласқан түрінде.
XIII – XVIII горизонттар мұнайларының қасиеттері
аномалдық сипатқа ие:
- мұнайда парафин (29%) мен асфалтенді-шайырлы заттардың
(20%) көп болуы;
- мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат
температурасына тең;
- құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен
бастапқы қабат қысымының арасының шамалас болуы;
- газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы
+30ºС.
Кесте 1.3 – Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер XV горизонт
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа·с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы,ºс 66
1.4 XIV қабатты игерудің жағдайы
1.01.2003 жылы мұнай кенішінің XIV қабатынан 450 мың.тонн
мұнай, 2200 мың.тонн сұйық өндірілді. Қозғалыстағы мұнай өндіру
скважиналарының қоры 387 (оның ішінде 103 – і бірге пайдалануда,
олар XV+XVI, XIII+XV, XIX+XV, XV+XVI+XVII , XV+XVIII – ш і қабаттар),
99.3% терең штангілі сорап қондырылған. Қозғалыссыз қорда 43
скважина саналады. Қозғалыстағы қорда 140 айдау скважинасы, ал
қозғалыссыз қорда 93 скважина бар. Бақылау категориясына 63 скважина
жатады. Ішкі нұсқа айдау скважиндері кенішті 12 блоқа бөлңп осы
арқылы су айдалып, қабат игерілуде. Бұдан басқа, блоктың 2а, 3,
3а, 4,4а орталық бөлігінде 1998 жылдан бастап сатылы термалды су
айдау жүзеге асырылды. Талдау көрсетілгендей, XIV қабат негізгі
көрсеткіштер бойынша жобадан қалыс игерілді.
Сондықтан жиналған мұнай өндіру 1.01.2003 жылы 6.2% жобадан
төмен болды. Жылдық сұйық өндіру 50.8 – 57.1% жобадан төмен, ал
осының салдарынан өнімнің нақты сулануы жобадан 20 – 30% төмен.
2003 жылы орташа жылдың сулануы 40.1% құрады, өндіру
скважиналардың қоры 1991 – 1997 ж.ж жобадан 40 скважинаға төмен
болды. Қозғалыстағы су айдау скважиналардың қоры жоба мен бірдей
немесе 2 – 6 скважинаға артық болды.
Атап айту керек , XIV қабатта бұрғылау негізінен геолого –
физикалық тиімді жағдайда жүргізілді, себебі өнімділігі төмен
зоналарда қабат қысымын ұстау жүйесі қайта құрастыру кейінге
қалдырылғанан.
2003 ж Өзен кенорныда 81 пайдалану скважинасы қазылды,
жоспар бойынша 80 скважина. Оның ішінде 62 – мұнай өндіру, 19 су
айдау скважинасы. 2003 ж XIV қабаттқа бұрғылаудан 8 скважина
тәулікті дебиті – 12,1 тн және 1 айдау скважинасы - сыйымдылығы 124,6
м³тәулігіне енгізілді.
Мұнай, су айдау скважиналарының нақты тығыздық сеткасы
2002 – 2003 ж қоюланып 1.01.2003 ж 195000 м² скв құрады, ал жоба
бойынша 186000 м²скважин болатын.
Мұнай скважиналарының дебиті жобаға жақын (4.1
тоннтәулік). 2003 ж скважиналарда сұйық өндіру – 19.6 тоннтәулік
құрады. Күнделікті сұйық алудың компенсациясы 100% құрады, себебі
нақты сұйық өндіру жобадан төмен. 2003 жылы шығын есебімен бірге
XIV қабатқа 2,633 млн. м³ су айдалды. Сұйық өндірудің жиналған
орнын толтыру жоба деңгейіне жетіп су айдау 121,9% құрады, осының
негізінен қабат қысымы осы талдау уақытында 0,5 МПа көтерілді.
Жүргізілген талдау бойынша осы талданған мерзім уақытында
XIV қабаттың мұнай өндіру нақты көрсеткіштері жобалық деңгейге
жетті, бірақ дебиттің өскенімен скважиналардың сулануыда өсті.
Бұл жетістіктер жаңа мұнай, су айдайтын скважиналарды қосу
және мұнай өндірудің жаңа технологиясын енгізу негізінен болып
отыр.
1.5 Өзен кен орнының тарихы және күнделікті игеру жағдайы
Өзен кенорны Қазақстан Республикасы және бұрыңғы КССРО
аумағындағы ең үлкен бірігей кенорын. Бұл кенорын 1961 жылы
ашылып, өндірістік игеруге 1965 жылы берілген. Өзен кен орны өзіне
тән ерекшелігі, басқа мұнай кенорындарынан айырмашылығы бар және
осыған байланысты ерекше жобалауды, тәжірибелік игеруді қажет етеді.
Өзен кенорны – құрылысы өте күрделі көп қабатты. Мел және юра
шөгіндісінде 25 өнімділік қабаттар анықталған (І-XXV) , негізгі
мұнайлылық (XІІІ-XVІІІ) жоғарғы – орта жастағы юра қабаттарында
шоғырланған. XІІІ-XVІІІ қабаттардың өнімділік қалыңдығы 18 текшеге
бөлініп, 48 қабатты құрайды. Шағындау мұнай кеніштері XІX-XXІV
өнімділік қабаттарында және оңаша үш дөңесте орналасқан: олар
Хұмұрын, Солтүстік – батыс және Парсымұрын күмбездері. Кеніштегі XІІІ-
XVІІІ қабаттары қалың біріккен су, мұнай түйісуін құрайды.
Негізгі мұнайлылық этажының өнімділік қабаттары (XІІІ-XVІІІ)
орташа 7,8-21,1м аралығындағы мұнай қаныққан қалыңдықтармен
айқындалады, орташа кеуектілігі 22-27 % және өткізгіштігі 0,167-0,276
мкм² .
Кенорынның қабат мұнайының тұтқырлығы негізінен 3,7-4,7мПа.с
парафины орташа 22% және асфальтшайырлық құрамы 20% -ке дейін
құрайды.
Өзен кенорнының ең соңғы бастапқы баланстық және жеке
қабаттары бойынша мұнай қоры 1980 жылы анықталған. Соңғы кезде
мұнай қорын анықтауға жүргізілген есептер, ешқандай әуелде
қабылданған мөлшерге өзгеріс әкелген жоқ.
Осы уақытта бастапқы баланстық мұнай қоры Өзен кенорны
бойынша 1054566 мың тонна құрайды, осы анықталған қор жер қабатынан
алынат мұнайдың негізгі бағыты болып табылады.
Алғашқы жобалық құжаттарда негізгі өнімділік қабаттарында
(XІІІ-XVІІІ) соңғы мұнай шығару коэффициенті 45% -деп, ал төменгі
мұнайлылық (Хұмұрын, Солтүстік-батыс,Парсымұрын күмбездері) – 30-35%-деп
анықталған.
Соңғы кездерде бірнеше рет жаңа анықталған геолого –
геофизикалық ақпараттарды пайдалану және қалыптасқан өнімділік
қабаттардың, блоктардың игеру жағдайын ескере отырып бастапқы шығару
қорын анықтау жұмыстары жүргізілді. Бірақ анықталған қортындылар
жеткіліксіз болғандықтан мұнай қабаттарды блоктардан алынған, мұнай
қорын талдау үшін 1981 жылы бекітілген шығару қоры , яғни 464775 мың
тонн пайдаланылды . Кенорынның алдағы уақытта дамуын анықтау үшін
обьективтік мұнай шығару қорын әрқабат, блок бойынша және геолого –
физикалық ерекшеліктерін, игеру тарихын ағымдағы мұнай өндіру
жағдайын ескеру керек.
Көп қабаттылық ерекше геологиялық қүрылысы, көп көлемдегі
өнімділік қабаттарының әртектілігі, мұнайының аномалдық қасиеті
кенорында жобалау, игеруге қиыншылықтар туғызып отыр.
Отандық, шетелдік тәжірибеде кенорынды жобалау, игеру Өзен
кенорны сияқты болған жоқ.
Кенорында игеру жобалық құжаттар арқылы негізінен
жүргізіледі, осылардың ішінде үш үлкен жоба және бірнеше
технологиялық схема жеке қиын игеру учаскілері қаралған. Бірінші
жобалық құжат – бас игеру схемасы – 1965 жылы ВНИИ жасақтаған, оның
негізгі бөлімдері төмендегідей:
- кенорында бастапқы игеру барысында қабат қысымын, температурасын
ұстау;
- төрт пайдалану обьектісіне бөлу: 1 обьект - XІІІ+XІV
қабаттар; ІІ
- обьект – XV+XVІ қабаттар; ІІІ обьект -XVІІ қабат; ІVобьект
–XVІІІ
қабат;
- негізгі пайдалану обьектісі бойынша І-ІІ көлденең тілігі,
кенорын блогының ені 4км су айдайтын скважиналар қатары:
- барлық обьектілерді және жеке блоктарды бір мезгілде игеру:
- барлық обьектілердегі жоспардағы тілік сызықтарын біріктіру яғни
қабат – қабаттан сұйықтардың өтіп кетпеуі үшін;
- ІІІ – обьектіне (XVІІ) нұсқаның сыртына су айдау арқылы игеру;
- Мұнай өндіру скважиналарында түптің қысымын 25% мұнай газбен
қаныққан қысымында ұстау;
- Су айдау қысымын. бастапқы қабат қысымының деңгейінде ұстау;
- Су айдау қысымы -10мПа.
Кенорынды пайдалануға бергенде үлкен қйыншылықтарға тап болды.
Қабаттағы қысымды сақтау уақытында ұйымдастырылмағандықтан. бастапқы
кезде кенорында игеру табиғи режимде жүргізілді, осыдан кейін
салқын су айдалды, бірақ көлемі жобада қаралған көлемнен әлдеқайда
аз болды , Осының салдарынан 1970-1971 жылдары қабат қысымы мұнай
өндіретін өнімділік қабаттарында 1.0-2.8мПа -дейін төмендеген, мұнай
өндіретін скважиналарда түптік қысым 55-65% мұнай газбен қаныққан
қысымды құрайды. Осының нәтижесінде еріген газ үлкен газ зоналары
пайда болды, негізінен мұнайдың күмбез кенішінде. Бастапқы
мәліметтер көбейген сайын қосымша шешімдер қабылданып отырылды. олар
өнімділік қабаттар жүйесінің жақсаруына бағытталған. Сонымен қатар
қосымша су айдайтын скважиналардың қатарын тіліктеп , блоктардың
енін 2км дейін азайту. І-ІІ обьектілерде мұнай өндіретін
скважиналар қазу арқылы көбейту және әр қабатқа су айдайтын
жүйені ұйымдастыру. ІІІ-ІV обьектілерді нұсқа ішімен су айдауға
ауыстыру және қосымша блокты су айдауға көшіру. Тез арада
кенорынға ыссы су айдау қажеттілігі туралы шешім бірнеше рет
қабылданды. Бірақ ыссы су айдаитын қондырғының кешігуіне байланысты
қабатқа салқын су айдау жалғаса берді, 1976 жылы қабатқа ыссы су
айдау , барлық су айдаудың 13%, 1978 жылы 27.7%, ал 1979 жылы 31.2%
құрады.
Кенорынның өнімділік қабаттарына нұсқа ішімен 1980 жылы
басынан барлығы 300 млн м³ салқын су айдалды немесе барлық айдалған
судың 85% құрайды. Барлығы 300 млн м³ өнімділік қабаттарының
жыныстары салқындалды, температурасы 5-20°С төмендеді.
Мұнай өндірудің ең жоғарғы деңгейі 1975 жылы 16,249 млн.
тоннаға жетті, ал 1976 жылы мұнайдың өсуіне экстенсивтік әсер ықпал
етті, яғни жаңа алаңдар және учаскелер қазып енгізілді. Бірақ осы
уақытта су айдағанды өсіргенмен мұнайдың дебиті төмен түсумен
болды. Негізгі қабаттар, алаңдар қазып болғанан кейінде мұнай өнімі
азайып, скважиналардың сулануы көбейе берді, бұл төмендегі 1.4-ші
кестеде көрсетілген.
Кесте 1.4 - Өзен кенорны XIV қабатты игерудің технологиялық
көрсеткіштерінің негізгі динамикасы
Жылдар
Көрсеткіштер
1965 1969 1979 1984
1. Мұнай өндіру мың тонн 3606,1 4137 +530.9
Оның ішінде жаңа 5,.6 74,5 +22,9
скважиналар бойынша
2.Сұйықты өндіру 14451,5 19574,3 +5122,8
3.Жылдық сулану % 75 78,9 +3,9
4. Орташа тәулікті мұнай ттәулік 3,9 4,1 +0,2
дебиті
5.Орташа тәуліктік сұйық 15,4 19,6 +4,2
дебиті
6. Игеру басынан мұнай мыңт 282652 286789
өндіру
7.Игеру басынан сұйық 570659 590234
өндіру
8. Игеру басынан суайдау мың. м³ 1016462 1050358
9. Бір жылда су айдау 25672.6 33895,7 +7323,1
10. Ағымдағы алынатын % 1,75 2,01 +0,26
қордан өндіру қарқыны
11.Бастапқы алынатын % 0,73 0,84 +0,11
қордан өндіру қарқыны
12.Жылдық су айдау % 166,9 145.5 -21,4
компенсациясы
Игеру басынан % 148,4 144,7 -3,7
13.Мұнай скважиналарының скв 3493 3466 -27
пайдалану қоры
14.Өндіру скважиналарының 2862 2932 +70
қозғалыссыз қоры
15.Қозғалыссыз қоры 631 533 -98
16.Су айдау қоры 1265 1330 +65
17Қозғалыстағы су айдау 720 959 +239
қоры
18.Қозғалыссыз қоры 545 371 -174
19.Су айдау скважиналарын 17 19 +2
енгізу
20.Жаңа өндіру 35 61 +26
скважиналарын енгізу
21.Пайдалану коэффициенті 0,935 0,950 +0,015
22.Қолдану коэффициенті 0,749 0,805 +0,056
Бұл жетістік - қосымша мұнай өндірудің салдарынан, көрсеткіштері
1.6-кестеде берілген. Өзен кенорны бойынша орташа тәуліктік мұнай
өндіру 2002 жылы 11334,2 тонн, ол өндірілген сұйық 19574,37 мың
тоннаны құрайды. Өнімнің сулануы – 78,9%. Қозғалыстағы мұнай
скважинасының орташа тәуліктік дебиті – 4,1 тнтәулігіне, ал сұйық
бойынша– 19,6 тнтәулігіне. Мұнай өндірудің өсуімен бірге, сұйық
өндірудің көлемі өсіп, 33895,7 мың м³ құрайды. Су айдау және сұйықты
өндіруді ұлғаюына байланысты өндірілетін сұиықтың сулануы 75% -
79,9% дейін өсті. Тәуіліктік су айдау 92864.9 м³ тәулік құрайды.
Қозғалыстағы су айдайтын скважинаның сыйымдылығы 123.5 м³ тәулік
құрайды.
Осымен қатар жинақталған мұнай өндіру бастапқы пайдалану
мерзімінен 286789 мың. тонна,сұйық өндіру – 590234 мың.тонна, су айдау -
1050358 мың. м³ құрайды. Қалған алынатын қор - 201.6 млн. тонн.
Ағымдағы мұнай шығару коэффициенті 26% - тең . Ағымдағы өндіру
компенсациясы - 145.5%, басынан игеру компенсациясы – 144,7%. Есепті
мерзімде 4137 мың . тонн мұнай өндірілді, бұл 2001 жылымен
салыстырғанда 10.3% артық.
Өзен кенорнында қабатқа су айдау және скважиналарды бұрғылау
үшін теңіз және бұралқы су пайдаланады (8 кесте).
01.01.2003 жағдай бойынша Өзен кенорында қабатқа су айдау
17 шоғырланған сораптық станциялар арқылы жүзеге асады, оның ішінде
13 БКНС және 4 КНС. Барлығы 78 сорап орнатылған, жалпы өнімділігі
336970 тоннтәулік . 2002 жылы өнімді қабаттарға 21400 мың .м³ су
айдалды, ал ыссы су айдау көлемі 2081 мың . м³ құрады. (8 кесте).
2003 жылы қабатқа айдалмай қалған, мұнай кәсіпшіліктерінде
және бұрғылау басында жоғалған судың мөлшері - 2663 млн. м³, яғни
барлық судың көлемінен 11% құрайды.
Кесте 1.6 – 2003 жылғы қосымша мұнай өндіру
2002 ж. 2003 ж.
Атауы
Скв. Мұнай Скважинаның Мұнай
саны өндіру саны өндіру
мың.тн. мың.
Геологиялық техникалық
шараның есебінен қосымша 957,471
мұнай өндіру. 3131 2670 1218,597
1 Бұрғылаудан енгізілген
скважиналардан мұнай өндіру.33 51.583 61 74.469
2 Қозғалыссыз қордан
енгізілген скв. мұнай 402 152 137 54.61
өндіру.
3 Алдыңғы жылы енгізілген
скважиналардан биылғы жылы 7 16.884 28 58.903
мұнай өндіру.
4 Алдыңғы жылы қозғалыссыз
қордан енгізілген скв. 518 317.674 396 319.354
биылғы жылы мұнай өндіру.
5 Қабат зонасына әрекет ету
есебінен өндірілген мұнай. 973 52.5 1098 188.4
5.1 Еріткіштермен өңдеу
ЭКВ 806 16.1 698 22.8
ВУВЭ 284 7.2 328 13.062
ВУС 306 7.5 283 8.864
НCL 209 1.3 85 0.637
7 0.05 2
5.2 Қабатты қайта ату 102 19.8 212
68.262
5.3 Қабатты жеткізе ату 38 14.9 77 38.840
5.4 Жаңа технология енгізу 27 1.7 111 58.5
СПС 13 0.75 38 23.435
РИР - - 9
АРСиП 14 1.0 44 4.731
Депрессиялық перфорация - - 20 20.965
9.356
“Өзенмұнайгаз” бойынша қабат қысымын сақтау үшін су айдау
жоспарының 4200 млн. м³ орындалмаған себебі УПТЖ мекемесіне
электроэнергияны МАЭК отын жетпеуі әсерінен шектегенінен, теңіз суын
қабатқа айдай алмады. Бұданда басқа су айдаудың жоспарының
орындалмаған себебі, су құбырлары таттың әсерінен жиі – жиі жарылуы,
судың КНС – ағуы, дренаж сораптың болмағаны және пайдалану
коллонасының ақауы, колонналар сыртындағы бір қабаттан екінші қабатқа
құйылулар .
Кесте 1.7 – Су айдау арқылы қабат қысымын ұстау (мың.м³)
Атауы 2003 жыл 2002 ж нақты
орындалуын
2003 ж
... 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