Өзен кен орнындағы осы және басқа да проблемалар шешімдерін табу
Кіріспе.
1. Технико.технологиялық бөлім.
1.1. Өзен кен орны туралы жалпы мәліметтер.
1.2. Өзен кен орнының геологиялық құрылымы .
1.2.1. Стратиграфия.
1.2.2. Тектоника.
1.3. Мұнайгаздылығы.
1.4. Кеніштердің энергетикалық күйінің сипаттамасы.
1.5. Кен орнын жобалау және өңдеу тарихы.
1.6. Өндіру жағдайы.
1.6.1. Мұнай және газ өндіру көлемі
1.6.2. Ұңғы қорының жағдайы.
1.6.3. Қабат қысымын ұстау жүйесі.
1.6.4. Ұңғыма өнімдерін жинау және дайындау.
1.7. Күрделі жөндеу жұмыстары.
1.7.1. Ұңғымаларды саңылаусыздандыру.
1.7.2. Ұңғымаларды цементтеу
1.7.3. Тампонажды материялдардың кейбір мәліметтері.
1.7.4. Ұңғымаларда екінші оқпанды кесу және бұрғылау.
1.7.4.1. “Терезені” ашуға орын таңдау.
1.7.4.2. Ұңғымаға ауытқышты түсіруді дайындау.
1.7.4.3. Ауытқышты түсіру және бекіту.
1.7.4.4. Ауытқыштың бағытталған төмен түсуі.
1.7.4.5. Тізбекте “терезе” ашу.
1.7.5. Жуғыш сұйықтар.
1.7.5.1. Ерітінділерді химиялық өңдеу.
1.7.6. Геофизикалық зерттеулер.
1.7.7. Ұңғыманы шегендеуші құбырлармен бекіту.
1.7.8. Тізбекті түсіру.
1.7.8.1. Тізбекті цементтеу.
1.7.9. Екінші оқпанды кесіп бұрғылағаннан кейін ұңғыманы меңгеру
1.7.9.1. Пайдалану тізбегін гермитизациясына таксеру
1.8. Кесу әдісімен және екінші оқпанды бұрғылаумен қайта келтірілген ұңғыма конструкциясын таңдау.
1.8.1 “Терезенің” ұзындығын анықтау:
1.8.2 Хвостовикті цементтеу есебі.
2. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
2.1. Өзенмұнайгаз акционерлік қоғамының ұйымдастыру
сипаттамалары
2.2. Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру
2.2.1. Техникалық жабдықталу. Автоматтандыру мен
телемеханикаландыру дәрежесі
2.2.2. Материалдық . техникалық жабдықтауды ұйымдастыру
2.2.3. Кәсіпорын транспортын ұйымдастыру
2.2.4. Ұңғымаларды күрделі жөндеуді ұйымдастыру
2.3. Өзіндік құнды анықтау
2.4. Экономикалық тиімділікті анықтау
3 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
3.1 Өзен кен орнында қауіпті және зиянды факторларды талдау
3.2 Қорғану шаралары.
3.2.1 Техника қауіпсіздігі
3.2.2 Өндірістік санитария.
3.2.2 Скважиналарды күрделі жөндеу кезінде техника қауіп.сіздік шаралары.
3.2.4 Өрт сөндіру қауіпсіздігі
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
4.1 Өндірістің биосфера компоненттеріне әсерін талдау
4.1.1 Атмосфераға әсер ету
4.1.2 Гидросфераға әсер ету
4.1.3 Литосфераға әсер ету (топыраққа және жер қойнауына)
4.2 Ұйымдастырылған шаралар
4.3 Техникалық шаралар
4.3.1 Атмосфераны қорғау
4.3.2 Гидросфераны қорғау
4.3.3 Литосфераны қорғау
4.4 Кен орынды игерудің қоршаған ортаға әсері
ҚОРЫТЫНДЫ
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі
1. Технико.технологиялық бөлім.
1.1. Өзен кен орны туралы жалпы мәліметтер.
1.2. Өзен кен орнының геологиялық құрылымы .
1.2.1. Стратиграфия.
1.2.2. Тектоника.
1.3. Мұнайгаздылығы.
1.4. Кеніштердің энергетикалық күйінің сипаттамасы.
1.5. Кен орнын жобалау және өңдеу тарихы.
1.6. Өндіру жағдайы.
1.6.1. Мұнай және газ өндіру көлемі
1.6.2. Ұңғы қорының жағдайы.
1.6.3. Қабат қысымын ұстау жүйесі.
1.6.4. Ұңғыма өнімдерін жинау және дайындау.
1.7. Күрделі жөндеу жұмыстары.
1.7.1. Ұңғымаларды саңылаусыздандыру.
1.7.2. Ұңғымаларды цементтеу
1.7.3. Тампонажды материялдардың кейбір мәліметтері.
1.7.4. Ұңғымаларда екінші оқпанды кесу және бұрғылау.
1.7.4.1. “Терезені” ашуға орын таңдау.
1.7.4.2. Ұңғымаға ауытқышты түсіруді дайындау.
1.7.4.3. Ауытқышты түсіру және бекіту.
1.7.4.4. Ауытқыштың бағытталған төмен түсуі.
1.7.4.5. Тізбекте “терезе” ашу.
1.7.5. Жуғыш сұйықтар.
1.7.5.1. Ерітінділерді химиялық өңдеу.
1.7.6. Геофизикалық зерттеулер.
1.7.7. Ұңғыманы шегендеуші құбырлармен бекіту.
1.7.8. Тізбекті түсіру.
1.7.8.1. Тізбекті цементтеу.
1.7.9. Екінші оқпанды кесіп бұрғылағаннан кейін ұңғыманы меңгеру
1.7.9.1. Пайдалану тізбегін гермитизациясына таксеру
1.8. Кесу әдісімен және екінші оқпанды бұрғылаумен қайта келтірілген ұңғыма конструкциясын таңдау.
1.8.1 “Терезенің” ұзындығын анықтау:
1.8.2 Хвостовикті цементтеу есебі.
2. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
2.1. Өзенмұнайгаз акционерлік қоғамының ұйымдастыру
сипаттамалары
2.2. Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру
2.2.1. Техникалық жабдықталу. Автоматтандыру мен
телемеханикаландыру дәрежесі
2.2.2. Материалдық . техникалық жабдықтауды ұйымдастыру
2.2.3. Кәсіпорын транспортын ұйымдастыру
2.2.4. Ұңғымаларды күрделі жөндеуді ұйымдастыру
2.3. Өзіндік құнды анықтау
2.4. Экономикалық тиімділікті анықтау
3 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
3.1 Өзен кен орнында қауіпті және зиянды факторларды талдау
3.2 Қорғану шаралары.
3.2.1 Техника қауіпсіздігі
3.2.2 Өндірістік санитария.
3.2.2 Скважиналарды күрделі жөндеу кезінде техника қауіп.сіздік шаралары.
3.2.4 Өрт сөндіру қауіпсіздігі
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
4.1 Өндірістің биосфера компоненттеріне әсерін талдау
4.1.1 Атмосфераға әсер ету
4.1.2 Гидросфераға әсер ету
4.1.3 Литосфераға әсер ету (топыраққа және жер қойнауына)
4.2 Ұйымдастырылған шаралар
4.3 Техникалық шаралар
4.3.1 Атмосфераны қорғау
4.3.2 Гидросфераны қорғау
4.3.3 Литосфераны қорғау
4.4 Кен орынды игерудің қоршаған ортаға әсері
ҚОРЫТЫНДЫ
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі
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.
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.
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.
Мазмұны
Кіріспе.
1. Технико-технологиялық бөлім.
1.1. Өзен кен орны туралы жалпы мәліметтер.
1.2. Өзен кен орнының геологиялық құрылымы .
1.2.1. Стратиграфия.
1.2.2. Тектоника.
1.3. Мұнайгаздылығы.
1.4. Кеніштердің энергетикалық күйінің сипаттамасы.
1.5. Кен орнын жобалау және өңдеу тарихы.
1.6. Өндіру жағдайы.
1.6.1. Мұнай және газ өндіру көлемі
1.6.2. Ұңғы қорының жағдайы.
1.6.3. Қабат қысымын ұстау жүйесі.
1.6.4. Ұңғыма өнімдерін жинау және дайындау.
1.7. Күрделі жөндеу жұмыстары.
1.7.1. Ұңғымаларды саңылаусыздандыру.
1.7.2. Ұңғымаларды цементтеу
1.7.3. Тампонажды материялдардың кейбір мәліметтері.
1.7.4. Ұңғымаларда екінші оқпанды кесу және бұрғылау.
1.7.4.1. “Терезені” ашуға орын таңдау.
1.7.4.2. Ұңғымаға ауытқышты түсіруді дайындау.
1.7.4.3. Ауытқышты түсіру және бекіту.
1.7.4.4. Ауытқыштың бағытталған төмен түсуі.
1.7.4.5. Тізбекте “терезе” ашу.
1.7.5. Жуғыш сұйықтар.
1.7.5.1. Ерітінділерді химиялық өңдеу.
1.7.6. Геофизикалық зерттеулер.
1.7.7. Ұңғыманы шегендеуші құбырлармен бекіту.
1.7.8. Тізбекті түсіру.
1.7.8.1. Тізбекті цементтеу.
1.7.9. Екінші оқпанды кесіп бұрғылағаннан кейін ұңғыманы меңгеру
1.7.9.1. Пайдалану тізбегін гермитизациясына таксеру
1.8. Кесу әдісімен және екінші оқпанды бұрғылаумен қайта келтірілген
ұңғыма конструкциясын таңдау.
1.8.1 “Терезенің” ұзындығын анықтау:
1.8.2 Хвостовикті цементтеу есебі.
2. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
2.1. Өзенмұнайгаз акционерлік қоғамының ұйымдастыру
сипаттамалары
2.2. Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру
2.2.1. Техникалық жабдықталу. Автоматтандыру мен
телемеханикаландыру дәрежесі
2.2.2. Материалдық – техникалық жабдықтауды ұйымдастыру
2.2.3. Кәсіпорын транспортын ұйымдастыру
2.2.4. Ұңғымаларды күрделі жөндеуді ұйымдастыру
2.3. Өзіндік құнды анықтау
2.4. Экономикалық тиімділікті анықтау
3 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
3.1 Өзен кен орнында қауіпті және зиянды факторларды талдау
3.2 Қорғану шаралары.
3.2.1 Техника қауіпсіздігі
3.2.2 Өндірістік санитария.
3.2.2 Скважиналарды күрделі жөндеу кезінде техника қауіп-сіздік шаралары.
3.2.4 Өрт сөндіру қауіпсіздігі
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
4.1 Өндірістің биосфера компоненттеріне әсерін талдау
4.1.1 Атмосфераға әсер ету
4.1.2 Гидросфераға әсер ету
4.1.3 Литосфераға әсер ету (топыраққа және жер қойнауына)
4.2 Ұйымдастырылған шаралар
4.3 Техникалық шаралар
4.3.1 Атмосфераны қорғау
4.3.2 Гидросфераны қорғау
4.3.3 Литосфераны қорғау
4.4 Кен орынды игерудің қоршаған ортаға әсері
ҚОРЫТЫНДЫ
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі
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. Технико-технологиялық бөлім
1.1 Өзен кен орыны туралы жалпы мәлімет
Өзен кен орны оңтүстiк Маңғышлақ ойпаты деген атпен белгiлi
Маңғышлақ жарты аралының оңтүстiк шөлдi бөлiгiнде орналасқан. Кен
орны аумағтық бойынша Қазақстанын Маңғыстау облысы кұрамына кiредi.
Орографиясы бойынша оңтүстiк Маңғышлақ кен түрде тараған биiк келген
Үстiрттен тұрады. Абсолюттiк биiктiгi теңiз жағасынан, оңтүстігінде 260 м-
ден, солтүстiгiнде 24 м-ге дейiн жетiп, оңтүстiк, оңтүстiк батысына
қарай құлап жатыр. Районның орталық және оңтүстiк бөлiгiнде жалпы
бiркелкi емес, соның iшiнде кен орнының түртiпсiз орналасқан
ойпаттарының бiрi болып тiк абсолюттi тереңдiгi 132 м. болатын
Қарақия ойпаты орналаскан. Өзен кен орнының жер бедерi өте күрделi.
Құрылымның орталық бөлiгiн Өзен және Төңірекшың ойпаттарының
ортасында орналасқан Үстiрт қыраты орналасқан. Батысында және
солтүстiк батысында кен орны алаңының көлемiнде Өзен ойпаты жағынан
бұзылыс жарықтар кен тараған. Өзен ойпаты алаңы 500 км2 ауданды
алып жатыр. Ойпаттың фундаментi терең жарықтармен кесiлген. Кен орны
алаңының шығыс бөлiгiнде Төңірекшың ойпаты орналасқан. Ол меридиан
бағытымен созылып жатыр. Көлемi мен тереңдiгi Өзен ойпатына
жетпейдi, жоғарғы көрсеткiшi 132 м. Өзен кен орны Солтүстiк Маңғышлақ
мұнайгазды провинциясының Орталық Каспий мұнайгаздылы обласына
жатады. Бұл кен орны жалпы Қазақстан аумағындағы ең iрi кен
орындарының бiрi болып есептеледi. Жалпы алғанда Орталық Каспий
мұнайгаздылы обласы аумағы, геологиялық, тектоникалық орналасу жағынан
ерекшеленедi. Өзен кен орнының өнiмдi қабаты көп тарағандықтан,
олардың литологиялық, фациялық және т.б. қасиеттерi ерекше қаралып
зерттелген.
Өзен кен орын әкімшілік жағынан Қазақстан Республикасының Маңғыстау
обласына қарайды.
Обылыс орталығы Ақтау қаласы, ол кенорыннан 150 км. қашықтықта
орналасқан, бұдан басқа елді мекендер Жаңаөзен қаласы 5,5 км., Жетібай елді
мекені 67 км., ал Құрық елді мекені 150 км. қащықтықта орналасқан.
Өзен кен орыны Өзен-Атырау-Самара магистральды мұнай құбырына және
Өзен-Жетібай-Ақтау газ құбырына жақын орналасқан. Кенорынның шығыс жағынан
Орта Азия-Орталық магитральды газ құбыры өтеді. Жүк темір жол және
автобиль транспорттарымен тасымалданады.
Аймақтың климаты континенталды. Жаз айлары ыстық және
ұзақ болып келеді. Кейбір жылдары ауаның температурасы + 45ºС ыстыққа дейін
жетеді. Қыс айларында қар аз жауады және күшті желді болып келеді, жиі
боран соғады. Желдің орташа жылдамдығы секундына 6-8 метр болады. Қыс
айларында кейбір жылдары ауаның температурасы -30ºС дейін томендейді.
Өсімдік әлемі шөл және жартылай шөлейіт аймаққа тән. Жабайы аңдардан
қарақұйрық, киік, қоян, қарсақ, түлкі және қасқыр көп кездеседі.
1.2. Өзен кен орының геологиялық құрылымы
1.2.1. Стратиграфия
Өзен кен орны терең барлау арқылы ашқанда тұнба жыныстар
қалыңдығы 3000 м-ге жеткен. Құрамында триас (Т), юра (J), бор (К),
төртiк (Q) жүйелерi кiредi. Кен орнының мұнай газдылығы юра (J) және
бор (К) қабатының кейбiр бөлшектерiмен байланысты болып келедi.
Геологиялық тiлмеде кен орнының юра (J) және бор (К) жүйелерiнiң
қабаттарын 26 горизонтқа бөлген. Жоғарыдан төмен қарай 1-12
горизонттары бор (К) жастылары, газдылы қабаттар болып келедi. 13-18-
шi горизонттары жоғарғы және ортанғы юра (J3,J2) жастылары өзiне тән
мұнай газдылы қабаттар басым болып келедi, бұл горизонтар кен
орының негiзгi өнiмдi қабаты болып саналады. Жекелеген күмбездерде
төменгi юра (J1) жасты 19-24 горизонттарында мұнай газ қабаттары
белгiленген.
Триас жүйесi (Т)
Триас жүйесi (T) ритмдi кезектесiп келетiн құмтасты, аргиллитi
жынысты қалыңдықтарынан тұрады. Құмтастар – сұр, ашық сұр, ұсақ
түйiрлi, сазды, алевролиттi, тығыз, кварцты-далашпатты құрамнан тұрады.
Аргиллиттер- қара сұрлы, алевриттi қабаттан және жарықшақты
каолиниттен, гидраслюдалы хлориттерден тұрады. Триас жүйесiнiң (Т)
жалпы қабат қалыңдығы шамамен 100-110 м болып келген.
Юра жүйесi (J)
Юра жүйесi (J) төменгi, ортанғы және жоғарғы бөлiмдерiнен
(J1,J2,J3) тұрады. Юра жүйесi (J) триас жүйесiмен (Т) үйлесiмдi
орналасқан. Негiзiнен бұл жүйе құмтастардан, алевролиттер, ұсақ түйiрлi
саздардан құралған және де мұнда фауна, флора қалдықтары да
кездеседi. Юра жүйесiнiң (J) жалпы қалыңдығы шамамен 850-1000 м
аралығында.
Төменгi юра бөлiмi (J1)
Төменгi юра бөлiмi (J1) триас жүйесiнiң (Т) жекелеген жуылып
ашылған горизонттарының үстiнде үйлесiмдi орналасып жатыр. Бөлiм
негiзiнен алевролиттiң, құмтастардың қайта пайда болуынан, өсiмдiк
қабаттары бар саз және iшiнара көмiр қабаттарынан құралған. Төменгi
юра бөлiмi (J1) 26-25 горизонттарына бөлiнедi. Қабаттың қалыңдығы
шамамен 120-130 м аралығын құрайды.
Ортанғы юра бөлiмi (J2)
Орта юра бөлiмi (J2) континенталды, теңiз, жағалық және ұсақ
су фациялары барлығымен сипатталады. Бұл бөлiмi аален (J2al), байосс
( J2b) және бат (J2bt) ярустарынан тұрады. Бұл қабаттың жыныстық
құрамы төменгi юра (J1) және триас (Т) тақталарымен араласып
орналасқан. Қабаттың жыныстық құрамы құмтастардан, гравелиттерден,
конгламераттардан, алевролиттерден және ұсақ түйiрлi саздардан
құралған. Орта юра бөлiмiнiң (J2) қабаттарының жалпы қалыңдығы 330-
350 м-ге жетедi.
Байосс ярусы (J2b)
Бұл қабат негiзiнен континенталды және лагуна-континенталды
фациялармен, тақталанған құмтас, алевролит және көмiрге айналған
органикалық заттармен, өсiмдiк, көмiр линзалары мен қабатшалары
араласқан сазтастардың барлығымен сипатталады. Байосс ярус
жинақталуларында тiлiктерiнiң төменгi бөлiгiнде сазды және
алевролитті-сазды жыныстардың пайда болуы байқалады. Байосс ярусы
қабаттарының жалпы қалыңдығы шамамен 500-520 м-ге дейiн өзгерiп
тұрады. Бұл ярус 2 подярусқа бөлiнедi: 1. 22-17 горизонттары алып
жатқан төменгi байосс (J2b1), қалыңдығы 100-120 м .2. 16 ,15 ,14
горизонттарын алып жатқан жоғарғы байосс (J2b2) болып келедi.
Жоғарғы юра бөлiмi (J3)
Жоғарғы юра бөлiмi (J3) негiзiнен нашар сақталған теңiз
фаунасының ұсақ қалдықтарымен түзелген. Қалыңдығы шамамен 250
м. Бұл бөлiм келловей және оксфорд (J3k , J3of) ярустарынан
тұрады.
Келловей ярусы (J3k)
Бұл ярус негiзiнен кезектескен құмтас, алевролит және
сазтастардан тұрады. Кейбiр жерлерiнде мергел және
iзбестастардың белгiлерi кездеседi. Келловей ярусы (J3k) 13-14-
шi горизонттарынан тұрады.
Оксфорд ярусы (J3of)
Оксфорд ярусы негiзiнен сазды және мергел қабаттарынан
тұрады. Бұл ярустың астынғы бөлiгi көбiнесе сазды жыныстардан
тұрады, ал жоғарғы бөлiгi мергелдерден құралған. Оксфорд
ярусының қалыңдығы, төменгi бөлiгiнде 90-100 м арасында болып
келсе, ал жоғарғы бөлiгiнiң қалыңдығы шамамен 50-55 м-ге дейiн
барады.
Бор жүйесi (К)
Бор жүйесi (К) қабаты негiзiнен ашылған үстiнгi юраның
(J) үстiне үйлесiмдi орналасқан. Құрамы негiзiнен теңiз қалдықтарынан
тұрады. Литологиялық және генетикалық белгiлерi бойынша
бор жүйесi (К) үшке бөлiнедi:
- төменгi- терригендi – карбонатты
- орта – терригендi – карбонатты (альб, сеноман)
- жоғарғы – карбонатты (туран, дат)
Бор жүйесiнiң (К) жалпы қалыңдығы шамамен 1000-1100 метрге
жуық.
Төрттiк жүйесi (Q)
Кайнозой эрасының (KZ) барлық жүйелерi, олар негiзiнен
палеоген, неоген және төрттiк бұларды бiрiктiрiп қарастыруға
болады. Төрттiк жүйесi негiзiнен палеоген, неоген
жыныстарынан тұрады.
Палеоген қабаты зоогендi мергелдер, iзбестастар жыныстарынан
құралған. Қалыңдығы шамамен 150-170 м.
Неоген қабаты тортон, сармат ярустарынан тұрады. Тортон
ярусының қалыңдығы 20-25 м. Сармат ярусының қалыңдығы 80-90 м
шамасында.
Төрттiк қабаты суглинка, құм, саз, эллювиалды, деллювиалды
пайда болған континенталды фациялардан тұрады. Жалпы
қалыңдығы 5-10 м шамасында.
Юра жүйесi (J) түзілімдерінің литофациялық құрамы
Өзен кен орнының негізгі өнімді қабатының кездесетін,
яғни мұнай газдылы қабатының геологиялық жасы юра жүйесі (J)
болып есептеледі. Сондықтан да кен орнының юра жүйесі (J) жасты
қабатының литофациялық құрамын анықтау, мұнай газ қабатының
қалыптасуының басты факторы болып есептеледі.
Литологиялық- стратиграфиялық тілмеде көрсетіліп кеткеніндей
юра жүйесі(J) бұл кен орнының басты өнімді қабаты болып
саналады. Мұнда көрсетілгендей юра жүйесі (J) үш бөлімнен тұрады,
олар төменгі, ортанғы және жоғарғы бөлімдер. Бұл бөлінген
бөлімдердің әрқайсысының өзіне тән ерекшеліктері бар. Олар
негізінен бұл бөлімдерінің әрқайсысындағы жыныстардың таралу,
түзілу, қалыңдық және құрамдық өзгешеліктерінде жатқанын байқауға
болады. Айта кететін бір жай, бұл юра жүйесінде (J) ең негізгі
және ең басым горизонттар тараған. Бұл горизонттар өз
кезегінде әр жасты, әр құрамды және әр қалыңдықта тарағандарын
көруге болады. Сонымен бірге юра жүйесінде (J) көптеген фауна-
флора организмдерінің таралғанын көреміз.
Литофациялық құрамы мен жаралу тегіне келсек, онда
мында негізінен континенталдық, теңіздік және жағалық фацияларының
басым екенін көруге болады. Фациялық талдау жағынан келсек
Өзен кен орнынынң негізгі құрастырушы шөгінді жыныстары
ретінде құмтастар, алевролиттер және де саздар болып келеді. Осы
ерекшелігіне байланысты юра жүйесі (J) бөлімдерінің өздері
ярустарға жіктеледі. Олар негізінен ортанғы (J2) және жоғарғы (J3)
бөлімдерде байқалады. Сол себептен, осы ерекшеліктерге сүйене
отырып, біз Өзен кен орнының өнімдік қабаттарының 60-70% - ін
ортанғы және жоғарғы юра бөлімдерінде тарағанын байқаймыз.
Төменгі юра бөлімінің (J1) литофациялық құрамы
Бұл бөлімнің триас жүйесімен (Т) үйлесімді жатқанын еске
ала отырып, олардың литофациялық құрамының айырмашылығын көруге
болады. Мұндағы қабаттың литологиялық құрамы негізінен
алевролиттер мен құмтастардан тұрағандығын біле отырып, қабаттың
теңіздік литофациялық жаратылыстан пайда болғанын байқауға
болады. Сонымен бірге бұл қабатта өсімдік қалдықтары бар саз
және көмір қабаттарын байқауға болады.
Құмтастар сұр және қара – сұр, орта және ұсақ түйірлі
келген . Алевролиттер ұсақ түйірлі, ақ – сұр түсті. Ал саздар қара
және сұр түсті. Төменгі юра бөлімінің жалпы қалыңдығы
шамамен 150 – 200 м-ді құрайды.
Ортанғы юра бөлімінің (J2) литофациялық құрамы.
19 – 24 – ші горизонттарының ортанғы юра бөлімінің аален –
байосс ярустарының жинақталуы қалыңдығы кезектесіп келетін
ырғақты терригенді жыныс, күрделі құмтаспен, алевролит және
сазбен континенталды және жартылай континенталды генезис екенін
көрсетеді. 19 – 22 – ші горизонттар жыныстары ортанғы юра
бөлімінің байосс ярусына қатысты болып келеді. Литологиялық
құрамы бойынша, олар негізінен континенталды түрде кезектесіп
келетін құмтастардан және алевролиттерден бөлінген
қабаттармен саз және көмірленген қабаттар, көмірмен оның
линзасы арқылы өседі.
Құмтас пен алевролиттің майдаланған құрамы полимиктілі
болып келеді . Кварц құрамы 19,5 – 38 %, дала шпаты 21,5 – 40,2
% жыныс сынықтары 33 – 49,5%, эффузивтер 0,8 – 2,8 %, кремнийлі
жыныс сынықтары 1,2 – 1,7 %, слюдалар 15% - ке дейінгі аралықта
өзгереді.
Саздар – горизонт пачкаларымен қабат бөлігі болып
табылады. Қара сұр, бірқалыпты емес алевритті слюдалы, тығыз
қысыммен немесе ұсақ және ірі детритті , сидеритті және
кальцитті . Саз текстурасы негізінен жолақты. 23 – 24 – ші
горизонттары ортанғы юра бөлімінің аален ярусына қатысты
қалыңдығы әр түрлі, ұсақ түйірлі құмтастардан, саздар, алевролиттер
қабаттарына тәуелді және ұсақ конгломераттардан тұрады.
Аален ярусының төменгі шекарасы құмтасты – гравелитті
қабат арқылы өтеді, шағылысатын бастапқы жаңа седиментациялық
циклі арқылы. Жоғарғы шекарасы өз кезегінде байосс ярусының
құмтас – гравелитті қалыңдық, алевролитті сазды комплекс
жыныстары арқылы және жұқа кальцилі комплекс арқылы
өтеді.
23 – 24 – ші горизонттарының коллекторлық жыныстары
негізінен құмтастармен, алевролиттермен көрсетіледі. Құмтастар сұр,
қоңыр – сұр, ұсақ, орта және ірі түйірлі. Орташа қаттылығы
гравилитті түйірлермен араласқан. Құмтас және алевролиттің
пайдаланған құрамы полимиктілі болып келеді. Цементті
гидрослюдалы – каолинитті және контактивті. Дөрекі түйірлі
құмтастар аален ярусының төменгі бөлігінде кеңейген. Тілме
бойынша жоғарғы жағында саздылық көбейіп құмтас және
алевролиттер өткені байқалады.
Жоғарғы юра бөлімінің (J3) литологиялық құрамы
13 – 14- ші горизонттарының жоғарғы юра бөлімінің
келловей ярусының шөгінді жинақтары әр түрлі құрамды
келетін терригенді жыныстардан құралған. Бұл жыныстардың жаралу
тектері континенталды және жағалаулық фация болып келеді.
Литологиялық құрамы жағынан мұнда негізінен ұсақ түйірлі
құмтастардан, алевролиттерден және саздардан құралған. Құмтастардың
түрлері полимиктілі болып келеді.
Саздар басым горизонталды және қара – сұр түсті келген.
Өз кезегінде құмтастар тығыз келген және де ақшыл сұр түсті
болып келген. Бұл ярустың жыныстарының түйірлерін цементтеп
тұрғаны гидрослюдалы – каолиниттер болып келеді.
14 – 15 – 16 – ші горизонттарының жоғарғы юра бөлімінің
оксфорд ярусының қабатындағы шөгінділер жинағы қалың
қабатты, кезектесе орналасқан терригенді – карбонатты жыныстардан
құралған. Негізгі литологиялық құрамы, мұнда құмтастар, алевролиттер,
аргиллиттер және саздар болып келеді. Мұндағы құмтастар мен
алевролиттер ұсақ және майда түйірлі, ақшыл сұр және қара
сұр түсті келген. Ал саздар өз кезегінде майда түйірлі,
жіңішке қабатты, ашық сұр түсті келеді. Қабаттың негізгі
құрастырушысы ретінде каолиниттер болып келеді.
1.2.2. Тектоника
Өзен қатпары Жетібай - Өзен зонасының біршама ірі
құрылымы болып есептеледі. Келловей ярусының табаны бойынша, оның
изогипс контуріндегісі 900 м, ұзындығы 45 км, осі бойынша 9 км,
теңселу шегі 200 м.
Өзен қатпарының геоморфологиясы өзінше ерекше келген. Ол
зоналарының өткір кескінделген ассиметриясымен және
периклиналімен кескінделген. Иілістердің бірінде ұзын формалы Өзен
және Төңірекшың ойпаттарының арасында биіктіктері ұштастырылған.
Қатпардың солтүстік қанаты көлбеу, ойысты келген. Онда жазық
тектес аудандар пайда болуына шөгінді жыныстар біркелкі емес
әсер етеді. Әсіресе шығыс және солтүстік бөлігінде қанаттары мен
бұрыштарында елеулі өзгеріс білінеді.
Жалпы алғанда Өзен қатпарлы белдемі Солтүстік – Кавказ –
Маңғышлақ мұнай газ правинциясы құрамына жатады. Солтүстік – Кавказ –
Маңғышлақ провинциясы негізінен жас платформалар қатарына кіреді.
Мұндағы жас платформаға тән бір қасиет, ондағы терең опаңдарда
қатпарлы іргетастармен, қалқанды кешендермен байланыста болып
келетін шөгінді - вулканды қабаттар кездеседі. Метоморфизм жағынан
шөгінді – вулканды қабаттары палеозой жасты каледондық және
төменгі герциндік жыныстарынан жаралып пайда болған болеп келеді.
Олардың жалпы қалыңдықтары платформалық іргетас қалыңдықтарымен
сәйкес келеді. Өз кезегінде Солтүстік – Кавказ – Маңғышлақ мұнай
газ провинциясы Оңтүстік- Маңғышлақ мұнай газ обласынан тұрады.
Оңтүстік – Маңғышлақ обласының пермь – триас қабатының қалыңдығы 4- 5
км – ді құрайды және де карбонатты – терригенді жыныстардан
құралған. Геологиялық жағынан келгенде Оңтүстік – Маңғышлақ обласы
Солтүстік – Кавказ – Маңғышлақ провинциясының шығыс бөлігінде
эпигерцинді платформаның бір бөлігі болып есептеледі. Герцин жасты
түзілімдердің қатпарлы іргетасының жалпы тереңдігі - 9-10 км
құрайды.
Өзен қатпарының платформалық іргетасында үш құрылымдық
кабат бөлінеді, олар: 1) J-ға дейінгі жасты. 2) J-P жасты. 3) N-Q
жасты. Мұндағы шөгінді қабаттың қалыңдығы шамамен 8 – 9 км дейін.
Бұл қабаттардағы РТ түзілімдері бізге негізінен мұнай газ
түзілімдерін іздеу ретінде керек болып табылады. Бұл түзілімдер
жер батіне Маңғышлақ таулары районынан шығады. Оңтүстік – Маңғышлақ
обласының Өзен – Жетібай қатпарында бұл түзілімдер 4 – 5 км
шамасында орналасқан. Бұл түзілімдер өз кезегінде J – T
түзілімдерімен тік құлау бұрыштары арқылы үйлесімсіз орналасқан.
Мұндағы J – T түзілімдері терригенді – карбонатты, қызыл, қызыл-қоңыр
түсті алевролиттерден, аргиллиттерден және линзалы конгломераттардан
тұрады.
Өзен қатпарлы қабатының P – T жасты қабатының тереңдігі 2292
м шамасында. Структураның негізгі биіктігінен батысқа қарай
жергілікті индуляциялық мінезді күмбез байқалады: Батыс және Шығыс
Қарамандымас, Пасумурын, Шығыс Пасумурын, Солтүстік–Батыс, Ақсай және
Хумурун күмбездері. Іс жүзінде өңдеуге оның үшеуі ғана қатысады.
Парсумурун, Солтүстік–Батыс, Хумурун қарастырылып отырғандарының ең
ірісі күмбезі батысында Өзен көтерілімінің орталық бөлігімен
бірігеді және одан тектоникалық бұзылу 10-15 м амплитудалы
субмеридианалды бағытта бөлінеді, көтерілім барлық структуралық
карталарда жақсы байқалады, оның размері 10,8 * 4 км, амплитудасы
105 м.
Литологиялық–стратиграфиялық қатынасында батыс күмбездерінің 22
– 24 горизонттарында қабат Өзен кен орнының негізгі бөлігіндей, жасы
бойынша J2 аален, байосс ярустарымен байланысты және терригенді
жыныстардың кезектесіп келетін кезекті қалыңдығын көрсетеді. Күрделі
құмтастар, алевролиттер, континенталды саздар және жартылай
генезистерден тұрады. Коллектор жыныстары алевролиттік, полимиктілі
және құмтастармен сипатталады. Бөлшек болып келетін сазды горизонттар
пачка қабаттары арасында қара–қоңыр бірқалыпты емес, алевристік
слюдалы, тығыз өсімдік детритінен құралған. Осының нәтижесінде Өзен
қатпары көп қабатты, жарылым бұзылыстардан құралған, күрделі келген
алып құрылымдық қабат болып табылады.
1. 3. Мұнайгаздылығы
Өзен мұнай газ кен орнының ерекшелігі, олар құрамы үлкен
парафиндер мен асфальттардан, смолалы заттардан тұрады. Бұл
болжаудың ерекшелігі мұнай кен орнының шығу жері негізгі
өнімділік қабаты парафинмен қаныққан. Бастапқы мерзімде өңдеу
негізінде көп мөлшерде қабат температураларын зерттеу бойынша
эксперименттік мәліметтері қабаттың парафинге қаныққандылығы және
мұнайдың парафинге қанығу шегі бастапқы қабат жағдайында
мұнайдың газдалуы дәлелденді.
Оңтүстік–Маңғышлақ мұнай газ обласының жалпы өнімді
қабаттарының геологиялық жасы юра жүйесінің ортанғы бөлігі болып
келеді. Осы заңдылықты ескере отырып Өзен кен орнының мұнай
газдылы қабаттары көп горизинтты, өнімділігі мол екенін байқаймыз.
Оңтүстік–Маңғышлақ мұнай газдылы обласының, соның ішінде Өзен кен
орнының өнімдік қабаттарының 80 – 90 % пайызы, осы юра жүйесінің
ортанғы бөлімінде шоғырланған болып келеді. Қазіргі кездегі
өндіріліп жатқан өнімдердің дерлік 90 % пайызға жуығы осы
горизонттардан игеріліп отыр.
Жалпы, осы мұнайгазды обласының өнімді қабаттары сонымен
бірге жоғарғы палеозой жасты, олар таскөмір және перм жүйелері
болып келеді. Сонымен қатар өнімді қабаттарының негізгі тараған
жері болып, ол мезазой жасты жүйелермен байланысты келген. Бұл
жүйелер негізінен триас, юра және бор болып келеді. Ал кайназой
түзілімдеріне келсек, онда олар негізінен палеоген, неоген және
төрттік жүйелері, қарастырылып отырған областа түгелімен дерлік
горизонталды шөге орналасқан болып келеді.
Жоғарыда айтылып өткендей Оңтүстік–Маңғышлақ обласының, соның
ішінде Өзен кен орнының мұнайгаздылы горизонттарының геологиялық
жастары, негізінен мезазой эрасында шоғырланғандары келтірілген. Бұлар
негізінен триас жүйесінің төменгі және ортанғы бөлімдерінен тұрады,
олардағы мұнай газ қабаттары өзіндік қасиеттерімен ерекшеленіп
келген. Мұндағы мұнай түзілімдері терригенді – карбонатты
шөгінділерден қалыптасқан болып келеді.
Юра жүйесінің төменгі, ортанғы және жоғарғы бөлімдері,
қарастырылып отырған мұнай газдылы областың, негізгі өнімді
қабаттарының бірі болып есептеледі. Мұндағы юра жүйесінің шөгінді
тысының құрастырушылары болып, карбонатты – терригенді түзілімдері
болып есептеледі. Бұл қабаттардағы мұнай шоғырларының
ерекшеліктерінің бірі, ол өнімді қабаттарының қалыңдықтарының
молдығында болып келеді .
Газдың құрамының динамикасы Өзен кен орнының этапты
өңдеуінің даму тарихын көрсетеді. Өзен кен орны 1961жылы геологиялық
– геофизикалық зерттеулер барысында ашылған. Жоғарғы және төменгі
бор, олар сеноман, альб, апт және неоком ярустарында өндірістік
өнімді түзілімдері байқалады . Өнімді қабаттының биіктігі 1500 м-ге
жетеді . Бор комплексті түзілімдерінде 12 газдылы горизонттары
белгіленсе , ал юра түзілімдерінде 13 мұнайлы және мұнайгаздылы
горизонттары белгіленген. Тұтқыш түрі негізінен қабатты шоғыр болып
келеді. Юра түзілімдерінде қабатты, тектоникалық экрандалған өнімді
шоғырлары кездеседі .
Коллекторлары кеуекті, құмтастар және алевролиттерден түзілген
болып келеді. Газды қабаттарының ашық кеуектілігі 26,8 – 30,6 %
болса, өткізгіштігі шамамен 0,2 – 0,4 мкм құрайды. Юра түзілімдерінде
кеуектілігі 26,5% және өткізгіштігі 0,523 мкм келловей ярусының 13 –
ші горизонтында белгіленген. Бұл қабаттардың тұтқыштары ретінде,
қалыңдығы 2 – 60 м жететін саздар болып есептеледі. Мұнай қаныққандық
коэффициенті 0,53- 0,73, ал газ қаныққандық коэффициенті 0,5 – 0,6
шамасында. Бастапқы қабат қысымы 11,2 – 19,35 МПа жетсе, қабат
температурасы 57 – 84ºС. Мұнай қабаттарының алғашқы өнімділігі
шамамен 1 – 81 м3сут., аралығында өзгерсе, газ қабаттының өнімділігі
47 – 275м3т.
Мұнай тығыздығы 884 – 874кгм3 шамасында, ол негізінен күкірт
0,16-0,2%, парафин 16-22,6% , шайыр 8-20% құрамдас болып келеді. Бос
газдар этан құрамдас, ауыр көмірсутектерден тұрады .
Газ негізінен метанды 90%, азот 8% және көмірқышқыл газ 2 %
болып келген . Газ шоғырларының қабаттық қысымы 4,3 – 8 МПа, ал
температурасы шамамен 30- 50ºС құрайды. Юра шоғырларының тәртібі суарынды
және газарынды.
Жалпы алғанда Оңтүстік – Маңғышлақ мұнайгаздылы обласы қазіргі
кезде жақсы зерттеліп, толығымен анықталған бір үлкен географиялық
аймақ болып есептеледі. Ал осы областың құрамына жататын
экономикалық, әлеуметтік маңызы зор, алып кен орындары Өзен, Жетібай,
Жангүрші, Дұнға, Еспелісай, Ақтас және т . б ., қазіргі кезде
өндіріліп игеріліп отырған кешендер болып саналады . Бұл областың
мұнайгаздылы түзілімдерін құрастырушы жыныстар, литологиялық
тұрғыдан келгенде, негізінен терригенді жыныстар болып есептеледі.
1.4 Кеніштердің энергетикалық күйінің сипаттамасы
Өзен кен орнында кеніштерді өндіруді және мұнай өңдеу процесін
қиындататын ерекшеліктері бар.
Қорды өңдеу мен өнім горизонттарының су басу теңсіздігі өңдеуді
мұқият бақылау қажеттілігін көрсетеді. Кеніштерді өңдеуді бақылау бойынша
негізгі жиындар ұңғыманы жиілігі жүйелік зерттеуге алып келеді, оның
мағлұьаттары бойынша процесті реттеу мүмкін.
Өңдеу процесінде қабат әрекетін бақылау үшін қабат қысымының таралуы
мен өзгеру сипатын зерттеу қажет. Бұл мақсатпен изобар карталарын немесе
тең қысым карталарын құрып, блоктар мен горизонттар бойынша орташа өлшенген
қабат қысымын анықтауды есептейді.
Блок және горизонттар бойынша қабат қысымының динамикасы 5.1.4.1-
5.1.4.6 кестелерінде келтірілген. 5.1.4.7 кестесінде алғашқы қабат қысымы,
соңғы 5 жыл бойынша горизонт бойынша қабат қысымының динамикасы
көрсетілген. 1987-2004 жж-да горизонт бойынша қабат қысымының динамикасы
5.10(а)-5.10(б) суреттерінде келтірілген. Горизонт бойынша қабат қысымы
динамикасы бойынша айдау аймағында, таңдап алу аймағында қабат қысымы өсіп,
сәкесінше орташа өлшенген қысымдары да жоғарлайды.
Қабат қысымының жоғарлауы қабатқа судың айдалуымен, бұрғылаудан жаңа
ұңғымалар енуімен, ұңғымалардың бақылау және мұнай қорынан айдау қорына
ауысуымен, сонымен қатар әрекетсіз айдау қорынан қызметтегі қорға ауысумен
түсіндіріледі (кесте 5.1.4).
1.1- Кесте горизонт бойынша жұмыс істеп тұрған айдау ұңғымал саны.
Жылдар XIII XIV XV XVI XVII XVIII
2001 250 323 139 95 37 12
2002 297 358 163 104 44 15
2003 323 381 174 120 48 18
2004 330 370 174 123 47 15
Өңдеудің рационалды жүйесін жүзеге асыру үшін қабат қысымы
өзгерісінің динамикасын және қабат энергиясын қолдану мақсатында реттеу
керек. 5.1.4.8 кестесінді мұнай, айдау, бақылау ұңғымаларының 2004 жылдың 2
жарты жылдық горизонттары бойынша қабат қысымын анықтауға сәйкес зерттеу
саны берілген, сонымен қатар жұмыс істеп тұрған мұнай ұңғымаларының жалпы
қорына қатысты жаулап алу проценті берілген.
ОЭПУ-да зерттеу жұмыстарының нәтижесімен қабат қысымдары үшін
беріктік жүйесі көрсетілген.
Қабат қысымының динамикасы бойынша (кесте 5.1.4.7) өңдеудің кейбір
объектілерінде қабат қысымы бастапқы қабат қысымымен салыстырғанда
төмендеуі байқалады :
Хумурун күмбезінің XXII және XIIIгоризонттарында;
Солтүстік – Батыс күмбезінің XIХ және XXI горизонттарында;
Парсымурун XIХ, XX, XXI және XXIV горизонттарында;
1.5 Кен орнын жобалау және өңдеу тарихы
Өзен кен орны 1961 ж. ашылып өндірістік өңдеуге 1964 ж-дан бастап
кен орын өңдеудің негізгі сызбанұсқасына сәйкес ашылған.
Негізгі сызбанұсқаның негізгі талаптары талаптары келесідей :
1) пайдаланудің төрт объектісін бөлу :
I объект – XIII-XIV горизонттар;
II объект – XV-XVI горизонттар;
III объект – XVII горизонттар;
VI объект – XVIII горизонттар;
2) қабат қысымын және қабат температурасын кен орнын өңдеудің
басталуынан орнында ұстау мүмкіндігі;
3) I және II объекттерді айдау ұңғымаларын ені 4 км блоктарға қатармен
кесу жылымен өңдеуді жүзеге асыру;
4) XVII горизонтты өңдеу алғашқы уақытта контурлық су басу мен 8 айдау
ұңғымаларынан кейін жүргізу;
5) XVIII горизонтын қабат қысымынсыз жүргізу;
6) XVII және XVIII горизонттарының жүйесін дәлелдеп одан әрі өңдеу,
өңдеу тиімділігі туралы мәліметтер алынғаннан кейінгі ішкі ыстық
және салқын суды айдау;
7) I объектте әр блок шекарасында – 5, II объектте – 7 қатар
орналасқан; ұңғымалар ара қашықтығы I объект үшін – 500, II объект
үшін – 250м;
8) барлық горизонттың пайдалану мәліметтері негізінде кен орынның
өңдеу жүйесін жетілдіру және технологиялық көрсеткіштерін дәл
білу;
Кен орынның өнімдік горизонттарына суды айдау үшін, сәйкес физико –
химиялық құрамы бар, тұздары бар Каспий теңізінің суы қолданылады, бірақ
бұл судың минералдану дәрежесі бір бірлікке төмен. 1977ж Өзен кен орнының
мұнай горизонттарын өңдеудің комплексті жобасы құрылған, мұнда
технологиялық тапсырмалардан басқа техникалық сұрақтар қойылды. Кен орын
пайдалануын жақсарту мақсатымен ұйымдық - техникалық шаралар және ғылыми –
техникалық проблемаларды шешу бойынша зерттеу бағдарламалары өңделген.
Мұнай өндірісі министрлігімен кен орынды өңдеудің комплексті жобасы
бекітілген. 1979ж. XIII – XIV горизонттарын өңдеудің технологтяылық
сызбанұсқасы 3,3а,4 блоктарда сатылы термальды сулану (СТС) құрастырылған.
1982 ж. Парсумурун, Солтүстік- Батыс Хумурун атты Өзен кен орны
күмбездерінің мұнай кеніштерін өңдеу жобасы қарастырылды. 1983 ж.
төменөнімдік (ТӨА) және жоғарыөнімдік аймақтардың (ЖӨА) өңдеудің жаңа
технологиясы ұсынылды. ТӨА және ЖӨА бөлек өңдеу қарастырылды. Аймақтық су
басу қарқынды жүйесін қолданумен жоғары қысымда ыстық су айдау жолымен
төменөнімдік аймақтарға әсер етудің жаңа әдістері ұсынылды, мұнда қысым 15
МПа-ға дейін және қабаттардың бірігу аймақтарында қысымды реттеу үшін
салқын су айдалады. ТӨА және ЖӨА өңдеу бойынша жүйе қабаттарды жаулап
алуды ығыстыру процесімен өсіріп, мұнай өндіруді және мұнайды қайта
сақтауды жоғарылатады. 1984 ж. Өзен кен орнының ХІІІ горизонтындағы 5а
блогын өндірістік өңдеудің технологиялық сызбанұсқасы қарастырылған.
Келесі сатыларда кен орнын өңдеудің негізгі құжаты “Өзен кен орын
өңдеу жобасы” болды, бұл құжат МНП СССР өңдеу бойынша орталық комиссиямен
бекітілген. Берілген жобалық құжатта оның реализациясы 1988ж. басталды,
мұнда кен орынды өңдеу жүйесін жетілдірудің негізгі бағыттарын дамыту үшін
нұсқаулар : жобалық ұңғыларды орналастыру дәл бөлшектік қабаттар карталарын
қолданумен жүзеге асады, төменөнімдік аймақтарда су басудың қарқынды
жүйесін қолдану кеңейтілуі альтернативті ретінде БӘЗ қолданумен өңдеу
нұсқаулары қарастырылады. Одан әрі жоба қайта қаралып кен орындағы жағдайға
сәйкес реттелді. Қазіргі уақытта негізгі құжат ретінде “Өзен кен орын өңдеу
жобасы” (ВНИИ) қолданылады, бұл құжат 1988ж өңдеу бойынша Орталық
комиссиямен бекітіліп, мұнай алуды жоғарлату бойынша жаңа технологияларды
енгізуді қарастырады. Жобаға сәйкес кен орынды өңдеуде экономикалық тиімді
нұсқа қабаттардан мұнай алуды жоғарылатудың гидродинамикалық әдістері
қарастырылады.
Өзен кен орнын өңдеу уақытында жобалық шешім анализі қабат мұнай
параметрлерінің өзгерісін айқындап, олар өз алдына жобалық мәнінен мұнайды
өндіру көлемінен ауытқуға әсер етті.
“НИПИНефтегаз” анализі нәтижелерінен 2а, 3 блоктық жобасы бекітілді.
Қазіргі уақытта берілген жобаны іске асыру бойынша жұмыстар жүргізілуде.
5а, 6 блоктарын өңдеу жобасы келісу сатысында.
Одан әрі 2002ж 1, 1а, 2 блоктарын өңдеу жобасы қарастырылды, олар
қазіргі уақытта келісу сатысында.
Жалпы Өзен кен орнының барлық блоктарын жобалау бойынша жұмыстардың
аяқталуы 2006 жылға болжанып отыр.
1.6 Өндіру жағдайы
1.6.1 Мұнай және газ өндіру көлемі
Өзен кен орны өнімді горизонттарынан өндіру басталғаннан 291510,3
мың тонна мұнай және 647287,2 мың тонна сұйықтық алынған. Оның ішінде
112432,1 мың тонна мұнай (39 %) ХІV горизонтынан алынды. Басқа пайдалану
объектілер үлесі 1,3%-тең (Солтүстік-Батыс күмбезі) 24%-ке дейін (ХІІІ
горизонт). Кен орын бойынша мұнайды алу коэффициенті 27,5% құрайды. Мұнайды
алу коэффициенті негізгі горизонттары бойынша 34,3% -дан (ХVІ горизонты)
11,5%-на (Хумурун күмбезі) дейін.
01.01.2005 жылға Өзен кен орнының мұнайға қаныққан қабаттарынан
жылдық өндіру мөлшері 5783,9 мың тонна мұнай, 29889,5 мың тонна сұйықтық,
алынатын өнімнің орташа сулануы 80,6%. Сурет 5.2-де өндірудің негізгі
көрсеткіштерінің динамикасы көрсетілген. Соның ішінде 2228,5 мың тонна
мұнай XIII (38,5%) және ХІV (28,6%) горизонттарынан алынған, басқа
пайдалану объектілерінің үлесі 1%-дан (Хумурун күмбезі) 12,8%-ға (ХV
горизонт) дейін. 2004 жыл үшін мұнай өндіру үлесі жалпыдан 1,2% Парсумурун
объектісі үшін және Солтүстік – Батыс үшін 1,6% (Сурет 5.3). Жиналған
мұнайды алу горизонттар үлесі жылдық мұнай өндіруде пропорционалды таралады
: ХІІІ горизонты – 24,4%, ХІV горизонты – 38,6%, ең төменгі пайыз 1,3%
Солтүстік – Батыс күмбезінде (сурет 5.5). 2004 ж үшін мұнай өндіру
келесідей таралған : ауысқан ұңғымалар бойынша – 5467,3 мың тонна (95%),
жаңалары – 265,9 мың тонна (4,1%), әрекетсіздіктен шыққан ұңғымалар бойынша
– 50,7 мың тонна (0,9%).
5.2 кестеде көрсетілгендей 2004 жылы бір ұңғыма мұнайының орташа
дебиті 5,5 ттәулігіне, ал орташа тәуліктік дебиті пайдалану объектілеріне
– 14,8 ттәулік, сұйықтықтың максималды орташа тәуліктік көлемі – ХVІІ
горизонт қабаттарында – 34,2 ттәулік. Өңделетін өнім сулануы 80,6% болды.
Мұнай өндірудің жоғарылауы жүргізілген технологиялық ұйым тиімділігімен
байланысты (кесте 5.2.1-5.2.10).
Бастапқы баланс қорынан таңдап алу темпі 0,55%, бастапқы бөлініп
алынған қор бойынша – 1,24%, сол кезде бөлінген қор бойынша – 3,3%. НИЗ
бойынша таңдап алу темпі өндіру объекттері бойынша сурет 5.4 келтірілген.
Таңдап алудың ең жоғарғы темптері ХІІІ қабаттарында бақыланады және
келесідей :
- бастапқы баланс қорынан таңдап алу темпі – 0,96%,
- бастапқы бөліп алынған қорынан таңдап алу темпі – 2,14%,
- сол кездегі бөліп алынған қорынан таңдап алу темпі – 6,75%.
Хумурун күмбезінде таңдап алудың төмен темптері бақыланады; бастапқы
баланс қорынан – 0,13%, бастапқы бөліп алынған қор – 0,35, сол кездегі қор
үшін – 0,52%.
Горизонттарды өндіру анализі жалпы алғанда мұнай өндірудің
технологиялық көрсеткіштерін өзгерту тенденциясын ажыратуға мүмкіндік
береді. Бөлек блоктар өндіру күйінің анализі дәлірек түсінік береді.
Блоктар бір-бірінен бастапқы бөлінетін және баланс қоры бойынша геологиялық
біртексіздігіне байланысты ажыратылады.
2004 жылы кен орын бойынша мұнай өндіру максималды көлемі 3а
блогында (699,1 мың тонна), 2а (611,5 мың тонна), мұндағы өнім сулануы
82,6%. Ең жоғарғы орташа тәуліктік дебит 10(7,3 ттәулік) және 6а (7,1
ттәулік) блогында, сұйықтық бойынша - 5а блокта (34,2% ттәулік) және
4а блокта мұнай (32,5 ттәулік). Жылдық мұнай өндіру көлемі 5,1 ттәулік
дебитінде және 76,2% сулануда 1 блокта мұнай кеніштерінің шектелу
нәтижесінде ең төменгі үлесі 2,1%.
Пайдалану объектілері және блоктар бойынша мұнайды ең жоғары өндіру
ХІІІ горизонтының 3а блогының 222,6 мың тонна, бұл горизонттың жалпы
өндіру мөлшерін 10% құрайды.
5.7 суретте кен орын бойынша 2001-2004 жж үшін сұйықтық дебиттері
бойынша ұңғыма қорының таралу динамикасы келтірілген. Ең жоғарғы дебит XIV
горизонтының 10 блогында (20,6 ттәулік сулану 59%) және сұйықтық бойынша –
XV горизонтта 6а блокта (58,3 ттәулік сулану 78,3%) су төменгі – мұнай
бойынша XVІІ горизонт қатарында 4а блок (1,4 ттәулік сулану 89,5%),
сұықтық бойынша XVІ горизонт қабаттарында 5а және 6 блоктарында (12,5
ттәулік сулану 41,1%).
Жалпы алғанда ХІІІ горизонт қабаттарында бастапқы бөлінген қоры
бойынша таңдап алудың ең төменгі темпі 10 блокта бақыланады (0,11%), ең
жоғарғы темп – 3а блок қабаттарында (0,23%). 1.01.2005 жылғы ең жоғарғы
КИН күйі бойынша 4 блокта (43,43%) болды, төменгі КИН – 1 блокта (7,85%).
Жалпы XIV горизонт қабаттарында таңдап алудың төменгі темпі бастапқы
бөліп алған қордан 10 блокта (0,03%), ең жоғарғы темп – 1а блокта (38,68%),
төменгі КИН – 10 блокта (3,28%).
XV горизонт қабаттарында ең төменгі таңдап алу темпі 2 блокта
(0,07%), ең жоғарғы темп – 4 блок қабаттарында (0,3%). Ең жоғарғы КИН
1.01.2005 жылға дейін 4а блокта (36,36%) жетіп, төменгі КИН – 1 блокта
(8,78%).
XVI горизонт қабаттарында таңдап алу темптері бастапқы бөліну
қорынан 1, 1а, 2а блоктарында байқалады (0,07%), ең жоғарғы темп 6 блок
қабаттарында (0,22%). Ең жоғарғы 1.01.2005 жылы 2 блокта (40,74%), ал
төменгі КИН – 6 блокта (14,93%).
XVII горизонт қабаттарында ең төменгі таңдап алу темпі 4а блокта
байқалады (0,02%), ең жоғарғы темп – 3а блок қабаттарында (0,10%).
1.01.2005 жылы күйіне ең жоғарғы КИН 2 блокта (46,78%), ал ең төменгі КИН
– 4а блокта (6,88%).
НИЗ-дан горизонт бойынша таңдап алу сурет 5.6-да көрсетілген. Кен
орнын өндіру анализі бойынша мұнайды таңдап алуды ең негізгі әдіс
пайдаланудың механикалық әдісімен жүзеге асады, мұнда мұнайды қорытудың
жылдық көлемі 5601,4 мың тонна, ал сұйықтық үшін 28822,7 мың тонна.
Фонттандық ұңғыма үлесіне 182,5 мың тонна мұнай және 1066,8 мың тонна
сұйықтық келеді (кесте 5.3).
Өзен кен орнында өндірудің басталуынан 01.01.2005 жылы 21211,7 млн
м3 еріген газ келеді.
Еріген газдың 2004 жылы жылдық өндіру 231,4 млн м3 құрайды, бұл
16,5%-ға 2003 жылмен салыстырғанда жоғары. Кен орын бойынша орташа газ
факторы 40 м3т.
2. Ұңғыма қорының жағдайы
1.01.2005 жылы кен орнында өндірудің басынан 5935 ұңғыма бұрғыланды
(соның ішінде 12 суқақпалы), 98 – бақылау категориясына жатады, 1330
жойылған.
2004 жылы кен орны бойынша 95 ұңғыма бұрғыланды, оның 79 өндіру және
16 айдау ұңғымалар (кесте 5.1.1). 2004 жылдың соңына өндіру қорына 3289
ұңғымалар, соның ішінде 3203 жұмыс істеп тұрған ұңғымалар. Кен орын бойынша
өндіру ұңғымаларының пайдалану қорының саны жобадан 804 бірлікке артта
қалып келеді : жұмыс жасап тұрғандар қорының жобалық қордан артта қалуы
673 ұңғымалар. Өндіру қорының артта қалуының негізгі себебі – ұңғыма
енуінің жобадан 1999 жылға дейін қалуы. 2000 жылдан бастап жаңа ұңғымаларды
бұрғылау жобалықтан алға шығуы : 2002 жылы – 24 бірлікке, 2003 жылы – 30
бірлікке, 2004 жылы – 49 бірлікке.
3093 ұңғымалар пайдаланудың механикалық әдісімен жұмыс істеуде,
фонтандық – 50 ұңғымалар, ортадан тепкіш сораппен 33 ұңғыма жабдықталған.
51% фонтандық ұңғымалар ХІІІ горизонттқа, 21% - XIV горизонттқа келеді.
Хумурун, Солтүстік-Батыс және Парсумурун күмбездерінің қабаттары толық
механикалық әдіспен пайдаланады.
Әрекетсіз қорды 86 ұңғыма құрайды. Өндіру қор ұңғымаларын қолдану
коэффициенті кен орын бойынша 0,941, ал пайдалану коэффициенті – 0,966. 5.1
кестеде қолдану және пайдалану коэффициентінің мәндері пайдалану объектісі
және жалпы кен орны бойынша 2002 – 2004 жыл аралығы үшін келтірілген.
1.2 – Кесте ұңғы қорының сипаттамасы
Горизонт, Ұңғыма қорын өндіру Пайдалану коэффициенті
күмбез коэффициенті
2002 2003 2004 2002 2003 2004
XIII 0,850 0,953 0,912 0,950 0,964
0,877
XIV 0,840 0,930 0,928 0,966 0,957
0,889
XV 0,850 0,934 0,926 0,968 0,968
0,902
XVI 0,860 0,943 0,948 0,959 0,965
0,889
XVII 0,800 0,957 0,888 0,946 0,971
0,866
XVIII 0,860 0,956 0,890 0,968 0,975
0,903
XVIII 0,915 0,942
XXI 0,843 0,889
XXII 0,770 0,840 0,923 0,922 0,962 0,955
XXIII 0,880 0,917
Хумурун 0,896 0,921
XV 0,966 0,980
XIX 0,947 0,966
XX 0,870 0,925 0,963 0,937 0,966 0,975
XXI 0,947 0,951
Солт-Бат. 0,951 0,974
XV 0,856 0,875
XIX 0,887 0,900
XX 0,955 0,972
XXI 0,780 0,880 0,983 0,879 0,941 0,996
XXII 0,966 0,981
XXIV 0,982 0,997
Парсумурун 0,964 0,973
По местор. 0,880 0,912 0,941 0,955 0,960 0,966
Жоғарыда аталған коэффициенттер өсуінің бақылау тенденциясы 1999
жылдан 5.1 суретте, жалпы кен орны бойынша ұңғымалар қорының жұмысын
жетілдірумен байланысты.
Жобалықтан айдау қорының артта қалуының негізгі есебі – 2000ж. 2002
жылы жаңа айдау ұңғымаларын бұрғылау жобалықтан 5 бірлікке алда, 2003 ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Кіріспе.
1. Технико-технологиялық бөлім.
1.1. Өзен кен орны туралы жалпы мәліметтер.
1.2. Өзен кен орнының геологиялық құрылымы .
1.2.1. Стратиграфия.
1.2.2. Тектоника.
1.3. Мұнайгаздылығы.
1.4. Кеніштердің энергетикалық күйінің сипаттамасы.
1.5. Кен орнын жобалау және өңдеу тарихы.
1.6. Өндіру жағдайы.
1.6.1. Мұнай және газ өндіру көлемі
1.6.2. Ұңғы қорының жағдайы.
1.6.3. Қабат қысымын ұстау жүйесі.
1.6.4. Ұңғыма өнімдерін жинау және дайындау.
1.7. Күрделі жөндеу жұмыстары.
1.7.1. Ұңғымаларды саңылаусыздандыру.
1.7.2. Ұңғымаларды цементтеу
1.7.3. Тампонажды материялдардың кейбір мәліметтері.
1.7.4. Ұңғымаларда екінші оқпанды кесу және бұрғылау.
1.7.4.1. “Терезені” ашуға орын таңдау.
1.7.4.2. Ұңғымаға ауытқышты түсіруді дайындау.
1.7.4.3. Ауытқышты түсіру және бекіту.
1.7.4.4. Ауытқыштың бағытталған төмен түсуі.
1.7.4.5. Тізбекте “терезе” ашу.
1.7.5. Жуғыш сұйықтар.
1.7.5.1. Ерітінділерді химиялық өңдеу.
1.7.6. Геофизикалық зерттеулер.
1.7.7. Ұңғыманы шегендеуші құбырлармен бекіту.
1.7.8. Тізбекті түсіру.
1.7.8.1. Тізбекті цементтеу.
1.7.9. Екінші оқпанды кесіп бұрғылағаннан кейін ұңғыманы меңгеру
1.7.9.1. Пайдалану тізбегін гермитизациясына таксеру
1.8. Кесу әдісімен және екінші оқпанды бұрғылаумен қайта келтірілген
ұңғыма конструкциясын таңдау.
1.8.1 “Терезенің” ұзындығын анықтау:
1.8.2 Хвостовикті цементтеу есебі.
2. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ
2.1. Өзенмұнайгаз акционерлік қоғамының ұйымдастыру
сипаттамалары
2.2. Негізгі және қосалқы өндірісті ұйымдастыру
2.2.1. Техникалық жабдықталу. Автоматтандыру мен
телемеханикаландыру дәрежесі
2.2.2. Материалдық – техникалық жабдықтауды ұйымдастыру
2.2.3. Кәсіпорын транспортын ұйымдастыру
2.2.4. Ұңғымаларды күрделі жөндеуді ұйымдастыру
2.3. Өзіндік құнды анықтау
2.4. Экономикалық тиімділікті анықтау
3 ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
3.1 Өзен кен орнында қауіпті және зиянды факторларды талдау
3.2 Қорғану шаралары.
3.2.1 Техника қауіпсіздігі
3.2.2 Өндірістік санитария.
3.2.2 Скважиналарды күрделі жөндеу кезінде техника қауіп-сіздік шаралары.
3.2.4 Өрт сөндіру қауіпсіздігі
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ
4.1 Өндірістің биосфера компоненттеріне әсерін талдау
4.1.1 Атмосфераға әсер ету
4.1.2 Гидросфераға әсер ету
4.1.3 Литосфераға әсер ету (топыраққа және жер қойнауына)
4.2 Ұйымдастырылған шаралар
4.3 Техникалық шаралар
4.3.1 Атмосфераны қорғау
4.3.2 Гидросфераны қорғау
4.3.3 Литосфераны қорғау
4.4 Кен орынды игерудің қоршаған ортаға әсері
ҚОРЫТЫНДЫ
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі
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. Технико-технологиялық бөлім
1.1 Өзен кен орыны туралы жалпы мәлімет
Өзен кен орны оңтүстiк Маңғышлақ ойпаты деген атпен белгiлi
Маңғышлақ жарты аралының оңтүстiк шөлдi бөлiгiнде орналасқан. Кен
орны аумағтық бойынша Қазақстанын Маңғыстау облысы кұрамына кiредi.
Орографиясы бойынша оңтүстiк Маңғышлақ кен түрде тараған биiк келген
Үстiрттен тұрады. Абсолюттiк биiктiгi теңiз жағасынан, оңтүстігінде 260 м-
ден, солтүстiгiнде 24 м-ге дейiн жетiп, оңтүстiк, оңтүстiк батысына
қарай құлап жатыр. Районның орталық және оңтүстiк бөлiгiнде жалпы
бiркелкi емес, соның iшiнде кен орнының түртiпсiз орналасқан
ойпаттарының бiрi болып тiк абсолюттi тереңдiгi 132 м. болатын
Қарақия ойпаты орналаскан. Өзен кен орнының жер бедерi өте күрделi.
Құрылымның орталық бөлiгiн Өзен және Төңірекшың ойпаттарының
ортасында орналасқан Үстiрт қыраты орналасқан. Батысында және
солтүстiк батысында кен орны алаңының көлемiнде Өзен ойпаты жағынан
бұзылыс жарықтар кен тараған. Өзен ойпаты алаңы 500 км2 ауданды
алып жатыр. Ойпаттың фундаментi терең жарықтармен кесiлген. Кен орны
алаңының шығыс бөлiгiнде Төңірекшың ойпаты орналасқан. Ол меридиан
бағытымен созылып жатыр. Көлемi мен тереңдiгi Өзен ойпатына
жетпейдi, жоғарғы көрсеткiшi 132 м. Өзен кен орны Солтүстiк Маңғышлақ
мұнайгазды провинциясының Орталық Каспий мұнайгаздылы обласына
жатады. Бұл кен орны жалпы Қазақстан аумағындағы ең iрi кен
орындарының бiрi болып есептеледi. Жалпы алғанда Орталық Каспий
мұнайгаздылы обласы аумағы, геологиялық, тектоникалық орналасу жағынан
ерекшеленедi. Өзен кен орнының өнiмдi қабаты көп тарағандықтан,
олардың литологиялық, фациялық және т.б. қасиеттерi ерекше қаралып
зерттелген.
Өзен кен орын әкімшілік жағынан Қазақстан Республикасының Маңғыстау
обласына қарайды.
Обылыс орталығы Ақтау қаласы, ол кенорыннан 150 км. қашықтықта
орналасқан, бұдан басқа елді мекендер Жаңаөзен қаласы 5,5 км., Жетібай елді
мекені 67 км., ал Құрық елді мекені 150 км. қащықтықта орналасқан.
Өзен кен орыны Өзен-Атырау-Самара магистральды мұнай құбырына және
Өзен-Жетібай-Ақтау газ құбырына жақын орналасқан. Кенорынның шығыс жағынан
Орта Азия-Орталық магитральды газ құбыры өтеді. Жүк темір жол және
автобиль транспорттарымен тасымалданады.
Аймақтың климаты континенталды. Жаз айлары ыстық және
ұзақ болып келеді. Кейбір жылдары ауаның температурасы + 45ºС ыстыққа дейін
жетеді. Қыс айларында қар аз жауады және күшті желді болып келеді, жиі
боран соғады. Желдің орташа жылдамдығы секундына 6-8 метр болады. Қыс
айларында кейбір жылдары ауаның температурасы -30ºС дейін томендейді.
Өсімдік әлемі шөл және жартылай шөлейіт аймаққа тән. Жабайы аңдардан
қарақұйрық, киік, қоян, қарсақ, түлкі және қасқыр көп кездеседі.
1.2. Өзен кен орының геологиялық құрылымы
1.2.1. Стратиграфия
Өзен кен орны терең барлау арқылы ашқанда тұнба жыныстар
қалыңдығы 3000 м-ге жеткен. Құрамында триас (Т), юра (J), бор (К),
төртiк (Q) жүйелерi кiредi. Кен орнының мұнай газдылығы юра (J) және
бор (К) қабатының кейбiр бөлшектерiмен байланысты болып келедi.
Геологиялық тiлмеде кен орнының юра (J) және бор (К) жүйелерiнiң
қабаттарын 26 горизонтқа бөлген. Жоғарыдан төмен қарай 1-12
горизонттары бор (К) жастылары, газдылы қабаттар болып келедi. 13-18-
шi горизонттары жоғарғы және ортанғы юра (J3,J2) жастылары өзiне тән
мұнай газдылы қабаттар басым болып келедi, бұл горизонтар кен
орының негiзгi өнiмдi қабаты болып саналады. Жекелеген күмбездерде
төменгi юра (J1) жасты 19-24 горизонттарында мұнай газ қабаттары
белгiленген.
Триас жүйесi (Т)
Триас жүйесi (T) ритмдi кезектесiп келетiн құмтасты, аргиллитi
жынысты қалыңдықтарынан тұрады. Құмтастар – сұр, ашық сұр, ұсақ
түйiрлi, сазды, алевролиттi, тығыз, кварцты-далашпатты құрамнан тұрады.
Аргиллиттер- қара сұрлы, алевриттi қабаттан және жарықшақты
каолиниттен, гидраслюдалы хлориттерден тұрады. Триас жүйесiнiң (Т)
жалпы қабат қалыңдығы шамамен 100-110 м болып келген.
Юра жүйесi (J)
Юра жүйесi (J) төменгi, ортанғы және жоғарғы бөлiмдерiнен
(J1,J2,J3) тұрады. Юра жүйесi (J) триас жүйесiмен (Т) үйлесiмдi
орналасқан. Негiзiнен бұл жүйе құмтастардан, алевролиттер, ұсақ түйiрлi
саздардан құралған және де мұнда фауна, флора қалдықтары да
кездеседi. Юра жүйесiнiң (J) жалпы қалыңдығы шамамен 850-1000 м
аралығында.
Төменгi юра бөлiмi (J1)
Төменгi юра бөлiмi (J1) триас жүйесiнiң (Т) жекелеген жуылып
ашылған горизонттарының үстiнде үйлесiмдi орналасып жатыр. Бөлiм
негiзiнен алевролиттiң, құмтастардың қайта пайда болуынан, өсiмдiк
қабаттары бар саз және iшiнара көмiр қабаттарынан құралған. Төменгi
юра бөлiмi (J1) 26-25 горизонттарына бөлiнедi. Қабаттың қалыңдығы
шамамен 120-130 м аралығын құрайды.
Ортанғы юра бөлiмi (J2)
Орта юра бөлiмi (J2) континенталды, теңiз, жағалық және ұсақ
су фациялары барлығымен сипатталады. Бұл бөлiмi аален (J2al), байосс
( J2b) және бат (J2bt) ярустарынан тұрады. Бұл қабаттың жыныстық
құрамы төменгi юра (J1) және триас (Т) тақталарымен араласып
орналасқан. Қабаттың жыныстық құрамы құмтастардан, гравелиттерден,
конгламераттардан, алевролиттерден және ұсақ түйiрлi саздардан
құралған. Орта юра бөлiмiнiң (J2) қабаттарының жалпы қалыңдығы 330-
350 м-ге жетедi.
Байосс ярусы (J2b)
Бұл қабат негiзiнен континенталды және лагуна-континенталды
фациялармен, тақталанған құмтас, алевролит және көмiрге айналған
органикалық заттармен, өсiмдiк, көмiр линзалары мен қабатшалары
араласқан сазтастардың барлығымен сипатталады. Байосс ярус
жинақталуларында тiлiктерiнiң төменгi бөлiгiнде сазды және
алевролитті-сазды жыныстардың пайда болуы байқалады. Байосс ярусы
қабаттарының жалпы қалыңдығы шамамен 500-520 м-ге дейiн өзгерiп
тұрады. Бұл ярус 2 подярусқа бөлiнедi: 1. 22-17 горизонттары алып
жатқан төменгi байосс (J2b1), қалыңдығы 100-120 м .2. 16 ,15 ,14
горизонттарын алып жатқан жоғарғы байосс (J2b2) болып келедi.
Жоғарғы юра бөлiмi (J3)
Жоғарғы юра бөлiмi (J3) негiзiнен нашар сақталған теңiз
фаунасының ұсақ қалдықтарымен түзелген. Қалыңдығы шамамен 250
м. Бұл бөлiм келловей және оксфорд (J3k , J3of) ярустарынан
тұрады.
Келловей ярусы (J3k)
Бұл ярус негiзiнен кезектескен құмтас, алевролит және
сазтастардан тұрады. Кейбiр жерлерiнде мергел және
iзбестастардың белгiлерi кездеседi. Келловей ярусы (J3k) 13-14-
шi горизонттарынан тұрады.
Оксфорд ярусы (J3of)
Оксфорд ярусы негiзiнен сазды және мергел қабаттарынан
тұрады. Бұл ярустың астынғы бөлiгi көбiнесе сазды жыныстардан
тұрады, ал жоғарғы бөлiгi мергелдерден құралған. Оксфорд
ярусының қалыңдығы, төменгi бөлiгiнде 90-100 м арасында болып
келсе, ал жоғарғы бөлiгiнiң қалыңдығы шамамен 50-55 м-ге дейiн
барады.
Бор жүйесi (К)
Бор жүйесi (К) қабаты негiзiнен ашылған үстiнгi юраның
(J) үстiне үйлесiмдi орналасқан. Құрамы негiзiнен теңiз қалдықтарынан
тұрады. Литологиялық және генетикалық белгiлерi бойынша
бор жүйесi (К) үшке бөлiнедi:
- төменгi- терригендi – карбонатты
- орта – терригендi – карбонатты (альб, сеноман)
- жоғарғы – карбонатты (туран, дат)
Бор жүйесiнiң (К) жалпы қалыңдығы шамамен 1000-1100 метрге
жуық.
Төрттiк жүйесi (Q)
Кайнозой эрасының (KZ) барлық жүйелерi, олар негiзiнен
палеоген, неоген және төрттiк бұларды бiрiктiрiп қарастыруға
болады. Төрттiк жүйесi негiзiнен палеоген, неоген
жыныстарынан тұрады.
Палеоген қабаты зоогендi мергелдер, iзбестастар жыныстарынан
құралған. Қалыңдығы шамамен 150-170 м.
Неоген қабаты тортон, сармат ярустарынан тұрады. Тортон
ярусының қалыңдығы 20-25 м. Сармат ярусының қалыңдығы 80-90 м
шамасында.
Төрттiк қабаты суглинка, құм, саз, эллювиалды, деллювиалды
пайда болған континенталды фациялардан тұрады. Жалпы
қалыңдығы 5-10 м шамасында.
Юра жүйесi (J) түзілімдерінің литофациялық құрамы
Өзен кен орнының негізгі өнімді қабатының кездесетін,
яғни мұнай газдылы қабатының геологиялық жасы юра жүйесі (J)
болып есептеледі. Сондықтан да кен орнының юра жүйесі (J) жасты
қабатының литофациялық құрамын анықтау, мұнай газ қабатының
қалыптасуының басты факторы болып есептеледі.
Литологиялық- стратиграфиялық тілмеде көрсетіліп кеткеніндей
юра жүйесі(J) бұл кен орнының басты өнімді қабаты болып
саналады. Мұнда көрсетілгендей юра жүйесі (J) үш бөлімнен тұрады,
олар төменгі, ортанғы және жоғарғы бөлімдер. Бұл бөлінген
бөлімдердің әрқайсысының өзіне тән ерекшеліктері бар. Олар
негізінен бұл бөлімдерінің әрқайсысындағы жыныстардың таралу,
түзілу, қалыңдық және құрамдық өзгешеліктерінде жатқанын байқауға
болады. Айта кететін бір жай, бұл юра жүйесінде (J) ең негізгі
және ең басым горизонттар тараған. Бұл горизонттар өз
кезегінде әр жасты, әр құрамды және әр қалыңдықта тарағандарын
көруге болады. Сонымен бірге юра жүйесінде (J) көптеген фауна-
флора организмдерінің таралғанын көреміз.
Литофациялық құрамы мен жаралу тегіне келсек, онда
мында негізінен континенталдық, теңіздік және жағалық фацияларының
басым екенін көруге болады. Фациялық талдау жағынан келсек
Өзен кен орнынынң негізгі құрастырушы шөгінді жыныстары
ретінде құмтастар, алевролиттер және де саздар болып келеді. Осы
ерекшелігіне байланысты юра жүйесі (J) бөлімдерінің өздері
ярустарға жіктеледі. Олар негізінен ортанғы (J2) және жоғарғы (J3)
бөлімдерде байқалады. Сол себептен, осы ерекшеліктерге сүйене
отырып, біз Өзен кен орнының өнімдік қабаттарының 60-70% - ін
ортанғы және жоғарғы юра бөлімдерінде тарағанын байқаймыз.
Төменгі юра бөлімінің (J1) литофациялық құрамы
Бұл бөлімнің триас жүйесімен (Т) үйлесімді жатқанын еске
ала отырып, олардың литофациялық құрамының айырмашылығын көруге
болады. Мұндағы қабаттың литологиялық құрамы негізінен
алевролиттер мен құмтастардан тұрағандығын біле отырып, қабаттың
теңіздік литофациялық жаратылыстан пайда болғанын байқауға
болады. Сонымен бірге бұл қабатта өсімдік қалдықтары бар саз
және көмір қабаттарын байқауға болады.
Құмтастар сұр және қара – сұр, орта және ұсақ түйірлі
келген . Алевролиттер ұсақ түйірлі, ақ – сұр түсті. Ал саздар қара
және сұр түсті. Төменгі юра бөлімінің жалпы қалыңдығы
шамамен 150 – 200 м-ді құрайды.
Ортанғы юра бөлімінің (J2) литофациялық құрамы.
19 – 24 – ші горизонттарының ортанғы юра бөлімінің аален –
байосс ярустарының жинақталуы қалыңдығы кезектесіп келетін
ырғақты терригенді жыныс, күрделі құмтаспен, алевролит және
сазбен континенталды және жартылай континенталды генезис екенін
көрсетеді. 19 – 22 – ші горизонттар жыныстары ортанғы юра
бөлімінің байосс ярусына қатысты болып келеді. Литологиялық
құрамы бойынша, олар негізінен континенталды түрде кезектесіп
келетін құмтастардан және алевролиттерден бөлінген
қабаттармен саз және көмірленген қабаттар, көмірмен оның
линзасы арқылы өседі.
Құмтас пен алевролиттің майдаланған құрамы полимиктілі
болып келеді . Кварц құрамы 19,5 – 38 %, дала шпаты 21,5 – 40,2
% жыныс сынықтары 33 – 49,5%, эффузивтер 0,8 – 2,8 %, кремнийлі
жыныс сынықтары 1,2 – 1,7 %, слюдалар 15% - ке дейінгі аралықта
өзгереді.
Саздар – горизонт пачкаларымен қабат бөлігі болып
табылады. Қара сұр, бірқалыпты емес алевритті слюдалы, тығыз
қысыммен немесе ұсақ және ірі детритті , сидеритті және
кальцитті . Саз текстурасы негізінен жолақты. 23 – 24 – ші
горизонттары ортанғы юра бөлімінің аален ярусына қатысты
қалыңдығы әр түрлі, ұсақ түйірлі құмтастардан, саздар, алевролиттер
қабаттарына тәуелді және ұсақ конгломераттардан тұрады.
Аален ярусының төменгі шекарасы құмтасты – гравелитті
қабат арқылы өтеді, шағылысатын бастапқы жаңа седиментациялық
циклі арқылы. Жоғарғы шекарасы өз кезегінде байосс ярусының
құмтас – гравелитті қалыңдық, алевролитті сазды комплекс
жыныстары арқылы және жұқа кальцилі комплекс арқылы
өтеді.
23 – 24 – ші горизонттарының коллекторлық жыныстары
негізінен құмтастармен, алевролиттермен көрсетіледі. Құмтастар сұр,
қоңыр – сұр, ұсақ, орта және ірі түйірлі. Орташа қаттылығы
гравилитті түйірлермен араласқан. Құмтас және алевролиттің
пайдаланған құрамы полимиктілі болып келеді. Цементті
гидрослюдалы – каолинитті және контактивті. Дөрекі түйірлі
құмтастар аален ярусының төменгі бөлігінде кеңейген. Тілме
бойынша жоғарғы жағында саздылық көбейіп құмтас және
алевролиттер өткені байқалады.
Жоғарғы юра бөлімінің (J3) литологиялық құрамы
13 – 14- ші горизонттарының жоғарғы юра бөлімінің
келловей ярусының шөгінді жинақтары әр түрлі құрамды
келетін терригенді жыныстардан құралған. Бұл жыныстардың жаралу
тектері континенталды және жағалаулық фация болып келеді.
Литологиялық құрамы жағынан мұнда негізінен ұсақ түйірлі
құмтастардан, алевролиттерден және саздардан құралған. Құмтастардың
түрлері полимиктілі болып келеді.
Саздар басым горизонталды және қара – сұр түсті келген.
Өз кезегінде құмтастар тығыз келген және де ақшыл сұр түсті
болып келген. Бұл ярустың жыныстарының түйірлерін цементтеп
тұрғаны гидрослюдалы – каолиниттер болып келеді.
14 – 15 – 16 – ші горизонттарының жоғарғы юра бөлімінің
оксфорд ярусының қабатындағы шөгінділер жинағы қалың
қабатты, кезектесе орналасқан терригенді – карбонатты жыныстардан
құралған. Негізгі литологиялық құрамы, мұнда құмтастар, алевролиттер,
аргиллиттер және саздар болып келеді. Мұндағы құмтастар мен
алевролиттер ұсақ және майда түйірлі, ақшыл сұр және қара
сұр түсті келген. Ал саздар өз кезегінде майда түйірлі,
жіңішке қабатты, ашық сұр түсті келеді. Қабаттың негізгі
құрастырушысы ретінде каолиниттер болып келеді.
1.2.2. Тектоника
Өзен қатпары Жетібай - Өзен зонасының біршама ірі
құрылымы болып есептеледі. Келловей ярусының табаны бойынша, оның
изогипс контуріндегісі 900 м, ұзындығы 45 км, осі бойынша 9 км,
теңселу шегі 200 м.
Өзен қатпарының геоморфологиясы өзінше ерекше келген. Ол
зоналарының өткір кескінделген ассиметриясымен және
периклиналімен кескінделген. Иілістердің бірінде ұзын формалы Өзен
және Төңірекшың ойпаттарының арасында биіктіктері ұштастырылған.
Қатпардың солтүстік қанаты көлбеу, ойысты келген. Онда жазық
тектес аудандар пайда болуына шөгінді жыныстар біркелкі емес
әсер етеді. Әсіресе шығыс және солтүстік бөлігінде қанаттары мен
бұрыштарында елеулі өзгеріс білінеді.
Жалпы алғанда Өзен қатпарлы белдемі Солтүстік – Кавказ –
Маңғышлақ мұнай газ правинциясы құрамына жатады. Солтүстік – Кавказ –
Маңғышлақ провинциясы негізінен жас платформалар қатарына кіреді.
Мұндағы жас платформаға тән бір қасиет, ондағы терең опаңдарда
қатпарлы іргетастармен, қалқанды кешендермен байланыста болып
келетін шөгінді - вулканды қабаттар кездеседі. Метоморфизм жағынан
шөгінді – вулканды қабаттары палеозой жасты каледондық және
төменгі герциндік жыныстарынан жаралып пайда болған болеп келеді.
Олардың жалпы қалыңдықтары платформалық іргетас қалыңдықтарымен
сәйкес келеді. Өз кезегінде Солтүстік – Кавказ – Маңғышлақ мұнай
газ провинциясы Оңтүстік- Маңғышлақ мұнай газ обласынан тұрады.
Оңтүстік – Маңғышлақ обласының пермь – триас қабатының қалыңдығы 4- 5
км – ді құрайды және де карбонатты – терригенді жыныстардан
құралған. Геологиялық жағынан келгенде Оңтүстік – Маңғышлақ обласы
Солтүстік – Кавказ – Маңғышлақ провинциясының шығыс бөлігінде
эпигерцинді платформаның бір бөлігі болып есептеледі. Герцин жасты
түзілімдердің қатпарлы іргетасының жалпы тереңдігі - 9-10 км
құрайды.
Өзен қатпарының платформалық іргетасында үш құрылымдық
кабат бөлінеді, олар: 1) J-ға дейінгі жасты. 2) J-P жасты. 3) N-Q
жасты. Мұндағы шөгінді қабаттың қалыңдығы шамамен 8 – 9 км дейін.
Бұл қабаттардағы РТ түзілімдері бізге негізінен мұнай газ
түзілімдерін іздеу ретінде керек болып табылады. Бұл түзілімдер
жер батіне Маңғышлақ таулары районынан шығады. Оңтүстік – Маңғышлақ
обласының Өзен – Жетібай қатпарында бұл түзілімдер 4 – 5 км
шамасында орналасқан. Бұл түзілімдер өз кезегінде J – T
түзілімдерімен тік құлау бұрыштары арқылы үйлесімсіз орналасқан.
Мұндағы J – T түзілімдері терригенді – карбонатты, қызыл, қызыл-қоңыр
түсті алевролиттерден, аргиллиттерден және линзалы конгломераттардан
тұрады.
Өзен қатпарлы қабатының P – T жасты қабатының тереңдігі 2292
м шамасында. Структураның негізгі биіктігінен батысқа қарай
жергілікті индуляциялық мінезді күмбез байқалады: Батыс және Шығыс
Қарамандымас, Пасумурын, Шығыс Пасумурын, Солтүстік–Батыс, Ақсай және
Хумурун күмбездері. Іс жүзінде өңдеуге оның үшеуі ғана қатысады.
Парсумурун, Солтүстік–Батыс, Хумурун қарастырылып отырғандарының ең
ірісі күмбезі батысында Өзен көтерілімінің орталық бөлігімен
бірігеді және одан тектоникалық бұзылу 10-15 м амплитудалы
субмеридианалды бағытта бөлінеді, көтерілім барлық структуралық
карталарда жақсы байқалады, оның размері 10,8 * 4 км, амплитудасы
105 м.
Литологиялық–стратиграфиялық қатынасында батыс күмбездерінің 22
– 24 горизонттарында қабат Өзен кен орнының негізгі бөлігіндей, жасы
бойынша J2 аален, байосс ярустарымен байланысты және терригенді
жыныстардың кезектесіп келетін кезекті қалыңдығын көрсетеді. Күрделі
құмтастар, алевролиттер, континенталды саздар және жартылай
генезистерден тұрады. Коллектор жыныстары алевролиттік, полимиктілі
және құмтастармен сипатталады. Бөлшек болып келетін сазды горизонттар
пачка қабаттары арасында қара–қоңыр бірқалыпты емес, алевристік
слюдалы, тығыз өсімдік детритінен құралған. Осының нәтижесінде Өзен
қатпары көп қабатты, жарылым бұзылыстардан құралған, күрделі келген
алып құрылымдық қабат болып табылады.
1. 3. Мұнайгаздылығы
Өзен мұнай газ кен орнының ерекшелігі, олар құрамы үлкен
парафиндер мен асфальттардан, смолалы заттардан тұрады. Бұл
болжаудың ерекшелігі мұнай кен орнының шығу жері негізгі
өнімділік қабаты парафинмен қаныққан. Бастапқы мерзімде өңдеу
негізінде көп мөлшерде қабат температураларын зерттеу бойынша
эксперименттік мәліметтері қабаттың парафинге қаныққандылығы және
мұнайдың парафинге қанығу шегі бастапқы қабат жағдайында
мұнайдың газдалуы дәлелденді.
Оңтүстік–Маңғышлақ мұнай газ обласының жалпы өнімді
қабаттарының геологиялық жасы юра жүйесінің ортанғы бөлігі болып
келеді. Осы заңдылықты ескере отырып Өзен кен орнының мұнай
газдылы қабаттары көп горизинтты, өнімділігі мол екенін байқаймыз.
Оңтүстік–Маңғышлақ мұнай газдылы обласының, соның ішінде Өзен кен
орнының өнімдік қабаттарының 80 – 90 % пайызы, осы юра жүйесінің
ортанғы бөлімінде шоғырланған болып келеді. Қазіргі кездегі
өндіріліп жатқан өнімдердің дерлік 90 % пайызға жуығы осы
горизонттардан игеріліп отыр.
Жалпы, осы мұнайгазды обласының өнімді қабаттары сонымен
бірге жоғарғы палеозой жасты, олар таскөмір және перм жүйелері
болып келеді. Сонымен қатар өнімді қабаттарының негізгі тараған
жері болып, ол мезазой жасты жүйелермен байланысты келген. Бұл
жүйелер негізінен триас, юра және бор болып келеді. Ал кайназой
түзілімдеріне келсек, онда олар негізінен палеоген, неоген және
төрттік жүйелері, қарастырылып отырған областа түгелімен дерлік
горизонталды шөге орналасқан болып келеді.
Жоғарыда айтылып өткендей Оңтүстік–Маңғышлақ обласының, соның
ішінде Өзен кен орнының мұнайгаздылы горизонттарының геологиялық
жастары, негізінен мезазой эрасында шоғырланғандары келтірілген. Бұлар
негізінен триас жүйесінің төменгі және ортанғы бөлімдерінен тұрады,
олардағы мұнай газ қабаттары өзіндік қасиеттерімен ерекшеленіп
келген. Мұндағы мұнай түзілімдері терригенді – карбонатты
шөгінділерден қалыптасқан болып келеді.
Юра жүйесінің төменгі, ортанғы және жоғарғы бөлімдері,
қарастырылып отырған мұнай газдылы областың, негізгі өнімді
қабаттарының бірі болып есептеледі. Мұндағы юра жүйесінің шөгінді
тысының құрастырушылары болып, карбонатты – терригенді түзілімдері
болып есептеледі. Бұл қабаттардағы мұнай шоғырларының
ерекшеліктерінің бірі, ол өнімді қабаттарының қалыңдықтарының
молдығында болып келеді .
Газдың құрамының динамикасы Өзен кен орнының этапты
өңдеуінің даму тарихын көрсетеді. Өзен кен орны 1961жылы геологиялық
– геофизикалық зерттеулер барысында ашылған. Жоғарғы және төменгі
бор, олар сеноман, альб, апт және неоком ярустарында өндірістік
өнімді түзілімдері байқалады . Өнімді қабаттының биіктігі 1500 м-ге
жетеді . Бор комплексті түзілімдерінде 12 газдылы горизонттары
белгіленсе , ал юра түзілімдерінде 13 мұнайлы және мұнайгаздылы
горизонттары белгіленген. Тұтқыш түрі негізінен қабатты шоғыр болып
келеді. Юра түзілімдерінде қабатты, тектоникалық экрандалған өнімді
шоғырлары кездеседі .
Коллекторлары кеуекті, құмтастар және алевролиттерден түзілген
болып келеді. Газды қабаттарының ашық кеуектілігі 26,8 – 30,6 %
болса, өткізгіштігі шамамен 0,2 – 0,4 мкм құрайды. Юра түзілімдерінде
кеуектілігі 26,5% және өткізгіштігі 0,523 мкм келловей ярусының 13 –
ші горизонтында белгіленген. Бұл қабаттардың тұтқыштары ретінде,
қалыңдығы 2 – 60 м жететін саздар болып есептеледі. Мұнай қаныққандық
коэффициенті 0,53- 0,73, ал газ қаныққандық коэффициенті 0,5 – 0,6
шамасында. Бастапқы қабат қысымы 11,2 – 19,35 МПа жетсе, қабат
температурасы 57 – 84ºС. Мұнай қабаттарының алғашқы өнімділігі
шамамен 1 – 81 м3сут., аралығында өзгерсе, газ қабаттының өнімділігі
47 – 275м3т.
Мұнай тығыздығы 884 – 874кгм3 шамасында, ол негізінен күкірт
0,16-0,2%, парафин 16-22,6% , шайыр 8-20% құрамдас болып келеді. Бос
газдар этан құрамдас, ауыр көмірсутектерден тұрады .
Газ негізінен метанды 90%, азот 8% және көмірқышқыл газ 2 %
болып келген . Газ шоғырларының қабаттық қысымы 4,3 – 8 МПа, ал
температурасы шамамен 30- 50ºС құрайды. Юра шоғырларының тәртібі суарынды
және газарынды.
Жалпы алғанда Оңтүстік – Маңғышлақ мұнайгаздылы обласы қазіргі
кезде жақсы зерттеліп, толығымен анықталған бір үлкен географиялық
аймақ болып есептеледі. Ал осы областың құрамына жататын
экономикалық, әлеуметтік маңызы зор, алып кен орындары Өзен, Жетібай,
Жангүрші, Дұнға, Еспелісай, Ақтас және т . б ., қазіргі кезде
өндіріліп игеріліп отырған кешендер болып саналады . Бұл областың
мұнайгаздылы түзілімдерін құрастырушы жыныстар, литологиялық
тұрғыдан келгенде, негізінен терригенді жыныстар болып есептеледі.
1.4 Кеніштердің энергетикалық күйінің сипаттамасы
Өзен кен орнында кеніштерді өндіруді және мұнай өңдеу процесін
қиындататын ерекшеліктері бар.
Қорды өңдеу мен өнім горизонттарының су басу теңсіздігі өңдеуді
мұқият бақылау қажеттілігін көрсетеді. Кеніштерді өңдеуді бақылау бойынша
негізгі жиындар ұңғыманы жиілігі жүйелік зерттеуге алып келеді, оның
мағлұьаттары бойынша процесті реттеу мүмкін.
Өңдеу процесінде қабат әрекетін бақылау үшін қабат қысымының таралуы
мен өзгеру сипатын зерттеу қажет. Бұл мақсатпен изобар карталарын немесе
тең қысым карталарын құрып, блоктар мен горизонттар бойынша орташа өлшенген
қабат қысымын анықтауды есептейді.
Блок және горизонттар бойынша қабат қысымының динамикасы 5.1.4.1-
5.1.4.6 кестелерінде келтірілген. 5.1.4.7 кестесінде алғашқы қабат қысымы,
соңғы 5 жыл бойынша горизонт бойынша қабат қысымының динамикасы
көрсетілген. 1987-2004 жж-да горизонт бойынша қабат қысымының динамикасы
5.10(а)-5.10(б) суреттерінде келтірілген. Горизонт бойынша қабат қысымы
динамикасы бойынша айдау аймағында, таңдап алу аймағында қабат қысымы өсіп,
сәкесінше орташа өлшенген қысымдары да жоғарлайды.
Қабат қысымының жоғарлауы қабатқа судың айдалуымен, бұрғылаудан жаңа
ұңғымалар енуімен, ұңғымалардың бақылау және мұнай қорынан айдау қорына
ауысуымен, сонымен қатар әрекетсіз айдау қорынан қызметтегі қорға ауысумен
түсіндіріледі (кесте 5.1.4).
1.1- Кесте горизонт бойынша жұмыс істеп тұрған айдау ұңғымал саны.
Жылдар XIII XIV XV XVI XVII XVIII
2001 250 323 139 95 37 12
2002 297 358 163 104 44 15
2003 323 381 174 120 48 18
2004 330 370 174 123 47 15
Өңдеудің рационалды жүйесін жүзеге асыру үшін қабат қысымы
өзгерісінің динамикасын және қабат энергиясын қолдану мақсатында реттеу
керек. 5.1.4.8 кестесінді мұнай, айдау, бақылау ұңғымаларының 2004 жылдың 2
жарты жылдық горизонттары бойынша қабат қысымын анықтауға сәйкес зерттеу
саны берілген, сонымен қатар жұмыс істеп тұрған мұнай ұңғымаларының жалпы
қорына қатысты жаулап алу проценті берілген.
ОЭПУ-да зерттеу жұмыстарының нәтижесімен қабат қысымдары үшін
беріктік жүйесі көрсетілген.
Қабат қысымының динамикасы бойынша (кесте 5.1.4.7) өңдеудің кейбір
объектілерінде қабат қысымы бастапқы қабат қысымымен салыстырғанда
төмендеуі байқалады :
Хумурун күмбезінің XXII және XIIIгоризонттарында;
Солтүстік – Батыс күмбезінің XIХ және XXI горизонттарында;
Парсымурун XIХ, XX, XXI және XXIV горизонттарында;
1.5 Кен орнын жобалау және өңдеу тарихы
Өзен кен орны 1961 ж. ашылып өндірістік өңдеуге 1964 ж-дан бастап
кен орын өңдеудің негізгі сызбанұсқасына сәйкес ашылған.
Негізгі сызбанұсқаның негізгі талаптары талаптары келесідей :
1) пайдаланудің төрт объектісін бөлу :
I объект – XIII-XIV горизонттар;
II объект – XV-XVI горизонттар;
III объект – XVII горизонттар;
VI объект – XVIII горизонттар;
2) қабат қысымын және қабат температурасын кен орнын өңдеудің
басталуынан орнында ұстау мүмкіндігі;
3) I және II объекттерді айдау ұңғымаларын ені 4 км блоктарға қатармен
кесу жылымен өңдеуді жүзеге асыру;
4) XVII горизонтты өңдеу алғашқы уақытта контурлық су басу мен 8 айдау
ұңғымаларынан кейін жүргізу;
5) XVIII горизонтын қабат қысымынсыз жүргізу;
6) XVII және XVIII горизонттарының жүйесін дәлелдеп одан әрі өңдеу,
өңдеу тиімділігі туралы мәліметтер алынғаннан кейінгі ішкі ыстық
және салқын суды айдау;
7) I объектте әр блок шекарасында – 5, II объектте – 7 қатар
орналасқан; ұңғымалар ара қашықтығы I объект үшін – 500, II объект
үшін – 250м;
8) барлық горизонттың пайдалану мәліметтері негізінде кен орынның
өңдеу жүйесін жетілдіру және технологиялық көрсеткіштерін дәл
білу;
Кен орынның өнімдік горизонттарына суды айдау үшін, сәйкес физико –
химиялық құрамы бар, тұздары бар Каспий теңізінің суы қолданылады, бірақ
бұл судың минералдану дәрежесі бір бірлікке төмен. 1977ж Өзен кен орнының
мұнай горизонттарын өңдеудің комплексті жобасы құрылған, мұнда
технологиялық тапсырмалардан басқа техникалық сұрақтар қойылды. Кен орын
пайдалануын жақсарту мақсатымен ұйымдық - техникалық шаралар және ғылыми –
техникалық проблемаларды шешу бойынша зерттеу бағдарламалары өңделген.
Мұнай өндірісі министрлігімен кен орынды өңдеудің комплексті жобасы
бекітілген. 1979ж. XIII – XIV горизонттарын өңдеудің технологтяылық
сызбанұсқасы 3,3а,4 блоктарда сатылы термальды сулану (СТС) құрастырылған.
1982 ж. Парсумурун, Солтүстік- Батыс Хумурун атты Өзен кен орны
күмбездерінің мұнай кеніштерін өңдеу жобасы қарастырылды. 1983 ж.
төменөнімдік (ТӨА) және жоғарыөнімдік аймақтардың (ЖӨА) өңдеудің жаңа
технологиясы ұсынылды. ТӨА және ЖӨА бөлек өңдеу қарастырылды. Аймақтық су
басу қарқынды жүйесін қолданумен жоғары қысымда ыстық су айдау жолымен
төменөнімдік аймақтарға әсер етудің жаңа әдістері ұсынылды, мұнда қысым 15
МПа-ға дейін және қабаттардың бірігу аймақтарында қысымды реттеу үшін
салқын су айдалады. ТӨА және ЖӨА өңдеу бойынша жүйе қабаттарды жаулап
алуды ығыстыру процесімен өсіріп, мұнай өндіруді және мұнайды қайта
сақтауды жоғарылатады. 1984 ж. Өзен кен орнының ХІІІ горизонтындағы 5а
блогын өндірістік өңдеудің технологиялық сызбанұсқасы қарастырылған.
Келесі сатыларда кен орнын өңдеудің негізгі құжаты “Өзен кен орын
өңдеу жобасы” болды, бұл құжат МНП СССР өңдеу бойынша орталық комиссиямен
бекітілген. Берілген жобалық құжатта оның реализациясы 1988ж. басталды,
мұнда кен орынды өңдеу жүйесін жетілдірудің негізгі бағыттарын дамыту үшін
нұсқаулар : жобалық ұңғыларды орналастыру дәл бөлшектік қабаттар карталарын
қолданумен жүзеге асады, төменөнімдік аймақтарда су басудың қарқынды
жүйесін қолдану кеңейтілуі альтернативті ретінде БӘЗ қолданумен өңдеу
нұсқаулары қарастырылады. Одан әрі жоба қайта қаралып кен орындағы жағдайға
сәйкес реттелді. Қазіргі уақытта негізгі құжат ретінде “Өзен кен орын өңдеу
жобасы” (ВНИИ) қолданылады, бұл құжат 1988ж өңдеу бойынша Орталық
комиссиямен бекітіліп, мұнай алуды жоғарлату бойынша жаңа технологияларды
енгізуді қарастырады. Жобаға сәйкес кен орынды өңдеуде экономикалық тиімді
нұсқа қабаттардан мұнай алуды жоғарылатудың гидродинамикалық әдістері
қарастырылады.
Өзен кен орнын өңдеу уақытында жобалық шешім анализі қабат мұнай
параметрлерінің өзгерісін айқындап, олар өз алдына жобалық мәнінен мұнайды
өндіру көлемінен ауытқуға әсер етті.
“НИПИНефтегаз” анализі нәтижелерінен 2а, 3 блоктық жобасы бекітілді.
Қазіргі уақытта берілген жобаны іске асыру бойынша жұмыстар жүргізілуде.
5а, 6 блоктарын өңдеу жобасы келісу сатысында.
Одан әрі 2002ж 1, 1а, 2 блоктарын өңдеу жобасы қарастырылды, олар
қазіргі уақытта келісу сатысында.
Жалпы Өзен кен орнының барлық блоктарын жобалау бойынша жұмыстардың
аяқталуы 2006 жылға болжанып отыр.
1.6 Өндіру жағдайы
1.6.1 Мұнай және газ өндіру көлемі
Өзен кен орны өнімді горизонттарынан өндіру басталғаннан 291510,3
мың тонна мұнай және 647287,2 мың тонна сұйықтық алынған. Оның ішінде
112432,1 мың тонна мұнай (39 %) ХІV горизонтынан алынды. Басқа пайдалану
объектілер үлесі 1,3%-тең (Солтүстік-Батыс күмбезі) 24%-ке дейін (ХІІІ
горизонт). Кен орын бойынша мұнайды алу коэффициенті 27,5% құрайды. Мұнайды
алу коэффициенті негізгі горизонттары бойынша 34,3% -дан (ХVІ горизонты)
11,5%-на (Хумурун күмбезі) дейін.
01.01.2005 жылға Өзен кен орнының мұнайға қаныққан қабаттарынан
жылдық өндіру мөлшері 5783,9 мың тонна мұнай, 29889,5 мың тонна сұйықтық,
алынатын өнімнің орташа сулануы 80,6%. Сурет 5.2-де өндірудің негізгі
көрсеткіштерінің динамикасы көрсетілген. Соның ішінде 2228,5 мың тонна
мұнай XIII (38,5%) және ХІV (28,6%) горизонттарынан алынған, басқа
пайдалану объектілерінің үлесі 1%-дан (Хумурун күмбезі) 12,8%-ға (ХV
горизонт) дейін. 2004 жыл үшін мұнай өндіру үлесі жалпыдан 1,2% Парсумурун
объектісі үшін және Солтүстік – Батыс үшін 1,6% (Сурет 5.3). Жиналған
мұнайды алу горизонттар үлесі жылдық мұнай өндіруде пропорционалды таралады
: ХІІІ горизонты – 24,4%, ХІV горизонты – 38,6%, ең төменгі пайыз 1,3%
Солтүстік – Батыс күмбезінде (сурет 5.5). 2004 ж үшін мұнай өндіру
келесідей таралған : ауысқан ұңғымалар бойынша – 5467,3 мың тонна (95%),
жаңалары – 265,9 мың тонна (4,1%), әрекетсіздіктен шыққан ұңғымалар бойынша
– 50,7 мың тонна (0,9%).
5.2 кестеде көрсетілгендей 2004 жылы бір ұңғыма мұнайының орташа
дебиті 5,5 ттәулігіне, ал орташа тәуліктік дебиті пайдалану объектілеріне
– 14,8 ттәулік, сұйықтықтың максималды орташа тәуліктік көлемі – ХVІІ
горизонт қабаттарында – 34,2 ттәулік. Өңделетін өнім сулануы 80,6% болды.
Мұнай өндірудің жоғарылауы жүргізілген технологиялық ұйым тиімділігімен
байланысты (кесте 5.2.1-5.2.10).
Бастапқы баланс қорынан таңдап алу темпі 0,55%, бастапқы бөлініп
алынған қор бойынша – 1,24%, сол кезде бөлінген қор бойынша – 3,3%. НИЗ
бойынша таңдап алу темпі өндіру объекттері бойынша сурет 5.4 келтірілген.
Таңдап алудың ең жоғарғы темптері ХІІІ қабаттарында бақыланады және
келесідей :
- бастапқы баланс қорынан таңдап алу темпі – 0,96%,
- бастапқы бөліп алынған қорынан таңдап алу темпі – 2,14%,
- сол кездегі бөліп алынған қорынан таңдап алу темпі – 6,75%.
Хумурун күмбезінде таңдап алудың төмен темптері бақыланады; бастапқы
баланс қорынан – 0,13%, бастапқы бөліп алынған қор – 0,35, сол кездегі қор
үшін – 0,52%.
Горизонттарды өндіру анализі жалпы алғанда мұнай өндірудің
технологиялық көрсеткіштерін өзгерту тенденциясын ажыратуға мүмкіндік
береді. Бөлек блоктар өндіру күйінің анализі дәлірек түсінік береді.
Блоктар бір-бірінен бастапқы бөлінетін және баланс қоры бойынша геологиялық
біртексіздігіне байланысты ажыратылады.
2004 жылы кен орын бойынша мұнай өндіру максималды көлемі 3а
блогында (699,1 мың тонна), 2а (611,5 мың тонна), мұндағы өнім сулануы
82,6%. Ең жоғарғы орташа тәуліктік дебит 10(7,3 ттәулік) және 6а (7,1
ттәулік) блогында, сұйықтық бойынша - 5а блокта (34,2% ттәулік) және
4а блокта мұнай (32,5 ттәулік). Жылдық мұнай өндіру көлемі 5,1 ттәулік
дебитінде және 76,2% сулануда 1 блокта мұнай кеніштерінің шектелу
нәтижесінде ең төменгі үлесі 2,1%.
Пайдалану объектілері және блоктар бойынша мұнайды ең жоғары өндіру
ХІІІ горизонтының 3а блогының 222,6 мың тонна, бұл горизонттың жалпы
өндіру мөлшерін 10% құрайды.
5.7 суретте кен орын бойынша 2001-2004 жж үшін сұйықтық дебиттері
бойынша ұңғыма қорының таралу динамикасы келтірілген. Ең жоғарғы дебит XIV
горизонтының 10 блогында (20,6 ттәулік сулану 59%) және сұйықтық бойынша –
XV горизонтта 6а блокта (58,3 ттәулік сулану 78,3%) су төменгі – мұнай
бойынша XVІІ горизонт қатарында 4а блок (1,4 ттәулік сулану 89,5%),
сұықтық бойынша XVІ горизонт қабаттарында 5а және 6 блоктарында (12,5
ттәулік сулану 41,1%).
Жалпы алғанда ХІІІ горизонт қабаттарында бастапқы бөлінген қоры
бойынша таңдап алудың ең төменгі темпі 10 блокта бақыланады (0,11%), ең
жоғарғы темп – 3а блок қабаттарында (0,23%). 1.01.2005 жылғы ең жоғарғы
КИН күйі бойынша 4 блокта (43,43%) болды, төменгі КИН – 1 блокта (7,85%).
Жалпы XIV горизонт қабаттарында таңдап алудың төменгі темпі бастапқы
бөліп алған қордан 10 блокта (0,03%), ең жоғарғы темп – 1а блокта (38,68%),
төменгі КИН – 10 блокта (3,28%).
XV горизонт қабаттарында ең төменгі таңдап алу темпі 2 блокта
(0,07%), ең жоғарғы темп – 4 блок қабаттарында (0,3%). Ең жоғарғы КИН
1.01.2005 жылға дейін 4а блокта (36,36%) жетіп, төменгі КИН – 1 блокта
(8,78%).
XVI горизонт қабаттарында таңдап алу темптері бастапқы бөліну
қорынан 1, 1а, 2а блоктарында байқалады (0,07%), ең жоғарғы темп 6 блок
қабаттарында (0,22%). Ең жоғарғы 1.01.2005 жылы 2 блокта (40,74%), ал
төменгі КИН – 6 блокта (14,93%).
XVII горизонт қабаттарында ең төменгі таңдап алу темпі 4а блокта
байқалады (0,02%), ең жоғарғы темп – 3а блок қабаттарында (0,10%).
1.01.2005 жылы күйіне ең жоғарғы КИН 2 блокта (46,78%), ал ең төменгі КИН
– 4а блокта (6,88%).
НИЗ-дан горизонт бойынша таңдап алу сурет 5.6-да көрсетілген. Кен
орнын өндіру анализі бойынша мұнайды таңдап алуды ең негізгі әдіс
пайдаланудың механикалық әдісімен жүзеге асады, мұнда мұнайды қорытудың
жылдық көлемі 5601,4 мың тонна, ал сұйықтық үшін 28822,7 мың тонна.
Фонттандық ұңғыма үлесіне 182,5 мың тонна мұнай және 1066,8 мың тонна
сұйықтық келеді (кесте 5.3).
Өзен кен орнында өндірудің басталуынан 01.01.2005 жылы 21211,7 млн
м3 еріген газ келеді.
Еріген газдың 2004 жылы жылдық өндіру 231,4 млн м3 құрайды, бұл
16,5%-ға 2003 жылмен салыстырғанда жоғары. Кен орын бойынша орташа газ
факторы 40 м3т.
2. Ұңғыма қорының жағдайы
1.01.2005 жылы кен орнында өндірудің басынан 5935 ұңғыма бұрғыланды
(соның ішінде 12 суқақпалы), 98 – бақылау категориясына жатады, 1330
жойылған.
2004 жылы кен орны бойынша 95 ұңғыма бұрғыланды, оның 79 өндіру және
16 айдау ұңғымалар (кесте 5.1.1). 2004 жылдың соңына өндіру қорына 3289
ұңғымалар, соның ішінде 3203 жұмыс істеп тұрған ұңғымалар. Кен орын бойынша
өндіру ұңғымаларының пайдалану қорының саны жобадан 804 бірлікке артта
қалып келеді : жұмыс жасап тұрғандар қорының жобалық қордан артта қалуы
673 ұңғымалар. Өндіру қорының артта қалуының негізгі себебі – ұңғыма
енуінің жобадан 1999 жылға дейін қалуы. 2000 жылдан бастап жаңа ұңғымаларды
бұрғылау жобалықтан алға шығуы : 2002 жылы – 24 бірлікке, 2003 жылы – 30
бірлікке, 2004 жылы – 49 бірлікке.
3093 ұңғымалар пайдаланудың механикалық әдісімен жұмыс істеуде,
фонтандық – 50 ұңғымалар, ортадан тепкіш сораппен 33 ұңғыма жабдықталған.
51% фонтандық ұңғымалар ХІІІ горизонттқа, 21% - XIV горизонттқа келеді.
Хумурун, Солтүстік-Батыс және Парсумурун күмбездерінің қабаттары толық
механикалық әдіспен пайдаланады.
Әрекетсіз қорды 86 ұңғыма құрайды. Өндіру қор ұңғымаларын қолдану
коэффициенті кен орын бойынша 0,941, ал пайдалану коэффициенті – 0,966. 5.1
кестеде қолдану және пайдалану коэффициентінің мәндері пайдалану объектісі
және жалпы кен орны бойынша 2002 – 2004 жыл аралығы үшін келтірілген.
1.2 – Кесте ұңғы қорының сипаттамасы
Горизонт, Ұңғыма қорын өндіру Пайдалану коэффициенті
күмбез коэффициенті
2002 2003 2004 2002 2003 2004
XIII 0,850 0,953 0,912 0,950 0,964
0,877
XIV 0,840 0,930 0,928 0,966 0,957
0,889
XV 0,850 0,934 0,926 0,968 0,968
0,902
XVI 0,860 0,943 0,948 0,959 0,965
0,889
XVII 0,800 0,957 0,888 0,946 0,971
0,866
XVIII 0,860 0,956 0,890 0,968 0,975
0,903
XVIII 0,915 0,942
XXI 0,843 0,889
XXII 0,770 0,840 0,923 0,922 0,962 0,955
XXIII 0,880 0,917
Хумурун 0,896 0,921
XV 0,966 0,980
XIX 0,947 0,966
XX 0,870 0,925 0,963 0,937 0,966 0,975
XXI 0,947 0,951
Солт-Бат. 0,951 0,974
XV 0,856 0,875
XIX 0,887 0,900
XX 0,955 0,972
XXI 0,780 0,880 0,983 0,879 0,941 0,996
XXII 0,966 0,981
XXIV 0,982 0,997
Парсумурун 0,964 0,973
По местор. 0,880 0,912 0,941 0,955 0,960 0,966
Жоғарыда аталған коэффициенттер өсуінің бақылау тенденциясы 1999
жылдан 5.1 суретте, жалпы кен орны бойынша ұңғымалар қорының жұмысын
жетілдірумен байланысты.
Жобалықтан айдау қорының артта қалуының негізгі есебі – 2000ж. 2002
жылы жаңа айдау ұңғымаларын бұрғылау жобалықтан 5 бірлікке алда, 2003 ... 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