Мұнай мен газдың қорлары
КІРІСПЕ
Қарашығанақ мұнай – газ конденсатты кен орны 1984 жылдың қараша айынан
тәжірибелі өндірістік игеруде және қазіргі кезде 1991 жылдың 5 – ші
шілдесінде бекітілген Тәжірибелі – өндірістік игерудің айқындалған
жобасына сәйкес игеру жұмыстары жүріп жатыр.
ТӨИ процесінде сайклинг процесті ұйымдастыру, жобаланған сызба бойынша
кен орнында бұрғылау жұмыстарын жүргізу, зертханалық және кәсіптік
зерттеулер бағдарламасын жүзеге асыру, игеру нысандары бойынша өнімді
есептеу жұмыстарын ұйымдастыру сияқты жобаның негізгі мақсаттары
орындалмады. Сонымен бірге 1988 жылдан кейін орындалған зертханалық,
кәсіптік және геофизикалық зерттеулер нәтижелері жыныстардың жинағыштық
қасиеттерінің (коллекторлық) және оларды қанықтырып тұрған флюидтердің
қасиеттерін анықтауға жағдай жасады. Бұл Қарашығанақ кен орнының жаңа
геостатикалық және флюидтік моделін құруға мүмкіндік туғызады. Сөйтіп,
олардың бәрі ескерілген жаңа жобалау құжатын құру қажеттілігі туды. 1997
жылы қараша айында Қазақстан Республикасы кен орнын игерудің негізгі
шарттары баяндалған Өнімді бөлудің түпкілікті келісіміне (ӨБТК) қол
қойды. Бұл келісімде газ – конденсатты бөлігіне газды кері айдау және
горизонтальды ұңғымалар және ағысты үдемелету әдісі көмегімен мұнай жұрынын
игеруді іске асыру қарастырылған.
06.11.97 жылы және 06.02.98 жылы мәжілісінде ЦКР, Казахойл, мердігер
өкілдерінің біріккен шешімі бойынша Қарашығанақ кен орнын әрі қарай
игерудегі жобалау құжаты технологиялық сызба болу керек деп шешілді. Бұл
шешімдерді орындауда геологиялық (МҚК ҚР № 22 – 99 – У хаттамасы) және
өндірілмек (14.11.99 ж. ҚР МҚК № 42 – 99 – У) қорларын қайта санау
жұмыстары жүргізілді.
Қазақстан Республикасы мен мердігер арасындағы ӨБТК шарттарына сәйкес
келетін өндірілетін газдың 40% кері айдау нұсқасын енгізуге МҚК шешімі
бекітілді. Әртүрлі жобалау шешімін бағалау мақсатымен салада қабылданған
үлгіге сәйкес қабат моделі құрастырылды. Бұл модель мамандарға игерудің
технологиялық көрсеткіштерін қайта өңдеуге және болжамдауға, ұсынылған
технологиялық шешімдердің тиімділігін бағалау үшін экономикалық модельге
қорытынды нәтижелері енгізуге мүмкіндік береді. Игерудің технологиялық
сызбасын құрастыру жұмысында қойнауды пайдаланушы мен Қазақстан
Республикасы арасындағы (ӨБТК) өнімді бөлудің түпкілікті келісімінің
қағидалары мен көзқарастарын басшылыққа алады.
2003 жылдан шоғырдың дөңбеккүмбезді бөлігіне газды екінші қайта айдау
жүйесі жұмыс жасауда сайклинг процесі өте шығынды механизм болғанымен, оны
қолдану келісім шарт мерзімі аралығында конденсат бергіштігін екі есе
көбейтуге мүмкіндік береді. Сөйтіп келісім – шарт мерзімі аралығында 10%
конденсат өндірудің орнына 20% - дан жоғары өнім алуға жағдай туғызады.
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
Қарашығанақ МГККО Батыс – Қазақстан облысының батысында, Бөрлі
ауданының территориясында орналасқан. Аудан климаты континентальды.
Температура қыста -400С-қа дейін жазда +400С арасында тербеліп тұрады.
Оңтүстік – шығыс және солтүстік – батыс бағытындағы желдер басым. Орташа
жылдық жауын – шашын мөлшері 300 – 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі
арақашықтық 160 км, Орынборға дейін 155 км, ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ дейінгі
газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты пункттар:
Қарашығанақ ауылы 10 км, Тұңғыш ауылы 2 км, Березовка ауылы 3 км.
Ауданнның географиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан
тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен,
Солтүстік шығысында Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс
ауданында Елек өзенінің сол ағысы болып саналатын Березовка өзені қиып
өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи су қоймалары
кездеседі.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады.
Сулы горизонттар 65 - 110 м тереңдікте, әктас және мергель
жарықшақтарында орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас
кезеңіндей құмтастарда қалыптасқан.
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3тл
ал ұңғы шығымы тәулігіне 26 - 100 м3тәу.
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында соғады,
күзде, қыста және көктемде жылдың орташа жауын - шашын көлемі 300 - 950 мм-
ді құрайды. Грунттың қалыңдығы, қар табанына байланысты 1-ден 1,5 метрге
дейін өзгереді. Жылыту маусымының ұзақтылығы 176 күн (1510 - 1504)
1.2 Кен орынның геологиялық зертелу және игеру
Қарашығанақ ауданында сейсмикалық жұмыстар шағылған толқын әдісімен
(ШТӘ) сирек профиль торкөзде (10 км) магнитті тіркеуші аппаратурасымен
бірінші рет 1970 – 1972 жылдары Урал геофизикалық экспедициясымен
жүргізілді. Олардың нәтижелері бойынша Қарашығанақ тұзды дөңесі ашылды.
Ол антиклиналды құрылым көлемі 5·9 км шағылған горизонт П бойынша
амплитудасы 150 км болып табылатын тұзды шөгіндіден құралған.
Материалдарды қайта интерпретациялау нәтижесінде көрсетілген горизонт
бойынша құрылым жұмыс тақырыбы нақты анықталып және өлшемі 10·20 км
болатын брахиантиклинал түрінде сызылды. Амплитудасы 400 метрден жоғары
шамамен минималды өлшемі 4400 м болатын күмбезді анықтаған. Бұл құжаттар П-
10 параметрлік ұңғысының құрылымын жасауға ұсыныстар негізін құрады.
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы
Уральскнефтегазгеология өндірістік – геологиялық бірлестігінің № 10-П
параметрлік ұңғыны бұрғылау кезінде ашылған. Кен орын Каспий ойпатының
солтүстік жағында орналасқан.
Мұнайгазконденсат кеніші терең жатысты тұз асты құрылымында
негізделген және кристалды фундамент шоқысында жататын төменгі перьм және
жоғарғы тас көмір жасты күшті рифогенді карбонатты денемен берілген.
Мұнайгаздылық этажы 300-ден 1600 м-ге дейін, ал осындағы мұнайлы
бөлігінің қалындығы 200 м. Газ су контактісі 4950 м тереңдікте, су мұнай
контактісі 5150 м терңдігінде.
1983 жылы мұнай, газ және конденсаттың қорын оперативті түрде саналуы
жасалған. Соның негізінде 1985 жылы ВНИИГаз тәжірибелі - өндірістік игеру
жобасы (ОПЭ) тұрғызылды. ОПЭ 1984 жылдың қараша айында басталды.
1988 жылы көмірсутектер қоры саналып бекітілді. Кен орын үш игеру
объектісіне бөлінген: 1 мен 2 газконденсатты объектісі, ал 3 мұнайлы
объектісі болып табылады. Тереңдеген сайын конденсат мөлшері көбейеді.
1988 жылы Уральскнефтегазгеология өндірістік – геологиялық
бірлестігінің 42-ші іздеу- барлау және 48-шы пайдалану ұңғыларын бұрғылау
нәтижелері бойынша КСРО-ның қор бойынша мемлекеттік комитетіне 1988 жылдың
1-ші тамызындағы күйі бойынша мұнай, конденсат, газ және бірге болатын
компоненттері қорын есептеп, тиянақты санақ нысаны тапсырылды. КСРО қор
бойынша мемлекеттік комитетімен бекітілген. Кен орнында үш пайдалану
объектісі белгіленген: 1 және 2 – газ конденсатты және 3 – мұнай бөлігі.
Тереңдеген сайын конденсат мөлшері ұлғаяды.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалануды бастағанға дейін кен орны 4200
метрден 55 МПа белгісін құраған жоғары қабаттық қысыммен сипатталған.
Өнімді тілік шегіндегі қабат температурасы қабаттың жамылтқы бетінде + 70-
50 С –тан газбен сұйықтық жапсарындағы 820 С –қа дейін өзгереді.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдаланудың алғашқы дылдарында жалпы
конденсат мөлшері көп кен орны ұтымды игеру принциптеріне сәйкес келмейтін,
көбінесе игерудің бірінші объектісінің өнімді шөгінділері өңделді. өңделді.
Осыған байланысты 1987 жылдан бастап игерудің екінші объектісін қатыстыра
бастады.
Кен орнының орталық бөлігіндегі игерудің үшінші объектісіндегі өнімді
шөгінділер қалыңдығының болымсыздығын және мұнай шығымының аздығын ескере
отырып, ұңғылар екінші және үшінші объектілердің бірлесіп ашуына салынды.
Мұнай объектісінің жоғары қалыңдығымен немесе айдамалау ретінде
бұрғыланған ұңғыларға, әрбір ашылған объектіден өңдіріп, іріктеуді
басқаруды қамтамасыз ететін екі пакер орнатылды. Қазіргі уақытта
конденсаттың түсуінің алдын алу үшін тәжірибелі - өнеркәсіптік
пайдаланудың басынан 1988 жылға дейін жұмыс істеген және конденсацияның
бастапқы қысымына жеткен ұңғылар қорын толығымен ауыстырған.
Негізгі мұнай өрісінің таралу зонасында (солтүстік-шығыс, батыс және
оңтүстік) бұрғыланған ұңғылар өңдеуге кірмейді және орал газ өңдеу
зауытының құрылысында дейін тоқтатылып қойылады.
1991 жылдан бастап кен орнын игеру Тәжірибелі - өнеркәсіптік
пайдаланудың анықталған жобасының 1-Б нұсқасы бойынша, яғни кен орнының
орталық бөлігінде сайклинг процесті пайдалану жалғасып келеді. Онымен
қоса, айқын әртекті өнімді қоюлыққа құрғақ газды айдауды ұйымдастырудың
қиындығын түсіне отыра, жобада ашылған өнімді шөгінділерден газды
өндіруді қамту коэффициентін арттыру бойынша айқын шешімдер алынған. Бұл
шараны 1993 жылдан бастау жоспарланған, бірақ кейбір себептер бойынша
сайклинг- процесті енгізу кейінге қалдырылды.
1995 жылдан игеруді конденсацияның басындағы технологиялық
шектеулердің сақталуымен табиғи азаю режимінде кен орнын игеруді
қарастыратын, айқын жобаның 3-А нұсқасы бойынша іске асыру туралы, шешім
қабылдады.
Объектілерді пайдалану үшін айдайтын және пайдалану ұңғыларының
дербес тармақтары қарастырылады. Игерудің қабат қысымын ұстаумен нұсқасын
жүзеге асыру кезінде, айдайтын ұңғылардың төрт тармағы жобаланды.
Бірінші объектіге ұңғыларды орналастыру басқа тармақтардағы
ұңғылардың орналасуынан байланыссыз түрде жүргізілді. Бірінші объектінің
айдайтын ұңғылары екі параллель желі бойынша, жоғары өнімділекпен
сипатталатын пермдік екі күмбезбен білік сызығын бойлай орналасқан.
Сұйықтық пен газ өндіру қарқыны 1994 жылы түсті. Мұндай төмендеу үшін
бірқатар себептер болды, олардың ішінде ұңғылардағы техникалық мәселелер
және жағдайы түзеу үшін қаржының жетіспеушігі болды, сонымен қатар, қысым
қабаты қазір қабылданған шық нүктесі қысымына жақындағандықтан ұңғылар
тоқтатылды.
1.3 Стратиграфия
Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған шөгінді
болып төменгі девон шөгіндісі табылады.
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс - Орынбор және
Соль - Илецк тұз күмбездері аудандарына байланысты бөлінеді.
Кристалды іргетас.
Шығыс - Орынбор тұз күбезі маңайларында іргетас 4,1 км тереңдігінде
ашылған. (Землянская ауданы) Соль - Илецк тұз күбезінде (Росточинская),
Бузулук ойпатында (Зайкинская), 4,5 - 4,7 км тереңдікте ал Булатов
дөңесінде 5260 м. тереңдікте (П - 9 Чинаревская ұңғысы) ашылған.
Іргетас гранитті жыныстардан құралған, оның жасы архейлік-
ортапротерозойлық.
Сейсмобарлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында
іргетас жату жадайы (горизонт ф) шамамен 7 - 9 км құрайды.
Жоғары протерозой тобы – PR.
Жергілікті таралу осы ауданды екі үлкен комплекс рифей және венд
комплекстерінен тұрады.
Рифей комплексі Волга - Урал антиклизасында архей протерезой
магмамоторфтық жынысты іргетастан тұратын массивтерін бөліп жатқан
опырықтарда (грабен) дамыған.
Рифей шөгінділері 300 - 400 м тереңдікте Үлкен - Өзен, Рожков,
Землянская аудандарында ашылған. Комплекстің қалыңдығы қолда бар
сейсмоборлар деректеріне сүйенсек 1000 м шамасында.
Венд терригенді комплексі бұрғылау арқылы Шығыс - Орынбор тұз күмбезі
маңында ашылған. Комплекстің қалыңдығы 600 – 800 м құрайды. Шөгінділер
іргетас трансагрессивті жатқан немесе рифей шөгіндісі сұры түсті
құмтастармен және аргилиттермен қосылған карбонатты жыныстар
қабықшаларынан тұрады.
Қарашығанақ ауданында, сейсмобарлау нәтижесіне байланысты
фундаментпен және қарастырылған Пэ горизонтының арасы 2 км-ге жетеді.
Бұл жоспарланған қимада тек девон ғана емес және де көптеген ескі, соның
ішінде рифей - вендтік шөгінділердің бар екендігін дәлелдеуге болатын
шешімдер шығаруға негіз бола алады.
Палезой тобы – PZ.
Ордовик шөгіндісі Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің шығысында және
оңтүстігінде, Соль-Илецк тұз күмбезі маңында және оларды бөліп тұрған
ойпатта анықталған. Табылған шөгіндінің максималды қалыңдығы ұңғы 1 арқылы
ашылған.
Қызыл Яр Соль - Илецк тұз күбізінің көлденең тұсында ордовик
шөгінділерінің скважиналары 2020 м-ден асып және толық қуатымен оларды әлі
ашып үлгерген жоқ. Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің оңтүстігінде және
шығысында да силур шөгіндісі ашылған, оны максималды қалыңдығы 40 м-ді
құрайды.
Төменгі палезой шөгіндісі тығыз құмтастардан және сұр түсті
аргилиттерден құралған.
Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м. қалыңдығындағы
төменгі плезой шөгінділерінің бар екендігін мөлшерлеуге болады.
Қарашығанақ кен орнында терең бұрғылау кезінде тұз асты, тұзды, тұз
үсті кешендерінің шөгінділері ашылған.
Девон жүйесі.
Девон шөгінділері орта және жоғарғы бөлімдерімен берілген. Орта
бөлімі: Ортадевон шөгінділері эйфель және живет ярустары көлеміндебірлік
ұңғыларымен (15, Д5) ашылған. Эйфел ярусы төменгі жағында аргеллит қара,
жоғары қарай ізбестас және тығыс, микро жіңішке қабатшалы аргелликтер.
Ярустың ашылған қалыңдығы 59 м. Живет ярусы – қалыңдығы 64 м. Жоғарғы
бөлім: Жоғарыдевон шөгінділері тек фамен ярусымен берілген.
Төменгі жүйесі.
Жоспардың уақытын құрастыру үшін тек бір ғана іздеу ұңғымасы Д – 5
-пен ерте девон жасындағы шөгінділерді ашқан.
6245 - 6248 м интервалынан алынған керн - аргилиттен және қара - сұры
бурыл түстен құралған.
Төменгі девон шөгіндісі шамамен 30 м қашықтықты құрайды.
Орта девон.
Живет ярусы шөгінділері қара - сұры тіпті қара әктастардан жиі
органогенді аргилиттерден құралған. Сонымен қатар қиманың жоғары жағында
3 мм жететін ашық - сұры ұсақ кристалды әктастар қабықша ретінде
орналасқан. Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур
ярустарын ашып зерттейміз.
Жоғарғы девон.
Төменгі - орта фаменді бөлшектенбеген шөгінділер стратиграфиялық
үзілістермен орта девон шөгінділерін жауып жатыр. Нақты толық қима 15
-ұңғымасында зерттелген. Бұнда сұры және қара - сұры органогенді
түйіршікті әктастар және қара түсті ұсақ кристалды доломиттер қабықша
ретінде кездеседі.
Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд мүшелерінің
кесектері кездеседі. Ерте - орта фамен ярусы бір камералық форминифер
комплексі бойынша тұрақталады.
Максимал қалыңдығы 368 м.
Жоғары фоменді шөгінділер келісім бойынша төменгі - орта фамен
шөгінділерін жауып жатыр. Олар орталық батыс және шығыс бөліктерінен
-кристалды әктастар бар жерлерінен ашылған. Тек кен орнының оңтүстік
бөлігінде әктастар қосымша мәнде есептелінеді.
Таскөмір жүйесі.
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілге.
Қалыңдығы 80 м. Орта бөлімі краснополян горизонтымен берілген, қалыңдығы 9
дан 55 метрге дейін.
Пермь жүйесі - Р
Пермь жүйесі ұңғылармен ашылған, қиманың негізгі бөлігін алып жатыр.
Төменгі бөлімі: Ассель ярусы (известняк, доломит), қалыңдығы 290-390 м.
Сакмар ярусы 5 - 25 м, Артин ярусы 15 - 280 м-ге дейін, Кунгур ярусы:
төменгісі ангидритті 4 - 20 м-ден 300-ге дейін. Жоғарғысы тұзды – қалыңдығы
3178 м-ге дейін. Жоғарғы бөлімі: Уфим ярусының шөгінділері (84 – 1252 -
1630 м), Қазан ярусы: төменгі литологиялық пачка қалыңдығы 138 - 299 м,
жоғарғысы 192 - 1118 метр, Татар ярусы 700 - 1925 м.
Пермь жасының шөгінділері кен орны аумағының стратиграфиялық үзілісті
таскөмірде орналасқан. Пермь жүйесі төменгі карбонат, орта тұзды және
жоғары терригенді қалыңдықтардан құралған.
Төменгі бөлімі – Р.
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын
ашып зерттейміз.
Асссель ярусы – үш түрлі қима негізінде құралған.
Бірінші - биогермді әктас. Екіншісі - дөңес биоморфты – детритті
әктастар. Үшіншісі - терең сулы, қара битуминозды жыныстар. Ассельде
шөгінділердің максималды қалыңдығы 557 м–ге дейін жетеді, дөңес түрі 42 м-
ден 216 м-ге дейін барады. Терең сулы ассельді артин шөгінділерінің
жалпы қалыңдығы 20 м-ден 40 м-ге дейін болатындары ярустарға бөлінбейді.
Сакмар ярусы - рифті фацияларында сұры әктастардан, дөңес түрлерінде
органогенді детритті және пемитаморфты әктастардан тұрады. Бірінші түрінің
қалыңдығы 23 м-ден 30 м-ге дейін, ал екіншісінікі 15 м-ден 56 м-ге дейін
ұзарады.
Артин ярусы - рифті және дөңес қималар негізінде екі подярусқа
бөлінеді: төменгі және жоғарғы артиндік болып. Біріншісі екі түрлі рифтің
қимасынан (биоморфно - детриттік әктастар) және дөңес түріндегі (екінші
даламиттер). Бұлардың қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді. Екіншісі
литологиясы жағынан бірінші подярусқа ұқсас. Артин шөгінділерінің биогенді
түрінің қалыңдығы 143 м-ден 303 м-ге дейін, ал дөңес түрінде 5 м-ден 217 м-
ге дейін өзгереді.
Конгур ярусы - толық қималарының төменгі қабаттарында карбонат
сульфатты сұры, көкшіл сұры ангидриттер доломит қабықшаларымен, жоғарғы
жағында тұзды тас тұздарымен және тұзды терригенді жыныстармен
құрастырылған. Алғашқысының қалыңдығы 1 м-ден 300 м шамасында, ал тұзды
шөгінділер 172 метрден 3028 м-ге дейін ұзарады.
Жоғарғы бөлім – Р.
Бөлімнің шөгінділері уфимдік, қазандық және татар ярустары белгілі
шарттармен анықталған. Олар қызғылт, қоңыр сұры саздармен және тұз, гипс,
ангидрит ұяшықтарымен көмкерілген. Уфим ярусының қалыңдығы 84 м-ден 1630 м-
ге дейінгі қашықтықта. Қазан ярусы – 138 м-ден 180 м-ге дейін, ал татар
ярусы 700 м-ден 1925 м-ге дейін ұзарады.
Мезозой тобы – MZ.
Триас жүйесі – Т.
Триас жүйесінің шөгінділері жыныстың терригенді қалыңдығымен, ұсақ
бөлшектерге бөлінбейтін қасиетіне ие. Бұлар қызыл - қоңыр түсті саздар,
песчаниктер және алевролиттер.
Триас шөгінділерінің қалыңдығы 1068 - 2040 м, Қарашығанақ күмбезінде
60 - 578 метрге дейін азаяды.
Юра жүйесі. Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд
мүшелерінің кесектері кездеседі. Ерте - орта фамен ярусы бір камералық
форминифер комплексі бойынша тұрақталады
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (песчанник, құм, саз, құмтас) –
121 - 392 м; жоғарғы бөлімі: Волж ярусы (сазды мергель, фосфорит),
шөгінділер қалыңдығы 53 - 132 м.
Мел жүйесі.
Мел жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім – валонянин, готерев, баррем
және апт ярустарымен берілген. Волонянин – готорев ярусының қалыңдығы 13 -
44 м (саз, мергель және фосфорит). Баррем ярусы (қара саз, мергель,
сидерит) – 24 - 80 м. Апт ярусы (қара саз, сидерит, мергель, фосфориттары
бар құм тастар), қалыңдығы 76 м.
Неоген жүйесі.
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерінің
қалыңдығы 20 - 125 м (сұр саз, құм, құм тастар, алевролит).
Төрттік жүйесі.
Төрттік жүйесінің шөгінділері (суглинка, супесь, құм, галечник, саз),
қалыңдығы 8 - 20 м.
1.4 Мұнайгаздылығы
Каспий ойпатының солтүстік аудандарында мұнайгаздылықтың негізгі
перспективалары тұз асты палеозоймен байланысты. 1979 жылы прибортовой
зонасының ішкі бөлігімен Қарашығанақ ауданында, П – 10 ұңғысында төменгі
пермь шөгінділерінен, 3908 м тереңдіктен газ фонтаны алынған.
Қаршығанақ кен орнында барлау және эксплуатациялық ұңғыларында
жүргізілген комплексті газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер
ашылған төменгі пермь және карбон карбонатты қимасының өнеркәсіптік
өнімділігін дәлелдеді (5217 м-ге дейін 13 ұңғы). Жалпы кен орын бойынша
бұрғылаумен дәлелденген көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 м (3660-
5217 м).
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 м
интервалында, орта девон шөгінділерінден мұнай кеніші ашылды. Орта девон
кенінің дамыту кен орнының орталық бөлігінде және негізгі мұнайгазконденсат
кенішінен солтүстікке қарай негізделген. Стратиграфиялық жағынан ең
зерттелгені пермь шөгіндлері. №112 ұңғысынан мұнай 3528 метр тереңдіктен
алынған.
Мұнай жиналымдары мұнайға қаныққан жарықшақты ашық - сұр түсті
ангидриттерге негізделген. Мұнайға қаныққан кеуектілігі 6,5% құрайды.
Ирен горизонтының сульфат – карбонатты жыныстарында мұнайға қаныққан
жыныстардың бар екендігі №6, 12, 17, 2Д, 100, 101, 109, 126, 622, 625
ұңғылары бұрғылау кезінде дәлелденді. Бұл кезде бұрғылау сұйығында мұнай
қабыршағы пайда болған.
Филиппов горизонтының сульфатно – карбонатты шөгінділерінде газдылық
№30 ұңғысында дәлелдеген. 4755 – 4765 м аралығынан дебитті 47,7 мың
м3тәулік газ, және дебиті 47,5 мың м3тәулік конденсат арыны алынған.
Кен орында таза күйінде қабат сулары алынбаған. Бірақ №13 ұңғыдан
алынған мұнай және сұйық қоспасы негізінен қабат суынан тұрады – 70-80%
(5202 - 5217 м.). 5125 - 5190 м интервалынан сусыз мұнай алынған.
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша
Қарашығанақ кен орны мұнайгазконденсатты болып саналады. Стратиграфиялық
жағынан ең зерттелгені пермь шөгіндлері. №96 ұңғысынан мұнай 3638 м
тереңдіктен алынған. Жалпы кен орын бойынша бұрғылаумен дәлелденген
көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 м (3660-5217 м). Газодинамикалық
және газоконденсатты зерттеулер ашылған төменгі пермь және карбон
карбонатты қимасының өнеркәсіптік өнімділігін дәлелдеді.
1.5 Мұнай мен газдың қорлары
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы
Оралмұнайгазгеология өндірістік-геологиялық бірлестігінің 10-П
параметрлік ұңғысын бұрғылау кезінде ашылды.
Кен орны Каспий маңы ойпатының солтүстік өңір алқабында орналасқан.
Газконденсатты кеніш төменгі пермдік және таскөмір карбонатты пайда
болулардың қуатты кешеніне тураланған. Сонымен қатар, мөлшері бойынша
шамалы филлиповтык қатардың үстіндегі кеніштер мен ортадевондық
шөгінділердегі жеңіл мұнай кеніші аңықталды.
1983 жылы конденсат, газ, мұнай қорларын оперативті есептеу
жүргізілді. Кен орны өлшемі (15·30 км) газ, конденсат және мұнай
қорларының мөлшері бойынша өте сирек кездесетін кен орны болса, сондай-ақ
сақталған сұйық қордың геологиялық құрылымның өзгешелігі бойынша өте
күрделі болып табылады.
1984 жылы Бүкілодақтық газ бойынша ғылыми-зерттеу институты (ҰБҒЗИГаз)
құрастырған тәжірибелі-өнеркәсіптік пайдалану жобасы 1985 жылы КСРО газ
өнеркәсібі Министрлігімен бекітілді. 1984 жылдың қараша айында – ақ кен
орынды тәжірибиелі- өнеркәсіптік пайдалану басталды.
1988 жылы Оралмұнайгазгеология өндірістік – геологиялық
бірлестігінің 42-ші іздеу- барлау және 48-шы пайдалану ұңғыларын бұрғылау
нәтижелері бойынша КСРО-ның қор бойынша мемлекеттік комитетіне 1988 жылдың
1-ші тамызындағы күйі бойынша мұнай, конденсат, газ және бірге болатын
компоненттері қорын есептеп, тиянақты санақ нысаны тапсырылды. КСРО қор
бойынша мемлекеттік комитетімен бекітілген Қарашығанақ кен орнының газ,
конденсат, мұнай және еріген газ қорлары 1.1 кестеде көрсетілген.
Кен орнында үш пайдалану объектісі белгіленген: Ι және ΙΙ – газ
конденсатты және ΙΙΙ – мұнай бөлігі. Тереңдеген сайын конденсат мөлшері
ұлғаяды.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалануды бастағанға дейін кен орны 4200
метрден 55 МПа белгісін құраған жоғары қабаттық қысыммен сипатталған.
Өнімді тілік шегіндегі қабат температурасы қабаттың жамылтқы бетінде + 70-
50 С –тан газбен сұйықтық жапсарындағы 820 С –қа дейін өзгереді.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдаланудың алғашқы жылдарында жалпы
конденсат мөлшері көп кен орны ұтымды игеру принциптеріне сәйкес келмейтін,
көбінесе игерудің бірінші объектісінің өнімді шөгінділері өңделді. өңделді.
Осыған байланысты 1987 жылдан бастап игерудің екінші объектісін қатыстыра
бастады.
КСРО қор жөніндегі мемлекеттік комитеті бекіткен Қарашығанақ кен
орындағы газ, конденсат және еріген газ қорлары көрсетілген.
Кен орнының орталық бөлігіндегі игерудің үшінші объектісіндегі
өнімді шөгінділер қалыңдығының болымсыздығын және мұнай шығымының аздығын
ескере отырып, ұңғылар екінші және үшінші объектілердің бірлесіп ашуына
салынды. Мұнай объектісінің жоғары қалыңдығымен немесе айдамалау ретінде
бұрғыланған ұңғыларға, әрбір ашылған объектіден өңдіріп, іріктеуді
басқаруды қамтамасыз ететін екі пакер орнатылды. Қазіргі уақытта
конденсаттың түсуінің алдын алу үшін тәжірибелі - өнеркәсіптік
пайдаланудың басынан 1988 жылға дейін жұмыс істеген және конденсацияның
бастапқы қысымына жеткен ұңғылар қорын толығымен ауыстырған.
Кесте-1.1
Қарашығанақ кен орындағы газ, конденсат және еріген газ қорлары
ШөгінділеҚорлар Шығару коэфициенті
рдің жас
шамасы
Еркін КонденсМұнай Еріген Конденсат Мұнай
газ ат газ
Баланстық қор Алынатын қор
млрд. млн. т млн. т млрд. м3
м3
1 2 3 4 5 6 7
Пермь 430,8 228,2 - - 0,75
В+С1 170
Карбон - 632,2 338169 239,3119,7 0,75 0,5
В+С1С1 473,7
Ср.Девон - - 1,50,5 1,40,4 0,3
С1
Жалпы 1329,6 860,4 339,5169,5 240,7120,1
643,7
Негізгі мұнай өрісінің таралу зонасында (солтүстік-шығыс, батыс және
оңтүстік) бұрғыланған ұңғылар өңдеуге кірмейді және орал газ өңдеу
зауытының құрылысында дейін тоқтатылып қойылады.
1991 жылдан бастап кен орнын игеру Тәжірибелі - өнеркәсіптік
пайдаланудың анықталған жобасының нұсқасы бойынша, яғни кен орнының
орталық бөлігінде сайклинг процесті пайдалану жалғасып келеді. Онымен
қоса, айқын әртекті өнімді қоюлыққа құрғақ газды айдауды ұйымдастырудың
қиындығын түсіне отыры, жобада ашылған өнімді шөгінділерден газды
өндіруді қамту коэффициентін арттыру бойынша айқын шешімдер алынған. Бұл
шараны 1993 жылдан бастау жоспарланған, бірақ кейбір себептер бойынша
сайклинг процесті енгізу кейінге қалдырылды.
1995 жылдан игеруді конденсацияның басындағы технологиялық
шектеулердің сақталуымен табиғи азаю режимінде кен орнын игеруді
қарастыратын, айқын жобаның нұсқасы бойынша іске асыру туралы, шешім
қабылдады.
Объектілерді пайдалану үшін айдайтын және пайдалану ұңғыларының
дербес тармақтары қарастырылады. Игерудің қабат қысымын ұстаумен нұсқасын
жүзеге асыру кезінде, айдайтын ұңғылардың төрт тармағы жобаланды.
Бірінші объектіге ұңғыларды орналастыру басқа тармақтардағы
ұңғылардың орналасуынан байланыссыз түрде жүргізілді. Бірінші объектінің
айдайтын ұңғылары екі параллель желі бойынша, жоғары өнімділекпен
сипатталатын пермдік екі күмбезбен білік сызығын бойлай орналасқан.
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орнын игеру жүйесі
2.1.1 Игерудің ағымдағы жағдайын талдау
Қазіргі уақытта кен орны қабат қысымының конденсация басындағы
қысымға дейін түсуіне жол бермейтін шектеулердің сақталуымен тәжірибелі -
өнеркәсіптік пайдаланудың анықталған жобасыны нұсқасы бойынша игеріледі.
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнында игерудің үш объектісі
белгіленді:
І – газ конденсатты (төменгі пермь);
ІІ – газ конденсатты (төменгі карбон);
ІІІ – мұнайлы (төменгі карбон).
І және ІІ объектілер таусылу режимінде, ІІІ объект – еріген газ
режимінде пайдаланылады.
Көмірсутекті өндіру негізінен І және ІІ объектілер бойынша іске
асырылады. Анықталған жобада І объект үшін бастапқы қабат қысымы 53,3
МПа, ал ІІ объект үшін – 57,2 МПа қабылданды. І объект бойынша өнім
қалыңдығының орталай өлшенген белгісі – 4200 м, ал ІІ объект бойынша – 4700
м-ді құрайды.
Қарашығанақ кен орнында ұңғылар салу Қоншыбай, Қарашығанақ және
Сухореченскідегі тұзды күмбездер мен олардың тік құлайтын бөктерлерінің
дамуымен, жыныстарды қайта жабу кешеніндегі тілігі бар алаңға шығуымен
байланысты.
Ұңғыларды орналастыру сайклинг – процесс кезінде ұңғыларды
орналастырудың жалпы жүйесі дамуындағы қабылданған кезеңдерге сәйкес
жүргізілді. Қабат қысымын ұстаумен игеру нұсқасын жүзеге асыру кезінде
айдайтын ұңғылардың төрт тармағы жобаланды: І І объектіге, ІІ ІІ объектіге,
ІІ ІІ+ІІІ ІІІ объектілеріне және ІІІ объектіге. Бірінші кезекте 1,1·1,1 км.
Жеті нүктелі сетка бойынша барлық кеніштерді бұрғылау жасалды. І объектіге
ұңғыларды орналастыру басқа тармақтардағы ұңғылар орналасуынан тәуелсіз
өтілді. І объектінің айдайтын ұңғылары жоғары өнімділікпен сипатталатын
пермдік екі күмбездің білік сызығын бойлай, екі параллель желі бойында
орналасқан. Айдйтын ұңғылардың ара қашықтығы – 1 км. Пайдалану ұңғылары
айдайтын ұңғылар сызығынан 1 – 1,5 км. қашықтықта орналасады. Жоғары
мұнайға қаныққан қалыңдығымен (80 – 120 метр) мұнайлы жиек алқабында
ұңғылардың мұнай өндіру үшін 500·500 метрлік дербес сеткасы құрылды, одан
кейін 500·500 метрлік ұңғылар сеткасын құратын шоғыр ішіндегі алқапты
бұрғылау жүргізілді. Қазіргі кезде ұңғыларды тығыздайтын бұрғылау
тоқтатылған.
Үш ірі объектілерден тұратын Қарашығанақ кен орны туралы көрсетулерге
сүйене отырып, ұңғылардың дербес сеткаларымен екі газ конденсатты және
мұнайлы пайдалану объектілерін пайдалануды жүргізу белгіленді. Орал мұнай
газ химиялық кешені құрылысының бөгелуіне байланысты тек үшінші объектінің
ұңғыларын тоқтатып қою шешілді. Сонымен кейбір ұңғылар І және ІІ
объектілерді бірге пайдаға асырады, терең пайдалану, ұңғыларының негізгі
бөлігі ІІ және ІІІ объектілерді құрғатады. Бірнеше объектілерге
пайдаланатын ұңғылар, бірмезгілде бөлек үлгісі бойынша жұмыс істейді.
Батыс Қазақстандағы жер қойнауын пайдалану және сақтау территориялық
басқармасының кепілдемелеріне сәйкес пайдалану объектілерін айыру бойынша
бағдарлама жасалды.
Қазіргі уақытта кен орнының орталық бөлігінде орналасқан ұңғылар
пайдаланылуда. Алу - өндірудің ең үлкен пайызына № 100, 101, 102, 107, 108,
109, 110, 111, 113, 115, 117, 118 ұңғылар орналасқан ауданда қол жетіп,
табсты болды.
Орташа жылдық өндіру газ бойынша 1,5 млрд. м3-тен артық және
конденсат бойынша 1,5 млн. тоннаға жетті. Игеру жылдарындағы конденсатты –
газды фактордың орташа мәні 1,54 кгм3-ді құрады.
І және ІІ объектілеріндегі ұңғылар бойынша қабат қысымы 32 МПа-дан
(№103-ші ұңғы) 52 Мпа-ға (№622-ші ұңғы) дейін өзгереді.
Алынған көмірсутектердің ең үлкен өнімі газ бойынша 4,21 млрд. м3,
конденсат пен мұнай бойынша 4,47 млн. т-ға жеткен 1991 -1992 жылдарға тура
келеді, одан кейін біртіндеп түсу байқалады. Сұйықтық пен газды өндіру
қарқыны 1994 жылы ең аз шамаға дейін төмендеді. Ол үшін бірқатар себептер
болды, олардың арасында ұңғылардағы техникалық мәселелер және жағдайды
түзету үшін қаржының жетіспеушілігі болды. Сонымен қатар, қабат қысымы
конденсацияның бастапқы қысымдарына жуықтағандықтан, ұңғылар тоқтатылды.
Өндіруге тағы да Орынбор газ өңдеу және мұнай өңдеу зауыттарының өнімді
қабылдау шектеулері де әсерін тигізді.
Кен орныды игерудің бірініші сатысында ең үлкен өнімдер алынбады деп
шамалауға болады. Жобалақ мәліметтер бойынша ең үлкен өндіруге 1995 жылы
жетіп және газ бойынша 5,97 млрд. м3-ді құрау керек болатын, сұйықтық
бойынша тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалану жобасының, 1 – Б нұсқасы
бойынша 1992 жылдан 1995 жылға дейін 5 млн. тоннаға тең болуы керек еді.
Бірақ өндірудің нақты мәліметтері бойынша 1997 жылдағы газ өнімі 2,67 млрд.
м3, сұйықтық бойынша 2,32 млн. т. құрады, ал бұл мөлшер жоба бойынша
өндірудің ең үлкен мәнінің жартысынан сәл-ақ асады.
Кен орнында үш пайдалану объектісі белгіленген: Ι және ΙΙ – газ
конденсатты және ΙΙΙ – мұнай бөлігі . Тереңдеген сайын конденсат мөлшері
ұлғаяды. Бірінші кезекте 1,1·1,1 км. жетінүктелі сетка бойынша барлық
кеніштерді бұрғылау жасалды. І объектіге ұңғыларды орналастыру басқа
тармақтардағы ұңғылар орналасуынан тәуелсіз өтілді.
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы шығымын, игерудің
технологиялық көрсеткіштерін талдау
2006 жылдың 1-ші қаңтарындағы күйі бойынша Қарашығанақ кен орнының
ұңғылар қоры 241 ұңғыны құрайды, оның ішінде газ және конденсат өндіру,
сонымен бірге, Қарашығанақ кен орнын игеруге бақылау мақсатында 175 ұңғы
бұрғыланған.
Пайдалану қорын 91 ұңғы құрайды, олардың ішінде:
- қазргі әрекеттегі қорда – 35 ұңғы;
- әрекетсіз қорда – 56 ұңғы.
Консервацияда 72 ұңғы бар. Бақылаушы газ ұңғылары – 12, оның ішінде 5-
і күрделі жөндеуді керек етеді. арнаулы қор 61 ұңғыны құрайды, олардың
ішінде:
- ағынды су ұңғылары – 13 ұңғы;
- түсіруші – 41ұңғы;
- Т және Р2-дегі бақылаушы – 7 ұңғы;
Жабылуын күтіп тұрған – 5 ұңғы, оның ішінде:
- арнаулы – 2 ұңғы;
- пайдаланушы – 3 ұңғы;
Жабылған ұңғылар – 35 ұңғы, оның ішінде:
- барлаушы – 31 ұңғы;
- пайдаланушы – 4 ұңғы.
Лира – 1,2 объектілерінің ұңғылар қоры 23 ұңғыны құрайды.
01.01.2006 жылдан бастап 01.01.2007 жылға дейінгі кезеңдегі
әрекеттегі қор ұңғыларының динамикасы. (кесте 2.1)
2006 жылдың қаңтар айында әрекеттегі қор 36 ұңғыны құрады. 2 ұңғы
қабат қысымының конденсация басындағы қысымнан төмен түсуіне байланысты
тоқтатылды. Газ және мұнай беретін – 34 ұңғы.
Ақпан айындағы әрекеттегі қор 35 ұңғыны құрады. №145 ұңғы фонтанды
арматура бойынша өткізулері үшін тоқтатылды. Пайдалануға №126 ұңғы
енгізілді. Газ және мұнай беретін 33 ұңғы.
Наурыз айында әрекеттегі қор 39 ұңғыны құрады. №196 ұңғы қабат
қысымының конденсация басындағы қысымынан төмен түсуі себепті тоқтатылды.
Пайдалануға енгізілді: қысым төмендеу себебімен тоқтатылған 3 ұңғы,
ұңғыларды күрделі жөндеуден кейінгі 1 ұңғы, техникалық себептерге
байланысты тоқтаған №803 ұңғы. Газ және мұнай беретін – 33 ұңғы.
Сәуір айында әрекеттегі қор 33 ұңғыны құрады. Қабат қысымы төмендеуі
себебімен 5 ұңғы тоқтатылды. Газ және мұнай беретін - 32 ұңғы.
Мамыр айында әрекеттегі қор 33 ұңғыны құрады. 4 ұңғы тоқтатылды: 3-і
қабат қысымы төмендеуі салдарынан, ал №806 ұңғы сақтауда тұрды. пайдалануға
техникалық себептерге байланысты тоқтаған №145 ұңғы берілді.
Маусым айында әрекеттегі қор 31 ұңғыны құрады. 3 ұңғы тоқтатылды: 2
ұңғы қабат қысымы төмендеуінен, ал №806 ұңғы сақталған қорда тұр.
Пайдалануға күрделі жөндеуден №167 ұңғы берілді. Газ және мұнай беретін –
26 ұңғы. №102 ұңғы (№101 ұңғы орнына) қабат қысымының қаныққан қысымнан 410
барға дейін төмен түсуі кезіндегі, қабаттағы конденсат бағтын зерттейтін
эксперименталды бағдарлама бойынша жұмыс істейді.
Шілде айында әрекеттегі қор 30 ұңғы құрады. №126 ұңғы қабат қысымының
конденсация басындағы қысымнан төмен түсуіне байланысты тоқтатылды.
Пайдалануға күрделі жөндеуден №905 ұңғы қосылды. Газ және мұнай беретін –
28 ұңғы.
Тамыз айында әрекеттегі қор 32 ұңғыны құрады. 5 ұңғы тоқтатылды: 4-і
қабат қысымының төмендеуінен, 1 ұңғы сақталған қорда тұр. Газ және мұнай
беретін – 24 ұңғы.
Қыркүйек айында әрекеттегі қор 35ұңғыны құрады. 11 ұңғы тоқтатылды: 4-
і қабат қысымының төмендеуінен, 7 ұңғы сақталған қорда тұр. пайдалануға
берілді: қабат қысымы төмендеуінен тоқтатылған 2 ұңғы, күрделі жөндеуден
кейін 1 ұңғы. Газ және мұнай беретін – 21 ұңғы.
Қазан айында әрекеттегі қор 34 ұңғыны құрады. 8 ұңғы сақталған қорда
тұр. Пайдалануға берілді: қабат қысымы төмендеуінен тоқтатылған 2 ұңғы,
күрделі жөндеуден кейін 1 ұңғы. Газ және мұнай беретін – 23 ұңғы.
Қараша айында әрекеттегі қор 35 ұңғыны құрады. 7 ұңғы сақталған қорда
тұр. Күрделі жөндеуден кейін 1 ұңғы пайдалануға берілді. Газ және мұнай
беретін – 28 ұңғы.
Желтоқсан айында әрекеттегі қор 35 ұңғы құрады. Қабат қысымының
конденсация басындағы қысымнан төмен түсуінен 1 ұңғы тоқтатылды. №804 ұңғы
күрделі жөндеуден кейін пайдалануға енді. Газ және мұнай беретін – 31 ұңғы.
Кесте 2.1
Ұңғылар қорының 2006 жылғы динамикасы
Көрсеткіштер 1 2 3 4
Қаң Ақп Нау
Қаңтар 0.624 68 0.854
Ақпан 0.588 65 0.841
Наурыз 0.674 69 0.908
Сәуір 0.737 71 0.955
Мамыр 0.699 69 0.922
Маусым 0.684 70 0.889
Шілде 0.607 68 0.812
Тамыз 0.489 69 0.652
Қыркуйек 0.425 66 0.593
Қазан 0.572 69 0.763
Қараша 0.606 69 0.808
Желтоқсан 0.572 68 0.766
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері
01.01.07 ж кен орнында игеру статикалық қысымға (қабат қысымды) 1086
рет өлшем жүргізді. Қабат және түп қысымдарын өлшеу үшін Кастер (АҚШ)
фирмасының терең монометрлері қолданды. 1998 ж бастап қысым және
температураны өлшеу бойынша терең зерттеулер үшін, Метролық
термометрлерінің электронды монометрлері қолданыла бастады. Кен орынды
игеру кезінде , ұңғылар орташа санағанда жылына 2 рет жиілікпен
зерттелді., (статикалық түптік қысымды өлшеу), 1998 – 2000 ж аралығында
кейбір ұңғыларда өлшем 3 - 5 рет жылына жүргізілді.
1991ж,1998 жылдары ұңғылардың эксплуатациялық (пайдалану) қорының 40
% (пайызы) зерттелді, ал 1998 - 2000 жылдары 60 - 90 пайызы зертелді.
Ұңғылардың негізгі қорына терең зерттеулер тек 1998ж жүргізілді және
2000 ж бүкіл қор бойынша қабат қысымының тереңдік өлшемдері жүргізілді,
орташа алғанда ұңғыларды зерттеу коэффициенті 0,4 құрады.
Консервацияда тұрған ұңғылар қоры бойынша терең мөлшерлер
жүргізіледі, тек 1994 - 1997 жылдардағы 10 өлшеуді санамағанда, және 1998
- 2009 ж өлшемді санамағандағы, зерттеу коэффициенті 0,05 құрады.
Статикалық түптік қысымды терең өлшеу жүргізу үшін, ұңғылардың тоқтау
уақыты тек 1998 жылға дейін ғана санап жүрді, зертеу үшін ең тиімді уақыт
тоқтау уақыты 1 сағат (105, 107, 111, 118, 125, 126), максималды – 960
сағат, орташа тоқтау уақыты 24 - 48 сағат құрады. 01.01.06 ж кен
орнында динамикалық түптік қысымды өлшеу 640 рет жүргізілді. 2000 жылға
дейін зерттеу ауқымы эксплуатациялық (пайдалану) қорының 50 - 90 пайызын
құраған, бірақ соңғы 5 жылда зерттеу мөлшерлері түсіп кетті және
ұңғылардың пайдалану қорының 20 - 30 пайызын құрады.
01.01.06 ж бойынша қабат қысымын мына белгіге өлшенді I-ші игеру
объектісіне 4200 м, 4700 м – II-ші игеру объектісіне және 5050 м III-ші
игеру объектісін бірге пайдаланып жатқан ұңғылар үшін қысым әр объекті
үшін өзіне лайық белгіде өлшенді және келесіде бұл мәндер кеніштің және
игеру объектісінің изобар картасы энергетикалық жағдайдың анализі үшін
қолданылады.
I-ші игеру объектісі үшін бастапқы қабат қысымы 54,3 МПа құрайды.
Конденсацияның басталу қысымы флюйдтік моделіне байланысты - 44,6 МПа.
01.01.05 ж қабат қысымының өлшеудің келтірілген мәндері қабат
қысымының бастапқы және конденсацияның басталу қысымына байланысты
төмендегенін көрсетеді, орташа санағанда қабат қысымы 43,1 МПа құрады,
бұл бастапқы қабат қысымынан 11,2 МПа - ға кіші және Pкб,1,5 МПа-ға
кіші, қабат қысымының минималды мәні 101, 103, 113, (30-38,7 МПа) және 11
(36,9 МПа) ұңғылардың аумағында белгіленген, бұл осы ұңғылардың қарқынды
түрде газды алумен негізделген.
01.01.05 ж соңғы 5 жыл игеру кезінде ауданы өсті (Qдрен=150342
млн.м3), бұл қабат қысымы төмендеген жаңа зоналардың және (ескілердің)
кеңеюіне әкелді, минималды қабат қысымы 105 (28,2МПа) ұңғысында тіркелген,
орташа қабат қысымы 44,3 МПа құрады, бұл бастапқы қабат қысымынан 10 МПа-
ға кіші, 0,3 МПа-ға кіші, 6 ұңғы бойынша қабат қысымының Pкб-ға
байланысты түсуі байқалады (0,2 - 16,4 МПа).
01.01.2005 ж изобар картасы ауданның өсуімен сипатталады,
(Q дрен=237754 млн. м3) бұл жаңа зоналардың пайда болуымен,
ескілердің қосылуымен себептелген және орташа қабат қысымы 47,3 МПа
құрады, бұл 01.01.2005 жылғы сәйкес мәніне жоғары, бұған қабат қысымы
Pкб-дан төмен түскен (себеп ұңғылардың тоқтауы болуы мүмін). Минималды
қабат қысымы 167-ны (41,5 МПа) ұңғыларда белгіленген. Орташа алғанда
қабат қысымының төмендеуі депресиялық зоналарда 9,1 - 9,7 МПа құрады. 3
ұңғы бойынша (104, 107, 167) қабат қысымы Pкб-дан төмен түсті. Игерудің
соңғы 5 жылында 01.01.2005 ж 138, 800 ұңғылардың аймағында жаңа
депрессиялық зоналар пайда болды. Қысымның бөлінуі 2000 жылға сәйкес, бір-
ақ жартылай алғанда қысым 46,2 МПа-ға түсті, бұл дренаждағы құбырдың
мәніне әсер етті (Q дрен=209065 млн. м3). орташа алғанда
қабат қысымының депрессиялық зонада түсуі бастапқыға қарағанда 7,7 - 11,0
МПа құрады.
Рқаб Ркб аумағының шектері №107, 118, 146, 153 ұңғылардың орнымен
анықталады. ІІ-ші игеру объектісі үшін бастапқы қабат қысымы 56,5 МПа
құрайды, конденсацияның басталу қысымы флюйдтік модельге сәйкес – 48,4 МПа
құрайды. 01.01.05 ж изобар картасы № 113 (32,2 МПа) ұңғыларда қабат қысымы
төмен зоналардың пайда болуы байқалады, және орташа қабат қысымы 51,3 МПа
қысымынан 5,2 МПа-ға төмен.
01.01.05 ж изобар картасы 5 жылда бұл игеру объектісінен қарқынды
түрде өнімді өндіру жүргенін көрсетеді, бұл қабат қысымы төмен 6
зоналардың пайда болуын, дренаждау ауданының үлкеюін (Q дрен=85276 млн.
м3) негіздейді.
Орташа алғанда қабат қысымының депрессиялық зоналарда бастапқыға
қарағанда 7,2 - 10,1 МПа-ға төмендеген. Қабат қысымының минималды мәні 126
(42,5МПа) ұңғыларда байқалады, 7-ші ұңғы аумағында Рқаб Ркб төмен
түскен.
01.01.05 ж изобар картада қабат қысымы төмен зоналардың қосылуы
жаңа депрессиялық зоналардың пайда болуының нәтижесінде (дренаждау
ауданының үлкейгені байқалады), бұл дренаждау қорының мәніне әсер етті,
(Qдрен=441576 млн. м3). Орта алғанда қабат қысымы депрессиялық зонада
бастапқы қабат қысымынан 5,3 - 11 МПа-ға төмен мәнді құрайды. Минималды
қабат қысымы 45,5 МПа 7 скважина бойынша өлшенетін қабат қысымы Ркб дан
төмен.
Игерудің 5 жылында 01.01.05 ж дренаждау ауданының кеңеюімен
(Qдрен=505560 млн. м3), қабат қысымы төмен 2 зоналардың пайда болуымен
(138, 196, 313, 626) сипатталады. Қысымның бөлінуі 2000 ж-ға сәйкес
келеді, бір-ақ қысымның көтерілуін белгілеген жөн, мысалы орташа алғанда
депрессиялық зонадағы кабат қысымының минималды мәні 313 (46,4 МПа)
ұңғыларда белгіленген РқабРкб аумағының шектелуі 126, 152, 196, 313, 326,
626 ұңғылардың орнымен анықталады.
І-ші және ІІ-ші объектілердегі қабат қысымы төмен зонадағы жақын
сәйкес келуі резервуардың гидродинамикалық бірлігі туралы болжамды
дәлелдейді.
ІІІ-ші игеру объектісі үшін бастапқы қабат қысымы 58,7 МПа
құрайды. Солтүстік шығыс аумағы үшін мұнайдың газбен қанығу қысымы 58,1
МПа құрайды, оңтүстік батыс үшін – 55,3 МПа құрайды. Қазіргі уақытта ІІІ-
ші игеру объектісінде пайдаланып жатқан бүкіл ұңғыларда қабат қысымының
Рқаб-нан төмендеуі байқалады, яғни қазіргі уақытта ІІІ-ші объектіде қабат
мұнайының газсыздану үрдісі байқалады. Изобар картасы депрессиялық
зоналардың ауданы бойынша кеңеюімен сипатталады, бұл қабат қысымының
(ұңғылардағы қабат қысымының төмен кейбір аумақтарының пайда болуымен
байланысты).
Жаңа ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Қарашығанақ мұнай – газ конденсатты кен орны 1984 жылдың қараша айынан
тәжірибелі өндірістік игеруде және қазіргі кезде 1991 жылдың 5 – ші
шілдесінде бекітілген Тәжірибелі – өндірістік игерудің айқындалған
жобасына сәйкес игеру жұмыстары жүріп жатыр.
ТӨИ процесінде сайклинг процесті ұйымдастыру, жобаланған сызба бойынша
кен орнында бұрғылау жұмыстарын жүргізу, зертханалық және кәсіптік
зерттеулер бағдарламасын жүзеге асыру, игеру нысандары бойынша өнімді
есептеу жұмыстарын ұйымдастыру сияқты жобаның негізгі мақсаттары
орындалмады. Сонымен бірге 1988 жылдан кейін орындалған зертханалық,
кәсіптік және геофизикалық зерттеулер нәтижелері жыныстардың жинағыштық
қасиеттерінің (коллекторлық) және оларды қанықтырып тұрған флюидтердің
қасиеттерін анықтауға жағдай жасады. Бұл Қарашығанақ кен орнының жаңа
геостатикалық және флюидтік моделін құруға мүмкіндік туғызады. Сөйтіп,
олардың бәрі ескерілген жаңа жобалау құжатын құру қажеттілігі туды. 1997
жылы қараша айында Қазақстан Республикасы кен орнын игерудің негізгі
шарттары баяндалған Өнімді бөлудің түпкілікті келісіміне (ӨБТК) қол
қойды. Бұл келісімде газ – конденсатты бөлігіне газды кері айдау және
горизонтальды ұңғымалар және ағысты үдемелету әдісі көмегімен мұнай жұрынын
игеруді іске асыру қарастырылған.
06.11.97 жылы және 06.02.98 жылы мәжілісінде ЦКР, Казахойл, мердігер
өкілдерінің біріккен шешімі бойынша Қарашығанақ кен орнын әрі қарай
игерудегі жобалау құжаты технологиялық сызба болу керек деп шешілді. Бұл
шешімдерді орындауда геологиялық (МҚК ҚР № 22 – 99 – У хаттамасы) және
өндірілмек (14.11.99 ж. ҚР МҚК № 42 – 99 – У) қорларын қайта санау
жұмыстары жүргізілді.
Қазақстан Республикасы мен мердігер арасындағы ӨБТК шарттарына сәйкес
келетін өндірілетін газдың 40% кері айдау нұсқасын енгізуге МҚК шешімі
бекітілді. Әртүрлі жобалау шешімін бағалау мақсатымен салада қабылданған
үлгіге сәйкес қабат моделі құрастырылды. Бұл модель мамандарға игерудің
технологиялық көрсеткіштерін қайта өңдеуге және болжамдауға, ұсынылған
технологиялық шешімдердің тиімділігін бағалау үшін экономикалық модельге
қорытынды нәтижелері енгізуге мүмкіндік береді. Игерудің технологиялық
сызбасын құрастыру жұмысында қойнауды пайдаланушы мен Қазақстан
Республикасы арасындағы (ӨБТК) өнімді бөлудің түпкілікті келісімінің
қағидалары мен көзқарастарын басшылыққа алады.
2003 жылдан шоғырдың дөңбеккүмбезді бөлігіне газды екінші қайта айдау
жүйесі жұмыс жасауда сайклинг процесі өте шығынды механизм болғанымен, оны
қолдану келісім шарт мерзімі аралығында конденсат бергіштігін екі есе
көбейтуге мүмкіндік береді. Сөйтіп келісім – шарт мерзімі аралығында 10%
конденсат өндірудің орнына 20% - дан жоғары өнім алуға жағдай туғызады.
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орын туралы жалпы мәліметтер
Қарашығанақ МГККО Батыс – Қазақстан облысының батысында, Бөрлі
ауданының территориясында орналасқан. Аудан климаты континентальды.
Температура қыста -400С-қа дейін жазда +400С арасында тербеліп тұрады.
Оңтүстік – шығыс және солтүстік – батыс бағытындағы желдер басым. Орташа
жылдық жауын – шашын мөлшері 300 – 350 мм. Кен орыннан Оралға дейінгі
арақашықтық 160 км, Орынборға дейін 155 км, ОГӨЗ дейін 158 км. ОГӨЗ дейінгі
газ құбырларының орташа ұзындығы 140 км. Ең жақын тұрғылықты пункттар:
Қарашығанақ ауылы 10 км, Тұңғыш ауылы 2 км, Березовка ауылы 3 км.
Ауданнның географиялық жағдайы сирек кездесетін құм сазды жазықтан
тұрады. Рельефтің абсолютті белгілері 80-130 метрге дейін өзгереді.
Кен орнының гидрографиялық жүйесі солтүстігінде Орал өзенімен,
Солтүстік шығысында Елек өзенімен шекараласады. Жоспарланған жұмыс
ауданында Елек өзенінің сол ағысы болып саналатын Березовка өзені қиып
өтеді. Жазда ол құрғап қалады. Ауданда аз мөлшерде табиғи су қоймалары
кездеседі.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады.
Сулы горизонттар 65 - 110 м тереңдікте, әктас және мергель
жарықшақтарында орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас
кезеңіндей құмтастарда қалыптасқан.
Сулар әлсіз минералданған, гидрокарбонаты калций минералдылығы 1-3тл
ал ұңғы шығымы тәулігіне 26 - 100 м3тәу.
Жел оңтүстік - шығыс және солтүстік - батыс бағыттарында соғады,
күзде, қыста және көктемде жылдың орташа жауын - шашын көлемі 300 - 950 мм-
ді құрайды. Грунттың қалыңдығы, қар табанына байланысты 1-ден 1,5 метрге
дейін өзгереді. Жылыту маусымының ұзақтылығы 176 күн (1510 - 1504)
1.2 Кен орынның геологиялық зертелу және игеру
Қарашығанақ ауданында сейсмикалық жұмыстар шағылған толқын әдісімен
(ШТӘ) сирек профиль торкөзде (10 км) магнитті тіркеуші аппаратурасымен
бірінші рет 1970 – 1972 жылдары Урал геофизикалық экспедициясымен
жүргізілді. Олардың нәтижелері бойынша Қарашығанақ тұзды дөңесі ашылды.
Ол антиклиналды құрылым көлемі 5·9 км шағылған горизонт П бойынша
амплитудасы 150 км болып табылатын тұзды шөгіндіден құралған.
Материалдарды қайта интерпретациялау нәтижесінде көрсетілген горизонт
бойынша құрылым жұмыс тақырыбы нақты анықталып және өлшемі 10·20 км
болатын брахиантиклинал түрінде сызылды. Амплитудасы 400 метрден жоғары
шамамен минималды өлшемі 4400 м болатын күмбезді анықтаған. Бұл құжаттар П-
10 параметрлік ұңғысының құрылымын жасауға ұсыныстар негізін құрады.
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы
Уральскнефтегазгеология өндірістік – геологиялық бірлестігінің № 10-П
параметрлік ұңғыны бұрғылау кезінде ашылған. Кен орын Каспий ойпатының
солтүстік жағында орналасқан.
Мұнайгазконденсат кеніші терең жатысты тұз асты құрылымында
негізделген және кристалды фундамент шоқысында жататын төменгі перьм және
жоғарғы тас көмір жасты күшті рифогенді карбонатты денемен берілген.
Мұнайгаздылық этажы 300-ден 1600 м-ге дейін, ал осындағы мұнайлы
бөлігінің қалындығы 200 м. Газ су контактісі 4950 м тереңдікте, су мұнай
контактісі 5150 м терңдігінде.
1983 жылы мұнай, газ және конденсаттың қорын оперативті түрде саналуы
жасалған. Соның негізінде 1985 жылы ВНИИГаз тәжірибелі - өндірістік игеру
жобасы (ОПЭ) тұрғызылды. ОПЭ 1984 жылдың қараша айында басталды.
1988 жылы көмірсутектер қоры саналып бекітілді. Кен орын үш игеру
объектісіне бөлінген: 1 мен 2 газконденсатты объектісі, ал 3 мұнайлы
объектісі болып табылады. Тереңдеген сайын конденсат мөлшері көбейеді.
1988 жылы Уральскнефтегазгеология өндірістік – геологиялық
бірлестігінің 42-ші іздеу- барлау және 48-шы пайдалану ұңғыларын бұрғылау
нәтижелері бойынша КСРО-ның қор бойынша мемлекеттік комитетіне 1988 жылдың
1-ші тамызындағы күйі бойынша мұнай, конденсат, газ және бірге болатын
компоненттері қорын есептеп, тиянақты санақ нысаны тапсырылды. КСРО қор
бойынша мемлекеттік комитетімен бекітілген. Кен орнында үш пайдалану
объектісі белгіленген: 1 және 2 – газ конденсатты және 3 – мұнай бөлігі.
Тереңдеген сайын конденсат мөлшері ұлғаяды.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалануды бастағанға дейін кен орны 4200
метрден 55 МПа белгісін құраған жоғары қабаттық қысыммен сипатталған.
Өнімді тілік шегіндегі қабат температурасы қабаттың жамылтқы бетінде + 70-
50 С –тан газбен сұйықтық жапсарындағы 820 С –қа дейін өзгереді.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдаланудың алғашқы дылдарында жалпы
конденсат мөлшері көп кен орны ұтымды игеру принциптеріне сәйкес келмейтін,
көбінесе игерудің бірінші объектісінің өнімді шөгінділері өңделді. өңделді.
Осыған байланысты 1987 жылдан бастап игерудің екінші объектісін қатыстыра
бастады.
Кен орнының орталық бөлігіндегі игерудің үшінші объектісіндегі өнімді
шөгінділер қалыңдығының болымсыздығын және мұнай шығымының аздығын ескере
отырып, ұңғылар екінші және үшінші объектілердің бірлесіп ашуына салынды.
Мұнай объектісінің жоғары қалыңдығымен немесе айдамалау ретінде
бұрғыланған ұңғыларға, әрбір ашылған объектіден өңдіріп, іріктеуді
басқаруды қамтамасыз ететін екі пакер орнатылды. Қазіргі уақытта
конденсаттың түсуінің алдын алу үшін тәжірибелі - өнеркәсіптік
пайдаланудың басынан 1988 жылға дейін жұмыс істеген және конденсацияның
бастапқы қысымына жеткен ұңғылар қорын толығымен ауыстырған.
Негізгі мұнай өрісінің таралу зонасында (солтүстік-шығыс, батыс және
оңтүстік) бұрғыланған ұңғылар өңдеуге кірмейді және орал газ өңдеу
зауытының құрылысында дейін тоқтатылып қойылады.
1991 жылдан бастап кен орнын игеру Тәжірибелі - өнеркәсіптік
пайдаланудың анықталған жобасының 1-Б нұсқасы бойынша, яғни кен орнының
орталық бөлігінде сайклинг процесті пайдалану жалғасып келеді. Онымен
қоса, айқын әртекті өнімді қоюлыққа құрғақ газды айдауды ұйымдастырудың
қиындығын түсіне отыра, жобада ашылған өнімді шөгінділерден газды
өндіруді қамту коэффициентін арттыру бойынша айқын шешімдер алынған. Бұл
шараны 1993 жылдан бастау жоспарланған, бірақ кейбір себептер бойынша
сайклинг- процесті енгізу кейінге қалдырылды.
1995 жылдан игеруді конденсацияның басындағы технологиялық
шектеулердің сақталуымен табиғи азаю режимінде кен орнын игеруді
қарастыратын, айқын жобаның 3-А нұсқасы бойынша іске асыру туралы, шешім
қабылдады.
Объектілерді пайдалану үшін айдайтын және пайдалану ұңғыларының
дербес тармақтары қарастырылады. Игерудің қабат қысымын ұстаумен нұсқасын
жүзеге асыру кезінде, айдайтын ұңғылардың төрт тармағы жобаланды.
Бірінші объектіге ұңғыларды орналастыру басқа тармақтардағы
ұңғылардың орналасуынан байланыссыз түрде жүргізілді. Бірінші объектінің
айдайтын ұңғылары екі параллель желі бойынша, жоғары өнімділекпен
сипатталатын пермдік екі күмбезбен білік сызығын бойлай орналасқан.
Сұйықтық пен газ өндіру қарқыны 1994 жылы түсті. Мұндай төмендеу үшін
бірқатар себептер болды, олардың ішінде ұңғылардағы техникалық мәселелер
және жағдайы түзеу үшін қаржының жетіспеушігі болды, сонымен қатар, қысым
қабаты қазір қабылданған шық нүктесі қысымына жақындағандықтан ұңғылар
тоқтатылды.
1.3 Стратиграфия
Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған шөгінді
болып төменгі девон шөгіндісі табылады.
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс - Орынбор және
Соль - Илецк тұз күмбездері аудандарына байланысты бөлінеді.
Кристалды іргетас.
Шығыс - Орынбор тұз күбезі маңайларында іргетас 4,1 км тереңдігінде
ашылған. (Землянская ауданы) Соль - Илецк тұз күбезінде (Росточинская),
Бузулук ойпатында (Зайкинская), 4,5 - 4,7 км тереңдікте ал Булатов
дөңесінде 5260 м. тереңдікте (П - 9 Чинаревская ұңғысы) ашылған.
Іргетас гранитті жыныстардан құралған, оның жасы архейлік-
ортапротерозойлық.
Сейсмобарлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында
іргетас жату жадайы (горизонт ф) шамамен 7 - 9 км құрайды.
Жоғары протерозой тобы – PR.
Жергілікті таралу осы ауданды екі үлкен комплекс рифей және венд
комплекстерінен тұрады.
Рифей комплексі Волга - Урал антиклизасында архей протерезой
магмамоторфтық жынысты іргетастан тұратын массивтерін бөліп жатқан
опырықтарда (грабен) дамыған.
Рифей шөгінділері 300 - 400 м тереңдікте Үлкен - Өзен, Рожков,
Землянская аудандарында ашылған. Комплекстің қалыңдығы қолда бар
сейсмоборлар деректеріне сүйенсек 1000 м шамасында.
Венд терригенді комплексі бұрғылау арқылы Шығыс - Орынбор тұз күмбезі
маңында ашылған. Комплекстің қалыңдығы 600 – 800 м құрайды. Шөгінділер
іргетас трансагрессивті жатқан немесе рифей шөгіндісі сұры түсті
құмтастармен және аргилиттермен қосылған карбонатты жыныстар
қабықшаларынан тұрады.
Қарашығанақ ауданында, сейсмобарлау нәтижесіне байланысты
фундаментпен және қарастырылған Пэ горизонтының арасы 2 км-ге жетеді.
Бұл жоспарланған қимада тек девон ғана емес және де көптеген ескі, соның
ішінде рифей - вендтік шөгінділердің бар екендігін дәлелдеуге болатын
шешімдер шығаруға негіз бола алады.
Палезой тобы – PZ.
Ордовик шөгіндісі Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің шығысында және
оңтүстігінде, Соль-Илецк тұз күмбезі маңында және оларды бөліп тұрған
ойпатта анықталған. Табылған шөгіндінің максималды қалыңдығы ұңғы 1 арқылы
ашылған.
Қызыл Яр Соль - Илецк тұз күбізінің көлденең тұсында ордовик
шөгінділерінің скважиналары 2020 м-ден асып және толық қуатымен оларды әлі
ашып үлгерген жоқ. Шығыс - Орынбор тұз күмбезінің оңтүстігінде және
шығысында да силур шөгіндісі ашылған, оны максималды қалыңдығы 40 м-ді
құрайды.
Төменгі палезой шөгіндісі тығыз құмтастардан және сұр түсті
аргилиттерден құралған.
Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м. қалыңдығындағы
төменгі плезой шөгінділерінің бар екендігін мөлшерлеуге болады.
Қарашығанақ кен орнында терең бұрғылау кезінде тұз асты, тұзды, тұз
үсті кешендерінің шөгінділері ашылған.
Девон жүйесі.
Девон шөгінділері орта және жоғарғы бөлімдерімен берілген. Орта
бөлімі: Ортадевон шөгінділері эйфель және живет ярустары көлеміндебірлік
ұңғыларымен (15, Д5) ашылған. Эйфел ярусы төменгі жағында аргеллит қара,
жоғары қарай ізбестас және тығыс, микро жіңішке қабатшалы аргелликтер.
Ярустың ашылған қалыңдығы 59 м. Живет ярусы – қалыңдығы 64 м. Жоғарғы
бөлім: Жоғарыдевон шөгінділері тек фамен ярусымен берілген.
Төменгі жүйесі.
Жоспардың уақытын құрастыру үшін тек бір ғана іздеу ұңғымасы Д – 5
-пен ерте девон жасындағы шөгінділерді ашқан.
6245 - 6248 м интервалынан алынған керн - аргилиттен және қара - сұры
бурыл түстен құралған.
Төменгі девон шөгіндісі шамамен 30 м қашықтықты құрайды.
Орта девон.
Живет ярусы шөгінділері қара - сұры тіпті қара әктастардан жиі
органогенді аргилиттерден құралған. Сонымен қатар қиманың жоғары жағында
3 мм жететін ашық - сұры ұсақ кристалды әктастар қабықша ретінде
орналасқан. Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур
ярустарын ашып зерттейміз.
Жоғарғы девон.
Төменгі - орта фаменді бөлшектенбеген шөгінділер стратиграфиялық
үзілістермен орта девон шөгінділерін жауып жатыр. Нақты толық қима 15
-ұңғымасында зерттелген. Бұнда сұры және қара - сұры органогенді
түйіршікті әктастар және қара түсті ұсақ кристалды доломиттер қабықша
ретінде кездеседі.
Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд мүшелерінің
кесектері кездеседі. Ерте - орта фамен ярусы бір камералық форминифер
комплексі бойынша тұрақталады.
Максимал қалыңдығы 368 м.
Жоғары фоменді шөгінділер келісім бойынша төменгі - орта фамен
шөгінділерін жауып жатыр. Олар орталық батыс және шығыс бөліктерінен
-кристалды әктастар бар жерлерінен ашылған. Тек кен орнының оңтүстік
бөлігінде әктастар қосымша мәнде есептелінеді.
Таскөмір жүйесі.
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілге.
Қалыңдығы 80 м. Орта бөлімі краснополян горизонтымен берілген, қалыңдығы 9
дан 55 метрге дейін.
Пермь жүйесі - Р
Пермь жүйесі ұңғылармен ашылған, қиманың негізгі бөлігін алып жатыр.
Төменгі бөлімі: Ассель ярусы (известняк, доломит), қалыңдығы 290-390 м.
Сакмар ярусы 5 - 25 м, Артин ярусы 15 - 280 м-ге дейін, Кунгур ярусы:
төменгісі ангидритті 4 - 20 м-ден 300-ге дейін. Жоғарғысы тұзды – қалыңдығы
3178 м-ге дейін. Жоғарғы бөлімі: Уфим ярусының шөгінділері (84 – 1252 -
1630 м), Қазан ярусы: төменгі литологиялық пачка қалыңдығы 138 - 299 м,
жоғарғысы 192 - 1118 метр, Татар ярусы 700 - 1925 м.
Пермь жасының шөгінділері кен орны аумағының стратиграфиялық үзілісті
таскөмірде орналасқан. Пермь жүйесі төменгі карбонат, орта тұзды және
жоғары терригенді қалыңдықтардан құралған.
Төменгі бөлімі – Р.
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын
ашып зерттейміз.
Асссель ярусы – үш түрлі қима негізінде құралған.
Бірінші - биогермді әктас. Екіншісі - дөңес биоморфты – детритті
әктастар. Үшіншісі - терең сулы, қара битуминозды жыныстар. Ассельде
шөгінділердің максималды қалыңдығы 557 м–ге дейін жетеді, дөңес түрі 42 м-
ден 216 м-ге дейін барады. Терең сулы ассельді артин шөгінділерінің
жалпы қалыңдығы 20 м-ден 40 м-ге дейін болатындары ярустарға бөлінбейді.
Сакмар ярусы - рифті фацияларында сұры әктастардан, дөңес түрлерінде
органогенді детритті және пемитаморфты әктастардан тұрады. Бірінші түрінің
қалыңдығы 23 м-ден 30 м-ге дейін, ал екіншісінікі 15 м-ден 56 м-ге дейін
ұзарады.
Артин ярусы - рифті және дөңес қималар негізінде екі подярусқа
бөлінеді: төменгі және жоғарғы артиндік болып. Біріншісі екі түрлі рифтің
қимасынан (биоморфно - детриттік әктастар) және дөңес түріндегі (екінші
даламиттер). Бұлардың қалыңдығы 90 м-ге дейін жетеді. Екіншісі
литологиясы жағынан бірінші подярусқа ұқсас. Артин шөгінділерінің биогенді
түрінің қалыңдығы 143 м-ден 303 м-ге дейін, ал дөңес түрінде 5 м-ден 217 м-
ге дейін өзгереді.
Конгур ярусы - толық қималарының төменгі қабаттарында карбонат
сульфатты сұры, көкшіл сұры ангидриттер доломит қабықшаларымен, жоғарғы
жағында тұзды тас тұздарымен және тұзды терригенді жыныстармен
құрастырылған. Алғашқысының қалыңдығы 1 м-ден 300 м шамасында, ал тұзды
шөгінділер 172 метрден 3028 м-ге дейін ұзарады.
Жоғарғы бөлім – Р.
Бөлімнің шөгінділері уфимдік, қазандық және татар ярустары белгілі
шарттармен анықталған. Олар қызғылт, қоңыр сұры саздармен және тұз, гипс,
ангидрит ұяшықтарымен көмкерілген. Уфим ярусының қалыңдығы 84 м-ден 1630 м-
ге дейінгі қашықтықта. Қазан ярусы – 138 м-ден 180 м-ге дейін, ал татар
ярусы 700 м-ден 1925 м-ге дейін ұзарады.
Мезозой тобы – MZ.
Триас жүйесі – Т.
Триас жүйесінің шөгінділері жыныстың терригенді қалыңдығымен, ұсақ
бөлшектерге бөлінбейтін қасиетіне ие. Бұлар қызыл - қоңыр түсті саздар,
песчаниктер және алевролиттер.
Триас шөгінділерінің қалыңдығы 1068 - 2040 м, Қарашығанақ күмбезінде
60 - 578 метрге дейін азаяды.
Юра жүйесі. Әктастарда көп мүшелі бір камералы фораминиферлер, криойд
мүшелерінің кесектері кездеседі. Ерте - орта фамен ярусы бір камералық
форминифер комплексі бойынша тұрақталады
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (песчанник, құм, саз, құмтас) –
121 - 392 м; жоғарғы бөлімі: Волж ярусы (сазды мергель, фосфорит),
шөгінділер қалыңдығы 53 - 132 м.
Мел жүйесі.
Мел жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім – валонянин, готерев, баррем
және апт ярустарымен берілген. Волонянин – готорев ярусының қалыңдығы 13 -
44 м (саз, мергель және фосфорит). Баррем ярусы (қара саз, мергель,
сидерит) – 24 - 80 м. Апт ярусы (қара саз, сидерит, мергель, фосфориттары
бар құм тастар), қалыңдығы 76 м.
Неоген жүйесі.
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерінің
қалыңдығы 20 - 125 м (сұр саз, құм, құм тастар, алевролит).
Төрттік жүйесі.
Төрттік жүйесінің шөгінділері (суглинка, супесь, құм, галечник, саз),
қалыңдығы 8 - 20 м.
1.4 Мұнайгаздылығы
Каспий ойпатының солтүстік аудандарында мұнайгаздылықтың негізгі
перспективалары тұз асты палеозоймен байланысты. 1979 жылы прибортовой
зонасының ішкі бөлігімен Қарашығанақ ауданында, П – 10 ұңғысында төменгі
пермь шөгінділерінен, 3908 м тереңдіктен газ фонтаны алынған.
Қаршығанақ кен орнында барлау және эксплуатациялық ұңғыларында
жүргізілген комплексті газодинамикалық және газоконденсатты зерттеулер
ашылған төменгі пермь және карбон карбонатты қимасының өнеркәсіптік
өнімділігін дәлелдеді (5217 м-ге дейін 13 ұңғы). Жалпы кен орын бойынша
бұрғылаумен дәлелденген көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 м (3660-
5217 м).
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 м
интервалында, орта девон шөгінділерінден мұнай кеніші ашылды. Орта девон
кенінің дамыту кен орнының орталық бөлігінде және негізгі мұнайгазконденсат
кенішінен солтүстікке қарай негізделген. Стратиграфиялық жағынан ең
зерттелгені пермь шөгіндлері. №112 ұңғысынан мұнай 3528 метр тереңдіктен
алынған.
Мұнай жиналымдары мұнайға қаныққан жарықшақты ашық - сұр түсті
ангидриттерге негізделген. Мұнайға қаныққан кеуектілігі 6,5% құрайды.
Ирен горизонтының сульфат – карбонатты жыныстарында мұнайға қаныққан
жыныстардың бар екендігі №6, 12, 17, 2Д, 100, 101, 109, 126, 622, 625
ұңғылары бұрғылау кезінде дәлелденді. Бұл кезде бұрғылау сұйығында мұнай
қабыршағы пайда болған.
Филиппов горизонтының сульфатно – карбонатты шөгінділерінде газдылық
№30 ұңғысында дәлелдеген. 4755 – 4765 м аралығынан дебитті 47,7 мың
м3тәулік газ, және дебиті 47,5 мың м3тәулік конденсат арыны алынған.
Кен орында таза күйінде қабат сулары алынбаған. Бірақ №13 ұңғыдан
алынған мұнай және сұйық қоспасы негізінен қабат суынан тұрады – 70-80%
(5202 - 5217 м.). 5125 - 5190 м интервалынан сусыз мұнай алынған.
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша
Қарашығанақ кен орны мұнайгазконденсатты болып саналады. Стратиграфиялық
жағынан ең зерттелгені пермь шөгіндлері. №96 ұңғысынан мұнай 3638 м
тереңдіктен алынған. Жалпы кен орын бойынша бұрғылаумен дәлелденген
көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 м (3660-5217 м). Газодинамикалық
және газоконденсатты зерттеулер ашылған төменгі пермь және карбон
карбонатты қимасының өнеркәсіптік өнімділігін дәлелдеді.
1.5 Мұнай мен газдың қорлары
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы
Оралмұнайгазгеология өндірістік-геологиялық бірлестігінің 10-П
параметрлік ұңғысын бұрғылау кезінде ашылды.
Кен орны Каспий маңы ойпатының солтүстік өңір алқабында орналасқан.
Газконденсатты кеніш төменгі пермдік және таскөмір карбонатты пайда
болулардың қуатты кешеніне тураланған. Сонымен қатар, мөлшері бойынша
шамалы филлиповтык қатардың үстіндегі кеніштер мен ортадевондық
шөгінділердегі жеңіл мұнай кеніші аңықталды.
1983 жылы конденсат, газ, мұнай қорларын оперативті есептеу
жүргізілді. Кен орны өлшемі (15·30 км) газ, конденсат және мұнай
қорларының мөлшері бойынша өте сирек кездесетін кен орны болса, сондай-ақ
сақталған сұйық қордың геологиялық құрылымның өзгешелігі бойынша өте
күрделі болып табылады.
1984 жылы Бүкілодақтық газ бойынша ғылыми-зерттеу институты (ҰБҒЗИГаз)
құрастырған тәжірибелі-өнеркәсіптік пайдалану жобасы 1985 жылы КСРО газ
өнеркәсібі Министрлігімен бекітілді. 1984 жылдың қараша айында – ақ кен
орынды тәжірибиелі- өнеркәсіптік пайдалану басталды.
1988 жылы Оралмұнайгазгеология өндірістік – геологиялық
бірлестігінің 42-ші іздеу- барлау және 48-шы пайдалану ұңғыларын бұрғылау
нәтижелері бойынша КСРО-ның қор бойынша мемлекеттік комитетіне 1988 жылдың
1-ші тамызындағы күйі бойынша мұнай, конденсат, газ және бірге болатын
компоненттері қорын есептеп, тиянақты санақ нысаны тапсырылды. КСРО қор
бойынша мемлекеттік комитетімен бекітілген Қарашығанақ кен орнының газ,
конденсат, мұнай және еріген газ қорлары 1.1 кестеде көрсетілген.
Кен орнында үш пайдалану объектісі белгіленген: Ι және ΙΙ – газ
конденсатты және ΙΙΙ – мұнай бөлігі. Тереңдеген сайын конденсат мөлшері
ұлғаяды.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалануды бастағанға дейін кен орны 4200
метрден 55 МПа белгісін құраған жоғары қабаттық қысыммен сипатталған.
Өнімді тілік шегіндегі қабат температурасы қабаттың жамылтқы бетінде + 70-
50 С –тан газбен сұйықтық жапсарындағы 820 С –қа дейін өзгереді.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдаланудың алғашқы жылдарында жалпы
конденсат мөлшері көп кен орны ұтымды игеру принциптеріне сәйкес келмейтін,
көбінесе игерудің бірінші объектісінің өнімді шөгінділері өңделді. өңделді.
Осыған байланысты 1987 жылдан бастап игерудің екінші объектісін қатыстыра
бастады.
КСРО қор жөніндегі мемлекеттік комитеті бекіткен Қарашығанақ кен
орындағы газ, конденсат және еріген газ қорлары көрсетілген.
Кен орнының орталық бөлігіндегі игерудің үшінші объектісіндегі
өнімді шөгінділер қалыңдығының болымсыздығын және мұнай шығымының аздығын
ескере отырып, ұңғылар екінші және үшінші объектілердің бірлесіп ашуына
салынды. Мұнай объектісінің жоғары қалыңдығымен немесе айдамалау ретінде
бұрғыланған ұңғыларға, әрбір ашылған объектіден өңдіріп, іріктеуді
басқаруды қамтамасыз ететін екі пакер орнатылды. Қазіргі уақытта
конденсаттың түсуінің алдын алу үшін тәжірибелі - өнеркәсіптік
пайдаланудың басынан 1988 жылға дейін жұмыс істеген және конденсацияның
бастапқы қысымына жеткен ұңғылар қорын толығымен ауыстырған.
Кесте-1.1
Қарашығанақ кен орындағы газ, конденсат және еріген газ қорлары
ШөгінділеҚорлар Шығару коэфициенті
рдің жас
шамасы
Еркін КонденсМұнай Еріген Конденсат Мұнай
газ ат газ
Баланстық қор Алынатын қор
млрд. млн. т млн. т млрд. м3
м3
1 2 3 4 5 6 7
Пермь 430,8 228,2 - - 0,75
В+С1 170
Карбон - 632,2 338169 239,3119,7 0,75 0,5
В+С1С1 473,7
Ср.Девон - - 1,50,5 1,40,4 0,3
С1
Жалпы 1329,6 860,4 339,5169,5 240,7120,1
643,7
Негізгі мұнай өрісінің таралу зонасында (солтүстік-шығыс, батыс және
оңтүстік) бұрғыланған ұңғылар өңдеуге кірмейді және орал газ өңдеу
зауытының құрылысында дейін тоқтатылып қойылады.
1991 жылдан бастап кен орнын игеру Тәжірибелі - өнеркәсіптік
пайдаланудың анықталған жобасының нұсқасы бойынша, яғни кен орнының
орталық бөлігінде сайклинг процесті пайдалану жалғасып келеді. Онымен
қоса, айқын әртекті өнімді қоюлыққа құрғақ газды айдауды ұйымдастырудың
қиындығын түсіне отыры, жобада ашылған өнімді шөгінділерден газды
өндіруді қамту коэффициентін арттыру бойынша айқын шешімдер алынған. Бұл
шараны 1993 жылдан бастау жоспарланған, бірақ кейбір себептер бойынша
сайклинг процесті енгізу кейінге қалдырылды.
1995 жылдан игеруді конденсацияның басындағы технологиялық
шектеулердің сақталуымен табиғи азаю режимінде кен орнын игеруді
қарастыратын, айқын жобаның нұсқасы бойынша іске асыру туралы, шешім
қабылдады.
Объектілерді пайдалану үшін айдайтын және пайдалану ұңғыларының
дербес тармақтары қарастырылады. Игерудің қабат қысымын ұстаумен нұсқасын
жүзеге асыру кезінде, айдайтын ұңғылардың төрт тармағы жобаланды.
Бірінші объектіге ұңғыларды орналастыру басқа тармақтардағы
ұңғылардың орналасуынан байланыссыз түрде жүргізілді. Бірінші объектінің
айдайтын ұңғылары екі параллель желі бойынша, жоғары өнімділекпен
сипатталатын пермдік екі күмбезбен білік сызығын бойлай орналасқан.
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орнын игеру жүйесі
2.1.1 Игерудің ағымдағы жағдайын талдау
Қазіргі уақытта кен орны қабат қысымының конденсация басындағы
қысымға дейін түсуіне жол бермейтін шектеулердің сақталуымен тәжірибелі -
өнеркәсіптік пайдаланудың анықталған жобасыны нұсқасы бойынша игеріледі.
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орнында игерудің үш объектісі
белгіленді:
І – газ конденсатты (төменгі пермь);
ІІ – газ конденсатты (төменгі карбон);
ІІІ – мұнайлы (төменгі карбон).
І және ІІ объектілер таусылу режимінде, ІІІ объект – еріген газ
режимінде пайдаланылады.
Көмірсутекті өндіру негізінен І және ІІ объектілер бойынша іске
асырылады. Анықталған жобада І объект үшін бастапқы қабат қысымы 53,3
МПа, ал ІІ объект үшін – 57,2 МПа қабылданды. І объект бойынша өнім
қалыңдығының орталай өлшенген белгісі – 4200 м, ал ІІ объект бойынша – 4700
м-ді құрайды.
Қарашығанақ кен орнында ұңғылар салу Қоншыбай, Қарашығанақ және
Сухореченскідегі тұзды күмбездер мен олардың тік құлайтын бөктерлерінің
дамуымен, жыныстарды қайта жабу кешеніндегі тілігі бар алаңға шығуымен
байланысты.
Ұңғыларды орналастыру сайклинг – процесс кезінде ұңғыларды
орналастырудың жалпы жүйесі дамуындағы қабылданған кезеңдерге сәйкес
жүргізілді. Қабат қысымын ұстаумен игеру нұсқасын жүзеге асыру кезінде
айдайтын ұңғылардың төрт тармағы жобаланды: І І объектіге, ІІ ІІ объектіге,
ІІ ІІ+ІІІ ІІІ объектілеріне және ІІІ объектіге. Бірінші кезекте 1,1·1,1 км.
Жеті нүктелі сетка бойынша барлық кеніштерді бұрғылау жасалды. І объектіге
ұңғыларды орналастыру басқа тармақтардағы ұңғылар орналасуынан тәуелсіз
өтілді. І объектінің айдайтын ұңғылары жоғары өнімділікпен сипатталатын
пермдік екі күмбездің білік сызығын бойлай, екі параллель желі бойында
орналасқан. Айдйтын ұңғылардың ара қашықтығы – 1 км. Пайдалану ұңғылары
айдайтын ұңғылар сызығынан 1 – 1,5 км. қашықтықта орналасады. Жоғары
мұнайға қаныққан қалыңдығымен (80 – 120 метр) мұнайлы жиек алқабында
ұңғылардың мұнай өндіру үшін 500·500 метрлік дербес сеткасы құрылды, одан
кейін 500·500 метрлік ұңғылар сеткасын құратын шоғыр ішіндегі алқапты
бұрғылау жүргізілді. Қазіргі кезде ұңғыларды тығыздайтын бұрғылау
тоқтатылған.
Үш ірі объектілерден тұратын Қарашығанақ кен орны туралы көрсетулерге
сүйене отырып, ұңғылардың дербес сеткаларымен екі газ конденсатты және
мұнайлы пайдалану объектілерін пайдалануды жүргізу белгіленді. Орал мұнай
газ химиялық кешені құрылысының бөгелуіне байланысты тек үшінші объектінің
ұңғыларын тоқтатып қою шешілді. Сонымен кейбір ұңғылар І және ІІ
объектілерді бірге пайдаға асырады, терең пайдалану, ұңғыларының негізгі
бөлігі ІІ және ІІІ объектілерді құрғатады. Бірнеше объектілерге
пайдаланатын ұңғылар, бірмезгілде бөлек үлгісі бойынша жұмыс істейді.
Батыс Қазақстандағы жер қойнауын пайдалану және сақтау территориялық
басқармасының кепілдемелеріне сәйкес пайдалану объектілерін айыру бойынша
бағдарлама жасалды.
Қазіргі уақытта кен орнының орталық бөлігінде орналасқан ұңғылар
пайдаланылуда. Алу - өндірудің ең үлкен пайызына № 100, 101, 102, 107, 108,
109, 110, 111, 113, 115, 117, 118 ұңғылар орналасқан ауданда қол жетіп,
табсты болды.
Орташа жылдық өндіру газ бойынша 1,5 млрд. м3-тен артық және
конденсат бойынша 1,5 млн. тоннаға жетті. Игеру жылдарындағы конденсатты –
газды фактордың орташа мәні 1,54 кгм3-ді құрады.
І және ІІ объектілеріндегі ұңғылар бойынша қабат қысымы 32 МПа-дан
(№103-ші ұңғы) 52 Мпа-ға (№622-ші ұңғы) дейін өзгереді.
Алынған көмірсутектердің ең үлкен өнімі газ бойынша 4,21 млрд. м3,
конденсат пен мұнай бойынша 4,47 млн. т-ға жеткен 1991 -1992 жылдарға тура
келеді, одан кейін біртіндеп түсу байқалады. Сұйықтық пен газды өндіру
қарқыны 1994 жылы ең аз шамаға дейін төмендеді. Ол үшін бірқатар себептер
болды, олардың арасында ұңғылардағы техникалық мәселелер және жағдайды
түзету үшін қаржының жетіспеушілігі болды. Сонымен қатар, қабат қысымы
конденсацияның бастапқы қысымдарына жуықтағандықтан, ұңғылар тоқтатылды.
Өндіруге тағы да Орынбор газ өңдеу және мұнай өңдеу зауыттарының өнімді
қабылдау шектеулері де әсерін тигізді.
Кен орныды игерудің бірініші сатысында ең үлкен өнімдер алынбады деп
шамалауға болады. Жобалақ мәліметтер бойынша ең үлкен өндіруге 1995 жылы
жетіп және газ бойынша 5,97 млрд. м3-ді құрау керек болатын, сұйықтық
бойынша тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалану жобасының, 1 – Б нұсқасы
бойынша 1992 жылдан 1995 жылға дейін 5 млн. тоннаға тең болуы керек еді.
Бірақ өндірудің нақты мәліметтері бойынша 1997 жылдағы газ өнімі 2,67 млрд.
м3, сұйықтық бойынша 2,32 млн. т. құрады, ал бұл мөлшер жоба бойынша
өндірудің ең үлкен мәнінің жартысынан сәл-ақ асады.
Кен орнында үш пайдалану объектісі белгіленген: Ι және ΙΙ – газ
конденсатты және ΙΙΙ – мұнай бөлігі . Тереңдеген сайын конденсат мөлшері
ұлғаяды. Бірінші кезекте 1,1·1,1 км. жетінүктелі сетка бойынша барлық
кеніштерді бұрғылау жасалды. І объектіге ұңғыларды орналастыру басқа
тармақтардағы ұңғылар орналасуынан тәуелсіз өтілді.
2.1.2 Ұңғылар қорының және олардың ағымдағы шығымын, игерудің
технологиялық көрсеткіштерін талдау
2006 жылдың 1-ші қаңтарындағы күйі бойынша Қарашығанақ кен орнының
ұңғылар қоры 241 ұңғыны құрайды, оның ішінде газ және конденсат өндіру,
сонымен бірге, Қарашығанақ кен орнын игеруге бақылау мақсатында 175 ұңғы
бұрғыланған.
Пайдалану қорын 91 ұңғы құрайды, олардың ішінде:
- қазргі әрекеттегі қорда – 35 ұңғы;
- әрекетсіз қорда – 56 ұңғы.
Консервацияда 72 ұңғы бар. Бақылаушы газ ұңғылары – 12, оның ішінде 5-
і күрделі жөндеуді керек етеді. арнаулы қор 61 ұңғыны құрайды, олардың
ішінде:
- ағынды су ұңғылары – 13 ұңғы;
- түсіруші – 41ұңғы;
- Т және Р2-дегі бақылаушы – 7 ұңғы;
Жабылуын күтіп тұрған – 5 ұңғы, оның ішінде:
- арнаулы – 2 ұңғы;
- пайдаланушы – 3 ұңғы;
Жабылған ұңғылар – 35 ұңғы, оның ішінде:
- барлаушы – 31 ұңғы;
- пайдаланушы – 4 ұңғы.
Лира – 1,2 объектілерінің ұңғылар қоры 23 ұңғыны құрайды.
01.01.2006 жылдан бастап 01.01.2007 жылға дейінгі кезеңдегі
әрекеттегі қор ұңғыларының динамикасы. (кесте 2.1)
2006 жылдың қаңтар айында әрекеттегі қор 36 ұңғыны құрады. 2 ұңғы
қабат қысымының конденсация басындағы қысымнан төмен түсуіне байланысты
тоқтатылды. Газ және мұнай беретін – 34 ұңғы.
Ақпан айындағы әрекеттегі қор 35 ұңғыны құрады. №145 ұңғы фонтанды
арматура бойынша өткізулері үшін тоқтатылды. Пайдалануға №126 ұңғы
енгізілді. Газ және мұнай беретін 33 ұңғы.
Наурыз айында әрекеттегі қор 39 ұңғыны құрады. №196 ұңғы қабат
қысымының конденсация басындағы қысымынан төмен түсуі себепті тоқтатылды.
Пайдалануға енгізілді: қысым төмендеу себебімен тоқтатылған 3 ұңғы,
ұңғыларды күрделі жөндеуден кейінгі 1 ұңғы, техникалық себептерге
байланысты тоқтаған №803 ұңғы. Газ және мұнай беретін – 33 ұңғы.
Сәуір айында әрекеттегі қор 33 ұңғыны құрады. Қабат қысымы төмендеуі
себебімен 5 ұңғы тоқтатылды. Газ және мұнай беретін - 32 ұңғы.
Мамыр айында әрекеттегі қор 33 ұңғыны құрады. 4 ұңғы тоқтатылды: 3-і
қабат қысымы төмендеуі салдарынан, ал №806 ұңғы сақтауда тұрды. пайдалануға
техникалық себептерге байланысты тоқтаған №145 ұңғы берілді.
Маусым айында әрекеттегі қор 31 ұңғыны құрады. 3 ұңғы тоқтатылды: 2
ұңғы қабат қысымы төмендеуінен, ал №806 ұңғы сақталған қорда тұр.
Пайдалануға күрделі жөндеуден №167 ұңғы берілді. Газ және мұнай беретін –
26 ұңғы. №102 ұңғы (№101 ұңғы орнына) қабат қысымының қаныққан қысымнан 410
барға дейін төмен түсуі кезіндегі, қабаттағы конденсат бағтын зерттейтін
эксперименталды бағдарлама бойынша жұмыс істейді.
Шілде айында әрекеттегі қор 30 ұңғы құрады. №126 ұңғы қабат қысымының
конденсация басындағы қысымнан төмен түсуіне байланысты тоқтатылды.
Пайдалануға күрделі жөндеуден №905 ұңғы қосылды. Газ және мұнай беретін –
28 ұңғы.
Тамыз айында әрекеттегі қор 32 ұңғыны құрады. 5 ұңғы тоқтатылды: 4-і
қабат қысымының төмендеуінен, 1 ұңғы сақталған қорда тұр. Газ және мұнай
беретін – 24 ұңғы.
Қыркүйек айында әрекеттегі қор 35ұңғыны құрады. 11 ұңғы тоқтатылды: 4-
і қабат қысымының төмендеуінен, 7 ұңғы сақталған қорда тұр. пайдалануға
берілді: қабат қысымы төмендеуінен тоқтатылған 2 ұңғы, күрделі жөндеуден
кейін 1 ұңғы. Газ және мұнай беретін – 21 ұңғы.
Қазан айында әрекеттегі қор 34 ұңғыны құрады. 8 ұңғы сақталған қорда
тұр. Пайдалануға берілді: қабат қысымы төмендеуінен тоқтатылған 2 ұңғы,
күрделі жөндеуден кейін 1 ұңғы. Газ және мұнай беретін – 23 ұңғы.
Қараша айында әрекеттегі қор 35 ұңғыны құрады. 7 ұңғы сақталған қорда
тұр. Күрделі жөндеуден кейін 1 ұңғы пайдалануға берілді. Газ және мұнай
беретін – 28 ұңғы.
Желтоқсан айында әрекеттегі қор 35 ұңғы құрады. Қабат қысымының
конденсация басындағы қысымнан төмен түсуінен 1 ұңғы тоқтатылды. №804 ұңғы
күрделі жөндеуден кейін пайдалануға енді. Газ және мұнай беретін – 31 ұңғы.
Кесте 2.1
Ұңғылар қорының 2006 жылғы динамикасы
Көрсеткіштер 1 2 3 4
Қаң Ақп Нау
Қаңтар 0.624 68 0.854
Ақпан 0.588 65 0.841
Наурыз 0.674 69 0.908
Сәуір 0.737 71 0.955
Мамыр 0.699 69 0.922
Маусым 0.684 70 0.889
Шілде 0.607 68 0.812
Тамыз 0.489 69 0.652
Қыркуйек 0.425 66 0.593
Қазан 0.572 69 0.763
Қараша 0.606 69 0.808
Желтоқсан 0.572 68 0.766
2.1.4 Кеніштің энергетикалық жағдайының сипаттамасы, игеру режимдері
01.01.07 ж кен орнында игеру статикалық қысымға (қабат қысымды) 1086
рет өлшем жүргізді. Қабат және түп қысымдарын өлшеу үшін Кастер (АҚШ)
фирмасының терең монометрлері қолданды. 1998 ж бастап қысым және
температураны өлшеу бойынша терең зерттеулер үшін, Метролық
термометрлерінің электронды монометрлері қолданыла бастады. Кен орынды
игеру кезінде , ұңғылар орташа санағанда жылына 2 рет жиілікпен
зерттелді., (статикалық түптік қысымды өлшеу), 1998 – 2000 ж аралығында
кейбір ұңғыларда өлшем 3 - 5 рет жылына жүргізілді.
1991ж,1998 жылдары ұңғылардың эксплуатациялық (пайдалану) қорының 40
% (пайызы) зерттелді, ал 1998 - 2000 жылдары 60 - 90 пайызы зертелді.
Ұңғылардың негізгі қорына терең зерттеулер тек 1998ж жүргізілді және
2000 ж бүкіл қор бойынша қабат қысымының тереңдік өлшемдері жүргізілді,
орташа алғанда ұңғыларды зерттеу коэффициенті 0,4 құрады.
Консервацияда тұрған ұңғылар қоры бойынша терең мөлшерлер
жүргізіледі, тек 1994 - 1997 жылдардағы 10 өлшеуді санамағанда, және 1998
- 2009 ж өлшемді санамағандағы, зерттеу коэффициенті 0,05 құрады.
Статикалық түптік қысымды терең өлшеу жүргізу үшін, ұңғылардың тоқтау
уақыты тек 1998 жылға дейін ғана санап жүрді, зертеу үшін ең тиімді уақыт
тоқтау уақыты 1 сағат (105, 107, 111, 118, 125, 126), максималды – 960
сағат, орташа тоқтау уақыты 24 - 48 сағат құрады. 01.01.06 ж кен
орнында динамикалық түптік қысымды өлшеу 640 рет жүргізілді. 2000 жылға
дейін зерттеу ауқымы эксплуатациялық (пайдалану) қорының 50 - 90 пайызын
құраған, бірақ соңғы 5 жылда зерттеу мөлшерлері түсіп кетті және
ұңғылардың пайдалану қорының 20 - 30 пайызын құрады.
01.01.06 ж бойынша қабат қысымын мына белгіге өлшенді I-ші игеру
объектісіне 4200 м, 4700 м – II-ші игеру объектісіне және 5050 м III-ші
игеру объектісін бірге пайдаланып жатқан ұңғылар үшін қысым әр объекті
үшін өзіне лайық белгіде өлшенді және келесіде бұл мәндер кеніштің және
игеру объектісінің изобар картасы энергетикалық жағдайдың анализі үшін
қолданылады.
I-ші игеру объектісі үшін бастапқы қабат қысымы 54,3 МПа құрайды.
Конденсацияның басталу қысымы флюйдтік моделіне байланысты - 44,6 МПа.
01.01.05 ж қабат қысымының өлшеудің келтірілген мәндері қабат
қысымының бастапқы және конденсацияның басталу қысымына байланысты
төмендегенін көрсетеді, орташа санағанда қабат қысымы 43,1 МПа құрады,
бұл бастапқы қабат қысымынан 11,2 МПа - ға кіші және Pкб,1,5 МПа-ға
кіші, қабат қысымының минималды мәні 101, 103, 113, (30-38,7 МПа) және 11
(36,9 МПа) ұңғылардың аумағында белгіленген, бұл осы ұңғылардың қарқынды
түрде газды алумен негізделген.
01.01.05 ж соңғы 5 жыл игеру кезінде ауданы өсті (Qдрен=150342
млн.м3), бұл қабат қысымы төмендеген жаңа зоналардың және (ескілердің)
кеңеюіне әкелді, минималды қабат қысымы 105 (28,2МПа) ұңғысында тіркелген,
орташа қабат қысымы 44,3 МПа құрады, бұл бастапқы қабат қысымынан 10 МПа-
ға кіші, 0,3 МПа-ға кіші, 6 ұңғы бойынша қабат қысымының Pкб-ға
байланысты түсуі байқалады (0,2 - 16,4 МПа).
01.01.2005 ж изобар картасы ауданның өсуімен сипатталады,
(Q дрен=237754 млн. м3) бұл жаңа зоналардың пайда болуымен,
ескілердің қосылуымен себептелген және орташа қабат қысымы 47,3 МПа
құрады, бұл 01.01.2005 жылғы сәйкес мәніне жоғары, бұған қабат қысымы
Pкб-дан төмен түскен (себеп ұңғылардың тоқтауы болуы мүмін). Минималды
қабат қысымы 167-ны (41,5 МПа) ұңғыларда белгіленген. Орташа алғанда
қабат қысымының төмендеуі депресиялық зоналарда 9,1 - 9,7 МПа құрады. 3
ұңғы бойынша (104, 107, 167) қабат қысымы Pкб-дан төмен түсті. Игерудің
соңғы 5 жылында 01.01.2005 ж 138, 800 ұңғылардың аймағында жаңа
депрессиялық зоналар пайда болды. Қысымның бөлінуі 2000 жылға сәйкес, бір-
ақ жартылай алғанда қысым 46,2 МПа-ға түсті, бұл дренаждағы құбырдың
мәніне әсер етті (Q дрен=209065 млн. м3). орташа алғанда
қабат қысымының депрессиялық зонада түсуі бастапқыға қарағанда 7,7 - 11,0
МПа құрады.
Рқаб Ркб аумағының шектері №107, 118, 146, 153 ұңғылардың орнымен
анықталады. ІІ-ші игеру объектісі үшін бастапқы қабат қысымы 56,5 МПа
құрайды, конденсацияның басталу қысымы флюйдтік модельге сәйкес – 48,4 МПа
құрайды. 01.01.05 ж изобар картасы № 113 (32,2 МПа) ұңғыларда қабат қысымы
төмен зоналардың пайда болуы байқалады, және орташа қабат қысымы 51,3 МПа
қысымынан 5,2 МПа-ға төмен.
01.01.05 ж изобар картасы 5 жылда бұл игеру объектісінен қарқынды
түрде өнімді өндіру жүргенін көрсетеді, бұл қабат қысымы төмен 6
зоналардың пайда болуын, дренаждау ауданының үлкеюін (Q дрен=85276 млн.
м3) негіздейді.
Орташа алғанда қабат қысымының депрессиялық зоналарда бастапқыға
қарағанда 7,2 - 10,1 МПа-ға төмендеген. Қабат қысымының минималды мәні 126
(42,5МПа) ұңғыларда байқалады, 7-ші ұңғы аумағында Рқаб Ркб төмен
түскен.
01.01.05 ж изобар картада қабат қысымы төмен зоналардың қосылуы
жаңа депрессиялық зоналардың пайда болуының нәтижесінде (дренаждау
ауданының үлкейгені байқалады), бұл дренаждау қорының мәніне әсер етті,
(Qдрен=441576 млн. м3). Орта алғанда қабат қысымы депрессиялық зонада
бастапқы қабат қысымынан 5,3 - 11 МПа-ға төмен мәнді құрайды. Минималды
қабат қысымы 45,5 МПа 7 скважина бойынша өлшенетін қабат қысымы Ркб дан
төмен.
Игерудің 5 жылында 01.01.05 ж дренаждау ауданының кеңеюімен
(Qдрен=505560 млн. м3), қабат қысымы төмен 2 зоналардың пайда болуымен
(138, 196, 313, 626) сипатталады. Қысымның бөлінуі 2000 ж-ға сәйкес
келеді, бір-ақ қысымның көтерілуін белгілеген жөн, мысалы орташа алғанда
депрессиялық зонадағы кабат қысымының минималды мәні 313 (46,4 МПа)
ұңғыларда белгіленген РқабРкб аумағының шектелуі 126, 152, 196, 313, 326,
626 ұңғылардың орнымен анықталады.
І-ші және ІІ-ші объектілердегі қабат қысымы төмен зонадағы жақын
сәйкес келуі резервуардың гидродинамикалық бірлігі туралы болжамды
дәлелдейді.
ІІІ-ші игеру объектісі үшін бастапқы қабат қысымы 58,7 МПа
құрайды. Солтүстік шығыс аумағы үшін мұнайдың газбен қанығу қысымы 58,1
МПа құрайды, оңтүстік батыс үшін – 55,3 МПа құрайды. Қазіргі уақытта ІІІ-
ші игеру объектісінде пайдаланып жатқан бүкіл ұңғыларда қабат қысымының
Рқаб-нан төмендеуі байқалады, яғни қазіргі уақытта ІІІ-ші объектіде қабат
мұнайының газсыздану үрдісі байқалады. Изобар картасы депрессиялық
зоналардың ауданы бойынша кеңеюімен сипатталады, бұл қабат қысымының
(ұңғылардағы қабат қысымының төмен кейбір аумақтарының пайда болуымен
байланысты).
Жаңа ... 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