Қабат мұнайының қасиеттері
Кіріспе 10
1 Геологиялық бөлім 12
1.1 Жалпы мәліметтер 12
1.2 Стратиграфия 13
1.3 Мұнайгаздылық 18
1.3.1 Өнімді объектілердің коллекторлық қасиеттері 19
1.3.2 Мұнайдың, газдың және судың құрамы мен қасиеттері 20
1.4 Мұнай мен газдың қорлары 22
2 Кен орындарын игеру жүйесі 24
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштік жүйесі 24
2.1.1 Игеру объектісін таңдау 24
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасу анализі 27
2.1.3 Кен орындарын игеру режимі 29
2.1.4 01.01.10ж игерілген кен орындарының жағдайын және 33
реттелуін бақылау 33
з 34
3 Мұнай және газды өндірудің техникасы мен технологиясы 37
3.1 Өндірудің техникаға арналған таңдауы және белгілері 37
3.2 Технологиялық көрсеткіштердің, ұңғыма қорының структурасының және
олардың қазіргі дебиттерінің анализі 39
3.3 Мұнай және газды игерудің технологиясы 42
Газ айдаушы компрессорлы станция 43
Газ турбиналары 44
Компрессорлар 45
Құрамдары мен машина оттегі 45
3.4 Ұңғымаларды пайдалану түрлерінің көрсеткіштерінің мінездемесі 47
3.5 Ұңғымаларды пайдалану кезінде қиындықтармен күресу және 51
оны алдын-алу жөніндегі салтанатты іс-шаралар 51
3.6 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесінде және кәсіпшіліктік дайындауға 55
қойылатын талаптары мен кеңестер 55
5 Экономикалық бөлім 60
5.1 Ұңғыманы игерудің технико-экономикалық көрсеткіштері 60
5.2 Экономикалық тиімділік есебі 69
6 Еңбекті қорғау 73
6.1 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлары 73
6.2 Еңбекті қорғау жөніндегі салтанатты іс-шаралар 75
6.3 Ауа алмасуды есептеу 79
7 Қоршаған ортаны қорғау 82
7.1 Атмосфералық ауаны қорғау 82
7.2 Жер-су ресурстарын қорғау 85
7.3 Мұнай-газ айырғышының қоршаған ортаны ластауының есебі 90
Кіріспе
Қазақстан бұрынғы ТМД елдері ішінен мұнай өндіру жағынан Ресейден
кейінгі екінші орынды иеленіп отыр. 2000 жылғы өнім күніне 693000 баррель
болды. Өндірілген мұнай-газдың жартысынан көбі 3 ірі кен орындарынан
өндіріледі. Олар: Тенгиз, Өзен және Қарашығанақ. Казахойл компаниясының
бастығы Нұрлан Балгимбаевтың тұжырымы бойынша Қазақстан келесі 40 жыл
ішінде мұнай және газ кенорындарынан 700 миллиард доллар кіріс (салықтарды
қосқанда) таба алады.
Қарашығанақ дүние жузіндегі ең ірі газоконденсат кен орындарының бірі.
Кенорнына 4,3 миллиард долларға жуық инвестициялар салынған. Бұл қазіргі
кезге Қазақстандағы ең ірі жоба болып табылады. Кен орнын төрт шетел
компаниялары дамытуда. Атап айтқанда, Ұлыбритандық BG Group, Италияндық
Eni компанияларының үлесі 32,5 % құраса, Американдық Chevron компанисы
– 20 %, ал Ресейдің LUKOIL компанисы 15 %-ті құрайды. Осы төрт компания
бірігіп Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг Б.В. бірлестігін құрады.
Басқа кенорындардың операторларына қарағанда (мысалы, Тенгиз кен
орнындағы Chevron компаниясының мұнай өндіру барысындағы қоршаған ортаға
тигізген зиянды әсері) Қарашығанақтың даму тарихы сәтті болып табылады.
Дегенмен, жеткен жетістіктер мен сәттіліктерге қарамастан, Қарашығанақ
кен орнында әлі де көптеген қиыншылықтар да бар, шешуге тиісті мәселелер де
көп.
Ең басты мәселенің бірі кенорнының географиялық орналасу жағдайы болып
отыр. Себебі кен орнынан өндірілген табиғи газды үлестіру мүмкіндігі
шектеулі. Бұны шешудің бір ғана жолы – Ресейдің тасымалдау жүйесі арқылы
экспортқа шығу және Орынбордағы газды даярлау зауытына жіберу. Қазіргі
кезде Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг Б.В. компаниясы өндіріп жатқан
газды КазРосГаз компаниясына сатуда. КазРосГаз компаниясы Ресейдің
Газпром және Қазақстанның ҚазМұнайГаз компанияларының бірлесуі
нәтижесінде құрылған бірлестік. КазРосГаз компаниясы сатып алған газды
Оренбургке экспортқа шығарып, әрі қарай Ресейдің газ тасымалдау жуйесі
арқылы баска да қалаларға жібереді. Бұл Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг
Б.В. компаниясың басқа альтернативалардың тапшылығынан әлсіз позицияға
әкеліп отыр. Осылайша компания өндірген газды Батыс Еуропа елдеріне сата
алмай, КазРосГаз компаниясына арзанырақ (Еуропа елдерінің бағаларына
қарағанда) бағамен сатуға мәжбүр болып отыр.
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 анықталды.
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.
Тағы бір қиыншылық кен орнының құрылысына байланысты туындап отыр.
Қарашығанақ газконденсатты кен орны болғандықтан, сұйық көмірсуларды
өндіріп даярлау мәселесі қарастырылу қажет. Бұл өнімді КТК құбыр жүйесі
арқылы Батыс елдеріне жеткізіп сатуға мүмкіндік береді.
Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг Б.В. компаниясы өнім көлемі азая
басталғандығынан өндірілген газдың альтернативті қолданылу жолдарын
іздестіре бастады.
Бірінші жол – белгілі бір газ көлемін (жылына 6 миллиард м3 газ) қайта
жер астына жіберу арқылы қысымды керек қалыпта ұстап тұру, нәтижесінде
сұйық көмірсуларды өндіру. Бұл техниканы жүзеге асыру арқылы шығымды
20 %-ке арттыруға болады.
Қарашығанақ кен орынның 2- игеру фазасы бойынша Қарашығанақ өндеу
комплексінде төртінші технологиялық желінің құрылысы басталды. Төртінші
технологиялық желіні эксплуатацияға жібергенде, жылына конденсаттың
өндірісі және экспорты 2,57 млн тоннаға өседі, яғни KPC-дің қуаты 30
пайызға артады. Жобалаушылардың пікірі бойынша, енгізіліп жатқан
технологиялар ең жоғары әлемдік үлгіге сәйкес келеді, осы технологиялар
арқылы атмосфераға зиян затардың шығуын минимумға дейін жеткізеді.
Жер астына жіберілген газ кейін өндіріліп шығарыла алады. Екінші
жол–өндірілген газды кен орнындағы құрылғылар, қондырғылар мен техниканың
жұмысын қамтамасыз ету үшін электр генератор ретінде қолдану.
Табиғи газды немесе басқа да газды қайта жерге айдау арқылы ұңғыма
ішіндегі қысымды жоғарылатуға болады. Бұл газ молекулаларының мұнайда еріп,
жылдам козғалуына, яғни шығатын өнімнің артуына себеп болады.
Сондықтан Қарашығанақ кен орнында қайта жерге айдауға арналған газды
жинау және дайындау – ең бірінші қарастырылатын мәселе болып табылады. Сол
тұрғыдан қарағанда, газды комлекстік дайындау қондырғысының жұмысына анализ
беріп кемшіліктерді айқындау және жұмысын жақсарту жолдарын ұсыну маңызды.
1 Геологиялық бөлім
1.1 Жалпы мәліметтер
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы
Уральскнефтегазгеология өндірістік – геологиялық бірлестігінің № 10-П
параметрлік ұңғыны бұрғылау кезінде ашылған. Кен орын Каспий ойпатының
солтүстік жағында орналасқан.
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. Облыстың топырақ жамылғысы
оңтүстік қаратопырақтармен, қара-қоңыр, ашық-қоңыр және қоңырлау түсті
топырақтармен берілген. Орал өзенінің жайылымында жайылымдық топырақтар
дамыған. Олар жайылым суастында қалған кезде түзіледі. Өсімдік жамылғысы
бойынша ауданда далалық және шөлді-далалық аймақтарға бөледі. 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. (1.1-сурет).
1.1-сурет. Шолу картасы
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 тереңдігінде.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады. Сулы
горизонттар 65 - 110 метр тереңдікте, әктас және мергель жарықшақтарында
орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас кезеңіндей
құмтастарда қалыптасқан.
1.2 Стратиграфия
Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған шөгінді
болып төменгі девон шөгіндісі табылады. (ұңғы 15, Д-5).
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс – Орынбор және
Соль – Илецк тұз күмбездері аудандарына байланысты бөлінеді.
Шығыс – Орынбор тұз күмбезі 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. Сейсмо
барлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында іргетас жату
жағдайы (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 сүр түсті
аргилиттерден құралған. Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м.
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 метр. Живет ярусы – қалыңдығы 64 метр. Жоғарғы
бөлім: Жоғарыдевон шөгінділері тек фамен ярусымен берілген.
Төменгі девонжүйесі
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.
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.
Таскөмір жүйесі.
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілге.
Қалыңдығы 80 метр. 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 метр.
Сакмар ярусы 5-25 метр, Артин ярусы 15-280 метрге дейін, Кунгур ярусы:
төменгісі ангидритті 4-20 метрден 300-ге дейін. Жоғарғысы тұзды – қалыңдығы
3178 метрге дейін. Жоғарғы бөлімі: Уфим ярусының шөгінділері (84-1252-1630
метр), Қазан ярусы: төменгі литологиялық пачка қалыңдығы 138-299 метр,
жоғарғысы 192-1118 метр, Татар ярусы 700-1925 метр.
Төменгі бөлімі – Р
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын
ашып зерттейміз. Ассель 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 42м-
ден 216м-ге дейін барады. Терең сулы ассельді артин шөгінділерінің жалпы
қалыңдығы 20 м-ден 40м-ге дейін болатындары ярустарға бөлінбейді.
Сакмар ярусы – рифті фацияларында сұры әктастардан, дөңес түрлерінде
органогенді детритті және пемитаморфты әктастардан тұрады. Бірінші түрінің
қалыңдығы 23м-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
метр, Қарашығанақ күмбезінде 60 – 578 метрге дейін азаяды.
Юра жүйесі
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (құм, саз, құмтас)– 121 – 392
метр; жоғарғы бөлімі: Волж ярусы (сазды мергель, фосфорит), шөгінділер
қалыңдығы 53 – 132 метр.
Бор жүйесі
Бор жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім – валонянин, готерев, баррем
және апт ярустарымен берілген. Волонянин – готорев ярусының қалыңдығы 13 –
44 метр (саз, мергель және фосфорит). Баррем ярусы (қара саз, мергель,
сидерит) – 24 – 80 метр. Апт ярусы (қара саз, фосфориттары бар құм тастар),
қалыңдығы 76 метр.
Неоген жүйесі
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерінің
қалыңдығы 20-125 метр (сұр саз, құм, құм тастар, алевролит).
Төрттік жүйесі
Төрттік жүйесінің шөгінділері қалыңдығы 8-20 метр.
Тектоника
Қарашығанақ кен онынының негізгі карбонатты массиві Каспиймаңы
ойпатының бортына парраллелді бет түзеген ұзақтық жайылудағы ірі тұзасты
массивін түзетін фамен-артинскілі құрылымдық этажымен байланысты. Массив
мөлшері 14,5-28 км-ді құрайды, тұзасты карбонатты жоғарғыдевон-төменгіпермь
түзілімдерінің жалпы қалыңдығы 2000 м кезінде оның биіктігі 1600 м.
Құрылымдық этаж үш этажастына бөлінеді: жоғарғыдевондық-турнейлік, визей-
башқұрттық және ертепермьдік, бұл кезде әрбір этажасты кішкене өзгеше
құрылымдық жоспармен сипатталады. Жоғарыдан этажасты пермьалды шөгінді
жинағының үзілісінің бетімен шектелген. Карбон түзілімдерінің құрылымдық
беті денудациондық процесстердің белсенді әсерімен түзілген.
1.2-сурет. Қарашығанақ кенорнының геологиялақ қимасының сұлбасы
Қарашығанақ кен орны тектоникалық жағынан қарағанда Каспиймаңы
ойпатының солтүстік борт аймағының ішкі бөлігінде жатыр, ол түзілім
қабыршығының үлкен қалыңдығымен және тұз тектоникасының белгісімен
сипатталады. Тұзды тектоникалы дамуымен ерекшеленетін кунгур-триас
құрылымдық этажасты Қарашығанақ кен орнының қақпағы ролін ойнайды. Тұзды
тектониканың пайда болу ерекшеліктері батысынан шығысқа қарай тұзасты
құрылымының шеткері бөлігінде тұз жүйектерінің формалануына алып келді.
Тұзасты құрылымның орта бөлігі жоспарда күмбезаралық мульдамен сәйкес
келеді, онда іс жүзінде тұз кездеспейді, ал кунгурдың сульфатты текшесі
кезектесіп уфалық, төменгі- және жоғарғы қазандық түзілімдерімен солтүстік-
батыстан оңтүстік-батысқа қозғалуына қарай жабылады.
Сейсмотүсірілім мәліметтері бойынша кен орны ауданында 6-7 км
тереңдікте фундаменттің күрделі құрылымды шошағы бөлінеді. Кен орны
солтүстігінен доғатәрізді майысумен шектелген амплитудасы шамамен 400 м
фундаменттің көтерілімімен байланысқан. Оңтүстігінен көтерілім
субұзақтықтағы лақтырманың екі бұтағымен иіледі, ол бойынша фундамент беті
солтүстіктен оңтүстікке сатылап тиеледі. Лақтырмалар амплитудасы батыс
бағытта ұлғайып 1200 м-ге жетеді.
1.3-сурет. Қарашығанақ кен орнының өнімді комплекстің жабыны бойынша
структуралық картасы
Массив жоспарда кең шығыс бөлікті және батыс периклинальмен тарылатын
түр алады. Бұнда әлсіз деформацияланған көтерілімнің жоғарғы бөлігі
қанаттарында және периклиналында еңістену бұрышы 40-500-ге дейін тіке
тиеледі. Көтерілімнің бұл бөлігі –450 м изогипсамен түйістеледі және
төменгі пермь құрылымына цоколь болып қызмет атқарады.
1.3 Мұнайгаздылық
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 метр 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 метрге дейін 13 ұңғы). Жалпы кен орын бойынша
бұрғылаумен дәлелденген көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 метр
(3660-5217 метр).
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 метр
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 сульфатно – карбонатты жыныстарында мұнайға қаныққан
жыныстардың бар екендігі №6, 12, 17, 2Д, 100, 101, 109, 126, 622, 625
ұңғылары бұрғылау кезінде дәлелденді.
Филиппов горизонтының сульфатно – карбонатты шөгінділерінде газдылық
№30 ұңғысында дәлелдеген. 4755 – 4765 метр 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 метр интервалынан сусыз мұнай алынған.
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша
Қарашығанақ кен орны мұнайгазконденсатты болып саналады.
1.3.1 Өнімді объектілердің коллекторлық қасиеттері
Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне
негізделген. Ол Қарашығанық – Қобланды зонасында, Каспий ойпатының
солтүстік зонасының ішкі жағында орналасқан. Мұнда үш құрылымдық комплекс
көрінеді. Төменгі құрылымдық летологиялық комплекс Артин ярусына дейінгі
бүкіл ежелгі шөгінділер қимасын, ортаңғысын – кунгур – сульфат – галоген
қалыңдамасын, жоғарғысы – жоғарғы пермь және триас құрылымдарын қосып
алады.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно – седиментациондық
құрылымдық формасымен ерекшеленеді. Құрылым өлшемдері жоба бойынша 15·30
км., биіктігі 1600 метр, комплекс жабындысының минималды тереңдігі 3680
метр.
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық –
литологиялық комплексте күрт дисгормониялық құрылымдар құрылған. Солардың
ішіндегі: тұзды антиклинальдар, ассиметриялы диапир құрылымдары, тұзды
штоктар, күмбездер және күмбез аралық дипрессиялар. Кен орында үш тұзды
құрылым бар: Қарашығанақ тұз көтерілімі – солтүстікте, Сухореченск тұзды
күмбезі – оңтүстік – шығыста, Қоншыбай тұз күмбезі – оңтістік – батысында.
Жоғары құрылымдық – литологиялық комплекстік құрылымдардың
формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді. Жоғары пермь және триастың қызыл
түсті қалыңдамасында пайда болған.
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің
қабат газы, орта есеппен 10 МПа, жоғары қайнау көмірсутектерімен
қанықпағандығы анықталды. Оның құрамында: этан – 6%, пропан – 2,5%, бутан –
1,7% шамасында.
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негігі тәуелділік
параметрлері флюидтік моделі арқылы тұрғызылған (1.1-кесте).
1.1-кесте
Коллекторлық қасиеттер мен мұнайгазға қанығушылық сипаттамасы
Атауы Өткізгіштігі,10Ашық Коэффициент Байланыс
-3мкм2 кәуектілік қан
коэф.үл.бір сумен
л қанығуы
Көлденең Тік Газға қаныМұнайға қа-
ғушылық нығушылық
1 игеру обьектісі (карбон, сұйық)
Орта мәні 1698 1537 39995300 55043 5
Вариация 0,76 1,00 0,0020,170,0240,04 0,061
коэф. 9 9
Өзгеру 2,46 0,20 0,1360,140,0780,06 0,093
интервалы 4 4
2 Игеру обьектісі(карбон, сұйық)
Орта мәні 22,45 15,56 0,1040,080,8840,96 0,071
6 2
Вариация 1,09 1,27 0,0020,140,0410,03 0,005
коэф. 5 1
Өзгеру 1,90 0,10 0,0880,020,6770,74 0,004
интервалы 3 6
3 игеру обьектісі (карбон-девон, мұнай)
Орта мәні 15,91 10,53 0,0950,08 0,8790,9230,121
9
Вариация 1,12 2,14 0,0010,17 0,060,061 0,004
коэф. 7
Өзгеру 1,27 0,45 0,0730,06 0,70,671 0,028
интервалы 4
Өнімді жыныстар бетінің дымқылданғыштық сипаттамасы
Дымқылданғыштықты анықтау бойынша лабороториялық жұмыстар әртүрлі
мекемелер орындаған. Өнімді жыныстардың дымқылданғыштық сипаты жайлы
бірмәнді тұжырымдар жасалмаған , бұл Қарашығанақ кен орынының
дымқылданғыштығы күрделі сипат алатындығынан болуы мүмкін. Зерттеушілер
берілген деңгейдегі зерттелінуіне қарап өткізгішті кавернозды-кәуекті
жыныстар және жарықшақты жыныстар әртүрлі деңгейде гидрофобизацияланған ,
тығыз төменөткізгіш матрица іс жүзінде гидрофильді деп есептейді. Қуыс
кеңістік бетіндегі гидрофобизациялану белгілері болуы сынамалардың
дымқылданғыштығы көрсеткішін анықтап дәлелдейді. Қазіргі кездегі
жүргізілген гидродинамикалық зерттеулер есебімен есептеулер үшін мұнайгаз
құрамы бар қуыстар гидрофобты деп есептелінеді.
1.3.2 Мұнайдың, газдың және судың құрамы мен қасиеттері
Қарашығанақ кен орны өндірілетін сұйық, газ және мұнайдың
қасиеттерінің әртүрлілігімен және қабаттағы флюид жүйесінің күрделілігімен
сипатталады.
Қабат газының құрамы мен қасиеті
Пермь және карбон шөгінділерінен алынатын конденсат қасиеттері
әртүрлі. Кен орын қимасы бойынша конденсаттың фракционды құрамы ауырлай
түседі: қиманың жоғарғы жағындағы конденсаттың 50%-і 2030С температурасында
қайнайды, ал төменгі жағы 2390С; 3600С жоғары конденсат қалдығы 13,8 – 23 %-
ке дейін көбейеді. Молекулярлы массасының шамасы 20 бірлікке көбейеді.
Конденсаттың қату температурасы екі еседен көп өседі. Пермь шөгінділерінен
алынған конденсатты ароматты көмірсутектер 19,1% масс. бойынша, ал
карбоннан алынған конденсатта 25,1% масс. бойынша. Дистилянтты
фракциялардың ароматты көмірсутектер мөлшері фракциялардың алу
температурасы өскен сайын ұлғаяды.
Қарашығанақ кен орнының қабат газды едәуір ауытқуымен сипатталады,
дәлдеп айтқанда жоғары сығылуымен, 1 обьекті үшін орташа 1.32, 2 игеру
обьектісі үшін –1.4 құрайды. 1.2-кестеде қабат газының қабат қысымы кезінде
түзілу тереңдігіне байланысты тұтқырлық коэффициентінің тәуелділігі
көрсетілген.
1.2-кесте
Қабат газы мен конденсат параметрлері
Игеру обьектісі 1 обьект 2 обьект
Тізілімнің абсолютті жату тереңдігі 420 470
Бастапқы қабат қысымы, МПа 54,75 57,0
Сұйық басталу қысымы, МПа 44,7 48,5
Қабат газының тығыздығы, гсм3 0,441 0,474
Қабат газының тұтқырлығы, Мпа*с 0,068 0,084
Қабат мұнайының қасиеттері
Қабат мұнайының барлық параметрлері Солтүстік - шығыс және Оңтүстік -
батыс бөлімдеріне байланысты жасалған мұнайдың флюидтік моделдерінде анық
көрсетілген.
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негізгі тәуелділік
параметрлері флюидтік моделі арқылы тұрғызылған. Осы берілген мәндер арқылы
мұнайдың орташа анықтамаларын (5050 м.) арнайы мұнай алаңдары үшін 1.3-
кестеде көрсетілген.
Кестеден көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
байланысты күкірттілер құрамына жатады. Құрамындағы парафинге қарап
парафинділер құрамына жатады. Құрамындағы жоғары парафинге қара металдан
жылы температура кезінде солтустік - шығыс ауданындағы мұнай мен конденсат
ағысын сақтап, -10 0С-тан төмен температураларда қата бастайды.
1.3-кесте
Абсолютті жату белгісі 5050 м. болатын модель бойынша есептелген
мұнайдың параметрлері
Алаң Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат қысымы, Мпа 58,7 58,7
Қанығу қысымы, Мпа 58,1 55,3
Газ құрамы, м3 т 625 449
Көлемдік коэффициенті, бірлік үлес 2,28 1,99
Қабат мұнайының ты-ғыздығы, гсм3 0,601 0,651
Қабат мұнайының тұт-қырлығы, МПа * с 0,28 0,57
Сығылу коэффициенті, 1 МПа *104 26,8 21,5
1.4-кесте
Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа параметрлері
Параметрлері Конденсат СШ алаң ОБ алаң
мұнайы мұнайы
20 0С-тегі тығыздығы, гсм3 0,782 0,844 0,805
20 0С-тен тұтқырлығы, мПа*с 1,69 7,5 13,5
Құрамындағы күкірт, % масса 0,9 0,7 0,9
Құрамындағы парафин,% масса 2,29 3,8 5,0
Құрамындағы асфальтендер, % 0,07 0,08 0,24
масса
Құрамындағы шайыр % масса 0,70 1,23 3,68
Қату темпетурасы, 0С -10 төмен -10 төмен (-28)-(-11)
Кестеден көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
байланысты күкірттілер құрамына жатады. Құрамындағы парафинге қарап
парафинділер құрамына жатады. Құрамындағы жоғары парафинге қара металдан
жылы температура кезінде солтустік - шығыс ауданындағы мұнай мен конденсат
ағысын сақтап, -10 0С-тан төмен температураларда қата бастайды.
Қабат суларының қасиеттері
Кешеннің гидрохимиялық сипаттамасы үшін қабат суларының және суда
еріген газдың химиялық сараптамасы пайдаланылды. Жерасты сулары тығыздығы
1.0750-1.1201 гсм3 тұз құрамы 108.05-тен 177.88 гл хлоркальцийлі
тұзерітінділерімен берілген. Қабат суларының ионды-тұзды құрамы
төменгікарбон мен жоғарғыдевонның сулы кешенінде біртекті. Басым иондар
болып хлор мен натрий табылады, олардың суммарлы құрамы 75.6-94.1%-ке дейін
жетеді. Хлор концентрациясы 1777-ден 312 мг-эквл-ге дейін, ал натрийдікі
1580-нен 2580 мг-эквл-ге дейін өзгереді.Сульфат құрамы едәуір төмен және
14.8-68.8 мг-эквл шегінде өзгереді.Гидрокарбонат-ион үш сынамада
табылмады, ал басқаларында оның үлесі 27.5 мг-эквл-дан аспайды.Қабат
жағдайындағы гидрокарбонаттар құрамы жоғары болуы мүмкін, өйткені жер
бетінде оның бөлігі көміртегі қостотығының парциальды серпінділігінің
төмендеуінен жоғалады. Сілтілі-жерлік металды катиондар қатары натрийден
кейін орналасады және 105-501 және 32-204 шегінде өзгерістерге ұшырайды.
Қабат суларының метаморфизациялануы rNarCl қатынасы бойынша 0.98-ден 0.76-
ға дейін өзгереді. Метаморфизациялану коэффициенті 0.85, әлсіз
метаморфизацияланған сулар аз минералданғанымен және жоғары
сульфаттылығымен сипатталады.
1.4 Мұнай мен газдың қорлары
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.
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 1.5-кестеде көрсетілген.
1.5-кесте
Қарашығанақ кен орнындағы өнімдердің қорлары
ШөгінділерҚорлар Шығару
дің жас коэфициенті
шамасы
Еркін газКонденсат Мұнай Еріген газКонденсат Мұнай
Баланстық қор Алынатын қор
млрд. м3 млн. т млн. т млрд. м3
1 2 3 4 5 6 7
Пермь 430,8 228,2 170 - - 0,75
Карбон - 632,2 338169 239,3119,0,75 0,5
473,7 7
Ср.Девон - - 1,50,5 1,40,4 0,3
Жалпы 1329,6 860,4 339,5169,240,7120,
643,7 5 1
Ұңғымалар бойынша мұнай газға қанығушылық коэффициенті әрбір объект
үшін жеке – жеке қалыңдық пен кеуектілік бойынша орташа өлшенген шама
ретінде есептелді. Ертеректегі қалдық мұнайға қанығушылық газ қорын келесі
тәсілмен есептеуді ескерді, объект бойынша мұнайға қаныққан көлемнен 0,045
– ке көбейтілген кеуектік көлем алынды.
Есептеуші параметрлердің термобаралық шарттар мен сүзгіш жүйемен
байланысқан мәні өнімді жыныстардың орташа өлшенген шамасы ретінде
анықталды. 1988 жылы қор есептегенде ұсынылған және іске асырылған тәсіл
қолданылды. Оның дұрыстылығы шоғырдың бір гидродинамикалық байланысқан
резервуармен ұштасыуынан көрініс алады және ол параметр өзгерісі
тереңдікпен бақыланатын сүзгіш жүйенің бірлігімен дәлелденеді. Қорларды
есептегенде 100 метр қалыңдықтар бойынша параметрлер өлшенді және шоғырдың
төменгі бөлігінде, параметрлер көп өзгеретіндіктен 50 метр аралықта
өлшенді. Бұл қорларды есептегенде параметрлердің нақты мәндерін алуға
мүмкіндік берді, өйтені алдыңғы қорларды есептеумен салыстырғанда мұнда
қалыңдық аз аралықтарында есептеп тұрғасын оның нақты болуына күмән
туғызбайды. Сонымен қатар тереңдіктен параметрлердің өзгеруінің тәуелділігі
де нақтырақ бола бастады, 10 жыл бойына зерттеулердің көлемі өсіп, соның
негізінде компьютерлік сүзілу үлгісі жасалады.
Мұнай қорын есептеу мына формула бойынша жүзеге асырылады:
Qбал = F · h · m · bн · rн · q
(1.1)
Qал = Qбал · h,
(1.2)
Qал- алынатын мұнай қоры; Qбал – мұнайдың бастапқы балансты қоры,
мың.тонна;
F - мұнайгаздылық ауданы, м2; h - мұнай қаныққан қабат қалыңдығы, м;
m - ашық кеуектілік коэффициенті; bн – мұнаймен қанығу коэффициенті;
rн – мұнайдың тығыздығы, кгм3; q - қайта есептеу коэффициенті;
h - мұнай беру коэффициенті.
Суреттелген кеніштер бойынша кәсіпшілік категориядағы газ бен мұнайдың
бекітілген қорлары кен орнындағы негізгі мұнайгаз кеніштердің
төменгіпермьдік-жоғарыдевондық түзілімдермен байланысты қорының 1%-нен де
едәуір аз. Кеніш биіктігі 1600 м, табиғи резервуар типі бойынша массивтіге
жатады және жоғарғы жағынан галогенді-терригенді қақпақшамен экрандалған ,
ол кунгур ярусымен және жоғарғы пермьмен берілген.
2 Кен орындарын игеру жүйесі
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштік жүйесі
2.1.1 Игеру объектісін таңдау
Қарашығанақ мұнайгаз кен орны 1965 жылы К-46 іздеу ұңғымасының ашық
оқпанын 250-263 м интервалында сынақтан өткізгенде 698 мың.м3тәу сұйық 16
мм штуцер алынғанда ашылды. Қабат қысымы 50,4 Мпа құрады. Өнімді қабаттың
табаны ұңғымен толық ашылған жоқ. Кен орнын игеруді жылдамдату үшін
шешімімен барлауды әдісті-өнеркәсіптік пайдаланумен біріктіру қабылданды.
Барлау және ВНИИмұнайдың қорды есептеу мәліметтерін негізінде Орал НИПИ-пен
бірге 1975 жылы Қарашығанақ мұнайгаз кен орнын тәжірибелі-өнеркәсіптік
пайдалану жобасы жасалынды.
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 құрылымының 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 тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалану басталды.
1988 жылы Оралмұнайгазгеология өндірістік – геологиялық
бірлестігінің 42-ші іздеу – барлау және 48-ші пайдалану ұңғыларын бұрғылау
нәтижелері бойынша КСРО-ның қор бойынша мемлекеттік комитетіне 1988 жылдың
1 – 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: І және ІІ – газ
конденсатты және ІІІ – мұнай бөлігі. Тереңдеген сайын конденсат мөлшері
ұлғаяды.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалануды бастағанға дейін кен орны 4200
метрден 55МПа белгісін құраған жоғары қабаттық қысыммен сипатталған. Өнімді
тілік шегіндегі қабат температурасы қабаттың жамылтқы бетінде +70,50С – тан
газбен сұйықтық жапсарындағы 820С – 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. Осыған
байланысты 1987 жылдан бастап игерудің екінші объектісін басымырақ
пайдалануға көшуді іске асырып, ал 1989 жылдан үшінші объектіні 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 өндіріп, іріктеуді басқаруды қамтамасыз
ететін екі пакер орнатылды. Қазіргі уақытта конденсаттың түсуінің алдын алу
үшін тәжірибелі - өнеркәсітік 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 аңықталған 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 отырып, жобада ашылған өнімді шөгінділерден газды өндіруді
қамту коэффициентін арттыру бойынша айқын шешімдер алынған. Бұл шараны 1993
жалдан бастау жоспарланған, бірақ кейбір себептер бойынша сайклинг –
процесті еңгізу 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, екінші объектіге, екінші мен үшінші объектіге және үшінші
объектіге.
Бірінші объектіге ұңғыларды орналастыру басқа тармақтардағы ұңғылардың
орналасуынан байланыссыз түрде жүргізілді. Бірінші объектінің айдайтын
ұңғылары екі параллель желі бойынша, жоғары өнімділікпен сипатталатын
пермдік екі күмбездің білік сызығын бойлай орналасқан.
Өнім жаңа ұңғылардың қатарға қосылуына қарай ұдайы артып отырды және
1990 жылы көмірсутектерінің тұрақты өнімділігіне жетті. Тұрақты деңгей
біртіндеп төмендеу басталған 1992 жылдың ортасына дейін 2 жұмысында үзілмей
тұрды.
Сұйықтық пен газ өндіру қарқыны 1994 жылы түсті. Мұндай төмендеу үшін
бірқатар себептер болды, олардың ішінде ұңғылардағы техникалық мәселелер
және жағдайды түзеу үшін қаржының жетіспеушігі болды, сонымен қатар, қысым
қабаты қазір қабылданған шық нүктесі қысымына жақындағандықтан ұңғылар
тоқтатылды. Өндіруге тағы Орынбор газ өңдеу зауыты мен Ресейлік мұнай өңдеу
зауыты белгілеген өнімді шектеулер де әсер етті. 1994 жылдан бастап өнім
мердігерлер атқарған, ұңғыларды күрделі жөндеу және жаңа құрама желілерін
орнату арқасында ішінара біртіндеп өсе бастады. 1996 жылы өндіру қарқынның
қайтадан төмендеуі толығымен Орынбор тағайындаған шектеулермен
түсінділіріледі.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалануды іске асыру процесінде оны игеру
үрдісінде көмірсутекті жүйе тәртібінің сипатын неғұрлым толық бағалауға
мүмкіндік бере алатын техникалық шешімдер орындалмады:
- 1990 жылы тәжірибелі - өнеркәіптік пайдалану жобасына сәйкес:
бірінші объект бойынша – 7,2 млрд.м3, екінші объект бойынша –
5,4 млрд.м3 құрау керек болатын құрғақ газды өндіру
басталмады;
- 1988 жылы мұнай жиегін сынама пайдалану жобасы және мұнай
өңдеу, жинау, дайындау, тасымалдайдың дербес үлгілерін құру
жасалмады;
- ұңғылардың өнімділігін арттыратын жаңа технологияларды игеру
және еңгізу қамтамасыз етілмеді;
- пайдалану ұңғыларын бұрғылау кезінде объектілер арасындағы
сұйықтық тіректер мен коллекторларды (сұйық затты бойына
сіңіруші тау жынысы) сүзгілі – ыдысты қасиеттерін егжей –
тегжейлі үйрену үшін үлгі тасты таңдап іріктеу жүргізілмеді;
- бірнеше қабатты бірге пайдалану кезінде өндірілген өнімді
объектілер арасында берік таратып бөлу қамтамасыз етілмеді;
- ағыс клапандарын пайдалана отырып аралық бойынша және көбекті
– спиртті – тұзды қышқыл өңдеуіне бағытталған технологияларды
қолдану бойынша тәжірибе жұмыстары жүргізілмеді.
Осы уақытқа дейін әр түрлі себептер бойынша сайклинг – процесс
басталмады, ал кен орнын игеру Қарашығанақ мұнай – газ конденсатты кен
орнының, “Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдаланудың айқын жобасының” 3 – А
нұсқасына (1991 жыл) сәйкес келетін, конденсациясының басындағы, қысымнан
қабат қысымының төмен түсуіне жол бермеуі бойынша технологиялық
шектеулердің сақталуымен табиғи азаю режимінде кен орнын игеру
жалғастырылып келеді.
Сонымен бірге, ағылшын және итальяндық “Бритиш Газ” және “Аджип”
клмпанияларымен экономикалық, техникалық, коммерциялық және басқа
мәселелерді талқылауды аяқтайтын басты келісімге қол қойылды. Ол
Қарашығанақта өздерінің мұнай өңдеу және мұнай өңдеу зауыттарын салу
қамтиды.
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасу анализі
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.
жетінүктелі 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. Айдайтын 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.
Келтірілген эксплуатациялық объектілерде ұңғымалардың жекеленген
торлары қарастырылады, сондай-ақ Өндірістік өңдеудің бекітілген
жобасында. Айдау ұңғымаларын аудандарда орналастыру және сайклинг процесін
іске асыру көптеген дәрежеде гравитациялық тиімділікті қолдануға мүмкіндік
береді, яғни ол майлы газды құрғақ күйінде бірқалыпты ығыстыруына әсер
етеді.
Айдау әдісі арнайы жобаланып бұрғыланған айдау ұңғыларында жүргізілсе,
сондай-ақ қазіргі уақытта жұмыс істеп тұрған эксплуатациядағы ұңғымаларда
жүргізіледі.
Кен орнында жие кездесетін 1км қашықтықтағы ұңғыманың 7 нүктелі
торында және әрі қарай 500 м дейін таңдап алынған көп мөлшерде
көмірсутектің меншікті қоры бар ауданында бұрғылау жұмыстарын жүргізу
қарастырылған.
Бұл кезде бір ұңғымада бірнеше объектілердің (I + II, II + III, I + II
+ III) қос дренаждалуына рұқсат етілген. Нәтижесінде ұңғымалардың тұрақсыз
торы пайда болды, әсіресе ол кен орынның ортасында аса жүргізілген бұрғылау
жұмыстары кезінде.
Сонымен қатар ұңғыманың 7-нүктелі торы қолданыстағы тордың мәнімен
қарастырылады және оның ұлғаюы ,яғни әлі де ауданның өндіріске алынбаған
бөлігі.
III объекттегі көлбеу эксплуатациялық ұңғымаларға және айдау
ұңғымаларын бұрғылауға аса негізгі мән беріледі, өйткені коллекторларды
өндірудің негізгі бағыты, сайклинг-процессті іске асыру және мұнай бөлігің
өндіру болып табылады.
Айдау ұңғымаларын орналастыру кезінде келесі принцептер қолданылған:
- құрғақ газдың көмегі арқылы аса ауыр шикі газды ығыстыру үшін II
объектің жабынынан газды айдауды бастау ;
- кен орынның солтүстүк шығыс ауданынан 16 істе тұрған
эксплуатациялық ұңғымаларды айдау ұңғымаларына ауыстыру және УКПГ 3, КПК
аудандарындағы ұңғымаларының санының өсуінен айдау басталады;
- айдау ұңғымалары 7 нүктелі сұлба бойынша орналасады,ондағы айдау
және эксплуатациялық ұңғымалардың арасындағы қашықтық 600 м құрайды.
Өндірудегі III объектегі эксплуатациялық ұңғымаларын жобалау үшін
келесі критериялар қолданылған:
- көлбеу ұғымалар коллекторлардың аса өнімді аумағында орналасқан,ол
негізінен 5050 м тереңдікте ГНК дан және ВНКдан бірдей қашықтықта
қамтамасыз ету үшін;
- жалпы 30 жаңа көлбеу ұңғымаларын бұрғылау және 12 істегі көлбеу
оқпанын бұрғылаумен тереңдету қарастырылған;
- тік ұңғымалар коллектордың біртексіздігі көп жерде және
қалыңдығының тиімділігі көп жерде орналасады.
Өндірістегі газоконденсатты объектілердегі эксплуатациялық ұңғымаларды
жобалау үшін келесі критериялар қолданылған:
- II объектегі жаңа ұңғымаларды бұрғылау , мұнай бөлігінің аса көп
бөлігі өндіріліп жатқан кезде басталады;
- II объектің жоғарғы бөлігі атылып, қысымы төмендеген кезде ,
ұңғымалар бұрғыланады және II объектің төменгі бөлігінде аяқталады (4800 м
– 4950 м);
- I объект соңында өндіріледі;
- 8 ұңғымада I және II объектілердің бір уақыттағы эксплуатациясы
қарастырылады.
Өндірудің барлық варианттарына жаңа ұңғымалардың орналасу орнын таңдау
критериялары бірдей. 2 және 3 (60% ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
1 Геологиялық бөлім 12
1.1 Жалпы мәліметтер 12
1.2 Стратиграфия 13
1.3 Мұнайгаздылық 18
1.3.1 Өнімді объектілердің коллекторлық қасиеттері 19
1.3.2 Мұнайдың, газдың және судың құрамы мен қасиеттері 20
1.4 Мұнай мен газдың қорлары 22
2 Кен орындарын игеру жүйесі 24
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштік жүйесі 24
2.1.1 Игеру объектісін таңдау 24
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасу анализі 27
2.1.3 Кен орындарын игеру режимі 29
2.1.4 01.01.10ж игерілген кен орындарының жағдайын және 33
реттелуін бақылау 33
з 34
3 Мұнай және газды өндірудің техникасы мен технологиясы 37
3.1 Өндірудің техникаға арналған таңдауы және белгілері 37
3.2 Технологиялық көрсеткіштердің, ұңғыма қорының структурасының және
олардың қазіргі дебиттерінің анализі 39
3.3 Мұнай және газды игерудің технологиясы 42
Газ айдаушы компрессорлы станция 43
Газ турбиналары 44
Компрессорлар 45
Құрамдары мен машина оттегі 45
3.4 Ұңғымаларды пайдалану түрлерінің көрсеткіштерінің мінездемесі 47
3.5 Ұңғымаларды пайдалану кезінде қиындықтармен күресу және 51
оны алдын-алу жөніндегі салтанатты іс-шаралар 51
3.6 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесінде және кәсіпшіліктік дайындауға 55
қойылатын талаптары мен кеңестер 55
5 Экономикалық бөлім 60
5.1 Ұңғыманы игерудің технико-экономикалық көрсеткіштері 60
5.2 Экономикалық тиімділік есебі 69
6 Еңбекті қорғау 73
6.1 Қарашығанақ кен орнындағы қауіпті және зиянды факторлары 73
6.2 Еңбекті қорғау жөніндегі салтанатты іс-шаралар 75
6.3 Ауа алмасуды есептеу 79
7 Қоршаған ортаны қорғау 82
7.1 Атмосфералық ауаны қорғау 82
7.2 Жер-су ресурстарын қорғау 85
7.3 Мұнай-газ айырғышының қоршаған ортаны ластауының есебі 90
Кіріспе
Қазақстан бұрынғы ТМД елдері ішінен мұнай өндіру жағынан Ресейден
кейінгі екінші орынды иеленіп отыр. 2000 жылғы өнім күніне 693000 баррель
болды. Өндірілген мұнай-газдың жартысынан көбі 3 ірі кен орындарынан
өндіріледі. Олар: Тенгиз, Өзен және Қарашығанақ. Казахойл компаниясының
бастығы Нұрлан Балгимбаевтың тұжырымы бойынша Қазақстан келесі 40 жыл
ішінде мұнай және газ кенорындарынан 700 миллиард доллар кіріс (салықтарды
қосқанда) таба алады.
Қарашығанақ дүние жузіндегі ең ірі газоконденсат кен орындарының бірі.
Кенорнына 4,3 миллиард долларға жуық инвестициялар салынған. Бұл қазіргі
кезге Қазақстандағы ең ірі жоба болып табылады. Кен орнын төрт шетел
компаниялары дамытуда. Атап айтқанда, Ұлыбритандық BG Group, Италияндық
Eni компанияларының үлесі 32,5 % құраса, Американдық Chevron компанисы
– 20 %, ал Ресейдің LUKOIL компанисы 15 %-ті құрайды. Осы төрт компания
бірігіп Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг Б.В. бірлестігін құрады.
Басқа кенорындардың операторларына қарағанда (мысалы, Тенгиз кен
орнындағы Chevron компаниясының мұнай өндіру барысындағы қоршаған ортаға
тигізген зиянды әсері) Қарашығанақтың даму тарихы сәтті болып табылады.
Дегенмен, жеткен жетістіктер мен сәттіліктерге қарамастан, Қарашығанақ
кен орнында әлі де көптеген қиыншылықтар да бар, шешуге тиісті мәселелер де
көп.
Ең басты мәселенің бірі кенорнының географиялық орналасу жағдайы болып
отыр. Себебі кен орнынан өндірілген табиғи газды үлестіру мүмкіндігі
шектеулі. Бұны шешудің бір ғана жолы – Ресейдің тасымалдау жүйесі арқылы
экспортқа шығу және Орынбордағы газды даярлау зауытына жіберу. Қазіргі
кезде Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг Б.В. компаниясы өндіріп жатқан
газды КазРосГаз компаниясына сатуда. КазРосГаз компаниясы Ресейдің
Газпром және Қазақстанның ҚазМұнайГаз компанияларының бірлесуі
нәтижесінде құрылған бірлестік. КазРосГаз компаниясы сатып алған газды
Оренбургке экспортқа шығарып, әрі қарай Ресейдің газ тасымалдау жуйесі
арқылы баска да қалаларға жібереді. Бұл Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг
Б.В. компаниясың басқа альтернативалардың тапшылығынан әлсіз позицияға
әкеліп отыр. Осылайша компания өндірген газды Батыс Еуропа елдеріне сата
алмай, КазРосГаз компаниясына арзанырақ (Еуропа елдерінің бағаларына
қарағанда) бағамен сатуға мәжбүр болып отыр.
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 анықталды.
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.
Тағы бір қиыншылық кен орнының құрылысына байланысты туындап отыр.
Қарашығанақ газконденсатты кен орны болғандықтан, сұйық көмірсуларды
өндіріп даярлау мәселесі қарастырылу қажет. Бұл өнімді КТК құбыр жүйесі
арқылы Батыс елдеріне жеткізіп сатуға мүмкіндік береді.
Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг Б.В. компаниясы өнім көлемі азая
басталғандығынан өндірілген газдың альтернативті қолданылу жолдарын
іздестіре бастады.
Бірінші жол – белгілі бір газ көлемін (жылына 6 миллиард м3 газ) қайта
жер астына жіберу арқылы қысымды керек қалыпта ұстап тұру, нәтижесінде
сұйық көмірсуларды өндіру. Бұл техниканы жүзеге асыру арқылы шығымды
20 %-ке арттыруға болады.
Қарашығанақ кен орынның 2- игеру фазасы бойынша Қарашығанақ өндеу
комплексінде төртінші технологиялық желінің құрылысы басталды. Төртінші
технологиялық желіні эксплуатацияға жібергенде, жылына конденсаттың
өндірісі және экспорты 2,57 млн тоннаға өседі, яғни KPC-дің қуаты 30
пайызға артады. Жобалаушылардың пікірі бойынша, енгізіліп жатқан
технологиялар ең жоғары әлемдік үлгіге сәйкес келеді, осы технологиялар
арқылы атмосфераға зиян затардың шығуын минимумға дейін жеткізеді.
Жер астына жіберілген газ кейін өндіріліп шығарыла алады. Екінші
жол–өндірілген газды кен орнындағы құрылғылар, қондырғылар мен техниканың
жұмысын қамтамасыз ету үшін электр генератор ретінде қолдану.
Табиғи газды немесе басқа да газды қайта жерге айдау арқылы ұңғыма
ішіндегі қысымды жоғарылатуға болады. Бұл газ молекулаларының мұнайда еріп,
жылдам козғалуына, яғни шығатын өнімнің артуына себеп болады.
Сондықтан Қарашығанақ кен орнында қайта жерге айдауға арналған газды
жинау және дайындау – ең бірінші қарастырылатын мәселе болып табылады. Сол
тұрғыдан қарағанда, газды комлекстік дайындау қондырғысының жұмысына анализ
беріп кемшіліктерді айқындау және жұмысын жақсарту жолдарын ұсыну маңызды.
1 Геологиялық бөлім
1.1 Жалпы мәліметтер
Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны 1979 жылы
Уральскнефтегазгеология өндірістік – геологиялық бірлестігінің № 10-П
параметрлік ұңғыны бұрғылау кезінде ашылған. Кен орын Каспий ойпатының
солтүстік жағында орналасқан.
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. Облыстың топырақ жамылғысы
оңтүстік қаратопырақтармен, қара-қоңыр, ашық-қоңыр және қоңырлау түсті
топырақтармен берілген. Орал өзенінің жайылымында жайылымдық топырақтар
дамыған. Олар жайылым суастында қалған кезде түзіледі. Өсімдік жамылғысы
бойынша ауданда далалық және шөлді-далалық аймақтарға бөледі. 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. (1.1-сурет).
1.1-сурет. Шолу картасы
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 тереңдігінде.
Техникалық сумен қамтамасыз ету жерасты суларымен іске асырылады. Сулы
горизонттар 65 - 110 метр тереңдікте, әктас және мергель жарықшақтарында
орналасқан, және де неогенді төрттік бор юра және триас кезеңіндей
құмтастарда қалыптасқан.
1.2 Стратиграфия
Жоспарланып жұмыс жасалынып жатқан жерде ең ескі ашылған шөгінді
болып төменгі девон шөгіндісі табылады. (ұңғы 15, Д-5).
Төменде орналасқан шөгінділер Бузулук ойпаты, Шығыс – Орынбор және
Соль – Илецк тұз күмбездері аудандарына байланысты бөлінеді.
Шығыс – Орынбор тұз күмбезі 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. Сейсмо
барлау нәтижесіне қарай отырып, жоспарланған жұмыс орындарында іргетас жату
жағдайы (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 сүр түсті
аргилиттерден құралған. Қарашығанақ ауданының қимасында шамамен 1000 м.
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 метр. Живет ярусы – қалыңдығы 64 метр. Жоғарғы
бөлім: Жоғарыдевон шөгінділері тек фамен ярусымен берілген.
Төменгі девонжүйесі
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.
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.
Таскөмір жүйесі.
Төменгі бөлімі жоғары фамен шөгінділерінде турней ярусымен берілге.
Қалыңдығы 80 метр. 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 метр.
Сакмар ярусы 5-25 метр, Артин ярусы 15-280 метрге дейін, Кунгур ярусы:
төменгісі ангидритті 4-20 метрден 300-ге дейін. Жоғарғысы тұзды – қалыңдығы
3178 метрге дейін. Жоғарғы бөлімі: Уфим ярусының шөгінділері (84-1252-1630
метр), Қазан ярусы: төменгі литологиялық пачка қалыңдығы 138-299 метр,
жоғарғысы 192-1118 метр, Татар ярусы 700-1925 метр.
Төменгі бөлімі – Р
Бұл бөлімнің құрамында ассель, сакмар, артин және кунгур ярустарын
ашып зерттейміз. Ассель 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 42м-
ден 216м-ге дейін барады. Терең сулы ассельді артин шөгінділерінің жалпы
қалыңдығы 20 м-ден 40м-ге дейін болатындары ярустарға бөлінбейді.
Сакмар ярусы – рифті фацияларында сұры әктастардан, дөңес түрлерінде
органогенді детритті және пемитаморфты әктастардан тұрады. Бірінші түрінің
қалыңдығы 23м-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
метр, Қарашығанақ күмбезінде 60 – 578 метрге дейін азаяды.
Юра жүйесі
Юра жүйесінің шөгінділері: орта бөлімі (құм, саз, құмтас)– 121 – 392
метр; жоғарғы бөлімі: Волж ярусы (сазды мергель, фосфорит), шөгінділер
қалыңдығы 53 – 132 метр.
Бор жүйесі
Бор жүйесінің шөгінділері: төменгі бөлім – валонянин, готерев, баррем
және апт ярустарымен берілген. Волонянин – готорев ярусының қалыңдығы 13 –
44 метр (саз, мергель және фосфорит). Баррем ярусы (қара саз, мергель,
сидерит) – 24 – 80 метр. Апт ярусы (қара саз, фосфориттары бар құм тастар),
қалыңдығы 76 метр.
Неоген жүйесі
Неоген жүйесі жоғары бөліммен (плиоцен) берілген, оның шөгінділерінің
қалыңдығы 20-125 метр (сұр саз, құм, құм тастар, алевролит).
Төрттік жүйесі
Төрттік жүйесінің шөгінділері қалыңдығы 8-20 метр.
Тектоника
Қарашығанақ кен онынының негізгі карбонатты массиві Каспиймаңы
ойпатының бортына парраллелді бет түзеген ұзақтық жайылудағы ірі тұзасты
массивін түзетін фамен-артинскілі құрылымдық этажымен байланысты. Массив
мөлшері 14,5-28 км-ді құрайды, тұзасты карбонатты жоғарғыдевон-төменгіпермь
түзілімдерінің жалпы қалыңдығы 2000 м кезінде оның биіктігі 1600 м.
Құрылымдық этаж үш этажастына бөлінеді: жоғарғыдевондық-турнейлік, визей-
башқұрттық және ертепермьдік, бұл кезде әрбір этажасты кішкене өзгеше
құрылымдық жоспармен сипатталады. Жоғарыдан этажасты пермьалды шөгінді
жинағының үзілісінің бетімен шектелген. Карбон түзілімдерінің құрылымдық
беті денудациондық процесстердің белсенді әсерімен түзілген.
1.2-сурет. Қарашығанақ кенорнының геологиялақ қимасының сұлбасы
Қарашығанақ кен орны тектоникалық жағынан қарағанда Каспиймаңы
ойпатының солтүстік борт аймағының ішкі бөлігінде жатыр, ол түзілім
қабыршығының үлкен қалыңдығымен және тұз тектоникасының белгісімен
сипатталады. Тұзды тектоникалы дамуымен ерекшеленетін кунгур-триас
құрылымдық этажасты Қарашығанақ кен орнының қақпағы ролін ойнайды. Тұзды
тектониканың пайда болу ерекшеліктері батысынан шығысқа қарай тұзасты
құрылымының шеткері бөлігінде тұз жүйектерінің формалануына алып келді.
Тұзасты құрылымның орта бөлігі жоспарда күмбезаралық мульдамен сәйкес
келеді, онда іс жүзінде тұз кездеспейді, ал кунгурдың сульфатты текшесі
кезектесіп уфалық, төменгі- және жоғарғы қазандық түзілімдерімен солтүстік-
батыстан оңтүстік-батысқа қозғалуына қарай жабылады.
Сейсмотүсірілім мәліметтері бойынша кен орны ауданында 6-7 км
тереңдікте фундаменттің күрделі құрылымды шошағы бөлінеді. Кен орны
солтүстігінен доғатәрізді майысумен шектелген амплитудасы шамамен 400 м
фундаменттің көтерілімімен байланысқан. Оңтүстігінен көтерілім
субұзақтықтағы лақтырманың екі бұтағымен иіледі, ол бойынша фундамент беті
солтүстіктен оңтүстікке сатылап тиеледі. Лақтырмалар амплитудасы батыс
бағытта ұлғайып 1200 м-ге жетеді.
1.3-сурет. Қарашығанақ кен орнының өнімді комплекстің жабыны бойынша
структуралық картасы
Массив жоспарда кең шығыс бөлікті және батыс периклинальмен тарылатын
түр алады. Бұнда әлсіз деформацияланған көтерілімнің жоғарғы бөлігі
қанаттарында және периклиналында еңістену бұрышы 40-500-ге дейін тіке
тиеледі. Көтерілімнің бұл бөлігі –450 м изогипсамен түйістеледі және
төменгі пермь құрылымына цоколь болып қызмет атқарады.
1.3 Мұнайгаздылық
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 метр 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 метрге дейін 13 ұңғы). Жалпы кен орын бойынша
бұрғылаумен дәлелденген көмірсутектер қаныққан жыныстар этажы 1557 метр
(3660-5217 метр).
Негізгі мұнайгазконденсат кенінінің астында №15 ұңғысы 5630-5757 метр
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 сульфатно – карбонатты жыныстарында мұнайға қаныққан
жыныстардың бар екендігі №6, 12, 17, 2Д, 100, 101, 109, 126, 622, 625
ұңғылары бұрғылау кезінде дәлелденді.
Филиппов горизонтының сульфатно – карбонатты шөгінділерінде газдылық
№30 ұңғысында дәлелдеген. 4755 – 4765 метр 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 метр интервалынан сусыз мұнай алынған.
Кәсіпшілік және лабораториялық зерттеулер мәліметтері бойынша
Қарашығанақ кен орны мұнайгазконденсатты болып саналады.
1.3.1 Өнімді объектілердің коллекторлық қасиеттері
Қарашығанық кен орны тұз асты палеозойдың ірі көтеріліміне
негізделген. Ол Қарашығанық – Қобланды зонасында, Каспий ойпатының
солтүстік зонасының ішкі жағында орналасқан. Мұнда үш құрылымдық комплекс
көрінеді. Төменгі құрылымдық летологиялық комплекс Артин ярусына дейінгі
бүкіл ежелгі шөгінділер қимасын, ортаңғысын – кунгур – сульфат – галоген
қалыңдамасын, жоғарғысы – жоғарғы пермь және триас құрылымдарын қосып
алады.
Төменгі құрылымдық комплекс палеозойдық, тектоно – седиментациондық
құрылымдық формасымен ерекшеленеді. Құрылым өлшемдері жоба бойынша 15·30
км., биіктігі 1600 метр, комплекс жабындысының минималды тереңдігі 3680
метр.
Кунгурдың жоғары пластикалық қалыңдамасынан тұратын орта құрылымдық –
литологиялық комплексте күрт дисгормониялық құрылымдар құрылған. Солардың
ішіндегі: тұзды антиклинальдар, ассиметриялы диапир құрылымдары, тұзды
штоктар, күмбездер және күмбез аралық дипрессиялар. Кен орында үш тұзды
құрылым бар: Қарашығанақ тұз көтерілімі – солтүстікте, Сухореченск тұзды
күмбезі – оңтүстік – шығыста, Қоншыбай тұз күмбезі – оңтістік – батысында.
Жоғары құрылымдық – литологиялық комплекстік құрылымдардың
формаларының әртүрлілігімен ерекшеленеді. Жоғары пермь және триастың қызыл
түсті қалыңдамасында пайда болған.
Газ және тұрақсыз конденсатты зерттеу нәтижесінде пермь объектілерінің
қабат газы, орта есеппен 10 МПа, жоғары қайнау көмірсутектерімен
қанықпағандығы анықталды. Оның құрамында: этан – 6%, пропан – 2,5%, бутан –
1,7% шамасында.
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негігі тәуелділік
параметрлері флюидтік моделі арқылы тұрғызылған (1.1-кесте).
1.1-кесте
Коллекторлық қасиеттер мен мұнайгазға қанығушылық сипаттамасы
Атауы Өткізгіштігі,10Ашық Коэффициент Байланыс
-3мкм2 кәуектілік қан
коэф.үл.бір сумен
л қанығуы
Көлденең Тік Газға қаныМұнайға қа-
ғушылық нығушылық
1 игеру обьектісі (карбон, сұйық)
Орта мәні 1698 1537 39995300 55043 5
Вариация 0,76 1,00 0,0020,170,0240,04 0,061
коэф. 9 9
Өзгеру 2,46 0,20 0,1360,140,0780,06 0,093
интервалы 4 4
2 Игеру обьектісі(карбон, сұйық)
Орта мәні 22,45 15,56 0,1040,080,8840,96 0,071
6 2
Вариация 1,09 1,27 0,0020,140,0410,03 0,005
коэф. 5 1
Өзгеру 1,90 0,10 0,0880,020,6770,74 0,004
интервалы 3 6
3 игеру обьектісі (карбон-девон, мұнай)
Орта мәні 15,91 10,53 0,0950,08 0,8790,9230,121
9
Вариация 1,12 2,14 0,0010,17 0,060,061 0,004
коэф. 7
Өзгеру 1,27 0,45 0,0730,06 0,70,671 0,028
интервалы 4
Өнімді жыныстар бетінің дымқылданғыштық сипаттамасы
Дымқылданғыштықты анықтау бойынша лабороториялық жұмыстар әртүрлі
мекемелер орындаған. Өнімді жыныстардың дымқылданғыштық сипаты жайлы
бірмәнді тұжырымдар жасалмаған , бұл Қарашығанақ кен орынының
дымқылданғыштығы күрделі сипат алатындығынан болуы мүмкін. Зерттеушілер
берілген деңгейдегі зерттелінуіне қарап өткізгішті кавернозды-кәуекті
жыныстар және жарықшақты жыныстар әртүрлі деңгейде гидрофобизацияланған ,
тығыз төменөткізгіш матрица іс жүзінде гидрофильді деп есептейді. Қуыс
кеңістік бетіндегі гидрофобизациялану белгілері болуы сынамалардың
дымқылданғыштығы көрсеткішін анықтап дәлелдейді. Қазіргі кездегі
жүргізілген гидродинамикалық зерттеулер есебімен есептеулер үшін мұнайгаз
құрамы бар қуыстар гидрофобты деп есептелінеді.
1.3.2 Мұнайдың, газдың және судың құрамы мен қасиеттері
Қарашығанақ кен орны өндірілетін сұйық, газ және мұнайдың
қасиеттерінің әртүрлілігімен және қабаттағы флюид жүйесінің күрделілігімен
сипатталады.
Қабат газының құрамы мен қасиеті
Пермь және карбон шөгінділерінен алынатын конденсат қасиеттері
әртүрлі. Кен орын қимасы бойынша конденсаттың фракционды құрамы ауырлай
түседі: қиманың жоғарғы жағындағы конденсаттың 50%-і 2030С температурасында
қайнайды, ал төменгі жағы 2390С; 3600С жоғары конденсат қалдығы 13,8 – 23 %-
ке дейін көбейеді. Молекулярлы массасының шамасы 20 бірлікке көбейеді.
Конденсаттың қату температурасы екі еседен көп өседі. Пермь шөгінділерінен
алынған конденсатты ароматты көмірсутектер 19,1% масс. бойынша, ал
карбоннан алынған конденсатта 25,1% масс. бойынша. Дистилянтты
фракциялардың ароматты көмірсутектер мөлшері фракциялардың алу
температурасы өскен сайын ұлғаяды.
Қарашығанақ кен орнының қабат газды едәуір ауытқуымен сипатталады,
дәлдеп айтқанда жоғары сығылуымен, 1 обьекті үшін орташа 1.32, 2 игеру
обьектісі үшін –1.4 құрайды. 1.2-кестеде қабат газының қабат қысымы кезінде
түзілу тереңдігіне байланысты тұтқырлық коэффициентінің тәуелділігі
көрсетілген.
1.2-кесте
Қабат газы мен конденсат параметрлері
Игеру обьектісі 1 обьект 2 обьект
Тізілімнің абсолютті жату тереңдігі 420 470
Бастапқы қабат қысымы, МПа 54,75 57,0
Сұйық басталу қысымы, МПа 44,7 48,5
Қабат газының тығыздығы, гсм3 0,441 0,474
Қабат газының тұтқырлығы, Мпа*с 0,068 0,084
Қабат мұнайының қасиеттері
Қабат мұнайының барлық параметрлері Солтүстік - шығыс және Оңтүстік -
батыс бөлімдеріне байланысты жасалған мұнайдың флюидтік моделдерінде анық
көрсетілген.
Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негізгі тәуелділік
параметрлері флюидтік моделі арқылы тұрғызылған. Осы берілген мәндер арқылы
мұнайдың орташа анықтамаларын (5050 м.) арнайы мұнай алаңдары үшін 1.3-
кестеде көрсетілген.
Кестеден көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
байланысты күкірттілер құрамына жатады. Құрамындағы парафинге қарап
парафинділер құрамына жатады. Құрамындағы жоғары парафинге қара металдан
жылы температура кезінде солтустік - шығыс ауданындағы мұнай мен конденсат
ағысын сақтап, -10 0С-тан төмен температураларда қата бастайды.
1.3-кесте
Абсолютті жату белгісі 5050 м. болатын модель бойынша есептелген
мұнайдың параметрлері
Алаң Солтүстік-шығыс Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат қысымы, Мпа 58,7 58,7
Қанығу қысымы, Мпа 58,1 55,3
Газ құрамы, м3 т 625 449
Көлемдік коэффициенті, бірлік үлес 2,28 1,99
Қабат мұнайының ты-ғыздығы, гсм3 0,601 0,651
Қабат мұнайының тұт-қырлығы, МПа * с 0,28 0,57
Сығылу коэффициенті, 1 МПа *104 26,8 21,5
1.4-кесте
Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа параметрлері
Параметрлері Конденсат СШ алаң ОБ алаң
мұнайы мұнайы
20 0С-тегі тығыздығы, гсм3 0,782 0,844 0,805
20 0С-тен тұтқырлығы, мПа*с 1,69 7,5 13,5
Құрамындағы күкірт, % масса 0,9 0,7 0,9
Құрамындағы парафин,% масса 2,29 3,8 5,0
Құрамындағы асфальтендер, % 0,07 0,08 0,24
масса
Құрамындағы шайыр % масса 0,70 1,23 3,68
Қату темпетурасы, 0С -10 төмен -10 төмен (-28)-(-11)
Кестеден көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке
байланысты күкірттілер құрамына жатады. Құрамындағы парафинге қарап
парафинділер құрамына жатады. Құрамындағы жоғары парафинге қара металдан
жылы температура кезінде солтустік - шығыс ауданындағы мұнай мен конденсат
ағысын сақтап, -10 0С-тан төмен температураларда қата бастайды.
Қабат суларының қасиеттері
Кешеннің гидрохимиялық сипаттамасы үшін қабат суларының және суда
еріген газдың химиялық сараптамасы пайдаланылды. Жерасты сулары тығыздығы
1.0750-1.1201 гсм3 тұз құрамы 108.05-тен 177.88 гл хлоркальцийлі
тұзерітінділерімен берілген. Қабат суларының ионды-тұзды құрамы
төменгікарбон мен жоғарғыдевонның сулы кешенінде біртекті. Басым иондар
болып хлор мен натрий табылады, олардың суммарлы құрамы 75.6-94.1%-ке дейін
жетеді. Хлор концентрациясы 1777-ден 312 мг-эквл-ге дейін, ал натрийдікі
1580-нен 2580 мг-эквл-ге дейін өзгереді.Сульфат құрамы едәуір төмен және
14.8-68.8 мг-эквл шегінде өзгереді.Гидрокарбонат-ион үш сынамада
табылмады, ал басқаларында оның үлесі 27.5 мг-эквл-дан аспайды.Қабат
жағдайындағы гидрокарбонаттар құрамы жоғары болуы мүмкін, өйткені жер
бетінде оның бөлігі көміртегі қостотығының парциальды серпінділігінің
төмендеуінен жоғалады. Сілтілі-жерлік металды катиондар қатары натрийден
кейін орналасады және 105-501 және 32-204 шегінде өзгерістерге ұшырайды.
Қабат суларының метаморфизациялануы rNarCl қатынасы бойынша 0.98-ден 0.76-
ға дейін өзгереді. Метаморфизациялану коэффициенті 0.85, әлсіз
метаморфизацияланған сулар аз минералданғанымен және жоғары
сульфаттылығымен сипатталады.
1.4 Мұнай мен газдың қорлары
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.
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 1.5-кестеде көрсетілген.
1.5-кесте
Қарашығанақ кен орнындағы өнімдердің қорлары
ШөгінділерҚорлар Шығару
дің жас коэфициенті
шамасы
Еркін газКонденсат Мұнай Еріген газКонденсат Мұнай
Баланстық қор Алынатын қор
млрд. м3 млн. т млн. т млрд. м3
1 2 3 4 5 6 7
Пермь 430,8 228,2 170 - - 0,75
Карбон - 632,2 338169 239,3119,0,75 0,5
473,7 7
Ср.Девон - - 1,50,5 1,40,4 0,3
Жалпы 1329,6 860,4 339,5169,240,7120,
643,7 5 1
Ұңғымалар бойынша мұнай газға қанығушылық коэффициенті әрбір объект
үшін жеке – жеке қалыңдық пен кеуектілік бойынша орташа өлшенген шама
ретінде есептелді. Ертеректегі қалдық мұнайға қанығушылық газ қорын келесі
тәсілмен есептеуді ескерді, объект бойынша мұнайға қаныққан көлемнен 0,045
– ке көбейтілген кеуектік көлем алынды.
Есептеуші параметрлердің термобаралық шарттар мен сүзгіш жүйемен
байланысқан мәні өнімді жыныстардың орташа өлшенген шамасы ретінде
анықталды. 1988 жылы қор есептегенде ұсынылған және іске асырылған тәсіл
қолданылды. Оның дұрыстылығы шоғырдың бір гидродинамикалық байланысқан
резервуармен ұштасыуынан көрініс алады және ол параметр өзгерісі
тереңдікпен бақыланатын сүзгіш жүйенің бірлігімен дәлелденеді. Қорларды
есептегенде 100 метр қалыңдықтар бойынша параметрлер өлшенді және шоғырдың
төменгі бөлігінде, параметрлер көп өзгеретіндіктен 50 метр аралықта
өлшенді. Бұл қорларды есептегенде параметрлердің нақты мәндерін алуға
мүмкіндік берді, өйтені алдыңғы қорларды есептеумен салыстырғанда мұнда
қалыңдық аз аралықтарында есептеп тұрғасын оның нақты болуына күмән
туғызбайды. Сонымен қатар тереңдіктен параметрлердің өзгеруінің тәуелділігі
де нақтырақ бола бастады, 10 жыл бойына зерттеулердің көлемі өсіп, соның
негізінде компьютерлік сүзілу үлгісі жасалады.
Мұнай қорын есептеу мына формула бойынша жүзеге асырылады:
Qбал = F · h · m · bн · rн · q
(1.1)
Qал = Qбал · h,
(1.2)
Qал- алынатын мұнай қоры; Qбал – мұнайдың бастапқы балансты қоры,
мың.тонна;
F - мұнайгаздылық ауданы, м2; h - мұнай қаныққан қабат қалыңдығы, м;
m - ашық кеуектілік коэффициенті; bн – мұнаймен қанығу коэффициенті;
rн – мұнайдың тығыздығы, кгм3; q - қайта есептеу коэффициенті;
h - мұнай беру коэффициенті.
Суреттелген кеніштер бойынша кәсіпшілік категориядағы газ бен мұнайдың
бекітілген қорлары кен орнындағы негізгі мұнайгаз кеніштердің
төменгіпермьдік-жоғарыдевондық түзілімдермен байланысты қорының 1%-нен де
едәуір аз. Кеніш биіктігі 1600 м, табиғи резервуар типі бойынша массивтіге
жатады және жоғарғы жағынан галогенді-терригенді қақпақшамен экрандалған ,
ол кунгур ярусымен және жоғарғы пермьмен берілген.
2 Кен орындарын игеру жүйесі
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштік жүйесі
2.1.1 Игеру объектісін таңдау
Қарашығанақ мұнайгаз кен орны 1965 жылы К-46 іздеу ұңғымасының ашық
оқпанын 250-263 м интервалында сынақтан өткізгенде 698 мың.м3тәу сұйық 16
мм штуцер алынғанда ашылды. Қабат қысымы 50,4 Мпа құрады. Өнімді қабаттың
табаны ұңғымен толық ашылған жоқ. Кен орнын игеруді жылдамдату үшін
шешімімен барлауды әдісті-өнеркәсіптік пайдаланумен біріктіру қабылданды.
Барлау және ВНИИмұнайдың қорды есептеу мәліметтерін негізінде Орал НИПИ-пен
бірге 1975 жылы Қарашығанақ мұнайгаз кен орнын тәжірибелі-өнеркәсіптік
пайдалану жобасы жасалынды.
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 құрылымының 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 тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалану басталды.
1988 жылы Оралмұнайгазгеология өндірістік – геологиялық
бірлестігінің 42-ші іздеу – барлау және 48-ші пайдалану ұңғыларын бұрғылау
нәтижелері бойынша КСРО-ның қор бойынша мемлекеттік комитетіне 1988 жылдың
1 – 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: І және ІІ – газ
конденсатты және ІІІ – мұнай бөлігі. Тереңдеген сайын конденсат мөлшері
ұлғаяды.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалануды бастағанға дейін кен орны 4200
метрден 55МПа белгісін құраған жоғары қабаттық қысыммен сипатталған. Өнімді
тілік шегіндегі қабат температурасы қабаттың жамылтқы бетінде +70,50С – тан
газбен сұйықтық жапсарындағы 820С – 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. Осыған
байланысты 1987 жылдан бастап игерудің екінші объектісін басымырақ
пайдалануға көшуді іске асырып, ал 1989 жылдан үшінші объектіні 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 өндіріп, іріктеуді басқаруды қамтамасыз
ететін екі пакер орнатылды. Қазіргі уақытта конденсаттың түсуінің алдын алу
үшін тәжірибелі - өнеркәсітік 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 аңықталған 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 отырып, жобада ашылған өнімді шөгінділерден газды өндіруді
қамту коэффициентін арттыру бойынша айқын шешімдер алынған. Бұл шараны 1993
жалдан бастау жоспарланған, бірақ кейбір себептер бойынша сайклинг –
процесті еңгізу 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, екінші объектіге, екінші мен үшінші объектіге және үшінші
объектіге.
Бірінші объектіге ұңғыларды орналастыру басқа тармақтардағы ұңғылардың
орналасуынан байланыссыз түрде жүргізілді. Бірінші объектінің айдайтын
ұңғылары екі параллель желі бойынша, жоғары өнімділікпен сипатталатын
пермдік екі күмбездің білік сызығын бойлай орналасқан.
Өнім жаңа ұңғылардың қатарға қосылуына қарай ұдайы артып отырды және
1990 жылы көмірсутектерінің тұрақты өнімділігіне жетті. Тұрақты деңгей
біртіндеп төмендеу басталған 1992 жылдың ортасына дейін 2 жұмысында үзілмей
тұрды.
Сұйықтық пен газ өндіру қарқыны 1994 жылы түсті. Мұндай төмендеу үшін
бірқатар себептер болды, олардың ішінде ұңғылардағы техникалық мәселелер
және жағдайды түзеу үшін қаржының жетіспеушігі болды, сонымен қатар, қысым
қабаты қазір қабылданған шық нүктесі қысымына жақындағандықтан ұңғылар
тоқтатылды. Өндіруге тағы Орынбор газ өңдеу зауыты мен Ресейлік мұнай өңдеу
зауыты белгілеген өнімді шектеулер де әсер етті. 1994 жылдан бастап өнім
мердігерлер атқарған, ұңғыларды күрделі жөндеу және жаңа құрама желілерін
орнату арқасында ішінара біртіндеп өсе бастады. 1996 жылы өндіру қарқынның
қайтадан төмендеуі толығымен Орынбор тағайындаған шектеулермен
түсінділіріледі.
Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдалануды іске асыру процесінде оны игеру
үрдісінде көмірсутекті жүйе тәртібінің сипатын неғұрлым толық бағалауға
мүмкіндік бере алатын техникалық шешімдер орындалмады:
- 1990 жылы тәжірибелі - өнеркәіптік пайдалану жобасына сәйкес:
бірінші объект бойынша – 7,2 млрд.м3, екінші объект бойынша –
5,4 млрд.м3 құрау керек болатын құрғақ газды өндіру
басталмады;
- 1988 жылы мұнай жиегін сынама пайдалану жобасы және мұнай
өңдеу, жинау, дайындау, тасымалдайдың дербес үлгілерін құру
жасалмады;
- ұңғылардың өнімділігін арттыратын жаңа технологияларды игеру
және еңгізу қамтамасыз етілмеді;
- пайдалану ұңғыларын бұрғылау кезінде объектілер арасындағы
сұйықтық тіректер мен коллекторларды (сұйық затты бойына
сіңіруші тау жынысы) сүзгілі – ыдысты қасиеттерін егжей –
тегжейлі үйрену үшін үлгі тасты таңдап іріктеу жүргізілмеді;
- бірнеше қабатты бірге пайдалану кезінде өндірілген өнімді
объектілер арасында берік таратып бөлу қамтамасыз етілмеді;
- ағыс клапандарын пайдалана отырып аралық бойынша және көбекті
– спиртті – тұзды қышқыл өңдеуіне бағытталған технологияларды
қолдану бойынша тәжірибе жұмыстары жүргізілмеді.
Осы уақытқа дейін әр түрлі себептер бойынша сайклинг – процесс
басталмады, ал кен орнын игеру Қарашығанақ мұнай – газ конденсатты кен
орнының, “Тәжірибелі - өнеркәсіптік пайдаланудың айқын жобасының” 3 – А
нұсқасына (1991 жыл) сәйкес келетін, конденсациясының басындағы, қысымнан
қабат қысымының төмен түсуіне жол бермеуі бойынша технологиялық
шектеулердің сақталуымен табиғи азаю режимінде кен орнын игеру
жалғастырылып келеді.
Сонымен бірге, ағылшын және итальяндық “Бритиш Газ” және “Аджип”
клмпанияларымен экономикалық, техникалық, коммерциялық және басқа
мәселелерді талқылауды аяқтайтын басты келісімге қол қойылды. Ол
Қарашығанақта өздерінің мұнай өңдеу және мұнай өңдеу зауыттарын салу
қамтиды.
2.1.2 Пайдалану ұңғыларының орналасу анализі
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.
жетінүктелі 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. Айдайтын 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.
Келтірілген эксплуатациялық объектілерде ұңғымалардың жекеленген
торлары қарастырылады, сондай-ақ Өндірістік өңдеудің бекітілген
жобасында. Айдау ұңғымаларын аудандарда орналастыру және сайклинг процесін
іске асыру көптеген дәрежеде гравитациялық тиімділікті қолдануға мүмкіндік
береді, яғни ол майлы газды құрғақ күйінде бірқалыпты ығыстыруына әсер
етеді.
Айдау әдісі арнайы жобаланып бұрғыланған айдау ұңғыларында жүргізілсе,
сондай-ақ қазіргі уақытта жұмыс істеп тұрған эксплуатациядағы ұңғымаларда
жүргізіледі.
Кен орнында жие кездесетін 1км қашықтықтағы ұңғыманың 7 нүктелі
торында және әрі қарай 500 м дейін таңдап алынған көп мөлшерде
көмірсутектің меншікті қоры бар ауданында бұрғылау жұмыстарын жүргізу
қарастырылған.
Бұл кезде бір ұңғымада бірнеше объектілердің (I + II, II + III, I + II
+ III) қос дренаждалуына рұқсат етілген. Нәтижесінде ұңғымалардың тұрақсыз
торы пайда болды, әсіресе ол кен орынның ортасында аса жүргізілген бұрғылау
жұмыстары кезінде.
Сонымен қатар ұңғыманың 7-нүктелі торы қолданыстағы тордың мәнімен
қарастырылады және оның ұлғаюы ,яғни әлі де ауданның өндіріске алынбаған
бөлігі.
III объекттегі көлбеу эксплуатациялық ұңғымаларға және айдау
ұңғымаларын бұрғылауға аса негізгі мән беріледі, өйткені коллекторларды
өндірудің негізгі бағыты, сайклинг-процессті іске асыру және мұнай бөлігің
өндіру болып табылады.
Айдау ұңғымаларын орналастыру кезінде келесі принцептер қолданылған:
- құрғақ газдың көмегі арқылы аса ауыр шикі газды ығыстыру үшін II
объектің жабынынан газды айдауды бастау ;
- кен орынның солтүстүк шығыс ауданынан 16 істе тұрған
эксплуатациялық ұңғымаларды айдау ұңғымаларына ауыстыру және УКПГ 3, КПК
аудандарындағы ұңғымаларының санының өсуінен айдау басталады;
- айдау ұңғымалары 7 нүктелі сұлба бойынша орналасады,ондағы айдау
және эксплуатациялық ұңғымалардың арасындағы қашықтық 600 м құрайды.
Өндірудегі III объектегі эксплуатациялық ұңғымаларын жобалау үшін
келесі критериялар қолданылған:
- көлбеу ұғымалар коллекторлардың аса өнімді аумағында орналасқан,ол
негізінен 5050 м тереңдікте ГНК дан және ВНКдан бірдей қашықтықта
қамтамасыз ету үшін;
- жалпы 30 жаңа көлбеу ұңғымаларын бұрғылау және 12 істегі көлбеу
оқпанын бұрғылаумен тереңдету қарастырылған;
- тік ұңғымалар коллектордың біртексіздігі көп жерде және
қалыңдығының тиімділігі көп жерде орналасады.
Өндірістегі газоконденсатты объектілердегі эксплуатациялық ұңғымаларды
жобалау үшін келесі критериялар қолданылған:
- II объектегі жаңа ұңғымаларды бұрғылау , мұнай бөлігінің аса көп
бөлігі өндіріліп жатқан кезде басталады;
- II объектің жоғарғы бөлігі атылып, қысымы төмендеген кезде ,
ұңғымалар бұрғыланады және II объектің төменгі бөлігінде аяқталады (4800 м
– 4950 м);
- I объект соңында өндіріледі;
- 8 ұңғымада I және II объектілердің бір уақыттағы эксплуатациясы
қарастырылады.
Өндірудің барлық варианттарына жаңа ұңғымалардың орналасу орнын таңдау
критериялары бірдей. 2 және 3 (60% ... 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