Еріген газ режимі
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... .9
1 Геологиялық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... .10
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымының
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... .10
1.2
Стратиграфия ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... .. 14
1.3
Тектоника ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... .. ...17
1.4
Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ..18
2 Технологиялық бөлім
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... 23
2.1 Кенорынның игеру
жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... 23
2.1.1 Ағымдағы игеру жағдайын
талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .23
2.1.2 Ұңғылар қоры мен олардың ағымдағы дебиттерінің және
игерудің технологиялық көрсеткіштерін
талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 27
2.1.3 Мұнай мен газдың қорлары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 33 2.1.4 Кеніштің
энергетикалық жағдайының сипаттамасы және
игеру
режимдері ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... .3 3
2.1.5 Қабат қысымның жүйесі және қабаттардың қолданыстағы
мұнай бергіштігін арттыру әдістері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ...41 2.2 Мұнай
газ өндірудің техникасы және технологиясы ... ... ... ... ... ... ...44 2.2.1 Ұңғыларды
пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің
сипаттамасы
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ...46
2.2.2 Ұңғыманы пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу
шаралары және олармен күрес ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..47 2.2.3 Ұңғы өнімдерін
кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің
талаптар мен оларға ұсыныстар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 53 2.3 Арнайы
бөлім ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ...59 2.3.1 Өзен кен орнында ұңғы түп аймағына әсер етудің
тиімді әдісін
таңдау және оның негізгі көрсеткіштерін анықтау тақырыбы бойынша
қысқаша шолу
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
59
2.3.2 Өзен кен орнында ұңғы түп аймағына әсер етудің тиімді әдісін
таңдау және оның негізгі көрсеткіштерін анықтау тақырыбы бойынша
технологиялық есеп ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ...81
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу ... ... ... ... ..85 3
Экономикалық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ...89
3.1 Ұңғыманы игерудің технико-экономикалық
көрсеткіштері ... ... ... ... ... . ..89
3.2 Өзен кен орнында түп аймағына әсер ету арқылы өнімділігін
арттырудың экономикалық тиімділік есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..91 4. Еңбекті
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... .96
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлары
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... 96
4.2 Еңбек кауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету
шаралар ... ... ... ... ... ... ... 97
5 Қоршаған ортаны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ...104
5.1 Атмосфералық ауаны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
..104
5.2 Сулы ресурстарды
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... .107
5.3 Жер ресурстарын қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .108 ҚОРЫТЫНДЫ
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...114 ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР
ТІЗІМІ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...115 Қосымша
А ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 116
Қосымша Ә ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...117 Қосымша
Б ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ..118 Қосымша
В ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ..119 Қосымша
Г ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ..120 Қосымша
Ғ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ..121 Қосымша
Д ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... .. 122
1. Геологиялық бөлім
1. Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде
Оңтүстік Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде
орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы
құрамына кіреді. Ең жақын елді мекен Жаңаөзен қаласы, ол кен
орнынан оңтүстікке қарай 8 – 15 км – де орналасқан. Батысында 80 км –
Жетібай қаласы, ал 150 км – Ақтау қаласы.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа,
оңтүстік-батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде,
оның абсолютті белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24
м. Ауданның орталық және оңтүстік бөлігінде үлкен ойпаттар бар,
олардың ішіндегі ең ірісі минималды абсолюттік белгісі – 132м
"Қарақия" ойпаты.
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Орталық
бөлігін Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт
алады. Үстірттің абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және
оңтүстігінде +200 м. Батысы мен солтүстік-батысында кен орнының
аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты жағынан қарай кемерлер түрінде
күрт үзіледі.
Өзен ойпаты 500км² ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен
кескіленген. Минималды абсолюттік белгісі +31 м.
Қарастырылып отырған аудан топырағы мен өсімдіктерінің сипатына
қарай шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалары негізінен су көзі
жетіспеушілігінен және өсімдік жабынының маусымдылығынан
пайдаланылмайды. Аудан климаты күрт континенталды, шөлейтті, тәуліктік
температураның күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен және
салыстырмалы суық қысымен сипатталады. Жазда максималды температура
+45 ºС, минималды температура қыста -30 ºС.
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-
шашын сирек және негізінен көктем-күз мезгіліне келеді.
Атмосфералық жауын- шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм
шамасында, және қардан жаңбыр көп жауады.
Жаңаөзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне
бұрғыланған геологиялық ұңғымалардан 70 км су өткізгіш құбырлармен
тасымалданады. Техникалық сумен қамтамасыз ету альб-сеноман
горизонттарының жер асты сулары арқылы іске асырылады.
Ауданның елді мекендерін тас жол байланыстырады. Облыстың
аудан орталықтарын байланыстыратын темір жол бар.
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары
Ресейге жөнелтіледі. Өндірілген мұнай ілеспе газы және табиғи газ
Қазақ газ өңдеу зауытына, және сондай-ақ Ақтау қаласының пластмасса
зауытына, маңғыстау энерго комбинатына (МАЭК) тасымалданады.
Кен орнының геологиялық зертелуінің және игерілуінің тарихы
Маңғыстауды зертеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау
мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспассорлары мен құдықтарының
ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
Өзен көтерілуі 1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик далалық геологиялық
зерттеулер жүргізгенде анықталған.
1941-1945 жж. арасында Маңғыстауда геологиялық зерттеулер жүргізілген
жоқ.
1950ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық
экспедиция ұйымдастырды. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес
қосты. 1951 ж. "Казнефтеобъединение" бас геологы Н.А.Кадин Батыс
Қазақстанның геологиясы мен мұнайлылығы бойынша кең мәлімет берді,
барлық геологиялық материал талданды және Маңғыстаудың мұнайгаздылық
болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Түбіжік алаңында құрылымдық-
іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.
1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелер шешілді. Бүл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға
үш аудан ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады,
Түбіжік алаңында мұнай кен орны анықталды, бірақ ондағы мұнай
ауыр, шайырлы және барлауға тиімсіз болып шықты, ал Жетібай және Өзен
құрылымдары аумағында мұнайгаз кен орындары анықталды. 1961 ж.
желтоқсанның басында 1248-1261 м аралығындағы 1 ұңғыманы сынағанда 10
мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м³ фонтан алынды. Горизонттың
өндірістік бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде сынаумен берілді.
1963 ж. наурыздың басында осы горизонттағы 2 және 22 ұңғымалардан
мұнай фонтандары атқылады.
Өзен кен орны өнеркәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 ж. 7 қыркүйектегі қауылысымен Шевченко (қазіргі
Ақтау) қаласында "Мангышлакнефть" бірлестігі құрылды да, Өзен
экспедициясы соның құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Өзен кен орнын игерудің Бас схемасын жасады және ол
Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда мынадай жағдайлар қарастырылды:
• кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы температурасын
көтеріп ұстау;
• 4 пайдалану обьектілерін бөліп алу: І обьект – XIII+XIV
горизонттар; II обьект – XV+XVI горизонттар; III обьект – XVII
горизонт; 4 обьект – XVIII горизонт;
• негізгі пайдалану обьектілері (І-ІІ) бойынша кен орнын айдау
ұңғымаларымен 4 км блоктарға бөлу;
• барлық обьектілерді біруақытта жеке блоктармен игеруге қосу;
• ІІІ обьектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесімен игеру;
• IV обьектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру.
Бірақ кен орнының су айдауға дайын еместігіне байланысты XIII-
XVIII горизонттар 2.5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді
су арынды режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен ұңғымалар шығымы төмендей берді.
1971ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне
тек өндіру ұңғымалары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткенен соң мұнай өндіру
төмендеді және ұңғымалар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай
өндірудің құлау коэффициенті 1976 ж.-5, 1977-1979 жж. 15.6...10%.
1974 ж. жасалған игеру жобасында келесі жағдайлар қарастырылды:
• әрбір горизонт жеке игеру обьектісі болып табылады;
• өнімді горизонттар ені 2км блоктарға айдау ұңғымалары қатарларымен
бөлінеді;
• жаңа ұңғымалар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады;
• ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын
1979 ж. қарай толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды.
Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49.3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік
берер еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көшу толығымен
1983 ж. ғана аяқталды.
Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын
игеру сипатының күрделі екенін көрсетті. Күрделі жағдайларда тек блоктық
су айдау, жеткіліксіз болғандықтан кейін сатылық термалдық су айдау
фигуралық су айдау сияқты технологиялар қолданылды. Бұл технологиялар
кен орнын игерудің тиімділігін арттыруға жәрдемдесті.
Қазіргі кезде ыстық су айдау қондырғыларда дайындалады. Ыстық
суды дайындауға көп шығын шығатын болғандықтан ыстық су айдаудың
циклдік әдісі игерілген. Оның мағынасы өнімді қабатқа берілген
көлемде бірде ыстық, бірде салқын су айдалады. Ыстық су айдау процесінде
қабаттың жабыны мен табаны қыздырылады. Бұл жағдайда салқын су
қабаттың қызған жабыны мен табанынан келетін жылу арқылы жылиды,
ал артынан салқын су айдағанда ыстық су қабатқа қарай ысырылады.
- Жобалау ауданы
Сурет 1.1. Шолу картасы
1.2 Стратиграфия
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен
3600 м шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрлымында
триас, юра, бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын
алады. Олардың былай белгіленуі ұңғыма үлгітастарын зерттегенде
алынған палеонтологиялық мәліметтерге және Маңғыстаудың басқа аудандарының
ұқсас шөгінділерімен салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және
подярустар арасындағы шекаралар шартты, негізінен электрокаротаж бойынша
жүргізілген. Соңғы кезде микрофауна мен т. б. зерттеулер арқасында
қолда бар стратиграфиялық үлгілерді өзгертуге және анықтауға
мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділері
байланысты. Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра
шөгінділеріне қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. I-XII горизонттар
(жоғарыдан төмен қарай) жасы бор-газды, XIII-XVIII горизонтар –
жоғарғы және орта юра – кен орнының негізгі мұнай – газды қабаты,
жеке күмбездерде төменгі юраның XIX – XXIV горизонттары мұнайгазды.
Пермь – триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне
жыныстары болып табылады.
Пермь – триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т)
шөгінділері қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен
орын алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалындығы 440
метрге жетеді, жабынында шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар,
алевролиттердің біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл
шөгінділері жалпы қалыңдығы 1500 – 1600м болатын біртұтас оңтүстік
Маңғыстау тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі:
төменгі, орта және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және
орта түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері
қоспасымен бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл
сұр алевролиттерге немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды –
кремнийлі. Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар
әдетте аргиллитке ұқсас және көмір тектес затпен байытылған.
Құмтастар, алевролиттер мен саздардың алмасуы негізінен қиғаш
қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек тәрізді құрлымы
дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт өзгерістерге
ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120 – 130 м. Төменгі
юра қимасында XXIV – XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан
ең ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу
өнімді горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз
байланысты. Орта юрада жалпы қалыңдылығы 700 м аален,байос және бат
ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 а)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды – галькалы жыныстардан
құралған және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы
мүмкін. Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі түйіршікті құмтастар
басым, олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең жайылған. Кейде
соңғылары гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен гравелиттерінің
цементі негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш түрлі болады.
Біршама көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ
галькалы конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте, сұр, қарасұр,
кейде қоңыр түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара XXII горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b)
Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос ярусының
шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар алевролиттер мен
саздардан құралған континентальды фациялармен белгіленді. Байос ярусы
қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті жыныстар жоғарғы
бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы 500 ден 520 м-ге
дейін өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері екі
подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470м, және саздар,
құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың қабатшалары алмасуымен
көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен қатталады. Құмтастар мен
алевролиттердің түсі негізінен сұр және ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да
болады. Сирек қарасұр түсті құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар
көбіне қарасұр, тіпті қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXII, XXI, XX,
XIX, XVIII және XVII горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың
құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-
сұр, нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түиіршікті және құрамы айқын
емес. Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің
арасындағы шекара шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді.
Жоғарғы байос-бат шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфод және кембридж ярустары
ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан
сазды қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары
сұр, қарасұр, күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті. Құмтастар
мен алевролиттердің түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр.
Құмтастар арасында ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XIV
горизонттың жоғарғы бөлігі мен XIII горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы
50-135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3O-km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан
сазды-карбонатты жабын ретінде. Ол саз-мергель жыныстарының біршама
қалың қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен
әктастар жұқа қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-кембридж шөгінділерінің
қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м, жоғарғысы үшін 30-97 м.
Бор жүйесі (K)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған бетінде
орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық ярустарымен орын
алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша бор шөгінділері үш
бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы терриген (альб,
сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярусттары. Төменгі бөлікке
XII горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ,IV, V,
VI, VII, VIII, IX, X және XI газды горизонттар жатады. Бор
шөгінділерінің қалыңдығы 1100 м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді
қалыңдығы алевролит және саз қабаттары мен будақтарының біртекті
астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ)
Кайназой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған.
Палеоген шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың
бірқалыпты қабаты жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170
м. Неоген жүйесі тортон және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон
ярусының қалыңдығы 19-25 м, сармат ярусы – 80 –90 м.
Палеоген жүйесі (P)
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады.
Эоцен бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар
түрінде. Олигоцен бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың
бірқалыпты қабаты түрінде. Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N)
Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері
түрінде кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар мен
әктастар қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен
саздардың астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115
м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар,
суглиноктармен көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.
1.3 Тектоника
Оңтүстік Маңғыстау ойыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын
Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта
біршама құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ
кен орындары байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай,
Қарамандыбас, Теңге, Тасболат, Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс
Жетібай кіреді.
Солтүстігінде Өзен құрлымы оңтүстік – шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік
қанатта жыныстардың құлау бұрышы 3º. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6º
болатын оңтүстік бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен Теңге
көтерілуінен бөлінеді. Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының
периклиналі үлкен емес белес арқылы Қарамандыбас құрылымымен
жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде, Түнқарақшы ойпатының шығыс
шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның
өлшемдері 9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі
шығысқа ығысқан, соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған
солтүстік-батыс периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы
тіктеу. Мұнда XIV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6–8º.
Қатпардың солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың
батыс жартысында XII горизонтың жабыны бойынша құлау бұрышы 1- 3º.
Құрылымының батыс бөлігінде мұнай кеніштері бар күмбездер
ерекшеленеді: Солтүстік – батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының
оңтүстік қанатын күрделіндіреді. XVIII горизонттың жабыны бойынша
көтерілу амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық
изогипс бойынша құрылым өлшемдері 2.9-0.9 км. Солтүстік-батыс күмбез
Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс
бойынша көтерілу өлшемдері 3.5-2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналы де симетриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің
оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты
созылған. Өзен қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда XIII горизонт
жабынында 1700 м изогипспен ерелекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен
және Қарамандыбас қатпарларын 58 скважина ауданында кішкене ойпат
арқылы тұтас көтерілімге біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік
бағытта созылған. Мұнда XIII горизонттың жабыны бойынша құлау
бұрышы 3-4º.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде
негізінен құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес
көтерілулер қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне
Құмұрын күмбезі кірігеді, онда да мұнай кеніштері бар. XIV
горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері 10.8-4.5 км, амплитудасы
105 м.
1.4 Мұнайгаздылығы
2002 ж. Өзен кенорнынан 4883000 т мұнай өндірілді. Мұнай
өнімінің горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): XIII горизонт
– 27,5; XIV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVI горизонт – 10,9;
XVII горизонт – 5,7; XVIII горизонт – 1,7; Құмұрын күмбезі – 1,2;
Парсымұрын күмбезі 1,2. 1980 жылдарда Құмұрын, Солтүстік-батыс және
Парсымұрын күмбездерінің өнімді горизонттары қарқындата бұрғыланды.
Бұл олардан мұнай өндірудің сәйкес 4, 66 және 58%-ке өсуіне әсер
етті. XIII-XIV горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі
өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64 %-
ін құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру ұңғымасының
орташа тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3,1-5,4 ттәулік, сұйықтық
бойынша 6,7-15,8 ттәулік. XIII-XIV горизонттар айдау ұңғымалары
қатарларымен 64 жеке игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір
горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы баланстық, игерілген
қорларымен және өнімді қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану
дәрежесімен ерекшеленеді және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең
аралықта өзгереді. 1.01.97 ж. мұнай мен газ өнімінің өндіру
сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай негізінен механикалық
тәсілмен (97%) өндіріледі: терең сорапты (ШТС) және газлифт.
Газлифт ұңғымаларының қоры барлық өндіру қорының 9,2% - ін
құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6 %, ал
сұйықтық өндіру 24 %. Бұл газлифт ұңғымаларындағы мұнай мен
сұйықтық шығымының мөлшері өндіру қорының 90 %-ін құрайтын терең
сорапты ұңғымалар шығымынан 3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген
сайын этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл
газы қоспасы бар құрғақ метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-
0,622 кгм³ шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы тиімді мұнайлы
қалыңдықтар, игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары
бойынша анықталған.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше
түріне – қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бұл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95% құраса, ал Өзен
кен орнынын полимикталық коллекторларында кварц құрамы 30%
шамасында; жыныстарда кварц құрамы 70% болса, минерал орнықсыз
саналады.
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және цементтеуге
кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың қалыптасуына
соқтырады. Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30% - ке
жетеді. Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы суға
қаныққандықтың жоғары болуы да кішкене қуыстардың көптігімен
түсіндіріледі. 1.1-кестеде келтірілген.
Кесте 1.1
Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m,%
XIII 21
XIV 22
XV,XVI 23
XVII,XVIII 24
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі сипаты.
Бұл шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық материалдар
қолданылады.
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша
табылған қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың
геофизикалық параметірлері арасында біршама тығыз коррелятивтік
байланыстар бар екені анықталады. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен
гамма-әдіс көрсеткіштермен байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік
шамалары бөліктерді, белгіленген аймақтарды және тұтас горизонттарды
сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді ары қарай қолдану ыңғайлы
болу үшін және есептеу операцияларын механикаландыру үшін
өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарға түсірілді. Кейін
ЭЕМ – да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі және
тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық қатарлар
мен көрсеткіштер анықталады.
Кесте 1.2
Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелер
Kор,мкм2 Скв. Саны hм.ор.,м
Горизонттар
XIII 0,206 458 10,8
XIV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVI 0,207 311 18,4
XVII 0,76 96 23,4
XVIII 0,178 63 19,8
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72 – 0,384 мкм2.
Өткізгіштіктің орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты.
Кестеде сондай – ақ ұңғымалар санымен анықталған мұнайға қаныққан
қалыңдықтың орташа арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді
қарастырсақ, горизонттар мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының
әртүрлі екенін көреміз. XIII горизонт ең аз қалыңдықпен
сипатталады.
XVІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар:
ұсақ түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа
қабаттары мен мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс
қатарында қалыңдығы 10-47,3 м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта
және ірі түйіршікті құмтастар аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды
денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар түрінде. Біртекті құмтастар
үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм²) шамасы мен қабат
коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1,6 м-ге күрт азаюы
мен 0,05 мкм² өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі
бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан
коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының
жағдайын талдау үшін барлық нақты материалдар алғаш рет тұтас
горизонттардағы жоғары өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар
үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан басқа, ұңғымалар бойынша жаңа
қосымша материал мен геологиялық құрылымдар алаң бойынша
коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және
сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
XVІ өнімді горизонтқа ортаңғы юраның байос ярусының жоғарғы
бөлігіне жататын шөгінділер кешені кіреді. Горизонттың жалпы қалыңдығы
40-50 м. Мұнайға қаныққан орташа тиімді қалыңдық 15 м. Барлық
горизонттар сияқты күрделі көп қабатты игеру кешені болып
табылады. Күрделі болуы қабаттардың литологиялық қасиеттерінің
өзгергіштігіне байланысты. XV горизонт құмтас-алевролит және саз
шөгінділерінің астарласқан түрінде.
XIII – XVIII горизонттар мұнайларының қасиеттері аномалдық
сипатқа ие:
- мұнайда парафин (29%) мен асфалтенді-шайырлы заттардың (20%)
көп болуы;
- мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат
температурасына тең;
- құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы
қабат қысымының арасының шамалас болуы;
- газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы +30ºС.
Кесте 1.3
Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер XV горизонт
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа·с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы,ºс 66
1965 ж. Өзен кен орнының қимасында терең бұрғылау нәтижесінде
ашылған стратиграфиялық, литологиялық, коллекторлық қасиеттер
негізінде екі гидрогеологиялық қабат анықталған: бор және юра.
Олардың ортасында қалыңдығы 100 м саздар мен мергелдерден
құралған қалқан бар.
Юра кешенінің сулылығы
Юра шөгінділерінде екі сулы кешен көрінеді: келловей ярусының
ортаңғы және төменгі юрадан тұратын терригендік пен карбонаттық
жоғарғы юра.
Теригендік сулы кешен
Жалпы қалыңдығы 800-1000 м терриген және сазды жыныстар
араласуы түрінде. Юра терригендік сулы кешеннің суларының
минералдылығы 12,7-15,2 мгл, хлор құрамы -2700-2900 мг.экв.л,
магний – 140-180 мг.экв.л, кальций – 400-500 мг.экв.л, йод – 3-8
мг.экв.л, йод гидрокарбонаты – 2-3 мг.экв.л. Өзен кен орнының юра
сулары үшін алюминий құрамы біршама жоғары - 60-70 мг.экв.л. Бұл
сулар хлоркальций түріне жатады.
Карбонаттық сулы кешен
Кешен сазды мергель қалыңдығынан бөлектенген және литологиялық
жағынан құмтас қабатшалары бар әктастардан құралған. Бұл шөгінділердің
сулары жалпы минералдылығы жағынан да, жеке компоненттер құрамы
жағынан да терригендік сулардан ерекшеленеді. Жалпы минералдылық
23,3-36,8 мгл шамасында. Йод құрамы 2-3 мг.экв.л. Су сульфат –
натрий түріне жатады.
Бор кешенінің сулылығы
Бор қабаты 700-800 м құмтас-алевролит шөгінділерінің араласуынан
тұрады. Бор жүйесінің терригендік шөгінділерінде екі сулы кешен
байқалады: неоком және альб-сеноман. Оларды бір-бірінен бөліп тұрған
қалқан ретінде апт саздарының орнықты будағы қызмет етеді. Неоком
суларының жалпы минералдылығы – 19,3 –21,7 гл. Суда бром – 45 мгл,
алюминий – 10мгл, сульфаттар – 5 –10 мгл. Су хлоркальцийлік түрге
жатады.
Альб-сеноман сулы кешенінің қабаттық сулары неоком суларына
қарағанда жақсы зерттелген. Бұл қабат суларының жалпы минералдылығы -
11,32-14,71 мгл. Сульфаттар - 40-50 мг.экв.л, және олардың
концентрациясы жоғарыдан төмен азаяды. Йод - 1-3 мгл, алюминий
шамамен 10 мгл. Сулар гидрокарбонаттық-натрийлік, хлоркальцийлік
түрге жатады.
Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері.
Өзен кен орнының қабат сулары химиялық құрамы бойынша екі
топқа бөлінеді: бірінші топ – бор, екінші топ -юра шөгінділерінің
сулары.
Бор шөгінділерінің сулары негізінен сульфат-натрийлік түрге
жатады және минералдылығы 10 гл-ге дейін.
XIII-XXIII өнімді юра горизонттарының қабат сулары құрамы
бойынша біртекті хлоркальцийлік түрдегі, минералдылығы 130-170 гл
тұздықтар түрінде көрінеді. Сулар сульфатсыз, бромның өнеркәсіптік
құрамы 500 мгл, йод –20 мгл және т.б. құнды компоненттер бар.
Сулардың көлемдік газ факторы 0,5-0,9 м3м3-тен аспайды және тек
мұнай мен газ кеніштері нұсқалары маңында, сондай-ақ терең жатқан
горизонттар суларында ол 1,0-1,2м3м3-қа жетеді.
Суда еріген газ құрамының 80-90%-і метан, 4-8%-і ауыр
көмірсутектер, 3,2-13%-і азот, 0,5-7,3%-і көмірқышқыл газ. Көмірсутек
газы жоқ.
Қабат суларының орташа тығыздығы 1081 (XIII горизонт) – 1105
кгм3 (XXIV горизонт), қалыпты жағдайларда барлық горизонттар үшін
орташа 1098 кгм³.
Қабат қысымы 11,4 мПа және температурасы 62ºС-де минералдылығы
140 мгл су үшін анықталған физикалық шамалар: тұтқырлық – 0,6
мПа·с, көлемдік коэффициенті – 1,015, сығымдылық коэффициенті – 3,2Па-
1.
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кенорынның игеру жүйесі
Өзен кенорны 1961 жылы ашылып, 1965жылы жасалған кенорынды игеру
Бас жобасына сәйкес игеріле басталды. Кенорынды игерудің казіргі
жағдайына келсек, қазіргі кезге дейін кенорыннан барлық алынатын
қордан шамамен 70-72% мұнай алынды. Кенорын игерудің төртінші
сатысында игеріліп жатыр, игеру көрсеткіштері бойынша, пайдалану
ұңғымалар өнімі өте жоғары сулануда және өнімділігі түсуде. Кенорыннан
мұнай негізінен механикалық тәсілмен өндіріледі, ол пайдалану ұңғылар
қорының 90% құрайды және де винтті штангілі-сорап қондырғысы,
ортадан тепкіш электр-сорап қондырғылары қолданылуда. Қабат
қысымын ұстау жүйесі 1967 жылы құрылып, су айдау басталды. Өзен
кенорында қабатқа су айдау 17 шоғырланған сораптық станциялар арқылы
жүзеге асады, оның ішінде 13 БКНС және 4 КНС, барлығы 78 сорап
орнатылған. Мұнай өндіру көлемін ұлғайту мақсатында Өзен кенорнында әр-
түрлі тәсілдер қолданылады.
2.1.1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау
Өзен кен орнының кеніштерін игеру және мұнай өндіру кезінде, әртүрлі
қиыншылықтар туады. Кен орынды игеру жоспарға сәйкес игерілмей жатқаны үшін
және өнімді қабаттардың сулануына байланысты, игеруді қадағалап отыру
қажеттілігін туғызады. Игеру процесін қадағалау мына зерттеу жұмыстарының
арқасында орындалады, олар: гидродинамикалық, ұңғыманы геофизикалық зерттеу
және өндірілген мұнай, газ және суды арнайы зерттеу.
Өзен кен орнында келесідей гидродинамикалық зерттеулер жүргізіледі:
түптік және қабаттық қысымды өлшеу, штангілі терең сораптар түсірілген
ұңғымалардағы статикалық және динамикалық деңгейлерді анықтау, терең
сорапты ұңғыларды динамометриялық өлшеу, фонтанды және бақылау ұңғымалардың
түптік және қабаттық қысымдарын өлшеу.
2010 жылы 22380 динамикалық деңгей анықталды. Зерттеулер нәтижесін 2.5
кестеде көруге болады.
Өзен кенорнында айдау қоры ұңғымаларының қабылдағыштығы бойынша анықтау
01.01.2010 мезгіліне.Кен орынды игерудің төртінші сатысында игеріліп жатыр,
игеру көрсеткіштері бойынша, пайдалану ұңғымалар өнімі өте жоғары сулануда
және өнімділігі түсуде.
2009 жылы 1134 ұңғымадан 32634 сағалық қысым өлшеніп алынды және өлшеу
жиілігі жылына 28,8 болды. Ал 2010 жылы 1124 ұңғымадан 16210 сағалық қысым
өлшеніп, өлшеу жиілігі 14,4 болды.
Кесте 2.1
Өзен кенорнында айдау қоры ұңғымаларының қабылдағыштығы бойынша
анықтау 01.01.2010 мезгіліне.
Қозғалыстағы Қабылдағыштық, м3тәул.
айдау
ұңғылары.
10-қа 10-50 50-100 100-200 200-300 300-ден
дейін Жоғары
1123 242 258 199 170 132 122
Кен орынды игерудің казіргі жағдайына келсек, қазіргі кезге дейін кен
орыннан барлық алынатын қордан шамамен 70-72% мұнай алынды. Кен орынды
игерудің төртінші сатысында игеріліп жатыр, игеру көрсеткіштері бойынша,
пайдалану ұңғымалар өнімі өте жоғары сулануда және өнімділігі түсуде.
Қысымның айтарлықтай төмендеуі мұнайды қарқынды алу аймағында болады,
қабаттың өнімділік бөлігінің көп мөлшері, арнайы зерттеулер көрсеткендей
бұл аймақтарда пьезоөткізгіштік, өнімділік қабаттардағы өткізгіштік күрт
төмендейді.
Қабат қысымының төмендеуіне байланысты бұрғыланған ұңғыларды енгізу
азайады, осы уақытқа дейін генеральді сызба бойынша жобадағы барлық
ұңғыларға тәжірибелік бұрғылау жүргізіледі. Кен орыннан мұнай негізінен
механикалық тәсілмен өндіріледі, ол пайдалану ұңғылар қорының 90% құрайды
және де винтті штангілі-сорап қондырғысы, ортадан тепкіш электр-сорап
қондырғылары қолданылуда.
Қабат қысымын ұстау жүйесі 1967 жылы құрылып, су айдау басталды. Өзен
кен орында қабатқа су айдау 17 шоғырланған сораптық станциялар арқылы
жүзеге асады, оның ішінде 13 БШСС және 4 ШСС, барлығы 78 сорап орнатылған.
Мұнай өндіру көлемін ұлғайту мақсатында Өзен кен орнында әр-түрлі тәсілдер
қолданылады.
Қабат қысымының төмендеуіне байланысты бұрғыланған ұңғыларды енгізу
азаяды.
Өзен кен орнында мұнай бергіштікті жоғарылату технологиясы ретінде
қабатқа келесілер қолданылды: ыстық су айдау, сатылы термалды суландыру,
пішінді, аудандық, циклдік және ошақты суландыру, сулы ерітінділерді,
беттік әрекетті заттарды және т.б. айдау.
Бұл тәсілдердің негізі ұңғыманың түптік аймағына жүргізіледі. Әдістерді
қарастырудан бұрын, механикалық әдіс, физикалық әдіс, химиялық әдіс.
Игеру объектісін таңдау
Өзен кен орны 1961 ж. ашылып өндірістік өңдеуге 1964 ж-дан бастап кен
орын өңдеудің негізгі сызбанұсқасына сәйкес ашылған.
Сызбанұсқаның негізгі талаптары келесідей қабылданған :
1) Пайдаланудың төрт объектісін бөлу :
I объект – XIII-XIV горизонттар;
II объект – XV-XVI горизонттар;
III объект – XVII горизонттар;
VI объект – XVIII горизонттар.
2) Қабат қысымын және қабат температурасын кен орнын өңдеудің
басталуынан бір қалыпты ұстау мүмкіндігі;
3) I және II объектілерді айдау ұңғымаларын ені 4 км блоктарға су
айдау ұңғымаалар қатарларымен бөлу жолымен өңдеуді жүзеге асыру;
4) XVII горизонтты өңдеу алғашқы уақытта 8 су айдау ұңғымалар арқылы
контурдың сыртынан су айдау;
5) XVIII горизонтын қабат қысымын сақтаусыз жүргізу;
6) XVII және XVIII горизонттарының жүйесін дәлелдеп одан әрі өңдеу,
өңдеу тиімділігі туралы мәліметтер алынғаннан кейінгі ішкі ыстық және
салқын суды айдау;
7) I объектіде әр блок шекарасында – 5, II объектте – 7 қатар өндіру
ұңғымалар орналасқан ; су айдау ұңғымалар ара қашықтығы I объект үшін –
500, II объект үшін – 250м;
8) Барлық горизонттардың пайдалану мәліметтері негізінде кен орынның
өңдеу жүйесін жетілдіру және технологиялық көрсеткіштерін дәл білу;
Кен орынның өнімді горизонттарына суды айдау үшін, сәйкес физико –
химиялық құрамы бар, тұздары бар Каспий теңізінің суы қолданылады, бірақ
бұл судың минералдану дәрежесі қабат суымен салыстырған он есе төмен. 1977ж
Өзен кен орнының мұнай горизонттарын өңдеудің комплексті жобасы құрылған,
мұнда технологиялық тапсырмалардан басқа техникалық сұрақтар қойылды. Кен
орын пайдалануын жақсарту мақсатымен ұйымдық - техникалық шаралар және
ғылыми – техникалық проблемаларды шешу бойынша зерттеу бағдарламалары
өңделген.
Мұнай өндірісі министрлігімен кен орынды өңдеудің комплексті жобасы
бекітілген. 1979ж. XIII – XIV горизонттарын өңдеудің технологияылық сызба
нұсқасы 3,3а,4 блоктарда сатылы термальды сулану (СТС) құрастырылған. 1982
ж. Парсумурун, Солтүстік- Батыс Хумурун атты Өзен кен орны күмбездерінің
мұнай кеніштерін өңдеу жобасы қарастырылды. 1983 ж. төмен өнімдік (ТӨА)
және жоғары өнімдік аймақтардың (ЖӨА) өңдеудің жаңа технологиясы ұсынылды.
ТӨА және ЖӨА бөлек өңдеу қарастырылды. Аймақтық су басу қарқынды жүйесін
қолданумен жоғары қысымда ыстық су айдау жолымен төменөнімдік аймақтарға
әсер етудің жаңа әдістері ұсынылды, мұнда қысым 15 МПа-ға дейін және
қабаттардың бірігу аймақтарында қысымды реттеу үшін салқын су айдалады. ТӨА
және ЖӨА өңдеу бойынша жүйе қабаттарды жаулап алуды ығыстыру процесімен
өсіріп, мұнай өндіруді және мұнайды қайта сақтауды жоғарылатады. 1984 ж.
Өзен кен орнының ХІІІ горизонтындағы 5а блогын өндірістік өңдеудің
технологиялық сызбанұсқасы қарастырылған.
Келесі сатыларда кен орнын өңдеудің негізгі құжаты “Өзен кен орын
өңдеу жобасы” болды, бұл құжат МНП СССР өңдеу бойынша орталық комиссиямен
бекітілген. Берілген жобалық құжатта оның реализациясы 1988ж. басталды,
мұнда кен орынды өңдеу жүйесін жетілдірудің негізгі бағыттарын дамыту үшін
нұсқаулар : жобалық ұңғыларды орналастыру дәл бөлшектік қабаттар карталарын
қолданумен жүзеге асады, төменөнімдік аймақтарда су басудың қарқынды
жүйесін қолдану кеңейтілуі альтернативті ретінде БӘЗ қолданумен өңдеу
нұсқаулары қарастырылады. Одан әрі жоба қайта қаралып кен орындағы жағдайға
сәйкес реттелді. Қазіргі уақытта негізгі құжат ретінде “Өзен кен орын өңдеу
жобасы” (ВНИИ) қолданылады, бұл құжат 1988ж өңдеу бойынша Орталық
комиссиямен бекітіліп, мұнай алуды жоғарлату бойынша жаңа технологияларды
енгізуді қарастырады. Жобаға сәйкес кен орынды өңдеуде экономикалық тиімді
нұсқа қабаттардан мұнай алуды жоғарылатудың гидродинамикалық әдістері
қарастырылады.
СССР ыдырауының кезендеріне және экономиканың түсуіне байланысты форс-
мажорлық жағдайлар Өзен кенорынның игеруін өте ауыр жағдайға әкелді.
Нәтижесінде көптеген жобалық шешімдерінің орындалмауының салдарынан нақты
көрсеткіштерінің жобалықтан біршама ауытқуына, игеру жүйесінің бұзылуына,
мұнай өндіру көлемінің түсуіне соқтырды.
Осыған байланысты БӨ КазМунаГаз АҚ 01.01.2005 жылының жағдайы
бойынша геологиялық зерттеулер мәліметтерінің негізінде Өзен кенорының
мұнай қорыны қайта есептеуге және ҚР МҚК қарастыруға және кенорынды
игерудің жаңа Жобасын құруға шешім қабылдады.
2005 жылы бұрғыланаған 5000 ұңғыма бойынша геологиялық қорлар
нақтыланып, ҚР МҚК бекітілді. ( 02.2006 ж. МҚК отырысының №3 хаттамасы)
Мұнай қорларын есептеумен қатар, Өзен кенорынның 13-18 қабаттарын
игеруінің жаңа Жобалық құжаты жасалды.
Өзен кенорынның игеруінің жаңа жобасын жасауға келесі жағдайларға
байланысты болды:
2005-2006 ж. қорларды есептеу кезінде 2D және 3D модельдеу қолдану
арқылы Өзен кенорынның өнімді қабаттарының геологиялық құрылысы бөлшектеп
зерттелді. Алғашқы есептеу мен салыстырғында мәліметтер 2500 ұңғымаға
көбірек жиналды. Мәліметтердің көбеуне байланысты, қорлардың игеру жағдайы
анықталып әсер етудің жаңа тәсілдері ұсынылды;
геологиялық және гидродинамикалық модельдеу қолдану нәтижесінде қалдық
қорларды жаңа деңгейде бағалау мүмкіншілігі; жаңа жағдайларға байланысты
игерудің жаңа жүйесін еңгізу қажеттілігі; алғашқы жобада қарастырылмаған
ұңғымалардың өнімділігін арттыру үшін жаңа технологияларды қолдану
бекітілді: ҚСАЖ (ГРП), ТСҚ (СПС), электр әсер ету және т.б.; экономикалық
жағдайдың алғашқы жобаны құру кезеннен өзгеруіне байланысты.
Сонымен, Өзен кенорынның игеруінің жаңа жобасын құруы жоғары айтылып
кеткен факторларға байланысты кенорынды игеру жүйесін әрі қарй
жетілдіруімен байланысты айқындалды және қабаттың мұнай бергіштігін арттыру
үшін жаңа технологиялық шешімдерді қабылдауына байланысты.
Жаңа жобаны құру кезінде кенінен кенорынды жобалаудың инновациялық
жаңа технологиялық еңгізілді: қорларды есептеу кезінде Қазақстанда алғашқы
Шлюмберже комапаниясының PETREL бағдарламалық кешенмен 2Д и 3Д
геостатикалық моделдер құрылды; қорларды есептеудің компьютерлық жүйесі
мұнай қорларын өнімді қимада нақты бағалауға мүмкіншілік берді.
Кенорынның игеру жобасын құру кезінде жаңа инновациондық
технологиялырды еңгізу нәтижесінде жобаны жоғары деңгейде құруға
мүмкіншілік берді.
Қазіргі таңда Өзен кенорны ҚР РОК (ЦКР) 14.12.2007 ж. № 47
хаттамасымен бекітілген Өзен кенорнның игеру жобасы құжаттарына сәйкес
игеріледі. Бұл жоба бойынша Өзен кенорынның өнімді горизонттары (13-18)
игерудің 6 объектісіне бөлінген :
I объект – 13 келловей горизонты
II объект – 14 орта юралық горизонт
III объект - 15 орта юралық горизонт
IV объект - 16 орта юралық горизонт
V объект - 17 орта юралық горизонт
VI объект - 18 орта юралық горизонт .
2.1.2 Ұңғылар қоры мен олардың ағымдағы дебиттерінің және игерудің
технологиялық көрсеткіштерін талдау
Өзен кенорнында игеру басталғаннан бері 1.01.2010 мезгіліне 5851 ұңғыма
(бұның ішінде 12 су өндіретін) бұрғыланды, 122-бақылау ұңғымасы болып
саналады, 1222 жойылған.
Пайдалану қоры 2010 жылдың басына 3289 ұңғыма, оның ішінде 3203 ұңғыма
қозғалыста. Нақтылы жағдайда, кенорын бойынша, өндіру ұңғымаларының
пайдалану қоры, жоспардан 883 ұңғымаға артта қалып келеді:
Қозғалыстағы қор жобадан 794 ұңғымаға қалып келеді, ал қозғалыссыз қор
жобадан 89 ұңғымаға қалып келеді. Пайдалану қорының артта қалуының негізгі
себебі–1999 жылға дейін нақтылы енгізілген ұңғымалар жоспардан артта қалып
отырған. 2000 жылдан бастап жаңа ұңғымаларды бұрғылау жоспардан ілгері
болып отырды: 2001 жылы-8 данаға, 2002 жылы-34 данаға, 2003 жылы-30 данаға.
Қозғалыстағы қордың 3058 ұңғымасы механикалық тәсілмен игерілуде, 33
ұңғыма фонтанды.Фонтанды ұңғылардың көпшілігі, 17 ұңғыма (52%) XIII
қабатта, ұңғымалардың 24%-XIV қабатта орналасқан. XVI, XVII қабаттар,
Солтүстік-Батыс және Пасмұрын күмбездері толықтай механикалық тәсілмен
игерілуде.
Қозғалыссыз қор 86 ұңғыманы құрайды. Пайдалану қорының ағымдағы
пайдалану коэффициенті толықтай кенорын бойынша 0,88 құрайды.
Мұнайбергіштікті арттырудың геология-техникалық шаралары нәтижесінде
ұңғымалар қоры жұмысы жақсарып келеді. Солтүстік-Батыс күмбезінің және
XVIII қабаттың ұңғымаларын пайдалану коэффициенті және пайдалану қорының
пайдалану, пайдалану коэффициентін айтарлықтай өскен. Қумұрын күмбезінде ең
аз пайдалану коэффициенті(Кп-0,840). Талдауды жургізу мезгіліне, айдау
ұңғымаларының пайдалану қоры-1206, қозғалыстағысы-1123 ұңғыма, қозғалыссыз-
83. Нақтылы жағдайда, кенорын бойынша, айдау ұңғымаларының пайдалану қоры,
жоспардан 432 ұңғымаға артта қалып келеді: қозғалыстағы қор жобадан 438
ұңғымаға қалып келеді, ал қозғалыссыз қор 6 ұңғымаға алда келеді.
Қозғалыссыз ұңғымалардың көпшілігі күрделі жөндеуді талап етіп тұрып
қалады, ол жерасты жабдығының апаттарын жою, шегендеу тізбегінің
саңылаусыздығы нашар болуына байланысты болады.
Өзен кенорны бойынша 2010 жылы 91 пайдаланушы ұңғыма бұрғыланды, оның
ішінде 61 өндіруші, уақытша өндіруші-19 және айдаушы 31 ұңғыма.
Кесте 2.2
Ұнғымалар қоры
№ Қор Категория Саны
1 Өндіру ұңғымалар2010 жылы бұрғыланған 60
Қоры
2010 жылы басқа қабаттардан қайтарылған 70
Пайдалану қоры 3289
оның ішінде :қозғалыстағысы 3203
Фонтанды 33
ШГН 3058
Газлифт 3
Қозғалыссыз 86
2010 жылы басқа қабаттарға ауыстыру 70
2010 жылы айдауға ауыстыру 30
Жойылған 463
2 Айдау ұңғымалар 2010 жылы бұрғыланған 30
қоры
2010 жылы басқа қабаттардан қайтарылған 10
2010 жылы өндірушіден ауыстырылған 30
Пайдалану қоры 1206
Оның ішінде: қозғалыстағысы 1123
... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... .9
1 Геологиялық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... .10
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымының
сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... .10
1.2
Стратиграфия ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... .. 14
1.3
Тектоника ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... .. ...17
1.4
Мұнайгаздылығы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ..18
2 Технологиялық бөлім
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... 23
2.1 Кенорынның игеру
жүйесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... 23
2.1.1 Ағымдағы игеру жағдайын
талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .23
2.1.2 Ұңғылар қоры мен олардың ағымдағы дебиттерінің және
игерудің технологиялық көрсеткіштерін
талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 27
2.1.3 Мұнай мен газдың қорлары ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 33 2.1.4 Кеніштің
энергетикалық жағдайының сипаттамасы және
игеру
режимдері ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... ... .3 3
2.1.5 Қабат қысымның жүйесі және қабаттардың қолданыстағы
мұнай бергіштігін арттыру әдістері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ...41 2.2 Мұнай
газ өндірудің техникасы және технологиясы ... ... ... ... ... ... ...44 2.2.1 Ұңғыларды
пайдалану тәсілдеріндегі көрсеткіштерінің
сипаттамасы
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ...46
2.2.2 Ұңғыманы пайдалану кезінде қиындықтың алдын-алу
шаралары және олармен күрес ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..47 2.2.3 Ұңғы өнімдерін
кәсіптік жинау және дайындау жүйесінің
талаптар мен оларға ұсыныстар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 53 2.3 Арнайы
бөлім ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ...59 2.3.1 Өзен кен орнында ұңғы түп аймағына әсер етудің
тиімді әдісін
таңдау және оның негізгі көрсеткіштерін анықтау тақырыбы бойынша
қысқаша шолу
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
59
2.3.2 Өзен кен орнында ұңғы түп аймағына әсер етудің тиімді әдісін
таңдау және оның негізгі көрсеткіштерін анықтау тақырыбы бойынша
технологиялық есеп ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ...81
2.3.3 Компьютерлік программаларды қолдану арқылы есептеу ... ... ... ... ..85 3
Экономикалық
бөлім ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ...89
3.1 Ұңғыманы игерудің технико-экономикалық
көрсеткіштері ... ... ... ... ... . ..89
3.2 Өзен кен орнында түп аймағына әсер ету арқылы өнімділігін
арттырудың экономикалық тиімділік есебі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..91 4. Еңбекті
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... .96
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлары
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... 96
4.2 Еңбек кауіпсіздігін қорғауды қамтамасыз ету
шаралар ... ... ... ... ... ... ... 97
5 Қоршаған ортаны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ...104
5.1 Атмосфералық ауаны
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
..104
5.2 Сулы ресурстарды
қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... .107
5.3 Жер ресурстарын қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .108 ҚОРЫТЫНДЫ
... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...114 ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР
ТІЗІМІ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...115 Қосымша
А ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 116
Қосымша Ә ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...117 Қосымша
Б ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ..118 Қосымша
В ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ..119 Қосымша
Г ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ..120 Қосымша
Ғ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ..121 Қосымша
Д ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ... .. 122
1. Геологиялық бөлім
1. Кен орнының геологиялық құрылымының сипаттамасы
Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде
Оңтүстік Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде
орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы
құрамына кіреді. Ең жақын елді мекен Жаңаөзен қаласы, ол кен
орнынан оңтүстікке қарай 8 – 15 км – де орналасқан. Батысында 80 км –
Жетібай қаласы, ал 150 км – Ақтау қаласы.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа,
оңтүстік-батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде,
оның абсолютті белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24
м. Ауданның орталық және оңтүстік бөлігінде үлкен ойпаттар бар,
олардың ішіндегі ең ірісі минималды абсолюттік белгісі – 132м
"Қарақия" ойпаты.
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Орталық
бөлігін Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт
алады. Үстірттің абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және
оңтүстігінде +200 м. Батысы мен солтүстік-батысында кен орнының
аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты жағынан қарай кемерлер түрінде
күрт үзіледі.
Өзен ойпаты 500км² ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен
кескіленген. Минималды абсолюттік белгісі +31 м.
Қарастырылып отырған аудан топырағы мен өсімдіктерінің сипатына
қарай шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалары негізінен су көзі
жетіспеушілігінен және өсімдік жабынының маусымдылығынан
пайдаланылмайды. Аудан климаты күрт континенталды, шөлейтті, тәуліктік
температураның күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен және
салыстырмалы суық қысымен сипатталады. Жазда максималды температура
+45 ºС, минималды температура қыста -30 ºС.
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-
шашын сирек және негізінен көктем-күз мезгіліне келеді.
Атмосфералық жауын- шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм
шамасында, және қардан жаңбыр көп жауады.
Жаңаөзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне
бұрғыланған геологиялық ұңғымалардан 70 км су өткізгіш құбырлармен
тасымалданады. Техникалық сумен қамтамасыз ету альб-сеноман
горизонттарының жер асты сулары арқылы іске асырылады.
Ауданның елді мекендерін тас жол байланыстырады. Облыстың
аудан орталықтарын байланыстыратын темір жол бар.
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары
Ресейге жөнелтіледі. Өндірілген мұнай ілеспе газы және табиғи газ
Қазақ газ өңдеу зауытына, және сондай-ақ Ақтау қаласының пластмасса
зауытына, маңғыстау энерго комбинатына (МАЭК) тасымалданады.
Кен орнының геологиялық зертелуінің және игерілуінің тарихы
Маңғыстауды зертеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау
мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспассорлары мен құдықтарының
ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
Өзен көтерілуі 1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик далалық геологиялық
зерттеулер жүргізгенде анықталған.
1941-1945 жж. арасында Маңғыстауда геологиялық зерттеулер жүргізілген
жоқ.
1950ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық
экспедиция ұйымдастырды. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес
қосты. 1951 ж. "Казнефтеобъединение" бас геологы Н.А.Кадин Батыс
Қазақстанның геологиясы мен мұнайлылығы бойынша кең мәлімет берді,
барлық геологиялық материал талданды және Маңғыстаудың мұнайгаздылық
болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Түбіжік алаңында құрылымдық-
іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.
1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелер шешілді. Бүл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға
үш аудан ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады,
Түбіжік алаңында мұнай кен орны анықталды, бірақ ондағы мұнай
ауыр, шайырлы және барлауға тиімсіз болып шықты, ал Жетібай және Өзен
құрылымдары аумағында мұнайгаз кен орындары анықталды. 1961 ж.
желтоқсанның басында 1248-1261 м аралығындағы 1 ұңғыманы сынағанда 10
мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м³ фонтан алынды. Горизонттың
өндірістік бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде сынаумен берілді.
1963 ж. наурыздың басында осы горизонттағы 2 және 22 ұңғымалардан
мұнай фонтандары атқылады.
Өзен кен орны өнеркәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 ж. 7 қыркүйектегі қауылысымен Шевченко (қазіргі
Ақтау) қаласында "Мангышлакнефть" бірлестігі құрылды да, Өзен
экспедициясы соның құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Өзен кен орнын игерудің Бас схемасын жасады және ол
Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда мынадай жағдайлар қарастырылды:
• кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы температурасын
көтеріп ұстау;
• 4 пайдалану обьектілерін бөліп алу: І обьект – XIII+XIV
горизонттар; II обьект – XV+XVI горизонттар; III обьект – XVII
горизонт; 4 обьект – XVIII горизонт;
• негізгі пайдалану обьектілері (І-ІІ) бойынша кен орнын айдау
ұңғымаларымен 4 км блоктарға бөлу;
• барлық обьектілерді біруақытта жеке блоктармен игеруге қосу;
• ІІІ обьектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесімен игеру;
• IV обьектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру.
Бірақ кен орнының су айдауға дайын еместігіне байланысты XIII-
XVIII горизонттар 2.5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді
су арынды режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен ұңғымалар шығымы төмендей берді.
1971ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне
тек өндіру ұңғымалары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткенен соң мұнай өндіру
төмендеді және ұңғымалар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай
өндірудің құлау коэффициенті 1976 ж.-5, 1977-1979 жж. 15.6...10%.
1974 ж. жасалған игеру жобасында келесі жағдайлар қарастырылды:
• әрбір горизонт жеке игеру обьектісі болып табылады;
• өнімді горизонттар ені 2км блоктарға айдау ұңғымалары қатарларымен
бөлінеді;
• жаңа ұңғымалар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады;
• ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын
1979 ж. қарай толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды.
Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49.3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік
берер еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көшу толығымен
1983 ж. ғана аяқталды.
Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын
игеру сипатының күрделі екенін көрсетті. Күрделі жағдайларда тек блоктық
су айдау, жеткіліксіз болғандықтан кейін сатылық термалдық су айдау
фигуралық су айдау сияқты технологиялар қолданылды. Бұл технологиялар
кен орнын игерудің тиімділігін арттыруға жәрдемдесті.
Қазіргі кезде ыстық су айдау қондырғыларда дайындалады. Ыстық
суды дайындауға көп шығын шығатын болғандықтан ыстық су айдаудың
циклдік әдісі игерілген. Оның мағынасы өнімді қабатқа берілген
көлемде бірде ыстық, бірде салқын су айдалады. Ыстық су айдау процесінде
қабаттың жабыны мен табаны қыздырылады. Бұл жағдайда салқын су
қабаттың қызған жабыны мен табанынан келетін жылу арқылы жылиды,
ал артынан салқын су айдағанда ыстық су қабатқа қарай ысырылады.
- Жобалау ауданы
Сурет 1.1. Шолу картасы
1.2 Стратиграфия
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен
3600 м шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрлымында
триас, юра, бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын
алады. Олардың былай белгіленуі ұңғыма үлгітастарын зерттегенде
алынған палеонтологиялық мәліметтерге және Маңғыстаудың басқа аудандарының
ұқсас шөгінділерімен салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және
подярустар арасындағы шекаралар шартты, негізінен электрокаротаж бойынша
жүргізілген. Соңғы кезде микрофауна мен т. б. зерттеулер арқасында
қолда бар стратиграфиялық үлгілерді өзгертуге және анықтауға
мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділері
байланысты. Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра
шөгінділеріне қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. I-XII горизонттар
(жоғарыдан төмен қарай) жасы бор-газды, XIII-XVIII горизонтар –
жоғарғы және орта юра – кен орнының негізгі мұнай – газды қабаты,
жеке күмбездерде төменгі юраның XIX – XXIV горизонттары мұнайгазды.
Пермь – триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне
жыныстары болып табылады.
Пермь – триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т)
шөгінділері қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен
орын алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалындығы 440
метрге жетеді, жабынында шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар,
алевролиттердің біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл
шөгінділері жалпы қалыңдығы 1500 – 1600м болатын біртұтас оңтүстік
Маңғыстау тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі:
төменгі, орта және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және
орта түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері
қоспасымен бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл
сұр алевролиттерге немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды –
кремнийлі. Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар
әдетте аргиллитке ұқсас және көмір тектес затпен байытылған.
Құмтастар, алевролиттер мен саздардың алмасуы негізінен қиғаш
қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек тәрізді құрлымы
дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт өзгерістерге
ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120 – 130 м. Төменгі
юра қимасында XXIV – XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан
ең ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу
өнімді горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз
байланысты. Орта юрада жалпы қалыңдылығы 700 м аален,байос және бат
ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 а)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды – галькалы жыныстардан
құралған және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы
мүмкін. Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі түйіршікті құмтастар
басым, олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең жайылған. Кейде
соңғылары гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен гравелиттерінің
цементі негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш түрлі болады.
Біршама көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ
галькалы конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте, сұр, қарасұр,
кейде қоңыр түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара XXII горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b)
Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос ярусының
шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар алевролиттер мен
саздардан құралған континентальды фациялармен белгіленді. Байос ярусы
қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті жыныстар жоғарғы
бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы 500 ден 520 м-ге
дейін өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері екі
подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470м, және саздар,
құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың қабатшалары алмасуымен
көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен қатталады. Құмтастар мен
алевролиттердің түсі негізінен сұр және ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да
болады. Сирек қарасұр түсті құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар
көбіне қарасұр, тіпті қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXII, XXI, XX,
XIX, XVIII және XVII горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың
құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-
сұр, нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түиіршікті және құрамы айқын
емес. Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің
арасындағы шекара шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді.
Жоғарғы байос-бат шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфод және кембридж ярустары
ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан
сазды қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары
сұр, қарасұр, күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті. Құмтастар
мен алевролиттердің түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр.
Құмтастар арасында ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XIV
горизонттың жоғарғы бөлігі мен XIII горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы
50-135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3O-km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан
сазды-карбонатты жабын ретінде. Ол саз-мергель жыныстарының біршама
қалың қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен
әктастар жұқа қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-кембридж шөгінділерінің
қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м, жоғарғысы үшін 30-97 м.
Бор жүйесі (K)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған бетінде
орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық ярустарымен орын
алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша бор шөгінділері үш
бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы терриген (альб,
сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярусттары. Төменгі бөлікке
XII горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ,IV, V,
VI, VII, VIII, IX, X және XI газды горизонттар жатады. Бор
шөгінділерінің қалыңдығы 1100 м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді
қалыңдығы алевролит және саз қабаттары мен будақтарының біртекті
астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ)
Кайназой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған.
Палеоген шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың
бірқалыпты қабаты жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170
м. Неоген жүйесі тортон және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон
ярусының қалыңдығы 19-25 м, сармат ярусы – 80 –90 м.
Палеоген жүйесі (P)
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады.
Эоцен бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар
түрінде. Олигоцен бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың
бірқалыпты қабаты түрінде. Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N)
Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері
түрінде кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар мен
әктастар қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен
саздардың астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115
м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар,
суглиноктармен көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.
1.3 Тектоника
Оңтүстік Маңғыстау ойыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын
Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта
біршама құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ
кен орындары байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай,
Қарамандыбас, Теңге, Тасболат, Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс
Жетібай кіреді.
Солтүстігінде Өзен құрлымы оңтүстік – шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік
қанатта жыныстардың құлау бұрышы 3º. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6º
болатын оңтүстік бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен Теңге
көтерілуінен бөлінеді. Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының
периклиналі үлкен емес белес арқылы Қарамандыбас құрылымымен
жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде, Түнқарақшы ойпатының шығыс
шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның
өлшемдері 9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі
шығысқа ығысқан, соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған
солтүстік-батыс периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы
тіктеу. Мұнда XIV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6–8º.
Қатпардың солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың
батыс жартысында XII горизонтың жабыны бойынша құлау бұрышы 1- 3º.
Құрылымының батыс бөлігінде мұнай кеніштері бар күмбездер
ерекшеленеді: Солтүстік – батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының
оңтүстік қанатын күрделіндіреді. XVIII горизонттың жабыны бойынша
көтерілу амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық
изогипс бойынша құрылым өлшемдері 2.9-0.9 км. Солтүстік-батыс күмбез
Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс
бойынша көтерілу өлшемдері 3.5-2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналы де симетриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің
оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты
созылған. Өзен қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда XIII горизонт
жабынында 1700 м изогипспен ерелекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен
және Қарамандыбас қатпарларын 58 скважина ауданында кішкене ойпат
арқылы тұтас көтерілімге біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік
бағытта созылған. Мұнда XIII горизонттың жабыны бойынша құлау
бұрышы 3-4º.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде
негізінен құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес
көтерілулер қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне
Құмұрын күмбезі кірігеді, онда да мұнай кеніштері бар. XIV
горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері 10.8-4.5 км, амплитудасы
105 м.
1.4 Мұнайгаздылығы
2002 ж. Өзен кенорнынан 4883000 т мұнай өндірілді. Мұнай
өнімінің горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): XIII горизонт
– 27,5; XIV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVI горизонт – 10,9;
XVII горизонт – 5,7; XVIII горизонт – 1,7; Құмұрын күмбезі – 1,2;
Парсымұрын күмбезі 1,2. 1980 жылдарда Құмұрын, Солтүстік-батыс және
Парсымұрын күмбездерінің өнімді горизонттары қарқындата бұрғыланды.
Бұл олардан мұнай өндірудің сәйкес 4, 66 және 58%-ке өсуіне әсер
етті. XIII-XIV горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі
өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64 %-
ін құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру ұңғымасының
орташа тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3,1-5,4 ттәулік, сұйықтық
бойынша 6,7-15,8 ттәулік. XIII-XIV горизонттар айдау ұңғымалары
қатарларымен 64 жеке игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір
горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы баланстық, игерілген
қорларымен және өнімді қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану
дәрежесімен ерекшеленеді және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең
аралықта өзгереді. 1.01.97 ж. мұнай мен газ өнімінің өндіру
сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай негізінен механикалық
тәсілмен (97%) өндіріледі: терең сорапты (ШТС) және газлифт.
Газлифт ұңғымаларының қоры барлық өндіру қорының 9,2% - ін
құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6 %, ал
сұйықтық өндіру 24 %. Бұл газлифт ұңғымаларындағы мұнай мен
сұйықтық шығымының мөлшері өндіру қорының 90 %-ін құрайтын терең
сорапты ұңғымалар шығымынан 3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген
сайын этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл
газы қоспасы бар құрғақ метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-
0,622 кгм³ шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы тиімді мұнайлы
қалыңдықтар, игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары
бойынша анықталған.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше
түріне – қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бұл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95% құраса, ал Өзен
кен орнынын полимикталық коллекторларында кварц құрамы 30%
шамасында; жыныстарда кварц құрамы 70% болса, минерал орнықсыз
саналады.
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және цементтеуге
кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың қалыптасуына
соқтырады. Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30% - ке
жетеді. Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы суға
қаныққандықтың жоғары болуы да кішкене қуыстардың көптігімен
түсіндіріледі. 1.1-кестеде келтірілген.
Кесте 1.1
Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m,%
XIII 21
XIV 22
XV,XVI 23
XVII,XVIII 24
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі сипаты.
Бұл шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық материалдар
қолданылады.
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша
табылған қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың
геофизикалық параметірлері арасында біршама тығыз коррелятивтік
байланыстар бар екені анықталады. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен
гамма-әдіс көрсеткіштермен байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік
шамалары бөліктерді, белгіленген аймақтарды және тұтас горизонттарды
сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді ары қарай қолдану ыңғайлы
болу үшін және есептеу операцияларын механикаландыру үшін
өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарға түсірілді. Кейін
ЭЕМ – да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі және
тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық қатарлар
мен көрсеткіштер анықталады.
Кесте 1.2
Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелер
Kор,мкм2 Скв. Саны hм.ор.,м
Горизонттар
XIII 0,206 458 10,8
XIV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVI 0,207 311 18,4
XVII 0,76 96 23,4
XVIII 0,178 63 19,8
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72 – 0,384 мкм2.
Өткізгіштіктің орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты.
Кестеде сондай – ақ ұңғымалар санымен анықталған мұнайға қаныққан
қалыңдықтың орташа арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді
қарастырсақ, горизонттар мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының
әртүрлі екенін көреміз. XIII горизонт ең аз қалыңдықпен
сипатталады.
XVІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар:
ұсақ түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа
қабаттары мен мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс
қатарында қалыңдығы 10-47,3 м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта
және ірі түйіршікті құмтастар аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды
денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар түрінде. Біртекті құмтастар
үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм²) шамасы мен қабат
коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1,6 м-ге күрт азаюы
мен 0,05 мкм² өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі
бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан
коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының
жағдайын талдау үшін барлық нақты материалдар алғаш рет тұтас
горизонттардағы жоғары өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар
үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан басқа, ұңғымалар бойынша жаңа
қосымша материал мен геологиялық құрылымдар алаң бойынша
коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және
сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
XVІ өнімді горизонтқа ортаңғы юраның байос ярусының жоғарғы
бөлігіне жататын шөгінділер кешені кіреді. Горизонттың жалпы қалыңдығы
40-50 м. Мұнайға қаныққан орташа тиімді қалыңдық 15 м. Барлық
горизонттар сияқты күрделі көп қабатты игеру кешені болып
табылады. Күрделі болуы қабаттардың литологиялық қасиеттерінің
өзгергіштігіне байланысты. XV горизонт құмтас-алевролит және саз
шөгінділерінің астарласқан түрінде.
XIII – XVIII горизонттар мұнайларының қасиеттері аномалдық
сипатқа ие:
- мұнайда парафин (29%) мен асфалтенді-шайырлы заттардың (20%)
көп болуы;
- мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат
температурасына тең;
- құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы
қабат қысымының арасының шамалас болуы;
- газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы +30ºС.
Кесте 1.3
Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер XV горизонт
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа·с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы,ºс 66
1965 ж. Өзен кен орнының қимасында терең бұрғылау нәтижесінде
ашылған стратиграфиялық, литологиялық, коллекторлық қасиеттер
негізінде екі гидрогеологиялық қабат анықталған: бор және юра.
Олардың ортасында қалыңдығы 100 м саздар мен мергелдерден
құралған қалқан бар.
Юра кешенінің сулылығы
Юра шөгінділерінде екі сулы кешен көрінеді: келловей ярусының
ортаңғы және төменгі юрадан тұратын терригендік пен карбонаттық
жоғарғы юра.
Теригендік сулы кешен
Жалпы қалыңдығы 800-1000 м терриген және сазды жыныстар
араласуы түрінде. Юра терригендік сулы кешеннің суларының
минералдылығы 12,7-15,2 мгл, хлор құрамы -2700-2900 мг.экв.л,
магний – 140-180 мг.экв.л, кальций – 400-500 мг.экв.л, йод – 3-8
мг.экв.л, йод гидрокарбонаты – 2-3 мг.экв.л. Өзен кен орнының юра
сулары үшін алюминий құрамы біршама жоғары - 60-70 мг.экв.л. Бұл
сулар хлоркальций түріне жатады.
Карбонаттық сулы кешен
Кешен сазды мергель қалыңдығынан бөлектенген және литологиялық
жағынан құмтас қабатшалары бар әктастардан құралған. Бұл шөгінділердің
сулары жалпы минералдылығы жағынан да, жеке компоненттер құрамы
жағынан да терригендік сулардан ерекшеленеді. Жалпы минералдылық
23,3-36,8 мгл шамасында. Йод құрамы 2-3 мг.экв.л. Су сульфат –
натрий түріне жатады.
Бор кешенінің сулылығы
Бор қабаты 700-800 м құмтас-алевролит шөгінділерінің араласуынан
тұрады. Бор жүйесінің терригендік шөгінділерінде екі сулы кешен
байқалады: неоком және альб-сеноман. Оларды бір-бірінен бөліп тұрған
қалқан ретінде апт саздарының орнықты будағы қызмет етеді. Неоком
суларының жалпы минералдылығы – 19,3 –21,7 гл. Суда бром – 45 мгл,
алюминий – 10мгл, сульфаттар – 5 –10 мгл. Су хлоркальцийлік түрге
жатады.
Альб-сеноман сулы кешенінің қабаттық сулары неоком суларына
қарағанда жақсы зерттелген. Бұл қабат суларының жалпы минералдылығы -
11,32-14,71 мгл. Сульфаттар - 40-50 мг.экв.л, және олардың
концентрациясы жоғарыдан төмен азаяды. Йод - 1-3 мгл, алюминий
шамамен 10 мгл. Сулар гидрокарбонаттық-натрийлік, хлоркальцийлік
түрге жатады.
Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері.
Өзен кен орнының қабат сулары химиялық құрамы бойынша екі
топқа бөлінеді: бірінші топ – бор, екінші топ -юра шөгінділерінің
сулары.
Бор шөгінділерінің сулары негізінен сульфат-натрийлік түрге
жатады және минералдылығы 10 гл-ге дейін.
XIII-XXIII өнімді юра горизонттарының қабат сулары құрамы
бойынша біртекті хлоркальцийлік түрдегі, минералдылығы 130-170 гл
тұздықтар түрінде көрінеді. Сулар сульфатсыз, бромның өнеркәсіптік
құрамы 500 мгл, йод –20 мгл және т.б. құнды компоненттер бар.
Сулардың көлемдік газ факторы 0,5-0,9 м3м3-тен аспайды және тек
мұнай мен газ кеніштері нұсқалары маңында, сондай-ақ терең жатқан
горизонттар суларында ол 1,0-1,2м3м3-қа жетеді.
Суда еріген газ құрамының 80-90%-і метан, 4-8%-і ауыр
көмірсутектер, 3,2-13%-і азот, 0,5-7,3%-і көмірқышқыл газ. Көмірсутек
газы жоқ.
Қабат суларының орташа тығыздығы 1081 (XIII горизонт) – 1105
кгм3 (XXIV горизонт), қалыпты жағдайларда барлық горизонттар үшін
орташа 1098 кгм³.
Қабат қысымы 11,4 мПа және температурасы 62ºС-де минералдылығы
140 мгл су үшін анықталған физикалық шамалар: тұтқырлық – 0,6
мПа·с, көлемдік коэффициенті – 1,015, сығымдылық коэффициенті – 3,2Па-
1.
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кенорынның игеру жүйесі
Өзен кенорны 1961 жылы ашылып, 1965жылы жасалған кенорынды игеру
Бас жобасына сәйкес игеріле басталды. Кенорынды игерудің казіргі
жағдайына келсек, қазіргі кезге дейін кенорыннан барлық алынатын
қордан шамамен 70-72% мұнай алынды. Кенорын игерудің төртінші
сатысында игеріліп жатыр, игеру көрсеткіштері бойынша, пайдалану
ұңғымалар өнімі өте жоғары сулануда және өнімділігі түсуде. Кенорыннан
мұнай негізінен механикалық тәсілмен өндіріледі, ол пайдалану ұңғылар
қорының 90% құрайды және де винтті штангілі-сорап қондырғысы,
ортадан тепкіш электр-сорап қондырғылары қолданылуда. Қабат
қысымын ұстау жүйесі 1967 жылы құрылып, су айдау басталды. Өзен
кенорында қабатқа су айдау 17 шоғырланған сораптық станциялар арқылы
жүзеге асады, оның ішінде 13 БКНС және 4 КНС, барлығы 78 сорап
орнатылған. Мұнай өндіру көлемін ұлғайту мақсатында Өзен кенорнында әр-
түрлі тәсілдер қолданылады.
2.1.1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау
Өзен кен орнының кеніштерін игеру және мұнай өндіру кезінде, әртүрлі
қиыншылықтар туады. Кен орынды игеру жоспарға сәйкес игерілмей жатқаны үшін
және өнімді қабаттардың сулануына байланысты, игеруді қадағалап отыру
қажеттілігін туғызады. Игеру процесін қадағалау мына зерттеу жұмыстарының
арқасында орындалады, олар: гидродинамикалық, ұңғыманы геофизикалық зерттеу
және өндірілген мұнай, газ және суды арнайы зерттеу.
Өзен кен орнында келесідей гидродинамикалық зерттеулер жүргізіледі:
түптік және қабаттық қысымды өлшеу, штангілі терең сораптар түсірілген
ұңғымалардағы статикалық және динамикалық деңгейлерді анықтау, терең
сорапты ұңғыларды динамометриялық өлшеу, фонтанды және бақылау ұңғымалардың
түптік және қабаттық қысымдарын өлшеу.
2010 жылы 22380 динамикалық деңгей анықталды. Зерттеулер нәтижесін 2.5
кестеде көруге болады.
Өзен кенорнында айдау қоры ұңғымаларының қабылдағыштығы бойынша анықтау
01.01.2010 мезгіліне.Кен орынды игерудің төртінші сатысында игеріліп жатыр,
игеру көрсеткіштері бойынша, пайдалану ұңғымалар өнімі өте жоғары сулануда
және өнімділігі түсуде.
2009 жылы 1134 ұңғымадан 32634 сағалық қысым өлшеніп алынды және өлшеу
жиілігі жылына 28,8 болды. Ал 2010 жылы 1124 ұңғымадан 16210 сағалық қысым
өлшеніп, өлшеу жиілігі 14,4 болды.
Кесте 2.1
Өзен кенорнында айдау қоры ұңғымаларының қабылдағыштығы бойынша
анықтау 01.01.2010 мезгіліне.
Қозғалыстағы Қабылдағыштық, м3тәул.
айдау
ұңғылары.
10-қа 10-50 50-100 100-200 200-300 300-ден
дейін Жоғары
1123 242 258 199 170 132 122
Кен орынды игерудің казіргі жағдайына келсек, қазіргі кезге дейін кен
орыннан барлық алынатын қордан шамамен 70-72% мұнай алынды. Кен орынды
игерудің төртінші сатысында игеріліп жатыр, игеру көрсеткіштері бойынша,
пайдалану ұңғымалар өнімі өте жоғары сулануда және өнімділігі түсуде.
Қысымның айтарлықтай төмендеуі мұнайды қарқынды алу аймағында болады,
қабаттың өнімділік бөлігінің көп мөлшері, арнайы зерттеулер көрсеткендей
бұл аймақтарда пьезоөткізгіштік, өнімділік қабаттардағы өткізгіштік күрт
төмендейді.
Қабат қысымының төмендеуіне байланысты бұрғыланған ұңғыларды енгізу
азайады, осы уақытқа дейін генеральді сызба бойынша жобадағы барлық
ұңғыларға тәжірибелік бұрғылау жүргізіледі. Кен орыннан мұнай негізінен
механикалық тәсілмен өндіріледі, ол пайдалану ұңғылар қорының 90% құрайды
және де винтті штангілі-сорап қондырғысы, ортадан тепкіш электр-сорап
қондырғылары қолданылуда.
Қабат қысымын ұстау жүйесі 1967 жылы құрылып, су айдау басталды. Өзен
кен орында қабатқа су айдау 17 шоғырланған сораптық станциялар арқылы
жүзеге асады, оның ішінде 13 БШСС және 4 ШСС, барлығы 78 сорап орнатылған.
Мұнай өндіру көлемін ұлғайту мақсатында Өзен кен орнында әр-түрлі тәсілдер
қолданылады.
Қабат қысымының төмендеуіне байланысты бұрғыланған ұңғыларды енгізу
азаяды.
Өзен кен орнында мұнай бергіштікті жоғарылату технологиясы ретінде
қабатқа келесілер қолданылды: ыстық су айдау, сатылы термалды суландыру,
пішінді, аудандық, циклдік және ошақты суландыру, сулы ерітінділерді,
беттік әрекетті заттарды және т.б. айдау.
Бұл тәсілдердің негізі ұңғыманың түптік аймағына жүргізіледі. Әдістерді
қарастырудан бұрын, механикалық әдіс, физикалық әдіс, химиялық әдіс.
Игеру объектісін таңдау
Өзен кен орны 1961 ж. ашылып өндірістік өңдеуге 1964 ж-дан бастап кен
орын өңдеудің негізгі сызбанұсқасына сәйкес ашылған.
Сызбанұсқаның негізгі талаптары келесідей қабылданған :
1) Пайдаланудың төрт объектісін бөлу :
I объект – XIII-XIV горизонттар;
II объект – XV-XVI горизонттар;
III объект – XVII горизонттар;
VI объект – XVIII горизонттар.
2) Қабат қысымын және қабат температурасын кен орнын өңдеудің
басталуынан бір қалыпты ұстау мүмкіндігі;
3) I және II объектілерді айдау ұңғымаларын ені 4 км блоктарға су
айдау ұңғымаалар қатарларымен бөлу жолымен өңдеуді жүзеге асыру;
4) XVII горизонтты өңдеу алғашқы уақытта 8 су айдау ұңғымалар арқылы
контурдың сыртынан су айдау;
5) XVIII горизонтын қабат қысымын сақтаусыз жүргізу;
6) XVII және XVIII горизонттарының жүйесін дәлелдеп одан әрі өңдеу,
өңдеу тиімділігі туралы мәліметтер алынғаннан кейінгі ішкі ыстық және
салқын суды айдау;
7) I объектіде әр блок шекарасында – 5, II объектте – 7 қатар өндіру
ұңғымалар орналасқан ; су айдау ұңғымалар ара қашықтығы I объект үшін –
500, II объект үшін – 250м;
8) Барлық горизонттардың пайдалану мәліметтері негізінде кен орынның
өңдеу жүйесін жетілдіру және технологиялық көрсеткіштерін дәл білу;
Кен орынның өнімді горизонттарына суды айдау үшін, сәйкес физико –
химиялық құрамы бар, тұздары бар Каспий теңізінің суы қолданылады, бірақ
бұл судың минералдану дәрежесі қабат суымен салыстырған он есе төмен. 1977ж
Өзен кен орнының мұнай горизонттарын өңдеудің комплексті жобасы құрылған,
мұнда технологиялық тапсырмалардан басқа техникалық сұрақтар қойылды. Кен
орын пайдалануын жақсарту мақсатымен ұйымдық - техникалық шаралар және
ғылыми – техникалық проблемаларды шешу бойынша зерттеу бағдарламалары
өңделген.
Мұнай өндірісі министрлігімен кен орынды өңдеудің комплексті жобасы
бекітілген. 1979ж. XIII – XIV горизонттарын өңдеудің технологияылық сызба
нұсқасы 3,3а,4 блоктарда сатылы термальды сулану (СТС) құрастырылған. 1982
ж. Парсумурун, Солтүстік- Батыс Хумурун атты Өзен кен орны күмбездерінің
мұнай кеніштерін өңдеу жобасы қарастырылды. 1983 ж. төмен өнімдік (ТӨА)
және жоғары өнімдік аймақтардың (ЖӨА) өңдеудің жаңа технологиясы ұсынылды.
ТӨА және ЖӨА бөлек өңдеу қарастырылды. Аймақтық су басу қарқынды жүйесін
қолданумен жоғары қысымда ыстық су айдау жолымен төменөнімдік аймақтарға
әсер етудің жаңа әдістері ұсынылды, мұнда қысым 15 МПа-ға дейін және
қабаттардың бірігу аймақтарында қысымды реттеу үшін салқын су айдалады. ТӨА
және ЖӨА өңдеу бойынша жүйе қабаттарды жаулап алуды ығыстыру процесімен
өсіріп, мұнай өндіруді және мұнайды қайта сақтауды жоғарылатады. 1984 ж.
Өзен кен орнының ХІІІ горизонтындағы 5а блогын өндірістік өңдеудің
технологиялық сызбанұсқасы қарастырылған.
Келесі сатыларда кен орнын өңдеудің негізгі құжаты “Өзен кен орын
өңдеу жобасы” болды, бұл құжат МНП СССР өңдеу бойынша орталық комиссиямен
бекітілген. Берілген жобалық құжатта оның реализациясы 1988ж. басталды,
мұнда кен орынды өңдеу жүйесін жетілдірудің негізгі бағыттарын дамыту үшін
нұсқаулар : жобалық ұңғыларды орналастыру дәл бөлшектік қабаттар карталарын
қолданумен жүзеге асады, төменөнімдік аймақтарда су басудың қарқынды
жүйесін қолдану кеңейтілуі альтернативті ретінде БӘЗ қолданумен өңдеу
нұсқаулары қарастырылады. Одан әрі жоба қайта қаралып кен орындағы жағдайға
сәйкес реттелді. Қазіргі уақытта негізгі құжат ретінде “Өзен кен орын өңдеу
жобасы” (ВНИИ) қолданылады, бұл құжат 1988ж өңдеу бойынша Орталық
комиссиямен бекітіліп, мұнай алуды жоғарлату бойынша жаңа технологияларды
енгізуді қарастырады. Жобаға сәйкес кен орынды өңдеуде экономикалық тиімді
нұсқа қабаттардан мұнай алуды жоғарылатудың гидродинамикалық әдістері
қарастырылады.
СССР ыдырауының кезендеріне және экономиканың түсуіне байланысты форс-
мажорлық жағдайлар Өзен кенорынның игеруін өте ауыр жағдайға әкелді.
Нәтижесінде көптеген жобалық шешімдерінің орындалмауының салдарынан нақты
көрсеткіштерінің жобалықтан біршама ауытқуына, игеру жүйесінің бұзылуына,
мұнай өндіру көлемінің түсуіне соқтырды.
Осыған байланысты БӨ КазМунаГаз АҚ 01.01.2005 жылының жағдайы
бойынша геологиялық зерттеулер мәліметтерінің негізінде Өзен кенорының
мұнай қорыны қайта есептеуге және ҚР МҚК қарастыруға және кенорынды
игерудің жаңа Жобасын құруға шешім қабылдады.
2005 жылы бұрғыланаған 5000 ұңғыма бойынша геологиялық қорлар
нақтыланып, ҚР МҚК бекітілді. ( 02.2006 ж. МҚК отырысының №3 хаттамасы)
Мұнай қорларын есептеумен қатар, Өзен кенорынның 13-18 қабаттарын
игеруінің жаңа Жобалық құжаты жасалды.
Өзен кенорынның игеруінің жаңа жобасын жасауға келесі жағдайларға
байланысты болды:
2005-2006 ж. қорларды есептеу кезінде 2D және 3D модельдеу қолдану
арқылы Өзен кенорынның өнімді қабаттарының геологиялық құрылысы бөлшектеп
зерттелді. Алғашқы есептеу мен салыстырғында мәліметтер 2500 ұңғымаға
көбірек жиналды. Мәліметтердің көбеуне байланысты, қорлардың игеру жағдайы
анықталып әсер етудің жаңа тәсілдері ұсынылды;
геологиялық және гидродинамикалық модельдеу қолдану нәтижесінде қалдық
қорларды жаңа деңгейде бағалау мүмкіншілігі; жаңа жағдайларға байланысты
игерудің жаңа жүйесін еңгізу қажеттілігі; алғашқы жобада қарастырылмаған
ұңғымалардың өнімділігін арттыру үшін жаңа технологияларды қолдану
бекітілді: ҚСАЖ (ГРП), ТСҚ (СПС), электр әсер ету және т.б.; экономикалық
жағдайдың алғашқы жобаны құру кезеннен өзгеруіне байланысты.
Сонымен, Өзен кенорынның игеруінің жаңа жобасын құруы жоғары айтылып
кеткен факторларға байланысты кенорынды игеру жүйесін әрі қарй
жетілдіруімен байланысты айқындалды және қабаттың мұнай бергіштігін арттыру
үшін жаңа технологиялық шешімдерді қабылдауына байланысты.
Жаңа жобаны құру кезінде кенінен кенорынды жобалаудың инновациялық
жаңа технологиялық еңгізілді: қорларды есептеу кезінде Қазақстанда алғашқы
Шлюмберже комапаниясының PETREL бағдарламалық кешенмен 2Д и 3Д
геостатикалық моделдер құрылды; қорларды есептеудің компьютерлық жүйесі
мұнай қорларын өнімді қимада нақты бағалауға мүмкіншілік берді.
Кенорынның игеру жобасын құру кезінде жаңа инновациондық
технологиялырды еңгізу нәтижесінде жобаны жоғары деңгейде құруға
мүмкіншілік берді.
Қазіргі таңда Өзен кенорны ҚР РОК (ЦКР) 14.12.2007 ж. № 47
хаттамасымен бекітілген Өзен кенорнның игеру жобасы құжаттарына сәйкес
игеріледі. Бұл жоба бойынша Өзен кенорынның өнімді горизонттары (13-18)
игерудің 6 объектісіне бөлінген :
I объект – 13 келловей горизонты
II объект – 14 орта юралық горизонт
III объект - 15 орта юралық горизонт
IV объект - 16 орта юралық горизонт
V объект - 17 орта юралық горизонт
VI объект - 18 орта юралық горизонт .
2.1.2 Ұңғылар қоры мен олардың ағымдағы дебиттерінің және игерудің
технологиялық көрсеткіштерін талдау
Өзен кенорнында игеру басталғаннан бері 1.01.2010 мезгіліне 5851 ұңғыма
(бұның ішінде 12 су өндіретін) бұрғыланды, 122-бақылау ұңғымасы болып
саналады, 1222 жойылған.
Пайдалану қоры 2010 жылдың басына 3289 ұңғыма, оның ішінде 3203 ұңғыма
қозғалыста. Нақтылы жағдайда, кенорын бойынша, өндіру ұңғымаларының
пайдалану қоры, жоспардан 883 ұңғымаға артта қалып келеді:
Қозғалыстағы қор жобадан 794 ұңғымаға қалып келеді, ал қозғалыссыз қор
жобадан 89 ұңғымаға қалып келеді. Пайдалану қорының артта қалуының негізгі
себебі–1999 жылға дейін нақтылы енгізілген ұңғымалар жоспардан артта қалып
отырған. 2000 жылдан бастап жаңа ұңғымаларды бұрғылау жоспардан ілгері
болып отырды: 2001 жылы-8 данаға, 2002 жылы-34 данаға, 2003 жылы-30 данаға.
Қозғалыстағы қордың 3058 ұңғымасы механикалық тәсілмен игерілуде, 33
ұңғыма фонтанды.Фонтанды ұңғылардың көпшілігі, 17 ұңғыма (52%) XIII
қабатта, ұңғымалардың 24%-XIV қабатта орналасқан. XVI, XVII қабаттар,
Солтүстік-Батыс және Пасмұрын күмбездері толықтай механикалық тәсілмен
игерілуде.
Қозғалыссыз қор 86 ұңғыманы құрайды. Пайдалану қорының ағымдағы
пайдалану коэффициенті толықтай кенорын бойынша 0,88 құрайды.
Мұнайбергіштікті арттырудың геология-техникалық шаралары нәтижесінде
ұңғымалар қоры жұмысы жақсарып келеді. Солтүстік-Батыс күмбезінің және
XVIII қабаттың ұңғымаларын пайдалану коэффициенті және пайдалану қорының
пайдалану, пайдалану коэффициентін айтарлықтай өскен. Қумұрын күмбезінде ең
аз пайдалану коэффициенті(Кп-0,840). Талдауды жургізу мезгіліне, айдау
ұңғымаларының пайдалану қоры-1206, қозғалыстағысы-1123 ұңғыма, қозғалыссыз-
83. Нақтылы жағдайда, кенорын бойынша, айдау ұңғымаларының пайдалану қоры,
жоспардан 432 ұңғымаға артта қалып келеді: қозғалыстағы қор жобадан 438
ұңғымаға қалып келеді, ал қозғалыссыз қор 6 ұңғымаға алда келеді.
Қозғалыссыз ұңғымалардың көпшілігі күрделі жөндеуді талап етіп тұрып
қалады, ол жерасты жабдығының апаттарын жою, шегендеу тізбегінің
саңылаусыздығы нашар болуына байланысты болады.
Өзен кенорны бойынша 2010 жылы 91 пайдаланушы ұңғыма бұрғыланды, оның
ішінде 61 өндіруші, уақытша өндіруші-19 және айдаушы 31 ұңғыма.
Кесте 2.2
Ұнғымалар қоры
№ Қор Категория Саны
1 Өндіру ұңғымалар2010 жылы бұрғыланған 60
Қоры
2010 жылы басқа қабаттардан қайтарылған 70
Пайдалану қоры 3289
оның ішінде :қозғалыстағысы 3203
Фонтанды 33
ШГН 3058
Газлифт 3
Қозғалыссыз 86
2010 жылы басқа қабаттарға ауыстыру 70
2010 жылы айдауға ауыстыру 30
Жойылған 463
2 Айдау ұңғымалар 2010 жылы бұрғыланған 30
қоры
2010 жылы басқа қабаттардан қайтарылған 10
2010 жылы өндірушіден ауыстырылған 30
Пайдалану қоры 1206
Оның ішінде: қозғалыстағысы 1123
... 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