Ұңғымалар қоры ұңғыма
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ 8
1 Геологиялық бөлім 9
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымы 9
1.2 Кен орын туралы жалпы мағлұматтар 11
1.3 Тектоника 17
1.4 Мұнайгаздылығы 19
1.5 Мұнай, газ, конденсат және судың қасиеттері мен құрамы 24
1.6 Мұнай және газ қорлары 25
2 Технологиялық бөлім 26
2.1 Кен орынды игеру жүйесі 26
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы 37
2.3 Арнайы бөлім 46
3 Экономикалық бөлім 50
3.1 Кен орнын игерудің техника-экономикалық көрсеткіштері 50
3.2 Экономикалық тиімділіктің есебі 53
4 Еңбекті қорғау бөлімі 59
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлар 59
5 Қоршаған ортаны қорғау 71
ҚОРЫТЫНДЫ 87
ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 88
КІРІСПЕ
Әлібекмола кен орнын игеру 1998 жылдың 19 қазанында берілген жер
қойнауын пайдалану және көмірсутекті шикізатты өндіруге ГКИ 993 (мұнай)
сериялы лицензияға сай жүргізіледі.
Кен орын 1987 жылы ашылып, 1994 жылы мұнай, газ және конденсат және
ілеспе компоненттердің қоры ҚР геология және жер қойнауын қорғау
министрлігінің жанындағы пайдалы қазбалар жөніндегі коммиссиямен бекітілді.
(1994 ж.21 қазан №21).
Мұнай-газды өңдіру еліміздің экономикасында басты мәселелерінің бірі
болып табылады, әсіресе энергетикалық саласының дамуына ерекше зор үлесін
қосады. Қазақстан Республикасының президенті Н.Ә.Назарбаев халыққа
жолдауында айта кеткендей, Қазақстан пайдалы қазбаларға өте бай, әсіресе
мұнай газ саласында. Сондықтан бұл саладағы өңдірісті жылдам да, әрі тиімді
етіп өңдіру қажет, алдымыздағы 20-30 жылдың ішінде альтернативті
энергоресурстарын үнемі пайдалануымыз мүмкін.
Қазақстан Республикасының алдына қойған мақсаттарының бірі-
қарқындылығы жоғары кен орындарды игеру, яғни кен орындарды жылдам әрі
тиімді етіп игеру. Сондай-ақ, алдымызға қойылған тапсырмаларды: жаңа
техника мен технологияларды үйрене және қолдана отырып, шетелдік
инвесторлар капиталының көмегімен қысқа уақыт ішінде орындауымыз қажет. Осы
қойылған тапсырманы орындап, қоршаған ортаны қорғау мәселелерін де басты
негізге алуымыз қажет.
Қазақстан мұнайы: жеңіл өнеркәсібінде, жоғарғы технологиялар және шикі
затты өңдіріп өңдеу жағынан дүние жүзілік нарыққа шығып келеді. Әлібекмола
кен орны өзге кен орындарынан ерекшелігі - мұнайгазоконденсатты кен орны.
Осы дипломдық жобада Әлібекмола кен орнының геологиялық зерттелгенi,
мұнайгаздылығы, өнімді объектілердің қалыңдығының, коллекторлық
қасиеттерінің сипаттамасы және олардың біртексіздігі, ұңғы фонды
сипатталады, игерудiң қазiргi жағдайының талдауы, жинау және дайындау
жүйесінің жағдайының талдауы, игеріліп жатқан қабатты және ұңғының
пайдалану жағдайы мен оның жабдықтарын бақылау.
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымы
Әлібекмола кен орны регионалды тектоникалық сызбада Каспий ойпатының
шығыс зонасында орналасқан. Басты геоқұрылымдық элемент болып Ақтөбе-
Астрахань жүйесіне кіретін. Жарнамыс – Темір төбесі болып тұрды. Кен
орнының докунгур уақытында геологияның даму ерекшелігінің сипаттамасы
болып Урал геосинклиналь облысының, содан кейін жоғары палезой Урал
қатпарлы жүйенің түзілуінің ұзақ уақытқа созылуы болып табылады. Регионның
қалдықты жабуы екі құрылымдық қатардан тұрады: тұзүсті және тұзасты.
Әлібекмола кен орынының тұзүсті түсінігі Жаңажол тектоникалық сатысында
орналасқан. Мұнда брахиантиклиналдық типтің көтерілуімен карбонатты
массивтер қатты дамыған.
Әлібекмола кен орнында тасөмір жүйесі барлық бөлімдермен көрсетілген:
төменгі (визейский және серпуховский ярусы), ортаңғы (башкирский және
московский ярусы), жоғарғы (касимский және гжельский ярусы).
Әлібекмола кен орындағы жүргізілген геофизикалық зерттеулер және кен
алу нәтижелері бойынша екі карбонат қабаттарының мұнайгаздылығы анықталды.
Жыныс - коллекторлар болып көбінесе биоморфты әк тастар қаңқатүзетуші
балдырларымен сомдалған қиыршықты әктастар, диагенетикалық доломиттер
табылады. Жыныс-коллекторлардың бос кеңістігі көпшілігінде саңылаулармен
көрсетілген, оның аз бөлігін тесіктер және микрожарықшақтар құрайды.
Карбонат тау жыныстары әктас, долмит және кейде 2-10м аралығында аргилиттен
құралған КҚ-I жоғарғы карбонат қатқабаты стратиграфиялық негізде
жоғарғыподольско-гжельді түзілімдерге жатады. Қатқабат әктас, доломит,
әктасты- доломитті әртүрліліктермен және терригенді негізінде аргилитті тау
жыныстармен сипатталады. Оның жалпы қалыңдығы 250-599 м. Жату тереңдігі –
1850-2950м.
КҚ-I қатқабаты 2 объектіге бөлінген: ГМШ және СМШ бір КТ-I-1 және KҚ-
I-2. Шоғыр өлшемдері: KҚ-I-1 4,56·2,62 және KT-I-2 3,4·2,3. Кен орында
ашылған көне шөгінділер окский горизонтының карбонаты- терригенді
қалдықтары болып табылады. Бұл дәуірдің шөгінділері №4, 5, 9 ұңғымаларында
ашылған.
Әлібекмола кен орнында карбонатты массивтегі гжельско-подольский ( КҚ
-I) және каширско-веневский (КҚ-II) түзілімдерге жатады. Әлібекмола кен
орыны құрылымы бұрғылау мәліметтері бойынша КҚ-I жамылғысы,
субмеридиональды шөгуінің тектоникалық бұзылысымен сипатталады. КТ-II
жамылғысының төмеңгі карбонатты қалыңдығы –оң және сол локальді жүйенің
күрделенуіне брахиантиклинальды қатпарының бөлшектенуіне жатадыЖыныстардың
араласу амплитудасы (солтүстіктен оңтүстікке қарай) 200м-ден 500м. жетеді.
КҚ-I және КҚ-II қатқабаттары бір-бірінен төмендегіподольді түзілімді
терригенді өнімсіз әктастан бөлінген.
КҚ-I жамылғысының қалыңдығы, КҚ-II жамылғысымен салыстырғанда,
мұнайғақанығу қалыңдығы мен мұнай қоры өлшемімен ерекшеленеді. КҚ-II
жамылғысының төменгі карбонатты қалыңдығы жоғарғы визейско- кашир дәуірінің
шөгінділеріне жатады және жасыл- cұр аргилитті, қатпаршалы әктастармен
литологиялық көрсетілген. КҚ-II жамылғысының төменгі өнімді қабатының жату
тереңдігі 2800-4500м. 6 ұңғымаға жалпы орташа қалыңдығы-535м. КҚ-II
жамылғысының қалыңдығы КҚ-I жамылғысының қалыңдығынан терригенді
төменгіподоль дәуірінің сазды шөгінділермен ажыратылады. Бұл шөгінділер
карбонатаралық қалыңдық деген атауға ие, 460м-н 738м-ге дейін өнімсіз
қабатқа өзгереді. КҚ-II-1 жамылғысының мұнайғақаныққандығының сатысы 637м
тең. Кеніштің типі қабаттық, тектоникалық экрандалған. Мұнайсулы зонасының
ұзындығы -100м-н 700м-ге дейін. КҚ-II-2 нысаны 13 ұңғыма ағынына
есептелген. 9 ұңғымада 75 ттәу. дебитке дейінгі мұнайдың кәсіптік ағыны
алынған.
КҚ-II-2 нысаны 2 мұнай кеніші бар, солтүстік және оңтүстік күмбезі.
Солтүстік күмбезінің биіктігі 108м құрайды. Өлшемдері СМШ шекарасында 3300м
төмен, 3,76*1,4км. Кеніш типі масиивті. Кеніштің оңтүстік күмбезі
айтарлықтай үлкен өлшемге ие 7,94*2,66м және мұнайғақанығуы 377м құрайды.
Кеніш типі –қабаттық, тектоникалық экрандалған. Сумұнайлы зонасы 400-ден
2,36 м дейін жетеді. КҚ-II-2 қалыңдығы мұнай қорының өлшемдері бойынша
үлкен мөлшерді құрайды.
1.2 Кен орын туралы жалпы мағлұматтар
Әлібекмола мұнай-газ кенорны әкімшілік қатынаста халықаралық
разграфканың М-40-ХХХІV бетінің шектерінде Қазақстан Республикасы Ақтөбе
облысының Мұғалжар ауданының территориясында орналасқан. Геоморфологиялық
қатынаста аудан Урал үстіртінің оңтүстік бөлігінде Урал-Эмба өзен-
аралығының бөлшектенген жазығына ұштастырылған және құрғақ өзектермен және
жыралармен әлсізадырлы бөлінген жазықтықты сипаттайды. Ауданның солтүстік-
батыс бөлігіне Құмжарған құмдары жалғасады. Ең үлкен абсолюттік биіктік
+281 ауданның орталық бөлігіне ұштастырылған, минимал белгі +160 Эмба
өзенінің алқабында бақыланады. Жобаланған мұнайды дайындау бөлігі алаңы
жайпақ-толқынды жазықта орналасқан. Жер бетінің абсолюттік белгілері 264,0-
ден 267,0 м-ге дейін ауытқиды. Жердің жалпы еңісі солтүстік-батысқа қарай.
Жобаланған мұнай құбыры трассасы төменгі жерлерде ұсақ құрғақ өзектермен
және жыралармен қиылысып, әлсіз адырлы жайпақ-толқынды жазық бойымен өтеді.
Төмендегі 1.2.1 суретте кен орынның жалпы шолу картасы көрсетілген.
Сурет 1.2.1. Әлібекмола кен орнына жалпы шолу картасы
Жазық бөлігінде диаметрі 20-50 м дейін табақ тәрізді төмендеулер
байқалады, оларда еріген және жаңбыр сулары жиналады. Трассаның жалпы еңісі
оңтүстік-шығыстан солтүстік-батысқа қарай. Жер бетінің абсолюттік белгілері
теңіз деңгейінен 182,87-ден 266,67 м-ге дейін ауытқиды.
Гидрографиялық жүйе ауданның солтүстік бөлігін ендік бағытта қиып
өтетін Эмба өзенімен сипатталады. Көктемгі су тасуы кезінде өзен жайылмасы
айтарлықтай кеңістікте еріген сулармен толады, бұл мамыр айының соңына
дейін сақталады. Эмба өзенінің суы минералданған және техникалық
мақсаттарда ғана қолдануға жарамды. Аудан шұғыл-континенталды климатпен
сипатталады: ыстық қүрғақ жаз, суық қатты қыс, үлкен тәуліктік және
мезгілдік ауа температурасының ауытқулары жазда +35° +40°С-тан қыста -33°
-45°С-қа дейін. Ең суық бескүндіктің есептік температурасы -29°С құрайды,
жылыту мезгілінің орташа температурасы -6,9°С, ұзақтылығы 197 тәулік.
Ылғалдың негізгі мөлшері қыста түседі. Олардың ортажылдық мөлшері 200 мм-
ден асуы сирек емес. Қар жамылғысы әдетте қарашаның ортасында түсіп және
наурыздың соңына дейін сақталады.
Топырақтың қату тереңдігі 1,6-1,8 м-ге жетеді. Шығыс және солтүстік-
шығыс бағыттағы күшті желдер жазда жиі аңызақ құмды борандарды, ал қыста
жиі құммен аралас қарлы борандарды туғызады. Желдің орташа жылдамдығы 5-
10мсек құрайды.
Ең жақын елді мекендер кенорнынан батысқа қарай 5 км жерде
орналасқан Жағабұлақ селосы және Жаңажол және кенорнынан батысқа қарай 45-
50 км қашықтықта тұрған Шұбаршы поселкесі болып табылады. Ең жақын темір
жол станциясы және аудан орталығы кенорнына н солтүстік-шығысқа қарай 50-
55км жерде орналасқан Эмба станциясы болып табылады. Облыс орталығы Ақтөбе
қаласына дейінгі қашықтық - 250 км. Әлібекмола кенорнының жанында Ақтөбе-
мұнайгаз ААҚ-мен өнідірілетін Жаңажол және Кеңқияқ кенорындары орналасқан.
Бұл кенорындарының мұнайлары мұнай құбырлары бойынша Орск қаласына
(Ресей Федерациясы, Орынбор обл.) магистралдың өнімөткізгішке беріледі.
Жаңажол және Кеңқияқ кен орындары облыс орталығымен тас жолмен байланысқан.
Әлібекмола кенорнында 4240 м тереңдікте палеозой, мезазой және кайнозой
шөгінділері қазылған. Тұнбалы қабық шөгінділері үш түрлі жыныс
кешендерімен: тұзасты, тұзды және тұзүсті көрсетілген.
Әлібекмола кен орнының өнеркәсіптік мұнай-газдылығы қиманың тұзасты
бөлігімен байланысты. Бұнда екі азықтық топтамалар бөлінеді: төменгі
карбонатты топтама KҚ-ІІ және жоғарғы карбонатты топтама КҚ-І, олардың
арасындағы сазды бөліктің (флюдоцпор) қалыңдығы 500-ден 670-м-ге дейін
болады. КҚ-І азықтық қалыңдығында газконденсатты шоғырды сипаттайтын бір
нысан бөлінген. Бұл шоғыр Әлібекмола құрылымының оңтүстік бөлігінде
дамыған, шомбал-қойнау қатты, жинақты, мұнайлы, газды тақиясымен
коллекторларды өткізбейтін жыныстармен бөліктік қалқалауымен және
сумұнайгазды белдемнің болуымен сипатталады. Тиімді газ қаныққан бөліктің
қалыңдығының орта өлшеулі мәні 0-ден 36,8 м-ге дейін өзгеріп, 14,0м
құрайды. Мұнай қаныққан - 42,2м орта өлшеулі мәні 20 м. Азықтық қойнауқат
бос газының баланстық қоры -1476,8 млн.м3 мұнайдікі - 19723,6мың тонна, бұл
кенорны-мұнайының барлық қорының 6,2%-н құрайды.
Кенорнының геологиялық қорының 93.8%-ы мұнай шоғырының КҚ-ІІ
карбонатты қалыңдығында жинақталған. КҚ-ІІ карбонатты қалыңдығы екі нысанға
бөлінген: I қойнауқат, жалпы қалыңдығы 149-186 м, және II қойнауқат,
қалыңдығы 299-362 м. Бұл қойнауқаттар қуаты 23-51 м аудан бойынша төзімді,
өткізбейтін жыныстардың топтамасымен бөлінген. Шоғырлар қойнауқатты,
жинақты, мұнайлы, бір ғана сумұнайлы контактысымен 3300 м белгісінде бар.
Мұнайдың негізгі шоғырында II карбонатты қалыңдықта эпизодтық түрде
мұнайдың литологиялық қауқаланған шоғырлары пайда болады.
Әлібекмола кенорны 152990,6мың тонна құрайтын айтарлықтай мұнай
қорымен сипатталады, бұл кезде мұнайдың біраз бөлігі КҚ-ІІ-І
қойнауқаттарында және КҚ-ІІ-ІІ қойнауқатының оңтүстік күмбезінде
жинақталған, олардың мөлшері сәйкесінше 64022,0 және 63036,0 мың тонна
құрайды. Әлібекмола кенорнының тексермелі пайдалану кезеңінде 8 өндіруші
ұңғыма салынуы қарастырылады. Бұл ұңғымалардың өнімі АГЗУ-ға өлшеу үшін
келіп түседі, бұдан кейін мұнайгаз қоспасы мұнайды тауарлы кемелге дейін
далындау үшін Жаңажол газ өңдеу зауытына жіберіледі. Бұл кезеңде мұнай
өндіру көлемі 222,9 мың тжыл құрайды. Алайда Жаңажол газ өңдеу зауытының
шектеулі өндірістік қуаты салдарынан, Казахойл-Ақтөбе ЖШС мұнай
дайындауды өздігінен жүргізуге және тауарлы мұнайды КазТрансОйл ЖАҚ
Ақтөбе филиалына тапсыруға шешім қабылдады.
Әлібекмола кен орнында қабатқа айдалатын агент ретінде өндірілетін
табиғи газ немесе қабат суы қолданылады. Кен орында ұңғымалардың барлығы
тік. Көлденең ұңғымаларды қолдану ұңғыма дебитін арттырғанымен, көрсетілген
зерттеулер көрсеткендей, қабаттан сұйық ағынының төмендеуіне әкеледі.
1.1.2 Стратиграфия
КҚ- II-1 объектісі.
Қазіргі уақытта объект 23 ұңғымамен өндіріледі. Жалпы орташа қалыңдығы
147м құрайды. Кен орны бойынша коллектор жергілікті орналампаған.
Геофизикалық зеттеулер бойынша зонаның ауысуы №25 ұңғы аумағы бойынша
ажыратылады. Өткізгіш коллектор-қатқабатшаларының қалыңдығы 0,6мден 15м
болса, ал 1мден 30мге дейін өзгеріп отырады. Шоғырлардың ауданы бойынша
тиімді мұнайқанығу қатқабаттары 2,2м-ден (24 ұңғыма) 68м (10 ұңғыма)
аралығында өзгереді де, орташа көрсеткіші 29,7м көрсетеді. Кеніш ауданның
оңтүстік аумағының мұнайғақанығу қалыңдығы
Сурет . КҚ-II өткізгіштік бөлігінің жамылтқысы бойынша құрылымдық карта
үлкен мәнге ие: 20,2м-ден 68 м-ге дейін, ал солтүстік аумағы 24,8м (21
ұңғыма) максималды мұнайқанығу қалыңдығын құрайды.
КҚ-II-2 объектісі.
Жалпы орташа қалыңдығы 156м құрайды. 32 ұңғымада қабат коллекторы
нығыз жыныстармен орналастырылған. Объектінің өнімді қабаттарының саны 3-
тен 26 (17, 9 ұңғыма ) дейін өзгереді. Олардың қалыңдығы 0,8-0,29м. Шоғыр
ауданының солтүстік бөлігі бойынша тиімді мұнайқанығу қатқабаттары 2,6м-ден
басталып, 45,6 м жетеді. Шоғыр ауданының оңтүстік бөлігі бойынша тиімді
мұнайқанығу қатқабаттары 0-ден (32 ұңғыма) 88м (28 ұңғыма). Орташа
көрсеткіші -61,6м.
КҚ-I объектісі.
Жалпы орташа қалыңдығы 599м.құрайды. Объектінің өнімді қабаттарының
саны 7-ден 38 дейін барады. Олардың қалыңдығы 0,4м-27,8 м. (22 ұңғыма).
Геофизикалық мәліметтер бойынша КҚ-I қалыңдығы №5, 9 ұңғымалар аралығында 6
және 8 коллектор қатқабатшалардан тұратын 1м-ден 10,8м қалыңдығымен
ажыратылады. Кеніш аудан бойынша КҚ-I-1 және КҚ-I-2 нысандарының
газғақанығу қалыңдығы 17,6м-ден 36,4м-ге дейін өзгер3п отырады. Шоғыр
ауданының бойынша тиімді мұнайқанығу қатқабаттары 2,8м-ден 32,6 м
аралығында өзгереді.
Жүргізілген зерттеулер нәтижесінде өнімді қабаттардың
литологопетрографиялық сипаттамасы, олардың орташа кеуектілігі мен
өткізгіштігі, кеуектілікті анықтаудың ең тиімді геофизикалық әдісі, сумен
мұнайды ығыстыру коэфициенті және айдау мен қабат суының сыйымдылық
қасиеттері анықталады. Зерттеудің берілгендері бойынша өнімді қабаттар (КҚ-
II-1 және КҚ-II-2) әктастан, доломит, саз және кейде конгломерат
қабаттарынан тұрады. Мұнай коллекторлары ретінде әктас пен доломит
кездеседі. Әктастар сұр- сарғылт түсті, біртексіз кеуекті, жарғышақты болып
келеді. Кернді зерттеу нәтижесінде кеуектілік пен өткізгіштің орташа мәндер
алынды: КҚ-I қабаты бойынша орташа көлемдік сипаттамасы 0,122, орташа
өткізгіштік – 0,11 мкм2, КҚ-II-1 бойынша 0,111 және 0,008 мкм2, КҚ-II-2
қабат бойынша -0,11 мкм2 және 0,0105мкм2. Ең тиімді литологиялық құрылымға
КҚ-II-2 объектісі сай келеді. КТ-II-1 объектісіне қарағанда құмдылықтың
жоғары коэффициентіне ие. Сонымен қатар KҚ-II-2 объектісі үлкен бөліну
коэффициентімен сипатталады.
КҚ-II-1 объектісі
Шоғырдың оңтүстік бөлігінің ұңғымалары ең жоғары бөліну коэффициентіне
ие. Осы бөлікте бөліну коэффициенті 17-ден 31-ге дейін өзгереді. Қалған
бөліктерде бұл көрсеткіш 1-ден 12-ге дейін. Сонымен қатар бұл аймақтың
ұңғымалардың құмдылық коэффициенті 0,39-дан 0,59 дейін жетеді. Мұнаймен
қанығудың ең жоғарғы мәні орталық бөлікте байқалады және 4 м дейін барады.
Жалпы орташа тиімді қабат қалыңдығы 3м шамасында болады.
КҚ-II-2 объектісі.
Жиі кездесетін өнімді қабаттардың қалыңдығы 0,2м, 2-4 литр, ал 4-6м
қалыңдықтар кейде ғана кездеседі де, 6м қалыңдықтар бірегей болып келеді.
6м-ге дейінгі қалыңдықты қабаттарда мұнай қорының 87,3% кездеседі. Ең
қуатты өнімді қабаттарда 6-14м. Мұнайдың тек 12,7% ғана кездеседі. 2-4м
қалыңдықтарда -47,3%, 4-6м қалыңдықтарда – 25%, 2м-ден кем қалыңдықтарда
-15%, 6-14м қалыңдықтарда -12,7%.
1.3 Тектоника
Осы жұмыс өнімді қабаттың жыныс-коллекторларының параметрлерінің
орташа шамалары біріншіден, 1994 жылы орындалған мұнай мен газдың
қорларының және басқа компоненттердің есептеулері деректері негізінде,
екіншіден, №51, 52 ұңғылар бойынша коллектордың қасиеттерін анықтау
нәтижелерін есептей отырып, алынды. Көрсетілген сважиналарды бұрғылау
процесінде кеуектілікке 454, өткізгіштікке 445үлгісі талқыланған керннің
жоғары алынуы қамтамасыз етілді. Оның ішінде 144 және 139 үлгісі
коллекторлық қасиеттердің кондициялық мағынасымен.
Жоғарыда аталған мұнай мен газдың қорларының және басқа
компоненттердің есептеулері кезінде өнімді қабаттардың тас материалдармен
сипатталуы төмен мөлшерде болып отыр. КҚ-І қабатының кернмен айқындалуы
1,9%, КҚ-ІІ-1 қабатының - 5,5% және КҚ-ІІ-2 қабатының - 6,5%.
№51, 52 ұңғылар бойынша мол керннің талдану нәтижелері өнімді
қабаттардың литолого-петрографиялық сипаттамасы туралы қосымша ақпарат
алуға, кеуектілік пен өткізгіштіктің орташа шамасын дәлдеуге, кеуектіліктің
есебін жасайтын геофизикалық әдісті таңдауға,сумен мұнайды ығыстырып шығару
коэффициентін анықтауға және құйылған судың қабат суымен және коллектор-
жыныстармен үйлесімділігін бағалауға мүмкіндік береді.
КҚ-ІІ-1 және КҚ-ІІ-2 өнімді қалыңдықтары № 51,52 ұңғылардағы кернді
зерттеу деректері бойынша әк тас пен доломиттің, саздың, анда-санда
конгломераттың қабаттарымен жасалған. Мұнайдың коллекторлары ретінде әк
тастар мен доломиттер қызмет етеді.
Әк тастар сұр түсті, мұнайға қаныққандықтан сарғыш түсті, жеңіл мұнай
иісімен, біркелкі емес кеуекті, жарықшақты және стилолитизделген, кей
қабата кремнийленген және доломиттелген. Әк тастың микроқұрылымы
органогенді-сынықты, биоморфты, органогенді-детритті, оолитті, кристалды.
Органогенді қалдықтар, түзуші жыныстар фораминиферлер, балдырлар,
криноидтер, кораллдардың мүшелерінің және басқалардың қаңқаларымен
көрсетілген. Қалдықтардың мөлшерлері 0,1-5мм аралығында, микрофаунаныкы – 5-
10см аралығында. Қалдықтар крустификациялық жиектермен бірнеше қабат болып
өсіп, оолиттік құрылымдарға және оолиттік әк тастарға айналады. Кейде
оолиттердің ортасында кальциттің сферолиттері болады.
Түйісу, кеуекті, крустификациялы, регенерациялы типті цементтер
жіңішке және ұсақкристалды кальцитпен, кейде ангидритпен берілген. Қалыптық
қалдықтар аралығында ашық кеуектер бар, ұсақ каверналар құрылу арқылы
күрделенген. Кеуектер көбіне жіңішке каналдармен жалғастырылған.
Жарықшақтық жыныстардың тығыз қабаттарына ұштастырылған. Ашық
жарықшақтар тегіс емес, аз иректелген, қалыпты қалдықтарды жанаушы,
литогенетикалық, 5-30мкм ашылған, кейде күрделенген, 30 градус бұрышта
немесе жыныстардың қабатталуына параллель орналасқан. Көлденең жарықшақтар
ықтырма түрде бір-бірінен 0,5-5 см аралығында орналасқан. Жарлары тегіс
емес, тотыққан мұнай жағылған. Көлденеңінен орналасқан ашық жарықшақтар аз
кездеседі. Олар тік, тектоникалық текті болуы мүмкін қалыптық элементтерді
кесіп өтеді.
Стилолиттік тігістер жыныстардың қатпарлануына параллель, кейде 30
және 90градус бұрышпен орналасқан, сазды-органикалық затпен толтырылған,
тістерінің жоғарғы жақтарында сілтіден айыру кеуектері кездеседі, кейде
оларға параллель орналасқан ашық ұсақ жарықшақтармен кездеседі.
Доломиттер ұсақ кристалды, туынды, пелиттік материалмен лайланған
ромбоэдрикалық және формасы дұрыс емес кристаллдармен құрылған. Сілтіден
айыру және доломиттік типтес тегіс емес кеуекті. Кеуек формасы бұрышты,
дұрыс емес, кей бөлігі дөңгелетілген. Кеуек мөлшері 0,02-0,35 мм.
Объект бойынша шлифтердің саны 15-тен кем болмауы керек, орташа шамаға
жарықшақсыз шлифтер де алынады. Мұнда барлық шарттар орындалмаған, себебі
кеуекті жыныстардан үлкен шлифтер жасалмаған. Жұмыс барысында жарықшақтың
ұзындығы штуф бойынша алынған, жарықшақтың диаметрінің шамасына шлифтер
бойынша ашықтықтар алынған.
Жоғарыда айтылғандай, жарықшақтық жыныстардың қатты қабаттарына
ұштастырылған. Мұндай жыныстарға коллектордың кеуекті-жарықшақты типі
келеді. Тиімді қабаттарда жарықшақтар жоқ, сілтіден айыру кеуектері бар
және кеуекті типті коллектор бар.
Барлық өнімді қабаттар бойынша кеуектіліктің 1327, өткізгіштіктің 1053
анықтамалары жасалды, оның ішінде осыған сәйкес 301 және 191 анықтама
коллектор-мұнайға қаныққан жыныстарды сипаттайды. Осында №51,52 ұңғылар
бойынша үлгілер де кіреді.
Керннің кондициялық зерттеулерінің деректері бойынша кеуектілік пен
өткізгіштіктің орташа шамалары есептелген, әсіресе мұнаймен қаныққан және
сумен қаныққан жыныстар, сонымен қатар қабаттар бойынша дифференциалды.
Нәтижесінде КҚ-І қабаты бойынша сыйымдылық сипатының орташа шамасы
0,122-ге тең болды (197 анықтама), орташа өткізгіштік – 0,0176мкм2 (15
анықтама), КҚ-ІІ-1 қабаты бойынша осыған сәйкес 0,111 (83 анықтама) және
0,008 мкм2 (43 анықтама), КҚ-ІІ-2 қабаты бойынша 0,11 (197 анықтама) және
0,0105 мкм2 (133 анықтама).
Кеуектіліктің төменгі шегі ретінде КҚ-І-1, КҚ-ІІ-1 және КҚ-ІІ-2
қабаттарының тіліктерінің мұнаймен қаныққан бөліктері үшін мұнда осы
жұмыста негізделген оның 0,0075-ке тең шамасы алынды. Өткізгіштіктің
төменгі шег 0,00042 км2 –ге тең. КҚ-І қабатының кеуектілігінің шектік
шамасы газ бөлігі бойынша көрсетілген жұмыста қорлар (Қарашығанақ,
Астрахан, Қожасай) бекіткен карбонатты өнімді резервуарларға сәйкс 0,06%-ке
тең қылып алынды.
КТ-ІІ-1 кешені
Кеніштің оңтүстік жағында орналасқан ұңғылар тарамдаудың (31-ге дейін)
үлкен коэффициентімен сипатталады. Кеніштің бұл бөлігінде тарамдау
коэффициенті 17-31 аралығында өзгереді. Кеніштің басқа бөліктерінде
коэффициент 1-ден 12-ге дейін өзгереді. Кейбір ұңғылар бойынша
ақпараттардың жоқтығы салдарынан есептеулер жүргізілмеген.
0,39-0,59 шамасындағы құмдық коэффициент тарамдаудың ең жоғарғы
коэффициенті бар оңтүстік бөлік ұңғыларына тән.
Кеніштің солтүстік бөлігіндегі бір ұңғыда құмдық коэффициент 1-ге тең,
бірақ бұл ұңғыда бір аз қуатты өткізгіш қабатша бар. Кеніштің басқа
бөлігінде құмдық коэффициенті 0,07-0,26 аралығында өзгереді. Кеніштің орта
бөлігінде ең үлкені 4 м қалыңдықтар байқалады. Кеніш бойынша орта тиімді
қалыңдық 3 м-ге жетеді.
КҚ-ІІ-2 кешені
Кешен кеніштің оңтүстік ұңғылар (3 ұңғы) бойынша тарамдаудың үлкен
коэффициенті 26-ға дейін жететіндігімен сипатталады. Басқа ұңғыларда
коэффициенттер 1-18 аралығында өзгереді.
1.4 Мұнайгаздылығы
КҚ-I обьектісі
Әлібекмола кен орнының мұнай мен газдың физика-химиялық қасиеттері
Гиповостокнефть институты жасаған зерттеген негізгі жүзеге асырылды. №5,
19, 12 ұңғымаларына үш тереңдік және үш беттік сынама жасалған. Зерттеу
қорытындысы бойынша қабат мұнайының тығыздығы 794,0 кгм3,қабат
температурасында мұнайдың газбен қанығу қысымы 14,56МПа, қабат мұнайын
біркелкі газсыздандырғанда газдың мұнайдағы құрамы 89,1м3т, қабат
мұнайының динамикалық тұтқырлығы 2,90мПа*с.
Газсыздандырғаннан кейін жұмыс жағдайындағы мұнай тығыздығы 865,9
кгм3, газдың мұнайдағы құрамы 81,6 м3т, көлемдік коэффициенті 1,168,
газсыздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 20,47 мПа*с.
Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай жоғары күкіртті ( күкірт мөлшері
2,12%), шайырлы (12,36%), жоғары парафинды (13,58%). 300°С дейін айдау
кезінде ашық фракциялырдың көлемдік бөлінуі -43%.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан
бөлінген газ қоспасы компоненттерінің мольдік құрамы: күкіртсутек 0,71%,
азот- 0,41%, метан- 78,50%, этан-11,80%, пропан-5,23%, жоғары
көмірсутектер( пропан+ жоғары) 8,38%, гелий-0,011%. Ауа бойынша
салыстырмалы тығыздығы – 0,724.
Кесте 1.4.1
КТ-I нысанының сипаттамасы
Қалыңдығы Аталуы КТ-I-1 КТ-I-2
Жалпы Орташа,м 57,8 244,6
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 33,4-92 74,9-412,6
Мұнайға Орташа,м 40,6 25,5
-қанығуы
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 17,4-57,4 9,4-44
Суғақанығуы Орташа,м 29,2 276,3
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 29,2 203,2-368,6
Газғақанығуы Орташа,м - -
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м - -
Тиімділігі Орташа,м 53,9 74,9
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 28-79,8 74,9
Мұнайға Орташа,м 17,9 62,4
-қанығуы
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 2,8-34,4 36,4-104,8
Суғақанығуы Орташа,м 6,4 52,6
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 6,4 52,6
Газғақанығуы Орташа,м 17,6 36.4
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 17,6 36,4
КҚ-II-1 нысаны
2002 жылы 26, 28, 51 және 52 ұңғымаларынан сынама алынды. Зерттеулер
мен есептеулер нәтижесінде қабат мұнайының тығыздығы 667,0кмм3, қабат
қысымы мұнайдың газбен қанығу температурасы 24,47МПа, газ құрамы 276,4м3т,
қабат мұнайының динамикалық тұтқырлығы 0,51 МПа·с екені анықталды.
Газсыздандырғаннан кейін жұмыс жағдайындағы мұнай тығыздығы
827,2кгм3, газдың мұнайдағы құрамы 242,7м3т, көлемдік коэффициенті 1,524,
газсыздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 4,67мПа·с.
Тауарлы сипаттамасына қарай мұнай күкіртті (массалық күкірт құрамы
0,81%), аз шайырлы (2,66%), аз парафинді (1,25%). 300°С дейін ашық
фракциялардың көлемдік бөлінуі -60%. Жұмыс жағдайында диффракциялық
газсыздану кезінде мұнайдан бөлінген газ қоспасының мольдік құрамы
күкіртсутек 1,36 %, азот 1,34%, метан 74,95%, этан 8,94%, пропан 6,57%,
жоғары көмірсутектер (пропан+жоғары) 12,59%, гелий 0,031%.
Кесте 1.4.2
КТ-II-1 нысанының сипаттамасы
Қалыңдығы Аталуы №6ұңғ.аумағының Тұтас қабат
қабат зонасы бойынша
Жалпы Орташа,м 55,8 146,8
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 55,5-56,2 72,4-355,2
Мұнайға Орташа,м 55,8 130,2
-қанығуы
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 55,5-56,2 2,2-263,0
Суғақанығуы Орташа,м 43,4
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 5-116,4
Газғақанығуы Орташа,м
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м
Тиімділігі Орташа,м 7,0 27,4
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 2,4-11,6 2,2-68
Мұнайға Орташа,м 7,0 29,7
-қанығуы
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 2,4-11,6 2,2-68
Суғақанығуы Орташа,м 14,1
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 3,4-33
Газғақанығуы Орташа,м
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м
КТ-II-2 нысаны
№4,5,9,10, 26 ұңғымаларынан сынама алынды. Зерттеулер мен есептеулер
нәтижесінде қабат мұнайының тығыздығы 679,0кмм3, қабат қысымы мұнайдың
газбен қанығу температурасы 24,45МПа, газ құрамы 272,3м3т, қабат мұнайының
динамикалық тұтқырлығы 0,4МПа*с екені анықталды.
Газсыздандырғаннан кейін жұмыс жағдайындағы мұнай тығыздығы
826,9кгм3, газдың мұнайдағы құрамы 241,2м3т, көлемдік коэффициенті 1,507,
газсыздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 4,38мПа·с. Тауарлы
сипаттамасына қарай мұнай күкіртті (массалық күкірт құрамы 1,21%), аз
шайырлы (4,59%), аз парафинді (1,35%). 300°С дейін ашық фракциялардың
көлемдік бөлінуі -58%.
Жұмыс жағдайында диффракциялық газсыздану кезінде мұнайдан бөлінген
газ қоспасының мольдік құрамы күкіртсутек 1,90 %, азот 1,27%, метан 69,50%,
этан 12,16%, пропан 8,22%, жоғары көмірсутектер (пропан+жоғары) 13,91%,
гелий 0,034%. Газдың ауаға салыстырғандағы тығыздығы 0,783.
Кесте 1.4.3
КТ-II-2 нысанының сипаттамасы
Қалыңдығы Аталуы Қабат зонасы Тұтас
қабат
бойынша
№6 оңтүстіксолтүст.
ұңғыма күмбез Күмбез
Жалпы Орташа,м 3,8 185,2 117,5 156,3
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 3,8 95,5-23644,2-1673,8-236,8
,8 ,9
Мұнайға Орташа,м 3,8 172,7 81,2 138,6
-қанығуы
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 3,8 117,9-222,6-155 2,6-224,8
4,8
Суғақанығуы Орташа,м - 100,7 68,8 86,6
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м - 46,8-13912,2-11312,2-139,
,5 ,7 5
Газғақанығуы Орташа,м - - - -
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м - - - -
Тиімділігі Орташа,м 3,8 65,4 21,3 49,7
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 3,8 0-88 8,8-52,83,8-88
Мұнайға Орташа,м 3,8 61,6 20,8 44,3
-қанығуы
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 3,8 0-88 2,6-45,62,6-88
Суғақанығуы Орташа,м - 38,8 8,8 25,2
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м - 0-83 7,0-10,84,8-83
Газғақанығуы Орташа,м - - -
-
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м - - - -
Жүргізілген зерттеулер нәтижесінде КТ-I объектісінің судың
минерализациясы 111,6 – 140,0 гл. Стандартты жағдайда тығыздығы 1080 – ден
1100кгм3 аралығында өзгереді, ортаның рн 6,2–6,7. Су жоғарыметаморфты,
метаморфталу коэфициенті 0,83 – 0,90. Су хлоркальцийлі түрге жатады.
Құрамында 3,4 – 5,3 гл кальции ионы, 0,75 – 2,5 гл сульфат, 200 мгл
шамасында бром, 18-55гл йод, 106-537гл стронций бар.
Қабат жағдайында (40%) тұтқырлық 0,9 мПа* с , көлемдік коэфициент
1,005. 1994 жылы иод пен стронцийдің кәсіпшілік игерілуі үшін судың қоры
бағаланады. Зерттеудің нәтижесінде 4006 мың тонна, иод және 69478 мың тонна
стронции бар екені анықталады.
1.5 Мұнай, газ, конденсат және судың қасиеттері мен құрамы
Әлібекмола кен орнының мұнайы мен газының физикалық-химиялық
қасиеттері “Гипрошығысмұнай” (“Гипровостокнефть”) институты орындаған
тереңдіктегі және бет жағындағы сынаулар зерттеулері нәтижелері бойынша
анықталған. 2002 жылы тереңдік сынаулар №№26, 28, 51, 52 ұңғылардан
алынған.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері 2.3.1.-2.3.12. кестелерінде және
2.1.-2.12. суреттерінде берілген. №5,19,12 ұңғылардан үш тереңдікті және үш
бет жақты сынаулар зерттелген. Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері бойынша
қабатты мұнайдың тығыздығы 794,0кгм3, қабат температурасы кезінде мұнайды
газбен қанықтыру қысымы 14,56 МПа, қабатты мұнайды газсыздандыру кезіндегі
газдық құрамы 89,1 м3т, қабатты мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 2,90
МПа·с.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандырудан соң мұнайдың
тығыздығы 865,9кгм3, газдық құрамы 81,9м3т, көлемдік коэффициент 1,168,
динамикалық тұтқырлығы 20,47МПа·с.
Тауарлық сипаттама бойынша мұнай жоғарғы күкіртті (күкірттің массалық
құрамы 2,12%), шайырлы (12,36%), жоғарғы парафинді (13,58%). 300 С дейін
қуу (разгонка) кезіндегі ақшыл фракциялардың көлемді шығымы - 43%. Жұмыс
жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан бөлінген газдың
қоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртті сутегі – 0,71%, азот
0,41 %, метан 78,50 %, этан 11,80 %, пропан 5,23 %, жоғарғы көмірсутегі
(пропан + жоғарғы) 8,38 %, гелий 0,011 %.
Ауа бойынша газдың салыстырмалы тығыздығы 0,724.
Мұнай мен газдың физикалық-химиялық қасиеттері №28, 51, 52 ұңғылардан
үш тереңдікті және үш бет жақты сынаулар зерттеулерінің деректері бойынша
қабылданған.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері бойынша қабатты мұнайдың
тығыздығы 667,0кгм3, қабат температурасы кезінде мұнайды газбен қанықтыру
қысымы 24,47 МПа, қабатты мұнайды газсыздандыру кезіндегі газдық құрамы
276,4 м3т, қабатты мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,51 мПа.с. Жұмыс
жағдайында дифференциалды газсыздандырудан соң мұнайдың тығыздығы
827,2кгм3, газдық құрамы 242,7м3т,көлемдік коэффициент 1,524, динамикалық
тұтқырлығы 4,67мПа.с. Тауарлық сипаттама бойынша мұнай күкіртті (күкірттің
массалық құрамы 0,81%), аз шайырлы (2,66%), аз парафинді (1,25%). 300 С
дейін қуу (разгонка) кезіндегі ақшыл фракциялардың көлемді шығымы - 60%.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан
бөлінген газдың қоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртті
сутегі – 1,36%, азот 1,34 %, метан 74,95 %, этан 8,94 %, пропан 6,57 %,
жоғарғы көмірсутегі (пропан + жоғарғы) 12,59 %, гелий 0,031 %. Ауа бойынша
газдың салыстырмалы тығыздығы 0,783. Мұнай мен газдың параметрлері №№ 4,
5, 9, 10, 26 ұңғылардан бес тереңдікті және бес бет жақты сынаулар
зерттеулерінің деректері бойынша қабылданған.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері бойынша қабатты мұнайдың
тығыздығы 679,0кгм3, қабат температурасы кезінде мұнайды газбен қанықтыру
қысымы 24,45МПа, қабатты мұнайды газсыздандыру кезіндегі газдық құрамы
272,3м3т, қабатты мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,40МПа.с. Жұмыс
жағдайында дифференциалды газсыздандырудан соң мұнайдың тығыздығы
826,9кгм3, газдық құрамы 241,2м3т,көлемдік коэффициент 1,507, динамикалық
тұтқырлығы 4,38МПа·с. Тауарлық сипаттама бойынша мұнай күкіртті (күкірттің
массалық құрамы 1,21%), аз шайырлы (4,59%), аз парафинді (1,35%). 300 С
дейін қуу (разгонка) кезіндегі ақшыл фракциялардың көлемді шығымы - 58%.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан бөлінген
газдың қоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртті сутегі –
1,90%, азот 1,27 %, метан 69,50 %, этан 12,16 %, пропан 8,22 %, жоғарғы
көмірсутегі (пропан + жоғарғы) 13,91 %, гелий 0,034 %. Ауа бойынша газдың
салыстырмалы тығыздығы 0,783.
1.6 Мұнай және газ қорлары
01.01.05 ж Әлібекмола кен орны 29 ұңғыма бұрғыланған. 1994 ж. (№21
протокол) мұнай, газ, конденсат қоры (С1 категория бойынша) құрайды:
Мұнайдың баланстық қоры – 127427,6 мың.т;
Мұнайдың алынатын қоры – 54119,2 мың.т;
С2 категория бойынша:
Баланстық -2054,3 мың.т;
Алынатын-930,3 мың.т;
Еркін газдың алынатын қоры- 655 млн.м3;
Газокондансаттың баланстық қоры- 22 мың.т;
Алынатын қоры- 13 мың.т.
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
Барлау ұңғымаларын ашу мен қысқа уақытта пайдалану кезінде үлкен
көлемді зерттеу жұмыстары жүргізілді. Мұнай газдылықтың үлкен көлемділігіне
байланысты КҚ-I және KҚ-II объектілеріндегі шоғырлардың табаны мен
дөңесіндегі қабат қысымы өзгеріп отырады. KҚ-I дөңесіндегі қысым-
19,7МПа,табанында -20,7МПа, КҚ-II дөңесіндегі – 29,6 МПа, табанында
-36,0МПа.
Қабат қысымының бастапқы орташа қысымы КҚ-I-19,9МПа, КҚ-II-1-33,5 МПа
және KҚ-II-2-34,8МПа. Ұңғымаларды сынамалау жалпы белгіленген методикаға
сай жүргізілді: объектілерді ашу, ағынды шақыру, гидродинамикалық зерттеу
жұмыстарын жүргізу, басу және изоляциялық жұмыстарды жүргізу.
Өндіру горизонттарын ашу 1метрге (жіберу метрі) 12-15 тесік жасау
негізінде ПКС -80, ПКС-89, ППК-89 кумулятивті перфораторлар көмегімен
жүзеге асырылды. Сынама кезінде 73мм-лі сорапты компрессорлы құбырлар
қолданылды. Ағынды шақыру қабатта депрессияны тудыру мақсатымен түп қысымын
төмендету жолымен жүзеге асырылды. Негізінен бұл бұрғылау ерітіндісін суға,
кей жағдайда аэризация жүргізумен мұнайға ауыстыру негізінде жасалды. КҚ-II
горизонтының сыналған қабаттары арасында мінездемесі мен құрамы бойынша 46
фонтанды (соның ішінде 42 мұнайгазды, 4 мұнайлы), 2 фонтанды емес. Мұнайдың
фонтанды ағынын алу кезінде нақты фильтрациялық қасиеттерді қалпына келтіру
мақсатында фонтанды жұмыс арқылы ұңғымаларды тазалау жүргізілді.
Ұңғымаларды тазалаудан кейін фильтрацияның стационарлы және стайионарлы
емес режимінде зерттеулер жүргізілді. Зерттеулер ұзақтығы 10-нан 507 сағат
4-5 режиміндегі ағымның тұрақталуына дейін ұңғымаларды өңдеуден тұрады.
Барлық ұңғымалар мен барлық режимдегі қабат және түп қысымы МГН түпті
манометрлер мен Кастер фирмасының манометрлерімен өлшенеді. Тау
жыныстардың нақты өнімділігін көбейту және ағымның интенсификациялануы үшін
тұзды-қышқылды өңдеулер, ванналар, қосымша перфорациялар жасалды.
Жалпы бұл жұмыстар тиімді болып, ал бөлек жағдайларда өңдеуден кейін
ұңғымалар дебиті 10есеге дейін артты. Газоконденсатты және мұнайгазды
объектілерді зерттеулер Порта-Тест газосепараторлы қондырғылар арқылы
жасалды. КТ-I объектінің газоконденсатты қоспалар дебиті 3 мм-лі штуцерде
22,397 мың м3с-нан, 7мм-лі штуцерлерде 76,044 м3c-нан, сепарациялық газ
дебиті-сәйкесінше 22,063тен 75,558мың м3с. Фонтанды объектілерінің мұнай
дебиттері 12 ұңғымадағы 3мм штуцерлі қабат қысымының депрессиясы 31,5% -
тегі 4,4м3с–нан 9ұңғымадағы 7мм штуцерлі қабат қысымының депрессиясы
38,5%-тегі 74,1м3с дейін өзгереді, ілеспе газ дебиті сәйкесінше 0,722-ден
7,045мын.м3с дейін ,қабат қысымынан түптегі депрессия 10,54-тен 38,46%
дейін, өнімділік коэффициенті 1,101-ден 11,961м3(тәу.МПа) дейін өзгереді.
Егер кен орынның оңтүстік аймағындағы барлау ұңғымаларының дебиті
максималды 259м3с , 6,4 МПа депрессия кезінде (10,8 ұңғыма) болса, ал кен
орынның орталық бөлігінде 12МПа депрессия 65м3с тан аспайды, (9 ұңғыма)
және тек қана бір ұңғыма (П-4 ұңғыма ) 13МПа депрессияға дейін 90м3с
дебит береді.
Кен орынның солтүстік бөлігі аз дебитті ұңғымалармен депрессиясы 10МПа
дейінгі кезінде 2м3сті дебитімен сипатталады. Сонымен KҚ-II-1
горизонтының объектілері бойынша мұнай дебиті 15ұңғымада 3мм штуцерде 0,3
м3с 10 ұңғымадағы 10мм штуцердегі 259м3с диапазонында өзгереді. Газ
дебитінің минималды көрсеткіші 16 ұңғымадағы 3мм штуцердегі 0,025 мың м3с
, ал максималды көрсеткіші 56,271мың м3с құрады. (10 ұңғыма, dшт=10мм). KҚ-
II-2 горизонтының объектілері бойынша мұнай дебиті 21 ұңғымадағы 3мм
штуцердегі 0,2 м3с –тан П-4 ұңғымадағы 7мм штуцердегі 36,6% депрессиясы
кезіндегі 90 м3с диапазонында өзгереді. Ілеспе газ дебиті сәйкесінше 0,04
тен – 21,335 мың м3с өзгереді. Өндірудің әр варианттары үшін технологиялық
көрсеткіштер 3 өлшемді компьютерлік модельдеу арқылы жасалған. Ең жоғарғы
технологиялық көрсеткіштер КҚ-II жеке объект ретінде пайдаланғанда жүзеге
асады.
Суды айдау 2004 жылдан басталуы тиіс. Барлық айдау ұңғылары бойынша
қабылдау қасиеттерін арттыру мақсатында келесі шаралар жүргізіледі: тұзды
қышқылды өңдеу, қабатты қышқылды гидрожару, перфорация, Полисил
технологиясы бойынша өңдеу. Сонымен қатар, суды айдау 15МПа қысымда жүзеге
асады. Қабат қысымын ұстап тұру жағдайында ұңғылардың фонтанды ұзақ уақытқа
созылуы мүмкін, ал фонтандаудың тоқтатылуы өндірілетін өнімнің сулануына
байланысты болады. Есептеулер көрсеткендей, мұнайды жинау жүйесінде қысым
2МПа аспаса және ұңғымалардың өнімділігін арттыру мақсатында түп аймаққа
әсер ету комплексі жүзеге асырылса ұңғымалар 12-14жыл фонтандауы мүмкін.
Фонтандау тоқтатылғаннан кейін ұңғыларды пайдалану винттік сораптар арқылы
немесе газлифтілі тәсіл арқылы пайдалануға болады. Әр вариант бойынша
ұңғыламаларды бұрғылау 4 бұрғылау станоктарымен жүргізіледі. Бұрғылау
оңтүстік аймақтың орталық бөлігінен жасталы, 2-і солтүстікке және 2-і
оңтүстікке бағытталады. Барлық ұңғымалар тік бұрғыланады.
Техникалық есепке сай КҚ-II мұнай шоғыры үшін қабат қысымын ұстап тұру
вариант ретінде өндірілетін ілеспе газды қайтадан қабатқа айдау әдісі
ұсынылды. Бірақ компьютерлік модельдеу көрсеткендей, тек ғана ілеспе газды
айдау шоғырлардағы қабат қысымының төмендеуіне әкеледі, мұның өзі КҚ-II
бойынша мұнай дебитінің төмендеуіне әкеп соқтырады. Сондықтан бұл вариант
КҚ-II үшін тиімсіз екенін көрсетті.
Сол себептен ілеспе газды қайтару варианттары тек қана КҚ-1
объектілерінде, ал КҚ-II-2 объектісінде су айдау әдісін қолданған жөн
екенін көрсетті. Бірақ компьютерлік модельдеу көрсеткендей, КҚ-II-1
объектісіне су айдау әдісі газ айдау әдісіне қарағанда әлдеқайда тиімді
екенін көрсетті.
2.2.1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау
KҚ-II шоғырын пайдалану 26 және 28 ұңғымаларды пайдалануға қосқанда,
яғни 2001жылдың қаңтарында №51 ұңғыма, ал 2002 жылдың мамырында №52
ұңғыма сынама пайдалануға берілді. Бұл ұңғымалардың сипаттамасы 3.2.1-
кестесінде көрсетілген. Кестеде көрсетілгендей 26, 51,52 ұңғымалар бойынша
жоғары қабат қысымдарымен сипатталады, ал 28 ұңғыма бойынша қабат қысымы
төмендеуін көрсетеді. Бұл келтірілген ұңғыма аймағында коллекторлардың
қасиеттерінің нашарлауымен түсіндіріледі. Барлық ұңғымалар бойынша түптік
қысым қанығу қысымынан жоғары болады, яғни қабаттағы мұнайдың газсыздануы
бұл ұңғымалар аймағында жүрмейді. Ұңғымалардың өнімділік коэффициенті 7-ден
35м3тәу. диапазонында өзгереді.
01.09.2004 мерзіміне дейін кен орнында 48 ұңғы бұрғыланған. Пайдалану,
өндіру және жұмыс істеп тұрған қоры – 25 ұңғы (№ 10, 26, 27, 28, 51, 52,
53, 55, 56, 58, 61, 62, 64, 113, 115, 116, 118, 119, 136, 141, 142, 204,
207, 210, 211). № 54 бір ұңғы айдау қорына ауыстырылды. №10, 27 ұңғылар
пайдалануға консервациядан соң енгізілді. Геологиялық себептерге байланысты
22 барлау ұңғылары жойылған (№ 4П, 5, 6, 7, 8, 9, 11, 12, 14, 15, 16, 17,
18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 32). 3 ұңғы меңгеруде: № 8, 109, 121. 2
ұңғы бұрғылануда: № 135, 143.
2001 ж. пайдалануға 2 ұңғы: №26, 28 енгізілді, жылдық мұнай өндіру
көлемі 3280,6т болды. Орта тәуліктік шығым 15,11 ттәул. 2002 ж.
пайдалануға 4 ұңғы (№51, 52, 53, 54) енгізілді және 6 ұңғы бойынша жылдық
мұнай өндіру көлемі 120,11мыңт. құрады. Орта тәуліктік шығым 173,1ттәул.
2003 ж. пайдалануға 60 ұңғыма енгізілді (№ 55, 56, 58, 115, 204, 210).
01.01.2004 ж. күніне пайдалану ұңғыларының қоры 12 ұңғы болды және жылдық
мұнай өндіру көлемі 418,31мың т. құрады. Орта тәуліктік шығым 173,1ттәул.
Әлібекмола құрылымының солтүстік күмбезінің мұнайлығын одан әрі барлау
үшін және коллекторлардың литология-физикалық қасаиеттерін нақтырақ нықтау
үшін 61 және 64 бағалау ұңғылары бұрғыланған (25.12.2002 ж. ЦКР №20
хаттамасына сәйкес).
2003 ж. Granherne және CBS мамандарымен жүргізілген сейсмобарлау
зерттеулерін қайтадан интерпретациялауының нәтижесінде 61, 64 бағалау
ұңғыларының орналасу жері жобалық орналасу орнына қатысты нақтылып
анықталды (18.06.2003 ж. №77 хаттама).
Оңтүстік күмбезде жаңа ұңғылардың орналасу жері түзетілген жоқ және
жоблық орынға сәйкес келеді, яғни орналасу торының тығыздығы 42,16 гаұңғы.
Жаңа ұңғылардың құрылысы күмбездің орталық бөлігінен бастап шет жағына
қарай жүргізілуде, бұл технологиялық схеманы іске асыру ойына сәйкес
келеді.
2004 жылдың сегіз айында пайдалануға қосымша 14 ұңғы енгізілді (№№ 10,
27, 61, 62, 64, 113, 116, 118, 119, 136, 141, 142, 207, 211). Технологиялық
схемамен 2004 жылы кен орынның оңтүстік бөлігінде 20 ұңғыны (15 өндіру және
5 айдау ұңғысы) бұрғылау және іске қосу қарастырылған. № 61, 64 ұңғылар кен
орынның солтүстік күмбезінде бұрғыланған. 01.09.2004ж. (8 ай ішінде) 25
ұңғы бойынша мұнай өндіру 574,342мың т. болды, бұл жобалық деңгейдің 38 %-н
(жобалық мұнай өндіру көлемі кен орынның оңтүстік бөлігі бойынша 1477,2мың
т.) құрайды. Игерудің басынан 01.09.2004 ж. дейін кен орын бойынша
1116,047мың т. өндірілді, бұл жобалық деңгейдің (1999мың т.) 55,8%-н
құрайды.
01.09.2004 ж. күні кен орын бойынша мұнайдың қалдық оры 52138,9 мың т.
құрады. 01.09.2004 ж, күні бір ұңғыға шаққанда мұнайдың меншікті қалдық
қоры: баланстық – 4555,9мың т., алынатын – 1988,6мың т. құрады. Кен орын
бойынша мұнай қорының өндірілуі 2,8% құрады (есеп беру құжатын дайындау
мерзіміне), ал жобалық деңгей 5,2% құрайды. Бір өндіру ұңғысының орта
тәуліктік шығымы 93,6ттәуліктен (№210 ұңғы) 537,2ттәулікке дейін (№55
ұңғы) өзгеріп, орташа 137,6ттәул құрады, бұл жобалық деңгей 207ттәул
болғанда, оның 38,4%-н құрайды.
Жаңа ұңғылар бойынша орта тәуліктік шығым 17,6ттәуліктен (№62 ұңғы)
196ттәулікке дейін (№10 ұңғы) өзгеріп, орташа 92,2ттәулік болды және
жоюалық деңгейдің (240ттәулік) 38,4%-н құрады. Ауыспалы ұңғылар бойынша
орта тәуліктік шығым 93,66 ттәуліктен (№210 ұңғы) 537,2 ттәулікке дейін
(№55 ұңғы) өзгеріп, жобалық деңгей 187ттәулік кезінде орташа 160,8 ттәул
құрады. 2004 жылдың сегіз айында өндіру ұңғылары бойынша газды фактор
74м3т-дан (№142 ұңғы) 611м3т -ға дейін (№55 ұңғы ) өзгеріп, орташа 379,15
м3т құрады, ал жобалық деңгей 242 м3т.
Сонымен қатар, №26, 28, 53, 56, 204 ауыспалы ұңғылар бойынша игеру
басынан шығымның өсуі байқалғанын айта ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ 8
1 Геологиялық бөлім 9
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымы 9
1.2 Кен орын туралы жалпы мағлұматтар 11
1.3 Тектоника 17
1.4 Мұнайгаздылығы 19
1.5 Мұнай, газ, конденсат және судың қасиеттері мен құрамы 24
1.6 Мұнай және газ қорлары 25
2 Технологиялық бөлім 26
2.1 Кен орынды игеру жүйесі 26
2.2 Мұнай және газ өндіру техникасы мен технологиясы 37
2.3 Арнайы бөлім 46
3 Экономикалық бөлім 50
3.1 Кен орнын игерудің техника-экономикалық көрсеткіштері 50
3.2 Экономикалық тиімділіктің есебі 53
4 Еңбекті қорғау бөлімі 59
4.1 Кәсіпорындағы қауіпті және зиянды факторлар 59
5 Қоршаған ортаны қорғау 71
ҚОРЫТЫНДЫ 87
ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 88
КІРІСПЕ
Әлібекмола кен орнын игеру 1998 жылдың 19 қазанында берілген жер
қойнауын пайдалану және көмірсутекті шикізатты өндіруге ГКИ 993 (мұнай)
сериялы лицензияға сай жүргізіледі.
Кен орын 1987 жылы ашылып, 1994 жылы мұнай, газ және конденсат және
ілеспе компоненттердің қоры ҚР геология және жер қойнауын қорғау
министрлігінің жанындағы пайдалы қазбалар жөніндегі коммиссиямен бекітілді.
(1994 ж.21 қазан №21).
Мұнай-газды өңдіру еліміздің экономикасында басты мәселелерінің бірі
болып табылады, әсіресе энергетикалық саласының дамуына ерекше зор үлесін
қосады. Қазақстан Республикасының президенті Н.Ә.Назарбаев халыққа
жолдауында айта кеткендей, Қазақстан пайдалы қазбаларға өте бай, әсіресе
мұнай газ саласында. Сондықтан бұл саладағы өңдірісті жылдам да, әрі тиімді
етіп өңдіру қажет, алдымыздағы 20-30 жылдың ішінде альтернативті
энергоресурстарын үнемі пайдалануымыз мүмкін.
Қазақстан Республикасының алдына қойған мақсаттарының бірі-
қарқындылығы жоғары кен орындарды игеру, яғни кен орындарды жылдам әрі
тиімді етіп игеру. Сондай-ақ, алдымызға қойылған тапсырмаларды: жаңа
техника мен технологияларды үйрене және қолдана отырып, шетелдік
инвесторлар капиталының көмегімен қысқа уақыт ішінде орындауымыз қажет. Осы
қойылған тапсырманы орындап, қоршаған ортаны қорғау мәселелерін де басты
негізге алуымыз қажет.
Қазақстан мұнайы: жеңіл өнеркәсібінде, жоғарғы технологиялар және шикі
затты өңдіріп өңдеу жағынан дүние жүзілік нарыққа шығып келеді. Әлібекмола
кен орны өзге кен орындарынан ерекшелігі - мұнайгазоконденсатты кен орны.
Осы дипломдық жобада Әлібекмола кен орнының геологиялық зерттелгенi,
мұнайгаздылығы, өнімді объектілердің қалыңдығының, коллекторлық
қасиеттерінің сипаттамасы және олардың біртексіздігі, ұңғы фонды
сипатталады, игерудiң қазiргi жағдайының талдауы, жинау және дайындау
жүйесінің жағдайының талдауы, игеріліп жатқан қабатты және ұңғының
пайдалану жағдайы мен оның жабдықтарын бақылау.
1 Геологиялық бөлім
1.1 Кен орнының геологиялық құрылымы
Әлібекмола кен орны регионалды тектоникалық сызбада Каспий ойпатының
шығыс зонасында орналасқан. Басты геоқұрылымдық элемент болып Ақтөбе-
Астрахань жүйесіне кіретін. Жарнамыс – Темір төбесі болып тұрды. Кен
орнының докунгур уақытында геологияның даму ерекшелігінің сипаттамасы
болып Урал геосинклиналь облысының, содан кейін жоғары палезой Урал
қатпарлы жүйенің түзілуінің ұзақ уақытқа созылуы болып табылады. Регионның
қалдықты жабуы екі құрылымдық қатардан тұрады: тұзүсті және тұзасты.
Әлібекмола кен орынының тұзүсті түсінігі Жаңажол тектоникалық сатысында
орналасқан. Мұнда брахиантиклиналдық типтің көтерілуімен карбонатты
массивтер қатты дамыған.
Әлібекмола кен орнында тасөмір жүйесі барлық бөлімдермен көрсетілген:
төменгі (визейский және серпуховский ярусы), ортаңғы (башкирский және
московский ярусы), жоғарғы (касимский және гжельский ярусы).
Әлібекмола кен орындағы жүргізілген геофизикалық зерттеулер және кен
алу нәтижелері бойынша екі карбонат қабаттарының мұнайгаздылығы анықталды.
Жыныс - коллекторлар болып көбінесе биоморфты әк тастар қаңқатүзетуші
балдырларымен сомдалған қиыршықты әктастар, диагенетикалық доломиттер
табылады. Жыныс-коллекторлардың бос кеңістігі көпшілігінде саңылаулармен
көрсетілген, оның аз бөлігін тесіктер және микрожарықшақтар құрайды.
Карбонат тау жыныстары әктас, долмит және кейде 2-10м аралығында аргилиттен
құралған КҚ-I жоғарғы карбонат қатқабаты стратиграфиялық негізде
жоғарғыподольско-гжельді түзілімдерге жатады. Қатқабат әктас, доломит,
әктасты- доломитті әртүрліліктермен және терригенді негізінде аргилитті тау
жыныстармен сипатталады. Оның жалпы қалыңдығы 250-599 м. Жату тереңдігі –
1850-2950м.
КҚ-I қатқабаты 2 объектіге бөлінген: ГМШ және СМШ бір КТ-I-1 және KҚ-
I-2. Шоғыр өлшемдері: KҚ-I-1 4,56·2,62 және KT-I-2 3,4·2,3. Кен орында
ашылған көне шөгінділер окский горизонтының карбонаты- терригенді
қалдықтары болып табылады. Бұл дәуірдің шөгінділері №4, 5, 9 ұңғымаларында
ашылған.
Әлібекмола кен орнында карбонатты массивтегі гжельско-подольский ( КҚ
-I) және каширско-веневский (КҚ-II) түзілімдерге жатады. Әлібекмола кен
орыны құрылымы бұрғылау мәліметтері бойынша КҚ-I жамылғысы,
субмеридиональды шөгуінің тектоникалық бұзылысымен сипатталады. КТ-II
жамылғысының төмеңгі карбонатты қалыңдығы –оң және сол локальді жүйенің
күрделенуіне брахиантиклинальды қатпарының бөлшектенуіне жатадыЖыныстардың
араласу амплитудасы (солтүстіктен оңтүстікке қарай) 200м-ден 500м. жетеді.
КҚ-I және КҚ-II қатқабаттары бір-бірінен төмендегіподольді түзілімді
терригенді өнімсіз әктастан бөлінген.
КҚ-I жамылғысының қалыңдығы, КҚ-II жамылғысымен салыстырғанда,
мұнайғақанығу қалыңдығы мен мұнай қоры өлшемімен ерекшеленеді. КҚ-II
жамылғысының төменгі карбонатты қалыңдығы жоғарғы визейско- кашир дәуірінің
шөгінділеріне жатады және жасыл- cұр аргилитті, қатпаршалы әктастармен
литологиялық көрсетілген. КҚ-II жамылғысының төменгі өнімді қабатының жату
тереңдігі 2800-4500м. 6 ұңғымаға жалпы орташа қалыңдығы-535м. КҚ-II
жамылғысының қалыңдығы КҚ-I жамылғысының қалыңдығынан терригенді
төменгіподоль дәуірінің сазды шөгінділермен ажыратылады. Бұл шөгінділер
карбонатаралық қалыңдық деген атауға ие, 460м-н 738м-ге дейін өнімсіз
қабатқа өзгереді. КҚ-II-1 жамылғысының мұнайғақаныққандығының сатысы 637м
тең. Кеніштің типі қабаттық, тектоникалық экрандалған. Мұнайсулы зонасының
ұзындығы -100м-н 700м-ге дейін. КҚ-II-2 нысаны 13 ұңғыма ағынына
есептелген. 9 ұңғымада 75 ттәу. дебитке дейінгі мұнайдың кәсіптік ағыны
алынған.
КҚ-II-2 нысаны 2 мұнай кеніші бар, солтүстік және оңтүстік күмбезі.
Солтүстік күмбезінің биіктігі 108м құрайды. Өлшемдері СМШ шекарасында 3300м
төмен, 3,76*1,4км. Кеніш типі масиивті. Кеніштің оңтүстік күмбезі
айтарлықтай үлкен өлшемге ие 7,94*2,66м және мұнайғақанығуы 377м құрайды.
Кеніш типі –қабаттық, тектоникалық экрандалған. Сумұнайлы зонасы 400-ден
2,36 м дейін жетеді. КҚ-II-2 қалыңдығы мұнай қорының өлшемдері бойынша
үлкен мөлшерді құрайды.
1.2 Кен орын туралы жалпы мағлұматтар
Әлібекмола мұнай-газ кенорны әкімшілік қатынаста халықаралық
разграфканың М-40-ХХХІV бетінің шектерінде Қазақстан Республикасы Ақтөбе
облысының Мұғалжар ауданының территориясында орналасқан. Геоморфологиялық
қатынаста аудан Урал үстіртінің оңтүстік бөлігінде Урал-Эмба өзен-
аралығының бөлшектенген жазығына ұштастырылған және құрғақ өзектермен және
жыралармен әлсізадырлы бөлінген жазықтықты сипаттайды. Ауданның солтүстік-
батыс бөлігіне Құмжарған құмдары жалғасады. Ең үлкен абсолюттік биіктік
+281 ауданның орталық бөлігіне ұштастырылған, минимал белгі +160 Эмба
өзенінің алқабында бақыланады. Жобаланған мұнайды дайындау бөлігі алаңы
жайпақ-толқынды жазықта орналасқан. Жер бетінің абсолюттік белгілері 264,0-
ден 267,0 м-ге дейін ауытқиды. Жердің жалпы еңісі солтүстік-батысқа қарай.
Жобаланған мұнай құбыры трассасы төменгі жерлерде ұсақ құрғақ өзектермен
және жыралармен қиылысып, әлсіз адырлы жайпақ-толқынды жазық бойымен өтеді.
Төмендегі 1.2.1 суретте кен орынның жалпы шолу картасы көрсетілген.
Сурет 1.2.1. Әлібекмола кен орнына жалпы шолу картасы
Жазық бөлігінде диаметрі 20-50 м дейін табақ тәрізді төмендеулер
байқалады, оларда еріген және жаңбыр сулары жиналады. Трассаның жалпы еңісі
оңтүстік-шығыстан солтүстік-батысқа қарай. Жер бетінің абсолюттік белгілері
теңіз деңгейінен 182,87-ден 266,67 м-ге дейін ауытқиды.
Гидрографиялық жүйе ауданның солтүстік бөлігін ендік бағытта қиып
өтетін Эмба өзенімен сипатталады. Көктемгі су тасуы кезінде өзен жайылмасы
айтарлықтай кеңістікте еріген сулармен толады, бұл мамыр айының соңына
дейін сақталады. Эмба өзенінің суы минералданған және техникалық
мақсаттарда ғана қолдануға жарамды. Аудан шұғыл-континенталды климатпен
сипатталады: ыстық қүрғақ жаз, суық қатты қыс, үлкен тәуліктік және
мезгілдік ауа температурасының ауытқулары жазда +35° +40°С-тан қыста -33°
-45°С-қа дейін. Ең суық бескүндіктің есептік температурасы -29°С құрайды,
жылыту мезгілінің орташа температурасы -6,9°С, ұзақтылығы 197 тәулік.
Ылғалдың негізгі мөлшері қыста түседі. Олардың ортажылдық мөлшері 200 мм-
ден асуы сирек емес. Қар жамылғысы әдетте қарашаның ортасында түсіп және
наурыздың соңына дейін сақталады.
Топырақтың қату тереңдігі 1,6-1,8 м-ге жетеді. Шығыс және солтүстік-
шығыс бағыттағы күшті желдер жазда жиі аңызақ құмды борандарды, ал қыста
жиі құммен аралас қарлы борандарды туғызады. Желдің орташа жылдамдығы 5-
10мсек құрайды.
Ең жақын елді мекендер кенорнынан батысқа қарай 5 км жерде
орналасқан Жағабұлақ селосы және Жаңажол және кенорнынан батысқа қарай 45-
50 км қашықтықта тұрған Шұбаршы поселкесі болып табылады. Ең жақын темір
жол станциясы және аудан орталығы кенорнына н солтүстік-шығысқа қарай 50-
55км жерде орналасқан Эмба станциясы болып табылады. Облыс орталығы Ақтөбе
қаласына дейінгі қашықтық - 250 км. Әлібекмола кенорнының жанында Ақтөбе-
мұнайгаз ААҚ-мен өнідірілетін Жаңажол және Кеңқияқ кенорындары орналасқан.
Бұл кенорындарының мұнайлары мұнай құбырлары бойынша Орск қаласына
(Ресей Федерациясы, Орынбор обл.) магистралдың өнімөткізгішке беріледі.
Жаңажол және Кеңқияқ кен орындары облыс орталығымен тас жолмен байланысқан.
Әлібекмола кенорнында 4240 м тереңдікте палеозой, мезазой және кайнозой
шөгінділері қазылған. Тұнбалы қабық шөгінділері үш түрлі жыныс
кешендерімен: тұзасты, тұзды және тұзүсті көрсетілген.
Әлібекмола кен орнының өнеркәсіптік мұнай-газдылығы қиманың тұзасты
бөлігімен байланысты. Бұнда екі азықтық топтамалар бөлінеді: төменгі
карбонатты топтама KҚ-ІІ және жоғарғы карбонатты топтама КҚ-І, олардың
арасындағы сазды бөліктің (флюдоцпор) қалыңдығы 500-ден 670-м-ге дейін
болады. КҚ-І азықтық қалыңдығында газконденсатты шоғырды сипаттайтын бір
нысан бөлінген. Бұл шоғыр Әлібекмола құрылымының оңтүстік бөлігінде
дамыған, шомбал-қойнау қатты, жинақты, мұнайлы, газды тақиясымен
коллекторларды өткізбейтін жыныстармен бөліктік қалқалауымен және
сумұнайгазды белдемнің болуымен сипатталады. Тиімді газ қаныққан бөліктің
қалыңдығының орта өлшеулі мәні 0-ден 36,8 м-ге дейін өзгеріп, 14,0м
құрайды. Мұнай қаныққан - 42,2м орта өлшеулі мәні 20 м. Азықтық қойнауқат
бос газының баланстық қоры -1476,8 млн.м3 мұнайдікі - 19723,6мың тонна, бұл
кенорны-мұнайының барлық қорының 6,2%-н құрайды.
Кенорнының геологиялық қорының 93.8%-ы мұнай шоғырының КҚ-ІІ
карбонатты қалыңдығында жинақталған. КҚ-ІІ карбонатты қалыңдығы екі нысанға
бөлінген: I қойнауқат, жалпы қалыңдығы 149-186 м, және II қойнауқат,
қалыңдығы 299-362 м. Бұл қойнауқаттар қуаты 23-51 м аудан бойынша төзімді,
өткізбейтін жыныстардың топтамасымен бөлінген. Шоғырлар қойнауқатты,
жинақты, мұнайлы, бір ғана сумұнайлы контактысымен 3300 м белгісінде бар.
Мұнайдың негізгі шоғырында II карбонатты қалыңдықта эпизодтық түрде
мұнайдың литологиялық қауқаланған шоғырлары пайда болады.
Әлібекмола кенорны 152990,6мың тонна құрайтын айтарлықтай мұнай
қорымен сипатталады, бұл кезде мұнайдың біраз бөлігі КҚ-ІІ-І
қойнауқаттарында және КҚ-ІІ-ІІ қойнауқатының оңтүстік күмбезінде
жинақталған, олардың мөлшері сәйкесінше 64022,0 және 63036,0 мың тонна
құрайды. Әлібекмола кенорнының тексермелі пайдалану кезеңінде 8 өндіруші
ұңғыма салынуы қарастырылады. Бұл ұңғымалардың өнімі АГЗУ-ға өлшеу үшін
келіп түседі, бұдан кейін мұнайгаз қоспасы мұнайды тауарлы кемелге дейін
далындау үшін Жаңажол газ өңдеу зауытына жіберіледі. Бұл кезеңде мұнай
өндіру көлемі 222,9 мың тжыл құрайды. Алайда Жаңажол газ өңдеу зауытының
шектеулі өндірістік қуаты салдарынан, Казахойл-Ақтөбе ЖШС мұнай
дайындауды өздігінен жүргізуге және тауарлы мұнайды КазТрансОйл ЖАҚ
Ақтөбе филиалына тапсыруға шешім қабылдады.
Әлібекмола кен орнында қабатқа айдалатын агент ретінде өндірілетін
табиғи газ немесе қабат суы қолданылады. Кен орында ұңғымалардың барлығы
тік. Көлденең ұңғымаларды қолдану ұңғыма дебитін арттырғанымен, көрсетілген
зерттеулер көрсеткендей, қабаттан сұйық ағынының төмендеуіне әкеледі.
1.1.2 Стратиграфия
КҚ- II-1 объектісі.
Қазіргі уақытта объект 23 ұңғымамен өндіріледі. Жалпы орташа қалыңдығы
147м құрайды. Кен орны бойынша коллектор жергілікті орналампаған.
Геофизикалық зеттеулер бойынша зонаның ауысуы №25 ұңғы аумағы бойынша
ажыратылады. Өткізгіш коллектор-қатқабатшаларының қалыңдығы 0,6мден 15м
болса, ал 1мден 30мге дейін өзгеріп отырады. Шоғырлардың ауданы бойынша
тиімді мұнайқанығу қатқабаттары 2,2м-ден (24 ұңғыма) 68м (10 ұңғыма)
аралығында өзгереді де, орташа көрсеткіші 29,7м көрсетеді. Кеніш ауданның
оңтүстік аумағының мұнайғақанығу қалыңдығы
Сурет . КҚ-II өткізгіштік бөлігінің жамылтқысы бойынша құрылымдық карта
үлкен мәнге ие: 20,2м-ден 68 м-ге дейін, ал солтүстік аумағы 24,8м (21
ұңғыма) максималды мұнайқанығу қалыңдығын құрайды.
КҚ-II-2 объектісі.
Жалпы орташа қалыңдығы 156м құрайды. 32 ұңғымада қабат коллекторы
нығыз жыныстармен орналастырылған. Объектінің өнімді қабаттарының саны 3-
тен 26 (17, 9 ұңғыма ) дейін өзгереді. Олардың қалыңдығы 0,8-0,29м. Шоғыр
ауданының солтүстік бөлігі бойынша тиімді мұнайқанығу қатқабаттары 2,6м-ден
басталып, 45,6 м жетеді. Шоғыр ауданының оңтүстік бөлігі бойынша тиімді
мұнайқанығу қатқабаттары 0-ден (32 ұңғыма) 88м (28 ұңғыма). Орташа
көрсеткіші -61,6м.
КҚ-I объектісі.
Жалпы орташа қалыңдығы 599м.құрайды. Объектінің өнімді қабаттарының
саны 7-ден 38 дейін барады. Олардың қалыңдығы 0,4м-27,8 м. (22 ұңғыма).
Геофизикалық мәліметтер бойынша КҚ-I қалыңдығы №5, 9 ұңғымалар аралығында 6
және 8 коллектор қатқабатшалардан тұратын 1м-ден 10,8м қалыңдығымен
ажыратылады. Кеніш аудан бойынша КҚ-I-1 және КҚ-I-2 нысандарының
газғақанығу қалыңдығы 17,6м-ден 36,4м-ге дейін өзгер3п отырады. Шоғыр
ауданының бойынша тиімді мұнайқанығу қатқабаттары 2,8м-ден 32,6 м
аралығында өзгереді.
Жүргізілген зерттеулер нәтижесінде өнімді қабаттардың
литологопетрографиялық сипаттамасы, олардың орташа кеуектілігі мен
өткізгіштігі, кеуектілікті анықтаудың ең тиімді геофизикалық әдісі, сумен
мұнайды ығыстыру коэфициенті және айдау мен қабат суының сыйымдылық
қасиеттері анықталады. Зерттеудің берілгендері бойынша өнімді қабаттар (КҚ-
II-1 және КҚ-II-2) әктастан, доломит, саз және кейде конгломерат
қабаттарынан тұрады. Мұнай коллекторлары ретінде әктас пен доломит
кездеседі. Әктастар сұр- сарғылт түсті, біртексіз кеуекті, жарғышақты болып
келеді. Кернді зерттеу нәтижесінде кеуектілік пен өткізгіштің орташа мәндер
алынды: КҚ-I қабаты бойынша орташа көлемдік сипаттамасы 0,122, орташа
өткізгіштік – 0,11 мкм2, КҚ-II-1 бойынша 0,111 және 0,008 мкм2, КҚ-II-2
қабат бойынша -0,11 мкм2 және 0,0105мкм2. Ең тиімді литологиялық құрылымға
КҚ-II-2 объектісі сай келеді. КТ-II-1 объектісіне қарағанда құмдылықтың
жоғары коэффициентіне ие. Сонымен қатар KҚ-II-2 объектісі үлкен бөліну
коэффициентімен сипатталады.
КҚ-II-1 объектісі
Шоғырдың оңтүстік бөлігінің ұңғымалары ең жоғары бөліну коэффициентіне
ие. Осы бөлікте бөліну коэффициенті 17-ден 31-ге дейін өзгереді. Қалған
бөліктерде бұл көрсеткіш 1-ден 12-ге дейін. Сонымен қатар бұл аймақтың
ұңғымалардың құмдылық коэффициенті 0,39-дан 0,59 дейін жетеді. Мұнаймен
қанығудың ең жоғарғы мәні орталық бөлікте байқалады және 4 м дейін барады.
Жалпы орташа тиімді қабат қалыңдығы 3м шамасында болады.
КҚ-II-2 объектісі.
Жиі кездесетін өнімді қабаттардың қалыңдығы 0,2м, 2-4 литр, ал 4-6м
қалыңдықтар кейде ғана кездеседі де, 6м қалыңдықтар бірегей болып келеді.
6м-ге дейінгі қалыңдықты қабаттарда мұнай қорының 87,3% кездеседі. Ең
қуатты өнімді қабаттарда 6-14м. Мұнайдың тек 12,7% ғана кездеседі. 2-4м
қалыңдықтарда -47,3%, 4-6м қалыңдықтарда – 25%, 2м-ден кем қалыңдықтарда
-15%, 6-14м қалыңдықтарда -12,7%.
1.3 Тектоника
Осы жұмыс өнімді қабаттың жыныс-коллекторларының параметрлерінің
орташа шамалары біріншіден, 1994 жылы орындалған мұнай мен газдың
қорларының және басқа компоненттердің есептеулері деректері негізінде,
екіншіден, №51, 52 ұңғылар бойынша коллектордың қасиеттерін анықтау
нәтижелерін есептей отырып, алынды. Көрсетілген сважиналарды бұрғылау
процесінде кеуектілікке 454, өткізгіштікке 445үлгісі талқыланған керннің
жоғары алынуы қамтамасыз етілді. Оның ішінде 144 және 139 үлгісі
коллекторлық қасиеттердің кондициялық мағынасымен.
Жоғарыда аталған мұнай мен газдың қорларының және басқа
компоненттердің есептеулері кезінде өнімді қабаттардың тас материалдармен
сипатталуы төмен мөлшерде болып отыр. КҚ-І қабатының кернмен айқындалуы
1,9%, КҚ-ІІ-1 қабатының - 5,5% және КҚ-ІІ-2 қабатының - 6,5%.
№51, 52 ұңғылар бойынша мол керннің талдану нәтижелері өнімді
қабаттардың литолого-петрографиялық сипаттамасы туралы қосымша ақпарат
алуға, кеуектілік пен өткізгіштіктің орташа шамасын дәлдеуге, кеуектіліктің
есебін жасайтын геофизикалық әдісті таңдауға,сумен мұнайды ығыстырып шығару
коэффициентін анықтауға және құйылған судың қабат суымен және коллектор-
жыныстармен үйлесімділігін бағалауға мүмкіндік береді.
КҚ-ІІ-1 және КҚ-ІІ-2 өнімді қалыңдықтары № 51,52 ұңғылардағы кернді
зерттеу деректері бойынша әк тас пен доломиттің, саздың, анда-санда
конгломераттың қабаттарымен жасалған. Мұнайдың коллекторлары ретінде әк
тастар мен доломиттер қызмет етеді.
Әк тастар сұр түсті, мұнайға қаныққандықтан сарғыш түсті, жеңіл мұнай
иісімен, біркелкі емес кеуекті, жарықшақты және стилолитизделген, кей
қабата кремнийленген және доломиттелген. Әк тастың микроқұрылымы
органогенді-сынықты, биоморфты, органогенді-детритті, оолитті, кристалды.
Органогенді қалдықтар, түзуші жыныстар фораминиферлер, балдырлар,
криноидтер, кораллдардың мүшелерінің және басқалардың қаңқаларымен
көрсетілген. Қалдықтардың мөлшерлері 0,1-5мм аралығында, микрофаунаныкы – 5-
10см аралығында. Қалдықтар крустификациялық жиектермен бірнеше қабат болып
өсіп, оолиттік құрылымдарға және оолиттік әк тастарға айналады. Кейде
оолиттердің ортасында кальциттің сферолиттері болады.
Түйісу, кеуекті, крустификациялы, регенерациялы типті цементтер
жіңішке және ұсақкристалды кальцитпен, кейде ангидритпен берілген. Қалыптық
қалдықтар аралығында ашық кеуектер бар, ұсақ каверналар құрылу арқылы
күрделенген. Кеуектер көбіне жіңішке каналдармен жалғастырылған.
Жарықшақтық жыныстардың тығыз қабаттарына ұштастырылған. Ашық
жарықшақтар тегіс емес, аз иректелген, қалыпты қалдықтарды жанаушы,
литогенетикалық, 5-30мкм ашылған, кейде күрделенген, 30 градус бұрышта
немесе жыныстардың қабатталуына параллель орналасқан. Көлденең жарықшақтар
ықтырма түрде бір-бірінен 0,5-5 см аралығында орналасқан. Жарлары тегіс
емес, тотыққан мұнай жағылған. Көлденеңінен орналасқан ашық жарықшақтар аз
кездеседі. Олар тік, тектоникалық текті болуы мүмкін қалыптық элементтерді
кесіп өтеді.
Стилолиттік тігістер жыныстардың қатпарлануына параллель, кейде 30
және 90градус бұрышпен орналасқан, сазды-органикалық затпен толтырылған,
тістерінің жоғарғы жақтарында сілтіден айыру кеуектері кездеседі, кейде
оларға параллель орналасқан ашық ұсақ жарықшақтармен кездеседі.
Доломиттер ұсақ кристалды, туынды, пелиттік материалмен лайланған
ромбоэдрикалық және формасы дұрыс емес кристаллдармен құрылған. Сілтіден
айыру және доломиттік типтес тегіс емес кеуекті. Кеуек формасы бұрышты,
дұрыс емес, кей бөлігі дөңгелетілген. Кеуек мөлшері 0,02-0,35 мм.
Объект бойынша шлифтердің саны 15-тен кем болмауы керек, орташа шамаға
жарықшақсыз шлифтер де алынады. Мұнда барлық шарттар орындалмаған, себебі
кеуекті жыныстардан үлкен шлифтер жасалмаған. Жұмыс барысында жарықшақтың
ұзындығы штуф бойынша алынған, жарықшақтың диаметрінің шамасына шлифтер
бойынша ашықтықтар алынған.
Жоғарыда айтылғандай, жарықшақтық жыныстардың қатты қабаттарына
ұштастырылған. Мұндай жыныстарға коллектордың кеуекті-жарықшақты типі
келеді. Тиімді қабаттарда жарықшақтар жоқ, сілтіден айыру кеуектері бар
және кеуекті типті коллектор бар.
Барлық өнімді қабаттар бойынша кеуектіліктің 1327, өткізгіштіктің 1053
анықтамалары жасалды, оның ішінде осыған сәйкес 301 және 191 анықтама
коллектор-мұнайға қаныққан жыныстарды сипаттайды. Осында №51,52 ұңғылар
бойынша үлгілер де кіреді.
Керннің кондициялық зерттеулерінің деректері бойынша кеуектілік пен
өткізгіштіктің орташа шамалары есептелген, әсіресе мұнаймен қаныққан және
сумен қаныққан жыныстар, сонымен қатар қабаттар бойынша дифференциалды.
Нәтижесінде КҚ-І қабаты бойынша сыйымдылық сипатының орташа шамасы
0,122-ге тең болды (197 анықтама), орташа өткізгіштік – 0,0176мкм2 (15
анықтама), КҚ-ІІ-1 қабаты бойынша осыған сәйкес 0,111 (83 анықтама) және
0,008 мкм2 (43 анықтама), КҚ-ІІ-2 қабаты бойынша 0,11 (197 анықтама) және
0,0105 мкм2 (133 анықтама).
Кеуектіліктің төменгі шегі ретінде КҚ-І-1, КҚ-ІІ-1 және КҚ-ІІ-2
қабаттарының тіліктерінің мұнаймен қаныққан бөліктері үшін мұнда осы
жұмыста негізделген оның 0,0075-ке тең шамасы алынды. Өткізгіштіктің
төменгі шег 0,00042 км2 –ге тең. КҚ-І қабатының кеуектілігінің шектік
шамасы газ бөлігі бойынша көрсетілген жұмыста қорлар (Қарашығанақ,
Астрахан, Қожасай) бекіткен карбонатты өнімді резервуарларға сәйкс 0,06%-ке
тең қылып алынды.
КТ-ІІ-1 кешені
Кеніштің оңтүстік жағында орналасқан ұңғылар тарамдаудың (31-ге дейін)
үлкен коэффициентімен сипатталады. Кеніштің бұл бөлігінде тарамдау
коэффициенті 17-31 аралығында өзгереді. Кеніштің басқа бөліктерінде
коэффициент 1-ден 12-ге дейін өзгереді. Кейбір ұңғылар бойынша
ақпараттардың жоқтығы салдарынан есептеулер жүргізілмеген.
0,39-0,59 шамасындағы құмдық коэффициент тарамдаудың ең жоғарғы
коэффициенті бар оңтүстік бөлік ұңғыларына тән.
Кеніштің солтүстік бөлігіндегі бір ұңғыда құмдық коэффициент 1-ге тең,
бірақ бұл ұңғыда бір аз қуатты өткізгіш қабатша бар. Кеніштің басқа
бөлігінде құмдық коэффициенті 0,07-0,26 аралығында өзгереді. Кеніштің орта
бөлігінде ең үлкені 4 м қалыңдықтар байқалады. Кеніш бойынша орта тиімді
қалыңдық 3 м-ге жетеді.
КҚ-ІІ-2 кешені
Кешен кеніштің оңтүстік ұңғылар (3 ұңғы) бойынша тарамдаудың үлкен
коэффициенті 26-ға дейін жететіндігімен сипатталады. Басқа ұңғыларда
коэффициенттер 1-18 аралығында өзгереді.
1.4 Мұнайгаздылығы
КҚ-I обьектісі
Әлібекмола кен орнының мұнай мен газдың физика-химиялық қасиеттері
Гиповостокнефть институты жасаған зерттеген негізгі жүзеге асырылды. №5,
19, 12 ұңғымаларына үш тереңдік және үш беттік сынама жасалған. Зерттеу
қорытындысы бойынша қабат мұнайының тығыздығы 794,0 кгм3,қабат
температурасында мұнайдың газбен қанығу қысымы 14,56МПа, қабат мұнайын
біркелкі газсыздандырғанда газдың мұнайдағы құрамы 89,1м3т, қабат
мұнайының динамикалық тұтқырлығы 2,90мПа*с.
Газсыздандырғаннан кейін жұмыс жағдайындағы мұнай тығыздығы 865,9
кгм3, газдың мұнайдағы құрамы 81,6 м3т, көлемдік коэффициенті 1,168,
газсыздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 20,47 мПа*с.
Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай жоғары күкіртті ( күкірт мөлшері
2,12%), шайырлы (12,36%), жоғары парафинды (13,58%). 300°С дейін айдау
кезінде ашық фракциялырдың көлемдік бөлінуі -43%.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан
бөлінген газ қоспасы компоненттерінің мольдік құрамы: күкіртсутек 0,71%,
азот- 0,41%, метан- 78,50%, этан-11,80%, пропан-5,23%, жоғары
көмірсутектер( пропан+ жоғары) 8,38%, гелий-0,011%. Ауа бойынша
салыстырмалы тығыздығы – 0,724.
Кесте 1.4.1
КТ-I нысанының сипаттамасы
Қалыңдығы Аталуы КТ-I-1 КТ-I-2
Жалпы Орташа,м 57,8 244,6
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 33,4-92 74,9-412,6
Мұнайға Орташа,м 40,6 25,5
-қанығуы
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 17,4-57,4 9,4-44
Суғақанығуы Орташа,м 29,2 276,3
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 29,2 203,2-368,6
Газғақанығуы Орташа,м - -
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м - -
Тиімділігі Орташа,м 53,9 74,9
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 28-79,8 74,9
Мұнайға Орташа,м 17,9 62,4
-қанығуы
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 2,8-34,4 36,4-104,8
Суғақанығуы Орташа,м 6,4 52,6
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 6,4 52,6
Газғақанығуы Орташа,м 17,6 36.4
Вариация коэф., бірл.өлш.- -
Өзгеру интервалы, м 17,6 36,4
КҚ-II-1 нысаны
2002 жылы 26, 28, 51 және 52 ұңғымаларынан сынама алынды. Зерттеулер
мен есептеулер нәтижесінде қабат мұнайының тығыздығы 667,0кмм3, қабат
қысымы мұнайдың газбен қанығу температурасы 24,47МПа, газ құрамы 276,4м3т,
қабат мұнайының динамикалық тұтқырлығы 0,51 МПа·с екені анықталды.
Газсыздандырғаннан кейін жұмыс жағдайындағы мұнай тығыздығы
827,2кгм3, газдың мұнайдағы құрамы 242,7м3т, көлемдік коэффициенті 1,524,
газсыздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 4,67мПа·с.
Тауарлы сипаттамасына қарай мұнай күкіртті (массалық күкірт құрамы
0,81%), аз шайырлы (2,66%), аз парафинді (1,25%). 300°С дейін ашық
фракциялардың көлемдік бөлінуі -60%. Жұмыс жағдайында диффракциялық
газсыздану кезінде мұнайдан бөлінген газ қоспасының мольдік құрамы
күкіртсутек 1,36 %, азот 1,34%, метан 74,95%, этан 8,94%, пропан 6,57%,
жоғары көмірсутектер (пропан+жоғары) 12,59%, гелий 0,031%.
Кесте 1.4.2
КТ-II-1 нысанының сипаттамасы
Қалыңдығы Аталуы №6ұңғ.аумағының Тұтас қабат
қабат зонасы бойынша
Жалпы Орташа,м 55,8 146,8
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 55,5-56,2 72,4-355,2
Мұнайға Орташа,м 55,8 130,2
-қанығуы
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 55,5-56,2 2,2-263,0
Суғақанығуы Орташа,м 43,4
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 5-116,4
Газғақанығуы Орташа,м
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м
Тиімділігі Орташа,м 7,0 27,4
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 2,4-11,6 2,2-68
Мұнайға Орташа,м 7,0 29,7
-қанығуы
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 2,4-11,6 2,2-68
Суғақанығуы Орташа,м 14,1
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 3,4-33
Газғақанығуы Орташа,м
Вариация коэф.,
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м
КТ-II-2 нысаны
№4,5,9,10, 26 ұңғымаларынан сынама алынды. Зерттеулер мен есептеулер
нәтижесінде қабат мұнайының тығыздығы 679,0кмм3, қабат қысымы мұнайдың
газбен қанығу температурасы 24,45МПа, газ құрамы 272,3м3т, қабат мұнайының
динамикалық тұтқырлығы 0,4МПа*с екені анықталды.
Газсыздандырғаннан кейін жұмыс жағдайындағы мұнай тығыздығы
826,9кгм3, газдың мұнайдағы құрамы 241,2м3т, көлемдік коэффициенті 1,507,
газсыздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 4,38мПа·с. Тауарлы
сипаттамасына қарай мұнай күкіртті (массалық күкірт құрамы 1,21%), аз
шайырлы (4,59%), аз парафинді (1,35%). 300°С дейін ашық фракциялардың
көлемдік бөлінуі -58%.
Жұмыс жағдайында диффракциялық газсыздану кезінде мұнайдан бөлінген
газ қоспасының мольдік құрамы күкіртсутек 1,90 %, азот 1,27%, метан 69,50%,
этан 12,16%, пропан 8,22%, жоғары көмірсутектер (пропан+жоғары) 13,91%,
гелий 0,034%. Газдың ауаға салыстырғандағы тығыздығы 0,783.
Кесте 1.4.3
КТ-II-2 нысанының сипаттамасы
Қалыңдығы Аталуы Қабат зонасы Тұтас
қабат
бойынша
№6 оңтүстіксолтүст.
ұңғыма күмбез Күмбез
Жалпы Орташа,м 3,8 185,2 117,5 156,3
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 3,8 95,5-23644,2-1673,8-236,8
,8 ,9
Мұнайға Орташа,м 3,8 172,7 81,2 138,6
-қанығуы
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 3,8 117,9-222,6-155 2,6-224,8
4,8
Суғақанығуы Орташа,м - 100,7 68,8 86,6
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м - 46,8-13912,2-11312,2-139,
,5 ,7 5
Газғақанығуы Орташа,м - - - -
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м - - - -
Тиімділігі Орташа,м 3,8 65,4 21,3 49,7
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 3,8 0-88 8,8-52,83,8-88
Мұнайға Орташа,м 3,8 61,6 20,8 44,3
-қанығуы
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м 3,8 0-88 2,6-45,62,6-88
Суғақанығуы Орташа,м - 38,8 8,8 25,2
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м - 0-83 7,0-10,84,8-83
Газғақанығуы Орташа,м - - -
-
Вариация коэф., - - - -
бірл.өлш.
Өзгеру интервалы, м - - - -
Жүргізілген зерттеулер нәтижесінде КТ-I объектісінің судың
минерализациясы 111,6 – 140,0 гл. Стандартты жағдайда тығыздығы 1080 – ден
1100кгм3 аралығында өзгереді, ортаның рн 6,2–6,7. Су жоғарыметаморфты,
метаморфталу коэфициенті 0,83 – 0,90. Су хлоркальцийлі түрге жатады.
Құрамында 3,4 – 5,3 гл кальции ионы, 0,75 – 2,5 гл сульфат, 200 мгл
шамасында бром, 18-55гл йод, 106-537гл стронций бар.
Қабат жағдайында (40%) тұтқырлық 0,9 мПа* с , көлемдік коэфициент
1,005. 1994 жылы иод пен стронцийдің кәсіпшілік игерілуі үшін судың қоры
бағаланады. Зерттеудің нәтижесінде 4006 мың тонна, иод және 69478 мың тонна
стронции бар екені анықталады.
1.5 Мұнай, газ, конденсат және судың қасиеттері мен құрамы
Әлібекмола кен орнының мұнайы мен газының физикалық-химиялық
қасиеттері “Гипрошығысмұнай” (“Гипровостокнефть”) институты орындаған
тереңдіктегі және бет жағындағы сынаулар зерттеулері нәтижелері бойынша
анықталған. 2002 жылы тереңдік сынаулар №№26, 28, 51, 52 ұңғылардан
алынған.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері 2.3.1.-2.3.12. кестелерінде және
2.1.-2.12. суреттерінде берілген. №5,19,12 ұңғылардан үш тереңдікті және үш
бет жақты сынаулар зерттелген. Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері бойынша
қабатты мұнайдың тығыздығы 794,0кгм3, қабат температурасы кезінде мұнайды
газбен қанықтыру қысымы 14,56 МПа, қабатты мұнайды газсыздандыру кезіндегі
газдық құрамы 89,1 м3т, қабатты мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 2,90
МПа·с.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандырудан соң мұнайдың
тығыздығы 865,9кгм3, газдық құрамы 81,9м3т, көлемдік коэффициент 1,168,
динамикалық тұтқырлығы 20,47МПа·с.
Тауарлық сипаттама бойынша мұнай жоғарғы күкіртті (күкірттің массалық
құрамы 2,12%), шайырлы (12,36%), жоғарғы парафинді (13,58%). 300 С дейін
қуу (разгонка) кезіндегі ақшыл фракциялардың көлемді шығымы - 43%. Жұмыс
жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан бөлінген газдың
қоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртті сутегі – 0,71%, азот
0,41 %, метан 78,50 %, этан 11,80 %, пропан 5,23 %, жоғарғы көмірсутегі
(пропан + жоғарғы) 8,38 %, гелий 0,011 %.
Ауа бойынша газдың салыстырмалы тығыздығы 0,724.
Мұнай мен газдың физикалық-химиялық қасиеттері №28, 51, 52 ұңғылардан
үш тереңдікті және үш бет жақты сынаулар зерттеулерінің деректері бойынша
қабылданған.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері бойынша қабатты мұнайдың
тығыздығы 667,0кгм3, қабат температурасы кезінде мұнайды газбен қанықтыру
қысымы 24,47 МПа, қабатты мұнайды газсыздандыру кезіндегі газдық құрамы
276,4 м3т, қабатты мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,51 мПа.с. Жұмыс
жағдайында дифференциалды газсыздандырудан соң мұнайдың тығыздығы
827,2кгм3, газдық құрамы 242,7м3т,көлемдік коэффициент 1,524, динамикалық
тұтқырлығы 4,67мПа.с. Тауарлық сипаттама бойынша мұнай күкіртті (күкірттің
массалық құрамы 0,81%), аз шайырлы (2,66%), аз парафинді (1,25%). 300 С
дейін қуу (разгонка) кезіндегі ақшыл фракциялардың көлемді шығымы - 60%.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан
бөлінген газдың қоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртті
сутегі – 1,36%, азот 1,34 %, метан 74,95 %, этан 8,94 %, пропан 6,57 %,
жоғарғы көмірсутегі (пропан + жоғарғы) 12,59 %, гелий 0,031 %. Ауа бойынша
газдың салыстырмалы тығыздығы 0,783. Мұнай мен газдың параметрлері №№ 4,
5, 9, 10, 26 ұңғылардан бес тереңдікті және бес бет жақты сынаулар
зерттеулерінің деректері бойынша қабылданған.
Зерттеулер мен есептеулер нәтижелері бойынша қабатты мұнайдың
тығыздығы 679,0кгм3, қабат температурасы кезінде мұнайды газбен қанықтыру
қысымы 24,45МПа, қабатты мұнайды газсыздандыру кезіндегі газдық құрамы
272,3м3т, қабатты мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,40МПа.с. Жұмыс
жағдайында дифференциалды газсыздандырудан соң мұнайдың тығыздығы
826,9кгм3, газдық құрамы 241,2м3т,көлемдік коэффициент 1,507, динамикалық
тұтқырлығы 4,38МПа·с. Тауарлық сипаттама бойынша мұнай күкіртті (күкірттің
массалық құрамы 1,21%), аз шайырлы (4,59%), аз парафинді (1,35%). 300 С
дейін қуу (разгонка) кезіндегі ақшыл фракциялардың көлемді шығымы - 58%.
Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандыру кезінде мұнайдан бөлінген
газдың қоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртті сутегі –
1,90%, азот 1,27 %, метан 69,50 %, этан 12,16 %, пропан 8,22 %, жоғарғы
көмірсутегі (пропан + жоғарғы) 13,91 %, гелий 0,034 %. Ауа бойынша газдың
салыстырмалы тығыздығы 0,783.
1.6 Мұнай және газ қорлары
01.01.05 ж Әлібекмола кен орны 29 ұңғыма бұрғыланған. 1994 ж. (№21
протокол) мұнай, газ, конденсат қоры (С1 категория бойынша) құрайды:
Мұнайдың баланстық қоры – 127427,6 мың.т;
Мұнайдың алынатын қоры – 54119,2 мың.т;
С2 категория бойынша:
Баланстық -2054,3 мың.т;
Алынатын-930,3 мың.т;
Еркін газдың алынатын қоры- 655 млн.м3;
Газокондансаттың баланстық қоры- 22 мың.т;
Алынатын қоры- 13 мың.т.
2 Технологиялық бөлім
2.1 Кен орынды игеру жүйесі
Барлау ұңғымаларын ашу мен қысқа уақытта пайдалану кезінде үлкен
көлемді зерттеу жұмыстары жүргізілді. Мұнай газдылықтың үлкен көлемділігіне
байланысты КҚ-I және KҚ-II объектілеріндегі шоғырлардың табаны мен
дөңесіндегі қабат қысымы өзгеріп отырады. KҚ-I дөңесіндегі қысым-
19,7МПа,табанында -20,7МПа, КҚ-II дөңесіндегі – 29,6 МПа, табанында
-36,0МПа.
Қабат қысымының бастапқы орташа қысымы КҚ-I-19,9МПа, КҚ-II-1-33,5 МПа
және KҚ-II-2-34,8МПа. Ұңғымаларды сынамалау жалпы белгіленген методикаға
сай жүргізілді: объектілерді ашу, ағынды шақыру, гидродинамикалық зерттеу
жұмыстарын жүргізу, басу және изоляциялық жұмыстарды жүргізу.
Өндіру горизонттарын ашу 1метрге (жіберу метрі) 12-15 тесік жасау
негізінде ПКС -80, ПКС-89, ППК-89 кумулятивті перфораторлар көмегімен
жүзеге асырылды. Сынама кезінде 73мм-лі сорапты компрессорлы құбырлар
қолданылды. Ағынды шақыру қабатта депрессияны тудыру мақсатымен түп қысымын
төмендету жолымен жүзеге асырылды. Негізінен бұл бұрғылау ерітіндісін суға,
кей жағдайда аэризация жүргізумен мұнайға ауыстыру негізінде жасалды. КҚ-II
горизонтының сыналған қабаттары арасында мінездемесі мен құрамы бойынша 46
фонтанды (соның ішінде 42 мұнайгазды, 4 мұнайлы), 2 фонтанды емес. Мұнайдың
фонтанды ағынын алу кезінде нақты фильтрациялық қасиеттерді қалпына келтіру
мақсатында фонтанды жұмыс арқылы ұңғымаларды тазалау жүргізілді.
Ұңғымаларды тазалаудан кейін фильтрацияның стационарлы және стайионарлы
емес режимінде зерттеулер жүргізілді. Зерттеулер ұзақтығы 10-нан 507 сағат
4-5 режиміндегі ағымның тұрақталуына дейін ұңғымаларды өңдеуден тұрады.
Барлық ұңғымалар мен барлық режимдегі қабат және түп қысымы МГН түпті
манометрлер мен Кастер фирмасының манометрлерімен өлшенеді. Тау
жыныстардың нақты өнімділігін көбейту және ағымның интенсификациялануы үшін
тұзды-қышқылды өңдеулер, ванналар, қосымша перфорациялар жасалды.
Жалпы бұл жұмыстар тиімді болып, ал бөлек жағдайларда өңдеуден кейін
ұңғымалар дебиті 10есеге дейін артты. Газоконденсатты және мұнайгазды
объектілерді зерттеулер Порта-Тест газосепараторлы қондырғылар арқылы
жасалды. КТ-I объектінің газоконденсатты қоспалар дебиті 3 мм-лі штуцерде
22,397 мың м3с-нан, 7мм-лі штуцерлерде 76,044 м3c-нан, сепарациялық газ
дебиті-сәйкесінше 22,063тен 75,558мың м3с. Фонтанды объектілерінің мұнай
дебиттері 12 ұңғымадағы 3мм штуцерлі қабат қысымының депрессиясы 31,5% -
тегі 4,4м3с–нан 9ұңғымадағы 7мм штуцерлі қабат қысымының депрессиясы
38,5%-тегі 74,1м3с дейін өзгереді, ілеспе газ дебиті сәйкесінше 0,722-ден
7,045мын.м3с дейін ,қабат қысымынан түптегі депрессия 10,54-тен 38,46%
дейін, өнімділік коэффициенті 1,101-ден 11,961м3(тәу.МПа) дейін өзгереді.
Егер кен орынның оңтүстік аймағындағы барлау ұңғымаларының дебиті
максималды 259м3с , 6,4 МПа депрессия кезінде (10,8 ұңғыма) болса, ал кен
орынның орталық бөлігінде 12МПа депрессия 65м3с тан аспайды, (9 ұңғыма)
және тек қана бір ұңғыма (П-4 ұңғыма ) 13МПа депрессияға дейін 90м3с
дебит береді.
Кен орынның солтүстік бөлігі аз дебитті ұңғымалармен депрессиясы 10МПа
дейінгі кезінде 2м3сті дебитімен сипатталады. Сонымен KҚ-II-1
горизонтының объектілері бойынша мұнай дебиті 15ұңғымада 3мм штуцерде 0,3
м3с 10 ұңғымадағы 10мм штуцердегі 259м3с диапазонында өзгереді. Газ
дебитінің минималды көрсеткіші 16 ұңғымадағы 3мм штуцердегі 0,025 мың м3с
, ал максималды көрсеткіші 56,271мың м3с құрады. (10 ұңғыма, dшт=10мм). KҚ-
II-2 горизонтының объектілері бойынша мұнай дебиті 21 ұңғымадағы 3мм
штуцердегі 0,2 м3с –тан П-4 ұңғымадағы 7мм штуцердегі 36,6% депрессиясы
кезіндегі 90 м3с диапазонында өзгереді. Ілеспе газ дебиті сәйкесінше 0,04
тен – 21,335 мың м3с өзгереді. Өндірудің әр варианттары үшін технологиялық
көрсеткіштер 3 өлшемді компьютерлік модельдеу арқылы жасалған. Ең жоғарғы
технологиялық көрсеткіштер КҚ-II жеке объект ретінде пайдаланғанда жүзеге
асады.
Суды айдау 2004 жылдан басталуы тиіс. Барлық айдау ұңғылары бойынша
қабылдау қасиеттерін арттыру мақсатында келесі шаралар жүргізіледі: тұзды
қышқылды өңдеу, қабатты қышқылды гидрожару, перфорация, Полисил
технологиясы бойынша өңдеу. Сонымен қатар, суды айдау 15МПа қысымда жүзеге
асады. Қабат қысымын ұстап тұру жағдайында ұңғылардың фонтанды ұзақ уақытқа
созылуы мүмкін, ал фонтандаудың тоқтатылуы өндірілетін өнімнің сулануына
байланысты болады. Есептеулер көрсеткендей, мұнайды жинау жүйесінде қысым
2МПа аспаса және ұңғымалардың өнімділігін арттыру мақсатында түп аймаққа
әсер ету комплексі жүзеге асырылса ұңғымалар 12-14жыл фонтандауы мүмкін.
Фонтандау тоқтатылғаннан кейін ұңғыларды пайдалану винттік сораптар арқылы
немесе газлифтілі тәсіл арқылы пайдалануға болады. Әр вариант бойынша
ұңғыламаларды бұрғылау 4 бұрғылау станоктарымен жүргізіледі. Бұрғылау
оңтүстік аймақтың орталық бөлігінен жасталы, 2-і солтүстікке және 2-і
оңтүстікке бағытталады. Барлық ұңғымалар тік бұрғыланады.
Техникалық есепке сай КҚ-II мұнай шоғыры үшін қабат қысымын ұстап тұру
вариант ретінде өндірілетін ілеспе газды қайтадан қабатқа айдау әдісі
ұсынылды. Бірақ компьютерлік модельдеу көрсеткендей, тек ғана ілеспе газды
айдау шоғырлардағы қабат қысымының төмендеуіне әкеледі, мұның өзі КҚ-II
бойынша мұнай дебитінің төмендеуіне әкеп соқтырады. Сондықтан бұл вариант
КҚ-II үшін тиімсіз екенін көрсетті.
Сол себептен ілеспе газды қайтару варианттары тек қана КҚ-1
объектілерінде, ал КҚ-II-2 объектісінде су айдау әдісін қолданған жөн
екенін көрсетті. Бірақ компьютерлік модельдеу көрсеткендей, КҚ-II-1
объектісіне су айдау әдісі газ айдау әдісіне қарағанда әлдеқайда тиімді
екенін көрсетті.
2.2.1 Ағымдағы игеру жағдайын талдау
KҚ-II шоғырын пайдалану 26 және 28 ұңғымаларды пайдалануға қосқанда,
яғни 2001жылдың қаңтарында №51 ұңғыма, ал 2002 жылдың мамырында №52
ұңғыма сынама пайдалануға берілді. Бұл ұңғымалардың сипаттамасы 3.2.1-
кестесінде көрсетілген. Кестеде көрсетілгендей 26, 51,52 ұңғымалар бойынша
жоғары қабат қысымдарымен сипатталады, ал 28 ұңғыма бойынша қабат қысымы
төмендеуін көрсетеді. Бұл келтірілген ұңғыма аймағында коллекторлардың
қасиеттерінің нашарлауымен түсіндіріледі. Барлық ұңғымалар бойынша түптік
қысым қанығу қысымынан жоғары болады, яғни қабаттағы мұнайдың газсыздануы
бұл ұңғымалар аймағында жүрмейді. Ұңғымалардың өнімділік коэффициенті 7-ден
35м3тәу. диапазонында өзгереді.
01.09.2004 мерзіміне дейін кен орнында 48 ұңғы бұрғыланған. Пайдалану,
өндіру және жұмыс істеп тұрған қоры – 25 ұңғы (№ 10, 26, 27, 28, 51, 52,
53, 55, 56, 58, 61, 62, 64, 113, 115, 116, 118, 119, 136, 141, 142, 204,
207, 210, 211). № 54 бір ұңғы айдау қорына ауыстырылды. №10, 27 ұңғылар
пайдалануға консервациядан соң енгізілді. Геологиялық себептерге байланысты
22 барлау ұңғылары жойылған (№ 4П, 5, 6, 7, 8, 9, 11, 12, 14, 15, 16, 17,
18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 32). 3 ұңғы меңгеруде: № 8, 109, 121. 2
ұңғы бұрғылануда: № 135, 143.
2001 ж. пайдалануға 2 ұңғы: №26, 28 енгізілді, жылдық мұнай өндіру
көлемі 3280,6т болды. Орта тәуліктік шығым 15,11 ттәул. 2002 ж.
пайдалануға 4 ұңғы (№51, 52, 53, 54) енгізілді және 6 ұңғы бойынша жылдық
мұнай өндіру көлемі 120,11мыңт. құрады. Орта тәуліктік шығым 173,1ттәул.
2003 ж. пайдалануға 60 ұңғыма енгізілді (№ 55, 56, 58, 115, 204, 210).
01.01.2004 ж. күніне пайдалану ұңғыларының қоры 12 ұңғы болды және жылдық
мұнай өндіру көлемі 418,31мың т. құрады. Орта тәуліктік шығым 173,1ттәул.
Әлібекмола құрылымының солтүстік күмбезінің мұнайлығын одан әрі барлау
үшін және коллекторлардың литология-физикалық қасаиеттерін нақтырақ нықтау
үшін 61 және 64 бағалау ұңғылары бұрғыланған (25.12.2002 ж. ЦКР №20
хаттамасына сәйкес).
2003 ж. Granherne және CBS мамандарымен жүргізілген сейсмобарлау
зерттеулерін қайтадан интерпретациялауының нәтижесінде 61, 64 бағалау
ұңғыларының орналасу жері жобалық орналасу орнына қатысты нақтылып
анықталды (18.06.2003 ж. №77 хаттама).
Оңтүстік күмбезде жаңа ұңғылардың орналасу жері түзетілген жоқ және
жоблық орынға сәйкес келеді, яғни орналасу торының тығыздығы 42,16 гаұңғы.
Жаңа ұңғылардың құрылысы күмбездің орталық бөлігінен бастап шет жағына
қарай жүргізілуде, бұл технологиялық схеманы іске асыру ойына сәйкес
келеді.
2004 жылдың сегіз айында пайдалануға қосымша 14 ұңғы енгізілді (№№ 10,
27, 61, 62, 64, 113, 116, 118, 119, 136, 141, 142, 207, 211). Технологиялық
схемамен 2004 жылы кен орынның оңтүстік бөлігінде 20 ұңғыны (15 өндіру және
5 айдау ұңғысы) бұрғылау және іске қосу қарастырылған. № 61, 64 ұңғылар кен
орынның солтүстік күмбезінде бұрғыланған. 01.09.2004ж. (8 ай ішінде) 25
ұңғы бойынша мұнай өндіру 574,342мың т. болды, бұл жобалық деңгейдің 38 %-н
(жобалық мұнай өндіру көлемі кен орынның оңтүстік бөлігі бойынша 1477,2мың
т.) құрайды. Игерудің басынан 01.09.2004 ж. дейін кен орын бойынша
1116,047мың т. өндірілді, бұл жобалық деңгейдің (1999мың т.) 55,8%-н
құрайды.
01.09.2004 ж. күні кен орын бойынша мұнайдың қалдық оры 52138,9 мың т.
құрады. 01.09.2004 ж, күні бір ұңғыға шаққанда мұнайдың меншікті қалдық
қоры: баланстық – 4555,9мың т., алынатын – 1988,6мың т. құрады. Кен орын
бойынша мұнай қорының өндірілуі 2,8% құрады (есеп беру құжатын дайындау
мерзіміне), ал жобалық деңгей 5,2% құрайды. Бір өндіру ұңғысының орта
тәуліктік шығымы 93,6ттәуліктен (№210 ұңғы) 537,2ттәулікке дейін (№55
ұңғы) өзгеріп, орташа 137,6ттәул құрады, бұл жобалық деңгей 207ттәул
болғанда, оның 38,4%-н құрайды.
Жаңа ұңғылар бойынша орта тәуліктік шығым 17,6ттәуліктен (№62 ұңғы)
196ттәулікке дейін (№10 ұңғы) өзгеріп, орташа 92,2ттәулік болды және
жоюалық деңгейдің (240ттәулік) 38,4%-н құрады. Ауыспалы ұңғылар бойынша
орта тәуліктік шығым 93,66 ттәуліктен (№210 ұңғы) 537,2 ттәулікке дейін
(№55 ұңғы) өзгеріп, жобалық деңгей 187ттәулік кезінде орташа 160,8 ттәул
құрады. 2004 жылдың сегіз айында өндіру ұңғылары бойынша газды фактор
74м3т-дан (№142 ұңғы) 611м3т -ға дейін (№55 ұңғы ) өзгеріп, орташа 379,15
м3т құрады, ал жобалық деңгей 242 м3т.
Сонымен қатар, №26, 28, 53, 56, 204 ауыспалы ұңғылар бойынша игеру
басынан шығымның өсуі байқалғанын айта ... 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