Өндіру ұнғыларын бұрғылаудан
МАЗМҰНЫ
КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер ... ... ... ... ... ... ...
1.2 Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.3 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.4 Мұнайгаздылық ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.5 Мұнай және газ геологиялық және қалдық ... ... ... ... ... ... .
2 Кен орындарының игерудің жүйесі ... ... ... ... ... ...
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштің жүйесі ... ... ... ... ...
2.1.1 Игеру кешенін таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.1.2 Пайдалну ұңғыларының орналасу анализі ... ... ... ... ... ...
2.1.3 Кен орындарды игеру режимі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1.4 01.01.2010ж. игерілген кен орындарының жағдайын және
реттелуін бақылау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.2 Игерудің қазіргі кездегі жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.3 Көмірсутектердің қабатқа әсер ету әдістері ... ... ... ... ... ...
3 Мұнай және газ өндірудің техникасы және технологиясы...
3.1 Өңдірудің техникаға арналған таңдауы және белгілері ... ... ...
3.2 Технологиялық көрсеткіштердің, ұңғыманы фондының
структурасының және олардың қазіргі дебиттерінің
анализі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.3 Мұнай және газдың технологиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.4 Ұңғымаларды пайдалану түрлерінің көрсеткіштерінің
мінездемесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.5 Ұңғымаларды пайдалану кезіндегі қиындықтарымен күресу және
оны алдын-алу жөніндегі салтанатты
іс-шаралар ... ... ..
3.6 Ұңғылар өнімдеріне жинау жүйесі және өнімді дайындау
талаптары мен кенестері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4 Арнайы бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4.1 Дипломдық жобаның тақырыбың қазіргі заманғы қарастырылуы
және анализі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.2 Жаңа техника және технологиялық қолдану ... ... ... ... ... ...
4.3 Компьтерлік ақпаратпен технологиылық есеп ... ... ... ... ... ..
5 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.1 Ұңғыманы игерудің технико-экономикалық көрсеткіштері ... .
5.2 Экономикалық эффектіліктің есеб ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6 Еңбек қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
6.1 Мекемелердің қауіпті және зиянды факторлары ... ... ... ... ..
6.2 Еңбекті қорғауды қамтамсыз ету жөніндегі салттанаты
іс-шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
7 Қоршаған ортаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
7.1 Атмосфералық ауаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7.2 Сулы ресурстарды қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7.3 Жер ресурстарын қорғау
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ..
..
Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Қолданылған ақпараттық көздер тізімі ... ... ... ... ... ... ... ...
АҢДАТПА
Дипломдық жоба жеті негiзгi бөлiмдерден тұрады:
– геологилық;
– кен орындарының игерудің жүйесі;
– мұнай және газ өндірудің техникасы және технологиясы;
– арнайы;
– экономикалық;
– еңбектi қорғау;
– қоршаған ортаны қорғау.
Геологиялық бөлімде Өзен кен орнының геологиялық зерттелгенi,
мұнайгаздылығы, өнімді объектілердің қалыңдығының, коллекторлық
қасиеттерінің сипаттамасы және олардың біртексіздігі, кен орнының орналасу
орны, стратиграфиясы, тектоникасы, мұнай және газ геологиялық және қалдық
қорының анализы келтірілген.
Кен орындарының игерудің жүйесі бөлімінде игерудің технологиялық
көрсеткіштері, игерудiң қазiргi жағдайының талдауы, игеріліп жатқан қабатты
және ұңғының пайдалану жағдайы мен оның жабдықтарын бақылау, игеру кешенің
таңдау, кен орындарын игерудің режимі, көмірсутектердің қабатқа әсер ету
әдістері көрсетілген.
Мұнай және газ өндірудің техникасы және технологиясы бөлімінде ұңғы
фонды сипатталады, жинау және дайындау жүйесінің жағдайының талдауы,
сонымен штангалы тереңдік сорап қондырғысымен жабдықталған ұңғылардың
жұмысын талдау, мұнай және газдың технологиясы, ұнғымаларды пайдалану
түрлерінің көрсеткіштерінің міңездемесі, ұнғымаларды пайдалану кезіндегі
қиындықтармен күресу және оны алдын-алу жөніндегі салтанатты іс-шаралары
берілген.
Арнайы бөлімде Өзен кен орнында штангалы терең сорапты қондырғымен
жабдықталған ұнғының жұмысына газдың әсерін талдау және олармен күресу үшін
жабтарды таңдау қарастырылған.
Экономикалық бөлiмiнде негізгі экономикалық көрсеткіштер мен жылдық
экономикалық тиімділіктің есебі берілген.
Еңбектi қорғау және қоршаған ортаны қорғау бөлiмдерiнде Өзен кен
орнындағы жұмыскерлердiң және қоршаған ортаның қауiпсiздiгiн қамтамасыз
ететiн шаралар қарастырылады.
АННОТАЦИЯ
Дипломный проект состоит из семи основных частей:
– геологическая;
– система разработки в месторождениях;
– техника и технология в добычи нефти и газа;
– спец часть;
– экономическая;
– охрана труда;
– охрана окружающей среды.
В геологической части рассматривагтся геологическая
изученность, нефтегазоносность, характеристика толщин, коллекторных
свойств продуктивных объектов и их неоднородности, местоположения
месторождений, стратиграфия, тектоника, анализ геологических и
извлекаемых запасов нефти и газа.
В части система разработки в местораждениях рассматривается
приведен анализ текущего состояния разработки, контроль за разработкой
пластов состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования,
режим разработки, способ воздействия углеводородов на пласт.
В техника и технология в добычи нефти и газа части рассматривается
подробно описывает-ся фонд скважин, анализ системы сбора и подготовки
скважинной продукции, а также анализ работы скважины оборудованный
штанговым глубинным насосом, технология нефти и газа, характеристика метода
эксплуатаций скважин, мероприятия по борьбе с трудностями в эксплуатаций
скважин.
В спец части рассматривается выбор оборудований при борьбе с
воздействием газа на работу скважин оборудованным штангового глубинным
нососом.
В экономической части дан расчет основных экономических показа-телей
и годового экономического эффекта.
В разделах охраны труда и охраны окружающей среды, рассматри-ваются
мероприятия, обеспечивающие безопасность работающих и охрану окружающей
среды на месторождении Узень.
КІРІСПЕ
Қазақстан Республикасы үшін ең басты экономикалық мәселе
материалдық – техникалық базаны жасаудың маңызды бөлігі ауыр
индустрияға тиесілі, және оның ішінде алдымен энергетика, қара
металлургия, мұнай, газ, химия және мұнайхимия өнеркәсіптері, машина
жасау.
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде – бір саласы
мұнай мен газ өнеркәсібінің өнімін пайдаланбай дами алмайды
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды игеру жүйелерін
қолдану, бұрғылау жұмыстарының технологиясын жетілдіру, олардың
техникалық жабдықталуын жақсарту, қабаттар мұнай бергіштігін
арттырудың қазіргі жаңа әдістерін кеңінен еңгізу және прогрессивтік
технологиялық процестерді пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.
Бұл дипломдық жобада Қазақстан республикасының Манғыстау облысында
Өзен мұнай-газ кен орны қарастырылған.
Өзен кенорны 1961 жылы ашылды. 1964 жылы игеріліп
басталды. Мұнайдың бастапқы геологиялық қорлары 1млрд. тоннаға бағаланды.
Өзен мұнайы сирек кездесетін ерекшелігімен айқындалады. Құрамында
парафин мөлшерінің жоғарлығынан ол +32˚С - +33˚С температурада қатып
қалады. Жер қабаттарының қысымымен мұнай сұйық қалыпта болса, жоғары
шыққанда қара май, көмірсутекті метаны көп, күкірті аз, 20% - ға дейін
парафинді және асфальт – смолалы заттар бар.
Кәсіпшілік өнімнің қажетті түрлерінің арасында мұнай, газ және
олардың өңделген өнімдері бірінші орынды алады. Энергетикалық ресурстардың
барлық түрлері (су, көмір, жанар май, атомдық энергия және тағы басқалар)
23 жуық қажеттілігі көмірсутектермен қамтамасыз етіледі. Қазіргі уақыттың
транспортың және көптеген қозғалысты техникаларды жанар - жағар
материалдарсыз елестетуге болмайды, олардың негізі мұнай және газ болып
табылады. Бұл жердің байлықтары үлкен көлемде өндіріледі және
пайдаланылады.
1994 жылы қараша айында ұйымдастырылған Өзенмұнайгаз өндіріс
филиалынан 1996 жылы №1 мұнай газ өндіру басқармасы (МГӨБ) құрылды.
Басқарманың негізгі қызметі шикі мұнайды және газды өндіру болып табылады.
Өндіріс аланының жалпы алаңы 8495га.
Кен орнының өндіру қоры винтті сорап, штангалық сораптық және
батырмалы электр ортадан тепкіш сораптық тәсілімен өндіріледі. Мұнай
скважиналарын штангалық сораптармен пайдалану тәсілі кеңінен қолданылады.
Бұл тәсіл механикаландырылған өндірудің негізгі тәсілдерінің бірі болып
табылады және ол қазіргі уақытта 87,8% құрайды.
Штангалық тереңдік сорапты пайдалану кезінде скважиналардың өнімі
және өнім беру коэффициенті төмен скважиналар көп кездеседі, олар:
плунжердің цилиндрге орналастыруына, сорап тетіктерінің тозуына,
құбырлардың және штангалық сораптардың деформациясына, сорап қабылдауындағы
газ мөлшерінің көптігіне, өнімдегі құм мөлшерінің жоғарлығына, скважина
оқпанының қисаюына, парафин және минерал тұздарының бөлінуіне байланысты
болады.
Жобаның негізгі мәселесі – Өзен кен орнында ШТСҚ – мен
жабдықталған ұңғының жұмысына газдың әсерін талдау және онымен күресу үшін
жабдықтарды таңдау.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 ЖАЛПЫ МӘЛІМЕТ
Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде Оңтүстік
Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орын территориясы Маңғыстау облысы құрамына
кіреді. Ең жақын елді мекен – Жаңаөзен қаласы, ол кен орын аумағынан
оңтүстікке қарай 8-15 км-де орналасқан. Оның батысынан 80 км жерде –
Жетібай қаласы, ал 150 км – Ақтау қаласы орналасқан.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа, яғни
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 –132 метр болатын Қарақия ойпаты болып
табылады.
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Оның орталық
бөлігін Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт алады.
Үстірттің абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +200
м. Өзен ойпаты 500 км2 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 континентальды, шөлейтті, тәуліктік температураның
күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен және салыстырмалы суық қысымен
сипатталады. Жазда максималды температура +45 (С, қыста минималды
температура –30 (С-қа дейін төмендейді.
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-шашын
сирек және негізінен көктем-күз мезгілінде жауады. Атмосфералық жауын-
шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм шамасында болып келеді.
Жаңа Өзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне бұрғыланған
геологиялық скважиналардан 70 км суөткізгіш 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.
Өзен кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары
Ресейге жөнелтіледі. Жолаушы және өндірілген газ Қазақ газ өңдеу зауытына
және Ақтау қаласының пластмасса зауытына келіп түседі.
Маңғыстауды зерттеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау
мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жылдары Таспас орлары мен
құдықтарының ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
Өзен кен орнының көтерілуі 1937-1941 жылдары С.Н.Алексейчик далалық
геологиялық зерттеулер жүргізгенде анықталған.
1941-1945 жылдар арасында Маңғыстауда геологиялық зерттеулер
жүргізілген жоқ.
1950 жылы ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов, Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық экспедиция
ұйымдастырылды. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес қосты. 1951 жылы
“Казнефтеобъединение” бас геологы Н.А.Кадин Батыс Қазақстанның геологиясы
мен мұнайлылығы бойынша көптеген мәлімет беріп, соның нәтижесінде барлық
геологиялық материалдар талданды және
Маңғыстаудың мұнайгаздылық жөнінен болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 жылы Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Төбешік алаңында құрылымдық-
іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.
1957-1961 жылдары Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелер шешілді. Бұл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға үш аудан
ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады, Төбешік 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 жылы желтоқсанның басында 1248-1261 м
аралығындағы N1 скважинаны сынағанда 10 мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м3
фонтан алынды. Горизонттың өндірістік бағалануы 1962 жылы сәуірде 3 режимде
сынаумен берілді. Ал 1963 жылы наурыздың басында осы горизонттағы 2 және
22 скважиналардан мұнай фонтандары атқылады.
Өзен кен орнын өнекәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 жылы 7 қыркүйектегі қаулысымен Шевченко (қазіргі Ақтау)
қаласында “Мангышлакнефть” бірлестігі құрылды да, Өзен экспедициясы соның
құрамына енді.
1965 жылы ВНИГРИ Өзен кен орнын игерудің бас схемасын жасады және ол
Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда кен орнын игерудің басынан
бастап қабат қысымы мен температурасын көтеріп ұстау, одан 4 пайдалану
объектісін бөліп алу, соның ішінде І объект – ХІІІ+ХІV горизонттар, ІІ
объект – XV+XVІ горизонттар, ІІІ объект – XVІІ горизонт, 4 объект – XVІІІ
горизонт, негізгі пайдалану объектілері бойынша кен орнын айдау
скважиналарымен 4 км блоктарға бөлу, барлық объектілерді бір уақытта жеке
блоктармен игеруге қосу, ІІІ объектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесі
арқылы игеру, ІV объектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру
сияқты мәселелер жан-жақты қарастырылып, талқыға салынды. Бірақ кен орнының
су айдауға дайын еместігіне байланысты XІІІ-XVІІІ горизонттар 2,5 жыл бойы
ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді су арынды режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданыстағы жүйесінің тиімсіздігінен скважиналар шығымы төмендей берді.
1971 жылға дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне
тек өндіру скважиналары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткеннен соң мұнай өндіру
төмендеді және скважиналар өнімінің сулануы қарқындады.
1974 жылы жасалған игеру жобасында келесі мәселелер қарастырылып,
шешім қабылданды. Әрбір горизонт жеке игеру объектісі болып табылады,
өнімді горизонттар ені 2 км блоктарға айдау скважиналары қатарларымен
бөлінеді, жаңа скважиналар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады, ыстық су
айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын 1979 жылға 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 әртүрлі 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.
1- сурет Өзен кен орнының орналасуы.
1.2 СТРАТИГРАФИЯ
Өзен кен орнында терең барлау нәтижесінде бұрғылаумен қалыңдығы
шамамен 3600 м шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның
құрылымында триас, юра, бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын
алады. Олардың былай белгіленуі скважина 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 тағы басқа зерттеулер арқасында қолда бар
стратиграфиялық үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділерімен
байланысты. Кен орынның геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне
қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. І-XІІ горизонттар жасы бор –
газды, жоғарғы және орта юраның XІІІ-XVІІІ горизонттары –мұнай-газды, жеке
күмбездерде төменгі юраның XІX-XXІV горизонттары мұнай-газды болып келеді.
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 кескінделген. Төменгі триас (Т)
шөгінділері қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен орын
алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалыңдығы шамамен
440 метрге жетеді, оның жабынында шайылудың ізі байқалады.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің
біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл шөгінділер жалпы қалыңдығы
1500-1600 метр болатын біртұтас оңтүстік Маңғыстау тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J).
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі, орта
және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300 метрді құрайды.
Төменгі бөлім (J1).
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және орта
түйіршікті болып келеді. 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 болып
келеді. 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 құрылым дамыған, оның қалыңдығы
шайылу нәтижесінде күрт өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің
қалыңдығы 120-130 метр. Төменгі юра қимасында XXІV-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 қалыңдығы 700 метр аален, байос және бат ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 a).
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 метр.
Аален мен байос ярустары арасындағы шекара XXІІ 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 500-520 метр
аралығында өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері
екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1).
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470 метр 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 болады.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXІІ, XXІ, XX, XІX,
XVІІІ және XVІІ 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 түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара қоңыр-сұр болып келеді. Байос және бат шөгінділерінің
арасындағы шекара шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы
байос-бат шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 метрді құрайды.
Жоғарғы бөлім (J3).
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфорд 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, ал құмтастар мен алевролиттердің
түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр. Болады. Құмтастар арасында
ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында негізінен XІV горизонттың
жоғарғы бөлігі мен XІІІ горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы 50-135 метр.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3о- km).
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-
карбонатты жабын ретінде көрінеді. 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 метр, ал жоғарғысы үшін 30-97 метрді
құрайды.
Бор жүйесі (К).
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) ярустары. Төменгі бөлікке ХІІ
горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ, ІV, V, VІ, VІІ,
VІІІ, ІX, X және ХІ газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы
1100 метр шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз
қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ).
Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген
шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың бірқалыпты қабаты
жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170 метр. Неоген жүйесі
тортон және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25
метр, ал сармат ярусы 80-90 метрді құрайды.
Палеоген жүйесі (f).
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады. Эоцен
бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар түрінде, ал олигоцен
бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың бірқалыпты қабаты түрінде
көрінеді. Палеогеннің жалпы қалыңдығы 150-170 метр.
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 қалыңдығы 115 метрге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q).
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен
көрінеді. Шөгінділердің жалпы қалыңдығы 5-7 метрді құрайды. Олардың
әрқайсысы құрамы жағынан әр текті болып келеді. Құмдардың түсі сарғыш,
сарғыш қоңыр және сұр болып келеді.
1.2-сурет. Өзен кен орнының құрылымдық картасы
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 құрылымы оңтүстік-шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік қанатта
жыныстардың құлау бұрышы 3(. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6( 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-ді құрайды. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа
ығысқан, соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған солтүстік-батыс
периклиналге қарағанда қысқа болып келеді. Оңтүстік қанат шамалы тіктеу.
Мұнда XІV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6-8(. Қатпардың
солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс жартысында ХІІ
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 1-3(. Құрылымның батыс бөлігінде
мұнай кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді, оларға Солтүстік-батыс және
Парсымұрын жатады.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының оңтүстік
қанатын күрделіндіреді. XVІІІ горизонттың жабыны бойынша көтерілу
амплитудасы 30 метрге жетеді және соңғы 1300 метр тұйық изогипс бойынша
құрылым өлшемдері 2,9х0,9 км-ді құрайды. Солтүстік-батыс күмбез
Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді.
Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің
оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты созылған. Өзен
қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда ХІІІ горизонт жабынында 1700 метр
изогипспен ерекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және Қарамандыбас
қатпарларын N58 ұңғыма ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге
біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытқа қарай созылған. Мұнда ХІІІ
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4(.
Құрылым осінің ундуляциясы назар аудартады, соның нәтижесінде
негізінен құрылымның ұзын осіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер
қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі
ерекшеленеді, онда да мұнай кеніштері бар.
1.3-сурет. Өзен кен орнының геологиялық қимасы
1.4 МҰНАЙГАЗДЫЛЫҚ
1.1-кесте. Мұнайгаздылық ауданың салыстыру
Күмбез Гори Жатысы Мұнайгаздылық Мұнайгаздылық ПЗ-мен
зонт ауданы,мың.м2 ауданы,мың.м2 салыстырғандағ
01.01.05. жыл 01.01.09. жыл ы өзгерісі
2005 ж.
%
1 2 3 4 5 6
Негізгі аудан 13 А 178758 178585 -0,10
Б 106748 106920 +0,16
В 225327 225732 +0,18
Г 203733 203301 -0,21
Д 167340 167741 +0,24
Негізгі аудан 14 А 187879 187941 +0,033
Б 188261 188270 +0,047
В 129789 129648 -0,10
Солтүстік-Батыс14 В1+2 5898 5906 +0,13
В3 3712 3712 -
В4 3262 3262 -
Парсымұрын 14 В 4035 4026 -0,22
Негізгі аулан 15 А 93727 93805 +0,08
Б 92252 92304 +0,06
В 44547 44284 -0,59
Солтүстік-Батыс15 А 2852 2852 -
Б+В 5873 5873 -
Парсымұрын 15 Б 2264 2264 -
Негізгі аулан 16 1 65231 65017 -0,33
2 48595 48567 -0,06
Негізгі аудан 17 А 37993 37979 -0,26
Б 33240 33240 -
Қумұрын 17 А 2484 2484 -
Б 4779 4779 -
Парсымұрын 17 Б 869 869 -
Негізгі свод 18 А 14311 14311 -
Б 9128 9207 +0,88
В 7635 7635 -
Орталық блок 18 А 7556 7556 -
Б 660 660 -
В 564 564 -
Қумұрын 18 А1 1513 1513 -
А2 3039 3039 -
Б 3587 3587 -
В 3466 3466 -
Шығыс-Парсымұры18 В 427 427 -
н
Солтүстік-Батыс18 В 886 884 -0,23
2006 жылы Өзен кен орнынан 5325100 тонна мұнай өндірілді. Соның
ішінде ХІІІ горизонттан 27,5%, XІV горизонттан 39,9%, XV горизонттан 12%,
XVІ горизонттан 10,9%, XVІІ горизонттан 5,7% XVІІІ горизонттан 1,7%,
Қумұрын күмбезінен 1,2%, Парсымұрын күмбезінен 1,2% мұнай өндірілген.
80 жылдар кезінде Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын
күмбездерінің өнімді горизонттары қарқындата бұрғыланды. Бұл олардан мұнай
өндірудің сәйкес 4, 66 және 58 %-ке өсуіне әсер етті. XІІІ-XІV
горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі өндіріледі. Олардан
өндірілген мұнай барлық кен орын 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-ті құрады.
XІІІ-XІV 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 жылғы мұнай мен газ өнімінің өндіру
сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай негізінен механикалық тәсілмен (97
%) өндірілген. Газлифт ұңғымаларының қоры барлық өндіру қорының 9,2 %-ін
құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6 %, ал сұйықтық
өндіру 24 % болды. 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 болып келеді. Алаң бойынша қабат коллекторларының 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
коллекторлары жатады. Бұл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуымен
түсіндіріледі. Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95 %-ті құраса, ал
Өзен кен орнынын полимиктілік коллекторларында кварц құрамы 30 % шамасында
болып келеді.
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. Жалпы кен орын
бойынша кеуектілік шамалары 1.1-кестеде келтірілген.
1.2-кесте. Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m, %
1 2
XІІІ 21
XІV 22
XV,XVІ 23
XVІІ,XVІІІ 24
Өзен кен орнының қабат коллекторларының маңызды қасиеттерінің бірі
өткізгіштік болып табылады. Бұл шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-
геофизикалық материалдар қолданылады.
Өткен жылдарда жүргізілген зерттеулер негізінде үлгітасты талдау
бойынша табылған қабаттардың өткізгіштік коэффициенті мен бұл қабаттардың
геофизикалық параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар
бар екені анықталды. Соның нәтижесінде өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен
гамма-әдіс көрсеткіштерімен 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 анықталды.
Төмендегі кестеде ұңғымалар санымен анықталған мұнайға қаныққан
қалыңдықтың орташа арифметикалық шамасы берілген.
1.3-кесте.Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері
Горизонттар kop, мкм2 Скв. Саны hM.OP., м
1 2 3 4
XІІІ 0,206 458 10,8
XІV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVІ 0,207 311 18,4
XVІІ 0,76 96 23,4
XVІІІ 0,178 63 19,8
Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар мен бөліктердің мұнайлы
қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. ХІІІ горизонт ең аз қалыңдықпен
сипатталады.
XІІІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар, яғни ұсақ
түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен
мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалыңдығы 10-47,3
метрге жететін, барынша сұрыпталған орта және ірі түйіршікті құмтастар
аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 метр жұқа жолақтар
түрінде кездеседі. 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, скважиналар бойынша жаңа қосымша
материал мен геологиялық құрылымдар алаң бойынша коллекторлар түрлерінің
таралу ерекшеліктері мен ішкі және сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл
анықтауға мүмкіндік берді. Мысалы, XІІІ өнімді горизонтқа ортаңғы юраның
байос ярусының жоғарғы бөлігіне жататын шөгінділер кешені кіреді.
Горизонттың жалпы қалыңдығы 40-50 метрді құрайды. Мұнайға қаныққан орташа
тиімді қалыңдық 18 метр. Барлық горизонттар сияқты күрделі көпқабатты игеру
кешені болып табылады. Күрделі болуы қабаттардың литологиялық қасиеттерінің
өзгергіштігіне байланысты болып келеді.
XІІІ-XVІІІ горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдық сипатқа ие.
Олар мұнайда парафин мөлшерінің және асфальтенді-шайырлы заттардың көп
болуымен, мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат
температурасына теңдігімен, құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу
қысымы мен бастапқы қабат қысымының арасының шамалас болуымен,
газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы +30(С болуымен
ерекшеленеді.
1.4-кесте.Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер Хііі горизонт
1 2
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3 м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа(с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы, (С 66
1965 жылы Өзен кен орнының қимасында терең бұрғылау нәтижесінде
ашылған стратиграфиялық, литологиялық, коллекторлық қасиеттер негізінде екі
гидрогеологиялық қабат, бор және юра қабаттары анықталған болатын. Ондағы
қабат мұнайының орташа көрсеткіштері 1.3-кестеде келтірілген
Өзен кенорнынан игерілетін мұнай смолалы, аз күкіртті, жоғары
парафинді болып келеді. Мұнайдың физико-химиялық қасиеттерінің өзгерілуін
негізінен тығыздыққа, тұтқырлыққа, асфальт-смолалы заттардың және
парафиндердің болуына байланысты анықтауға болады.
Өзен кенорны бойынша қабат мұнайларының қасиеттері келесідей:
мұнайды ерітілген парафин, асфальт-смолалы компанентердің көп болуы,
мұнайдың парафинмен қанығу температурасы алғашқы қабат температурасына тең
немесе жақын, қабат температурасы мұнайдың парафинмен қанығу және қуысты
ортада мұнайдың газсыздану температурасынан төмендеген кезінде мұнайдан
қатты шөгінді парафиннің бөлінуі.
Өзен кенорындағы қабат сұйығының қасиеттерін 1.2 кестеде
қарастырайық.
1.5-кесте.Өзен кенорындағы xiii-xviii қабат сұйығының қасиеттері
Параметрлердің атауыҚабаттар
XIII XIV XV XVI XVII XVIII
1 2 3 4 5 6 7
Мұнай тығыздығы, 0,796 0,787 0,780 0,785 0,790 0,787
тм3
Мұнай тұтқырлығы 4,7 4,0 3,7 3,8 4,0 3,9
МПА*с
Газбен қаныққан 7,2 7,8 8 8,2 8,3 9,2
мұнайдың қысымы,
МПА*с
Мұнайдың көлемдік 1,17 1,17 1,18 1,17 1,17 1,18
коэффициенті, бірлік
үлес
Мұнайдағы газ 56 57,2 59,3 56,7 56,5 61,8
құрамы,м3т
Мұнайдағы парафин 18,5 19,7 19,2 18,7 20,4 21,2
құрамы, %
Мұнайдағы күкірт 0,18 0,18 0,17 0,19 0,19 0,19
құрамы,
Газдалған мұнайдың
фракциялық құрамы,
%
100˚С 2 2 2 2 2
200˚С 14 14 13 14 13 14
300˚С 30 30 30 30 31 30
XIII-XVIII өнім қабаттарындағы мұнайының газ құрамы 56м3т (XIII)
61,8м3т (XVII) дейін тербеленеді, ал парафин құрамы 18,5% (XIII) 21,2%
(XVIII) дейін өзгереді
1.6-кесте.Мұнайдағы газсыздандыру кезінде бөлінген газдың құрамы
Қабаттар
Құрамы
XIII XIV XV XVI XVII XVIII
1 2 3 4 5 6 7
Метан 50,20 56,8 62,60 67,51 63,34 63,28
Этан 19,80 18,0 17,60 13,83 18,33 18,21
Изо-бутан 3,10 2,6 2,10 1,86 1,74 1,82
Н-бутан 4,65 3,8 3,31 3,22 3,14 3,9
Изо-пентан 1,55 1,3 1,04 1,24 1,24 0,93
Н-пентан 1,45 1,2 0,88 1,10 0,83 0,76
Гексан 1,0
Көмірқышқыл газы 0,20 0,7 0,40 0,30
Азот 2,26 1,3 1,72 2,33 1,18 1,23
1.4-сурет. Өзен кен орнының өнім алу картасы
1.5 Мұнай мен газдың геологиялық және қалдық қорлары
Алғаш рет Өзен кенорнының мұнай қорларын есептеу жұмыстары 01.01.1963
ж. мәліметтері бойынша ЦЛ ЗКГУ-мен 1969 жылы жүргізілді.
ЦКЗ МГИ ОН 02.02.69 ж. протоколы бойынша қорлар (1148 мың т)
экономикалық жағынан кенорынды игеру тиімсіз болғандықтан және оның қашық
орналасуынан баланстық қорларға жатқызылды.
1992 ж. 5 терең ұңғыманы бұрғылаудан кейін алынған геологиялық
материалдарға және бұрыңғы мәліметтерге сай альб және апт горизонттарындегі
мұнай қорларын қайта бағалау шаралары өткізілді. Бүкіл кенорын бойынша
есептелген мұнай қорларын С1 категориясы бойынша құрды:
баланстағы – 1429 мың т;
өндірілетін – 543,6 мың т;
С2 категориясы бойынша (апт горизонтынің В қабаты):
баланстағы – 7 мың т;
өндірілетін – 2 мың т.
Соның ішінде альб горизонтынің (А және Б қабаттары) қорлары 1160 мың
т баланстық және 434,6 мың т өндірілетін; апт горизонтынің (А және Б
қабаттары) қорлары 269 мың т баланстық және 109 мың т өндірілетін болды.
2009 жылдың 1 қаңтарына кенорын бойынша 127,37 мың т мұнай өндірілген,
оның қалдық қорлары: 130,6 мың т – баланстық, 412,6 мың т – өндірілетін.
- 2 Кен орындарының игерудің жүйесі
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштің жүйесі
Скважинаны игеру – қабаттан сұйық ағынын скважинаға шақыру
бойынша жұмыстар комплексі. Ол оның өнімділігін жергілікті қабаттан өндіру
мүмкіндіктерімен немесе қажетті өткізгішті қамтамасыз етеді.
Скважинаны игеру маңызы депрессияны тудыру болып табылады, яғни қабат
пен түп қысымының түседі. Қабат қысымының түп қысымынан жоғарылауы болып
табылады. Бұны екі жолмен жүзеге асыруға болады не скважина сұйығының
деңгейін түсіру. Бірінші жағдайда бұрғылау ерітіндісін сумен, сосын
мұнаймен ауыстырады.
Екінші жағдайда скважинадағы деңгейді келесі тәсілдердің бірімен
төмендетеді: поршендеу, сығылған газ не ауамен бастыру, аэрация (газ
сұйықты қоспа аудай), сұйықты штангалық скважиналық сораптармен айдау
немесе ортадан тепшік сораптармен.
Аэрация – сұйықты сығылған газ пузыркаларымен араластыру процесі.
Аэроция кезінде скважинаны толтыратын (бұрғылау ерітіндісі, су, мұнай)
сығылған газбен (ауамен) сұйықтың бірте-бірте араласуы нәтижесінде сұйықтың
тығыздығы суалды және соның арқасында түптегі қысым төмендейді.
Аэрация кезінде скважинаға сораптан келетін сулы желіден басқа
компрессордан келетін газды желіні (газ ауа таратушы батареядан) қосады.
Сұйық пен газ арнайы араластырғышта (эжектор) не скважинаның газ өтетін
женісінде араласады. Және аэрленген сұйық (газ сұйықты қоспа) құбыраралық
кеңістікке айдалады. Скважинадағы сұйықты ауыстыру кезінде, осы қоспамен
түптегі қысым төмендейді және ол қабат қысымынан төмен болған кезде мұнай
қабаттан скважинаға өте бастайды.
Поршендеу – поршень көмегімен скважинадағы сұйық деңгейін берте-берте
төмендету.
Поршень диаметрі 25-37,5 мм құбыр, төменгі бөлігінде жоғарыға
ашылатын клапаны бар.
Әрбір құбырды шаблонмен тексереді, поршенді деңгейден төмен
түсірген кезде, сұйық клапан арқылы поршень кеңістігіне өтеді.
Үздіксіз поршендеу кезінде скважинадағы сұйық деңгейі
төмендейді және сәйкесінше скважина түбіндегі қысым түседі де ол
қаббаттан сұйық ағынын шақырады.
Кенорында игеру жобалық құжаттар арқылы негізінен
жүргізіледі, осылардың ішінде үш үлкен жоба және бірнеше
технологиялық схема жеке қиын игеру учаскілері қаралған. Бірінші
жобалық құжат – бас игеру схемасы – 1965 жылы ВНИИ жасақтаған, оның
негізгі бөлімдері төмендегідей:
- кенорында бастапқы игеру барысында қабат қысымын, температурасын
ұстау;
- төрт пайдалану обьектісіне бөлу: 1 обьект - XІІІ+XІV
қабаттар; ІІ
- обьект – XV+XVІ қабаттар; ІІІ обьект -XVІІ қабат; ІVобьект
–XVІІІ
қабат;
- негізгі пайдалану обьектісі бойынша І-ІІ көлденең тілігі,
кенорын блогының ені 4км су айдайтын скважиналар қатары:
- барлық обьектілерді және жеке блоктарды бір мезгілде игеру:
- барлық обьектілердегі жоспардағы тілік сызықтарын біріктіру яғни
қабат – қабаттан сұйықтардың өтіп кетпеуі үшін;
- ІІІ – обьектіне (XVІІ) нұсқаның сыртына су айдау арқылы игеру;
- Мұнай өндіру скважиналарында түптің қысымын 25% мұнай газбен
қаныққан қысымында ұстау;
- Су айдау қысымын. бастапқы қабат қысымының деңгейінде ұстау;
- Су айдау қысымы -10мПа.
2.1-кесте. 13+14 горизонтты игерудің негізі технологиялық көрсеткіштері.
Жылдар Мұнайды Мұнай Жинал. Мұонай мұнайды Жылдық
өндіру қорларын сұйық
Ұнғылар саны397 251 81 45 28 16
2007 жылы кен орны бойынша 95 ұңғыма бұрғыланды, оның 79 өндіру және
16 айдау скважина (кесте 5.1.1). 2004 жылдың соңына өндіру қорына 3289
ұңғымалар, соның ішінде 3203 жұмыс істеп тұрған ұңғымалар. Кен орын бойынша
өндіру ұңғымаларының пайдалану қорының саны жобадан 804 бірлікке артта
қалып келеді : жұмыс жасап тұрғандар қорының жобалық қордан артта қалуы
673 ұңғымалар. Өндіру қорының артта қалуының негізгі себебі – ұңғыма
енуінің жобадан 2006 жылға дейін қалуы. 2005 жылдан бастап жаңа ұңғымаларды
бұрғылау жобалықтан алға шығуы : 2005 жылы – 24 бірлікке, 2006жылы – 30
бірлікке, 2007 жылы – 49 бірлікке.
3093 скважина пайдаланудың механикалық әдісімен жұмыс істеуде,
фонтандық – 50 ұңғымалар, ортадан тепкіш сораппен 33 ұңғыма жабдықталған.
51% фонтандық ұңғымалар ХІІІ горизонттқа, 21% - XIV горизонттқа келеді.
Хумурун, Солтүстік-Батыс және Парсумурун күмбездерінің қабаттары толық
механикалық әдіспен пайдаланады.
Әрекетсіз қорды ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
КІРІСПЕ
1 Геологиялық бөлімі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер ... ... ... ... ... ... ...
1.2 Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.3 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.4 Мұнайгаздылық ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.5 Мұнай және газ геологиялық және қалдық ... ... ... ... ... ... .
2 Кен орындарының игерудің жүйесі ... ... ... ... ... ...
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштің жүйесі ... ... ... ... ...
2.1.1 Игеру кешенін таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.1.2 Пайдалну ұңғыларының орналасу анализі ... ... ... ... ... ...
2.1.3 Кен орындарды игеру режимі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.1.4 01.01.2010ж. игерілген кен орындарының жағдайын және
реттелуін бақылау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
2.2 Игерудің қазіргі кездегі жағдайы ... ... ... ... ... ... ... ... ..
2.3 Көмірсутектердің қабатқа әсер ету әдістері ... ... ... ... ... ...
3 Мұнай және газ өндірудің техникасы және технологиясы...
3.1 Өңдірудің техникаға арналған таңдауы және белгілері ... ... ...
3.2 Технологиялық көрсеткіштердің, ұңғыманы фондының
структурасының және олардың қазіргі дебиттерінің
анализі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
3.3 Мұнай және газдың технологиясы ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.4 Ұңғымаларды пайдалану түрлерінің көрсеткіштерінің
мінездемесі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.5 Ұңғымаларды пайдалану кезіндегі қиындықтарымен күресу және
оны алдын-алу жөніндегі салтанатты
іс-шаралар ... ... ..
3.6 Ұңғылар өнімдеріне жинау жүйесі және өнімді дайындау
талаптары мен кенестері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4 Арнайы бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4.1 Дипломдық жобаның тақырыбың қазіргі заманғы қарастырылуы
және анализі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
4.2 Жаңа техника және технологиялық қолдану ... ... ... ... ... ...
4.3 Компьтерлік ақпаратпен технологиылық есеп ... ... ... ... ... ..
5 Экономикалық бөлім ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
5.1 Ұңғыманы игерудің технико-экономикалық көрсеткіштері ... .
5.2 Экономикалық эффектіліктің есеб ... ... ... ... ... ... ... ... ...
6 Еңбек қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
6.1 Мекемелердің қауіпті және зиянды факторлары ... ... ... ... ..
6.2 Еңбекті қорғауды қамтамсыз ету жөніндегі салттанаты
іс-шаралар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
7 Қоршаған ортаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
7.1 Атмосфералық ауаны қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7.2 Сулы ресурстарды қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
7.3 Жер ресурстарын қорғау
... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ..
..
Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Қолданылған ақпараттық көздер тізімі ... ... ... ... ... ... ... ...
АҢДАТПА
Дипломдық жоба жеті негiзгi бөлiмдерден тұрады:
– геологилық;
– кен орындарының игерудің жүйесі;
– мұнай және газ өндірудің техникасы және технологиясы;
– арнайы;
– экономикалық;
– еңбектi қорғау;
– қоршаған ортаны қорғау.
Геологиялық бөлімде Өзен кен орнының геологиялық зерттелгенi,
мұнайгаздылығы, өнімді объектілердің қалыңдығының, коллекторлық
қасиеттерінің сипаттамасы және олардың біртексіздігі, кен орнының орналасу
орны, стратиграфиясы, тектоникасы, мұнай және газ геологиялық және қалдық
қорының анализы келтірілген.
Кен орындарының игерудің жүйесі бөлімінде игерудің технологиялық
көрсеткіштері, игерудiң қазiргi жағдайының талдауы, игеріліп жатқан қабатты
және ұңғының пайдалану жағдайы мен оның жабдықтарын бақылау, игеру кешенің
таңдау, кен орындарын игерудің режимі, көмірсутектердің қабатқа әсер ету
әдістері көрсетілген.
Мұнай және газ өндірудің техникасы және технологиясы бөлімінде ұңғы
фонды сипатталады, жинау және дайындау жүйесінің жағдайының талдауы,
сонымен штангалы тереңдік сорап қондырғысымен жабдықталған ұңғылардың
жұмысын талдау, мұнай және газдың технологиясы, ұнғымаларды пайдалану
түрлерінің көрсеткіштерінің міңездемесі, ұнғымаларды пайдалану кезіндегі
қиындықтармен күресу және оны алдын-алу жөніндегі салтанатты іс-шаралары
берілген.
Арнайы бөлімде Өзен кен орнында штангалы терең сорапты қондырғымен
жабдықталған ұнғының жұмысына газдың әсерін талдау және олармен күресу үшін
жабтарды таңдау қарастырылған.
Экономикалық бөлiмiнде негізгі экономикалық көрсеткіштер мен жылдық
экономикалық тиімділіктің есебі берілген.
Еңбектi қорғау және қоршаған ортаны қорғау бөлiмдерiнде Өзен кен
орнындағы жұмыскерлердiң және қоршаған ортаның қауiпсiздiгiн қамтамасыз
ететiн шаралар қарастырылады.
АННОТАЦИЯ
Дипломный проект состоит из семи основных частей:
– геологическая;
– система разработки в месторождениях;
– техника и технология в добычи нефти и газа;
– спец часть;
– экономическая;
– охрана труда;
– охрана окружающей среды.
В геологической части рассматривагтся геологическая
изученность, нефтегазоносность, характеристика толщин, коллекторных
свойств продуктивных объектов и их неоднородности, местоположения
месторождений, стратиграфия, тектоника, анализ геологических и
извлекаемых запасов нефти и газа.
В части система разработки в местораждениях рассматривается
приведен анализ текущего состояния разработки, контроль за разработкой
пластов состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования,
режим разработки, способ воздействия углеводородов на пласт.
В техника и технология в добычи нефти и газа части рассматривается
подробно описывает-ся фонд скважин, анализ системы сбора и подготовки
скважинной продукции, а также анализ работы скважины оборудованный
штанговым глубинным насосом, технология нефти и газа, характеристика метода
эксплуатаций скважин, мероприятия по борьбе с трудностями в эксплуатаций
скважин.
В спец части рассматривается выбор оборудований при борьбе с
воздействием газа на работу скважин оборудованным штангового глубинным
нососом.
В экономической части дан расчет основных экономических показа-телей
и годового экономического эффекта.
В разделах охраны труда и охраны окружающей среды, рассматри-ваются
мероприятия, обеспечивающие безопасность работающих и охрану окружающей
среды на месторождении Узень.
КІРІСПЕ
Қазақстан Республикасы үшін ең басты экономикалық мәселе
материалдық – техникалық базаны жасаудың маңызды бөлігі ауыр
индустрияға тиесілі, және оның ішінде алдымен энергетика, қара
металлургия, мұнай, газ, химия және мұнайхимия өнеркәсіптері, машина
жасау.
Қазіргі кезде материалдық өндірістің бірде – бір саласы
мұнай мен газ өнеркәсібінің өнімін пайдаланбай дами алмайды
Өндіру тиімділігін жоғарлатуға рационалды игеру жүйелерін
қолдану, бұрғылау жұмыстарының технологиясын жетілдіру, олардың
техникалық жабдықталуын жақсарту, қабаттар мұнай бергіштігін
арттырудың қазіргі жаңа әдістерін кеңінен еңгізу және прогрессивтік
технологиялық процестерді пайдалану арқылы қол жеткізуге болады.
Бұл дипломдық жобада Қазақстан республикасының Манғыстау облысында
Өзен мұнай-газ кен орны қарастырылған.
Өзен кенорны 1961 жылы ашылды. 1964 жылы игеріліп
басталды. Мұнайдың бастапқы геологиялық қорлары 1млрд. тоннаға бағаланды.
Өзен мұнайы сирек кездесетін ерекшелігімен айқындалады. Құрамында
парафин мөлшерінің жоғарлығынан ол +32˚С - +33˚С температурада қатып
қалады. Жер қабаттарының қысымымен мұнай сұйық қалыпта болса, жоғары
шыққанда қара май, көмірсутекті метаны көп, күкірті аз, 20% - ға дейін
парафинді және асфальт – смолалы заттар бар.
Кәсіпшілік өнімнің қажетті түрлерінің арасында мұнай, газ және
олардың өңделген өнімдері бірінші орынды алады. Энергетикалық ресурстардың
барлық түрлері (су, көмір, жанар май, атомдық энергия және тағы басқалар)
23 жуық қажеттілігі көмірсутектермен қамтамасыз етіледі. Қазіргі уақыттың
транспортың және көптеген қозғалысты техникаларды жанар - жағар
материалдарсыз елестетуге болмайды, олардың негізі мұнай және газ болып
табылады. Бұл жердің байлықтары үлкен көлемде өндіріледі және
пайдаланылады.
1994 жылы қараша айында ұйымдастырылған Өзенмұнайгаз өндіріс
филиалынан 1996 жылы №1 мұнай газ өндіру басқармасы (МГӨБ) құрылды.
Басқарманың негізгі қызметі шикі мұнайды және газды өндіру болып табылады.
Өндіріс аланының жалпы алаңы 8495га.
Кен орнының өндіру қоры винтті сорап, штангалық сораптық және
батырмалы электр ортадан тепкіш сораптық тәсілімен өндіріледі. Мұнай
скважиналарын штангалық сораптармен пайдалану тәсілі кеңінен қолданылады.
Бұл тәсіл механикаландырылған өндірудің негізгі тәсілдерінің бірі болып
табылады және ол қазіргі уақытта 87,8% құрайды.
Штангалық тереңдік сорапты пайдалану кезінде скважиналардың өнімі
және өнім беру коэффициенті төмен скважиналар көп кездеседі, олар:
плунжердің цилиндрге орналастыруына, сорап тетіктерінің тозуына,
құбырлардың және штангалық сораптардың деформациясына, сорап қабылдауындағы
газ мөлшерінің көптігіне, өнімдегі құм мөлшерінің жоғарлығына, скважина
оқпанының қисаюына, парафин және минерал тұздарының бөлінуіне байланысты
болады.
Жобаның негізгі мәселесі – Өзен кен орнында ШТСҚ – мен
жабдықталған ұңғының жұмысына газдың әсерін талдау және онымен күресу үшін
жабдықтарды таңдау.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 ЖАЛПЫ МӘЛІМЕТ
Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде Оңтүстік
Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орын территориясы Маңғыстау облысы құрамына
кіреді. Ең жақын елді мекен – Жаңаөзен қаласы, ол кен орын аумағынан
оңтүстікке қарай 8-15 км-де орналасқан. Оның батысынан 80 км жерде –
Жетібай қаласы, ал 150 км – Ақтау қаласы орналасқан.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа, яғни
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 –132 метр болатын Қарақия ойпаты болып
табылады.
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Оның орталық
бөлігін Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт алады.
Үстірттің абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +200
м. Өзен ойпаты 500 км2 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 континентальды, шөлейтті, тәуліктік температураның
күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен және салыстырмалы суық қысымен
сипатталады. Жазда максималды температура +45 (С, қыста минималды
температура –30 (С-қа дейін төмендейді.
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-шашын
сирек және негізінен көктем-күз мезгілінде жауады. Атмосфералық жауын-
шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм шамасында болып келеді.
Жаңа Өзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне бұрғыланған
геологиялық скважиналардан 70 км суөткізгіш 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.
Өзен кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары
Ресейге жөнелтіледі. Жолаушы және өндірілген газ Қазақ газ өңдеу зауытына
және Ақтау қаласының пластмасса зауытына келіп түседі.
Маңғыстауды зерттеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау
мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жылдары Таспас орлары мен
құдықтарының ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
Өзен кен орнының көтерілуі 1937-1941 жылдары С.Н.Алексейчик далалық
геологиялық зерттеулер жүргізгенде анықталған.
1941-1945 жылдар арасында Маңғыстауда геологиялық зерттеулер
жүргізілген жоқ.
1950 жылы ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов, Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық экспедиция
ұйымдастырылды. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес қосты. 1951 жылы
“Казнефтеобъединение” бас геологы Н.А.Кадин Батыс Қазақстанның геологиясы
мен мұнайлылығы бойынша көптеген мәлімет беріп, соның нәтижесінде барлық
геологиялық материалдар талданды және
Маңғыстаудың мұнайгаздылық жөнінен болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 жылы Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Төбешік алаңында құрылымдық-
іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.
1957-1961 жылдары Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелер шешілді. Бұл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға үш аудан
ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады, Төбешік 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 жылы желтоқсанның басында 1248-1261 м
аралығындағы N1 скважинаны сынағанда 10 мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м3
фонтан алынды. Горизонттың өндірістік бағалануы 1962 жылы сәуірде 3 режимде
сынаумен берілді. Ал 1963 жылы наурыздың басында осы горизонттағы 2 және
22 скважиналардан мұнай фонтандары атқылады.
Өзен кен орнын өнекәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 жылы 7 қыркүйектегі қаулысымен Шевченко (қазіргі Ақтау)
қаласында “Мангышлакнефть” бірлестігі құрылды да, Өзен экспедициясы соның
құрамына енді.
1965 жылы ВНИГРИ Өзен кен орнын игерудің бас схемасын жасады және ол
Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда кен орнын игерудің басынан
бастап қабат қысымы мен температурасын көтеріп ұстау, одан 4 пайдалану
объектісін бөліп алу, соның ішінде І объект – ХІІІ+ХІV горизонттар, ІІ
объект – XV+XVІ горизонттар, ІІІ объект – XVІІ горизонт, 4 объект – XVІІІ
горизонт, негізгі пайдалану объектілері бойынша кен орнын айдау
скважиналарымен 4 км блоктарға бөлу, барлық объектілерді бір уақытта жеке
блоктармен игеруге қосу, ІІІ объектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесі
арқылы игеру, ІV объектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру
сияқты мәселелер жан-жақты қарастырылып, талқыға салынды. Бірақ кен орнының
су айдауға дайын еместігіне байланысты XІІІ-XVІІІ горизонттар 2,5 жыл бойы
ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді су арынды режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданыстағы жүйесінің тиімсіздігінен скважиналар шығымы төмендей берді.
1971 жылға дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне
тек өндіру скважиналары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткеннен соң мұнай өндіру
төмендеді және скважиналар өнімінің сулануы қарқындады.
1974 жылы жасалған игеру жобасында келесі мәселелер қарастырылып,
шешім қабылданды. Әрбір горизонт жеке игеру объектісі болып табылады,
өнімді горизонттар ені 2 км блоктарға айдау скважиналары қатарларымен
бөлінеді, жаңа скважиналар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады, ыстық су
айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын 1979 жылға 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 әртүрлі 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.
1- сурет Өзен кен орнының орналасуы.
1.2 СТРАТИГРАФИЯ
Өзен кен орнында терең барлау нәтижесінде бұрғылаумен қалыңдығы
шамамен 3600 м шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның
құрылымында триас, юра, бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын
алады. Олардың былай белгіленуі скважина 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 тағы басқа зерттеулер арқасында қолда бар
стратиграфиялық үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділерімен
байланысты. Кен орынның геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне
қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. І-XІІ горизонттар жасы бор –
газды, жоғарғы және орта юраның XІІІ-XVІІІ горизонттары –мұнай-газды, жеке
күмбездерде төменгі юраның XІX-XXІV горизонттары мұнай-газды болып келеді.
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 кескінделген. Төменгі триас (Т)
шөгінділері қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен орын
алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалыңдығы шамамен
440 метрге жетеді, оның жабынында шайылудың ізі байқалады.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің
біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл шөгінділер жалпы қалыңдығы
1500-1600 метр болатын біртұтас оңтүстік Маңғыстау тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J).
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі, орта
және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300 метрді құрайды.
Төменгі бөлім (J1).
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және орта
түйіршікті болып келеді. 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 болып
келеді. 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 құрылым дамыған, оның қалыңдығы
шайылу нәтижесінде күрт өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің
қалыңдығы 120-130 метр. Төменгі юра қимасында XXІV-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 қалыңдығы 700 метр аален, байос және бат ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 a).
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 метр.
Аален мен байос ярустары арасындағы шекара XXІІ 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 500-520 метр
аралығында өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері
екі подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1).
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470 метр 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 болады.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXІІ, XXІ, XX, XІX,
XVІІІ және XVІІ 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 түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара қоңыр-сұр болып келеді. Байос және бат шөгінділерінің
арасындағы шекара шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы
байос-бат шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 метрді құрайды.
Жоғарғы бөлім (J3).
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфорд 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, ал құмтастар мен алевролиттердің
түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр. Болады. Құмтастар арасында
ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында негізінен XІV горизонттың
жоғарғы бөлігі мен XІІІ горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы 50-135 метр.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3о- km).
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-
карбонатты жабын ретінде көрінеді. 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 метр, ал жоғарғысы үшін 30-97 метрді
құрайды.
Бор жүйесі (К).
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) ярустары. Төменгі бөлікке ХІІ
горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ, ІV, V, VІ, VІІ,
VІІІ, ІX, X және ХІ газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы
1100 метр шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз
қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ).
Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген
шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың бірқалыпты қабаты
жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170 метр. Неоген жүйесі
тортон және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25
метр, ал сармат ярусы 80-90 метрді құрайды.
Палеоген жүйесі (f).
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады. Эоцен
бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар түрінде, ал олигоцен
бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың бірқалыпты қабаты түрінде
көрінеді. Палеогеннің жалпы қалыңдығы 150-170 метр.
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 қалыңдығы 115 метрге жетеді.
Төрттік жүйесі (Q).
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен
көрінеді. Шөгінділердің жалпы қалыңдығы 5-7 метрді құрайды. Олардың
әрқайсысы құрамы жағынан әр текті болып келеді. Құмдардың түсі сарғыш,
сарғыш қоңыр және сұр болып келеді.
1.2-сурет. Өзен кен орнының құрылымдық картасы
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 құрылымы оңтүстік-шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік қанатта
жыныстардың құлау бұрышы 3(. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6( 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-ді құрайды. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа
ығысқан, соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған солтүстік-батыс
периклиналге қарағанда қысқа болып келеді. Оңтүстік қанат шамалы тіктеу.
Мұнда XІV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6-8(. Қатпардың
солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс жартысында ХІІ
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 1-3(. Құрылымның батыс бөлігінде
мұнай кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді, оларға Солтүстік-батыс және
Парсымұрын жатады.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының оңтүстік
қанатын күрделіндіреді. XVІІІ горизонттың жабыны бойынша көтерілу
амплитудасы 30 метрге жетеді және соңғы 1300 метр тұйық изогипс бойынша
құрылым өлшемдері 2,9х0,9 км-ді құрайды. Солтүстік-батыс күмбез
Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді.
Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің
оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты созылған. Өзен
қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда ХІІІ горизонт жабынында 1700 метр
изогипспен ерекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және Қарамандыбас
қатпарларын N58 ұңғыма ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге
біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытқа қарай созылған. Мұнда ХІІІ
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4(.
Құрылым осінің ундуляциясы назар аудартады, соның нәтижесінде
негізінен құрылымның ұзын осіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер
қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі
ерекшеленеді, онда да мұнай кеніштері бар.
1.3-сурет. Өзен кен орнының геологиялық қимасы
1.4 МҰНАЙГАЗДЫЛЫҚ
1.1-кесте. Мұнайгаздылық ауданың салыстыру
Күмбез Гори Жатысы Мұнайгаздылық Мұнайгаздылық ПЗ-мен
зонт ауданы,мың.м2 ауданы,мың.м2 салыстырғандағ
01.01.05. жыл 01.01.09. жыл ы өзгерісі
2005 ж.
%
1 2 3 4 5 6
Негізгі аудан 13 А 178758 178585 -0,10
Б 106748 106920 +0,16
В 225327 225732 +0,18
Г 203733 203301 -0,21
Д 167340 167741 +0,24
Негізгі аудан 14 А 187879 187941 +0,033
Б 188261 188270 +0,047
В 129789 129648 -0,10
Солтүстік-Батыс14 В1+2 5898 5906 +0,13
В3 3712 3712 -
В4 3262 3262 -
Парсымұрын 14 В 4035 4026 -0,22
Негізгі аулан 15 А 93727 93805 +0,08
Б 92252 92304 +0,06
В 44547 44284 -0,59
Солтүстік-Батыс15 А 2852 2852 -
Б+В 5873 5873 -
Парсымұрын 15 Б 2264 2264 -
Негізгі аулан 16 1 65231 65017 -0,33
2 48595 48567 -0,06
Негізгі аудан 17 А 37993 37979 -0,26
Б 33240 33240 -
Қумұрын 17 А 2484 2484 -
Б 4779 4779 -
Парсымұрын 17 Б 869 869 -
Негізгі свод 18 А 14311 14311 -
Б 9128 9207 +0,88
В 7635 7635 -
Орталық блок 18 А 7556 7556 -
Б 660 660 -
В 564 564 -
Қумұрын 18 А1 1513 1513 -
А2 3039 3039 -
Б 3587 3587 -
В 3466 3466 -
Шығыс-Парсымұры18 В 427 427 -
н
Солтүстік-Батыс18 В 886 884 -0,23
2006 жылы Өзен кен орнынан 5325100 тонна мұнай өндірілді. Соның
ішінде ХІІІ горизонттан 27,5%, XІV горизонттан 39,9%, XV горизонттан 12%,
XVІ горизонттан 10,9%, XVІІ горизонттан 5,7% XVІІІ горизонттан 1,7%,
Қумұрын күмбезінен 1,2%, Парсымұрын күмбезінен 1,2% мұнай өндірілген.
80 жылдар кезінде Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын
күмбездерінің өнімді горизонттары қарқындата бұрғыланды. Бұл олардан мұнай
өндірудің сәйкес 4, 66 және 58 %-ке өсуіне әсер етті. XІІІ-XІV
горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі өндіріледі. Олардан
өндірілген мұнай барлық кен орын 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-ті құрады.
XІІІ-XІV 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 жылғы мұнай мен газ өнімінің өндіру
сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай негізінен механикалық тәсілмен (97
%) өндірілген. Газлифт ұңғымаларының қоры барлық өндіру қорының 9,2 %-ін
құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6 %, ал сұйықтық
өндіру 24 % болды. 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 болып келеді. Алаң бойынша қабат коллекторларының 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
коллекторлары жатады. Бұл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуымен
түсіндіріледі. Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95 %-ті құраса, ал
Өзен кен орнынын полимиктілік коллекторларында кварц құрамы 30 % шамасында
болып келеді.
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. Жалпы кен орын
бойынша кеуектілік шамалары 1.1-кестеде келтірілген.
1.2-кесте. Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m, %
1 2
XІІІ 21
XІV 22
XV,XVІ 23
XVІІ,XVІІІ 24
Өзен кен орнының қабат коллекторларының маңызды қасиеттерінің бірі
өткізгіштік болып табылады. Бұл шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-
геофизикалық материалдар қолданылады.
Өткен жылдарда жүргізілген зерттеулер негізінде үлгітасты талдау
бойынша табылған қабаттардың өткізгіштік коэффициенті мен бұл қабаттардың
геофизикалық параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар
бар екені анықталды. Соның нәтижесінде өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен
гамма-әдіс көрсеткіштерімен 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 анықталды.
Төмендегі кестеде ұңғымалар санымен анықталған мұнайға қаныққан
қалыңдықтың орташа арифметикалық шамасы берілген.
1.3-кесте.Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері
Горизонттар kop, мкм2 Скв. Саны hM.OP., м
1 2 3 4
XІІІ 0,206 458 10,8
XІV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVІ 0,207 311 18,4
XVІІ 0,76 96 23,4
XVІІІ 0,178 63 19,8
Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар мен бөліктердің мұнайлы
қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. ХІІІ горизонт ең аз қалыңдықпен
сипатталады.
XІІІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар, яғни ұсақ
түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен
мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалыңдығы 10-47,3
метрге жететін, барынша сұрыпталған орта және ірі түйіршікті құмтастар
аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 метр жұқа жолақтар
түрінде кездеседі. 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, скважиналар бойынша жаңа қосымша
материал мен геологиялық құрылымдар алаң бойынша коллекторлар түрлерінің
таралу ерекшеліктері мен ішкі және сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл
анықтауға мүмкіндік берді. Мысалы, XІІІ өнімді горизонтқа ортаңғы юраның
байос ярусының жоғарғы бөлігіне жататын шөгінділер кешені кіреді.
Горизонттың жалпы қалыңдығы 40-50 метрді құрайды. Мұнайға қаныққан орташа
тиімді қалыңдық 18 метр. Барлық горизонттар сияқты күрделі көпқабатты игеру
кешені болып табылады. Күрделі болуы қабаттардың литологиялық қасиеттерінің
өзгергіштігіне байланысты болып келеді.
XІІІ-XVІІІ горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдық сипатқа ие.
Олар мұнайда парафин мөлшерінің және асфальтенді-шайырлы заттардың көп
болуымен, мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат
температурасына теңдігімен, құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу
қысымы мен бастапқы қабат қысымының арасының шамалас болуымен,
газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы +30(С болуымен
ерекшеленеді.
1.4-кесте.Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер Хііі горизонт
1 2
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3 м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа(с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы, (С 66
1965 жылы Өзен кен орнының қимасында терең бұрғылау нәтижесінде
ашылған стратиграфиялық, литологиялық, коллекторлық қасиеттер негізінде екі
гидрогеологиялық қабат, бор және юра қабаттары анықталған болатын. Ондағы
қабат мұнайының орташа көрсеткіштері 1.3-кестеде келтірілген
Өзен кенорнынан игерілетін мұнай смолалы, аз күкіртті, жоғары
парафинді болып келеді. Мұнайдың физико-химиялық қасиеттерінің өзгерілуін
негізінен тығыздыққа, тұтқырлыққа, асфальт-смолалы заттардың және
парафиндердің болуына байланысты анықтауға болады.
Өзен кенорны бойынша қабат мұнайларының қасиеттері келесідей:
мұнайды ерітілген парафин, асфальт-смолалы компанентердің көп болуы,
мұнайдың парафинмен қанығу температурасы алғашқы қабат температурасына тең
немесе жақын, қабат температурасы мұнайдың парафинмен қанығу және қуысты
ортада мұнайдың газсыздану температурасынан төмендеген кезінде мұнайдан
қатты шөгінді парафиннің бөлінуі.
Өзен кенорындағы қабат сұйығының қасиеттерін 1.2 кестеде
қарастырайық.
1.5-кесте.Өзен кенорындағы xiii-xviii қабат сұйығының қасиеттері
Параметрлердің атауыҚабаттар
XIII XIV XV XVI XVII XVIII
1 2 3 4 5 6 7
Мұнай тығыздығы, 0,796 0,787 0,780 0,785 0,790 0,787
тм3
Мұнай тұтқырлығы 4,7 4,0 3,7 3,8 4,0 3,9
МПА*с
Газбен қаныққан 7,2 7,8 8 8,2 8,3 9,2
мұнайдың қысымы,
МПА*с
Мұнайдың көлемдік 1,17 1,17 1,18 1,17 1,17 1,18
коэффициенті, бірлік
үлес
Мұнайдағы газ 56 57,2 59,3 56,7 56,5 61,8
құрамы,м3т
Мұнайдағы парафин 18,5 19,7 19,2 18,7 20,4 21,2
құрамы, %
Мұнайдағы күкірт 0,18 0,18 0,17 0,19 0,19 0,19
құрамы,
Газдалған мұнайдың
фракциялық құрамы,
%
100˚С 2 2 2 2 2
200˚С 14 14 13 14 13 14
300˚С 30 30 30 30 31 30
XIII-XVIII өнім қабаттарындағы мұнайының газ құрамы 56м3т (XIII)
61,8м3т (XVII) дейін тербеленеді, ал парафин құрамы 18,5% (XIII) 21,2%
(XVIII) дейін өзгереді
1.6-кесте.Мұнайдағы газсыздандыру кезінде бөлінген газдың құрамы
Қабаттар
Құрамы
XIII XIV XV XVI XVII XVIII
1 2 3 4 5 6 7
Метан 50,20 56,8 62,60 67,51 63,34 63,28
Этан 19,80 18,0 17,60 13,83 18,33 18,21
Изо-бутан 3,10 2,6 2,10 1,86 1,74 1,82
Н-бутан 4,65 3,8 3,31 3,22 3,14 3,9
Изо-пентан 1,55 1,3 1,04 1,24 1,24 0,93
Н-пентан 1,45 1,2 0,88 1,10 0,83 0,76
Гексан 1,0
Көмірқышқыл газы 0,20 0,7 0,40 0,30
Азот 2,26 1,3 1,72 2,33 1,18 1,23
1.4-сурет. Өзен кен орнының өнім алу картасы
1.5 Мұнай мен газдың геологиялық және қалдық қорлары
Алғаш рет Өзен кенорнының мұнай қорларын есептеу жұмыстары 01.01.1963
ж. мәліметтері бойынша ЦЛ ЗКГУ-мен 1969 жылы жүргізілді.
ЦКЗ МГИ ОН 02.02.69 ж. протоколы бойынша қорлар (1148 мың т)
экономикалық жағынан кенорынды игеру тиімсіз болғандықтан және оның қашық
орналасуынан баланстық қорларға жатқызылды.
1992 ж. 5 терең ұңғыманы бұрғылаудан кейін алынған геологиялық
материалдарға және бұрыңғы мәліметтерге сай альб және апт горизонттарындегі
мұнай қорларын қайта бағалау шаралары өткізілді. Бүкіл кенорын бойынша
есептелген мұнай қорларын С1 категориясы бойынша құрды:
баланстағы – 1429 мың т;
өндірілетін – 543,6 мың т;
С2 категориясы бойынша (апт горизонтынің В қабаты):
баланстағы – 7 мың т;
өндірілетін – 2 мың т.
Соның ішінде альб горизонтынің (А және Б қабаттары) қорлары 1160 мың
т баланстық және 434,6 мың т өндірілетін; апт горизонтынің (А және Б
қабаттары) қорлары 269 мың т баланстық және 109 мың т өндірілетін болды.
2009 жылдың 1 қаңтарына кенорын бойынша 127,37 мың т мұнай өндірілген,
оның қалдық қорлары: 130,6 мың т – баланстық, 412,6 мың т – өндірілетін.
- 2 Кен орындарының игерудің жүйесі
2.1 Игерудің технологиялық көрсеткіштің жүйесі
Скважинаны игеру – қабаттан сұйық ағынын скважинаға шақыру
бойынша жұмыстар комплексі. Ол оның өнімділігін жергілікті қабаттан өндіру
мүмкіндіктерімен немесе қажетті өткізгішті қамтамасыз етеді.
Скважинаны игеру маңызы депрессияны тудыру болып табылады, яғни қабат
пен түп қысымының түседі. Қабат қысымының түп қысымынан жоғарылауы болып
табылады. Бұны екі жолмен жүзеге асыруға болады не скважина сұйығының
деңгейін түсіру. Бірінші жағдайда бұрғылау ерітіндісін сумен, сосын
мұнаймен ауыстырады.
Екінші жағдайда скважинадағы деңгейді келесі тәсілдердің бірімен
төмендетеді: поршендеу, сығылған газ не ауамен бастыру, аэрация (газ
сұйықты қоспа аудай), сұйықты штангалық скважиналық сораптармен айдау
немесе ортадан тепшік сораптармен.
Аэрация – сұйықты сығылған газ пузыркаларымен араластыру процесі.
Аэроция кезінде скважинаны толтыратын (бұрғылау ерітіндісі, су, мұнай)
сығылған газбен (ауамен) сұйықтың бірте-бірте араласуы нәтижесінде сұйықтың
тығыздығы суалды және соның арқасында түптегі қысым төмендейді.
Аэрация кезінде скважинаға сораптан келетін сулы желіден басқа
компрессордан келетін газды желіні (газ ауа таратушы батареядан) қосады.
Сұйық пен газ арнайы араластырғышта (эжектор) не скважинаның газ өтетін
женісінде араласады. Және аэрленген сұйық (газ сұйықты қоспа) құбыраралық
кеңістікке айдалады. Скважинадағы сұйықты ауыстыру кезінде, осы қоспамен
түптегі қысым төмендейді және ол қабат қысымынан төмен болған кезде мұнай
қабаттан скважинаға өте бастайды.
Поршендеу – поршень көмегімен скважинадағы сұйық деңгейін берте-берте
төмендету.
Поршень диаметрі 25-37,5 мм құбыр, төменгі бөлігінде жоғарыға
ашылатын клапаны бар.
Әрбір құбырды шаблонмен тексереді, поршенді деңгейден төмен
түсірген кезде, сұйық клапан арқылы поршень кеңістігіне өтеді.
Үздіксіз поршендеу кезінде скважинадағы сұйық деңгейі
төмендейді және сәйкесінше скважина түбіндегі қысым түседі де ол
қаббаттан сұйық ағынын шақырады.
Кенорында игеру жобалық құжаттар арқылы негізінен
жүргізіледі, осылардың ішінде үш үлкен жоба және бірнеше
технологиялық схема жеке қиын игеру учаскілері қаралған. Бірінші
жобалық құжат – бас игеру схемасы – 1965 жылы ВНИИ жасақтаған, оның
негізгі бөлімдері төмендегідей:
- кенорында бастапқы игеру барысында қабат қысымын, температурасын
ұстау;
- төрт пайдалану обьектісіне бөлу: 1 обьект - XІІІ+XІV
қабаттар; ІІ
- обьект – XV+XVІ қабаттар; ІІІ обьект -XVІІ қабат; ІVобьект
–XVІІІ
қабат;
- негізгі пайдалану обьектісі бойынша І-ІІ көлденең тілігі,
кенорын блогының ені 4км су айдайтын скважиналар қатары:
- барлық обьектілерді және жеке блоктарды бір мезгілде игеру:
- барлық обьектілердегі жоспардағы тілік сызықтарын біріктіру яғни
қабат – қабаттан сұйықтардың өтіп кетпеуі үшін;
- ІІІ – обьектіне (XVІІ) нұсқаның сыртына су айдау арқылы игеру;
- Мұнай өндіру скважиналарында түптің қысымын 25% мұнай газбен
қаныққан қысымында ұстау;
- Су айдау қысымын. бастапқы қабат қысымының деңгейінде ұстау;
- Су айдау қысымы -10мПа.
2.1-кесте. 13+14 горизонтты игерудің негізі технологиялық көрсеткіштері.
Жылдар Мұнайды Мұнай Жинал. Мұонай мұнайды Жылдық
өндіру қорларын сұйық
Ұнғылар саны397 251 81 45 28 16
2007 жылы кен орны бойынша 95 ұңғыма бұрғыланды, оның 79 өндіру және
16 айдау скважина (кесте 5.1.1). 2004 жылдың соңына өндіру қорына 3289
ұңғымалар, соның ішінде 3203 жұмыс істеп тұрған ұңғымалар. Кен орын бойынша
өндіру ұңғымаларының пайдалану қорының саны жобадан 804 бірлікке артта
қалып келеді : жұмыс жасап тұрғандар қорының жобалық қордан артта қалуы
673 ұңғымалар. Өндіру қорының артта қалуының негізгі себебі – ұңғыма
енуінің жобадан 2006 жылға дейін қалуы. 2005 жылдан бастап жаңа ұңғымаларды
бұрғылау жобалықтан алға шығуы : 2005 жылы – 24 бірлікке, 2006жылы – 30
бірлікке, 2007 жылы – 49 бірлікке.
3093 скважина пайдаланудың механикалық әдісімен жұмыс істеуде,
фонтандық – 50 ұңғымалар, ортадан тепкіш сораппен 33 ұңғыма жабдықталған.
51% фонтандық ұңғымалар ХІІІ горизонттқа, 21% - XIV горизонттқа келеді.
Хумурун, Солтүстік-Батыс және Парсумурун күмбездерінің қабаттары толық
механикалық әдіспен пайдаланады.
Әрекетсіз қорды ... 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