Газды қабатқа айдаудың қолданылып жүрген қысымының орташа мәні
АНДАТПА
Осы дипломдық жобада төрт негізгі бөлім қарастырылған.
Бірінші бөлімде кен орынның геологиялық құрылымдық сипаттамасы,
физикалық-гидродинамикалық сипаттамасы, мұнай мен газдың қорлары туралы
айтылған.
Үшінші және төртінші бөлімде игеруді жобалау үшін Жанажол кен орнының
геологиялық-кәсіпшіліктік және игеру варианттарының техникалық-экономикалық
негіздемелері қарастырылады.
Техника-технологиялық бөлімінде Жанажол кен орнында ұңғыны газлифтілі
әдіспен пайдаланып, кен орнын игеру көрсетілген.
Экономикалық бөлімінде МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты және кен орнын
пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне талдау
көрсетілді.Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік
факторларды талдау және ұңғыларды пайдалануда қауіпсіздік ережелері
көрсетілген.
АННОТАЦИЯ
Этот дипломный проект состоит из четырех основных частей.
В первой части изложены следующие основные параметры: строение,
физико-гидродинамические характеристики, запасы нефти и газа.
В третьей и четвертой частях для проектирования разработки
рассмотрены геолого-промысловые и технико-экономические основы
месторождения Жанажол.
В части техники-технологии приведены особенности разработки
газлифтных скажин на месторождений Жанажол.
Административные свойства НГДУ технико–экономические показатели
эксплуатации месторождения рассмотрены в экономической части.
В части охраны труда указаны анализ опасных и вредных производственных
факторов и опасность эксплуатаций скважин.
КІРІСПЕ
Жаңажол кен орнында жоғарғы карбонатты қабат қималарын салыстыру
нәтижесінде газ, конденсат және мұнай қорларының есебі көрсетілетін үш
өнімді коллектор бумасы бары анықталды. (Жоғарыдан төмен қарай:
“А”,“Б”,“В”). Стратиграфиялық қатынаста “А” және “Б” бумалары жоғары
карбонның Гжель және Касимов жік қабаттарын салыстыруға болады. 10, 13, 50
ұңғылар құрылымының солтүстік күмбезінде төртінші “В” бумасы бөлінеді, оның
өнімділігі шектеулі. Барлық бумалардың литологиялық жыныстары әктастармен,
доломиттермен және олардың арасындағы айырыммен көрсетіледі. Әктастары:
органогенді, детритті, микрокристалды. Органогенді әктастар жоғары “А”
бумасына тән. Бұл әртүрлі түйіршікті кальцитпен цементтелген органикалық
қалдықтар мен детриттен тұратын сұр түсті жыныстар. Қайта кристалдану
көбіне әктастардың цементтелген бөлігін қамтиды. Жыныстардың негізгі
сиымдылығын шаймалағыштық пен қайта кристалдаудың туынды кеуектері құрайды.
Кен орнында жоғарғы карбонатты қабаттардың қабат қысымының ұңғының
үздіксіз фонтандауына күшінің жетпеуі салдарынан газлифтілі әдісті
пайдаланып кенішті игеру әдісі таңдалған.
Жобаның негізгі мақсаты кен орнында газлифтілі ұңғыларды тиімді пайдалану
шаралары қарастырылған. Газлифтілі әдіспен мұнайды өндіру арқылы кен орнын
игеруге жұмсалатын шығынды азайтып, игеру уақытын қысқартуға мүмкіндік
беретін шараларды қарастыра отырып, газлифтілі ұңғылардың конструкциясын,
жабдықтарын таңдау тәртібі дипломдық жобада орын алған.
Фонтанды ұңғыны газлифтілі ұңғыға ауыстырудың экономикалық тиімділігін
анықтау арқылы, кен орнын игеруде мұнайдың өзіндік құны есептелген.
1 ТЕОРИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1. Әдеби шолу
Бұрғыланған ұңғылардың көрсеткіштерін сұрыптау кеніштердің
геологиялық құрылымын, олардың таралу шекараларын және өнімділік
қабаттарының кейбір сандық көрсеткіштерін нақтылауға мүмкіндік береді. Кен
орыны екі карбонаттық қабатта орналасқан. Бірінші, КҚ-І де гжель-подоль
және кашир-венев және жоғарғы мәскеулі қабат бөлшегі интервалында екінші КҚ-
II төменгі мәскеулік, башқұрт, серпухов қабат бөлшектерінің аралығында
орналасқан. Тектоникалық қатынас бойынша аудан Каспий маңы ойпатының шығыс
бөлігінде орналасқан, ол Орал геосинкликальды аймағынан Ащысайлық және
Сакмаро-Кокпентті жарықтармен бөлінген. Геологиялық дамуға тән бір құбылыс,
ол аймақтың төмен түсуі және қатты шөгінділік қабаттың қалыптасуы, оның
негізгі бөлігін тұз дөңесі кешен құрайды (7-10км). Тұз астындағы
кеніштердің қалыңдығы батысқа қарай бірқатар ерекшеленген сатылар мен
қиындатылған: Жаңажолдың(5,5-6км), Кенкияқтың, Қожасайлық және Шұбар-
құдық(7-7,5 км) оларлың әрқайсысы бірдей емес ерекшеліктерімен
мінезделеді.Жаңажолдың басты ерекшеліктерінің бірі карбонатты массивтердің
дамуы болып табылады, брахиантиклинальды типті ірі асулар мен
күрделілендірілген.[1]
Газлифт – шегендеу құбыр тізбегімен және оған түсірілген СКҚ-дан
тұратын, сұйықты сығылған газ арқылы көтеретін жүйе. Құбыраралық кеңістікке
газды жоғары қысыммен айдайды, мұның әсерінен бұл жердегі сұйықтын деңгейі
төмендейді, ал СКҚ-дағы сұйық деңгейі көтеріледі.Құбыраралық кеңістіктегі
сұйықтың деңгейі төмендеп СКҚ-дың төменгі шетіне жеткен кезде сығылған газ
СКҚ-ға еніп сұйықпен араласады.
Нәтижесінде мұндай газсұйық қоспасының тығыздығы қабаттан келетін
сұйық тығыздығынан төмен болып СКҚ бойындағы сұйық деңгейі көтеріледі.
Неғұрлым газ мөлшерін көп айдаса, соғырлым қоспа тығыздығы азайып үлкен
биіктікке көтеріледі.Газлифтті ұңғының шығымы айдалған газдың көлемі мен
қысымына, СКҚ-ды сұйыққа түсіру деңгейіне, олардың диаметрлеріне, сұйықтын
тұтқырлығына және т.б. байланысты болады.
Газлифтті көтергіштің құрылысы ұңғыға түсірілген СКҚ-ның қатар санына және
бағытына байланысты анықталады.[2]
Ұңғыға түсірілетін құбырлар қатар санына және сығылған газ бен
газмұнай қоспасының қозғалу бағытына байланысты газлифтті көтергішті
бірнеше жүйеге бөлуге болады.Түсірілген құбырлар қатарына байланысты: екі
қатарлы және бір қатарлы, ал айдау бағытына байланысты сақиналы және
орталық көтеру жүйесі болып бөлінеді. Екі қатарлы сақиналы көтергіш ұңғыға
екі қатарлы топтасқан құбырды түсіру арқылы іске қосылады.Жұмысшы агент екі
құбыр арасындағы сақиналы кеңістікке айдалып, ал сұйық ішкі құбыр бойымен
көтеріледі.Екі қатарлы ұңғы жабдықтағанда, қабаттан келетін механикалық
қоспалардың шығуын жақсарту мақсатында, сыртқы құбыр қатарын ұңғының
сүзбесіне дейін түсіру қажет.Ішкі құбырды ұңғы сипаттамасына және
компрессордан пайда болатын максималды қысымға тәуелді тереңдікке дейін
түсіреміз. [3]
Газлифтті ұңғыны зерттеудің мақсаты қабат парамерлерін анықтау, қабат
сұйықтарын және түп қысымымын жіберу бағанасын анықтауға түп аймағының
белдеуін және максималды мұнай өндіру шартын немесе басқа да тиімді
шарттарды алу үшін ұңғыға жұмысшы агентті рессурсын тиімді таратуды анықтау
болып табылады. Қазіргі кезде газлифтті ұңғынының қысымын немесе сұйық
деңгейін қадағалау және сынақ айдау әдісі арқылы зерттейді. Қысымды немесе
сұйық деңгейін қадағалау әдісі қарапайым.
Ұңғыны тоқтатқаннан кейін көтеру құбырларына қалтқы, қауға немесе ұңғы
түсіріп қысымын немесе деңгейдін қалпына келуін қадағалайды.
Бұл әдісті қолданудың кемшілігі: ұңғыны ұзақ мерзімге тоқтату болып
келеді.Негізгі көптараған ұңғыны зертеу әдісі –бұл сынақ айдау әдісі.Бұл
әдістін кезінде түп қысымын тіке ұңғы манометрімен өлшеу арқылы немесе
ұңғының сағасынан айдалған газ қысымының есебі бойынша анықтайды.[4]
Ұңғының режимінің жұмысын лақтыру желісінде қарсы қысым туғызу және
айдалатын газ шығынының көлемімен өзгертеді.Зертеудің кезінде ұңғының жұмыс
режиміне ерекше көңіл бөлінеді. Ұңғы орнатылған режимде жақсы жұмыс жасауы
керек, яғни буферлік және құбыраралық қысымның бүлкілсіз жұмыс жасауы
керек. Газлифттілі ұңғыны манометрмен зерттеу келесі жағдайларға байланысты
әрқашан мүмкін емес.Газлифттілі ұңғыны манометр қолданбай зерттеудің, сынақ
сору әдісінің екі түрі бар:үнемі газ айдау кезіндегі зерттеу мен ұңғының
лақтыру желісінде қарсы қысым қолдану;айдалатын газдың өзгеру шығыны
кезіндегі мен ұңғының лақтыру желісінде үнемі қарсы қысымды қолдану
кезіндегі зерттеу.[5]
Алғашқы әдісін өнімділік коэффициенті жоғары ұңғыларда пайдалануға,
ал екіншісін өнімділігі төмен ұңғыларда қолданылуға ұсынылады. Қарапайым
игеру жағдайындағы газлифтті клапан қысымының ауытқуы 1030-1370 КПа
болады.Клапан саңылауы арқылы өтетін газ қысымының ауытқуын анықтап қана
қоймай, сонымен қатар абсолютті қысымға, өтіп жатқан газ температурасы мен
оның тығыздығына тәуелді болады. Газдың қысымы 8,27 МПа, температурасы
65.55 0С, ауамен салыстырғандағы тығыздығы 0.65; 1030 КПа қысым ауытқыды
деп алсақ, онда 20000м3тәу газ өтуі үшін 5,1мм саңылау керек.Ал осы
жағдайда 40000 м3тәу газ өтуі үшін – 7мм; 80000 м3тәу – 10.2мм; 100000
м3тәу-16.4 мм:
Құбыраралық кеңістікке газды жоғары қысыммен айдайды, мұның әсерінен
бұл жердегі сұйықтын деңгейі төмендейді, ал СКҚ-дағы сұйық деңгейі
көтеріледі.Құбыраралық кеңістіктегі сұйықтың деңгейі төмендеп СКҚ-дың
төменгі шетіне жеткен кезде сығылған газ СКҚ-ға еніп сұйықпен
араласады.Нәтижесінде мұндай газсұйық қоспасының тығыздығы қабаттан
келетін сұйық тығыздығынан төмен болып СКҚ бойындағы сұйық деңгейі
көтеріледі. Неғұрлым газ мөлшерін көп айдаса, соғырлым қоспа тығыздығы
азайып үлкен биіктікке көтеріледі.[6]
Кей жағдайда газлифт көтергішінің жұмысшы агенті ретінде газ
қабатынан, қосымша компрессордың сығымын қажет етпейтін, жоғары қысымды
газды қолданылады.Бұл жағдайда газлифт көтергішін компрессорсыз газлифт деп
атаймыз.Компрессорсыз газлифттіні іске асыру үшін жақын жерде мұнай
өнеркәсібі немесе оның аумағында Жоғарғы қысымды, жеткілікті қоры бар газ
қабаты болуы қажет.
Газлифтті ұңғыны екінші әдіс бойынша зерттеген кезде зерттеудін алғашқы
кезеңінде лифттін қысым бүлкілдеуін болдырмау үшін айдалатын газ қысымының
бірқалыптылығы.Ұңғының шығымы, айдалған газдың қысымы мен шығыны өлшенеді.
Барлық өлшеулер мәнін алған соң, айдалатын газдың көлемін ұңғыны
өнімділігіне тәуелді шамамен 20-30% арттырады(өнімділігі неғұрлым жоғары
болса, соғырлым айдалатын газдың көлемін аз мөлшерде арттырады). Мұның
әсерінен зерттеудін көптеген мәндерін алады және нәтижелерді түзу
қорытындылауға мүмкіндік береді. Орнатылған жаңа режим кезіндегі өлшеулерді
қайталайды.Ұңғыға айдалатын газдың шығының, алдыңғы режиммен
салыстырғандағы шығымы азайғанға дейін көбейтеді. Алынған мәндер бойынша
әртүрлі айдалған газ шығыны кезіндегі жұмысшы қысым мен ұңғы шығымының
қисығын тұрғызады. Башмактағы қысымды жұмысшы қысым арқылы табуға болады.
Егер көтеруші құбыр тізбегі ұңғы түбіне дейін түсірілмеген болса, онда түп
қысымын алдыңғы әдіс бойынша есептейміз.[8]
1.2 Кен орнының геологиялық сипаттамасы
1.2.1 Жаңажол кен орны жөніндегі жалпы мәліметтер
Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының шығыс жақ жағалауы аймағында,
Енбі өзенімен Мұғалжар тауларының арасындағы Оралға дейінгі плато шегінде
орналасқан.
Әкімшілік қатынас бойынша Ақтөбе облысының Мұғалжар ауданының құрамына
енеді. Жаңажол Ақтөбе қаласынан 250 шақырым оңтүстікке қарай орналасқан.
Жаңажолдан солтүстік батысқа 35 шақырым қашықтықта Кенкияқ кен орны
орналасқан. Жер бедері әлсіз шоғырланған жыралар мен тілімделген
жазықтықты білдіреді. Абсолютті белгісі теңіз деңгейінен 125 –тен 270
метрге дейін жетеді. Минералды белгілері кен орын шекарасын оңтүстік
батыстан шектейтін Ембі өзенінің жазықтығында орналасқан.
Ауданының гидрографиялық бөлімі негізінен Ембі өзені мен ұсынылады.
Ол кен орнынан оңтүстік – батысқа қарай 2-14 шақырым ағып өтеді.Ембі
өзенінің жамылғыларда және құдықтарда су деңгейі 2 метр және одан жоғары
болады. Ауданның климаты құрғақ, континентальды. Ауа климаты құрғақ,
тәуліктің және жылдың температуралары тез ауыспалы.
Салқын қыс және ыстық жаз, қыстан жазға тез өту және күзгі кезең тым қысқа
болады. Бұл жер тұрақсыздығымен ерекшеленеді және ауаның үлкен
құрғақтығымен, буланудың қарқындылығымен және жылудың мол болуымен
ерекшеленеді. Каспий маңы ойпатындағы алғашқы мұнайгаз конденсат кен орыны
Жаңажол 1978 жылы ашылды және тәжірибелік-өнеркәсіптік өңдеуге 1983 жылы
енгізілді, ондағы мұнай және газ кеніштері тас-көмірлік жастағы екі
қабаттарға енгізілген.
1.2.2 Стратиграфиясы және тектоникасы
Бұрғыланған ұңғылардың көрсеткіштерін сұрыптау кеніштердің геологиялық
құрылымын, олардың таралу шекараларын және өнімділік қабаттарының кейбір
сандық көрсеткіштерін нақтылауға мүмкіндік береді.
Кен орыны екі карбонаттық қабатта орналасқан. Бірінші, КҚ-І де гжель-подоль
және кашир-венев және жоғарғы мәскеулі қабат бөлшегі интервалында екінші КТ-
II төменгі мәскеулік, башқұрт, серпухов қабат бөлшектерінің аралығында
орналасқан. Тектоникалық қатынас бойынша аудан Каспий маңы ойпатының шығыс
бөлігінде орналасқан, ол Орал геосинкликальды аймағынан Ащысайлық және
Сакмаро-Кокпентті жарықтармен бөлінген.
Геологиялық дамуға тән бір құбылыс, ол аймақтың төмен түсуі және
қатты шөгінділік қабаттың қалыптасуы, оның негізгі бөлігін тұз дөңесі кешен
құрайды (7-10 км). Тұз астындағы кеніштердің қалыңдығы батысқа қарай
бірқатар ерекшеленген сатылар мен қиындатылған: Жаңажолдың(5,5-6 км),
Кенкияқтың, Қожасайлық және Шұбар-құдық(7-7,5 км) оларлың әрқайсысы бірдей
емес ерекшеліктерімен мінезделеді.
Жаңажолдың басты ерекшеліктерінің бірі карбонатты массивтердің дамуы болып
табылады, брахиантиклинальды типті ірі асулар мен күрделілендірілген.
Жаңажол кен орыны карбонатты массивтің жоғарғы бөлігінде орналасқан, гжель-
подольскі (КҚ-I) және каширлік-внев жастағы жыныстардан құралған. Құрылым
ірі брахиантиклинальды елестетеді; солтүстік және оңтүстік шағын
ойпаттармен айқындалған.
Ауданды барлау ұңғыларымен бұрғылау жұмыстарында төменгі карбонатты
қалыңдықтың тілігінде тектоникалық бұзылыс бары анықталды, олардың ішіндегі
ең созылғаны ығысу, амплитудасы 100-150 метр болатын, батыс қанат арқылы
өтеді. екі өзге ығысу, 40-50 м амплитудалы, ортаңғы бөлікті қиындатып тұр.
Осы бұзылудың арқасында барлық құрылым III блокқа бөлінген: I (Оңтүстік
бөлік), II (61 ұңғылардың ауданы), III (Солтүстік бөлік). Сұйықтардың қоры
негізінен I және III блоктан шегінде топтасқан.
Атап өтілгендей кен орынының өнеркәсіптік мұнайгазжеткізгіштігі 2
карбонатты қалыңдықтармен байланысты: бірінші және екінші жыныстардың
пачкасымен бөлінген, қалыңдығы 206-417. Бірінші карбонаттық қалыңдық КҚ-I,
390м құрайды (ұңғы-92)-548м негізінен литологиялық құрамы әктастан,
даламиттермен және олардың арасындағы өтпелі айырмашылықтардын тұрады.
Каллекторлардың провокавернозды – жарықты. Каротаждық қисықтардың
жазбаларының мінезі бойынша қалыңдықтың тілігінде реперлердің сериясы
көрінеді.
ГК – ның жоғарлатылған мәндерімен мінезделетін. Бұл материалдар келісімді
түрде төрт өнімдік пачкіні ерекшелеуге мүмкіндік берді. А, Б, В және В1,
олар тереңдіктің аралығында 2550 – 2900 м де жататын.
Стратегиялық қатынаста А объектісі гжельдік ярустың төменгі бөлігіне
орнатылған, Б объектісі – C3k ярусқа, В және В1 C2m ярустың подолскілік
горизонтының жоғарғы бөлігін олардың көмірсутегімен қанығу мінезі әр түрлі:
А объектісімен мұнайлы шегенді газдың кеніш байланысты, шегеннің биіктігі
203 және 90 метр, Б объектісінде мұнайлыгазды кеніш орналасқан, бөлімнің
қабаты 110 м, мұнайлы – 90 метр, В объектісіне газды шапкілі мұнай кеніші
негізделген; ВІ объектісінде газдар ені шағын мұнайлы кеніштер бар олардың
биіктігі 87 метрге дейін жетеді.
Барлық өнімдік текшелер өзара тұтас гидродинамикалық жүйемен біріктірілген,
бір қабатты массивті газмұнайлы кенішті, бір мұнайгазды қатынаспен
көрсетіледі, абсолютті минус 2560 метр белгісінде және ауданы бойынша
өзгеретін СМЖ – абсолютті белгіден минус 2630 – 2650метр.
СМЖ – нің биік орналасуы батыс қанатта және оңтүстік периклинолда (минус
2630–2640м), ең төменгі шығыс қанаттағы және солтүстік периклиналдағы
скважиналарда кездеседі. (минус 2640 – 2650м).
Бұл жерде атап өтетін жәйт, кейбір скважиналарда 182, 154, 383 секілді Б
және В, В және В1 объектілердің қабаттарында тығыз бөлуші қабаттар болмайды
және бұл жерде олар тұтас күшті қабат. Бұл объектілердің ерекшелігінің
тұтастығын нақтылайды.
4, 5 ,1, 16, 17, 18, 19, 22 және 26 скважиналарды тексеруден газмұнайлы
қатынас қабылданды, оларда минус 2560 метр белгіден жоғары газ ол одан
төмен мұнай алынды. СМЖ ПГИС материалдары және сынамалар қорытындысы
бойынша қабылданады. Осылайша 16 скажинада СМЖ ПГИС – бойынша абсолютті
белгіде минус 2647 м, айқын байқалады және осы белгіде сусыз мұнай алынды.
17 және 26 скважиналарда ПГИС бойынша мұнай – судың шекарасы минус 2643
және 2639 м белгіде белгіленеді.
6 және 14 скважиналарда абсолютті минус 2637 және 2631 м белгіде қабаттың
су алынды, бұл геолфизикалық материалдармен нақтыланады.
Шығыс переклинал ауданында және Солтүстік күмбездің оңтүстігінде ІІ сквжина
және 5 ж.д.п – да абсолютті минус 2651 м белгіде белгіленеді.
Төменде өнімді қабаттардың қысқаша сипаттамасы келтірілген
А объектісі, үстіңгі жағынан мықты қалыңдықпен жабылған, айтарлықтай
дәрежеде гжелскилін және ассельск – сакмарскілік ярустар теригендерімен
және P1k ярустың гидрохимиялық тұнбаларымен құрастырылған. Олар
газоконденсатты мұнайлы кеніштің сенімді қақпағын құрайды.
Екі күмбезді құрылыстың кеніші, ауданы бойынша шектелген таралымға ие,
жыныстардың метологиялық біркелкі еместігінен: Солтүстік бөліктің шығыс
қанатының шамасында коллектор кеніші өткізбейтін жыныстармен толтырылады –
ангидриттармен. Кеніштер – сводтың қабаттық массивті литолгикалық
шектеулердегіге жатады. Газ жеткізгіштіктің ауданы 7520 мың м2. Газмұнай
жеткізгіштіктің жалпы қабаты 293 метр, соның ішінде газжеткізгіштік 90
метр.
Б текшесі мен үлкен өлшемді газмұнайлы реніш байланысты, ол А
текшесінен 2 – 60 метр төменде жатыр. Коллектірлері шектеулі таралыммен
сипатталады: 146,52,117 – ші скважиналар ауданында, кеніштің солтүстік
бөлігі шегінде, олар өткізбейтін карбанаттармен толтырылады, ол 67, 103,
321 және 8 скважиналар ауданында ангидриттермен. Кеніш дөңгелек формалы,
қабатты массивті, литологиялық шектелген.
Кеніш биіктігі 200 метр, олардың 110 метрі газға келеді, газбен қанығу
ауданы 36515 мың м2, мұнаймен қанығуы 71475 мың м2.
В объектісі, Б объектісінен 4-74 метр төменде орналасқан, барлық жері
дамуға не жоғарыда аталғандарға қарағандағы айырмашылығы екі кенішпен
көрсетіледі, Оңтүстік және солтүстік күмбездерге орналастырылған.
Екі кеніште мұнайлы биіктігі шамалы (оңтүстігі – 30 метр, солтүстігі 50
метр) газды шапкасы және сводтылар қабатты массивтің қатарына
жатқызылады, оңтүстік литологиялық экрандалған, 60 скважина ауданында
кеніштің өлшемі кіші 7,6 х 3,7; биіктігі – 129 м, солтүстікті – 8,5 х 4,1
км, биіктігі – 194 м.
В1 объктісі жоғарыда аталғаннан 2 – 50 метр төмен орналасқан және
екі мұнайлы кенішпен ұсынылған, салыстырмалы үлкен өлшемді: оңтүстіктік –
4,5 х 2,1 км, биіктігі – 60 м, солтүстігін 5,6 х 3,2 км, биіктігі – 87
метр. Қорларды есептеу сәтінде В1 объектісінде тек қана бір, солтүстіктік
кеніш анықталды, бұл толық барланбағандық болып қалады. Осында Оңтүстік
күмбезде скважиналар бойына В1 объектісін ашады, өнімді бөлік осы
күмбездің В объектісінде ескерілген. Осы скважиналар жөнінде алынған
қосымша мәліметтер В1 объектісін Оңтүстік күмбезде қатысты қабатқа
бөлінуіне мүмкіндік береді. Екі кеніште сводты толық емес қабатты КҚ–І
корбанатты қалыңдығы бірінші корбанатты қалыңдық КҚ-І ден келесімен
ерекшеленеді, оның тілігінде доминирленетін жағдай әк тасқа не және сирек
доломиттер кездеседі. Коллекторлер болып өткізу әртүрлілігі табылады. Осы
текше жыныстарына ауыстырылу және бір топтарды өзгелермен ауыстыру тән,
ауданы бойынша да, және тілігі бойынша да. Бөлгіш қалыңдық КҚ–І және КТН
жыныс терригенді жыныстармен әк тас қабатшаларымен құралған. (ІІ-карбонат
аралық тұзасты қалыңдық) және екінші корбонатты қалыңдықтың көміртекті
кенішіне сұйыққа төзімді қақпақ болып қызмет етеді. КТН қалыңдығында
бөлектенген есептеуді және өңдеу нысандарын айқындауға негізделген
мақсатпен екі өнімді текше келісімді ерекшеленген.
Стратегиялық Т объектісі өзінің тілігінің негізгі бөлігінде москвалық
ярустың каширлік айның жыныстарымен көрсетілген. Д объектісін C2m ярустың
вереллік аймағының тұнбалары құрайды, сол секілді визейлік, серпуховтік,
башкирлік ярустық шөгінділері.
Бұрын аталып өткендей, КҚ–ІІ қалыңдығы тектоникалық бұзылулармен блоктарға
бөлінген.
Кеніштердің сумұнайлы қатынастары құрылымның әр түрлі бөлімдеріне бір
мағынасыз қабылданған және олардың теңселуі теңдікер аралығын минус 3602
метрден минус 3534 метрге дейін құрады.
І блокта, оның оңтүстік – шығыстың бөлігі үшін СМЖ абсолютті минус 3570
белгісінде қабылданады. Солтүстік батыс үшін абсолютті белгі минус 3581
метрде. ПГИС мәліметтері бойынша 29 скважинада, СМЖ аймағының аралығын
сынау барысында су араласқан мұнай алынды. 11 блок кеніші бойынша СМЖ
қабаттың мұнайлы бөлігінің ұлтаны бойынша қабылданды. 61 скважинада ПГИС
бойынша абсолютті белгіде минус 3534 метрде сусыз мқнай алынды.
Газмұнайлы кеніштің ІІІ блогінде ГМЖ абсолютті белгі 3385 метрде
анықталды, 36 скважинаны сынау нәтижелері бойынша, парфорация аралығынан
мұнаймен газдың ағымы алынды және газдың каротомдық материалдары бойынша 14
скважинада, осы тереңдіктен 14 метрге төмен, мұнай алынды, ол 36 және 45
скважинада жоғары газ конденсатпен алынды. Сумұнайлы контакт абсолютті
белгі минус 3603 метрден минус 3573 метр аралығында теңселеді. Осыған орай
72 скважинада свод маңы бөліктегі қабаттың мұнайлы бөлігі минус 3589 метр
белгіге дейін белгіленеді, солтүстік пиреклиналда 73 скважинада 3597 метрде
су алынды.
СМЖ–нің орналасуының тереңдігінің блоктар бойынша шамалы тербелістері,
мұнай жеткізудің айтарлықтай қабатындағы, қабаттың барлық резервуарына
арналып тұтас қалыптасуыынң жалпы талаптары жөнінде куәлік етеді.
Коллекторлар қабатын бөлу мінездемесі, ауданы бойынша және оның тілігі
бойынша да Г және 20 текшелері горизонттарға келісімді түрде бөлеуге
мүмкіндік береді: жоғарғы және төменгі.
Д объектісі екі мұнайлы кеніштің болуымен сипатталады, І және ІІІ
блоктарда. В1 блокта объектінің төменгі бөлігінде коллектор – қабаттарды
тығыз жыныстармен ауыстыру байқалады. Бұл жағдай оның келісімді түрде екі
өнімді горизонтқа бөлінуіне әкелді: жоғарғы ДВ – 1, төменгі Дн – 1.
Жоғарғы аймақтың (Дв–1) коллекторларын метологикалық ауыстыру 44, 27,
33 және 56 скважиналар ауданында байқалады. Жоғарғы горизонттың
кеніштерінің өлшемдері 11,5 х 7, төменгіні 6,2 х 4 мұнайжеткізу этажы 235
метрге тең. И = 100 метр.
Сводтық кеніштер, тектоникалық – шектелген, литологиялық шектелген, жоғарғы
горизон үшін қабаттың – массивтік, төменгі үшін толық емес қабатты
типті.
ІІІ – блокпен жоғарғы және төменгі горизонтқа бекітілген мұнайлы кенішке
байланысты және біртұтас резервуар ретінде қарастырылатын Д – ІІІ
текшесінің 71 – скважина ауданындағы коллекторлар тығыз жыныстармен
ауыстырылады. Кеніштердің өлшемдері: мұнай жеткізу ауданы 30,4 км 2 этажы
183 метр, тектоникалық – экранирленген, толық емес қабатты – пассивті
типті.
Жанажол кен орыны үшін сумұнайлы аймақ түсінігі келісімді болып
табылатынын ескере кеткен жөн. Келісімділік, біріншіден келесіде жатыр:
өнімділік тіліктің жоғарғы бөлшектелінуінде және шағын әсерлі
қалыңдықтарды ауданның жаншу бөлігі, кеніштің сумұнайлы бөліктері деп
аталатын контактісіз аймаққа келеді, бұл дегеніміз коллекторлер қабатындағы
мұнай – су баллансының болмауы.
Саңылаулылық пен өткізгіштіктің арасында керн бойынша айтарлықтай тығыз
байланыс бар, ол саңылаулы типті корректорларға тән.
ТОЭ НИН –ді ГНЗ СССР – да қорғауға қарастыру негізінде саңылаулықтың
төменгі шегі 8,5 % үлкейтілді, ал өткізгіштік 0,0031 мкм 2 – ге дейін.
Жобалау үшін саңылаулықтың кеселі мәндері ұсынылады: текше Г үшін - 1 –
9,5 %, Fв – ІІІ – 10,9 %, ТН – ІІІ – 12,6 %, ДН-1 – 10,8% және Д – ІІІ –
9,8 %. Өнімді текшелердің өткізгіштігін негіздеу үшін керндік материалдың
берілгендері қолданылды. Гидродинамикалық және геофизикалық зерттеуердің
керндік берілгендердің қатысты шектілігінде және оларды тілік бойынша тегіс
емес шектілігінде және оларды тілік бойынша тегіс емес бөлу, сол секілді
және кеніш ауданы бойынша. Текшелердің саңылаулығын картаждың зерттеулер
бойынша белгілі текшелер саңылауы арқылы аныққтаймыз. Ұңғылардың кенін
гидродинамикалық зерттеу нәтижелері бойынша өткізгіштікті анықтауды орындау
В- дағы ГИС бойынша анықтауға ұқсас болып келеді.
Қуыстылықтан тәуелділік бойынша енгізілген өткізгіштікті жобалау
үшін өткізгіштіктің келесі мәндерін пайдалану ұсынылады: текше бойына Г –
1 – 0,0185 мкм2, ҒВ – ІІІ, ГН - ІІІ, - 0,0824 мкм2, ДН – 1, Дв – 1 –
0,0603 мкм2, Д – ІІІ – 0,0263 мкм2
Жалпы мұнайқаныққан ұңғыларды геофизикалық зерттеу қорытындыларымен ған
анықталады, келесідей қабылданады текшелер үшін
Дн – 1, Дв – 1 және Д – ІІІ осыған сай 89%, 85%, 73% газ шапкілерінің
газге қанықтығы ГН – ІІІ және Гв – ІІІ оған сай: 78 % және 83 %.
Жыныстармен шөгінділер шарттарына байланысты, өнімді текшелердікі секілді
олардың жеке қабатшаларын құрайтындардың қалыңдықтары тұрақсыз мінезді
және жеткілікті кең диапазонда өзгереді. Осылай КТ–І өнімді қалыңдықта
өнімді текшелер А, Б, В және В1 қалыңдықтары негізінен 30-60 метрді
құрайды, бірақ бір қатар скважиналарда 5 және 2 метрге дейін қысқарады.
Олардың үлкендеу қалыңдықтары Б және В текшелерінде байқалады және жеке
скважиналарда 100 – 109 метрге дейін жетеді. Тығыз қабатшалардың қалыңдығы,
текшелерді бөліп тұратын, бірнеше ондаған метрге жетеді және тек
жекелеген скважиналарда 2-5 метр болады және тіпті О дейінде қысқарады.
А текшелерінің жалпы қалыңдығы 2,4 метрден 89,4 метрге дейін өзгереді,
жалпы әсерлі қалыңдықтар максимальді мән 36 – метрге дейін жетеді.
Қалыңдықтың орташа мұнайқанықтылығы 12 метрді құрайды, газ қашықтылық 26 м.
Б текшесінде жалпы қалыңдықтар 4 тен 104,8 метрге дейін өзгереді, әсерлі
қалыңдықтар 3,4 тен 64 метрге дейін, мұнайға қаныққандар 1 ден 47,3 метрге
дейін өзгереді.
Орташа алынған мұнайғақаныққан қалыңдық кеніш бойынша тұтастай 12 м-ге
тең, газ өзге қаныққан 14 метрге
В текшесі Б текшесі сенімді қалыңдықтардың үлкен айырмашылығымен
сипатталады, осылайша В текшесінің жалпы қалыңдығы 10 нан 108,8 метрге
дейін өзгереді. Әсерлі қаныққан 6 дан 40-қа дейін және одан да жоғары
өзгереді. Мұнайға қаныққан қалыңдықтардың максимал мәні 55 метрге жетеді.
Орташа алынған мұнайға қаныққан қалыңдықтар оңтүстіктік күмбезде 13 метрді,
солтүстікте 20,9 метрді құрады.
В текшелерінің қалыңдығы 28,2 метрден 73 метрге дейін өзгереді, ВІ
текшесінің мұнайқаныққан қалыңдығы 30,8 метрден 88,6 метрге дейін
өзгереді. Оңтүстік күмбезде орташа алынған мұнайға қанықан қалыңдық 5,6
метрді және солтүстік күмбезде 7,4 метрді құрады, корбанатты КТ – 11
қалыңдық құрылымының оңтүстігінде 603 метрден, солтүстікте 827 метр
аралықта өзгеруімен сипатталады. Оларды көрсететін өнімді текшелер Г және О
сол секілді өз қалыңдықтарымен тұрақты емес: 1 – блокта олардың қалыңдығы
солтүстікке қарағанда біршама қысқартылған. Екі текшеде өткізгіш және тығыз
қабаттардың кезектесуімен құралған. Текше Гв – ІІІ дің жалпы қалыңдықтары
4,2 метрден 218 метрге дейін өзгереді. Гв – ІІІ текшелер қалыңдығының
максимальді мұнайқанықтылығы 3,2 м-ге дейін, Гн – ІІ – 71,2 метрге, Дв –
1154 м, ДН – 1-83 -8 м –ге дейін жетеді. Бір өткізгіш қабатының
қалыңдығының шамаларын, өзара жақын блоктар бойынша салыстыру және 2,4 –
3,1 м.–ге тең. Өнімді текшелер бойынша қалыңдықтың өзгеруінің сипаттамасы,
таблицаларда келтірілген.
Жыныстардың әртектілігінің көрсеткіштері бірінші карбонатты қалыңдық КҚ – І
байқалады.
Әрбір өнімді қабат өткізгіш және тығыз қабатшалардың кезектесуімен
ұсынылады, олардың біріншісінің саны А текшесінде орташа алғанда 6 – ға
тең, Б тешесінде 2 ден 5 ке дейін өзгереді. В текшесінде олардың орташа
саны 8 құрайды, В1 текшесінде – 5 ке дейін. Біртекті еместік көрсеткіштерін
және бөлшектелуді жаңа скважиналарды ескере отырып есетеу алдыңғы алынған
шамаларға түзетулер әкеледі, сондықтан КП және Кр бірінші өнімді қабат
текшелері бойынша КТ – І бұрынғыша қалдырылды.
В1 текшесі бойынша біртектілік көрсеткіштерінің есептелуі бұрын
жүргізіледі. Қазіргі жұмыста олардың анықталуы іске асырылды және
келісім құрады:
Құндылық коэффициенті, оңтүстік күмбез бойынша 0,17
Солтүстік күмбез бойынша 0,14
текше бойынша тұтастай 0,15
бөлшектілік коэффициенті, оңтүстік күмбез бойынша 3
Солтүстік күмбез бойынша 2,2
тұтас текше бойынша 2,3
екінші карбонатты қалыңдық КТ – ІІ;
Өнімді текшелердің мұнайлы бөлігі құмдының коэффициенттері арқылы
сипатталады. Жұмыста Кп және КР – жаңа берілгендер бойынша қайта
есептеледі. Г текшесі бойынша құмдының коэффициенті 0,18 – ден 0,429- ға
дейін өзгереді, ол бөлшектенгендік коэффициенті 0,21 ден (Д – ІІІ) 0,608 –
ге (ДК – І) дейін, ол бөлшектілік коэффициенті 7,428 ден (ДВ - І) 9 – ға
(ДН – І) дейін жетеді.
1.3 Мұнай мен газдың құрамы және физика – химиялық қасиеттері
Жанажол кен орынының мұнайы мен газының сипаттамасы тереңдік және жоғарғы
беттік үлгілерді тексеру қорытындылары арқылы беріледі.
Оңтүстік күмбездегі А текшесінен бір тереңдік және бір беткі үлгі 24
скважинадан алынған, зерттеулер қорытындысы бойынша мұнай мен газ
параметрлері қабылданды, аталған текше бойынша солтүстіктен және оңтүстік
күмбездерде Б текшесінен 4 тереңдік үлгілер 17,110 (2),132 скважиналардан
және беткі бес үлгі 17,106,110 (екеу) 132 скважиналардан алынды, солтүстік
күмбезде орналасқан, Б текшесінің мұнай мен газ параметрлері, Солтүстік
және Оңтүстік күмбездерде көрсетілген үлгілердің берілгендерді бойынша
қабылданды. Солтүстік күмбезде В, А1 және текшелерінен 17 скважиналардан
19 үлгі алынды; В1 текшесінен 106,3 скважиналарда В текшесінде – 136,147 (2
үлгі) 161,162, 164, 177, 306, 307, 308, 319, 332, 383 скважиналардан, В1 +
В текшелерінен 163 (2) және осы скважиналардан 20 беткі үлгілер алынды.
Оңтүстік күмбезде В текшесінен бір тереңдік және бір беткі үлгі 25
скважинадан алынды. В1 текшесінің және В ның мұанй және газ параметрлері,
Солтүстік және Оңтүстік күмбездерде, аталған зерттеулер қорытындылары
бойынша орташа арифметикалық мәндер ретінде қабылданды 133 және 336
скважиналардағы тереңдік және беткі сынамаларды алып тастағандағы
көрсеткіштердің бір қатары бойынша осы үлгілерді зерттеу нәтижелері
минимальды мәнге ие, сондықтан орташа арифметикалық мұнай және газ
параметрлерінің шамасын есептегенде олар ескерілмейді. ГВ, ГН текшелерінің
мұнай және газының қасиеттері, Солтүстік және Оңтүстік күмбездің, Гв
текшесінің 742, 73 скважиналардың Солтүстік күмбездегі, төрт тереңдік
үлгілерін зерттеулер берген мәліметтер бойынша анықталды және Г
текшесінің Оңтүстік күмбезінде 43 скважинаны зерттеу бойынша сол секілді
бес беткі үлгілер арқылы да, Гв текшесінің 43 (2 үлгі) скважинасынан
алынған. Аталған үлгілерден өзге тағы да Гв текшесінен Оңтүстік күмбездегі
45 скважинадан бір тереңдік және бір беткі үлгілер алынды. Бірақ
перфорация аралығы бұл скважинада текшенің газды бөлігінде болып шықты,
тереңдік үлгіні алар кезде, үлгі таңдағыш газге талып кетті, сондықтан
тереңдік үлгісі бойынша мұнай параметрлері
анықталады. 45 скважинадан алынған беткі сынама зерттеулердің де
берілгендері көрсетілмеген сондықтан, мұнайдың параметрлерінің орташа
мәндерін есептеген ескерілмейді.
Солтүстік күмбездегі Д текшесінен 36, 45, 67 скважиналардан үш тереңдік
және үш беткі үлгілер алынды, оңтүстік күмбезден 38, 40 скважиналардан
екі тереңдік және екі беткі үлгілер алынды. Солтүстік күмбезде және
Оңтүстік күмбезде Д текшесінің мұнай және газ парамертлері 36, 38, 45, 67
скважиналардан алынған 4 тереңдік 4 беткі үлгілер арқылы орташа
арефметикалық мәндер ретінде қабылданады. 40 скважинадағы үлгілер СМЖ –
нің өтпелі аймағынан алынған, сондықтан да осы үлгілердің зерттеу
нәтижелері мұнаймен газ параметрлерінің мәнін есептеуге кірістірілмеген.
Қабат мұнайының негізгі қасиеттерін анықтау мақсатында ұңғылардан тереңдік
сынамаларды бірнеше интервалдардан алу жұмыстары жүргізілді. Алынған
сынамалар бойынша қабат мұнайының көрсеткіштері әртүрлі екендігі анықталды.
Есептеулер мен зерттеулер қорытындысы қорытындысы бойынша қабаттың
мұнайдың тығыздығы 0,7055 гсм3, мұнайдың газбен қанығуының қысымы
қабаттың температурада 24,0 МПа, қабаттың газды фактор 269,2 м3г, қабаттың
мұнайдың динамикалық жабысқақтығы 0,34 МПа•с. Жұмыс жағдайларында
газсіздендіруден кейінгі мұнайдың тығыздығы 0,1874 гсм3, жұмысшы газдік
фактор 234,8 м3г, көлемдік коэффициент 1,3904, газсіздендірілген мұнайдың
динамикалық жабысқақтығы 4,6 мПа•с. товарлық сипаттама бойынша мұнайлар
күкіртті, шайырлы 54 %, парафинді 36 %. 3000 С – ге дейін қуудағы ашық
фракциялардың көлемдік шығуы – 55%. Жұмысшы талаптарда мұнайды
дифференциальды газсыздандырудан бөлінген газдер қоспасында келесі
компоненттер болады: күкіртсутегі
2,25 %, азот 1,63 %, метан 79,89 %, этан 8,47%, пропан 4,83%, жоғарғы
көмірсутектер 7,10 %, гелий 0,0124 %. Осыған қатысты газдың тығыздығы ауа
бойынша 0,707.
Есептеулер мен зерттеулер нәтижесі бойынша қабаттың мұнайдың тығыздығы
0,7080 гсм3, газбен қаныққан мұнайдың қабаттық температурадағы
тығыздығы 24,8 МПа, қабаттық фактор 286,3 м3т, қабаттық мұнайдың
динамикалық жабысқақтығы 0,36 МПа•с.
Жұмысшы жағдайларда дифференциалды газсыздандырудан кейінгі мұнайдың
тығыздығы 0,819 гсм3, жұмыстық газді фактор 247,4 м3т, көлемдік
коэффициент 1,4046, газсіздендірілген мұнайдың динамикалық жабысқақтығы
5,0 МПа•с.
Товарлық сипаттамасы бойынша мұнайлар, күкіртті (0,83 %), азшайырлы
(42,9%), парафинді (5,8 %). 3000С – ге дейін қуғандағы ашық фракциялардың
көлемдік шығыны - 55 %.
Жұмыс жағдайында мұнайды дифференциалды газсіздендіру кезінде бөлінетін
газқоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртсутегі 4,26 %, азот-
1,43%, метан - 73%, этан 10,34%, пропан 6,16 %,жоғарғы көмірсутегі 9,73 %,
гелий 0,0175 %. Ауа бойынша газдың салыстырмалы тығыздығы 0,754 %.
Есептеулермен зерттеулер нәтижесі бойынша қабаттық мұнайдың
тығыздығы 0,6820 гсм3, мұнайдың газбен қанығу қысымы қабаттың
температурада 25,46 МПа, қабаттық газдың, фактор 288,0 м3т, қабаттық
мұнайдың динамикалық жабысқақтығы 0,37 МПа•с. Жұмыс жағдайында
диференсалды газсыздандырудан кейінгі мұнайдың тығыздығы 0,8123 гсм3,
жұмысшы газдық фактор 249,4 м3т, көлемдік коэффициент 1,4629,
газсыздандырылған мұнайдың динамикалық жабысқақтығы 5,1 МПа•с.
Тауарлық сипаттамасы бойынша газ күкіртті, (күкірттің массалық құрамы 0,84
%) оқшайырлы (4,4 %), парафинді (6,0 %). Ашық фракциялардың көлемді шығуы,
3000С – ға дейін қуғандағы – 53 %. Жұмыс жағдайында дифференцирленген
газсіздендіруде мұнайдан бөлінетін газ қоспасының компоненттерінің мольдік
құрамы: күкіртсутегі 3,46 %, азот 1,42 %, метан 73,00 %, этан 11,68 %,
пропан 6,85 %, жоғарғы көмірсутегі 9,92 %, гелий
0,0162 %. Ауа бойынша газдың салыстырмалы тығыздығы 0,759%.
Есептеулермен зерттеулер қорытындысы бойынша қабаттың мұнай тығыздығы
0,6389 гсм3, мұнайдың газбен қанығуының қысымы, қабаттың температурада
32,22 МПа, қабаттық газдық фактор 392, 5 м3т, көлемдік коэффициент 1,6544,
газсіздендірілген мұнайдың тығыздығы 0,8088 гсм3, жұмыстық газді фактор
337,6 м3т, көлемдік коэффициент 1,6544, газсіздендірілген мұнайдың
динамикалық жабысқақтығы 5,6 МПа•с. Товарлық мінездемесі бойынша мұнай
күкіртті (0,66) аз шайырлы (3,9%), жоғарғы парафинді (10,1%) 3000С – ға
дейінгі қуудағы ашық фракциялардың көлемдік шығуы - 53%. Жұмыс
жағдайларында дифференциалды газсыздандырудан кейінгі мұнайдың тығыздығы
0,8088 гсм3, жұмыстық газді фактор 337,6 м3т, көлемдік коэффициент
1,6544, газсіздендірілген мұнайдың динамикалық жабысқақтығы 5,6 МПа•с.
Тауарлық мінездемесі бойынша мұнай ккүкіртті (0,66) аз шайырлы (3,9%),
жоғарғы парафинді (10,1%) 3000С – ға дейінгі қуудағы ашық фракциялардың
көлемдік шығуы - 53%. Жұмыс жағдайларында дифференциалды газсыздандыру
кезіндегі мұнайдан бөлінетін газ қоспаларының компоненттерінің мольдік
құрамы: күкірт сутегі 2,86 %, азот 1,61%, метан 73,99 %, этан 10,98%,
пропан 6,77 %, жоғарғы көмірсутегі 9,89%, гелий 0,0153%. Ауа бойынша газдың
салыстырмалы тығыздығы 0,754 %.Есептеулермен зерттеулер қорытындысы
бойынша қабаттың мұнай тығыздығы 0,6388 гсм3, газбен қаныққан мұнайдың
қабаттық температурадағы қысымы 27,57 МПа, қабаттық газды фактор 275,5
м3т, қабаттық мұнайдың динамикалық жабысқақтығы 0,39 МПа•с. Жұмыс
жағдайында дифференциальды газсіздендіргеннен кейінгі мұнайдың тығыздығы
0,8272 гсм3, жұмысшы газдік фактор 242,2 м3т, көлемдік коэффициент
1,4614, газсіздендірілген мұнайдың жабысқақтығы 7,0 МПа •с. Товарлық
сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті,(0,82%), шайырлы (5,1%), жоғарғы
парафинді (7,7%). 3000С – ға дейін қуғандағы ашық фракциялардың көлемдік
шығуы - 52 %.
Жұмыс жағдайларында дифференциалды газсыздандыру кезіндегі мұнайдан
бөлінетін газ қоспаларының компоненттерінің мольдік құрамы: күкірт
сутегі 2,98 %, азот 1,45%, метан 79,01 %, этан 8,61%, пропан 4,66 %,
жоғарғы көмірсутегі 6,96 %, гелий 0,0125 %. Ауа бойынша газдың салыстырмалы
тығыздығы 0,713 %.
1.4 Сулардың физика – химиялық қасиеттері
Қарастырылып отырған кен орнында бірінші және екінші карбанатты
қалыңдықтың сулары, бірінші қалыңдықтың КҚ –І , текшелерін сынау
үрдістерінде зерттелді, сол секілді Г объектілерінің 8 сужеткізуші
нысандарының және В объектісінің екінші карбонатты қалыңдығының сужеткізуші
нысандарын бақылау жұмыстары жүргізілді. Осы сулардың ұсынылатын
сұрыптауларының қорытындылары таблицада келтірілген. Келтірілген
көрсеткіштерді берілгендерден көреміз, бірінші және екінші карбонатты
қалыңдықтардың қабаттық сулары физика – химиялық қасиеттерімен бір –
бірінен біршама ерекшеленеді. Өйткені, бірінші КҚ –І қалыңдығының
суларында, кальцийдің құрамы 2,94 – 4,77 гл, сульфаттары 1,48 – 2,67гл,
бромның саны онда 197,0 мгл – ден аспайды. Қабаттық жағдайларда
жабысқақтың 0,59 – 0,62 МПа арасында өзгереді, орташа 0,60 МПа•с құрайды,
көлемдік коэффициент 1,010 – ге тең.
Екінші карбонатты қалыңдықтың суларының құрамында кальцийдің жоғарғы
мөлшері байқалады. (3,79 – 8-70 гл) сульфаттар аздау (0,43 - 1,24 гл)
және бром (183 мгл жоғары емес), қабаттық жағдайларда жабысқақатық 0,50
МПа•с - қа дейін төмендетілді, көлемдік коэффициент 1,018 – ге тең,
сулар жоғары мофизациямен сипатталады, ал Дв – объектісінің шөгінділеріне
суларда ол 6,7 – 15-7 – ге дейін өседі. Тұтастай өндірудің барлық
нысандарының қабаттық сулары, В.А. Суменнің мінездемесі бойынша,
хлоркальцийлік типке жатады.
Олардың тығыздығы стандартты жағдайларда елеусіз өзгереді.
Бірінші КТ – 1 карбонаттың қалыңдық сулары үшін ол 1,058 – 1,069 гсм3,
минерализацияның орташа мәні 87,5 гл және 79,7 гл тең.
Жанажол кен орнындағы карбонатты шөгінділердегі су иод бойынша кондиционды
болып табылады, бірақ өнерксіптік қолдану үшін олар су жеткізуші аймақ
коллекторлардың төменгі өнімділігінен жарамсыз.
1.5 Физикалық– гидродинамикалық сипаттамалар
Мұнайды сумен ығыстыру коэффициенті Қазақ ғылыми зерттеу институтында
зертханалық зерттеулер қорытындылары бойынша анықталады. КҚ – І бірінші
қалыңдығы бойынша зерттеулер қабаттық 5 құрама модельдерінде жүргізілді. Әр
модель өзіне диаметрі 3 см, ұзындығы 2,3 – тен 3,8 см – не дейін жететін
керіннің 9 дан 12-ге дейінгі үлгісін қосты. Өткізгіштік мәндері жақын.
Қабаттық сумен ығыстыру 650С температурада жүргізілді. Ығыстыру
коэффициенті Вв әр модель үшін тұтас анықталады, бұл дегеніміз ол модельді
құрайтын керін үлгілеріне орташа алынған шама болып табылады. Орташа
өткізгіштік және орташа ығыстыру коэффициенттері теңделеді.
Осы берілгендер бойынша мұнайды сумен ығыстыру коэффициентінің
коллектордың өткізгіштігінен тәуелділігінің графигі тұрғызылды, ол арқылы
А,Б және В текшелеріне коэффициенттің мәндері анықталады. Мұнайды сумен
ығыстыру коэффициенті екінші қалыңдықты өндіру нысандары үшін 0,67 тең деп
қабылданды.
Қабаттар мен суважиналарды гидродинамикалық зерттеу қорытындыларын
сұрыптау, олардың өнімділігі және энергетиканың сипатамасы
Бірінші карбонатты қалыңдықта КҚ–І, үш өнімді объектілер А,Б,В,
ерекшеленген, жоғарғы карбонның гжельдік касимовтық, ярустарында
және ортаңғы карбонның москвалық ярусында орын алған.
Өнімді А объектісі еркін газбен конденсатпен және мұнаймен қаныққан.
Газмұнайлы кеніш қабаттық, сводтық, литологиялық шектелген. Мұнайлы кеніш
мұнайлы жиектеу болып табылады. ГМЖ және СМЖ контактілеріндегі бастапқы
қабаттық қысым 29,1 МПа және 30 МПа – ны құрайды. Қабаттық бастапқы
температурасы – 580С.
А объектісіндегі мұнай кеніш айтарлықтай қашықтықта суарынды жүйеден
коллектор жоқ аймақпен шектелген. Мұнай кеніш қазіргі уақытта екі өндіруші
екванмкамен игеріледі. А объектісін өндіруге енгізудегі энергияның негізгі
көзі газдық шапкінің газінің тығыздығы болады. Б объектісінің мұнай
кеніш 1984 жылдың маңында солтүстік күмбезде игерілуге қосылды. ГМЖ және
СМЖ контактілеріндегі бастапқы қабаттық қысым 29,1 МПа және 30,02 МПа – ны
құрайды. Қабаттың бастапқы температурасы 600С. Текшенің орташа өнімділігі
4,57 тсут. Б объектісінің мұнайлы кеніш ұзақ қанықтығы суарынды аумақтан
коллектор жоқ аймақпен шектелген. 25 жұмыс істейтін скважинаның арасынан,
іске қосылғаннан бергі екі жылдық кезеңде қабатты сумен шамалы шайылу тек
бірғана скважинада болған. Игерудің бірінші сатысында мұнай жиегі, Б
объектісінің, газ орынының әсерінен асып түседі. Солтүстік күмбездегі
қабаттық қысым өлшеу бойынша игеруші скважиналарда жинау аймағында
елеусіз төмендеген және 27,5 МПа – ны құрайды. В объектісінің кеніші 1984
жылы игеруге енгізілді. Кеніштегі бастапқы ГМЖ қысым белгілеуінде 29,1 МПа
құрайды, ал СМЖ да 30 МПа. Қабаттың бастапқы температурасы 61 0С тең. В
объектісінің орташа өнімділігі солтүстік күмбез бойынша 20,01 тсут. МПа
құрайды. Оңтүстік күмбез бойынша 21,82 тсут. МПа, ол орташа меншікті
өнімділік 1,56 тсут. МПа және 1,14 тсут МПа –ға тең. Солтүстік күмбездің
В объектісінің мұнайлы кенішінен 1,95 млн т мұнай алынды. Оңтүстік күмбез
ұңғымаларының 69,3 мың тоннамұнай алынды. Осынша мұнай алынғанына
қарамастан кеніштегі қысым шамалы ғана төмендеген 1,6
МПа –ға төмендеген. Жинақтау аймағындағы қабаттың қысымы 28,4 МПа –ға
тең. Бұл игеру кезінде қабаттың табиғи энергиясы әсерлі көрінетіні
жөнінде айтылады. Дегенмен қазіргі уақытта бір скважинаның суға батуы
жоғары деңгейі және екі скважинаның суға шамалы батуы байқалғанмен бұл
суарынды жүйенің белсенділігі болып табылмайды. Солтүстік күмбездегі
қабаттың қысымының елеусіз төмендеуі В объектісінің мұнайлы жиегінің газды
шапкісімен жақсы үйлесімділігін көрсетсе және мұнайы кенішін игерудің
қазіргі игеру режимін қабаттың суарынды жүйе жақтан келетін елеусіз әсері
газағынды деп сипаттауға болады.
Өнімді объектілер Г және Д бойынша бастапқы қабат қысым ГМЖ белгісінде 36,7
МПа және СМЖ белгісінде 39,4 МПа құрайды. Г объектісінің қабат
температурасы 77 0С, Г объектісінікі 780С –ға тең. Геотермиялық градиент
2,4 С100 м құрайды.
Жоғарғы нысан бойынша ГВ –І, Г текшесінің солтүстік күмбездің мұнай
өнімі 23,42,43,66,73 скважиналар бойынша 6,7 ден 227 тсут – ке дейін
өзгерді, өнімділіктің орташа коэффициенті 2,47 тсут МПа өнімділіктің
меншікті коэффициенті 0,154 ттәу МПа. м.
Төменгі нысан бойынша Гн – І объектісінің солтүстік күмбездің 36, 43,
45, 61 скважиналар бойынша дебиті 1,6 дан 65,5 тсут дейін өзгереді.
Өнімділіктің орташа коэффициенті 6,74 тсут МПа, өнімдіілктің меншікті
коэффициенті0,323 тсут МПа·м.
Д–ІІІ нысаны бойынша Солтүстік күмбездің Д объектісіінң 3645
скважиналар бойынша дебиті 20,6 дан 62 тсут өзгерді. Өнімділіктің орташа
коэффициенті 2,69 тсут МПа өнімділіктің меншікті коэффициенті 0,134 тсут
МПа*м. Төменгі нысан бойынша ДН – І оңтүстік күмбездің 3, 29, 40 –
скважиналар бойынша дебиті 4,1 – ден 58 тсут – ке дейін өзгерді.
Өнімділіктің орташа коэффициенті 5,79 тсут МПа, өнімділіктің меншікті
коэффициенті 2,79 тсут МПа·м.
Жоғарғы нысан бойынша Дв – І оңтүстік күмбездің Д объектісінің мұнай
өнімі 3, 29, 34, 38,40 – скважиналар бойынша 8,2 ден 62,9 ттәу өзгерді,
өнімділіктің орташа коэффициенті 4,49 тсут МПа, ол өнімділіктің меншікті
коэффициенті 0,172 МПа·м.
Г объектісінің Гс - ІІІ және Гм- ІІІ нысандарының күтілетін табиғи жұмыс
режимі газарынды, еріген газ режимінің шамалылап көрсетілуімен – ГМЖ және
СМЖ контактілерінен меншікті, қабат аймағында беріледі.
1.6 Мұнайдың, газдың және конденсаттың қорлары
Жанажол кен орнының нөмір сутекті шикізатының қорларын бағалау екі
кезеңде іске асырылды. Бірінші рет қордың есептеулері бірінші корбанатты
қалыңдықтың өнімдік шегінділері арқылы жүргізіледі. Жоғарғы және ортаңғы
карбонаттың, 1992 ж 15 ақпанда зерттелген күні бойынша жұмыс қазақ ғылыми
– зерттеу геологиябарлаулық мұнай институтымен орындалды. Бұл жағдайда
бірінші корбонатты қалыңдықтың көлемінде А,Б,В. және В1 тіліктері бойынша
жоғарыдан төмен индекстелетін төрт өнімді текше көрсетілді осыдан, А және
Б текшелеріндегі мұнайлы кеніштер тұтас және құрылымның барлық
ауданыбойынша ортақ контурға ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Осы дипломдық жобада төрт негізгі бөлім қарастырылған.
Бірінші бөлімде кен орынның геологиялық құрылымдық сипаттамасы,
физикалық-гидродинамикалық сипаттамасы, мұнай мен газдың қорлары туралы
айтылған.
Үшінші және төртінші бөлімде игеруді жобалау үшін Жанажол кен орнының
геологиялық-кәсіпшіліктік және игеру варианттарының техникалық-экономикалық
негіздемелері қарастырылады.
Техника-технологиялық бөлімінде Жанажол кен орнында ұңғыны газлифтілі
әдіспен пайдаланып, кен орнын игеру көрсетілген.
Экономикалық бөлімінде МГӨБ ұйымдастырушылық сипаты және кен орнын
пайдаланудағы техника-экономикалық көрсеткіштеріне талдау
көрсетілді.Еңбекті қорғау бөлімінде қауіпті және зиянды өндірістік
факторларды талдау және ұңғыларды пайдалануда қауіпсіздік ережелері
көрсетілген.
АННОТАЦИЯ
Этот дипломный проект состоит из четырех основных частей.
В первой части изложены следующие основные параметры: строение,
физико-гидродинамические характеристики, запасы нефти и газа.
В третьей и четвертой частях для проектирования разработки
рассмотрены геолого-промысловые и технико-экономические основы
месторождения Жанажол.
В части техники-технологии приведены особенности разработки
газлифтных скажин на месторождений Жанажол.
Административные свойства НГДУ технико–экономические показатели
эксплуатации месторождения рассмотрены в экономической части.
В части охраны труда указаны анализ опасных и вредных производственных
факторов и опасность эксплуатаций скважин.
КІРІСПЕ
Жаңажол кен орнында жоғарғы карбонатты қабат қималарын салыстыру
нәтижесінде газ, конденсат және мұнай қорларының есебі көрсетілетін үш
өнімді коллектор бумасы бары анықталды. (Жоғарыдан төмен қарай:
“А”,“Б”,“В”). Стратиграфиялық қатынаста “А” және “Б” бумалары жоғары
карбонның Гжель және Касимов жік қабаттарын салыстыруға болады. 10, 13, 50
ұңғылар құрылымының солтүстік күмбезінде төртінші “В” бумасы бөлінеді, оның
өнімділігі шектеулі. Барлық бумалардың литологиялық жыныстары әктастармен,
доломиттермен және олардың арасындағы айырыммен көрсетіледі. Әктастары:
органогенді, детритті, микрокристалды. Органогенді әктастар жоғары “А”
бумасына тән. Бұл әртүрлі түйіршікті кальцитпен цементтелген органикалық
қалдықтар мен детриттен тұратын сұр түсті жыныстар. Қайта кристалдану
көбіне әктастардың цементтелген бөлігін қамтиды. Жыныстардың негізгі
сиымдылығын шаймалағыштық пен қайта кристалдаудың туынды кеуектері құрайды.
Кен орнында жоғарғы карбонатты қабаттардың қабат қысымының ұңғының
үздіксіз фонтандауына күшінің жетпеуі салдарынан газлифтілі әдісті
пайдаланып кенішті игеру әдісі таңдалған.
Жобаның негізгі мақсаты кен орнында газлифтілі ұңғыларды тиімді пайдалану
шаралары қарастырылған. Газлифтілі әдіспен мұнайды өндіру арқылы кен орнын
игеруге жұмсалатын шығынды азайтып, игеру уақытын қысқартуға мүмкіндік
беретін шараларды қарастыра отырып, газлифтілі ұңғылардың конструкциясын,
жабдықтарын таңдау тәртібі дипломдық жобада орын алған.
Фонтанды ұңғыны газлифтілі ұңғыға ауыстырудың экономикалық тиімділігін
анықтау арқылы, кен орнын игеруде мұнайдың өзіндік құны есептелген.
1 ТЕОРИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1. Әдеби шолу
Бұрғыланған ұңғылардың көрсеткіштерін сұрыптау кеніштердің
геологиялық құрылымын, олардың таралу шекараларын және өнімділік
қабаттарының кейбір сандық көрсеткіштерін нақтылауға мүмкіндік береді. Кен
орыны екі карбонаттық қабатта орналасқан. Бірінші, КҚ-І де гжель-подоль
және кашир-венев және жоғарғы мәскеулі қабат бөлшегі интервалында екінші КҚ-
II төменгі мәскеулік, башқұрт, серпухов қабат бөлшектерінің аралығында
орналасқан. Тектоникалық қатынас бойынша аудан Каспий маңы ойпатының шығыс
бөлігінде орналасқан, ол Орал геосинкликальды аймағынан Ащысайлық және
Сакмаро-Кокпентті жарықтармен бөлінген. Геологиялық дамуға тән бір құбылыс,
ол аймақтың төмен түсуі және қатты шөгінділік қабаттың қалыптасуы, оның
негізгі бөлігін тұз дөңесі кешен құрайды (7-10км). Тұз астындағы
кеніштердің қалыңдығы батысқа қарай бірқатар ерекшеленген сатылар мен
қиындатылған: Жаңажолдың(5,5-6км), Кенкияқтың, Қожасайлық және Шұбар-
құдық(7-7,5 км) оларлың әрқайсысы бірдей емес ерекшеліктерімен
мінезделеді.Жаңажолдың басты ерекшеліктерінің бірі карбонатты массивтердің
дамуы болып табылады, брахиантиклинальды типті ірі асулар мен
күрделілендірілген.[1]
Газлифт – шегендеу құбыр тізбегімен және оған түсірілген СКҚ-дан
тұратын, сұйықты сығылған газ арқылы көтеретін жүйе. Құбыраралық кеңістікке
газды жоғары қысыммен айдайды, мұның әсерінен бұл жердегі сұйықтын деңгейі
төмендейді, ал СКҚ-дағы сұйық деңгейі көтеріледі.Құбыраралық кеңістіктегі
сұйықтың деңгейі төмендеп СКҚ-дың төменгі шетіне жеткен кезде сығылған газ
СКҚ-ға еніп сұйықпен араласады.
Нәтижесінде мұндай газсұйық қоспасының тығыздығы қабаттан келетін
сұйық тығыздығынан төмен болып СКҚ бойындағы сұйық деңгейі көтеріледі.
Неғұрлым газ мөлшерін көп айдаса, соғырлым қоспа тығыздығы азайып үлкен
биіктікке көтеріледі.Газлифтті ұңғының шығымы айдалған газдың көлемі мен
қысымына, СКҚ-ды сұйыққа түсіру деңгейіне, олардың диаметрлеріне, сұйықтын
тұтқырлығына және т.б. байланысты болады.
Газлифтті көтергіштің құрылысы ұңғыға түсірілген СКҚ-ның қатар санына және
бағытына байланысты анықталады.[2]
Ұңғыға түсірілетін құбырлар қатар санына және сығылған газ бен
газмұнай қоспасының қозғалу бағытына байланысты газлифтті көтергішті
бірнеше жүйеге бөлуге болады.Түсірілген құбырлар қатарына байланысты: екі
қатарлы және бір қатарлы, ал айдау бағытына байланысты сақиналы және
орталық көтеру жүйесі болып бөлінеді. Екі қатарлы сақиналы көтергіш ұңғыға
екі қатарлы топтасқан құбырды түсіру арқылы іске қосылады.Жұмысшы агент екі
құбыр арасындағы сақиналы кеңістікке айдалып, ал сұйық ішкі құбыр бойымен
көтеріледі.Екі қатарлы ұңғы жабдықтағанда, қабаттан келетін механикалық
қоспалардың шығуын жақсарту мақсатында, сыртқы құбыр қатарын ұңғының
сүзбесіне дейін түсіру қажет.Ішкі құбырды ұңғы сипаттамасына және
компрессордан пайда болатын максималды қысымға тәуелді тереңдікке дейін
түсіреміз. [3]
Газлифтті ұңғыны зерттеудің мақсаты қабат парамерлерін анықтау, қабат
сұйықтарын және түп қысымымын жіберу бағанасын анықтауға түп аймағының
белдеуін және максималды мұнай өндіру шартын немесе басқа да тиімді
шарттарды алу үшін ұңғыға жұмысшы агентті рессурсын тиімді таратуды анықтау
болып табылады. Қазіргі кезде газлифтті ұңғынының қысымын немесе сұйық
деңгейін қадағалау және сынақ айдау әдісі арқылы зерттейді. Қысымды немесе
сұйық деңгейін қадағалау әдісі қарапайым.
Ұңғыны тоқтатқаннан кейін көтеру құбырларына қалтқы, қауға немесе ұңғы
түсіріп қысымын немесе деңгейдін қалпына келуін қадағалайды.
Бұл әдісті қолданудың кемшілігі: ұңғыны ұзақ мерзімге тоқтату болып
келеді.Негізгі көптараған ұңғыны зертеу әдісі –бұл сынақ айдау әдісі.Бұл
әдістін кезінде түп қысымын тіке ұңғы манометрімен өлшеу арқылы немесе
ұңғының сағасынан айдалған газ қысымының есебі бойынша анықтайды.[4]
Ұңғының режимінің жұмысын лақтыру желісінде қарсы қысым туғызу және
айдалатын газ шығынының көлемімен өзгертеді.Зертеудің кезінде ұңғының жұмыс
режиміне ерекше көңіл бөлінеді. Ұңғы орнатылған режимде жақсы жұмыс жасауы
керек, яғни буферлік және құбыраралық қысымның бүлкілсіз жұмыс жасауы
керек. Газлифттілі ұңғыны манометрмен зерттеу келесі жағдайларға байланысты
әрқашан мүмкін емес.Газлифттілі ұңғыны манометр қолданбай зерттеудің, сынақ
сору әдісінің екі түрі бар:үнемі газ айдау кезіндегі зерттеу мен ұңғының
лақтыру желісінде қарсы қысым қолдану;айдалатын газдың өзгеру шығыны
кезіндегі мен ұңғының лақтыру желісінде үнемі қарсы қысымды қолдану
кезіндегі зерттеу.[5]
Алғашқы әдісін өнімділік коэффициенті жоғары ұңғыларда пайдалануға,
ал екіншісін өнімділігі төмен ұңғыларда қолданылуға ұсынылады. Қарапайым
игеру жағдайындағы газлифтті клапан қысымының ауытқуы 1030-1370 КПа
болады.Клапан саңылауы арқылы өтетін газ қысымының ауытқуын анықтап қана
қоймай, сонымен қатар абсолютті қысымға, өтіп жатқан газ температурасы мен
оның тығыздығына тәуелді болады. Газдың қысымы 8,27 МПа, температурасы
65.55 0С, ауамен салыстырғандағы тығыздығы 0.65; 1030 КПа қысым ауытқыды
деп алсақ, онда 20000м3тәу газ өтуі үшін 5,1мм саңылау керек.Ал осы
жағдайда 40000 м3тәу газ өтуі үшін – 7мм; 80000 м3тәу – 10.2мм; 100000
м3тәу-16.4 мм:
Құбыраралық кеңістікке газды жоғары қысыммен айдайды, мұның әсерінен
бұл жердегі сұйықтын деңгейі төмендейді, ал СКҚ-дағы сұйық деңгейі
көтеріледі.Құбыраралық кеңістіктегі сұйықтың деңгейі төмендеп СКҚ-дың
төменгі шетіне жеткен кезде сығылған газ СКҚ-ға еніп сұйықпен
араласады.Нәтижесінде мұндай газсұйық қоспасының тығыздығы қабаттан
келетін сұйық тығыздығынан төмен болып СКҚ бойындағы сұйық деңгейі
көтеріледі. Неғұрлым газ мөлшерін көп айдаса, соғырлым қоспа тығыздығы
азайып үлкен биіктікке көтеріледі.[6]
Кей жағдайда газлифт көтергішінің жұмысшы агенті ретінде газ
қабатынан, қосымша компрессордың сығымын қажет етпейтін, жоғары қысымды
газды қолданылады.Бұл жағдайда газлифт көтергішін компрессорсыз газлифт деп
атаймыз.Компрессорсыз газлифттіні іске асыру үшін жақын жерде мұнай
өнеркәсібі немесе оның аумағында Жоғарғы қысымды, жеткілікті қоры бар газ
қабаты болуы қажет.
Газлифтті ұңғыны екінші әдіс бойынша зерттеген кезде зерттеудін алғашқы
кезеңінде лифттін қысым бүлкілдеуін болдырмау үшін айдалатын газ қысымының
бірқалыптылығы.Ұңғының шығымы, айдалған газдың қысымы мен шығыны өлшенеді.
Барлық өлшеулер мәнін алған соң, айдалатын газдың көлемін ұңғыны
өнімділігіне тәуелді шамамен 20-30% арттырады(өнімділігі неғұрлым жоғары
болса, соғырлым айдалатын газдың көлемін аз мөлшерде арттырады). Мұның
әсерінен зерттеудін көптеген мәндерін алады және нәтижелерді түзу
қорытындылауға мүмкіндік береді. Орнатылған жаңа режим кезіндегі өлшеулерді
қайталайды.Ұңғыға айдалатын газдың шығының, алдыңғы режиммен
салыстырғандағы шығымы азайғанға дейін көбейтеді. Алынған мәндер бойынша
әртүрлі айдалған газ шығыны кезіндегі жұмысшы қысым мен ұңғы шығымының
қисығын тұрғызады. Башмактағы қысымды жұмысшы қысым арқылы табуға болады.
Егер көтеруші құбыр тізбегі ұңғы түбіне дейін түсірілмеген болса, онда түп
қысымын алдыңғы әдіс бойынша есептейміз.[8]
1.2 Кен орнының геологиялық сипаттамасы
1.2.1 Жаңажол кен орны жөніндегі жалпы мәліметтер
Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының шығыс жақ жағалауы аймағында,
Енбі өзенімен Мұғалжар тауларының арасындағы Оралға дейінгі плато шегінде
орналасқан.
Әкімшілік қатынас бойынша Ақтөбе облысының Мұғалжар ауданының құрамына
енеді. Жаңажол Ақтөбе қаласынан 250 шақырым оңтүстікке қарай орналасқан.
Жаңажолдан солтүстік батысқа 35 шақырым қашықтықта Кенкияқ кен орны
орналасқан. Жер бедері әлсіз шоғырланған жыралар мен тілімделген
жазықтықты білдіреді. Абсолютті белгісі теңіз деңгейінен 125 –тен 270
метрге дейін жетеді. Минералды белгілері кен орын шекарасын оңтүстік
батыстан шектейтін Ембі өзенінің жазықтығында орналасқан.
Ауданының гидрографиялық бөлімі негізінен Ембі өзені мен ұсынылады.
Ол кен орнынан оңтүстік – батысқа қарай 2-14 шақырым ағып өтеді.Ембі
өзенінің жамылғыларда және құдықтарда су деңгейі 2 метр және одан жоғары
болады. Ауданның климаты құрғақ, континентальды. Ауа климаты құрғақ,
тәуліктің және жылдың температуралары тез ауыспалы.
Салқын қыс және ыстық жаз, қыстан жазға тез өту және күзгі кезең тым қысқа
болады. Бұл жер тұрақсыздығымен ерекшеленеді және ауаның үлкен
құрғақтығымен, буланудың қарқындылығымен және жылудың мол болуымен
ерекшеленеді. Каспий маңы ойпатындағы алғашқы мұнайгаз конденсат кен орыны
Жаңажол 1978 жылы ашылды және тәжірибелік-өнеркәсіптік өңдеуге 1983 жылы
енгізілді, ондағы мұнай және газ кеніштері тас-көмірлік жастағы екі
қабаттарға енгізілген.
1.2.2 Стратиграфиясы және тектоникасы
Бұрғыланған ұңғылардың көрсеткіштерін сұрыптау кеніштердің геологиялық
құрылымын, олардың таралу шекараларын және өнімділік қабаттарының кейбір
сандық көрсеткіштерін нақтылауға мүмкіндік береді.
Кен орыны екі карбонаттық қабатта орналасқан. Бірінші, КҚ-І де гжель-подоль
және кашир-венев және жоғарғы мәскеулі қабат бөлшегі интервалында екінші КТ-
II төменгі мәскеулік, башқұрт, серпухов қабат бөлшектерінің аралығында
орналасқан. Тектоникалық қатынас бойынша аудан Каспий маңы ойпатының шығыс
бөлігінде орналасқан, ол Орал геосинкликальды аймағынан Ащысайлық және
Сакмаро-Кокпентті жарықтармен бөлінген.
Геологиялық дамуға тән бір құбылыс, ол аймақтың төмен түсуі және
қатты шөгінділік қабаттың қалыптасуы, оның негізгі бөлігін тұз дөңесі кешен
құрайды (7-10 км). Тұз астындағы кеніштердің қалыңдығы батысқа қарай
бірқатар ерекшеленген сатылар мен қиындатылған: Жаңажолдың(5,5-6 км),
Кенкияқтың, Қожасайлық және Шұбар-құдық(7-7,5 км) оларлың әрқайсысы бірдей
емес ерекшеліктерімен мінезделеді.
Жаңажолдың басты ерекшеліктерінің бірі карбонатты массивтердің дамуы болып
табылады, брахиантиклинальды типті ірі асулар мен күрделілендірілген.
Жаңажол кен орыны карбонатты массивтің жоғарғы бөлігінде орналасқан, гжель-
подольскі (КҚ-I) және каширлік-внев жастағы жыныстардан құралған. Құрылым
ірі брахиантиклинальды елестетеді; солтүстік және оңтүстік шағын
ойпаттармен айқындалған.
Ауданды барлау ұңғыларымен бұрғылау жұмыстарында төменгі карбонатты
қалыңдықтың тілігінде тектоникалық бұзылыс бары анықталды, олардың ішіндегі
ең созылғаны ығысу, амплитудасы 100-150 метр болатын, батыс қанат арқылы
өтеді. екі өзге ығысу, 40-50 м амплитудалы, ортаңғы бөлікті қиындатып тұр.
Осы бұзылудың арқасында барлық құрылым III блокқа бөлінген: I (Оңтүстік
бөлік), II (61 ұңғылардың ауданы), III (Солтүстік бөлік). Сұйықтардың қоры
негізінен I және III блоктан шегінде топтасқан.
Атап өтілгендей кен орынының өнеркәсіптік мұнайгазжеткізгіштігі 2
карбонатты қалыңдықтармен байланысты: бірінші және екінші жыныстардың
пачкасымен бөлінген, қалыңдығы 206-417. Бірінші карбонаттық қалыңдық КҚ-I,
390м құрайды (ұңғы-92)-548м негізінен литологиялық құрамы әктастан,
даламиттермен және олардың арасындағы өтпелі айырмашылықтардын тұрады.
Каллекторлардың провокавернозды – жарықты. Каротаждық қисықтардың
жазбаларының мінезі бойынша қалыңдықтың тілігінде реперлердің сериясы
көрінеді.
ГК – ның жоғарлатылған мәндерімен мінезделетін. Бұл материалдар келісімді
түрде төрт өнімдік пачкіні ерекшелеуге мүмкіндік берді. А, Б, В және В1,
олар тереңдіктің аралығында 2550 – 2900 м де жататын.
Стратегиялық қатынаста А объектісі гжельдік ярустың төменгі бөлігіне
орнатылған, Б объектісі – C3k ярусқа, В және В1 C2m ярустың подолскілік
горизонтының жоғарғы бөлігін олардың көмірсутегімен қанығу мінезі әр түрлі:
А объектісімен мұнайлы шегенді газдың кеніш байланысты, шегеннің биіктігі
203 және 90 метр, Б объектісінде мұнайлыгазды кеніш орналасқан, бөлімнің
қабаты 110 м, мұнайлы – 90 метр, В объектісіне газды шапкілі мұнай кеніші
негізделген; ВІ объектісінде газдар ені шағын мұнайлы кеніштер бар олардың
биіктігі 87 метрге дейін жетеді.
Барлық өнімдік текшелер өзара тұтас гидродинамикалық жүйемен біріктірілген,
бір қабатты массивті газмұнайлы кенішті, бір мұнайгазды қатынаспен
көрсетіледі, абсолютті минус 2560 метр белгісінде және ауданы бойынша
өзгеретін СМЖ – абсолютті белгіден минус 2630 – 2650метр.
СМЖ – нің биік орналасуы батыс қанатта және оңтүстік периклинолда (минус
2630–2640м), ең төменгі шығыс қанаттағы және солтүстік периклиналдағы
скважиналарда кездеседі. (минус 2640 – 2650м).
Бұл жерде атап өтетін жәйт, кейбір скважиналарда 182, 154, 383 секілді Б
және В, В және В1 объектілердің қабаттарында тығыз бөлуші қабаттар болмайды
және бұл жерде олар тұтас күшті қабат. Бұл объектілердің ерекшелігінің
тұтастығын нақтылайды.
4, 5 ,1, 16, 17, 18, 19, 22 және 26 скважиналарды тексеруден газмұнайлы
қатынас қабылданды, оларда минус 2560 метр белгіден жоғары газ ол одан
төмен мұнай алынды. СМЖ ПГИС материалдары және сынамалар қорытындысы
бойынша қабылданады. Осылайша 16 скажинада СМЖ ПГИС – бойынша абсолютті
белгіде минус 2647 м, айқын байқалады және осы белгіде сусыз мұнай алынды.
17 және 26 скважиналарда ПГИС бойынша мұнай – судың шекарасы минус 2643
және 2639 м белгіде белгіленеді.
6 және 14 скважиналарда абсолютті минус 2637 және 2631 м белгіде қабаттың
су алынды, бұл геолфизикалық материалдармен нақтыланады.
Шығыс переклинал ауданында және Солтүстік күмбездің оңтүстігінде ІІ сквжина
және 5 ж.д.п – да абсолютті минус 2651 м белгіде белгіленеді.
Төменде өнімді қабаттардың қысқаша сипаттамасы келтірілген
А объектісі, үстіңгі жағынан мықты қалыңдықпен жабылған, айтарлықтай
дәрежеде гжелскилін және ассельск – сакмарскілік ярустар теригендерімен
және P1k ярустың гидрохимиялық тұнбаларымен құрастырылған. Олар
газоконденсатты мұнайлы кеніштің сенімді қақпағын құрайды.
Екі күмбезді құрылыстың кеніші, ауданы бойынша шектелген таралымға ие,
жыныстардың метологиялық біркелкі еместігінен: Солтүстік бөліктің шығыс
қанатының шамасында коллектор кеніші өткізбейтін жыныстармен толтырылады –
ангидриттармен. Кеніштер – сводтың қабаттық массивті литолгикалық
шектеулердегіге жатады. Газ жеткізгіштіктің ауданы 7520 мың м2. Газмұнай
жеткізгіштіктің жалпы қабаты 293 метр, соның ішінде газжеткізгіштік 90
метр.
Б текшесі мен үлкен өлшемді газмұнайлы реніш байланысты, ол А
текшесінен 2 – 60 метр төменде жатыр. Коллектірлері шектеулі таралыммен
сипатталады: 146,52,117 – ші скважиналар ауданында, кеніштің солтүстік
бөлігі шегінде, олар өткізбейтін карбанаттармен толтырылады, ол 67, 103,
321 және 8 скважиналар ауданында ангидриттермен. Кеніш дөңгелек формалы,
қабатты массивті, литологиялық шектелген.
Кеніш биіктігі 200 метр, олардың 110 метрі газға келеді, газбен қанығу
ауданы 36515 мың м2, мұнаймен қанығуы 71475 мың м2.
В объектісі, Б объектісінен 4-74 метр төменде орналасқан, барлық жері
дамуға не жоғарыда аталғандарға қарағандағы айырмашылығы екі кенішпен
көрсетіледі, Оңтүстік және солтүстік күмбездерге орналастырылған.
Екі кеніште мұнайлы биіктігі шамалы (оңтүстігі – 30 метр, солтүстігі 50
метр) газды шапкасы және сводтылар қабатты массивтің қатарына
жатқызылады, оңтүстік литологиялық экрандалған, 60 скважина ауданында
кеніштің өлшемі кіші 7,6 х 3,7; биіктігі – 129 м, солтүстікті – 8,5 х 4,1
км, биіктігі – 194 м.
В1 объктісі жоғарыда аталғаннан 2 – 50 метр төмен орналасқан және
екі мұнайлы кенішпен ұсынылған, салыстырмалы үлкен өлшемді: оңтүстіктік –
4,5 х 2,1 км, биіктігі – 60 м, солтүстігін 5,6 х 3,2 км, биіктігі – 87
метр. Қорларды есептеу сәтінде В1 объектісінде тек қана бір, солтүстіктік
кеніш анықталды, бұл толық барланбағандық болып қалады. Осында Оңтүстік
күмбезде скважиналар бойына В1 объектісін ашады, өнімді бөлік осы
күмбездің В объектісінде ескерілген. Осы скважиналар жөнінде алынған
қосымша мәліметтер В1 объектісін Оңтүстік күмбезде қатысты қабатқа
бөлінуіне мүмкіндік береді. Екі кеніште сводты толық емес қабатты КҚ–І
корбанатты қалыңдығы бірінші корбанатты қалыңдық КҚ-І ден келесімен
ерекшеленеді, оның тілігінде доминирленетін жағдай әк тасқа не және сирек
доломиттер кездеседі. Коллекторлер болып өткізу әртүрлілігі табылады. Осы
текше жыныстарына ауыстырылу және бір топтарды өзгелермен ауыстыру тән,
ауданы бойынша да, және тілігі бойынша да. Бөлгіш қалыңдық КҚ–І және КТН
жыныс терригенді жыныстармен әк тас қабатшаларымен құралған. (ІІ-карбонат
аралық тұзасты қалыңдық) және екінші корбонатты қалыңдықтың көміртекті
кенішіне сұйыққа төзімді қақпақ болып қызмет етеді. КТН қалыңдығында
бөлектенген есептеуді және өңдеу нысандарын айқындауға негізделген
мақсатпен екі өнімді текше келісімді ерекшеленген.
Стратегиялық Т объектісі өзінің тілігінің негізгі бөлігінде москвалық
ярустың каширлік айның жыныстарымен көрсетілген. Д объектісін C2m ярустың
вереллік аймағының тұнбалары құрайды, сол секілді визейлік, серпуховтік,
башкирлік ярустық шөгінділері.
Бұрын аталып өткендей, КҚ–ІІ қалыңдығы тектоникалық бұзылулармен блоктарға
бөлінген.
Кеніштердің сумұнайлы қатынастары құрылымның әр түрлі бөлімдеріне бір
мағынасыз қабылданған және олардың теңселуі теңдікер аралығын минус 3602
метрден минус 3534 метрге дейін құрады.
І блокта, оның оңтүстік – шығыстың бөлігі үшін СМЖ абсолютті минус 3570
белгісінде қабылданады. Солтүстік батыс үшін абсолютті белгі минус 3581
метрде. ПГИС мәліметтері бойынша 29 скважинада, СМЖ аймағының аралығын
сынау барысында су араласқан мұнай алынды. 11 блок кеніші бойынша СМЖ
қабаттың мұнайлы бөлігінің ұлтаны бойынша қабылданды. 61 скважинада ПГИС
бойынша абсолютті белгіде минус 3534 метрде сусыз мқнай алынды.
Газмұнайлы кеніштің ІІІ блогінде ГМЖ абсолютті белгі 3385 метрде
анықталды, 36 скважинаны сынау нәтижелері бойынша, парфорация аралығынан
мұнаймен газдың ағымы алынды және газдың каротомдық материалдары бойынша 14
скважинада, осы тереңдіктен 14 метрге төмен, мұнай алынды, ол 36 және 45
скважинада жоғары газ конденсатпен алынды. Сумұнайлы контакт абсолютті
белгі минус 3603 метрден минус 3573 метр аралығында теңселеді. Осыған орай
72 скважинада свод маңы бөліктегі қабаттың мұнайлы бөлігі минус 3589 метр
белгіге дейін белгіленеді, солтүстік пиреклиналда 73 скважинада 3597 метрде
су алынды.
СМЖ–нің орналасуының тереңдігінің блоктар бойынша шамалы тербелістері,
мұнай жеткізудің айтарлықтай қабатындағы, қабаттың барлық резервуарына
арналып тұтас қалыптасуыынң жалпы талаптары жөнінде куәлік етеді.
Коллекторлар қабатын бөлу мінездемесі, ауданы бойынша және оның тілігі
бойынша да Г және 20 текшелері горизонттарға келісімді түрде бөлеуге
мүмкіндік береді: жоғарғы және төменгі.
Д объектісі екі мұнайлы кеніштің болуымен сипатталады, І және ІІІ
блоктарда. В1 блокта объектінің төменгі бөлігінде коллектор – қабаттарды
тығыз жыныстармен ауыстыру байқалады. Бұл жағдай оның келісімді түрде екі
өнімді горизонтқа бөлінуіне әкелді: жоғарғы ДВ – 1, төменгі Дн – 1.
Жоғарғы аймақтың (Дв–1) коллекторларын метологикалық ауыстыру 44, 27,
33 және 56 скважиналар ауданында байқалады. Жоғарғы горизонттың
кеніштерінің өлшемдері 11,5 х 7, төменгіні 6,2 х 4 мұнайжеткізу этажы 235
метрге тең. И = 100 метр.
Сводтық кеніштер, тектоникалық – шектелген, литологиялық шектелген, жоғарғы
горизон үшін қабаттың – массивтік, төменгі үшін толық емес қабатты
типті.
ІІІ – блокпен жоғарғы және төменгі горизонтқа бекітілген мұнайлы кенішке
байланысты және біртұтас резервуар ретінде қарастырылатын Д – ІІІ
текшесінің 71 – скважина ауданындағы коллекторлар тығыз жыныстармен
ауыстырылады. Кеніштердің өлшемдері: мұнай жеткізу ауданы 30,4 км 2 этажы
183 метр, тектоникалық – экранирленген, толық емес қабатты – пассивті
типті.
Жанажол кен орыны үшін сумұнайлы аймақ түсінігі келісімді болып
табылатынын ескере кеткен жөн. Келісімділік, біріншіден келесіде жатыр:
өнімділік тіліктің жоғарғы бөлшектелінуінде және шағын әсерлі
қалыңдықтарды ауданның жаншу бөлігі, кеніштің сумұнайлы бөліктері деп
аталатын контактісіз аймаққа келеді, бұл дегеніміз коллекторлер қабатындағы
мұнай – су баллансының болмауы.
Саңылаулылық пен өткізгіштіктің арасында керн бойынша айтарлықтай тығыз
байланыс бар, ол саңылаулы типті корректорларға тән.
ТОЭ НИН –ді ГНЗ СССР – да қорғауға қарастыру негізінде саңылаулықтың
төменгі шегі 8,5 % үлкейтілді, ал өткізгіштік 0,0031 мкм 2 – ге дейін.
Жобалау үшін саңылаулықтың кеселі мәндері ұсынылады: текше Г үшін - 1 –
9,5 %, Fв – ІІІ – 10,9 %, ТН – ІІІ – 12,6 %, ДН-1 – 10,8% және Д – ІІІ –
9,8 %. Өнімді текшелердің өткізгіштігін негіздеу үшін керндік материалдың
берілгендері қолданылды. Гидродинамикалық және геофизикалық зерттеуердің
керндік берілгендердің қатысты шектілігінде және оларды тілік бойынша тегіс
емес шектілігінде және оларды тілік бойынша тегіс емес бөлу, сол секілді
және кеніш ауданы бойынша. Текшелердің саңылаулығын картаждың зерттеулер
бойынша белгілі текшелер саңылауы арқылы аныққтаймыз. Ұңғылардың кенін
гидродинамикалық зерттеу нәтижелері бойынша өткізгіштікті анықтауды орындау
В- дағы ГИС бойынша анықтауға ұқсас болып келеді.
Қуыстылықтан тәуелділік бойынша енгізілген өткізгіштікті жобалау
үшін өткізгіштіктің келесі мәндерін пайдалану ұсынылады: текше бойына Г –
1 – 0,0185 мкм2, ҒВ – ІІІ, ГН - ІІІ, - 0,0824 мкм2, ДН – 1, Дв – 1 –
0,0603 мкм2, Д – ІІІ – 0,0263 мкм2
Жалпы мұнайқаныққан ұңғыларды геофизикалық зерттеу қорытындыларымен ған
анықталады, келесідей қабылданады текшелер үшін
Дн – 1, Дв – 1 және Д – ІІІ осыған сай 89%, 85%, 73% газ шапкілерінің
газге қанықтығы ГН – ІІІ және Гв – ІІІ оған сай: 78 % және 83 %.
Жыныстармен шөгінділер шарттарына байланысты, өнімді текшелердікі секілді
олардың жеке қабатшаларын құрайтындардың қалыңдықтары тұрақсыз мінезді
және жеткілікті кең диапазонда өзгереді. Осылай КТ–І өнімді қалыңдықта
өнімді текшелер А, Б, В және В1 қалыңдықтары негізінен 30-60 метрді
құрайды, бірақ бір қатар скважиналарда 5 және 2 метрге дейін қысқарады.
Олардың үлкендеу қалыңдықтары Б және В текшелерінде байқалады және жеке
скважиналарда 100 – 109 метрге дейін жетеді. Тығыз қабатшалардың қалыңдығы,
текшелерді бөліп тұратын, бірнеше ондаған метрге жетеді және тек
жекелеген скважиналарда 2-5 метр болады және тіпті О дейінде қысқарады.
А текшелерінің жалпы қалыңдығы 2,4 метрден 89,4 метрге дейін өзгереді,
жалпы әсерлі қалыңдықтар максимальді мән 36 – метрге дейін жетеді.
Қалыңдықтың орташа мұнайқанықтылығы 12 метрді құрайды, газ қашықтылық 26 м.
Б текшесінде жалпы қалыңдықтар 4 тен 104,8 метрге дейін өзгереді, әсерлі
қалыңдықтар 3,4 тен 64 метрге дейін, мұнайға қаныққандар 1 ден 47,3 метрге
дейін өзгереді.
Орташа алынған мұнайғақаныққан қалыңдық кеніш бойынша тұтастай 12 м-ге
тең, газ өзге қаныққан 14 метрге
В текшесі Б текшесі сенімді қалыңдықтардың үлкен айырмашылығымен
сипатталады, осылайша В текшесінің жалпы қалыңдығы 10 нан 108,8 метрге
дейін өзгереді. Әсерлі қаныққан 6 дан 40-қа дейін және одан да жоғары
өзгереді. Мұнайға қаныққан қалыңдықтардың максимал мәні 55 метрге жетеді.
Орташа алынған мұнайға қаныққан қалыңдықтар оңтүстіктік күмбезде 13 метрді,
солтүстікте 20,9 метрді құрады.
В текшелерінің қалыңдығы 28,2 метрден 73 метрге дейін өзгереді, ВІ
текшесінің мұнайқаныққан қалыңдығы 30,8 метрден 88,6 метрге дейін
өзгереді. Оңтүстік күмбезде орташа алынған мұнайға қанықан қалыңдық 5,6
метрді және солтүстік күмбезде 7,4 метрді құрады, корбанатты КТ – 11
қалыңдық құрылымының оңтүстігінде 603 метрден, солтүстікте 827 метр
аралықта өзгеруімен сипатталады. Оларды көрсететін өнімді текшелер Г және О
сол секілді өз қалыңдықтарымен тұрақты емес: 1 – блокта олардың қалыңдығы
солтүстікке қарағанда біршама қысқартылған. Екі текшеде өткізгіш және тығыз
қабаттардың кезектесуімен құралған. Текше Гв – ІІІ дің жалпы қалыңдықтары
4,2 метрден 218 метрге дейін өзгереді. Гв – ІІІ текшелер қалыңдығының
максимальді мұнайқанықтылығы 3,2 м-ге дейін, Гн – ІІ – 71,2 метрге, Дв –
1154 м, ДН – 1-83 -8 м –ге дейін жетеді. Бір өткізгіш қабатының
қалыңдығының шамаларын, өзара жақын блоктар бойынша салыстыру және 2,4 –
3,1 м.–ге тең. Өнімді текшелер бойынша қалыңдықтың өзгеруінің сипаттамасы,
таблицаларда келтірілген.
Жыныстардың әртектілігінің көрсеткіштері бірінші карбонатты қалыңдық КҚ – І
байқалады.
Әрбір өнімді қабат өткізгіш және тығыз қабатшалардың кезектесуімен
ұсынылады, олардың біріншісінің саны А текшесінде орташа алғанда 6 – ға
тең, Б тешесінде 2 ден 5 ке дейін өзгереді. В текшесінде олардың орташа
саны 8 құрайды, В1 текшесінде – 5 ке дейін. Біртекті еместік көрсеткіштерін
және бөлшектелуді жаңа скважиналарды ескере отырып есетеу алдыңғы алынған
шамаларға түзетулер әкеледі, сондықтан КП және Кр бірінші өнімді қабат
текшелері бойынша КТ – І бұрынғыша қалдырылды.
В1 текшесі бойынша біртектілік көрсеткіштерінің есептелуі бұрын
жүргізіледі. Қазіргі жұмыста олардың анықталуы іске асырылды және
келісім құрады:
Құндылық коэффициенті, оңтүстік күмбез бойынша 0,17
Солтүстік күмбез бойынша 0,14
текше бойынша тұтастай 0,15
бөлшектілік коэффициенті, оңтүстік күмбез бойынша 3
Солтүстік күмбез бойынша 2,2
тұтас текше бойынша 2,3
екінші карбонатты қалыңдық КТ – ІІ;
Өнімді текшелердің мұнайлы бөлігі құмдының коэффициенттері арқылы
сипатталады. Жұмыста Кп және КР – жаңа берілгендер бойынша қайта
есептеледі. Г текшесі бойынша құмдының коэффициенті 0,18 – ден 0,429- ға
дейін өзгереді, ол бөлшектенгендік коэффициенті 0,21 ден (Д – ІІІ) 0,608 –
ге (ДК – І) дейін, ол бөлшектілік коэффициенті 7,428 ден (ДВ - І) 9 – ға
(ДН – І) дейін жетеді.
1.3 Мұнай мен газдың құрамы және физика – химиялық қасиеттері
Жанажол кен орынының мұнайы мен газының сипаттамасы тереңдік және жоғарғы
беттік үлгілерді тексеру қорытындылары арқылы беріледі.
Оңтүстік күмбездегі А текшесінен бір тереңдік және бір беткі үлгі 24
скважинадан алынған, зерттеулер қорытындысы бойынша мұнай мен газ
параметрлері қабылданды, аталған текше бойынша солтүстіктен және оңтүстік
күмбездерде Б текшесінен 4 тереңдік үлгілер 17,110 (2),132 скважиналардан
және беткі бес үлгі 17,106,110 (екеу) 132 скважиналардан алынды, солтүстік
күмбезде орналасқан, Б текшесінің мұнай мен газ параметрлері, Солтүстік
және Оңтүстік күмбездерде көрсетілген үлгілердің берілгендерді бойынша
қабылданды. Солтүстік күмбезде В, А1 және текшелерінен 17 скважиналардан
19 үлгі алынды; В1 текшесінен 106,3 скважиналарда В текшесінде – 136,147 (2
үлгі) 161,162, 164, 177, 306, 307, 308, 319, 332, 383 скважиналардан, В1 +
В текшелерінен 163 (2) және осы скважиналардан 20 беткі үлгілер алынды.
Оңтүстік күмбезде В текшесінен бір тереңдік және бір беткі үлгі 25
скважинадан алынды. В1 текшесінің және В ның мұанй және газ параметрлері,
Солтүстік және Оңтүстік күмбездерде, аталған зерттеулер қорытындылары
бойынша орташа арифметикалық мәндер ретінде қабылданды 133 және 336
скважиналардағы тереңдік және беткі сынамаларды алып тастағандағы
көрсеткіштердің бір қатары бойынша осы үлгілерді зерттеу нәтижелері
минимальды мәнге ие, сондықтан орташа арифметикалық мұнай және газ
параметрлерінің шамасын есептегенде олар ескерілмейді. ГВ, ГН текшелерінің
мұнай және газының қасиеттері, Солтүстік және Оңтүстік күмбездің, Гв
текшесінің 742, 73 скважиналардың Солтүстік күмбездегі, төрт тереңдік
үлгілерін зерттеулер берген мәліметтер бойынша анықталды және Г
текшесінің Оңтүстік күмбезінде 43 скважинаны зерттеу бойынша сол секілді
бес беткі үлгілер арқылы да, Гв текшесінің 43 (2 үлгі) скважинасынан
алынған. Аталған үлгілерден өзге тағы да Гв текшесінен Оңтүстік күмбездегі
45 скважинадан бір тереңдік және бір беткі үлгілер алынды. Бірақ
перфорация аралығы бұл скважинада текшенің газды бөлігінде болып шықты,
тереңдік үлгіні алар кезде, үлгі таңдағыш газге талып кетті, сондықтан
тереңдік үлгісі бойынша мұнай параметрлері
анықталады. 45 скважинадан алынған беткі сынама зерттеулердің де
берілгендері көрсетілмеген сондықтан, мұнайдың параметрлерінің орташа
мәндерін есептеген ескерілмейді.
Солтүстік күмбездегі Д текшесінен 36, 45, 67 скважиналардан үш тереңдік
және үш беткі үлгілер алынды, оңтүстік күмбезден 38, 40 скважиналардан
екі тереңдік және екі беткі үлгілер алынды. Солтүстік күмбезде және
Оңтүстік күмбезде Д текшесінің мұнай және газ парамертлері 36, 38, 45, 67
скважиналардан алынған 4 тереңдік 4 беткі үлгілер арқылы орташа
арефметикалық мәндер ретінде қабылданады. 40 скважинадағы үлгілер СМЖ –
нің өтпелі аймағынан алынған, сондықтан да осы үлгілердің зерттеу
нәтижелері мұнаймен газ параметрлерінің мәнін есептеуге кірістірілмеген.
Қабат мұнайының негізгі қасиеттерін анықтау мақсатында ұңғылардан тереңдік
сынамаларды бірнеше интервалдардан алу жұмыстары жүргізілді. Алынған
сынамалар бойынша қабат мұнайының көрсеткіштері әртүрлі екендігі анықталды.
Есептеулер мен зерттеулер қорытындысы қорытындысы бойынша қабаттың
мұнайдың тығыздығы 0,7055 гсм3, мұнайдың газбен қанығуының қысымы
қабаттың температурада 24,0 МПа, қабаттың газды фактор 269,2 м3г, қабаттың
мұнайдың динамикалық жабысқақтығы 0,34 МПа•с. Жұмыс жағдайларында
газсіздендіруден кейінгі мұнайдың тығыздығы 0,1874 гсм3, жұмысшы газдік
фактор 234,8 м3г, көлемдік коэффициент 1,3904, газсіздендірілген мұнайдың
динамикалық жабысқақтығы 4,6 мПа•с. товарлық сипаттама бойынша мұнайлар
күкіртті, шайырлы 54 %, парафинді 36 %. 3000 С – ге дейін қуудағы ашық
фракциялардың көлемдік шығуы – 55%. Жұмысшы талаптарда мұнайды
дифференциальды газсыздандырудан бөлінген газдер қоспасында келесі
компоненттер болады: күкіртсутегі
2,25 %, азот 1,63 %, метан 79,89 %, этан 8,47%, пропан 4,83%, жоғарғы
көмірсутектер 7,10 %, гелий 0,0124 %. Осыған қатысты газдың тығыздығы ауа
бойынша 0,707.
Есептеулер мен зерттеулер нәтижесі бойынша қабаттың мұнайдың тығыздығы
0,7080 гсм3, газбен қаныққан мұнайдың қабаттық температурадағы
тығыздығы 24,8 МПа, қабаттық фактор 286,3 м3т, қабаттық мұнайдың
динамикалық жабысқақтығы 0,36 МПа•с.
Жұмысшы жағдайларда дифференциалды газсыздандырудан кейінгі мұнайдың
тығыздығы 0,819 гсм3, жұмыстық газді фактор 247,4 м3т, көлемдік
коэффициент 1,4046, газсіздендірілген мұнайдың динамикалық жабысқақтығы
5,0 МПа•с.
Товарлық сипаттамасы бойынша мұнайлар, күкіртті (0,83 %), азшайырлы
(42,9%), парафинді (5,8 %). 3000С – ге дейін қуғандағы ашық фракциялардың
көлемдік шығыны - 55 %.
Жұмыс жағдайында мұнайды дифференциалды газсіздендіру кезінде бөлінетін
газқоспасындағы компоненттердің мольдік құрамы: күкіртсутегі 4,26 %, азот-
1,43%, метан - 73%, этан 10,34%, пропан 6,16 %,жоғарғы көмірсутегі 9,73 %,
гелий 0,0175 %. Ауа бойынша газдың салыстырмалы тығыздығы 0,754 %.
Есептеулермен зерттеулер нәтижесі бойынша қабаттық мұнайдың
тығыздығы 0,6820 гсм3, мұнайдың газбен қанығу қысымы қабаттың
температурада 25,46 МПа, қабаттық газдың, фактор 288,0 м3т, қабаттық
мұнайдың динамикалық жабысқақтығы 0,37 МПа•с. Жұмыс жағдайында
диференсалды газсыздандырудан кейінгі мұнайдың тығыздығы 0,8123 гсм3,
жұмысшы газдық фактор 249,4 м3т, көлемдік коэффициент 1,4629,
газсыздандырылған мұнайдың динамикалық жабысқақтығы 5,1 МПа•с.
Тауарлық сипаттамасы бойынша газ күкіртті, (күкірттің массалық құрамы 0,84
%) оқшайырлы (4,4 %), парафинді (6,0 %). Ашық фракциялардың көлемді шығуы,
3000С – ға дейін қуғандағы – 53 %. Жұмыс жағдайында дифференцирленген
газсіздендіруде мұнайдан бөлінетін газ қоспасының компоненттерінің мольдік
құрамы: күкіртсутегі 3,46 %, азот 1,42 %, метан 73,00 %, этан 11,68 %,
пропан 6,85 %, жоғарғы көмірсутегі 9,92 %, гелий
0,0162 %. Ауа бойынша газдың салыстырмалы тығыздығы 0,759%.
Есептеулермен зерттеулер қорытындысы бойынша қабаттың мұнай тығыздығы
0,6389 гсм3, мұнайдың газбен қанығуының қысымы, қабаттың температурада
32,22 МПа, қабаттық газдық фактор 392, 5 м3т, көлемдік коэффициент 1,6544,
газсіздендірілген мұнайдың тығыздығы 0,8088 гсм3, жұмыстық газді фактор
337,6 м3т, көлемдік коэффициент 1,6544, газсіздендірілген мұнайдың
динамикалық жабысқақтығы 5,6 МПа•с. Товарлық мінездемесі бойынша мұнай
күкіртті (0,66) аз шайырлы (3,9%), жоғарғы парафинді (10,1%) 3000С – ға
дейінгі қуудағы ашық фракциялардың көлемдік шығуы - 53%. Жұмыс
жағдайларында дифференциалды газсыздандырудан кейінгі мұнайдың тығыздығы
0,8088 гсм3, жұмыстық газді фактор 337,6 м3т, көлемдік коэффициент
1,6544, газсіздендірілген мұнайдың динамикалық жабысқақтығы 5,6 МПа•с.
Тауарлық мінездемесі бойынша мұнай ккүкіртті (0,66) аз шайырлы (3,9%),
жоғарғы парафинді (10,1%) 3000С – ға дейінгі қуудағы ашық фракциялардың
көлемдік шығуы - 53%. Жұмыс жағдайларында дифференциалды газсыздандыру
кезіндегі мұнайдан бөлінетін газ қоспаларының компоненттерінің мольдік
құрамы: күкірт сутегі 2,86 %, азот 1,61%, метан 73,99 %, этан 10,98%,
пропан 6,77 %, жоғарғы көмірсутегі 9,89%, гелий 0,0153%. Ауа бойынша газдың
салыстырмалы тығыздығы 0,754 %.Есептеулермен зерттеулер қорытындысы
бойынша қабаттың мұнай тығыздығы 0,6388 гсм3, газбен қаныққан мұнайдың
қабаттық температурадағы қысымы 27,57 МПа, қабаттық газды фактор 275,5
м3т, қабаттық мұнайдың динамикалық жабысқақтығы 0,39 МПа•с. Жұмыс
жағдайында дифференциальды газсіздендіргеннен кейінгі мұнайдың тығыздығы
0,8272 гсм3, жұмысшы газдік фактор 242,2 м3т, көлемдік коэффициент
1,4614, газсіздендірілген мұнайдың жабысқақтығы 7,0 МПа •с. Товарлық
сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті,(0,82%), шайырлы (5,1%), жоғарғы
парафинді (7,7%). 3000С – ға дейін қуғандағы ашық фракциялардың көлемдік
шығуы - 52 %.
Жұмыс жағдайларында дифференциалды газсыздандыру кезіндегі мұнайдан
бөлінетін газ қоспаларының компоненттерінің мольдік құрамы: күкірт
сутегі 2,98 %, азот 1,45%, метан 79,01 %, этан 8,61%, пропан 4,66 %,
жоғарғы көмірсутегі 6,96 %, гелий 0,0125 %. Ауа бойынша газдың салыстырмалы
тығыздығы 0,713 %.
1.4 Сулардың физика – химиялық қасиеттері
Қарастырылып отырған кен орнында бірінші және екінші карбанатты
қалыңдықтың сулары, бірінші қалыңдықтың КҚ –І , текшелерін сынау
үрдістерінде зерттелді, сол секілді Г объектілерінің 8 сужеткізуші
нысандарының және В объектісінің екінші карбонатты қалыңдығының сужеткізуші
нысандарын бақылау жұмыстары жүргізілді. Осы сулардың ұсынылатын
сұрыптауларының қорытындылары таблицада келтірілген. Келтірілген
көрсеткіштерді берілгендерден көреміз, бірінші және екінші карбонатты
қалыңдықтардың қабаттық сулары физика – химиялық қасиеттерімен бір –
бірінен біршама ерекшеленеді. Өйткені, бірінші КҚ –І қалыңдығының
суларында, кальцийдің құрамы 2,94 – 4,77 гл, сульфаттары 1,48 – 2,67гл,
бромның саны онда 197,0 мгл – ден аспайды. Қабаттық жағдайларда
жабысқақтың 0,59 – 0,62 МПа арасында өзгереді, орташа 0,60 МПа•с құрайды,
көлемдік коэффициент 1,010 – ге тең.
Екінші карбонатты қалыңдықтың суларының құрамында кальцийдің жоғарғы
мөлшері байқалады. (3,79 – 8-70 гл) сульфаттар аздау (0,43 - 1,24 гл)
және бром (183 мгл жоғары емес), қабаттық жағдайларда жабысқақатық 0,50
МПа•с - қа дейін төмендетілді, көлемдік коэффициент 1,018 – ге тең,
сулар жоғары мофизациямен сипатталады, ал Дв – объектісінің шөгінділеріне
суларда ол 6,7 – 15-7 – ге дейін өседі. Тұтастай өндірудің барлық
нысандарының қабаттық сулары, В.А. Суменнің мінездемесі бойынша,
хлоркальцийлік типке жатады.
Олардың тығыздығы стандартты жағдайларда елеусіз өзгереді.
Бірінші КТ – 1 карбонаттың қалыңдық сулары үшін ол 1,058 – 1,069 гсм3,
минерализацияның орташа мәні 87,5 гл және 79,7 гл тең.
Жанажол кен орнындағы карбонатты шөгінділердегі су иод бойынша кондиционды
болып табылады, бірақ өнерксіптік қолдану үшін олар су жеткізуші аймақ
коллекторлардың төменгі өнімділігінен жарамсыз.
1.5 Физикалық– гидродинамикалық сипаттамалар
Мұнайды сумен ығыстыру коэффициенті Қазақ ғылыми зерттеу институтында
зертханалық зерттеулер қорытындылары бойынша анықталады. КҚ – І бірінші
қалыңдығы бойынша зерттеулер қабаттық 5 құрама модельдерінде жүргізілді. Әр
модель өзіне диаметрі 3 см, ұзындығы 2,3 – тен 3,8 см – не дейін жететін
керіннің 9 дан 12-ге дейінгі үлгісін қосты. Өткізгіштік мәндері жақын.
Қабаттық сумен ығыстыру 650С температурада жүргізілді. Ығыстыру
коэффициенті Вв әр модель үшін тұтас анықталады, бұл дегеніміз ол модельді
құрайтын керін үлгілеріне орташа алынған шама болып табылады. Орташа
өткізгіштік және орташа ығыстыру коэффициенттері теңделеді.
Осы берілгендер бойынша мұнайды сумен ығыстыру коэффициентінің
коллектордың өткізгіштігінен тәуелділігінің графигі тұрғызылды, ол арқылы
А,Б және В текшелеріне коэффициенттің мәндері анықталады. Мұнайды сумен
ығыстыру коэффициенті екінші қалыңдықты өндіру нысандары үшін 0,67 тең деп
қабылданды.
Қабаттар мен суважиналарды гидродинамикалық зерттеу қорытындыларын
сұрыптау, олардың өнімділігі және энергетиканың сипатамасы
Бірінші карбонатты қалыңдықта КҚ–І, үш өнімді объектілер А,Б,В,
ерекшеленген, жоғарғы карбонның гжельдік касимовтық, ярустарында
және ортаңғы карбонның москвалық ярусында орын алған.
Өнімді А объектісі еркін газбен конденсатпен және мұнаймен қаныққан.
Газмұнайлы кеніш қабаттық, сводтық, литологиялық шектелген. Мұнайлы кеніш
мұнайлы жиектеу болып табылады. ГМЖ және СМЖ контактілеріндегі бастапқы
қабаттық қысым 29,1 МПа және 30 МПа – ны құрайды. Қабаттық бастапқы
температурасы – 580С.
А объектісіндегі мұнай кеніш айтарлықтай қашықтықта суарынды жүйеден
коллектор жоқ аймақпен шектелген. Мұнай кеніш қазіргі уақытта екі өндіруші
екванмкамен игеріледі. А объектісін өндіруге енгізудегі энергияның негізгі
көзі газдық шапкінің газінің тығыздығы болады. Б объектісінің мұнай
кеніш 1984 жылдың маңында солтүстік күмбезде игерілуге қосылды. ГМЖ және
СМЖ контактілеріндегі бастапқы қабаттық қысым 29,1 МПа және 30,02 МПа – ны
құрайды. Қабаттың бастапқы температурасы 600С. Текшенің орташа өнімділігі
4,57 тсут. Б объектісінің мұнайлы кеніш ұзақ қанықтығы суарынды аумақтан
коллектор жоқ аймақпен шектелген. 25 жұмыс істейтін скважинаның арасынан,
іске қосылғаннан бергі екі жылдық кезеңде қабатты сумен шамалы шайылу тек
бірғана скважинада болған. Игерудің бірінші сатысында мұнай жиегі, Б
объектісінің, газ орынының әсерінен асып түседі. Солтүстік күмбездегі
қабаттық қысым өлшеу бойынша игеруші скважиналарда жинау аймағында
елеусіз төмендеген және 27,5 МПа – ны құрайды. В объектісінің кеніші 1984
жылы игеруге енгізілді. Кеніштегі бастапқы ГМЖ қысым белгілеуінде 29,1 МПа
құрайды, ал СМЖ да 30 МПа. Қабаттың бастапқы температурасы 61 0С тең. В
объектісінің орташа өнімділігі солтүстік күмбез бойынша 20,01 тсут. МПа
құрайды. Оңтүстік күмбез бойынша 21,82 тсут. МПа, ол орташа меншікті
өнімділік 1,56 тсут. МПа және 1,14 тсут МПа –ға тең. Солтүстік күмбездің
В объектісінің мұнайлы кенішінен 1,95 млн т мұнай алынды. Оңтүстік күмбез
ұңғымаларының 69,3 мың тоннамұнай алынды. Осынша мұнай алынғанына
қарамастан кеніштегі қысым шамалы ғана төмендеген 1,6
МПа –ға төмендеген. Жинақтау аймағындағы қабаттың қысымы 28,4 МПа –ға
тең. Бұл игеру кезінде қабаттың табиғи энергиясы әсерлі көрінетіні
жөнінде айтылады. Дегенмен қазіргі уақытта бір скважинаның суға батуы
жоғары деңгейі және екі скважинаның суға шамалы батуы байқалғанмен бұл
суарынды жүйенің белсенділігі болып табылмайды. Солтүстік күмбездегі
қабаттың қысымының елеусіз төмендеуі В объектісінің мұнайлы жиегінің газды
шапкісімен жақсы үйлесімділігін көрсетсе және мұнайы кенішін игерудің
қазіргі игеру режимін қабаттың суарынды жүйе жақтан келетін елеусіз әсері
газағынды деп сипаттауға болады.
Өнімді объектілер Г және Д бойынша бастапқы қабат қысым ГМЖ белгісінде 36,7
МПа және СМЖ белгісінде 39,4 МПа құрайды. Г объектісінің қабат
температурасы 77 0С, Г объектісінікі 780С –ға тең. Геотермиялық градиент
2,4 С100 м құрайды.
Жоғарғы нысан бойынша ГВ –І, Г текшесінің солтүстік күмбездің мұнай
өнімі 23,42,43,66,73 скважиналар бойынша 6,7 ден 227 тсут – ке дейін
өзгерді, өнімділіктің орташа коэффициенті 2,47 тсут МПа өнімділіктің
меншікті коэффициенті 0,154 ттәу МПа. м.
Төменгі нысан бойынша Гн – І объектісінің солтүстік күмбездің 36, 43,
45, 61 скважиналар бойынша дебиті 1,6 дан 65,5 тсут дейін өзгереді.
Өнімділіктің орташа коэффициенті 6,74 тсут МПа, өнімдіілктің меншікті
коэффициенті0,323 тсут МПа·м.
Д–ІІІ нысаны бойынша Солтүстік күмбездің Д объектісіінң 3645
скважиналар бойынша дебиті 20,6 дан 62 тсут өзгерді. Өнімділіктің орташа
коэффициенті 2,69 тсут МПа өнімділіктің меншікті коэффициенті 0,134 тсут
МПа*м. Төменгі нысан бойынша ДН – І оңтүстік күмбездің 3, 29, 40 –
скважиналар бойынша дебиті 4,1 – ден 58 тсут – ке дейін өзгерді.
Өнімділіктің орташа коэффициенті 5,79 тсут МПа, өнімділіктің меншікті
коэффициенті 2,79 тсут МПа·м.
Жоғарғы нысан бойынша Дв – І оңтүстік күмбездің Д объектісінің мұнай
өнімі 3, 29, 34, 38,40 – скважиналар бойынша 8,2 ден 62,9 ттәу өзгерді,
өнімділіктің орташа коэффициенті 4,49 тсут МПа, ол өнімділіктің меншікті
коэффициенті 0,172 МПа·м.
Г объектісінің Гс - ІІІ және Гм- ІІІ нысандарының күтілетін табиғи жұмыс
режимі газарынды, еріген газ режимінің шамалылап көрсетілуімен – ГМЖ және
СМЖ контактілерінен меншікті, қабат аймағында беріледі.
1.6 Мұнайдың, газдың және конденсаттың қорлары
Жанажол кен орнының нөмір сутекті шикізатының қорларын бағалау екі
кезеңде іске асырылды. Бірінші рет қордың есептеулері бірінші корбанатты
қалыңдықтың өнімдік шегінділері арқылы жүргізіледі. Жоғарғы және ортаңғы
карбонаттың, 1992 ж 15 ақпанда зерттелген күні бойынша жұмыс қазақ ғылыми
– зерттеу геологиябарлаулық мұнай институтымен орындалды. Бұл жағдайда
бірінші корбонатты қалыңдықтың көлемінде А,Б,В. және В1 тіліктері бойынша
жоғарыдан төмен индекстелетін төрт өнімді текше көрсетілді осыдан, А және
Б текшелеріндегі мұнайлы кеніштер тұтас және құрылымның барлық
ауданыбойынша ортақ контурға ... 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