Эффективность применения соляно-кислотной обработки для повышения нефтеотдачи на месторождении Восточный-Молдабек Кенбай

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 34 страниц
В избранное:

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ
КАЗАХСТАН АТЫРАУСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

Факультет: Нефтяной
Кафедра: Нефтегазовое дело

Курсовой проект
Тема: Эффективность применения соляно-кислотной обработки для повышения нефтеотдачи на месторождении Восточный-Молдабек Кенбай

Шифр и наименование специальности 5B070800
Группа РН - 15 ро

Выполнил: _________ студент Кенжеев Х. М
Руководитель: _________к.т.н., профессор Досказиева Г.Ш.

Атырау 2018
Введение:
2
1. Геологическая часть
5
1.1 Общие сведения о месторождении
5
1.2 Геологическое строение месторождения
7
1.3 Тектоника
11
2. Физико-химическая характеристика нефти и газа
18
2.1. Состав и свойства нефти в поверхностных условиях
18
2.2. Свойства нефти в пластовых условиях
24
3. Характеристика энергетического состояния залежей
29
2. 4. Состояния разработки месторождения
36
5. Техника и технология проведения соляно-кислотной обработки
42
6.Расчет процесса соляно-кислотной обработки
46
7.Заключения
47
Список литературы
49

Кіріспе
Мұнай өнеркәсібі дамуының жоғары қарқыны біздің еліміздің экономикасын дамыту үшін мұнай мен газға ие зор мәнге негізделген. Табиғи газ және мұнай өңдеудің ауыр қалдықтары-бұл арзан әрі ыңғайлы энергетикалық және тұрмыстық отын. Отын балансындағы мұнай мен газдың үлес салмағының өсуі шартты отынның үлкен мөлшерін үнемдеуге мүмкіндік береді. Қазіргі уақытта отын теңгеріміндегі мұнай мен газдың үлесі шамамен 70% - ды құрайды. Мұнайдан барлық түрдегі сұйық отын алынады: бензин, керосин, Іштен жану қозғалтқыштарына арналған жанудың реактивті және дизельді сорттары, мазуттар, майлау материалдарының әртүрлі түрлері, битумдар, синтетикалық және майлы қышқылдар. Химияландырудың маңызы, яғни халық шаруашылығының барлық саласына сапасы жағынан арзан, тең немесе анағұрлым жоғары ағаш, металл, тамақ өнімдерін алмастырғыштарды енгізу қайта бағалау қиын. Спирт өндіру үшін азық-түлік шикізатын пайдалануды тоқтату нәтижесінде тауарлық астық үнемделеді, жуу құралдарын өндіру кезінде бұрын жұмсалған өсімдік тағамдық майлары босатылады. Мұнай-химия өнімдері-полимерлік материалдар мен пластикалық массалар, синтетикалық талшықтар, каучук, жуғыш заттар, спирттер, альдегидтер және т.б. халық шаруашылығының барлық салаларында кеңінен қолданылады. Химияландырудың маңызы, яғни халық шаруашылығының барлық саласына сапасы жағынан арзан, тең немесе анағұрлым жоғары ағаш, металл, тамақ өнімдерін алмастырғыштарды енгізу қайта бағалау қиын. Спирт өндіру үшін азық-түлік шикізатын пайдалануды тоқтату нәтижесінде тауарлық астық үнемделеді, жуу құралдарын өндіру кезінде бұрын жұмсалған өсімдік тағамдық майлары босатылады. Мұнай-химия өнімдері-полимерлік материалдар мен пластикалық массалар, синтетикалық талшықтар, каучук, жуғыш заттар, спирттер, альдегидтер және т.б. халық шаруашылығының барлық салаларында кеңінен қолданылады. Полимерлік материалдарды пайдалану автомобиль, авиациялық, кеме жасау, электротехникалық және өнеркәсіптің басқа да салаларындағы техникалық прогресті елеулі дәрежеде айқындайды. Мәселен, автомобиль өнеркәсібі пластмасса, жасанды және синтетикалық талшықтар, жасанды каучук және резеңке, лактар мен бояулардың ірі тұтынушысына айналды. Пластмассаларды қолдану жүздеген мың тонна металды ауыстыруға, өндірістік алаңдарды қысқартуға, құрал-жабдықтар мен жабдықтарға қажеттілікті азайтуға, технологиялық операциялардың санын және олардың еңбек сыйымдылығын қысқартуға мүмкіндік береді. Кабельді өнеркәсіпте пластмассалар кеңінен қолданылады. Бұл халық шаруашылығының басқа салалары үшін көптеген қорғасын, мақта-мата, каучук шығарады. Шина өнеркәсібі үшін синтетикалық материалдардың маңызы зор. Шиналарға қажеттілік көбінесе олардың қызмет ету мерзімімен анықталады. Жасанды талшықтардан жасалған кордпен автомобиль шиналарының қызмет ету мерзімі 1,5 еседен асады. Мұнай өңдеу зауыттарының деструктивті процестерінің мұнай газдары мен газдарын мұнайхимия үшін шикізат ретінде қолдану Кокс өндірісінің газдарын, тамақ шикізатын қолдану тиімдірек. Химия өнеркәсібінде мұнай шикізатын басым пайдалануды ескере отырып, елдің отын балансында көмір, мұнай және газдың оңтайлы үйлесімі неғұрлым халық шаруашылығы әсерін алуға мүмкіндік береді және өндірістік күштерді одан әрі көтеруге ықпал етеді. Осыған байланысты алдағы жылдардағы негізгі міндет өнім сапасын арттыра отырып, мұнай-газ шикізатын кешенді қайта өңдеуді жүргізу, ішкі және сыртқы нарықта мұнай мен газды қайта өңдеу өнімдерін неғұрлым тиімді пайдалануға көшу болып табылады. Ұңғымалардың төмен өнімділігінің негізгі себебі қабаттың нашар табиғи өткізгіштігімен және сапасыз перфорациямен қатар - қабаттың забой маңы аймағының өткізгіштігінің төмендеуі. Қабаттың забой маңы аймағы деп ұңғыма оқпанының айналасындағы қыртыстың құрылысы мен оны кейіннен пайдалануға ілесе жүретін және қабаттың бастапқы тепе-тең механикалық және физикалық-химиялық жай-күйін бұзатын әр түрлі процестердің аса қарқынды әсеріне ұшыраған қыртыстың аумағы аталады. Қабаттың забой маңы аймағының өткізгіштігінің төмендеуі қабаттық жүйеде термобарлық тепе-теңдіктің бұзылуымен және мұнайдан коллектордың порттық кеңістігін бітейтін еркін газ, парафин және асфальт-шайырлы заттардың бөлінуімен қоса жүретін ұңғымаларды пайдалану кезінде жүзеге асырылады. Қабаттың кенжар маңы аймағының қарқынды ластануы ұңғымаларда әртүрлі жөндеу жұмыстарын жүргізу кезінде оған жұмыс сұйықтықтарының енуі нәтижесінде байқалады. ПЗС өткізгіштігін төмендету проблемасын шешу пзп-ға әсер етудің механикалық, химиялық, физикалық әдістерін қамтитын қабаттың забой маңы аймағының мұнай беруін арттыру әдістері болып табылады. ПЗС-ға әсер ету әдістерінің арасында химиялық әдістер, әсіресе Ұңғымаларды тұзды-қышқылды өңдеу кеңінен таралған. Тұзды-қышқылды өңдеуді қолдану мәселелері осы курстық жобада оны Шығыс - Молдабек кен орнында өткізу мысалында қарастырылған. Осыған байланысты оның геологиялық құрылымы, өңдеу жүргізудің техника-технологиясы қаралды, СҚО процесінің жұмыс параметрлері есептелген.
ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 кен орны туралы жалпы мәліметтер.
Кеңбай кен орны Шығыс Молдабек учаскесі Каспий маңы ойпатының оңтүстік-шығыс бөлігінде Сағыз-Ембі өзен аралығында L-40-В-Г, L-40-I-В парақтары шегінде орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны Атырау облысының Қызылқоға ауданында (күріш.1.1). Жақын елді мекендер оңтүстік-батысқа қарай 17 және 50 км қашықтықта орналасқан Жамансор және Мұқыр темір жол станциялары болып табылады. Оңтүстік Ембі - Мақат, Сағыз, Доссор ескі мұнай кәсіпшілігі тиісінше 60, 70 және 85 км қашықтықта оңтүстік-батысқа қарай орналасқан.
Орографиялық тұрғыдан алғанда аудан +50-ден +100 м-ге дейінгі шектерде тербелмелі рельефтің абсолюттік белгілері бар кең таралған сора желісімен жартылай шөлейт жазықты болып табылады.
Гидрографиялық желі нашар дамыған, жазғы уақытта кебетін Қайнар шағын өзенінен тұрады. Жұмыс ауданынан солтүстікке қарай Сағыз өзені ағады, оның суы ішуге жарамсыз. Ауданда Тұщы су құдықтары аз, оларда су дебиті аз. Ауданның климаты күрт континентальды, тәуліктік және маусымдық температуралардың үлкен ауытқуымен. Қысы суық, қар аз, температура қаңтар-ақпан айларында-35-40ос аязға дейін жетеді, жазы ыстық және құрғақ, ең жоғары температурасы +30 +40С дейін. Жазғы уақытта солтүстік-батыс бағыттағы жел басым, ал қыста солтүстік-шығыста 5-тен 15 мсек дейін.
Атмосфералық жауын-шашынның орташа жылдық мөлшері жылына 170-тен 200 мм-ге дейін ауытқиды.
Жануарлар әлемі мен өсімдіктер жартылай шөлейтке тән түрлерден тұрады. Өсімдік жамылғысы негізінен жусанды, түйе тікенді. Жануарлар әлемі бай емес, ірі жануарлардан ақбөкендер, қасқырлар, Түлкі, корсактар кездеседі. Кеміргіштер көп. Құстардан дала қырандары, дуадақтар, куропаткалар кездеседі. Аудан дерлік қоныстанбаған, жаз мезгілінде халық мал шаруашылығымен айналысады.
Бұрғылау бригадаларын, техникалық персонал мен жүктерді тасымалдау асфальтталған және топырақты жолдар бойынша жүзеге асырылады. Жұмыс ауданында көмірсутек шикізатының бар болуымен қатар құрылыс кезінде пайдалануға болатын басқа құрылыс материалдары бар.

Сур. 2.1-шолу картасы

1.2 кен орнының геологиялық құрылымы.
Молдабек учаскесінде Шығыс көне шөгінділер, бұрғыланған құнғұр қабатының жыныстары болып табылады.
Ұңғымалар қималарының корреляциясы палеонтологиялық зерттеулер бойынша жасын негіздеумен бір типті литологиялық қабаттарды бөлумен каротаж деректерін салыстыруға негізделген.
Құнғұр қабатының шөгінділері екі қалыңдықта: төменгі - галогенді және жоғарғы - сульфатты (кепрок), Молдабек учаскесінде Жоғарғы бума шайылып жатыр. Галогенді қабат ақ, лас-ақ, сирек аз қуатты терриген қабаттары және ангидрит қабаттары бар ірі кристалды тас тұзымен салынған.
Галогенді қалыңдықтың ең жоғарғы ашылған қалыңдығы 1606м (скв. №28).
Күнгір қабатының шөгінділерінің төбесіне ОГ-VI сейсмикалық көкжиегі ұштастырылған. Шығыс Молдабек учаскесіндегі бұрғыланған ұңғымалар қимасындағы триастық жүйе (Т) екі орта және жоғарғы бөлімдерден тұрады.
Орта бөлім (Т2) литологиялық түрде қоңыр, жасыл-сұр және қара-сұр саз, алевролиттер, құмдар мен құмдар түрінде ұсынылған. Құмдар жасыл-сұр, ашық-қоңыр, ұсақ түйіршікті, Слюда, күшті. Алевролиттер сұр, жасыл-сұр, карбонатты емес, сазды. Сұр, қою сұр, ұсақ түйіршікті, сазды құмдар. Шөгінділер анықталған остракодтарға жатады. Шатырдың ең көп жату тереңдігі-911,8 м (скв. № 4), ең аз -701,7 м (ЕАВ. №16). Қалыңдығы 15-47м аралығында өзгереді.
Жоғарғы бөлім (Т3) құм-галакты, сцементтелген құмдар, құмдар, саз қабаттары бар алевролиттер салынған. Барлық тілікте линзалар мен талшық қабаттарының болуы байқалады.
Сұр, ашық сұр, карбонатты емес құмдақ. Алевролиттер сұр, ашық сұр, орташа бекініс, карбонатты емес, сазды. Балшық сұр, қою сұр, қоңыр реңкті, алевритист, белгісіз, қабықсыз.
Шатырдың жатуының ең жоғарғы белгісі -778,8 м (скв. № 4), ең аз -564,7 м (ЕАВ. №16). Шөгінділердің қалыңдығы 111-ден 152м-ге дейін ауытқиды.
Жоғарғы ретті шөгінділердің шатырына V шағылыстыратын көкжиек ұштастырылған.
Юра жүйесі (J) төменгі және орта бөлімдерден тұрады, Шығыс Молдабек кен орнындағы жоғарғы бөлімнің шөгінділері толығымен иірр алдындағы су шайылуы салдарынан шайылған.
Төменгі бөлімі (J1) шайылып, триас шөгінділерінде жатыр және негізінен әлсіз цементтелген құмдар, құмдар, сирек саздың жұқа қабаттары бар алевролиттер, күшті құмдар мен алевролиттер. Құм сұр, борпылдақ, ұсақ түйіршікті. Көміртекті, көміртекті, көміртекті, саз-әктас цементте, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті, көміртекті. Алевролиттер сұр, ашық сұр, орташа бекініс, жұқа қабатты. Балшық сұр, тығыз, қатты құмды, карбонатты емес. Ең көп жату тереңдігі -726,3 м (скв. № 42), ең аз -544,4 м (скв. №1). Шөгінділердің қалыңдығы 17м-ден 39м - ге дейін ауытқиды.
Орта бөлім (J2) Аален және бат-байос қабаттарының сұр түсті лагунды-континентальды құмды-сазды шөгінділерінің біркелкі құрамымен ұсынылған. Ален қабатының шөгінділері төменгі Юра шөгінділерінде трансгрессивті жатыр. Бат-байос шөгінділері эрозиялық келіспеушілікпен Аален қабатының тұқымдарын жабады. Литологиялық орташүрлік шөгінділер саздармен, құмдармен және құмдармен ұсынылған. Бат-байосс шөгінділерінде қоңыр көмір қабаттары кездеседі. Балшық сұр, кей жерлерде қоңыр реңкті, тығыз, алевритивті, белгісіз, слюдистые.
Сұр құмтастар, жоғары қарай ашық-сұр, ұсақ түйіршікті, күшті, карбонатты цементтегі Аален құмтаңғылары, бат-байос құмтаңғылары-сазды-карбонатты.
Сұр, ұсақ түйіршікті, полимиктік, слюдатты, тығыздалған құмдар бат-байос қимасында сазды құмдардың қабаттары кездеседі.
Бүкіл тілік бойынша көміртілген өсімдік қалдықтарының көптеген қосылыстары байқалады. Орта Юраға Ю-I - VII өнімді көкжиектер ұштастырылған.
Ең көп жату тереңдігі -349,3 м (скв. №42) ең аз 230,5 м (ЕАВ. №609). Орташа Юра қалыңдығы 285м-ден 400м-ге дейін ауытқиды.
Бор жүйесі (К) Юра шөгінділерінде келіспейді. Литологиялық белгілері бойынша екі кешенге бөлінеді: төменгі - терриген, төменгі Мел бөлімі мен жоғарғы бөлімнің сеноман қабаты, Жоғарғы - Карбонат, жоғарғы бор сенон надъярусына жауап беретін. Төменгі Борлы шөгінділердің табанына ОГ-III ұштастырылған.
Төменгі бөлім (К1) готерив, баррем, Апт және альбом қабаттарынан тұрады.
Готерив қабаты (K1g) юралық түзілімдердің жуылған бетіне трансгрессивті және литологиялық түрде сұр-жасыл, алевритикалық, әктас балшық, сұр-жасыл, әктас, ұсақ және орташа күкіртті құмдар мен құмдар және сирек мергельдермен ұсынылған. Готеривтің ең көп жату тереңдігі -292,8 м (скв. № 4), ең аз -159,7 м (ЕАВ. №16). Готеривті шөгінділердің қалыңдығы 67-94м шегінде өзгереді.
Мемтеривтік бөліністе М-II және М-III өнімді көкжиектер бөлінген.
Барремский қабаты (К1br) ұсынылған құмды-глинистыми тұқымдары. Қабаттың негізінде нақты таңбалаушы репер болып табылатын құм көкжиегі жатыр.
Құмдар жасыл-сұр, сазды, орташа күкіртті.
Шие-қызыл түстен сұр-жасыл түске дейін, тығыз, құмдақ, сұр түсті түрлерде көміртекті өсімдік қалдықтары байқалады.
Шөгінділер баррелінің ең көп жату тереңдігі -163,3 м (скв. № 42), ең төменгі -85,9 м (скв. №27). Шөгінділердің қалыңдығы 47м-ден 95м-ге дейін өзгереді.
Құмға М-I өнімдік көкжиегі орайластырылған.
Апт қабаты (К1а) құмтас, құм, алевролит және доломит қабаттары бар саздармен ұсынылған. Апт негізінде қиыршықтас пен кварц, кремний, фосфориттер мен әктастар қосылған қара-сұр құмдармен салынған базальдік горизонт жатыр.
Қара сұр балшық қара сұр, тығыз, доломит қосылған. Өсімдік органикалық қалдықтарын қоса отырып, сұр, ұсақ түйіршікті құмдар. Құмдақтар сұр, күшті, әктас цементте.
Шөгінділердің ең көп жату тереңдігі -162,8 м (скв. № 4), ең төменгі -14,9 м (ЕАВ. №611). Шөгінділердің қалыңдығы 37-92м шегінде өзгереді.
Альбом қабаты (К1al) екі бумадан тұрады: төменгі сазды және жоғарғы құм-сазды.
Балшық қою сұр, алевритті, жұқа құйылған, тығыз. Құмтас, алевролиттер Сұр, Орташа және ірі түйіршікті, борпылдақ және аз цементтелген.
Ең үлкен тереңдігі +5,3 м (скв. № 10), ең төменгі +28,4 м (скв. №13). Шөгінділердің қалыңдығы ауданы бойынша 35М-ден 148м-ге дейін күрт өзгереді.
Жоғарғы бөлім (К2+Q). Құрылымның жиынтық бөлігінде жоғарғы Борлы шөгінділер шайылған, олар перифериялық бөліктерді, тонау учаскелерін және күмбез аралық мульдтарды орындайды.
Жоғарғы бор шөгінділері литологиялық саздармен, құмдармен және құммен ұсынылған. Балшық сұр, сары-сұр, қара-сұр, құмды. Сұр, Слюда, полимиктік құмдар. Құмдар сұр, қоңыр-сұр, полимиктік, ұсақ түйіршікті, әктас цементте. Шөгіндінің жоғарғы бөлігінде литологиялық түрде жасыл-сұр, тығыз, сазды мергельдер, теңіз балшық және ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түстен ақшыл-қара-сұр түстен ақшыл, ақшыл-сұр түстен ақшыл-сұр түсті
Төрттік шөгінділер бор жыныстарының шайылған бетіне барлық жерде және келіспейді және элювиальды және делювиальды түзілімдермен қалыптасқан. Литологиялық жыныстар саздақпен және балшықты-сұр, қою қоңыр, тығыз, қиыршықтас пен қиыршықтас қосындыларымен қалыптасқан. Жоғарғы бор және төрттік жастағы шөгінділердің жалпы қалыңдығы 50 м-ден 117 м-ге дейін өзгереді.
1.3 Тектоника
Тектоникалық тұрғыдан алғанда Кенбай кен орнының ауданы биикжал көтерілісі мен іргетастың Қоскөл шығыңқы шығыңқы бөлігі арасындағы қабықтың шөгінді қабатында орналасқан және Каспий маңы ойпатының мезо-кайнозой кешенінің құрамына кіретін Солтүстік Қотыртас және Шығыс Молдабек құрылымдарымен байланысты.
Шөгінді қаптамада литологиялық сипаттамалары және құрылымдық-тектоникалық жағдайлары бойынша үш құрылымдық қабат бөлінеді: тұзасты, тұзды және тұз үсті.
Кенбай кен орны оңтүстік-шығыс беткейі тұзды "карнизбен" күрделенген жасырын жыртылған түрдегі тұз күмбезіне орайластырылған (сурет.4.1.1).
Зерттелетін жұмыс алаңындағы тұз күмбезі изометриялық құрылыммен сипатталады және екі карнизмен асқынған (сурет. 4.1.1).
"VI" ОГ бойынша Молдабек құрылымының жиынтық бөлігі изогипсамен -740 м.шеткі изогипсамен - 7,5x2,2 км, амплитудамен - 140 м. шеткі изогипсамен-7,5 x 2,2 км, ал амплитудамен-140 м. Батыс периклиналь көтерілу кіші құрылымдармен, жалпы изогипсамен-1100 м. шеткі құрылымдармен асқынған.прил.7).
Юра-бор шөгінділерінің құрылымдық жоспарлары солтүстік-шығыс, субмеридионалды бағыттағы тектоникалық бұзылулармен күрделенген. Негізінен, олар"VI"БТ құрылымдық жоспарының құрылымын қайталайды.
"V" ОГ бойынша Шығыс Молдабек құрылымы солтүстік-шығыс простирания брахиантиклиналы (граф.прил.6). Жинақтау құрылымын оконтурен изогипсой 630 адам. м. Көтеру бар тік қанаттары. Солтүстік Қанат амплитудалық (шамамен 700 м) солтүстік-шығыс простирленуді Солтүстік және Оңтүстік блоктарға тастаумен бөлінген. Солтүстік блокта барлық бор кешені және юр кешені толығымен су шайып кетті. Нәтижесінде Солтүстік блок осы шөгінділерде УВ ұстағыштарын іздеу үшін перспективасыз болып табылады.
Оңтүстік қанаты солтүстік-батыс созылуының тектоникалық бұзылуымен күрделенген, олардың бірі батыста орналасқан. Амплитудасы оңтүстік бағытта 260 м-ге дейін ұлғаяды, ол көтерілу кезеңіне өшеді. Көтерілуден батысқа қарай шынжыр орналасқан шағын амплитудалық көтерулер дамыған. Одан оңтүстікке қарай ОГ "V" ""құлайды", алдымен салқын, содан кейін оңтүстік бағытта абсолютті белгіге дейін қуыс -1050 М.Оңтүстік Қанат тастаудан шығысқа қарай изогипс-910-980м деңгейінде Солтүстік Қотыртас көтерілуі қайта қалыптасатын құрылымдық мұрынмен күрделенген.
III шағылыстырғыш горизонт бор шөгінділерінің (бағандар. прил.5). "III" БТ құрылымдық жоспары "V" БТ бетінің құрылымын қайталайды, бірақ қиғаш болады, азамплитудалық Тектоникалық бұзылулар байқалмайды. Шығыс Молдабек құрылымы дұрыс брахиантиклинальды түрге ие болады. Жалпы алғанда, көтеру полигоны-500 м изогипсамен тұйықталады, көлемі 14,5x5 км, амплитудасы - 260 М.
Оңтүстік-батыста Субмеридионалды тектоникалық бұзушылық сақталады, ол Молдабек-Шығыс көтерілісінің жиынтық бөлігінде өшеді. "III" ОГ беті бұрғыланған ұңғымалардың көпшілігімен ашылған.
M-I қабатының шатыры бойынша құрылымдық картада Молдабек Шығыс көтерілісі солтүстік-шығыс созылуы, солтүстік-батыс қанаты тік (1 км - ге 140 м), оңтүстік-шығыста (1 км-ге 70 м). Оңтүстік-Шығыс қанатында оның шыңына өшіп бара жатқан көтерудің созылуына перпендикуляр орналасқан лақтыру түрінің тектоникалық бұзылуымен күрделенген. Оңтүстік бағытта оның амплитудасы 100 м дейін өседі.
Жалпы, сейсмикалық мәліметтер бойынша Борлы және юралық горизонттар бойынша Шығыс Молдабек құрылымының жиынтығына дейін Оңтүстік шекарадан (амплитудадан 200 м-ден астам) F1 субмеридионалды созылу байқалуда, онда ол толығымен өшеді.
Ұңғыманы бұрғылау деректері бойынша-қиманың юралық бөлігінде f1, F2, F3, F4 сынықтар байқалады, олардың ішінен борларда тек F1, F3 сақталады. Сынықтар шағын амплитудтармен сипатталады және кен орнының гидродинамикалық жағдайына әсер етпейді. Осы азамплитудалық бұзылыстардың орналасуы мен ұзақтығы 2002 жылғы сейсмика деректеріне бағытталған.
Шығыс Молдабек кен орны күрделі геологиялық құрылымға ие - сынықтардың болуы, өнімді қабаттардың көп саны, коллекторлар-қабаттардың әртүрлілігі, әртүрлі флюидтік жүйе, флюидтердің ауданы мен қимасы бойынша қасиеттерінің өзгергіштігі. Жаңа ұңғымаларды бұрғылау өнімді шоғырлардың геологиялық құрылымына белгілі бір түрде түзетулер енгізеді, бұл геологиялық ақпараттың жинақталуына және кен орнының коллекторын жақсы түсінуге мүмкіндік береді.
Жұмыс алаңындағы толқын өрісінің сипаттамасы Сейсмика 3D
2. МҰНАЙ МЕН ГАЗДЫҢ ФИЗИКА-ХИМИЯЛЫҚ СИПАТТАМАСЫ
2.1 беттік жағдайдағы мұнайдың құрамы мен қасиеттері
Мұнайдың құрамы мен қасиеттері 107 сынама бойынша зерттелді, оның ішінде бор бойынша - 33 сынама, юр бойынша - 74 сынама. Талдау нәтижелері 13-14 кн қосымшаларында келтірілген.3.
Борлы өнімді горизонттар мұнайының физикалық-химиялық сипаттамасы 10 ұңғымадан 28 беттік сынама бойынша зерттелген (1990 ж. есеп). Осы уақытқа дейін №№1097, 1101, 1183, 1217 және 1246 ұңғымаларынан алынған жер үсті сынамалары қосымша талданды.
Жер үсті жағдайларында мұнайды талдау процесінде оның негізгі параметрлері анықталды: тығыздығы, тұтқырлығы, қату және тұтану температурасы, фракциялық және көмірсутек құрамы, күкірт, парафин, асфальтты-шайырлы заттар және басқалар.
М-I-А өнімді горизонттың мұнайы өте ауыр. Мұнай тығыздығының шамасы 0,915 гсм3-ден 0,921 гсм3-ге дейін, орташа деңгейжиек бойынша 0,9183 гсм3 құрайды. Құрамында 6,79% - дан 19,02% - ға дейінгі силикагель шайыры бар, шайырлы қабаттың мұнайы, орташа 12,45 %, оның ішінде асфальтендер-0,93 %. Күкірт мөлшері бойынша мұнай аз күкіртті болып табылады. Мұнайдағы күкірт концентрациясының шамасы 0,29% - дан 0,49% - ға дейін өзгереді, орташа алғанда 0,39% құрайды. Парафиннің құрамы бойынша мұнай аз парафинистерге жатады. Мұнайдағы парафин концентрациясының мөлшері 0,29% - дан 2,54% - ға дейін өзгереді, балқу температурасы 53,8 0С кезінде орташа 0,96% құрайды. Мұнайдың қату температурасы минус 8оС - тан минус 17ос-қа дейін, тұтану температурасы 94ос-тан 147ос-қа дейін өзгереді. Мұнайдың кинематикалық тұтқырлығының шамасы 20 оС кезінде 429,7 мм2с - тан 757,63 мм2с-қа дейін, 50 оС кезінде-60,2 мм2с-тан 123,07 мм2с-қа дейін өзгереді.Нефть М-I-Б продуктивного горизонта очень тяжелая. Величина плотности нефти варьирует от 0,8857 гсм3 до 0,9306 гсм[3], в среднем по горизонту составляя 0,9152 гсм[3]. Нефть горизонта смолистая, с содержанием смол силикагелевых от 4,87 % до 20,5 %, в среднем 10,35 %, из них асфальтенов - 0,38 %. По содержанию серы нефть относится к малосернистым. Величина концентрации серы в нефти изменяется от 0,31 % до 0,46 %, в среднем составляя 0,39 %. По содержанию парафина нефть относится к малопарафинистым. Величина концентрации парафина в нефти изменяется от 0,39 % до 5,09 %, в среднем составляя 1,45 % при температуре плавления 54 [о]С. Температура застывания нефти изменяется от минус 4 [о]С до минус 21 оС, вспышки - от 97 оС до 155 оС. Величина кинематической вязкости нефти при 20 оС варьирует от 193,81 мм[2]с до1876,08 мм[2]с, при 50 оС - от 39,11 мм[2]с до 220,69 мм[2]с. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300 [о]С, изменяется от 8,4 % до 24 %.
Нефть М-I-В продуктивного горизонта очень тяжелая. Величина плотности нефти варьирует от 0,9122 гсм3 до 0,9264 гсм[3], в среднем по горизонту составляя 0,9178 гсм[3]. Нефть горизонта смолистая, с содержанием смол силикагелевых от 9,01 % до 18,49 %, в среднем 12,47 %, из них асфальтенов - 0,83 %. По содержанию серы нефть относится к малосернистым. Величина концентрации серы в нефти изменяется от 0,27 % до 0,58 %, в среднем составляя 0,38 %. По содержанию парафина нефть относится к малопарафинистым. Величина концентрации парафина в нефти изменяется от 0,48 % до 1,7 %, в среднем составляя 0,99 % при температуре плавления 54 [о]С. Температура застывания нефти изменяется от минус 15 [о]С до минус 21 оС, вспышки - от 80 оС до 146 оС. Величина кинематической вязкости нефти при 20 оС варьирует от 512,97 мм[2]с до740,26 мм[2]с, при 50 оС - от 83,96 мм[2]с до 106,97 мм[2]с. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300 [о]С, изменяется от 13,2 % до 31 %.
Нефть М-II продуктивного горизонта очень тяжелая. Величина плотности нефти варьирует от 0,8895 гсм3 до 0,9114 гсм[3], в среднем по горизонту составляя 0,9042 гсм[3]. Нефть горизонта смолистая, с содержанием смол силикагелевых от 6,64 % до 14,80 %, в среднем 9,83 %, из них асфальтенов - 0,42 %. По содержанию серы нефть относится к малосернистым. Величина концентрации серы в нефти изменяется от 0,29 % до 0,48 %, в среднем составляя 0,35 %. По содержанию парафина нефть относится к малопарафинистым. Величина концентрации парафина в нефти изменяется от 0,26 % до 1,18 %, в среднем составляя 0,68 % при температуре плавления 43 [о]С. Температура застывания нефти изменяется от ниже минус 15 [о]С до минус 17 оС, вспышки - от 106 оС до 133 оС. Величина кинематической вязкости нефти при 20 оС варьирует от 209,71 мм[2]с до 469,29 мм[2]с, при 50 оС - от 44,26 мм[2]с до 74,61 мм[2]с. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300 [о]С, изменяется от 7,01 % до 24,4 %.
Нефть М-III продуктивного горизонта тяжелая. Величина плотности нефти варьирует от 0,8913 гсм3 до 0,8953 гсм[3], в среднем по горизонту составляя 0,8936 гсм[3]. Нефть горизонта малосмолистая, с содержанием смол силикагелевых от 8,46 % до 9,3 %, в среднем 8,88 %, из них асфальтенов - 0,40 %. По содержанию серы нефть относится к малосернистым. Величина концентрации серы в нефти изменяется от 0,21 % до 0,23 %, в среднем составляя 0,22 %. Парафин отсутствует. Температура застывания нефти изменяется от минус 16 [о]С до минус 37 оС, вспышки - от 103 оС до 118 оС. Величина кинематической вязкости нефти при 20 оС варьирует от 195,86 мм[2]с до 227 мм[2]с, при 50 оС - от 42,14 мм[2]с до 44,49 мм[2]с. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300 [о]С, изменяется от 14,4 % до 16,4 %.
Физико-химическая характеристика нефти юрских продуктивных горизонтов изучена по 74 поверхностным пробам из 40 скважин. Наиболее изучены анализами Ю-I и Ю-II-Б продуктивные горизонты.
Нефть Ю-I продуктивного горизонта тяжелая. Величина плотности нефти варьирует от 0,8837 гсм3 до 0,9067 гсм[3], в среднем по горизонту составляя 0,8941 гсм[3]. Нефть горизонта смолистая, с содержанием смол силикагелевых от 8,01 % до 21,1 %, в среднем 12,40 %, из них асфальтенов - 0,76 %. По содержанию серы нефть относится к малосернистым. Величина концентрации серы в нефти изменяется от 0,07 % до 0,54 %, в среднем составляя 0,25 %. По содержанию парафина нефть относится к малопарафинистым. Величина концентрации парафина в нефти изменяется от 0,13 % до 1,78 %, в среднем составляя 0,73 % при температуре плавления 49,4 [о]С. Кислотное число варьирует от 0,04 мг∙КОНгр до 1,0604 мг∙КОНгр. Температура застывания нефти изменяется от минус 14 [о]С до минус 18 оС, вспышки - от 25 оС до 139 оС. Величина кинематической вязкости нефти при 20 оС варьирует от 94,9 мм[2]с до 287,85 мм[2]с, при 50 оС - от 25,16 мм[2]с до 47,86 мм[2]с. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300 [о]С, изменяется от 12,8 % до 33 %.
Нефть Ю-II-А продуктивного горизонта тяжелая. Величина плотности нефти варьирует от 0,8877 гсм3 до 0,8903 гсм[3], в среднем по горизонту составляя 0,8891 гсм[3]. Нефть горизонта малосмолистая, с содержанием смол силикагелевых от 6,38 % до 7,6 %, в среднем 6,99 %, из них асфальтенов - 0,64 %. По содержанию серы нефть относится к малосернистым. Величина концентрации серы в нефти изменяется от 0,16 % до 0,32 %, в среднем составляя 0,24 %. По содержанию парафина нефть относится к малопарафинистым. Величина концентрации парафина в нефти составляет 0,86 %. Кислотное число равно 0,1 мг∙КОНгр. Температура застывания нефти - минус 15 оС, вспышки - 100 оС - 115 оС. Величина кинематической вязкости нефти при 20 оС варьирует от 192,7 мм[2]с до 198,4 мм[2]с, при 50 оС - от 27,9 мм[2]с до 42,92 мм[2]с. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300 [о]С, изменяется от 19,6 % до 28,0 %.
Нефть Ю-II-Б продуктивного горизонта тяжелая. Величина плотности нефти варьирует от 0,875 гсм3 до 0,8883 гсм[3], в среднем по горизонту составляя 0,8851 гсм[3]. Нефть горизонта смолистая, с содержанием смол силикагелевых от 3,05 % до 18,6 %, в среднем 9,39 %, из них асфальтенов - 0,83 %. По содержанию серы нефть относится к малосернистым. Величина концентрации серы в нефти изменяется от 0,16 % до 0,49 %, в среднем составляя 0,24 %. По содержанию парафина нефть относится к малопарафинистым. Величина концентрации парафина в нефти изменяется от 0,0026 % до 2,16 %, в среднем составляя 0,98 % при температуре плавления 50,9 [о]С. Кислотное число варьирует от 0,05 мг∙КОНгр до 0,21 мг∙КОНгр. Температура застывания нефти изменяется от минус 14 [о]С до минус 20 оС, вспышки - от 80 оС до 130 оС. Величина кинематической вязкости нефти при 20 оС варьирует от 86 мм[2]с до 223,74 мм[2]с, при 50 оС - от 25,09 мм[2]с до 44,55 мм[2]с. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300 [о]С, изменяется от 12,8 % до 44 %.
Нефть Ю-III-А продуктивного горизонта тяжелая. Величина плотности нефти варьирует от 0,8700 гсм3 до 0,8879 гсм[3], в среднем по горизонту составляя 0,8808 гсм[3]. Нефть горизонта малосмолистая, с содержанием смол силикагелевых от 6,4 % до 8,25 %, в среднем 7,05 %, из них асфальтенов - 0,12 %. По содержанию серы нефть относится к малосернистым. Величина концентрации серы в нефти изменяется от 0,13 % до 0,41 %, в среднем составляя 0,24 %. По содержанию парафина нефть относится к малопарафинистым. Величина концентрации парафина в нефти составляет 2,08 % при температуре плавления 48 [о]С. Кислотное число равно от 0,1 мг∙КОНгр. Температура застывания нефти изменяется от минус 16 [о]С до минус 30 оС, вспышки - от 88 оС до 122 оС. Величина кинематической вязкости нефти при 20 оС варьирует от 110,63 мм[2]с до 134,77 мм[2]с, при 50 оС - от 25,96 мм[2]с до 31,53 мм[2]с. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300 [о]С, изменяется от 20,8 % до 22 %.
Нефть Ю-IV продуктивного горизонта тяжелая. Величина плотности нефти варьирует от 0,8763 гсм3 до 0,8902 гсм[3], в среднем по горизонту составляя 0,8816 гсм[3]. Нефть горизонта малосмолистая, с содержанием смол силикагелевых от 3,13 % до 16,63 %, в среднем 8.22 %, из них асфальтенов - 0,78 %. По содержанию серы нефть относится к малосернистым. Величина концентрации серы в нефти изменяется от 0,15 % до 0,45 %, в среднем составляя 0,29 %. По содержанию парафина нефть относится к малопарафинистым. Величина концентрации парафина в нефти изменяется от 0,32 % до 2,36 %, в среднем составляя 1,11%. Температура застывания нефти изменяется от минус 20 [о]С до минус 30 оС, вспышки - от 25 оС до 139 оС. Величина кинематической вязкости нефти при 20 оС варьирует от 94,9 мм[2]с до 287,85 мм[2]с, при 50 оС - от 25,16 мм[2]с до 47,86 мм[2]с. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300 [о]С, изменяется от 12,8 % до 33 %.
Нефть Ю-V продуктивного горизонта тяжелая. Величина плотности нефти варьирует от 0,865 гсм3 до 0,8833 гсм[3], в среднем по горизонту составляя 0,8765 гсм[3]. Нефть горизонта малосмолистая, с содержанием смол силикагелевых от 7,43 % до 10,5 %, в среднем 8,74 %, из них асфальтенов - 0,56 %. По содержанию серы нефть относится к малосернистым. Величина концентрации серы в нефти изменяется от 0,11 % до 0,36 %, в среднем составляя 0,24 %. По содержанию парафина нефть относится к малопарафинистым. Величина концентрации парафина в нефти изменяется от 0,05 % до 1,87 %, в среднем составляя 0,74 % при температуре плавления 51,6 [о]С. ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.