Кен орынның геологиялық құрлымының сипаттамасы

Жоғарғы артин ярусасты қимасы қабаттық строматолит реликтері бар строматолитті  құрылымды сазды әктастармен  аяқталады. Базальді қабаттың биологиялық құрамы аудан бойынша өзгереді. Т-33 ұңғысындағы аргелиттер қою-сұр, қара дерлік, жіңішкешашыранды, біркелкісіз жарықшақты. Т-38 ұңғысында қою-сұр, қара дерлік көп көлемде битумды заты бар доламитті мергельдер байқалады.

Қалыңдық 10-150 метр аралығында ауытқиды [11,13].

 

1.3. Тектоника

 

Теңіз кен орнындағы ашылған  шөгінді жыныстар қалыңдығы төтртік-тен  жоғарғыдевонға дейінгі шөгінділермен  көрсетілген.

Шөгінді қимасында үш ірі литолого-стратиграфиялық  кешен бөлінеді: жоғарғыдевон және артин шөгінділерінен тұратын тұзасты, тұзды-кунгур, жоғарғыпермнен төрттікке дейінгі-тұзүсті.

Максималды ашылған тереңдік 6455 метрді құрайды, ұңғы Т-53. Девон шөгінділері 01.01.93  ж. ВолгоградНИПИнефть зерттеулеріне  сәйкес төрт ұңғымен ашылған Т-10, Т-17, Т-22, Т-41 оларға сейкес қалыңдықтар 38, 5, 84, 87 метр. ЖШС «Тенгизшевройл» жүргізген зерттеулері бойынша девон шөгінділері тек екі Т-10 және Т-17 ұңғыларында ашылған. Т-22 ұңғысында жүргізілген палеонтологиялық зерттеулер девон шөгінділерінің бар болуын құптамайды. Т-41 ұңғысы бойынша ешқандай түсіндірулер келтірілмейді, бірақ ЖШС ТШО мағлұматтарына сәйкес, онда тек қана тульск шөгінділері ашылған.

Төменгі таскөмір шөгінділері қалыңдығы 607 метр (Т-22 үңғысы) горизонтүсті яснополянск  көлемінде ашылған, және мұнда ары қарай макси-малды қалыңдығы 297 метрге дейінгі ашылған окск горизонтүсті қалыңдығы және жалпы қалыңдығы 197 метрге дейінгі (Т-16 ұңғысы) серпухов ярусы келтіріледі; орта таcкөмір шөгінділері башкир ярусы қалыңдығы 204 метрге дейінгі көлемде (т-40 ұңғысы); төменгі перм шөгінділері артин және кунгур ярусы қалыңдығы 1876 метрге дейінгі көлемде; жоғырғы перм шөгінділерінің қалыңдығы 942 метрге дейінгі көлемде; триас шөгінділерінің қалыңдығы 500 метрге дейінгі көлемде; юра шөгігділері қалыңдығы 1798 метрге дейін; бор шөгінділері 2675 метрге дейінгі қалыңдығы; палеогенді шөгінділерінің 240 метрге дейінгі қалыңдығы және неогенді және төрттік жүйелер ашылған.

Тұзасты шөгінділермен байланысып анықталған мұнайлылық кеніші шығу тегі оргоногенді литологиялық карбонатты жыныстармен көрсетілген. Таскөмір түзілімдерінің шайылған бетінде жатқан артин шөгінділері көбіне қайта шөккен әктас сынықтары бар терригенді жыныстардан құралған.

Кунгур жасындағы тұз шөгінділері  өте қалың сульфатты-галогенді  қалыңдығы 500-1700 метр аралығында өзгеретін жыныстармен көрсетілген.

Тұзүсті кешеннің шөгінділері Примор күмбезінің шығыс бөлігіне жата-тын  Теңіз көтерілімінің терригенді жыныстарынан тұрады. Солтүстігінде  ол кулисті тәрізді болып Королев  көтерілімімен жалғасады, ал оңтүстігінде және шығысында Култук террасымен шектелген.

Осы зонаны біріктіріп тұрған элементі ретінде құрамына девон және таскөмір кезендеріндегі шөгінділері бар  карбонатты платформаның тұз асты қалыңдығы  болып табылады. Осы платформа  шектерінде жоғары амплитудалы массивтермен байланысқан құрылымдар реті анықталған, олардың ішіндегі ең ірісі және бұрғылау мәліметтері бойынша толық зерттелгені Теңіз құрылымы.

Карбонатты шөгінділер жабыны бойынша  Теңіз көтерілімі (горизонт II көрсетеді) амплитудасы 1600 метр тұйық 5900 метр изогипс бойынша өлшем-дері 33х27 шақырым құрайтын изометрия пішінді ірі қыртыс болып келеді.

Қазіргі жағдайдағы Теңіз тұзасты  массив құрлымына үш фактор ұсы-нады: тектоникалық, седоментациондық және эрозионды, нәтижесінде кунгур-артин  шөгінділері ортатаскөмірден девонға дейінгі әр кезеңдегі карбонатты түзілімдерді жауып тұр. Сонымен, құрылымдық карта бүкіл тұзасты карбонатты кешендерді қоса алғандағы біріңғай гидродинамикалық табиғи резервуар бетін көрсетеді.

Құрылым кең жазық күмбез бөлікті және эрозионды жанасу зонасында қанатының тік енуі бар.

Екінші объектінің беті туль және девон шөгінділерінен тұрады. Олар негізінен туль горизонтының жабынын  көрсетеді және соған байланысты қанаттарының құлауы жазығырақ болып  келеді. Ал жанасудың көбірек енген бөліктерінде карбонат шөгінділері девонға дейін шайылған және толығымен бірінші объект бетін қайталайды.

Жоғарыда айтылғандарға сәйкес құрлымның платформа бөлігінде  және оның бортында жарылымды бұзылымдар жүргізілмеген. ЖШС «ТШО» мамандарының келтірулері бойынша Теңіз құрлымы платформа шегінде және ең алдымен борт бөлігінде дезюктивті бұзылымдармен күрделеген.

Мұнай кеніші бар Теңіз табиғи резервуары қимасы бойынша үш қалыңдыққа бөлінген. Бірінші қалыңдыққа башкир, серпухов және окск шөгінді-лері, екінші қалыңдыққа туль және одан да көне карбон шөгінділері, үшінші қалыңдыққа девон және өз кезегінде төменгі-терригенді және жоғарғы карбо-натты бөлікке бөлінген бөлімдер жатады. Қазіргі уақытта карбонатты бөлімнің 3 қалыңдығы ашылған.

Ауданы бойынша құрылым платформаға бөлінген, ол дегеніміз салыстырмалы түрдегі көтерілімнің орталық жазық бөлігі және кұрылымның қанатты етегі.

Массивтің орта бөлігіндегі ұңғылармен ашылған қималар Ресей, Қазақстан  және ЖШС «ТШО» мамандарымен жасалған коррелияциялары бірдей, ал борт маңы мен борт бөлігінде әртүрлі, бұл карбонатты құрылыстың түзілуіне әртүрлі көзқарастың болуымен түсіндіріледі және сәйкесінше морфологиясына.

ЖШС «ТШО» көрсетілуіне сәйкес жарықтар карбонатты құрылысты солтүстік, батыс  және шығыс платформа борты бойымен мүшелейді, ал платформаның өзі жалғаспалы майда жарықшақты бұзылымдармен күрде-ленген.

Теңіз кен орнының өнімді шөгінділерін құрайтын жыныстар оргоно-генді, оргоногенді  сынықты, оргоногенді-детритті, жұмырлы  және оолитті , көбіне сазсыз (5% аз), жарықшақты, негізінен қиманың көп бөлігінде қабыр-шақтанған әктастардан тұрады.

Теңіз коллекторындағы тектоникалық жарылымдар сейсмикалық және бұрғылау кезінде алынған мәліметтерді кешенді  түрде талдай отырып, Каспий маңы ойпатының  оңтүстік бөлігіндегі палеозой шөгінділерінің тектоникалық бұзымдарының уақытымен табиғатын анықтау-ға болады.

Эйфель және ерте фрасний қабатшалы, көлденең дерлік сейсмикалық циклдердің кезеңдеп түсуі бірнеше табиғи жарылымдардың  түзілуімен қатар жүрді. Ерте фрасний  ғасырында таужыныстарында күш салу пайда бола бас-тады, осымен қатар Оңтүстік-Ембі синклинал ауданында сұры ваккиттің қуатты қабатшасының жиналуы басталды. Сұры ваккиттің фамен және ерте визей ғасырларындағы жиналуы Солтүстік-Үстірт микроплатформасының және Шығыс-Европалық платформаның сығылуымен қатар жүрді. Ерте визей және кеш визей ғасырлары арасындағы кезеңде қатты қысылу синклиналдың антиклиналға айналуына және оңтүстік-Ембі көтерілімінің түзілуіне әкелді. Сейсмикалық және бұрғылау барысында алынған мәліметтер бойынша оң-түстік-шығыс бағытағы ішкі ойпатқа қарай көтерілімнің ортасында қарқын-ды қабатталу мен лықсыма жүйесі құралды, нәтижесінде Каспий маңы аймағына қарай көшпелі фронтальды зоналар түзілді.

Кеш визей ғасырымен кештаскөмір  кезеңдері арасындағы (шамамен ерте ассель ғасыры) кезеңде тектоникалық сығылу үрдісімен сипатталады, оның көзі болып сол қозғалмалы солтүстік-үстірт блогы болды. Осы кезеңде Оңтүстік-Ембі ауданында амплитудасы 300-500 метр конусты қабаттамалар түзілді. Тік қанатты қабаттаманың Каспий маңы ойпатының шетіне қарай бағытта түзілуі ысырылумен жүргізілді, осымен бірге ойпаттың ортасына қарай амплитуда төмендеді.

Кеш артин ғасырының басталуы алдында  тектоникалық қарқынды сығылудың соңғы  кезеңі байқалды, нәтижесінде Карпин қабаттама-ысырылу белдеуі (жотасы) және Оңтүстік-Ембі карбонатты платформасының Мыңсуалма зонасында көтерілуі байқалды. Бұл кезеңнің соңында зонаның толық ұнтақталуы жүрді. Әрине, бұл ұзақ палоезой кезеңінде болған тектоникалық күш салу Теңіз-Қашаған карбонатты платформасының түзілуіне өзінің әсерін тигізді.

Сейсмикалық мәліметтерді алғашқы  талдау кезінде орта девонның ығысуы айқындалып, барлық Теңіз құрылысының  келесі аралықтарында экстраполирленген. Орта девонның жарылым картасын құру – бұл субъективті үрдіс және түсіндіруді жүргізуші мамандардың көз-қарастарына байланысты әртүрлі нәтиже алынуы мүмкін. Жаңа ұңғылармен тереңірек горизонттардың ашылуы, қазіргі ұңғыларды тереңдетумен және сейсмикалық мәліметтердің дәлірек талдалуынан кейін төменде шөккен горизонттардағы тіпті маркер Т3 төменгітурней ярусына дейінгі көрінетін ығысулардың жоқтығына байланысты қандайда бір едәуір каротажды мәліметтердің корреляциясын жүргізу қажет етілмейді. Төменгі турней ярусы көптеген ұңғыларда алғашқы таралу бетінен (жазықтығынан) бірнеше метрде байқалады және бұны бортты зонаның екі жағынан орналасқан ұңғылар мәліметтерімен мақұлданады [6].

 

 

1.4 Мұнайгаздылығы

 

Кен орнындағы орта және төменгі  карбон қалыңдығының өзгерісі сонша, ол ұңғылармен ашылған қимадан толығымен  жоқ болып кеткенше өзгереді.

Т-10 ұңғысы дәлелденген өндірістік мұнайгаздылықтың төменгі шек-арасын ашты (5410 м – құрамында суы  жоқ мұнай алудың ең төменгі белгісі). Су мұнай жапсары (СМЖ) 5960 м төмен  емес тереңдікте болуы мүмкіндігі болжамдалады. Сейсмикалық зерттеулердің мәліметтері бойынша Теңіз бен Королев кен орындарын бөліп тұрған эрозионды ойық, 5690 метрде орналасқан. Болжамдалып отырған ойық тереңдігі Теңіз кен орны кенішінің максималды таралу терең-дігін бақылаушы деп қарастыруға болады. Тағы да мынадай болжамдар бар, кеніштің физикалық СМЖ жоқ және өнімді қабаттың төменгі жағында кеуекті өткізгіштігі бар коллектор жыныстарының болмауы нәтижесінде кенішті тұйық екендігі туралы. СМЖ кеніштің кеуекті коллектор бар солтүстік-шығыс және оңтүстік-батыс бөлігіндегі тек шеткі аймақтарда орналасу ықтималдығы бар.

«Тенгизшевройл» СМЖ белгісі ретінде 5450 м қабылдаған, бұл қазіргі кездегі  кен орнындағы мұнай алудың ең төменгі белгісінен 40 метрге тө-мен. Бұл болжамдар Каролев кен  орнымен гидродинамикалық тепе-теңдікке негізделген, онда да СМЖ анықталмаған, бірақ су деңгейінің ең жоғарғы белгісі 4922 м деп саналады. Теңіз кен орнындағы СМЖ қысым градиентін экстраполциялау әдісімен есептелген.

Қима бойынша бөлінген барлық есептеу  объектілеріне СМЖ бірың-ғай ортақ  болып қабылданған, өйтені кеніш өлшемі өте үлкен және ондағы әр түрлі коллектор типтерінің арасында гидродинамикалық байланыс бар.

Жүргізілген зерттеулер көрсетіп отырғандай, туль және ок шөгінді-лерінің шекарасындағы  туфитті қабатты санамағанда  карбонатты кешеннің бүткіл ашылған қалыңдығы коллектор болып келеді. Туфитті қалыңдық қо-сымша жұмыстар жүргізгеннен кейін, І және ІІ эксплуатациялық объектілері-нің арасындағы бөлім ретінде қарастырылуы мүмкін.

Игерудің І объектісі туралы башкир, серпухов және ок шөгінділерін ашқан 16 ұңғыма бойынша білуге болды.

ІІ объект жеклелеген ұңғылармен ашылған, әрі кейбір ұңғылар объек-тінің  әр түрлі жастағы бөліктерін ашқан, ол өз кезегінде өнімді қабатты жал-пы объект бойынша бағалауға мүмкіндік  бермейді. ІІ объектінің максималды қалыңдығын ашқан Т-22 ұңғысындағы бүткіл қимасы ІІ және ІІІ топтарының коллекторларынан тұрады, Т-24 және Т-41 ұңғылары ашқан сәйкесінше 210-225 метр қалыңдықтың 95% осы коллекторлар құрайды.

Қабат және газсыздандырылған мұнай  үлгілеріне «Гипровостокнефть» институты және қазіргі заманғы технология орталығы «Корлабороториз» компаниясымен жасалған зерттеулер нәтижесінде анық-талған, мұнай және газдың құрамы мен сипаты келесі 1.1-кестеде келтірілген.

 

1.1-кесте

Теңіз кен орны мұнайының қасиеттері

Көрсеткіш	Шамасы
Мұнай тығыздығы	797 кг/м3
Бастапқы коллектор қысымы (4250 м)	80,8 МПа

1.1-кестенің жалғасы

 

Еріген газ кезіндегі газ  факторы	450 м3/м3
Қанығу қысымы	24,7 МПа
Қабаттық көлем коэффициенті	2,306
Мұнай тұтқырлығы	0,22 мПа . с

 

Қабат мұнайының үлгілерін алу ұңғы сағасында жүргізілсе де, онда қысым қанығу қысымынан жоғары деңгейде сақталып тұрды. Бұл шығып жатқан флюид бірфазалы және ол қабат флюидіне сәкес екендігін дәлелдейді.

Қабат мұнайын көптеген үлгілер  бойынша зерттеу барысында зерттеліп  жатқан үңғының перфорация тереңдігіндегі термобаралық жағдайлар ескерілмеген болатын, оның орнына қабат температурасы мен қысымының орта мәні қабылданған. Осы себепті алынған қабат мұнайының параметрлері қабат бойынша корреляцияланбаған, оған қоса мұнайдың құрамы мен қасиетінің өзгерісі өте аз, мұндай жағдай мұнайлы қабатының қалыңдығы 1000 метрден асатын ірі кен орындарына тән емес.

Қабат қысымының төмендеуі қабат  жүйесінің термодинамикалық тепе-теңдігін бұзады, бұл өзгерістер қабат мұнайының  сығымдылық, көлем-дік коэффициент және тығыздық сияқты параметрлеріне зор әсерін тигізеді, өз кезегінде бұларға мұнай бергіштік және мұнай өндіру деңгейі тәуелді.

Соңғы кездерде еріген газ құрамындағы  күкіртсутек көлемінің өсуі байқалып отыр. Мамандар бұны қабат қысымын  төмендеткен кездегі жыныс-тарға сіңген және қабірленген суда еріген күкіртсутектің қабат мұнайына ауысу үрдісімен байланыстырады.

Теңіз кен орнын игеру бірнеше  сатыда жүреді, осы үрдістер кезінде  кеніштің термобаралық жағдайы мен  онда қаныққан флюидтердің физико-химиялық қасиеттері өзгереді. Осыған байланысты мұнай және газдың құрамы мен қасиеттеріне үнемі бақылау жүргізіп тұруы керек, бұл мүмкін өзгерістерді болжауға және игерудегі, мұнай мен газды өндіру және дайындаудағы қиыншылықтардың алдын алуға мүмкіндік береді.

Мұнай мен газдың физико-химиялық қасиеттері. Теңіз кен орнының  мұнайы – жеңіл, күкіртті, аз шайырлы, парафинді. Мұнайдың жеңіл құрам-дылығы қабат жағдайындағы мұнайдың қолайлы  тұтқырлықты-тығыздық қасиеттеріне негізделген. Оның ерекшелігі құрамындағы меркаптанды күкірт мөлшерінің көп болуы. 34 үлгі бойынша орташа шамасы824 миллионға  бөлікті құрады, ол тауарлы мұнай нормасынан 20 есе артық.