Жанажол кен орны

В текшесі, Б текшесі сенімді қалыңдықтардың үлкен айырмашылығы-мен сипатталады, осылайша В текшесінің  жалпы қалыңдығы 10 – 108,8 м дейін өзгереді. Әсерлі қанығу 6 – 40 м дейін және одан да жоғары өзгереді. Мұнайға қаныққан қалыңдықтардың максимал мәні 55 м жетеді.

Орташа алынған мұнайға  қаныққан қалыңдықтар оңтүстіктік  күмбезде 13 м, солтүстікте 20,9 м құрайды.

В текшелерінің қалыңдығы 28,2 – 73 м дейін өзгереді, В текшесінің мұнайға қаныққан қалыңдығы 30,8 – 88,6 м дейін өзгереді.

Оңтүстік күмбезде орташа алынған мұнайға қанығу қалыңдығы 5,6 м және  солтүстік күмбезде 7,4 м құрады, карбонатты КҚ-II қалыңдық құрылымының оңтүстігінде 603 метрден, солтүстікте 827 метр аралықта өзгеруімен сипатталады. Оларды көрсететін өнімді текшелер Г және Д сол секілді өз қалыңдықтарымен тұрақты емес: I – блокта олардың қалыңдығы солтүстікке қарағанда біршама қысқартылған. Екі текшеде өткізгіш және тығыз қабаттардың кезектесуімен құралған. Текше Г_ж–III жалпы қалыңдықтары 4,2 – 218 м дейін өзгереді. Г_ж – III текшелер қалыңдығының максималды мұнайға қанығушылығы 3,2 м дейін, Г_т – II – 71,2 м, Д_ж – 1154 м, Д_т – 1,83 – 8 м дейін жетеді. Бір өткізгіш  қабатының  қалыңдығының шамаларын өзара жақын блоктар бойынша салыстыру және 2,4 – 3,1 м тең.

Біртексіздіктің көрсеткіштері бірінші карбонатты қалыңдық КҚ-I-де. Әрбір өнімді қабат өткізгіш және тығыз қабатшалардың кезектесуімен ұсынылады, олардың  біріншісінің саны А текшесінде  орташа алғанда 6–ға тең, Б текшесінде 2–5–ке дейін өзгереді. В текшесінде олардың орташа саны 8 құрайды, В текшесінде – 5–ке дейін. Біртекті еместік көрсеткіштерін және бөлшектелуді жаңа ұңғымаларды ескере отырып есептеу алдыңғы алынған шамаларға түзетулер әкеледі. В_І текшесі бойынша біртектілік көрсеткіштерінің есептелуі бұрын жүргізіледі.

Екінші карбонатты қалыңдық КҚ – II. Қабаттың сұйықтар мен газдардың құрамы және физикалық – химиялық қасиеттері.

Жанажол кен орынының  мұнайы мен газының сипаттамасы тереңдік және жоғарғы  беттік үлгілерді тексеру қорытындылары арқылы беріледі, Гипровостокнефть институты атқарған. Оңтүстік күмбездегі  А текшесінен бір тереңдік және бір беткі үлгі 24 ұңғымадан 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 ұңғымалардан және беткі бес үлгі 17,106,110 (екеу) 132 ұңғымалардан алынды, солтүстік күмбезде орналасқан, Б текшесінің  мұнай мен газ параметрлері, Солтүстік және Оңтүстік күмбездерде көрсетілген үлгілердің берілгендерді бойынша қабылданды.

Солтүстік күмбезде В  және А_I текшелерінен 17 ұңғымалардан 19 үлгі алынды, В₁ текшесінен 106,3 ұңғымаларда В текшесінде – 136,147 (2 үлгі) 161,162, 164, 177, 306, 307, 308, 319, 332, 383 ұңғымалардан, В_I + В текшелерінен 163 (2) және осы ұңғымалардан 20 беткі үлгілер алынды. Оңтүстік күмбезде В текшесінен бір тереңдік және бір беткі үлгі 25 ұңғымадан алынды. В_I текшесінің және В мұнай және газ параметрлері, Солтүстік және Оңтүстік күмбездерде, аталған зерттеулер қорытындылары бойынша орташа арифметикалық мәндер ретінде қабылданды 133 және 336 ұңғымалардағы 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. Г_ж, Г_т текшелерінің мұнай және газының қасиеттері, Солтүстік және Оңтүстік күмбездің, Г_ж текшесінің 742, 73 ұңғымалардың Солтүстік күмбездегі, төрт тереңдік  үлгілерін зерттеулер  берген мәліметтер бойынша анықталды және Г текшесінің Оңтүстік күмбезінде 43 ұңғыманы зерттеу бойынша сол секілді бес беткі үлгілер арқылы да, Г_ж текшесінің 43 (2 үлгі) ұңғымасынан алынған.

Аталған үлгілерден өзге тағы да Г_в текшесінен  Оңтүстік күмбездегі  45 ұңғымадан бір тереңдік  және бір  беткі үлгілер алынды. Бірақ перфорация аралығы бұл  ұңғымада текшенің газды бөлігінде болып  шықты, тереңдік  үлгіні алар кезде, үлгі таңдағыш  газға толып кетті, сондықтан тереңдік үлгісі бойынша мұнай параметрлері анықталады.  45 ұңғымадан алынған  беткі сынама зерттеулердің де берілгендері көрсетілмеген  сондықтан, мұнайдың  параметрлерінің орташа мәндерін есептеген ескерімейді.

Солтүстік күмбездегі Д текшесінен 36, 45, 67 ұңғымалардан үш тереңдік  және үш беткі  үлгілер  алынды, оңтүстік күмбезден 38, 40 ұңғымалардан екі тереңдік және екі беткі  үлгілер алынды. Солтүстік күмбезде және Оңтүстік күмбезде Д текшесінің мұнай және газ парамертлері 36, 38, 45, 67 ұңғымалардан алынған 4 тереңдік 4 беткі үлгілер арқылы орташа арефметикалық  мәндер ретінде  қабылданады.  40 ұңғымадағы үлгілер  СМЖ – нің өтпелі  аймағынан алынған, сондықтан да осы үлгілердің зерттеу нәтижелері мұнаймен газ  параметрлерінің мәнін  есептеуге  кірістірілмеген. 

Диференциалды газсыздандырудың есептеулері ЭЕМ ЕС–1055 орындалған, қабаттың мұнайдың компанентін құрамы бойынша фазалық тепе – теңдік константасын  қолдану арқылы [4].

 

 

1.2.4  Өнімді қабаттардың коллекторлық қасиеттері

 

Қарастырылып отырған кен орнының ашық тілігі юра, триас, перьм, таскөмір жыныстарынан құралған.

Қарастырылып отырған  кен орны орналасқан Жаңажол сатыларының  ерекшеліктерінің біріне, брахиантаклинальді түрдегі ірі көтерілулермен шиеленіскен  қуатты  карбонатты  сілемдердің  жетілуі  жатады.

Өндірістік мұнайгаздылық  екі карбонатты қалындықпен байланысты: бірінші (КҚ – І) және екінші (КҚ – ІІ), олар қалындығы 206 м-ден 417 метрге  дейінгі жыныстың  терригенді  қабатымен бөлінген.

КҚ – І  және  КҚ–ІІ  қабаттарының негізгі параметрлері.

Бірінші карбонатты қалындық КҚ– І литологиялық жағынан әктас, доломиттен тұрады.

Керн бойынша ұсақ тесіктің орта арифметикалық мәні КҚ–І-дің мұнайға қаныққан бөлігі үшін 11,8 %, газға қанығу 80 %. Өткізгіштіктің орташа мәні 0,116 мкм² құрады.

Литологиялық жағынан  карбонатты жыныстың екінші карбонатты қалындық  КҚ– ІІ негізінен әктастан, доломиттен тұрады. Керн бойынша ұсақ  қуыстылық  9 %, өткізгіштік 0,0824 мкм², газға қанығу 83 %.

Жүргізілген сынаулар нәтижесімен  № 1, 3, 12, 15  ұңғымалар ау- данында  коллекторлардың  жоқтығы  аңықталды [4].

 

 

1.3 Сұйық пен газдың физикалық – химиялық сипаттамалары

 

Есептеулер мен зерттеулер  қорытындысы қорытындысы бойынша  қабаттың  мұнайдың тығыздығы 0,7055 г/см³, мұнайдың газбен  қанығуының  қысымы қабаттың температурада 24,0 МПа, қабаттың газды фактор 269,2 м³/г, қабаттың мұнайдың  динамикалық тұтқырлығы 0,34 МПа·с. Жұмыс жағдайларында газсыздандырудан  кейінгі мұнайдың тығыздығы 0,1874 г/см³, жұмысшы газдік фактор 234,8 м³/г, көлемдік коэффициент 1,3904, газсыздандырылған мұнайдың  динамикалық тұтқырлығы  4,6 МПа·с.

 Тауарлық сипаттама бойынша  мұнайлар күкіртті, шайырлы 54 %, парафинді 36 %. 300⁰С дейін қуғандағы 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.

Б объектісі. Есептеулер мен зерттеулер  нәтижесі бойынша қабаттың  мұнайдың тығыздығы 0,7080 г/см³, газбен  қаныққан  мұнайдың  қабаттық  температурадағы тығыздығы 24,8 МПа, қабаттық фактор 286,3 м³/т, қабаттық мұнайдың динамикалық тұтқырлығы  0,36 МПа·с.

Жұмысшы жағдайларда дифференциалды газсыздандырудан кейінгі мұнайдың  тығыздығы 0,819 г/см³, жұмыстық газді фактор 247,4 м³/т, көлемдік коэффициент 1,4046, газсыздандырылған мұнайдың  динамикалық тұтқырлығы 5,0 МПа·с.

Тауарлық сипаттамасы  бойынша мұнайлар, күкіртті  (0,83%), азшайырлы (42,9%), парафинді (5,8%). 300⁰С дейін айдағандағы ашық фракциялардың көлемдік шығыны 55%.

Жұмыс жағдайында мұнайды  дифференциалды газсыздандыру 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 %.

В1 + В объектісі. Есептеулер мен зерттеулер нәтижесі бойынша қабаттық мұнайдың   тығыздығы 0,6820 г/см³, мұнайдың газбен қанығу қысымы қабаттың  температурада 25,46 МПа, қабаттық газдың, фактор 288,0 м³/т, қабаттық мұнайдың динамикалық  тұтқырлығы 0,37 МПа·с.

Жұмыс жағдайында дифференциалды газсыздандырудан кейінгі мұнайдың тығыздығы 0,8123 г/см³, жұмысшы газ факторы 249,4 м³/т, көлемдік  коэффициент 1,4629, газсыздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 5,1 МПа·с.

Тауарлық сипаттамасы бойынша газ күкіртті (күкірттің  массалық құрамы 0,84%), шайырлы (4,4 %), парафинді (6,0 %). Ашық фракциялардың көлемді шығуы, 300⁰С дейін айдағанда – 53%. Жұмыс жағдайында дифференцирленген газсыздандыруда 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%.

Г объектісі. Есептеулер мен зерттеулер  қорытындысы бойынша қабаттың  мұнай тығыздығы 0,6389 г/см³, мұнайдың газбен қанығуының қысымы, қабаттың температурада 32,22 МПа, қабаттық газдық фактор 392,5 м³/т, көлемдік коэффициент 1,6544, газсыздандырылған мұнайдың  тығыздығы 0,8088 г/см³, жұмыстық  газ факторы 337,6 м³/т, көлемдік коэффициент 1,6544, газсыздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы  5,6 МПа·с.

Тауарлық мінездемесі бойынша мұнай күкіртті (0,66 %) аз шайырлы (3,9 %), жоғарғы парафинді (10,1%) 300⁰С дейінгі  айдағандағы ашық фракциялардың көлемдік шығуы 53 %.

Жұмыс жағдайларында дифференциалды газсыздандырудан кейінгі мұнайдың  тығыздығы 0,8088 г/см³, жұмыстық газды фактор 337,6 м³/т, көлемдік  коэффициент 1,6544, газсыздандырылған мұнайдың  динамикалық тұтқырлығы 5,6 МПа·с.

Тауарлық мінездемесі бойынша мұнай күкіртті (0,66 %) аз шайырлы (3,9 %), жоғарғы парафинді (10,1 %) 300⁰С дейін айдаудағы ашық фракциялардың көлемдік шығуы 53 %. Жұмыс жағдайларында дифферен-циалды газсыздандыру кезіндегі мұнайдан бөлінетін газ қоспаларының  компоненттерінің  мольдік құрамы: күкіртсутегі 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 %.

Д объектісі. Есептеулер мен зерттеулер  қорытындысы бойынша қабаттық мұнай тығыздығы 0,6388 г/см³, газбен  қаныққан  мұнайдың  қабаттық температурадағы қысымы 27,57 МПа,  қабаттық  газды фактор 275,5 м³/т, қабаттық мұнайдың  динамикалық тұтқырлығы 0,39 МПа·с. 

Жұмыс жағдайында дифференциальды  газсыздандырылғаннан кейінгі мұнайдың тығыздығы 0,8272 г/см³, жұмысшы газды  фактор 242,2 м³/т,  көлемдік коэффициент 1,4614, газсыздандырылған мұнайдың  тұтқырлығы 7,0 МПа·с. 

Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті, (0,82 %), шайырлы (5,1 %), жоғарғы парафинді (7,7 %). 300⁰С дейін  қуғандағы ашық фракциялардың  көлемдік шығуы 52 %.

Жұмыс жағдайларында  дифференциалды газсыздандыру кезіндегі мұнайдан бөлінетін газ  қоспаларының  компоненттерінің  мольдік құрамы: күкіртсутегі 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 %.

Қарастырылып  отырған  кен орнында бірінші және екінші карбонатты қалыңдықтың  сулары, бірінші  қалыңдықтың  КҚ – I, текшелерін сынау  үрдістерінде зерттелді, сол секілді  Г объектілерінің  8  сужеткізуші  нысандарының және В объектісінің екінші карбонатты қалыңдығының сужеткізуші  нысандарын. Осы сулардың  ұсынылатын  сұрыптауларының қорытындылары  таблицада келтірілген. Келтірілген  берілгендерден  көреміз,

бірінші және екінші  карбонатты қалыңдықтардың  қабаттық сулары физика – химиялық қасиеттерімен  бір  – бірінен  біршама ерекшеленеді. Өйткені, бірінші КҚ – I қалыңдығының суларында, кальцийдің  құрамы 2,94 – 4,77 г/л, сульфаттары 1,48 – 2,67г/л, бромның  саны онда 197,0 мг/л аспайды. Қабаттық  жағдайларда жабысқақтың 0,59 – 0,62 МПа арасында өзгереді,  орташа 0,60 МПа·с құрайды, көлемдік  коэффициент 1,010 тең.

Екінші карбонатты қалыңдықтың  суларының құрамында кальцийдің жоғарғы мөлшері байқалады. (3,79 – 8-70 г/л) сульфаттар аздау (0,43 – 1,24 г/л) және бром  (183 мг/л жоғары емес),  қабаттық  жағдайларда жабысқақатық 0,50 МПа·с дейін  төмендетілді, көлемдік  коэффициент 1,018 тең, сулар  жоғары мофизациямен сипатталады, ал Д_ж–I объектісінің шөгінділеріне суларда ол 6,7 – 15 – 7 дейін өседі. Тұтастай өндірудің  барлық нысандарының  қабаттық сулары, В.А.Суменнің  мінездемесі бойынша, хлоркальцийлік типке жатады. Олардың  тығыздығы стандартты жағдайларда елеусіз өзгереді. Бірінші КТ – I карбонатты  қалыңдық сулары үшін ол 1,058 – 1,069 г/см³, тұздылықтың  орташа мәні 87,5 г/л және 79,7 г/л тең.

Жанажол кен орнындағы  карбонатты шөгінділердегі  су йод бойынша кондициялық болып табылады,  бірақ олар су жеткізуші аймақ коллекторлардың  төменгі өнімділігі себебінен  өнеркәсіптік қолдану үшін  жарамсыз [4].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Техникалық-технологиялық бөлім

2.1 Жаңажол кен орнын игерудің ағымдағы жағдайы

 

Жоба бойынша (01.07.2011 ж.) Жаңажол  кен орнында барлығы 797 ұңғы бұрғыланды. «СНПС – Ақтөбемұнайгаз» АҚ қорына сәйкес кен орнында 563 өндіру ұңғылары (олардың ішінде: 557 – мұнай, 6 – жұмыссыз тұрған газ ұңғылары), 200 су айдау ұңғылары, 12 бақылау ұңғылары бар және 22 ұңғы тоқтатылған.