Тектоника

Тектоникалық жағынан Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының оңтүстігінде орналасқан. Яғни, олар алды геосинклинальды аймағынан Ащысай және солтүстік көпекті сызықтарынан көрінеді.

Геологиялық дамуының бір сипаттық қасиетті ауданның интенсивті түсуі және қалың шөгінділердің қабатшаларда 7 шақырымнан 10 шақырымға дейінгі аралықтарында болуына байланысты. Бұл қабаттың негізгі бөлігін кунгур ярусының галогенді табан шөгінділері және кембрий іргетасына дейінгі жыныстардың жоғарғы бетінде жатқан тұз асты жиынтығынан құрайды.

Тұз асты шөгінділерінің жоғарғы беті Ащысай бұзындаларына жақын маңда 2 немесе 2,5 шақырымнан Беттеу күмбезінің меридианына қарай 5,5 немесе 6 шақырымға дейінгі, яғни батыс бағытына қарай моноклиналды қалыңдай береді.

Аталмыш моноклинал көлеміне екі жақтан алынған тізбек қатарлары бөлінген. Соңғысы төменгі горизонттарда мықты байқалып, соған сәйкес ойпаттың ортаңғы бөлігіне қарай қалыңдай бастайды.

Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кенкияқ, Қожасай, Шұбарыш қатарларының жүйесі бөлінеді және олардың көлеміне 3 немесе 3,5 шақырымдық тереңдіктерде (П ) тұз асты горизонтының қисығы түзілген.

Жаңажол қатарының бір ерекшелігі қуатты карбонат массивтерінің дамуы болып табылады. Олар үлкен брохиантиклинал тәріздес дөңбектерден құралған.

Сейсмикалық мәліметтерден бұрғылау жұмыстарының нәтижелерімен салыстырғанда әр түрлі локалды дөңестерінің морфологиясындағы өлшемдері, шөгінділердің тереңдік қатынастарында әр түрлі өзгешеліктер байқалады.

Құрылым картасында жоғарғы карбон шөгінділерінің табаны бойынша екі локалды дөңес анық көрсетіліп, 50-і ұңғы ауданына 2,5 шақырымдық изогипс енгізуімізбен контурланған.

Жабық изогипс бойынша дөңес өлшімі 935 шақырым құрап, онша үлкен емес седловина арқылы оңтүстік локалды дөңесімен қосылады, яғни 19-ы ұңғы ауданына 2,55 шақырымдық изогипспен контурленген. [1,2 парақтар]

Құрылым картасында жоғарғы желелі қиманың қисығы бойынша гжелдік ярусының сульфатты карбонатты қабатының карбонат үсті қалыңдықта терригенді қабатпен ауысуы жылдам тығыз шекараны реттейді.

Жаңажол дөңестері ұзындық ось бойынша 28 шақырым болып, қабаттың карбонатты массивінің ішінде субмеридианды құрылымдар құрайтын брахиантиклиналды қырлардан тұрады.

Ол екі локалды дөңестен тұрады. 50-і ұңғы ауданына солтүстік локалды дөңесі 2,3 шақырымдық изогипспен контурленген. 25 шақырымдық тұйық изогипс бойынша дөңестің ауданы 10,535 шақырым болады. Оңтүстік көтерілімнің дөңесі 50 метр төменде жатыр және 2,3 шақырымдық изогипспен 19-ы ұңғы аймағында контурланған. 2,3 шақырымдық изогипсті көтерілімнің өлшемдері 9,534 шақырым болады.

1982-1985 жылдар аралығындағы ауданды барлау ұңғыларымен бұрғылаған кезде төменгі карбонатты қабаттыңғ қимасында тектоникалық бұзулардың бар екені анықталды, олардың ішінде созылғаны 100-150 метрлік ығысу амплитудасы еді. Сол бұзылулардың болғанына байланысты барлық құрылым 3 блокқа бөлінді: І (оңтүстік бөлігі); ІІ (61-і ұңғы аймағы); ІІІ (солтүстік бөлігі). Флюидтердің қорлары негізінен І және ІІ блоктарда шоғырланған.

1.1.4 Мұнайгаздылығы

Жаңажол кен орны Қазақстандағы өнімділігі карбонатты коллекторларға байланысты алғаш ашылған кен орны болып табылады. Ол белгілі Кенқияқ, Құмсай, Көкжиже, Батенкөл, Қаратөбе, ақжар және Қопа сияқты төменгі бор, юра, триас, жоғарғы және төменгі пермь жүйелерінің шөгінділеріндегі мұнай қабаттары бар ауданда орналасқан.

Жаңажол аймағының мұнайгаздылығы туралы алғашқы мәлімет 1-і ұңғыда бұрғылау жұмыстары жүріп жатқан кезде байқалған жоғары газ көрсеткіштігіне, таскөмір жынысын кен бойынша зерттеген кездегі мұнай белгілеріне және сазбалшықты ерітіндінің газдануына байланысты анықталады. 3050- 3020метр аралықтарындағы тереңдікті текскру барысында 62,5% метан, 1% этан, 1% ауыр көмірсутектер жиынтығынан құралған газды судың әлсіз ағыны байқалады. 1978 жылдың 3- наурызында төртінші ұңғыдағы орта карбон әктастарының ашық оқпанында сыналған қабаттан газдалған мұнай табылды.

Кейін 1978 жылы 31- шілдеден 2- тамызға дейінгі аралықта 2767 – 2884метр аралығындағы тереңдіктен шығымы 66,8м³ / сек болатын мұнай және 107,6 м³/ сек шығымды газ фонтандалды. Фонтанды ұңғыларда 3 және 8мм штуцерлер қолданылды. Қазіргі кезде Жаңажол кен орнында жоғарғы және төменгі карбон жыныстарымен байланысты өндірістік өнімділігі бар екі карбонатты қабат белгіленген және олар 206-417метр қалыңдықты жыныстың терригенді будасына бөлінген.

КТ- Ι бірінші карбонатты қабаты

Оның 398 метрден (92- ұңғы) – 548 метрге (41- ұңғы) дейінгі болатын қалыңдығы литологиялық жағынан әктас, доломит және олардың ауыспалы өзгерістерінен кездеседі. Бұлардың ішіндегі өткізгіш жыныстар коллекторлық қасиетті атқарады. Коллектор типі кеуекті- жарықшақты болып келеді.

КТ- Ι өнімділік қабаты гжель ярусының төменгі жағын, Касимов ярусының үстіңгі карбонын, Мячков горизонтының ортаңғы карбонын алып жатыр. Кен орнындағы флюидтердің тіреуіштері пермьнің сульфатты- терригенді және тұзды қабаттары болып табылады. КТ- Ι қабатының көп бөлігі доломитті болып келеді. Касимовтық және гжельдік ярустарында ангидрит қабаты және қуыстары кездеседі. Қара аргиллит қалыңдықтарымен ангидриттерден тұратын жалпы алғанда 120 метрге дейінгі қалыңдықпен ангидрит қабатының солтүстік- шығыс бөлігін құрастырып, соңғы кезде карбонат қабатының созылуымен алмастыруға болады.

1982- 1985 ж.ж. барлау ұңғыларының алаңын бұрғылау процесіндегі төменгі карбонатты қабатының қимасында тектоникалық бұзылушылық болатыны белгілі болды. Олардың ішіндегі ең көп уақытқа созылғаны 100-150 метрлік ығысу амплитудасымен батыс көтеру қанатынан өтеді. Ал, басқа да 40- 50 метрлік екі амплитудасымен ортаңғы қатпарды қиындата түсті (№ 61 – ұңғы аймағы). Осы бұзылушылықтардың болуына байланысты барлық структура үш блокқа бөлінеді. 1-блок (оңтүстік бөлік), 2-блок (№ 61- ұңғы аймағы), 3-блок (солтүстік бөлік). Флюид қорларының негізгі бөлігі 1- және 3- блоктарда орналасқан.

КТ- Ι өнімділік қабатының мұнай-газ қорын анықтағаннан кейін кен орнының КТ- Ι карбонатты қалыңдығының игеру технологиясының схемасын құрастыру кезінде 149 өндіру ұңғылары бұрғыланады. Осы ұңғылардың материал анализін анықтауға кеніштердің геологиялық құрылымдары мүмкіндік берді. Өнімділік қабаттарының жайылу шекаралары және кейбір есептеу параметрлері анықталған қорлардың өзгерулерін көрсетпеді.

Жоғарыда айтылғандай кен орынның мұнай-газдылығы айтылған екі қабаттармен байланысты. Бірінші және екінші қабаттарды 206 метрден 417метрге дейін қалыңдықтардан тұратын жыныстардың терригенді қабаттар бөліп тұрады.

398 (№ 92 -ұңғы) – 548 (№ 41-ұңғы) метр қалыңдықтарды құрайтын бірінші карбонатты КТ- Ι қабатының литологиялық құрылымы негізінен әктастардан, доломиттен тұрады және де осылардан араласып келеді. Осы жыныстардың өткізгіштігі коллекторлық қызмет атқарады және бұлардың коллекторлы қуысты –жарықшақты болып келеді.

Қабат қимасында каротаж қисығы мәнінің сипаты бойынша жыныстардың тығыздығы және саздылығы жоғары мәнге ие болатын реперлер сериясы бөлінген. Бұл материялдар 2550-2900м тереңдікте жататын «А», «Б», «В», «В’» шартты түрдегі 4 өнімділік қабатқа бөлуге мүмкіндік береді.

Стратиграфиялық тұрғыдан алғанда А өнімділік қабаты Гжель ярусының төменгі бөлігін, ал, Б өнімділік қабаты Касимовский ярусын, В және В’Москвалық ярусының подоль қабатының жоғарғы бөлігін қамтиды.

Бұл қабаттардың қанығу сипаттамасы олардың көмірсутектеріне байланысты, яғни А қабатында 303 және 90м биіктікпен жиегінде мұнай қамтыған газ кеніші бар, ал Б қабатында 110м газ қабаты және 90м мұнай қабаты бар мұнай-газ кеніші бар. В қабатында газ шапкасы бар мұнай кеніші орын алады. Бұл қабаттың мұнайы 83- 93м аралығында және газ қабаты 30- 50м аралығында В’қабаты кішігірім 87 м биіктіктерімен мұнай кеніштерін қамтиды.

Барлық өнімділік қабаттар өздерінің арасында бір гидродинамикалық жүйемен бірлескен, негізінде минус 2580 абсолюттік белгі бойынша және аудан бойынша су-мұнай байланысы (ВНК) абсолюттік белгісі минус 2630метрден 2650метрге дейін өзгеретін біртұтас газ-мұнай байланысымен (ГНК) бір қабатты массивті кенішті сипаттайды.

Жаңа ұңғыларды бұрғылағанның нәтижесінде мынадай көрсеткіштер пайда болды: 180 (ВНК-2650м); 169 (-2650м); 361 (-2645м); 481(-2640м); 468(-2637м); 372(-2640м); 343 (-2650м); 146 (-2644м); 106 (-2644м); 307 (-2643м); 372(2640м).

СМБ (ВНК) ең жоғарғы жағдайы батыс қанатта және оңтүстік периклинальда (-2630-2640м), ал, ең төменгі жағдайы шығыс қанатта және солтүстік периклинальда (- 2640-2650м) кейбір ұңғыларда яғни 182-, 154-, 343-ұңғыларда Б, В және В’ өнімділік қабаттарының қабатшаларында бөлініп тұрған қабатшалар жоқ және олар біртұтас қалың қабаттарды құрастырып тұр. Бұл қабаттардан ГМБ (ГНК) 4; 5; 10; 16; 17; 19; 22; 26 ұңғымаларын сынағанда қабылданады, яғни -2560 метрден газ, одан төменірек мұнай алынады.

СМБ ЖГҰЗ (ПГИС) мәлімметтері және сынау нәтижесі бойынша қабылданады. Сөйтіп, 16- ұңғыда ЖГҰЗ мәлімметері бойынша СМБ абсалютті белгісі -2647 метрде анықталады да, сынаған кезде сол абсолютті белгіде сусыз мұнай шығады. 17 және 26- ұңғыларда ЖҒҰЗ мәліметтері бойынша мұнай су шекарасы абсолютті белгілері минус 2643-2639метр тереңдіктерде байқалады. 6 және 14- ұңғыларда абсолютті белгісі минус 2637 метрде қабат сулары байқалды және бұл геофизикалық мәліметтер бойынша дәлелденді. Шығыс периклиналь аумағында және солтүстік күмбездің оңтүстігіндегі 11 және 5- ұңғылардан абсолюттік белгілері минус 2645-2644метр тереңдіктерде сынау кезінде сусыз мұнай алынады. ЖГҰЗ мәліметтері бойынша мұнайға қаныққан бөліктің табаны абсолюттік белгісі минус 2651 метрде белгіленді.

Төменде КТ- Ι карбонатты өнімділік қабатының қысқаша сипаттамасы берілген.

А қабаты 650метр қалың қабаттардан құралған, гжельдіе және ассельдік – сакмарлық ярустарының терригенді жыныстардан және кунгурлік ярусының гидрохимиялық шөгінділерден тұрады да, қалың қабатты газдыконденсатты кенішін құрайды.

Кеніштің солтүстік бөлігінің шығыс қанат коллекторлары өткізгіштігі жоқ ангидрит жыныстарынан тұрады. Кеніш күмбезі, массивті және литологиялық жағынан шектелген болып келеді. Газға қаныққан қабаттың ауданы 70695 мың м², мұнайға қаныққан қабат ауданы 75204 мың м². Жалпы мұнай– газ қабат қалыңдығы 293метр болса, оның газ қабаты 90метр.

Б қабатында мұнай-газ қабатының көлемі жатыр, ол А қабатынан 2- 60 метр төменде жатыр. Коллекторлары кеніштің солтүстік бөлігінде шектеулі сипатталады, 146, 52, 117 ұнғылар аумағында коллекторлар өткізгіштігі жоқ карбонаттардан тұрады. Ал, 67, 103, 321 және 8- ұңғылар аумағында коллекторлар ангидриттерден тұрады. Кеніш күмбезді, массивті және литологиялық жағынан шектелген болып келеді. Кеніштің биіктігі 200метр. Газға қаныққан қабат ауданы 36516 мың м² , мұнайға қаныққан қабат ауданы 71475 мың м² .

В қабаты Б қабатынан 4-74 м. төменде орналасқан. Айтылып кеткен қабаттарға қарағанда екі кеніштен тұрады, яғни оңтүстік және солтүстік күмбездермен ұштасып жатыр.

Кеніштің екеуі мұнай кеніші, газ шапкасының биіктігі аса үлкен емес, яғни оңтүстік бөлігі 30 метр және солтүстік бөлігі 50 м. Күмбезді, масивті типті кеніштерге жатады, онтүстік бөлігі литологиялық экрандалған, 60- ұнғы аумағының биіктігі 129 м. Ал, солтүстік бөлік биіктігі 87 м.

В’ қабаты жоғарыда айтылған қабаттардан 350 төменірек және екі мұнай кеніштерімен сипатталады. Олардың биіктігі 60 және 87 метр.

B’ қабатының қоры тек қана солтүстік бөлігінде анықталған, бұл барлаудың аяқталмағанын көрсетеді. Кеніштердің екеуі де күмбезді.

КТ-ΙΙ екінші карбонатты қабаты

КТ-ΙΙ екінші карбонатты қабатының КТ-Ι екінші карбонатты қабатынан айырмашылығын оның қимасындағы өте сирек кездесетін доломиттер және әктастар көрсетеді. Коллекторларына олардың әртүрлі өткізгіштері болып табылады. КТ-Ι және КТ-ΙΙ өнімділік қабаттарын әктас қабатшалары (және карбонат арасындағы тұз асты қабаттары) бар терригенді жыныстары бөліп тұрады, және КТ-ΙΙ өнімділік қабат кеніштеріне флюид тіруіштер қызметін атқарады.

Игеру объектілеріне бөлу мақсатымен КТ-ΙΙ өнімділік қабатының қорын бөлек есептеу үшін шартты түрде екі өнімді қабатшаларына(Г және Д) бөлінді. Осы қабатшалар 4-50 метрге дейін өткізгіштігі жоқ верейдік горизонты қалыңдығымен төзімді қабат ауданы бойынша кең тараған. Осы верейдік торизонты оңтүстігінде 50-65метрге дейін және солтүстігінде негізінен 15-20метр қалыңдығымен әртүрлі сазды– балшықты қабатшаларға бөлінген.

Стратиграфиялық жағынан алғанда Г қабатының негізгі қималық бөлігі москвалық ярусының кашир горизонтының жыныстарынан (солтүстік күмбезінің соңғы периклинальды қабатына верейлік горизонты түзілімдерінің жоғарғы бөлігі де кіреді) тұрады. Д қабатын москвалық ярусының венев горизонты қалдықтары құрайды, тағы да башкирлік, серпуховтық (протвийлік, стешевтік, таррустық горизонттары) ярустар түзілімдері де бар.

КТ-ΙΙ қабатында тектоникалық блоктардың бұзылуынан түзілген 1 және 2- блоктарда мұнай кеніштері және 3 –ші(солтүстік) блогында газдыконденсатты-мұнайлы кеніштері көп жерді алып жатыр.

Су- мұнай жапсары (ВНК) бар кеніштер әр түрлі құрылымды учаскелер үшін қабылданады (негізінен кеніштердің ЖГҰЗ (ПГИС) материалдары нәтижесі бойынша) және олардың тербелістерінің көмегімен тереңдіктің минус 3602- 3534 метрге дейін екені анықталды.

Сонымен, 1- блоктың оңтүстік- шығыс бөлігіндегі су- мұнай жапсары абсолюттік белгісі минус 3570метр болғанда қабылданады (№38- ұңғының табаны мұнайға қаныққан бөлігі кезінде осы жерде сусыз мұнай алынды). Солтүстік- щығыс бөлігінде абсолюттік белгісі минус 3581метр болғанда ЖГҰЗ мәліметтері бойынша №29– ұңғыдан су- мұнай жапсары зонасының интервалын анықтау кезінде сулы мұнай алынады. 2-блок кеніштері үшін су- мұнай байланысы қабаттың мұнайлы бөлігінің иабаны бойынша қабылданады. №61- ұңғыда ЖГҰЗ мәліметтері бойынша абсолюттік белгісі минус 3534метр болғанда сусыз мұнай алынды.

3- блокта газ мұнай жапсары (ГНК) № 36 ұңғыны сынау нәтижелері бойынша абсолюттік белгісі минус 3385метр болғанда анықталған. Осы №36 ұңғы перфорациясы интервалын және газды каротаж материалынан мұнай мен газ ағысы алады (интервал ортасынан). № 14- ұңғыдан №36-ұңғыдан тереңдігі 14метр терең жерден мұнай алынды, ал, сәл жоғары жерден газ және конденсат алынды.

Су - мұнай жапсары мына абсолюттік белгі бойынша яғни минус 3603 метрден (кеніштің батыс жағындағы №43-ұңғыда) 3573 метрге дейін (блоктың оңтүстік- шығысындағы № 66-ұңғыда осы абсолюттік белгіге дейін сусыз мұнай алды) тербеліп тұрады. Осыған байланысты № 72-ұңғы қабатының мұнайлы бөлігі мынандай абсолюттік белгіге дейін, яғни минус 3589метрге дейін жазып алынып отырған, ал, солтүстік периклинальдағы №73-ұңғыда минус 3597 метрлік абсолюттік белгісіне су алынған.

Мұнайлылықтың едәуір көп болған кезінде су- мұнай жапсарының блок бойынша жату тереңдігінің (560 метр) салыстырмалы аздаған тербелістерінің болуы барлық кеніш резервуарлары (КТ-ΙΙ) үшін бір шарттарда қалыптасуын көрсетеді. Осы кеніштер коллекторларының қатты қанығулары әсерінен (аудан және қима бойынша) Г және Д қабаттарын (пачки) шартты түрде жоғарғы және төменгі қабаттарға (горизонт) бөлуге болады.

Г қабатының Ι блогы (оңтүстік күмбезі) тек қана төменгі Г_н- Ι горизонт коллекторларымен сипатталған. Жоғарғы горизонт толығымен тығыз жыныстардан тұрады. Г_н- Ι горизонтымен өткізгіштігі жоқ жыныстарға толы коллекторлар арқылы шектеулі созылуымен сипатталатын мұнай кеніші ұштасып жатыр, оңтүстік және оңтүстік- шығыс кеніштері күмбезді, массивті тектоникалық экрандалған және 350метр мұнайлылық қабаты литологиялық шектелген. Мұнайлылық тығыздығы – 71,6 км².

Екінші блокта Г өнімділік қабаты жоғарғы Г_в– ΙΙ горизонтымен сипатталған. Бұл қабатпен байланысты мұнай кеніші тектоникалық бұзылыстың нәтижесінде шектеулі созылады. Оның ауданы 8,1 км² , ал биіктігі 50метр.

ΙΙΙ−блок қарастырылып кеткен екі блокқа қарағанда үлкен газдымұнайлы кеніш болып табылады да, Г_в −ΙΙΙ және Г_н – ΙΙΙ қабаттарының екі горизонттарымен ұштасып жатыр. Бұл блокта газ шапкасы 265 метр. Г қабатындағы газға қаныққан көлемнің мұнайға қаныққан көлеміне қатынасы 0,31. Коллекторлар барлық жерде жоқ: Г_в – ΙΙΙ жоғарғы горизонты өткізгіштігі жоқ жыныстарға 71 және 69-ұңғылар аумағында толы болып келеді.

Д қабаты Ι және ΙΙ блоктарда орналасқан екі мұнай кеніштерімен сипатталады. Қабатының Ι төменгі бөлігінде тығыз жыныстарға толы қабат коллекторлары бар. Осы жағдайға байланысты қабат екі өнімділік горизонттарға, яғни жоғарғы Д_в – ΙΙ және төменгі Д_н- Ι болып бөлінді. Жоғарғы Д_в – Ι горизонтының коллекторларға литологиялық толуы 44, 27, 33 және 56-ұңғымалар аумағында белгілі болды. Жоғарғы горизонттағы кеніштің өлшемі 15х7 км, ал төменгі горизонттағы кеніштің өлшемі 6,2х4 км. Мұнайлылықтың қалыңдығы 235метр (жоғарғы) және 100метр (төменгі).

Кеніштер күмбезді, тектоникалық шектеулі, литологиялық шектеулі, жоғарғы горизонт массивті, ал төменгі горизонт біртектес қабаттардан емес.

Үшінші блокпен жоғары және төменгі горизонттарымен ұштасқан және Д– ΙΙΙ қабатының біртұтас резервуар сияқты қарастырылған мұнай кеніші біріккен. 71-ұңғы аумағындағы коллекторлар тығыз жыныстарға толы.

Кеніш өлшемі: мұнайлылық ауданы- 30,4 км² , биіктігі – 189метр. Кеніштер күмбезді, тектоникалық экрандалған, литологиялық шектеулі, массивті болып келеді.

Жаңажол кен орны үшін су- мұнай зонасы түсінігі шартты болып келеді. Шарттылық ең алдымен мынадай мағынаны білдіреді: өнімділік қимасының көбірек бөлектенуі кезінде мынадай мағынаны білдіреді: өнімділік қимасының көбірек бөліктенуі кезінде және кеніштің су- мұнай бөлігі деп аталатын ауданның үлкен бөлігіндегі аздаған тиімді қалыңдықтары кезіндегі қабат (КТ-І) литологиялық жағынан әктастан, доломиттерден және әртүрлі жыныстардан тұрады.

КТ-І карбонатты қабат қимасында аздаған құмның қабатшалары кездеседі және коллекторлардың үш өнімділік қабаттарының (пачек) болуы анықталды (жоғарыдан төменге қарай А, Б және В). А және Б қабаттарының стратиграфиялық жағын алғанда олар жоғарғы карбонның гжель және касимов қабатына (ярус)жатады. Ал В қабаты ортаңғы карбонның москвалық қабатына жатады.

Өнімді қабаттардың коллекторлық қасиеттері керн алу әдісі және өндірістік-геофизикалық зерттеулердің кешені бойынша анықталады. Кеуектіліктің есептеу параметрлерін анықтау үшін керн алатын лабораториялық зерттеулердің нәтижесі қолданылады және геофизикалық зерттеулердің мәліметтері қолданылады. Кеуектіліктің керн бойынша орта арифметикалық мәні А, Б және В қабаттарының мұнайға қаныққан бөлігі үшін мынадай қатынастарды қүрайды: 11,5%; 13,7%; 10,2%.

А, Б және В қабаттары (пачка) газ бүркемесінің газға қанығушылығы мына мәндерге ие болады: 79%; 82%; 81%.

Кеуектіліктің ҰГЗ (ГИС) нәтижелері бойынша анықталған мәндері А қабатында 12%, Б қабатында 13,8% және В қабатында 11% болады. Жоғарыда көрсетілген мәліметтерден А және Б қабаттарынан керн әдісімен анықталған кеуектіліктің мәнінен және ҰГЗ мәліметтерінен алынған нәтижелерден мәндердің бір-біріне жақын немесе аздап теңескенін көруге болады. Осыған байланысты қабаттардың жобалаудағы кеуектілік А қабатында 12%, Б қабатында 14% болады. В қабатында болса, керн №7-і ұңғы бойынша зерртеледі. Ал кеуектіліктің геофизикалық зерттеулері №12-і ұңғы бойынша зерттелді.

Жаңажол кен орнының мұнай және газдың сипаттамасы «Гипровостокнефть» институты орындаған тереңдік және беттік зерттеулер нәтижелері бойынша беріледі.

Сатылатын мұнай сипаттама бойынша жеңіл, ал тығыздығы 809-827 кг/м³ болады, азтұтқырлықты, күкіртті (0,7-1,11%), парафинді (4,9-7,1%), 300ºС-қа дейін ақшыл фракциялардың шығуы 50,7%-і құрайды. Қабат мұнайының газға қаныққан 168,2-319,5 метр аралығында жатыр.

1.1.5 Сулылығы

Жаңажол кен орнының қабат қимасында әртүрлі деңгейде төменгі бор және карбонның бөлшекті және кешенді жер асты сулары ашылып, сыналды. Бірнеше ұңғыларға техникалық қажеттіліктер үшін 60-30 метр және 230-260 метр тереңдіктен ашылған төменгі бор (К₁) түзілімдерінің сулары пайдаланылады. Сулардың статикалық деңгейі 14-65 метр аралығында белгіленіп, олардың өнімділігі 60-180 м³ /тәу жетеді. Су температурасы +12° С аспайды, сондықтан оларды суық сулар қатарына жатқызады. Суланатын жыныстар болып альб ярусының сулы топырақтары табылады. Альб сулары химиялық құрамы жағынан хлор-магнийлі. Минералдығы 1,6-3,6 кг/м³ . олар құрамы жағынан өте жоғары дәрежеде метаморфизмді, жеткілікті сульфатты және қатты болып келеді. Дегенмен кен орынның батыс жағына қарай альб суларының қасиеттері жақсарып, минералдығы 0,2-0,6 кг/м³ болады.

Карбон қабатының сулары 2035-3050 метр аралықтарында аршылып, өте жоғары арынды болып сипатталды. Бұл қабат суларын табан суларының қатарына жатқызады.

Кен орнында КТ-І және КТ-ІІ карбонатты өнімділік қабаттарының қабат сулары КТ-І өнімділік қабатын сынау кезінде (7 барлау ұңғыларында) анықталды. Сонымен қатар 8Г қабатының сулы объектілері және параллельді КТ-ІІ карбонатты өнімділік қабатының Д қабатшасы сулы объектілері де анықталды.

Нәтижеге байланысты бірінші және екінші карбонатты өнімділік қабаттарының физикалық – химиялық қасиеттеріне байланысты олардың қабат суларының бір- бірінен айырмашылығы бар екені анықталды. Сонымен КТ –Ι карбонатты өнімділік суларының құрамында 2,94-4,77 г/л кальций және 1,48-2,67 г/л сульфат бар, ал бром мөлшері 0,62 МПа аспайды. Сулар орта метаморфизациямен (r(Cl Na) /Mg) 52,65-тен көп емес.

КТ-ΙΙ карбонатты өнімділік қабатындағы қабат суларының құрамында 3,79-8,7г/л көп мөлшерде кальций бар, аз мөлшерде 0,43-1,24 г/л сульфат бар және бром 183 1,5 г/л- ден көп емес. Қабат жағдайындағы сулардың тұтқырлығы 0,55 МПа·с- қа дейін төмендеп кеткен. Көлемдік коэффициент 1,018- ге тең. Су өте жоғары метаморфизациямен (r(Cl Na)/Mg) 53,4 сипатталады және Д_в – Ι қабат түзілімдерімен ұштасып жатқан қабат суларында 6,7 -15,7-ге дейін өсуде.

Сөйтіп барлық объекттердің қабат сулары толығымен В.А. Сулиннің сипаттамасы бойынша хлор кальций түріне жатады. Олардың тығыздықтары қалыпты жағдайда көп мөлшерде өзгермейді. КТ –І карбонатты өнімділік қабатының сулары үшін тығыздық 1058 – 1069 кг/м³ (орташа 1064кг/м³ ), ал КТ–ІІ карбонатты өнімділік қабатының сулары үшін тығыздық 1048- 1067кг/м³ (орташа 1056кг/м³). Минерализацияның орташа мәндері КТ- І үшін 87,5 г/л, ал КТ-ІІ үшін 79,7г/л.

Карбонатты қабаттардың суларында бор және бромның микроэлементтері бар. Сонымен қатар суларда өте аз мөлшерде литий мен стронцийдің концентрациялары бар.

Жаңажол кен орнының карбонатты түзілімдерінің сулары йодтанған сапаға тән, бірақ олар өнеркәсіптік қолдануға сулы аймақтардың коллекторларының төмен өнімділігіне байланысты жарамайды.

1.2. Кен орынды игерудің қысқаша тарихы мен қазіргі жағдайы

1.2.1 Өндіруді жобалаудың қысқаша тарихы

Ауданның геологиялық құрылымы туралы алғашқы мәләметтер Е.И. Ковалевский және А.П. Генгросе жұмыстарында жариланды. Олар 1940 жылы Темір, Ембі, Атжақсы өзендерінің аудандарын зерттеген болатын. Кейін ауданды зерттеу жұмыстары бағытты сипатта болды. Территорияны барынша жоспарлы бөлшектеп зерттеу жұмыстары 1944 жылдан басталды.

1944-1946 жылдар аралығында Г.Н.Водорезов және А.А.Кишкиннің «Каспий-Арал» партиясын басқарумен м-40 бетін 1:10000000 масштабында геологиялық түсіру жұмыстары жүргізілді.

Түсіру нәтижесінде геологиялық карта жасалып және жерге түсіндірме жазбасы жазылды. Мұнда территорияның тектоникасы және стратиграфиясының негізігі талаптары қамтылды. Бұл жұмыстар қорытындысы әлі күнге дейін өзінің құнын жойған жоқ.

1949 жылы Самодуров және Ивановалар 1:200000 масштабында М-40-ХХХІІ бетінде геологиялық түсіруді жүргізіп, осы еңбектерінде Жаңажол ауданы да енгізілген. Осы жұмыстардың арқасында авторлар ауданның геологиялық құрылымын толық сипаттап берді.

1952 жылы ауданды дәл осы масштабта гравиметриялық түсіру жұмысымен қамтылды. Бұл жұмыстарды Л.И. Тушканов басқарды.

1953-1954 жылдар аралығында аталмыш ауданда 1:50000 масштабында каротаждық бұрғылаумен геологиялық түсіру жүргізілді.

Жаңажол кен орны 1960 жылы анықталды.

1961 жылы МСВ «Ақтөбегеофизикалық экспедициясы» сейсмикалық жұмыстарымен бұрғылауға дайындалды.

1975-80 жылдар аралығында оның құрылымы МОГТ зерттеушілерімен толық анықталды. Тереңдете бұрғылаумен іздестіру жұмыстары 1961 жылы «Ақтөбемұнайбарлау» тресінің «Мұғаджар маңы терең бұрғылау» экспедициясымен жүргізілді.

1976 жылдан бастап іздестіру жұмыстарын «Ақтөбемұнайбарлау» экспедициясымен, ал 1978 жылдан бастап «Қазмұнайгеология» бірлестігінің «Кенқияқ мұнай барлау» экспедициясымен қосарлана жүргізілді.

Кенорында алғашқы мұнайдың ағыны 1978 жылдың 4 наурызында 4 ұңғыдан алынды. Қазіргі кездегі Жаңажолдағы іздеу және барлау жұмыстары 1981 жылдың 1 қазанында қайта құрылған «Ақтөбемұнайгазгеология» бірлестігінің құрылымына енгізілген, аталып өткен экспедициялармен жүргізілуде.

1981 жылдың аяғында кенорынында СССР мұнай өнеркәсібі министрлігінің шешімімен қайта жаңғыртылған, «Ақтөбемұнайгазгеология» өндірістік бірлестігінің күштері мен бұрғылау және барлау жұмыстары басталып және кенорынын әрі қарай игеру тапсырылды.

Жаңажол кен орнында мұнайдың фонтандауы азайып, соған сәйкес қабат қысымы түсіп, өндіру көлемі азайып келуде. Сондықтан 1986 жылдан бастап қабат қысымын ұстау жүйесімен мұнайды өндіруде.

Жалпы мұнайгаз өндіру басқармасының балансында 442 ұңғы бар. Кен орын өнімді қабатына байланысты 8 бөлікке бөлінеді. Олардағы ұңғылар:

«В» (солтүстік) бөлігінде 76 ұңғы

«В» (оңтүстік) бөлігінде 50 ұңғы

«Б» бөлігінде 91 ұңғы

«А» бөлігінде 13 ұңғы

«Д_низ» бөлігінде 24 ұңғы

«Д_верх» бөлігінде 36 ұңғы

«Д (Ш)» бөлігінде 19 ұңғы

«Г (Ш)» бөлігінде 65 ұңғы

Жалпы өндіру қорында 374 ұңғы бар.

Жұмыс істеп тұрған қорда 359 ұңғы мұнай өндірумен тұрғызылғаны 10 ұңғы, бұрғылаудан кейін 3 ұңғы қосылуға дайындалуда.

Бақылау қорында 10 ұңғы, геологиялық бақылау орнының бұйрығы бойынша 8 ұңғы конверциялауда.

Су айдау қорында 62 ұңғы, оның 54 ұңғысы ғана су айдауда.

Игерілу және жабдықтау жұмыстарын 9 ұңғыда жүргізілу керек. Осы қордың 8 ұңғысының алтауы геологиялық, ал 2 ұңғысы техникалық себептермен істен шығарылады.

Өндіру ұңғыларының істемей тұрған себептері мына жағдайларға байланысты:

- көтеру құбырларында парафин тығындыларының пайда болуынан;

- күкіртсутектердің өнімде көп болуының салдарынан ұңғы жерасты жабдықтарының коррозияға ұшырауына, штуцер және жерасты құбырларының коррозияға ұшырағаннан кейін ауыстыруға байланысты жөндеу жұмыстарына кетуге байланысты болуда.

2000 жылы 2345,941 мың тонна мұнай өндірілді. Сол жылғы кенорын бойынша мұнайдың орташа шығымы 18,95 т/тәу. Ұңғылардағы мұнай шығымы 0,2-1 т/тәу-тен 170 т/тәу-ке дейін өзгеред, 5 т/тәу-тен төмен шығыммен 9 ұңғыма жұмыс істейді. Саға қысымына 62 ұңғы ие.

Барлық ұңғы таза мұнай береді. Тек өнімнің 1%-ін кездейсоқ су құрайды. А.В. Афанасьеваныңбасқаруымен ВНИИ жүргізген есептеулер нәтижесі бойынша, мұнайлы қабат ауданы газ бүркемесінің ауданына тең болған жағдайда су айдау арқылы мұнайдың өнімі қорының 67,9%-ін өндіруге және газ бүркемесінің ұлғаюы есебінен не бары 22,0% өнім алуға болатынын көрсетті. Осы есептеулер нәтижесінде, қабат қысымын ұстау жүйесіне көшкенге дейін Жаңажол кен орнына мұнай газ бүркемесінің ұлғаюы есебінен өндіріледі.

Қабат қысымының азаюына байланысты, қабат қысымын ұстау үшін қабатқа су айдау 1986 жылдан бастап су газ әрекеті сақиналы кедергі жүйесі бойынша жүргізілуде. Игеруден бастап қабатқа 335/1, 788 мың м су айдалды.

Кедергілі қатарда 14 айдау ұңғысы, солтүстік кеңістікте 1 ұңғы ошақты су айдау жетілік жүйе бойынша қабатқа су айдауда. Дегенмен бұл әдіс техникалық судың, қондырғылардың жетіспеуіне байланысты, су айдау жоспары біршама қиыншылықтармен орындалуда.

Қабат қысымын ұстаудың осы жүйесіне 2001 жылы 3 су айдайтын ұңғы бұрғылау, 16 су айдау ұңғы енгізу жоспарланып отыр. Осы бағытта, яғни қаьат қысымын ұстау жүйесі бойынша мұнай және газды механикаландырылған игеру әдістері жобаланған.

2000 жылы Жаңажол кен орнында механикаландырылған игерудің штангілі терең сораппен игеру әдісі бойынша ұңғыға штангілі терең сорап орнатылды. Әзірге осы әдіс бойынша 2 ұңғы жұмыс істеуде. Кезекті жабдықталғаннан кейін 2 ұңғы қосылуға дайындалуда. Осы екі ұңғымен жыл бойына 11072 тонна мұнай өндірілді.

2001 жылдың 4-тоқсаннан бастап газлифт әдісімен мұнайды өндіру көзделінуде. Қазіргі таңда осы игеру әдісіне қажетті құрал-жабдықтарды, ұңғыларға қондыруға дайындық жұмыстары жүргізілуде.

2004 жылы пайдалануға БШСС-на №2 және№4 таза су дайындау қондырғылары енгізілді, бұл айдалатын судың сапасын арттырды.

2004 жылға айдауға 19 ұңғыны ауыстыру көзделді, нақты ауыстырылғаны 16 ұңғы.

Атырау-Орск мұнай құбыры 100 шақырым жерден өтеді. Жақын темір жол станциясы Мәскеу-Орта Азия магистралының бойында орналасқан 100 шақырым жердегі Жем станциясы.

Кеніш 3 қатарлы су айдау жүйесі әдісімен игеріледі. 2003 жыл ішінде 415,795 мың м³ және игерудің басынан 1709,921 мың м³ су айдалған. Сұйықтықты жинау компенсациясы 56,2%, ал су айдау 4 айдау ұңғымалары арқылы жүргізіледі.

18 жаңа ұңғымалар іске қосылып, олар бойынша мұнайды өндіру 67,495 мың тонна. Сулы горизонтты изоляциялау №2232 ұңғымада жүргізіліп, мұнай өндіру 3,430 мың тоннаны құрады. №2361,2371, 3313, 3305, 3317, 3310 ұңғымалары компрессорлы газлифт әдісіне өткізіліп, олар бойынша өндірілген өнім 10,606 мың тоннаны құрады.

Өнеркәсіптік категориядағы мұнай қоры Қазақстанның алты әкімшілік облысында шоғырланған. Еліміздің батыс аймағының төрт облысында алынатын мұнай қорының 90%-ы шоғырланған. Атап айтсақ осы аймақта: Теңіз, Қарашығанық, Өзен, Жаңажол сияқты және мұнай-газ қоры 100 млн. тоннадан асатын ірі кен орындары шоғырланған. Табиғи газдың негізгі қоры екі облыста шоғырланған: Батыс Қазақстандағы (Қарашығанақ) және Ақтөбедегі (Жаңажол). Мұнай кен орындарындағы ілеспе мұнай газының потенциялы зор.

1.2.2 Игерудің ағымдағы жағдайы

Жаңажол кенішін игеру «Жаңажол кенішінің мұнай газ конденсаттың технологиялық кестесін игерудің қосымша жұмыс негізінде құралған» 1992 жылы «Гипровостокнефть» институтында орындалған. Игеру бірінші карбонатты қалыңдыққа КТ 1 және КТ 2 карбонатты қалыңдыққа жүргізілді.

Поиск по сайту: