Дипломдық жоба "Жаңажол кен орында электрлі ортадан тепкіш сораптардың тиімділігін арттыру"

Тектоникалық жағынан аудан Каспий маңы ойпатының борт алдындағы ватолы бөлігінде орналасқан. Ол өз кезегінде Орал геосинклиналь аймағындағы Ащысай мен Сакмар – Көкпекті бұзылымдарымен бөлінген.

Геологиялық дамуының ерекшеліктерінің бірі болып, аумақтың жедел түсуі және мықты шөгінді түзілімнің қалыптасуы болып табылады. Оның негізгі бөлігін тұзасты кешені құрайды (7 – 10 км). Тұзасты қалыңдығының жапсарлары батысқа қарай еңкейген кезде, бір қатар жекелеген баспалдақтармен қиындатылады (жату тереңдігіне байланысты). Оларға: Жаңажолдық (5,5 – 6 км), Кеңқияқтық, Қоздысайлық және Шұбарқұдықтық (7 – 7,5) баспалдақтары жатады, олар өз кезегінде түзу емес ақауларымен сипатталады. Шектерінде қарастырылып отырған кен орын орналасады, яғни Жаңажол баспалдағындағы ерекшеліктерінің бірі болып, брахиантиклиналды түріндегі ірі ашылымдарымен қиындатылған мықты карбонатты массивтердің дамуы табылады.

Жаңажол кенорыны Гжель – Подоль (КТ – 1) және Кашир – Венев (КТ – 2) жастағы жыныстардан құралатын карбонатты массивінің жоғарғы бөлігіне бейімделген. Құрылым үлкен емес тоқымымен бөлінген, иррационалды созылған солтүстік пен оңтүстік күмбездері бар, ірі брахиантиклинальмен сипатталған.

Барлау ұңғыларымен ауданды бұрғылаған кезде, карбонатты қалыңдығының төменгі қимасында тектоникалық ақаулар бар екендігі анықталды, олардың ішінде аса созылғандары 100 – 150 м ығысу амплитудасымен батыс қанаты бойынша өтеді, қалған екеуі 40 – 50 м амплитудасымен ығысып орталық бөлігін қиындатады (61 – шы ұңғыманың ауданында). Осы ақаулардың арқасында жалпы құрылым 3 блокқа бөлінеді: 1 (оңтүстік бөлік), 2 (61 – шы ұңғыманың ауданында), 3 (солтүстік бөлік). Сұйықтардың қорлары негізінен 1 мен 3 блоктарда шоғырланған.

Кенорынның өндірістік мұнайгаздылығы екі карбонатты қалыңдықпен байланысады: бірінші және екінші, олар өз кезегінде қалыңдығы 206 – 417 м болатын терригенді жыныстардың жиынтығымен бөлінеді.

Өнімді жиынтықтардың коллекторлық қасиеттері сынама мен кәсіпшілік – геофизикалық зерттеулер кешені бойынша қарастырылды. Есептелетін кеуектілік параметрін негіздеу үшін, геофизикалық зерттеулердің мәліметтері және қара құжаттың зертханалық зерттеулерінің нәтижелері пайдаланды. А, Б мен В жиынтықтардағы, мұнайғақанықтылық бөлігіндегі кеуектіліктің сынама бойынша орташа арифметикалық шамасы сәйкесінше: 11.5 %, 13,7 %, 10,2 % - ды құрады.

А, Б және В жиынтықтардағы газды телпектердің газғақанығушылығы сәйкесінше: 79%,82%,81% - ды құрады. ГЗС нәтижелері бойынша кеуектіліктің орташа шамасы А жиынтығында 12 %, Б жиынтығында 13,8 %, ал В жиынтығында 11,5 % құрады. А мен Б жиынтықтары бойынша жоғарыда қарастырылған мәліметтерге қарасақ, ГЗС пен сынама бойынша кеуектіліктің шамасы бастапқыда бір – біріне жақын, сондықтан кеуектіліктің шамасын А жиынтығында 12%, Б жиынтығында 14 % деп қабылдауға толық негіздеме бар. Б жиынтығында тек 7 ұңғыма ғана сынамаға зерттелсе, ал 12 ұңғымада кеуектіліктің, геофизикалық жағынан анықталуы жүргізілгенін ескерсек, онда кеуектілікті НГК бойынша 11 % деп қабылдау қажет. А, Б, В өнімді жиынтықтардағы өткізгіштің сүзілу сипаттамасын негіздеу үшін, тек қана бастапқы мәліметтер пайдаланды. А, Б, В жиынтықтардағы өткізгіштің орташа мәні сәйкесінше: 0,008 мкм. м, 0,171 мкм. м, 0,114 мкм. м құрады. А мен Б жиынтықтарындағы жүргізілген кәсіпшіліктік – геофизикалық зерттеулердің нәтижелері бойынша бастапқы мұнайғақанығушылық сәйкесінше: 80 % және 88 % - ды құрады, ал В – В1 жиынтықтары бойынша мәліметтер сынама мен ГЗС арқылы белгілі болды. Шоғыр ауданы бойынша сынама мәліметтерінің жетіспеушілігінен, В1 жиынтығында ГЗС – тен алынған бастапқы мұнайғақанығушылықты 86 % деп қабылдаймыз, ал сынама жағынан жиынтық әлсіз сипатталған. Бұл жиынтық бойынша алынған барлық параметрлер, В жиынтығында алынған параметрлер сияқты қабылданады. Екінші карбонатты қалыңдығындағы (КТ – 2) карбонатты жыныстар, литологиялық жағынан әктастардан, доломиттерден құралған. Стратиграфиялық жағынан Г жиынтығы Кашир горизонтының Мәскеу ярусына, Д жиынтығы Верей горизонтының Мәскеу ярусына, Башкир ярусына және Протвин горизонтының Серпухов ярусына бейімделген. ТЭН бойынша жұмыстарда, кондиционды көрсеткіштерге сәйкес коллекторларға кеуектілігі 7 %, өткізгіштігі 0,7 мкм. м болатын жыныстар жатқызылды. Бұнда сынама бойынша өткізгіштік пен кеуектіліктің арасында тығыз байланыстың бар (ч=0.74) екендігі, осы коллекторларға тән болып келетін қасиет. СССР ГНЗ қорғауында, КИН ТЭН – сін қарастырғанда, кеуектіліктің төменгі шегі 8,5 % - ға, ал өткізгіштік 0,0031 мкм. м - қа дейін жеткізілді.

Жобалау үшін кеуектіліктің келесідей шамаларын қабылдау қажет: Г – 1 жиынтығы үшін 9,5 %, Гж – 3 жиынтығы үшін 10,9 %, Гт – 3 жиынтығы үшін 12,6 %, Дт – 1 жиынтығы үшін 10,8 % және Д – 3 жиынтығы үшін 9,8 %. Өнімді жиынтықтардың өткізгіштерін негіздеу үшін, гидродинамикалық пен геофизикалық зерттеулердің, сынама құжатының мәліметтері пайдаланды. Сынама мәліметтерінің салысырмалы шектеулігі және олардың шоғыр ауданы мен қимасы бойынша біртекті таралмағандықтан, жиынтықтың белгілі кеуектілігіндегі өткізгіштікті каротаж зерттеулерінде анықтауға тура келеді. Ұңғыма сынамасы негізінде орындалған, гидродинамикалық зерттеулердің нәтижелері бойынша өткізгіштікті анықтау, В (Кпр) – де ГНС бойынша өткізгіштікті анықтаумен ұқсас болып шықты. Гидродинамикалық есептеулер негізінде жобалау үшін, кеуектілікке тәуелді болатын, өткізгіштің таралу қатарларын қабылдау қажет.

Жобалау үшін, өткізгіштің келесідей шамаларын қабылдау керек: Го жиынтығы бойынша 0,0185 мкм. м,Гж – 3 пен Гт – 3 жиынтықтары бойынша 0,0824 мкм. м, Дт – 1 мен Дж – 1 жиынтықтары бойынша 0,0603 мкм. м, Д – 3 жиынтығы бойынша 0,0263 мкм. м.

ГНС нәтижелері бойынша ғана жалпы мұнайғақанығушылық анықталды және былай қабылданады: Дт – 1, Дж – 1 мен Д – 3 жиынтықтар үшін сәйкесінше: 89 %,85 %,73 %, ал газғақанығушылық, Гт – 3 пен Гж – 3 – тің газды телпектерінде сәйкесінше: 78 % пен 83 % - ды құрады. Мәлім жынысқа және оның шоғырлану жағдайына байланысты, өнімді жиынтықтардың және оларды құрап тұрған қабатшалардың қалыңдықтары, тұрақты бола бермейді және кең аралықта өзгеріп тұрады.

КТ – 1 өнімді қалыңдығындағы А,Б,В мен В1 жиынтықтардың қалыңдықтары 6 – 30 м аралығында болса, ал кейбір ұңғымалар қатарындағы қалыңдықтар 2 м немесе 5 м – ге дейін қысқарады. Б және В жиынтықтардағы кейбір ұңғымаларында, қалыңдықтардың аса үлкен шамалары 100 – 109 м аралығында байқалады. Жиынтықтарды бөліп тұратын,тығыз иірімдердің қалыңдықтары бірнеше ондаған метрге жетеді, бірақ кейбір ұңғымаларда олардың қалыңдықтары 2 – 5 м немесе 0 м – ге дейін қысқарады. А жиынтығының жалпы қалыңдықтары 2,4 м – ден, 89,4 м – ге дейін өзгереді, жалпы тиімді қалыңдықтары 3,4 м – ден, 66,5 м – ге дейін өзгереді, мұнайға қаныққан қалыңдықтар максимал мәнге жетіп және ол 36 м құрайды.

Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 12 м құраса, ал газға қаныққан қалыңдық 26 м құрады. Б жиынтығында жалпы қалыңдықтар 4 м – ден, 64 м – ге дейін өзгерсе, ал мұнайға қаныққан қалыңдықтар 1 м – ден, 47,3 м – ге дейін өзгереді.

Жалпы шоғыр бойынша орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 12 м – ге тең, ал газға қаныққан қалыңдық 14 м құрады.

В жиынтығы, Б жиынтығы сияқты қалыңдықтарының үлкен айырмашылықтарымен сипатталады. В жиынтығының жалпы қалыңдығы 10 м – ден, 108 м – ге дейін өзгерсе, ал тиімді қалыңдығы 6 м – ден, 40 м – ге дейін немесе одан жоғары өзгереді. Мұнайға қаныққан қалыңдығының максимал шамасы 55 м – ге дейін жетеді.

Оңтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 13 м құраса, ал солтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 20,9 м құрады.

В1 жиынтығының қалыңдығы 28,2 м – ден, 73 м – ге дейін өзгерсе, ал мұнайға қаныққан қалыңдығы 30,8 м – ден, 88,6 м-ге дейін өзгереді.

Оңтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 5,6 м құраса, ал солтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 7,4 м құрады. КТ – 2 карбонатты қалыңдығының аралығы оңтүстікте 603 м – ден, солтүстікте 827 м – ге дейін өзгереді. Оның Г мен Д жиынтықтарында қалыңдықтар тұрақты емес және солтүстігіне қарағанда 1 блокта олар бірнеше ретке қысқартылған. Екі жиынтық, бірінен соң бірі ауысып тұратын өткізгіш және тығыз қабатшалардан тұрады. Гж – 3 жиынтығының жалпы қалыңдығы 4,2 м – ден, 84 м – ге дейін өзгерсе, ал Дж – 1 және Дт – 1 жиынтықтарының жалпы қалыңдықтары сәйкесінше: 115,4 мен 83,8 м – ге дейін өзгереді.

1.4 Мұнайгаз шоғырларының түрі.

Жаңажолдық мұнайгаз шоғырлары, аймақтық геология бойынша болатын, литологияның әсерінен антиклинальдық шоғырларға жатады.

Сұйықтардағы элементтерінің қозғалысына байланысты, осы мұнайгаз шоғырлары, контурында және табанында су болатын шоғырларға жатады.

Жерасты шоғырларындағы көмірсутектердің бастапқы жату жағдайына байланысты, шоғырымыз бір фазалы және екі фазалы болып бөлінеді. Ал екі фазалы көмірсутекті шоғырлар, өз кезегінде ары қарай мұнайғақанығушылық көлемінің, жалпы көмірсутектердің көлеміне қатынасына байланысты: мұнайлы, газды және мұнайгазды шоғырларға бөлінеді.

Фазалық жағдайының сипатына байланысты КТ – 1 шоғыры, Гсол. өнімді жиынтықтың аймағында қаныққан, ал КТ – 2 шоғыры, газды телпекте қаныққан, мұнайлы сақинада қанықпаған болып келеді. Дсол. және Доңт. шоғырлары, қанықпаған шоғырларға жатады.

Мұнай мен газды игеретін шоғырларды жіктеуге байланысты, Жаңажолдық мұнайгаз шоғырларының түрлері 1.4.1- кестесінде келтіріледі.

Қабаттардың ішіндегі өткізгіштің вариация коэффициенті бойынша Г жиынтығы барлығынан төмен (1,555) тұрады, ал басқа (Б,В,Д) жиынтықтары үшін өткізгіштің вариация коэффициенті бірдей және ол 2,62 – ге тең. Өткізгіштік бойынша баспалдақтардың әртектілігі (максималды өткізгіштіктің, минималды өткізгіштікке қатынасы), барлық қабаттарда үлкен айырмашылығымен байқалады, өткізгіштік бойынша баспалдақтардағы әртектілігінің үлкен шамасы КТ – 1 – гі Б жиынтығына (18536,42 рет) тиесілі, ал өткізгіштік бойынша баспалдақтардағы әртектілігінің кіші шамасы В – 1 жиынтығына тиесілі және оның мәні 847,17 ретке жетеді; КТ – 2 үшін, өткізгіштік бойынша баспалдақтардағы әртектілігінің үлкен шамасы Д – 1 жиынтығына (5680 рет) тиесілі, ал өткізгіштік бойынша баспалдақтардағы әртектілігінің кіші шамасы Г – 3 жиынтығына тиесілі және оның мәні 22,69 ретке жетеді.

А жиынтығының жалпы қалыңдықтары 62 м – ден, 134 м – ге дейін өзгереді. Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 12,9 м – ді, ал газға қаныққан қалыңдық 29,1 м – ді құрады. Б жиынтығында жалпы қалыңдықтар 62 м – ден, 134 м – ге дейін өзгереді. Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 11,4 м – ді, ал газға қаныққан қалыңдық 14,1 м – ді құрады. В сол. жиынтығында жалпы қалыңдықтар 232 м – ден, 292 м – ге дейін өзгереді. Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 20,5 м – ді, ал газға қаныққан қалыңдық 18,9 м – ді құрады. В оңт. жиынтығында жалпы қалыңдықтар 232 м – ден, 278 м – ге дейін өзгереді. Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 14,9 м – ді, ал газға қаныққан қалыңдық 26,1 м – ді құрады. Г оңт. жиынтығында жалпы қалыңдықтар 203 м – ден, 314 м – ге дейін өзгереді. Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 36,8 м – ді, ал газға қаныққан қалыңдық 26,1 м – ді құрады.

Кенорынының өнімді қабаттары бойынша қалыңдықтардың өзгеру сипаттамасы, 1.5.1. және 1.5.2. кестелерде келтірілген.

Кесте 1.5.1 - КТ – 1 қабаттарындағы қалыңдықтардың сипаттамасы.

қалың дық	аталуы	жиынтықтар
		А	Б	В сол.	В оңт.
1	2	3	4	5	6
жалпы	орташа мәні, м	101,2	65,4	263,3	258,5
	вариация коэффициенті, үл. бөл.
	өзгеру аралығы, м	62-134	45-90	232-292	232-278,5
мұнайға қаныққан	орташа мәні, м	12,9	11,4	20,5	14,0
	вариация коэффициенті, үл. бөл.
	өзгеру аралығы, м	1,2-37	1,0-45,5	1,0-57,5	1,2—38,2

Кесте 1.5.1 жалғасы

Кесте 1.5.2 жалғасы

Жаңажол кен орынының жер бетіндегі мұнайының қасиеті, төмен тығыздылығымен, төмен тұтқырлықпен, шайырлы асфальттардың аз болуымен, суу температурасының төмендігімен және жоғары күкірттілігімен сипатталады.

КТ – 1 мен КТ – 2 жиынтықтары бойынша қабаттың мұнайы мен газдың физика – химиялық құрамын қарастырайық.

А жиынтығы

Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,7055 гр/см, қабаттағы температурада мұнайдың газбен қанығу қысымы 24,0 МПа, қабаттағы газды фактор 269,2 м /т , қабаттағы мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,34 мПа*с. Дифференциалды газсыздандырудан кейінгі, жұмыс жағдайындағы мұнайдың тығыздығы 0,8174 гр/ см, жұмысшы газды фактор 234,8 м/т, көлемдік коэффициент 1,3904, газсыздандырылған мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 4,6 мПа*с. Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті (күкірттің салмақтық құрауы 1,00 %), шайырлы (5,4 %), парафинді (3,6 %). 300 градусқа дейін мұнайды қыздырған кезде, жеңіл фракциялардың шығу көлемі – 55 %.

Б жиынтығы

Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,7080 гр/ см, қабаттағы температурада мұнайдың газбен қанығу қысымы 24,8 МПа, қабаттағы газды фактор 286,3 м/т , қабаттағы мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,36 мПа*с Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті (күкірттің салмақтық құрауы 0,83 %), аз шайырлы (4,2 %), парафинді (5,8 %). 300 градусқа дейін мұнайды қыздырған кезде, жеңіл фракциялардың шығу көлемі – 55 %.

В1+В жиынтығы

Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,6820 гр/ см, қабаттағы температурада мұнайдың газбен қанығу қысымы 25,46 МПа, қабаттағы газды фактор 288,0 м /т , қабаттағы мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,37 мПа*с Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті (күкірттің салмақтық құрауы 0,84 %), аз шайырлы (4,4 %), парафинді (6,0 %). 300 градусқа дейін мұнайды қыздырған кезде, жеңіл фракциялардың шығу көлемі – 53 %.

Г жиынтығы

Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,6389 гр/ см, қабаттағы температурада мұнайдың газбен қанығу қысымы 32,22 МПа, қабаттағы газды фактор 392,5 м/т , қабаттағы мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,29 мПа*с Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті (күкірттің салмақтық құрауы 0,66 %), аз шайырлы (3,9 %), жоғары парафинді (10,1 %). 300 градусқа дейін мұнайды қыздырған кезде, жеңіл фракциялардың шығу көлемі – 53 %.

Д жиынтығы

Зерттеулер мен есептеулердің нәтижелері бойынша қабаттағы мұнайдың тығыздығы 0,6838 гр/ см, қабаттағы температурада мұнайдың газбен қанығу қысымы 27,57 МПа, қабаттағы газды фактор 275,5 м /т , қабаттағы мұнайдың динамикалық тұтқырлығы 0,39 мПа*с Тауарлық сипаттамасы бойынша мұнай күкіртті (күкірттің салмақтық құрауы 0,82 %), шайырлы (5,1 %), жоғары парафинді (7,7 %). 300 градусқа дейін мұнайды қыздырған кезде, жеңіл фракциялардың шығу көлемі – 52 %.