Кен орынның геологиялық құрылымының сипаттамасы

КІРІСПЕ

Мұнай-газды өндіру еліміздің экономикасында басты мәселелерінің бірі болып табылады, әсіресе энергетикалық саласының дамуына ерекше зор үлесін қосады.

Қазақстан Республикасының президенті Н.Ә.Назарбаев халыққа жолдауында айта кеткендей, Қазақстан пайдалы қазбаларға өте бай, әсіресе мұнай газ саласында. Сондықтан экономикамыздың деңгейін көтеру үшін бұл саладағы өндірісті жылдам, әрі тиімді етіп өндіру қажет.

Қазақстан Республикасының алдына қойған мақсаттарының бірі:

- Қарқындылығы жоғары кен орындарды игеру;

- Кен орындарды жылдам, әрі тиімді етіп игеру;

- Мұнай және газ саласындағы алдыңғы қатарлы геологиялық бақылауды және жаңа кен орындардың ашылыуын жүзеге асыру.

Мың жылдар аралығында мұнай адамзатқа жарық, жағар май, денсаулықты сақтауда да өзінің қызметін көрсетіп отырды. Ал, қазіргі таңда мұнайдан алынатын өнімдер халық шаруашылығында тұтынатын бірден-бір өнім. Көптеген авто көліктер, ұшақтар, двигательдердің күші осы мұнай өнімінен алынады. Сондықтан да, мұнай қымбат, құнсыз өнім болып табылады.

Мұнай мен газды ысырапсыз қолдану арқылы ғана оны болашақ ұрпаққа қалдыруға болады. Осы орайда жаңа технология қолданудың мұнай мен газ қорын жер астында қалдырмай алуға келтірер себебі зор.

Алдымызға қойылған тапсырмаларды жаңа техника мен технологияларды қолдана отырып, шетелдік инвесторлар капиталының көмегімен қысқа уақыт ішінде орындауымыз қажет. Осы қойылған тапсырманы орындап қана қоймай, қоршаған ортаны да бақылауымызда ұстап, аялауымыз қажет.

Бүгінгі күні мұнай, газ, мұнай өнімдерінің қай саланы алсақта - ауыр және жеңіл өнеркәсіп, жоғарғы технологиялар және т.б. салалар үшін - маңызы өте зор. Қазақстан Республикасы қазіргі таңда дүние жүзіндегі ірі мұнай өндіруші елдердің қатарына қосылып, дүние жүзі бойынша мұнайдың дәлелденген қорынан – 13, газ және конденсаттан – 15, мұнай өндіру жағынан 25 орын алады. Еліміздің территориясында 200-ден астам мұнай және газ кен орындары бар. Айта кетсек, мұнай және газ саласы бүгінгі күні елеулі орын алатынын көріп отырмыз. Сол мұнай және газды игеруде Жаңажол кен орнын игеру қарастырамыз.

Жаңажол кен орнында мұнай қорының 40,7%-ын өндіру көп қиыншылық әкеледі, оның себебі олар газ қорының астында орналасқан.

Қазір Жаңажол кен орнында 100 – ден астам мұнай ұңғымалары газ бен судың көбейіп кетуінен тоқтап тұр. Бұл ұңғыларды қазуға миллиондаған қаражат жұмсалды, алайда олар шыққан шығынды әлі өтеген жоқ.

Жаңажол кенорнының мұнайын өндіру қазіргі таңда үлкен мәселелердің бірі болып отыр.

Ендігі жерде Жаңажол кенорнының мұнайшыларының мақсаты – осы жер қойнауынан шығып жатырған қара алтынды тиімді өндіру.

Геологиялық бөлім

Кен орынның геологиялық құрылымының сипаттамасы

Мұнайгазконденсатты Жаңажол кен орны Ақтөбе қаласынан оңтүстікке қарай 240 шақырым жерде, Ақтөбе облысының Мұғалжар ауданында, Мұғалжар таулары мен Ембі өзенінің дала аймақтарының арасында орналасқан. Жақын қоныстанған бекеттер болып, кен орыннан солтүстік – шығысқа қарай 15 шақырым жердегі Жаңажол совхозының аумағы және солтүстік-батысқа қарай 35 шақырым жердегі жұмыс істеп тұрған Кеңқияқ мұнай кәсіпшілігі саналады. Жақын маңындағы теміржол станциясы болып, кен орынның ауданынан 100 шақырым жердегі Мәскеу – Орталық Азия теміржол торабында орналасқан Ембі станциясы болып табылады. Жаңажол кен орынынан солтүстікке қарай 130 шақырым жерде, Октябрь қаласында МГӨБ АҚ “Ақтөбемұнайгаз” өндірістік кәсіпорыны орналасқан. Кен орынды игеру 1983 жылдан басталды.

Жер бедері әлсіз жоталы жазықтан тұрады. Жер бедерінің абсолютті белгілері +125 – 270 м аралығында болса, ал минималды белгілері кен орынды оңтүстік – батыстан шектейтін Ембі өзенінің маңында кездеседі.

Ауданның гидрографиялық бөлігі Ембі өзенімен байланысты сипатталады. Ол кен орынның оңтүстік – батысында 2 – 14 шақырымға созылған. Суы минералданған, техникалық мақсаттарда пайдаланады. Ал тұрмыстық мақсаттарда құдықтардан алынатын су пайдаланады. Ембі өзенінің және құдықтарда судың деңгейі 2 м немесе оданда көп құрайды. Ембінің сол саласы – Атжақсыда тұрақты су ағынының болмауынан, суға тек қана көктем мезгіліндегі су тасқындарының арқасында толады. Суы минералданған, техникалық мақсаттарда пайдаланады.

Ауданның ауа-райы құрғақ, жоғары континентальды және жылдық пен тәуліктік температуралардың болуымен, аса төмен ылғалдықпен сипатталады. Қожай метеостанциясының мәліметтеріне сүйенсек, қыстағы температура минимумы –40 градусқа жетсе, ал жаздағы температура максимумы +40 градусқа жетеді. Ең суық қаңтар мен ақпан айлары болса,ал ең ыстық шілде айы болып табылады.

СМЖ-ның жоғарғы жағдайы батыс қанатта және оңтүстік периклиналда (-2630–2640 м – де ), ал төменгі жағдайы шығыс қанатта және солтүстік периклиналда (-2640 – 2650 м – де) байқалады. Бірақ 182,154,383 ұңғымалары жататын Б, В мен В1 жиынтықтардың қабаттарында тығыз бөліп тұратын қабатшалар болмағандықтан, олар ортақ қалың қабатты құрайды. Бұл тағы да анықталған жиынтықтардың тұтастығын дәлелдей түседі. Газ мұнайлы жапсар 4,5,10,16,17,18,19,22 мен 26 ұңғымаларды сынау кезінде қабылданды, сонымен қатар –2560 м тереңдіктен газ, ал одан төменгі тереңдіктен мұнай алынды.

Барлаулық бұрғылаудың мәліметтері бойынша, төменгі тас көмір кезеңінен, төрттік кезеңіне дейін зерттеу жүргізіліп,соның негізінде стратегиялық – аймақтық бірізділік жасалды. Осы аудандағы ең кәрі қабаттар болып, барлау ұңғыларымен ашылған төменгі карбондағы визей ярусы саналады. Гжел ярусының,касимов ярусының және жоғарғы мәскеу ярустық бөліміндегі қалың қабаттарды (қалыңдығы 386-717 м), кәдімгідей жоғарғы карбонаттың қабаттарын – КТ-1 қабаттары деп атауға болады. Визей ярусының, серпухов ярусының және төменгі мәскеу ярустық бөліміндегі,төменгі волихир ярустық бөліміндегі аса қалың қабаттарды (қалыңдығы 509 – 930 м), кәдімгідей төменгі карбонаттың қабаттарын – КТ – 2 қабаттары деп атауға болады. Берілген аудандағы мұнай газ белгілері негізінен осы карбонатты қалыңдықтарда (КТ – 1 мен КТ – 2) шоғырланған.

Топырақтың қату тереңдігі 1,5-1,8 м-ді құрайды. Ортажылдық, атмосфералық жауын – шашын мөлшері үлкен емес және жылына 140 – 200 мм-ге жетеді.

Стратиграфиялық жағынан А жиынтығы гжель ярусының төменгі бөлігіне, Б жиынтығы Касимов ярусына, В және В1 Мәскеу ярусындағы подоль горизонтының жоғарғы бөлігіне негізделген. Олардың көмірсутектерімен қанығу сипаттамалары әр түрлі:А жиынтығында газды шоғыр төменде мұнаймен байланысқан, сәйкесінше биіктіктері 203 және 90 м-лерді құрайды,Б жиынтығы биіктігі 90 м болатын мұнай газды шоғырдан және биіктігі 110 м болатын газды бөлігінің қабатынан құралады. В жиынтығы газды телпегінен (газды бөлігінің биіктігі 30 – 50 м) тұратын мұнайлы шоғырға (мұнайлы қабатының биіктігі 83 – 91 м) негізделген. В1 жиынтығы биіктігі 87 м – ге жететін үлкен емес екі мұнайлы шоғырлардан тұрады.

Барлық анықталған өнімді жиынтықтар өзара гидродинамикалық жүйемен біріктірілген, практикалық жүзінде –2560 м абсолютті белгіде, ортақ газ мұнайлы байланысы бар, бір қабатты – массивті газ мұнайлы шоғырды келтіреді және СМЖ ауданы бойынша –2630-2650 м абсолютті белгілерде өзгереді.

Г стратиграфиялық жиынтығы өзінің негізгі қима бөлігінде, мәскеу ярусындағы кашир горизонтының жыныстарынан құралады, ал Д жиынтығында мәскеу ярусындағы верестік горизонтының сонымен қатар башкир, серпухов (протвинский, стешевский, тарусский горизонттары) пен визей (веневский, окский горизонттары) ярустарының жыныстары шөгеді.

3-блоктағы ГМЖ-ның газ мұнайлы шоғырында, 36-шы ұңғыманы сынағаннан кейін алынған нәтижелері мен газды каротаж мәліметтері бойынша, -3385 метр абсолютті белгісінде жүргізілген перфорацияның нәтижесінде мұнай мен газдың ағыны алынды. 14-ші ұңғымада, -3399 метр тереңдікте мұнай алынды,ал 36-шы мен 45-ші ұңғымаларда, -3371 метр тереңдікте құрамында конденсаты бар газ алынды.

Су мұнайлы жапсар –3603 метр абсолютті белгісінен (шоғырдың батыс бөлігіндегі 43 – ші ұңғыма бойынша), –3573 метр абсолютті белгісіне дейінгі (блоктың оңтүстік – шығысындағы В6 ұңғымасынан осы белгіге дейін сусыз мұнай алынды) аралықты қамтиды. 72 ұңғыманың тұщы сулы бөлігінде, қабаттың мұнайлы бөлігі –3589 м белгіге дейін орныққан, ал солтүстік периклиналдағы 73-ші ұңғымадан, –3597 м белгісінен су алынды.

6 – шы және 14 – ші ұңғымалардың, –2637 м мен –2631м абсолютті белгілерінде қабат суы алынды, бұл алынған геофизикалық мәліметтердің дұрыс екенін көрсетеді. Шығыс периклинал ауданында және солтүстік күмбездің оңтүстіктегі 11 – ші мен 5 – ші ұңғымаларының,- 2645 м мен –2644 м абсолютты белгілері сусыз мұнай берді. ПГИС – тің мәліметтері бойынша мұнайға қанығушылық бөлігінің табаны –2651 м абсолютті белгісінде байқалады

1.1 - cурет. Жаңажол кен орнының орналасыу картасы

Стратиграфия

Кен орнының ашылған және зерттелген шөгінді жыныстар қимасының қабаттары таскөмір жүйесінен (төменгі, ортаңғы және жоғарғы бөлім), пермь (төменгі, жоғарғы бөлім), триас, юра, бор және де төрттік қабаттың (антропо- гендік) жүйелерінен құралған.

Тас көмір жүйесі (С)

Төменгі бөлім - С1. Жаңажол ауданында ашылған ең көне шөгінді 1-С скважинадағы орта визейлік жастағы, терригенді жыныстар болып саналады. Олар 4190-4200 м интервал аралығында кездеседі. Көрші Қожасай, шығыс Түгіскен, шығыс Төрткөл аудандарында орта және төменгі визе және турне ярусында анықталған терригендік шөгінділер қалыңдығы 1000 м-ден асады.

Орта бөлім (С₂ )

Орта бөлім башқұрт және москва ярустарының шөгінді қабаттарынан тұрады.

Башқұрт ярусының шөгінді қабаты тек қана I-синельников скважинасында толық өтілді. Толық қалыңдығы 224 м-ге жетеді. терригенді жыныстар болып саналады. Олар 4190-4200 м интервал аралығында кездеседі. Олар сұрғылт ізбестастардан және ашық-сұр оргоногенді түйірлі доломиттенген массивті, сирек қабықты аргилиттерден құралған.

Москва ярусының (С₂M) құрамында екі ярус бөліктері айрықша білінеді, төменгі және жоғарғы москвалық. Төменгі москвалық ярус бөлігінің шөгінді қабаты 3668-3560 м аралығында 23-ші ұңғымада ашылған вере және кашир горизонттарынан тұрады. Ашылған ярус бөлігінің қалыңдығы 108-156 м аралығында. Ол бірлі-жарым қабықты жұқа аргилитті карбонат жыныстарынан құралған. Карбонат шөгінді қабаттың кешенде жоғарғы визе және төменгі москва ярус бөліктерінің ашылған қалыңдығы 630 м-ге жетеді де, төменгі карбонат қалыңдығын құрайды. КТ-II индексі арқылы көрсетілген жыныстарда ярус бөлігі жынысында мұнайдың өндірістік қоры белгіленген.

Жоғарғы москва ярус бөлігі подольск және мячиковскі горизонттарынан тұрады. Подольск горизонтының төменгі бөлігі көбіне 266-366 м қалыңдықтағы сирек ізбестастардан, қабықталған аргилиттерден, құмдардан, аллевролиттерден, гравелиттерден тұратын терриген жынысының қалыңдығынан тұрады. Жоғарғы бөлім С3. Жоғарғы карбонның ортаңғымен шекарасы қисық ГК жазбасы сипатының өзгеруі бойынша жеткілікті айқын бөлшектенеді. (Максимов М.И. «Геологические основы разработки нефтяных месторождений» Москва «Недра», 1975 г.)

Касимов ярусы (С3К) шөгінділердің жасы фораминефер кешені бойынша номері5-ші скважинада (2832-2824; 2824-2819) 1-ші скважинада (2900-2898) 6-шы скважинада (2909-2906, 2899-2897; 2894-2888; 2884-2879) 12-шы скважинада (3113-3001) және коноданттар 5-ші скважинада (2832-2824; 2819-2816) 8-ші скважиналарда болып анықталады. Гжель ярусы (С₃д). Екі бөліктен құралады. Төменгі бөлігінің қалыңдығы 53-136м, шөгіндіде сульфатты және карбонатты жыныстардың таралуы төмендегі келесі ярустарға келесі ярустарға ұқсас құрылымды болып табылады. Гжель ярусы оңтүстікте және оңтүстік-батыста 65-68% фауна мен су өсімдіктерінің сынықтарынан тұратын аргоногенді ізбестастардан тұрады. Солтүстік- шығыс бөлікте қиманың ангидриттері толық ангидритке айналғанша күшейеді.

Пермь жүйесі (Р)

Пермь шөгіндісі төменгі және жоғарғы бөліктерден тұрады. Төменгі бөлім (Р1). Төменгі бөлім ассель, сакмар, кунгур ярустарының шөгінді қабаттарынан тұрады.

Ассель + сакмар ярусы (Р1а+С)

Ассель-сакмар (терригенді қабаты) жыныстарының терригенді қабаты гжель терригенді пачкасымен бірге, кен орнында гегиональды аймақтың сұйық тірегін түзеді. Құрамының едәуір дәрежесі газды болып келетін бұл қаптаманың жеткілікті кең мөлшерде 16м-ден(24-скважина) 598м-ге дейін (8-скважина) солтүстіктен оңтүстікке қарай азаю тенденциасымен өзгереді.

Кунгур ярусы (Р1к). Кунгур ярусының гидрохимиялық шөгіндісі жоғарғы карбонат үсті терригенді қабатымен бірге, карбонатты жыныстардың таралуы төмендегі келесі ярустарға келесі ярустарға ұқсас құрылымды болып табылады және кунгур қимасына дейінгі мұнай газ қаныққандылық бөлігі үшін, күшті сұйық тіректі қаптаманы түзеді. Кунгур ярусы шөгіндісінің төменгі бөлігінің қалыңдығы 10м-ден 60м-ге дейін жететін сульфатты-терригенді жыныстардан құралады (ангидрит, аргилит тектес қою саз). Мезозой тобы (МZ). Бұл қабат Жаңажол ауданында көлемді түрде триас, юра және бор жүйелерінен құралған.

Триас жүйесі (Т)

Триас шөгіндісі тек қана төменгі бөлігіне (Т2) бөлінеді және литологиялық жағынан шұбар тасты саздан, құмдақтардан, аллевролиттерден құралған және де баяу цементтелген құмдардан түзілген қатпарларда кездеседі. Шөгінді қабаттың қалыңдығы 65м-ден 371м-ге дейінгі аралықта.

Юра жүйесі (J)

Юра шөгіндісі төменгі және орта бөлімдерге бөлінеді. Олардың жиынтық қалыңдығы 60 метрден 246 метрге дейін. Олар саздардан, сұр құмдақтардан, тығыз алевролиттерден және сұр, жасыл-сұр полимиктопты әртүрлі қиыршықтопты құмдардан құралады.

Бор жүйесі (К)

Бор жүйесі жоғарғы және төменгі бөліктерден тұрады.

Төменгі бөлім (К1). Төменгі бөлік құрамында гатеривтік, алпьтік және альбтік ярустардың жиынтық қалыңдығы 298 м-ден 437 м-ге дейін жететін құмдақты саздақты шөгінділерден тұрады.

Жоғарғы бөлім (К₂). Жоғарғы бор басым көпшілігінде жасыл-сұр саздардан, мергельді қатпарлы конгломераттардан тұрады. Жоғарғы бөлімнің қалыңдығы 28 метрден 132 метрге дейінгі аралықта.

Антропогендік жүйе (Q). Қалыңдығы аз 2-3 метрлік төрттік шөгінді барлық жерде жоғарғы бор шөгіндісін жауып жатыр. Ол саздақты және құмдақты болып келеді.

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.

Тектоника

Тектоникалық қатынаста Жаңажол кен орны Каспий маңы ойпатының оңтүстігінде орналасқан. Яғни, орал 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 бұзындыларына жақын маңда 2 немесе 2,5 шақырымнан Беттеу күмбезінің меридианына қарай 5,5 немес 6 шақырымға дейінгі, яғни батыс бағытына қарай моноклинальды қалыңдай береді.

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

Шығыстан батысқа қарай Жаңажол, Кенқияқ, Қожасай, Шұбарыш қатарларының жүйесі бөлінеді және олардың көлемінде 3 немесе 3,5 шақырымдық тереңдіктерде (П₁) тұз асты горизонтының қисығы түзілген.

Жаңажол қатарының бір ерекшелігі қуатты карбонат массивтерінің дамуы болып табылады. Олар үлкен брохиантиклиналь 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 енгізуімен контурланған.

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.

Мұнайгаздылығы

Жаңажол кен орнының көмірсутек өнім қорын бағалау екі кезеңде жүргізілді. Қор есебі бірінші карбонатты қабаттың (КТ- I) үстіңгі және ортаңғы карбон өнімді шөгінділері үшін 2000 жылдың 15 ақпандағы зерттелу жағдайы бойынша жүргізілген. Жұмыс Қазақ ғылыми зерттеу геологиялық мұнай институтымен (КазНИГРИ) орындалған. Бірінші карбонат қабат көлемінде бұл жағдайда төрт өнімді бума бөлінген: А, Б, В және В1.

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. 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.

Жаңажол кен орнының сатысында (Алибекмола, Жаңажол, Ұрыхтау, Қоңғыр, Шығыс Төрткөл) 4411 м аралықтағы тереңдікте. Кеңкияқ кенорнының сатысында (Арайсай, Кеңкияқ, Көкпенде, Оңтүстік Мартук, Жантай және т.б) олар 5182 м тереңдікте – будалардың оңға жуық коллекторлары бөліп тұр ( 20 – 84 м қалыңдықта, мұнай қабаттарымен негізделген, газ және конденсатта кездеседі), оның құрамына: окс горизонтындағы – бір; серпухов ярусында – үш; башкир ярусында – үш; коллекторлы будаларды өз – ара аргелитті қабаттармен немесе тығыздығы жоғары карбонаттар болып бөлінеді.Әр будаларда екі – жеті қабат болады,олардың қалыңдығы 3 – 38м аралығында және буланған коллекторлармен бірге, ыдыраған және сирек булармен, булы қабаттармен, ыдыраған қабаттар түрінде. КТ-1 сатысының, физикалық және мұнай өнімінің сапалы мінездемесі жақын.Олар жеңіл (833 – 836 кг/м3). Күкіртті (0,4 – 0,9%), парафинді (3,95%), шайырдың және асфальтеннің мөлшері 4,6 – 5,6%.Фракцияның шығу температурасы 200С, 32%- дейін жетеді, ал 300С 55% шамасында. Мұнайдың топтық құрамы: метанды – нафтенді.

Қабаттың мұнай және газконденсатты бөлігінде, еріген газ, құрамы бойынша ауыр және жеңіл болып келеді, құрамында этан бар бөлігі; көмірсутектері 8,5-тен 19,6%-ке дейін өзгереді, метан 68,2 – ден 87,3% - ке өзгереді. Құрамында күкіртсутегі 2,04 – 3,49%, азот 1,02 – 2,19%, көмірқышқыл газы 0,57 – 1,08% , құрамында гелийдің 0,01 – 0,014% мөлшері бар.

Қалыпты конденсат мөлшері газда 283 г/м3. Оның тығыздығы 711 – 746 кг/м3, күкірт мөлшері 0,64%. Топтық құрамда: метан 70%, нафтен 20%, ароматты 10% . Конденсат дебиті 34 – 162 м³/тәу.

Жаңажол кен орнының қорлары есептеліп, мұнай 399922 мың.т, мұнайдың алынған қоры 118140 мың.т, еріген газдың баланстық қоры 109831 млн.м³, газ бүркемесінің газ қоры 100481 млн.м³, конденсат қоры 40709 млн.т құрады.

Бүкіл кен орынның мұнай қоры – 399,92млн.т, еріген газ қоры – 19,84млрд.м³, газ бүркемелерінің газ қоры – 107,62млрд.м³, конденсат қоры – 40,722млн.т, соның ішінде КТ-I-дің геологиялық қоры: мұнай – 166,423млн.т (максималды мұнай ауданы – 15,204км²), еріген газ – 40,64млрд.м³, газ бүркемелерінің газ қоры – 76,6млрд.м³ (максималды газ ауданы – 70,695км²), конденсат – 21,677млн.т; КТ-II бойынша: мұнай – 233,499млн.т (максималды мұнай ауданы – 184,757км²), еріген газ – 69,2млрд.м³, газ бүркемелерінің газ қоры – 31,02млрд.м³ (максималды газ ауданы – 42,498км²), конденсат – 19,045млн.т. Кесте 1.1 Жаңажол кен орны бойынша мұнай және геаз конденсат қоры көрсетілген. Қор категориясы – С1, бүкіл кен орынның мұнай өндіру қоры – 118,14млн.т, оның ішінде КТ-I – 478,57млн.т, КТ-II – 702,83млн.т.

1.1 - кесте - Жаңажол кен орны бойынша мұнай газ және конденсат қорлары

Технологиялық бөлім

Кен орнын игеру жүйесі

Азіргі кезде Жаңажол кен орнында 2000-жылдың «Жаңажол мұнайгазды конденсатты кен орнын игерудің технологиялық схемасы» жүзеге асырылуда. Бұл жоба бойынша КТ-І қабаттарында жаңа ұңғымалар бұрғылау қарастырылмады, өндіруді көтеру негізінен газлифт жұмыс көлемін көбейту, қосымша перфорация және тұз қышқылмен өңдеу сияқты технологиялық шаралар көмегімен жүргізіледі. Жобаны жүзеге асыру процесінде, мұнайдың қалдық қоры көп аймақтарда ұңғымалар торын тығыздау үшін және кейінгі мұнай өндіру қарқынын жоғарылату үшін ұңғымадан мұнай өндіруді оңайлату мақсатында мұнайдың қалдық қорларының таралуын ескеру қажет. КТ-ІІ горизонтында мұнай қабатының қалыңдығы 16м және өткізгіштігі жоғары аймақтарда кен орнының игерілу жағдаын жақсарту және өнім алу қарқынын жоғарылату үшін ұңғымалар торын тығыздау қажет.

Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, олардың ішінде: 92 ұңғыма өндіру, 24 ұңғыма айдау, 70 ұңғыма резервтегі, 16 ұңғыма адауға ауыстырылатын, 49 ұңғыма өндіру ұңғымаларын қосымша перфорациялау үшін, 36 ұңғыма айдау ұңғымаларын қосымша перфорациялау үшін, 136 газлифтілі және сорапты ұңғымалар, 193 ұңғыма өндіру ұңғыларында ТҚӨ жүргізу үшін, 65 ұңғыма айдау ұңғыларында ТҚӨ жүргізу үшін. Жобамен жалпы кен орны бойынша барлығы 572 ұңғыма бұрғылау қарастырылды, оның ішінде 431 өндіру және 141 айдау ұңғылары. Максималды жылдық мұнай өндіру 4,0844 млн.м³ (2004 жыл), мұнай алудың максималды қарқыны-1,02%. 2017 жыл соңына мұнай өндірудің жалпы қосындысы 82,2525 млн.т. құрайды, КИН (мұнай алу коэффициенті) - 20,57%, алынатын қордың алыну дәрежесі - 69,62%.

2000 -жылғы игерудің технологиялық схемасы жалпы кен орны (негізінен КТ-І) бойынша өнімділікті және қабылдағыштықты жоғарылатуға бағытталған ТҚӨ, қосымша перфорация, газлифт, сулы қабаттарды шектеу және сұйықпен жару сияқты шаралар кеңінен қолданылды. Ал КТ-ІІ горизонтынды 2002 жылдың соңына дейін ұңғымалар торын тығыздау және жетілдіру мақсатында негізінен жаңа ұңғымалар бұрғыланды. Жалпы кен орын бойынша жаңа 80 ұңғыма бұрғыланды, 76 ұңғыма пайдаланылуға еңгізілді. Г солтұстік бумасында 59 ұңғыма, Д солтұстік-12, Д оңтұстік-4, Г солтұстік және Д солтұстік бумаларында бір ұңғыма. Ұсынылған нұсқада жаңа 116 ұңғыма бұрғылау қарастырылды.

2000-жылғы техсызбанұсқаға сәйкес 4 жыл ішінде, яғни 2003 жылдың соңында барлық жұмыстар көлемі аяқталады: өндіру ұңғымаларының өнімін жоғарылату шараларымен 378 ұңғыма, айдау көлемін жоғарылату шараларымен 117 ұңғыма, бұрғылауы аяқталған 160 ұңғыма. Кесте 2.1 кенорнынды игерудің негізгі технологиялық көреткіштер берілген.

2.1 - кесте - Бекітілген негізгі технологиялық көрсеткіштер