Зен кен орны жайлы жалпы мәліметтер

Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде Оңтүстік Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде орналасқан.

Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы құрамына кіреді. Ең жақын елді мекен Жаңаөзен қаласы, ол кен орнынан оңтүстікке қарай 8 – 15 км – де орналасқан. Батысында 80 км – Жетібай қаласы, ал 150 км – Ақтау қаласы.

Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Орталық бөлігін Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт алады. Үстірттің абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +200 м. Батысы мен солтүстік-батысында кен орнының аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты жағынан қарай кемерлер түрінде күрт үзіледі.

Өзен ойпаты 500км² ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен кескіленген. Минималды абсолюттік белгісі +31 м. Қарастырылып отырған аудан топырағы мен өсімдіктерінің сипатына қарай шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалары негізінен су көзі жетіспеушілігінен және өсімдік жабынының маусымдылығынан пайдаланылмайды. Аудан климаты күрт континенталды, шөлейтті, тәуліктік температураның күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен және салыстырмалы суық қысымен сипатталады. Жазда максималды температура +45 ºС, минималды температура қыста -30 ºС.

Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-шашын сирек және негізінен көктем-күз мезгіліне келеді. Атмосфералық жауын- шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм шамасында, және қардан жаңбыр көп жауады.

Жаңаөзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне бұрғыланған геологиялық скважиналардан 70 км суөткізгіш құбырлармен тасымалданады. Техникалық сумен қамтамасыз ету альб-сеноман горизонттарының жер асты сулары арқылы іске асырылады.

Ауданның елді мекендерін тас жол байланыстырады. Облыстың аудан орталықтарын байланыстыратын темір жол бар.

Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары Ресейге жөнелтіледі. Өндірілген мұнай ілеспе газы және табиғи газ Қазақ газ өңдеу зауытына, және сондай-ақ Ақтау қаласының пластмасса зауытына, маңғыстау энерго комбинатына (МАЭК) тасымалданады.

1.2 Кен орынның геологиялық зерттелуінің және игерілуінің

Тарихы

Маңғыстауды зертеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспассорлары мен құдықтарының ауданында А.А.Насибьянц тапқан.

Өзен көтерілуі 1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик далалық геологиялық зерттеулер жүргізгенде анықталған.

1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновтың жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық экспедиция ұйымдастырды. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес қосты. 1951 ж. "Казнефтеобъединение" бас геологы Н.А.Кадин Батыс Қазақстанның геологиясы мен мұнайлылығы бойынша кең мәлімет берді, барлық геологиялық материал талданды және Маңғыстаудың мұнайгаздылық болашағы ерекше атап көрсетілді.

1951 ж. Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Түбіжік алаңында құрылымдық-іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.

1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі мәселелер шешілді. Бүл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға үш аудан ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады, Түбіжік алаңында мұнай кен орны анықталды, бірақ ондағы мұнай ауыр, шайырлы және барлауға тиімсіз болып шықты, ал Жетібай және Өзен құрылымдары аумағында мұнайгаз кен орындары анықталды. 1961 ж. желтоқсанның басында 1248-1261 м аралығындағы 1 скважинаны сынағанда 10 мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м³ фонтан алынды. Горизонттың өндірістік бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде сынаумен берілді. 1963 ж. наурыздың басында осы горизонттағы 2 және 22 скважиналардан мұнай фонтандары атқылады.

Өзен кен орны өнеркәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО үкіметінің 1963 ж. 7 қыркүйектегі қауылысымен Шевченко (қазіргі Ақтау) қаласында "Мангышлакнефть" бірлестігі құрылды да, Өзен экспедициясы соның құрамына енді.

1965 ж. ВНИИ Өзен кен орнын игерудің Бас схемасын жасады және ол Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда мынадай жағдайлар қарастырылды:

• кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен

температурасын көтеріп ұстау;

• 4 пайдалану обьектілерін бөліп алу: І обьект – XIII+XIV гори-

зонттар; II обьект – XV+XVI горизонттар; III обьект – XVII гори-

зонт; 4 обьект – XVIII горизонт;

• негізгі пайдалану обьектілері (І-ІІ) бойынша кен орнын айдау

скважиналарымен 4 км блоктарға бөлу;

• барлық обьектілерді біруақытта жеке блоктармен игеруге

қосу;

• ІІІ обьектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесімен игеру;

• IV обьектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру.

Бірақ кен орнының су айдауға дайын еместігіне байланысты XIII-XVIII горизонттар 2.5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді су арынды режимде игерілді.

Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен скважиналар шығымы төмендей берді. 1971 ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне тек өндіру скважиналары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізілді.

Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткенен соң мұнай өндіру төмендеді және скважиналар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай өндірудің құлау коэффициенті 1976 ж.-5, 1977-1979 жж. 15.6...10%.

1974 ж. жасалған игеру жобасында келесі жағдайлар қарастырылды:

• әрбір горизонт жеке игеру обьектісі болып табылады;

• өнімді горизонттар ені 2км блоктарға айдау скважиналары

қатарларымен бөлінеді;

• жаңа скважиналар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады;

• ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен

орнын 1979 ж. қарай толығымен ыстық суға көшіру ұйға

рылды.

Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49.3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік берер еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көшу толығымен 1983 ж. ғана аяқталды. Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын игеру сипатының күрделі екенін көрсетті. Күрделі жағдайларда тек блоктық су айдау, жеткіліксіз болғандықтан кейін сатылық термалдық су айдау фигуралық су айдау сияқты технологиялар қолданылды. Бұл технологиялар кен орнын игерудің тиімділігін арттыруға жәрдемдесті.

Қазіргі кезде ыстық су айдау қондырғыларда дайындалады. Ыстық суды дайындауға көп шығын шығатын болғандықтан ыстық су айдаудың циклдік әдісі игерілген. Оның мағынасы өнімді қабатқа берілген көлемде бірде ыстық, бірде салқын су айдалады. Ыстық су айдау процесінде қабаттың жабыны мен табаны қыздырылады. Бұл жағдайда салқын су қабаттың қызған жабыны мен табанынан келетін жылу арқылы жылиды, ал артынан салқын су айдағанда ыстық су қабатқа қарай ысырылады.

Стратиграфия

Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен 3600 м шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрлымында триас, юра, бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын алады. Олардың былай белгіленуі скважина үлгітастарын зерттегенде алынған палеонтологиялық мәліметтерге және Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы шекаралар шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде микрофауна мен т. б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.

Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділері

байланысты. Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. I-XII горизонттар (жоғарыдан төмен қарай) жасы бор-газды, XIII-XVIII горизонтар – жоғарғы және орта юра – кен орнының негізгі мұнай – газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі юраның XIX – XXIV горизонттары мұнайгазды.

Пермь – триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне жыныстары болып табылады.

Пермь – триас жүйесі (РТ)

Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т) шөгінділері қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен орын алады. Бұл шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалындығы 440 метрге жетеді, жабынында шайылудың ізі бар. Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бұл шөгінділері жалпы қалыңдығы1500 – 1600м болатын біртұтас оңтүстік Маңғыстау тобына бөлінген.

Юра жүйесі (J)

Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі, орта және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300м.

Төменгі бөлім (J₁)

Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың араласуынан тұрады. Құмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және орта түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері қоспасымен бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл сұр алевролиттерге немесе сазды құмтастарға ауысады.

Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды – кремнийлі. Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар әдетте аргиллитке ұқсас және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар, алевролиттер мен саздардың алмасуы негізінен қиғаш қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек тәрізді құрлымы дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120 – 130 м. Төменгі юра қимасында XXIV – XXV екі өнімді горизонт айқындалған.

Ортаңғы бөлім (J₂)

Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан ең ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу өнімді горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз байланысты. Орта юрада жалпы қалыңдылығы 700 м аален,байос және бат ярустары айқындалады.

Аален ярусы (J₂ а)

Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды – галькалы жыныстардан құралған және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы мүмкін. Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі түйіршікті құмтастар басым, олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең жайылған. Кейде соңғылары гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен гравелиттерінің цементі негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш түрлі болады. Біршама көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ галькалы конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте, сұр, қарасұр, кейде қоңыр түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.

Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы шекара XXII горизонттың табанымен өтеді.

Байос ярусы (J₂ b)

Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос ярусының шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар алевролиттер мен саздардан құралған континентальды фациялармен белгіленді. Байос ярусы қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті жыныстар жоғарғы бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы 500 – ден 520 м-ге дейін өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері екі подярусқа бөлінеді.

Төменгі байос (J₂ b₁)

Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470м, және саздар, құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың қабатшалары алмасуымен көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен қатталады. Құмтастар мен алевролиттердің түсі негізінен сұр және ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да болады. Сирек қарасұр түсті құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар көбіне қарасұр, тіпті қара, кейде қоңыр түсті.

Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXII, XXI, XX, XIX, XVIII және XVII горизонттар орналасқан.

Жоғарғы байос және бат ярустары (J₂ b₂+bt)

Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-сұр, нашар және орташа цементтелген.

Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түиіршікті және құрамы айқын емес. Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.

Жоғарғы бөлім (J₃)

Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен

жануарлар қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфод және

кембридж ярустары ерекшеленеді.

Келловей ярусы (J₃ k)

Құмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан сазды қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары сұр, қарасұр, күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті. Құмтастар мен алевролиттердің түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр. Құмтастар арасында ұсақ түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XIV горизонттың жоғарғы бөлігі мен XVI горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы 50-135 м.

Оксфорд-кембридж шөгінділері (J₃O-km)

Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-карбонатты жабын ретінде. Ол саз-мергель жыныстарының біршама қалың қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен әктастар жұқа қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-кембридж шөгінділерінің қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м, жоғарғысы үшін 30-97 м.

Бор жүйесі (K)

Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған бетінде орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық ярустарымен орын алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша бор шөгінділері үш бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы терриген (альб, сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярусттары. Төменгі бөлікке XII горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ,IV, V, VI, VII, VIII, IX, X және XI газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы 1100 м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.

Палеоген жүйесі (P)

Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады. Эоцен бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар түрінде. Олигоцен бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың бірқалыпты қабаты түрінде. Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.

Неоген жүйесі (N)

Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері түрінде кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар мен әктастар қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен саздардың астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115 м-ге жетеді.

Төрттік жүйесі (Q)

Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.

Тектоника

Оңтүстік Маңғыстау ойыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта біршама құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай, Қарамандыбас, Теңге, Тасболат, Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс Жетібай кіреді.

Солтүстігінде Өзен құрлымы оңтүстік – шығыс антиклиналь аймағымен шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік қанатта жыныстардың құлау бұрышы 3º. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6º болатын оңтүстік бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен Теңге көтерілуінен бөлінеді. Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының периклиналі үлкен емес белес арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде, Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.

Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның өлшемдері 9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа ығысқан, соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған солтүстік-батыс периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы тіктеу. Мұнда XIV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6–8º. Қатпардың солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс жартысында XII горизонтың жабыны бойынша құлау бұрышы 1- 3º. Құрылымының батыс бөлігінде мұнай кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік – батыс және Парсымұрын.

Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының оңтүстік қанатын күрделіндіреді. XVIII горизонттың жабыны бойынша көтерілу амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық изогипс бойынша құрылым өлшемдері 2.9-0.9 км. Солтүстік-батыс күмбез. Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс бойынша көтерілу өлшемдері 3.5-2 км, амплитудасы 32 м.

Қатпар периклиналы де симетриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты созылған. Өзен қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда XIII горизонт жабынында 1700 м изогипспен ерелекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және Қарамандыбас қатпарларын 58 скважина ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда XIII горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4º.

Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде негізінен құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Құмұрын күмбезі кірігеді, онда да мұнай кеніштері бар. XIV горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері 10.8-4.5 км, амплитудасы 105 м.

1.4 Мұнайгаздылық

2002 ж. Өзен кенорнынан 4883000 т мұнай өндірілді. Мұнай өнімінің горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): XIII горизонт – 27,5; XIV горизонт – 39,9; XV горизонт – 12; XVI горизонт – 10,9; XVII горизонт – 5,7; XVIII горизонт – 1,7; Құмұрын күмбезі – 1,2; Парсымұрын күмбезі 1,2. 1980 жылдарда Құмұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын күмбездерінің өнімді горизонттары қарқындата бұрғыланды. Бұл олардан мұнай өндірудің сәйкес 4, 66 және 58%-ке өсуіне әсер етті. XIII-XIV горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64 %-ін құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру скважинасының орташа тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3,1-5,4 т/тәулік, сұйықтық бойынша 6,7-15,8 т/тәулік. XIII-XIV горизонттар айдау скважиналары қатарларымен 64 жеке игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы баланстық, игерілген қорларымен және өнімді қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең аралықта өзгереді. 1.01.97 ж. мұнай мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай негізінен механикалық тәсілмен (97%) өндіріледі: терең сорапты (ШТС) және газлифт. Газлифт скважиналарының қоры барлық өндіру қорының 9,2% - ін құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6 %, ал сұйықтық өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы мұнай мен сұйықтық шығымының мөлшері өндіру қорының 90 %-ін құрайтын терең сорапты скважиналар шығымынан 3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.

Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген сайын этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы қоспасы бар құрғақ метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622 кг/м³ шамасында.

Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы тиімді мұнайлы қалыңдықтар, игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша анықталған.

Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне – қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды коллекторларға жатады. Бұл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын, химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.

Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95% құраса, ал Өзен кен орнынын полимикталық коллекторларында кварц құрамы 30% шамасында; жыныстарда кварц құрамы 70% болса, минерал орнықсыз саналады.

Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және цементтеуге кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың қалыптасуына соқтырады. Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30% - ке жетеді. Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы суға қаныққандықтың жоғары болуы да кішкене қуыстардың көптігімен түсіндіріледі. Кесте 1.1-де келтірілген.

Кесте 1.1 – Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары

Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі сипаты. Бұл шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық материалдар қолданылады.

Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша табылған қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың геофизикалық параметірлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені анықталады. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-әдіс көрсеткіштермен байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді, белгіленген аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді ары қарай қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу операцияларын механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарға түсірілді. Кейін ЭЕМ – да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық қатарлар мен көрсеткіштер анықталады.

Кесте 1.2 – Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелер

Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72 – 0,384 мкм². Өткізгіштіктің орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты. Кестеде сондай – ақ скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. XVI горизонт ең аз қалыңдықпен сипатталады.

XIV горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар: ұсақ түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалыңдығы 10-47,3 м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта және ірі түйіршікті құмтастар аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар түрінде. Біртекті құмтастар үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм²) шамасы мен қабат коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1,6 м-ге күрт азаюы мен 0,05 мкм² өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының жағдайын талдау үшін барлық нақты материалдар алғаш рет тұтас горизонттардағы жоғары өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан басқа, скважиналар бойынша жаңа қосымша материал мен геологиялық құрылымдар алаң бойынша коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.

XIV өнімді горизонтқа ортаңғы юраның байос ярусының жоғарғы бөлігіне жататын шөгінділер кешені кіреді. Горизонттың жалпы қалыңдығы 40-50 м. Мұнайға қаныққан орташа тиімді қалыңдық 15 м. Барлық горизонттар сияқты күрделі көп қабатты игеру кешені болып табылады. Күрделі болуы қабаттардың литологиялық қасиеттерінің өзгергіштігіне байланысты. XIV горизонт құмтас-алевролит және саз шөгінділерінің астарласқан түрінде.

XIII – XVIII горизонттар мұнайларының қасиеттері аномалдық сипатқа ие:

- мұнайда парафин (29%) мен асфалтенді-шайырлы заттардың (20%) көп болуы;

- мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат температурасына тең;

- құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы қабат қысымының арасының шамалас болуы;

- газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы +30ºС.

Кесте 1.3 – Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері

1.5 Сулылық

1965 ж. Өзен кен орнының қимасында терең бұрғылау нәтижесінде ашылған стратиграфиялық, литологиялық, коллекторлық қасиеттер негізінде екі гидрогеологиялық қабат анықталған: бор және юра. Олардың ортасында қалыңдығы 100 м саздар мен мергелдерден құралған қалқан бар.

Юра кешенінің сулылығы

Юра шөгінділерінде екі сулы кешен көрінеді: келловей ярусының ортаңғы және төменгі юрадан тұратын терригендік пен карбонаттық жоғарғы юра.

Теригендік сулы кешен

Жалпы қалыңдығы 800-1000 м терриген және сазды жыныстар араласуы түрінде. Юра терригендік сулы кешеннің суларының минералдылығы 12,7-15,2 мг/л, хлор құрамы -2700-2900 мг.экв./л, магний – 140-180 мг.экв./л, кальций – 400-500 мг.экв./л, йод – 3-8 мг.экв./л, йод гидрокарбонаты – 2-3 мг.экв./л. Өзен кен орнының юра сулары үшін алюминий құрамы біршама жоғары - 60-70 мг.экв./л. Бұл сулар хлоркальций түріне жатады.

Карбонаттық сулы кешен

Кешен сазды мергель қалыңдығынан бөлектенген және литологиялық жағынан құмтас қабатшалары бар әктастардан құралған. Бұл шөгінділердің сулары жалпы минералдылығы жағынан да, жеке компоненттер құрамы жағынан да терригендік сулардан ерекшеленеді. Жалпы минералдылық 23,3-36,8 мг/л шамасында. Йод құрамы 2-3 мг.экв./л. Су сульфат – натрий түріне жатады.

Бор кешенінің сулылығы

Бор қабаты 700-800 м құмтас-алевролит шөгінділерінің араласуынан тұрады. Бор жүйесінің терригендік шөгінділерінде екі сулы кешен байқалады: неоком және альб-сеноман. Оларды бір-бірінен бөліп тұрған қалқан ретінде апт саздарының орнықты будағы қызмет етеді. Неоком суларының жалпы минералдылығы – 19,3 –21,7 г/л. Суда бром – 45 мг/л, алюминий – 10мг/л, сульфаттар – 5 –10 мг/л. Су хлоркальцийлік түрге жатады.

Альб-сеноман сулы кешенінің қабаттық сулары неоком суларына қарағанда жақсы зерттелген. Бұл қабат суларының жалпы минералдылығы - 11,32-14,71 мг/л. Сульфаттар - 40-50 мг.экв./л, және олардың концентрациясы жоғарыдан төмен азаяды. Йод - 1-3 мг/л, алюминий шамамен 10 мг/л. Сулар гидрокарбонаттық-натрийлік, хлоркальцийлік түрге жатады.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: