Кен орынның геологиялық құрлымының сипаттамасы

Мұнай газының ерекшелігі ондағы күкіртсутек  құрамының жоғарылығы, бір ретті  газсыздандырылатын мұнайдағы газ құраушысы – 20,6 % моль.

Үлгілерді алу үңғылардың сағалық  арматураларындағы лубрикатор арқылы каррозияға төзімді поршеньді тасымалдау контейнерлер көмегімен жүргізілді, ондағы ұңғы сағасындағы қысым қанығу қысымынан жоғары болуы керек, ондағы мақсат алынған флюид бірфазалы жағдайда сақталуы және оның құрамы қабат флюидіне сәйкес болуы. Ұңғы сағасындағы қысым 36,99 МПа құрады, температурасы 85⁰С.

Алынған мұнай үлгілері қазіргі  заман технологиялар орталығы «Core Laboratories» компаниясында ішкі методика бойынша талданды.

Үлгілерді жоғарғы қысымды қондырғыға салардан бұрын контей-нерлердегі клапанды ашу қысымына бақылау өлшемдер жүргізіледі, содан кейін үлгілер қысым  астында 93.3⁰С дейін қыздырылады, бұл қатып жатқан компоненттердің кристалдануына жол бермейді. Зерттеулер қабат флюидін шығарусыз бір қалыпты массада жүргізілді. Тәжірибе кезінде келесі коэффициенттер анықталды мұнайдың сығылу және температуралық кеңейу нәтижесінде қысымды төмендеткенде және тұрақты температура қабат мұнайы көлемінің ұлғайуы (126⁰С). Тәжірибе нәтижесінде қабат қысымынан қанығу қысымына дейінгі аралықта қабат мұнайының қанығу қысымы мен орташа сығымдылық коэффициенті анықталды. Қабат мұнайының тығыздығы қабат қысымы және қанығу қысымы жағдайларында анықталды. Қабат мұнайының тұтқырлығы қабат температурасы кезінде домалайтын шаригі бар жоғары қысым вискозиметрмен анықталды.

Бір сатылы сеперация кезіндегі  алынған қабат мұнайының қанығу қысымының шамасы бұрынғы шамалармен сәйкес, оның шамасы 25,67 МПа бұрыңғы  шамасы 25,15 МПа. Мұнайдың сығылу коэффициннті өте жоғары 37,0·10⁴ 1/МПа.

Жүйе толығымен қанықпаған жағдай тұр, қабат қысымы (Р_пл = 74,08 МПа) қабат флюидінің екі фазаға бөліну қысымынан (Р_нас = 25,67 МПа) 48 МПа артық.

Т-5857 ұңғысы бойынша қабат мұнайының  кейбір параметрлері:

– қабат қысымы: 74,08 МПа;

– қабат қысымы: 126 ⁰С;

– қанығу қысымы: 25,67 МПа;

– сығылу коэффициенті: 37,0·10⁴ 1/МПа;

– қабат флюидінің тығыздығы: 630,8 кг/м³;

– қабат флюидінің тұтқырлығы: 0,173 мПа·с.

Теңіз және Королев кен орындарының  қабат мұнайларының қасиеттері бір-біріне қатты ұқсас. Айырмашылық тек қабат флюидінің құрамындағы күкіртсутектің мөлшерінде. Алдында жүргізілген зерттеулер көрсеткендей Королев кен орнының флюидіндегі H₂S үлесі Теңіздікіне қарағанда 2 % мольге жоғары.

Жоғарыда айтылғанды негіздеу үшін 2002 жылы Теңіз кен орнының Т-1100 және Т-23 ұңғыларының флюидтерінің үлгілері алынып «Core Laboratories» лабораториясында талданды.

Газ бен қабат флюидтерінің үлгі бойынша компонентті құрамындағы  айырмашылық өте аз болғандықтан, ұңғылар бойынша бұл шамалардың орта арифметикалық мәні алынған. Газ негізінен метаннан тұрады (51,29-55,27 % моль), қышқыл компоненттердің арасында көмірқышқыл газ бар (3,0 % астам моль), азот (1 % мольге жақын), күкіртсутек – 16,57 % моль деңгейінде.

Жалпы алғанда ілеспе газ және қабат мұнайының алынған құрамы «2002 жылы Теңіз кен орнының мұнай және еріген газ қорын есептеу» мәлімет-теріне сәйкес. Өкінішке орай қазіргі кездегі бар мәліметтер жеткілік-сіз. Мұнай және газдың құрамына толық сипаттама беру үшін қабат және газсыздандырылған мұнай үлгілеріне кешенді зерттеулер жүргізу қажет.

Жарықшақтардың қарқынды дамуы  себебінен және жарықшақтар бойынша  қуыстардың қабыршақтануы, әртүрлі  коллекторлық қасиеттері бар аймақтардың  қатынасын және кеуек пен каверннің  байланысын қамтамасыз ететін өнімді қалыңдықты біріңғай гидродинамикалық байланысқан жүйе ре-тінде қарастыру керек.

Өнімді қабаттың жыныстарының бос  кеңістіктері кеуектермен, каверн-дермен және жарықшақтармен көрсетілген. Бұл  коллекторларды көптеген күр-делі типтерге әр түрлі бос кеңістіктер үлесіне және коллектордың сыйымды-лық және сүзгіштік потенциалына тәуелді жатқызуын анықтады. Жыныстарда әртүрлі кеуектердің, каверннің және жарылымдардың үйлесуі бойынша және оның сыйымдылық пен сүзгіштік көрсеткіштерінің өзгеруі бойынша олар коллектордың үш түрлі топқа біріктірілген: жарықшақты, кеуекті-кавернді-жарықшақты және жарықшақты-кавернді-кеуекті. Коллекторлардың бұл типтелуі 1983 жылы жүргізілген болатын және келешектегі зерттеулерде өзінің қолданысын тапты.

Мұнай және газ қорлары

Теңіз кен орнындығы мұнай, еріген газ және ілеспе компоненттер қоры 2002ж. ЖШС «Тенгизшевройл», ААҚ НИПИ «Каспиймунайгаз», ЖШС «КазНИГРИ» мамандарымен есептелді және 2002 жылы тамыз айында ҚР ГКЗ-мен бекітілді (Протокол №170-02-У).

Мұнай, газ және еріген газдың гоелогиялық қорын есептеу көлемдік әдіспен игерудің үш объектісі – І, ІІ, ІІІ бойынша жүргізілді. І объектідегі қорды есептеу әр объектасты бөлімшелер – башкир, серпухов, окск бойынша платформа, борт, қанат фациялды зоналарын есепке ала отырып жүргізілді.

ІІ және ІІІ объектілердегі қорды  есептеу платформа, борт бөліктері  үшін бөлек жүргізілді. Геологиялық  қордың категориялығы зерттелу дәрежесіне сәйкес негізделеді: эксплуатация және сынау мәліметтері, жыныстар мен  қабат флюидтерінің сыйымдылықты-сүзгіштік қасиеттерін лабораториялық зерттеу, ұңғылар мен СМЖ жағдайын өндірісті-геофизикалық зерттеу.

Есептеудің І объектісі

Кеніштің платформа бөлігінің  башкир, серпухов, және ок бөлімдеріндегі мұнай қоры В,С₁ категорияларына жатқызылған. В категориясына «Игерудің технологиялық сұлбасы» бойынша 1414х1414 м торымен бұрғыланған эксплутациялық ұңғылар орналасқан ауданындағы мұнай қоры жатқызылады.

Башкир бөлімшесінің қанат бөлігінің  қоры С₁, С₂ категориясы ретінде бағаланған. Кен орынның қанат бөлігінде даму алған баунстоун аймағы (Т-32,Т-3) С₂ бойынша бғаланған. Өндірістік мұнай ағыны алынған қанат бөлігіндегі, эксплуатациялық ұңғылар арысындағы арақашықтық екі есе үлкейген радиусы 2,8 км тең аудан С₁ категориясы бойынша бағаланған.

Серпухов және ок бөлімшелері бойынша баунстоун 2 зонаға бөлініп көрсетілген: ішкі және сыртқы. Мұнайға қаныққан кеуектер көлемінің үлкен шамаларымен, макси-малды қалыңдықпен, жарықшақтығымен және дәлелденген өнімділігімен сипатталатын платформа бөлігін жағалап жатқан ішкі зоналар қоры С₁ категориясына жатқызылған.

Баунстоундардың сыртқы зоналарының  қоры С₂ категориясына жатқызылған. Серпухов және окск шөгінділерінің қанат бөліктерінің қоры С₂ ктегориясымен бағаланады.

Қор есептеудің ІІ объектісі

ІІ объектінің қимасы мен шөгінділерінің өнімділігі І объектіге қарағанда  азырақ зерттелген. Осыны есепке ала  отырып кен орнының мұнай ағыны  алынған платформа, қанат маңы және қанат бөліктерінде орналасқан, радиусы 1,4 км тең ұңғы айналасындағы аймақтар қоры С₁ категориясына жатқызылған. ІІ объектінің қалған бөліктеріндегі мұнай қорлары С₂ катего-риясы бойынша категорияланған.

Игерудің ІІІ объектісі 

С₁ категориясына өндірістік мұнай ағынын берген әр ұңғының 1,4 км радиус аймағындағы мұнай қоры жатқызылған. Сумұнай жапсарына дейінгі қалған бөлігі С₂ категориясына жатқызылған. Алынып жатқан қорларды анықтау үшін кен орнынды игеру кезінде мұнай бергіштік коэффициенті анықталды.

Өндіріліп жатқан қордың 84 % пайызы І  объектіде шоғырланған, осы-ның ішінен қордың 62 % платформа бөлігінен, 35 % борт бөлігіне және 3 % қанат бөлігінен алынып жатыр. ІІ, ІІІ объектілердің мұнай қоры кен орнының суммарлы қорының 12 % және 4 % құрайды.

В+С₁ категорияларысына І объект қорының 92 % және ІІ объект қорының 38 %, ал ІІІ объекті қорының 3 % ғана бағаланған [14,15].

 

1.2-сурет. Теңіз кен орынның  көлденең қимасы

 

2 Игерудің қазіргі жағдайы және қысқаша тарихы

2.1 Игеру жобасының тарихы

_{Теңіз кен орнының  ашылуы 1981 жылы № 1 ұңғымасынан мұнай фонтанын алуымен байланысты. Кен орнын игерудің бірінші технологиялық сұлбасы 1986 ж. Гипровостокнефть институтымен құрастырылған және КСРО-ның ЦКР Миннефтепромымен № 1226 протоколымен 28.11.86 жылы бекітілген.}

_{Технологиялық сұлба  бойынша кен орнының бірінші объектісін серпімді-тұйық тәртіппен игеру қарастырылған. Болашақта қабат қысымы-ның қанығу қысымына дейін төмендеуіне байланысты, өнімді қабатты еріген газ тәртібінде игеруді жүзеге асырып және кенішті су айдауға көшіру бол-жамдалған. Екінші пайдалану объектісіне су айдау жоспарланбаған болатын, бұл объектінің жеткіліксіз зерттелмегендігімен түсіндіріледі және есептеу-лердің бәрі объектіні серпімді – тұйық тәртіпте игере отырып, артынша оны еріген газ тәртібіне ауыстыруға жасалған болатын.}

Теңіз кен орны 1991 жылы сәуір айында игеріле бастады. Сонымен, кен орынды пайдалану  19 жыл бойы жүргізілуде. Осы жылдары кен орын серпімді-тұйық  режимінде, қабат қысымынсыз пайдалануда.

1.07.10 жылдың жағдайына қарай  пайдалану қорында 58 ұңғыма бар, оның ішінде қолданудағылар саны- 37 ұңғыма. Барлық ұңғымалар фонтандық әдіспен пайдалануда.

І пайдаланушы объектте 30 ұңғыма, бірігіп  отырып, І + ІІ ұңғыма 1 ұңғыманы, ал  І+ІІ+ІІІ объектілер- 4 ұңғыманы, ІІ+ІІІ  объектілер- 1 ұңғыманы, ал ІІІ объект -1 ұңғыманы пайдаланып отыр. І объектті пайдаланып отырған ұңғымалардың көбі толығымен оны аша алған жоқ деп айтуға болады. 8 ұңғымада тек башкириялық ярус, 1 ұңғымада серпухов, 9 ұңғымада башкириялық және серпухов, 11 ұңғымада 1 пайдалану объектісі толық ашылған.

І пайдалану объектісі платформалық бөлікке бөлінген, ондағы коллектор  жарылымды және жарылымды-периферийлік бөлігі бар өзінің төмен өткізгіштілігімен  ерекшеленеді.

Платформалық бөлікте пайдалану  қорының 25 ұңғымасы бар, 13 ұңғыма консервацияда, ал жарылымды бөлігінде пайдалану қорының 33 ұңғымасы және  22  ұңғымасы консервацияда [7].

І объекттің карбонатты бөлігінің  жарылымды жеріндегі өндіру ұңғымаларының  дебиттері платформалық бөлікті  пайдаланатын ұңғымалар дебитінен  айтарлықтай жоғары. 1.07.08 жылдың жағдайы бойынша платформадағы ұңғымалардың орташа дебиті 599 т/тәу, ал жарылымды бөліктеріндегі ұңғымалар дебиті 1023 т/тәу.

Платформалық және жарылымды аймақтардағы өнімділік коэффициенттерінің мәндерін салыстыратын болсақ, ол да, шамамен  дебиттердікі сияқты. Шоғырдағы қабат қысымының төмендеуіне байланысты ұңғымалар дебиті де ақырындап төмендейді. Ұңғымаларда қышқылмен өңдеу және қабатты гидрожару процесін жүргізгеннен кейін дебиттің айтарлықтай жоғарылағанын байқауға болады.

1.07.10 жылғы жағдайға байланысты мұнай шоғырындағы мұнайды өндіру 81,558 млн.тоннаға жетті. Осыған байланысты, мұнайдың шығарылатын қорының өндірілу дәрежесі 5,8 %-ға, ал жеткізілген мұнайбергіштік дәрежесі  2,5 %-ға жетті.

2009  жылы кен орыннан 12,318 млн.т  мұнай өндірілген, ол бастапқы мұнай қорының 0,9 %-ын құрады. Барлық дерлік ұңғымалар сусыз мұнайды өндірді. 1.07.10 жылғы жағдайға қарай платформада орналасқан өндіруші ұңғымалардан 31,210 млн.т мұнай, ал жарылымды бөліктерде орналасқан ұңғымалардан 50,348 млн.т. мұнай өндірілген.

Сонымен, платформадан бүкіл мұнайдың 38 %-ы,  ал жарылымды аймақтардан 62 %-ы алынған. Әрине, мұнайдың бұндай өндірісі гидродинамикалық байланыс нәтижесінде  жақын болуы мүмкін, ал платформа коллекторының төмен өтімділігі нәтижесінде, платформалық және жарылымды аймақтардағы мұнайдың өзара ағысының қосылуы жоғары емес.

2009 жылдың маусымында платформада  орналасқан ұңғымалардағы мұнай  көлемі 293,106 мың.т., ал теңіз карбонатты  қабаттарының жарылымды аймақтарындағы ұңғымалар дебиті 821,077 мың.т.  болды. Сонымен, карбонатты қабаттың жарылымды аймақтарындағы ұңғымалар өнімділігі платформада орналасқан ұңғымалардың өнімділігінен айтарлықтай жоғары екен. 

Тағы да айта кетерлік жайт, ол мұнай шоғырының солтүстік бөлігі  негізінен пайдалануда. Егер, Т-5 ұңғымадан сызық жүргізетін болсақ, онда бұл сызық мұнай шоғырын екі, бір-біріне тең бөлікке бөледі: солтүстік және оңтүстік. 2009 жылдың маусымында солтүстік бөлік бойынша мұнай өндірісі 782,237 мың.т-ға, ал оңтүстік бөлік бойынша 331,946 мың.т-ға жетті.

Сәйкесінше, 1.07.05 жылғы жинақталған  өнім мөлшерінің көлемі өзгереді: солтүстік  бойынша 57,002 млн.т., ал оңтүстік бойынша 24,556 млн.т. 2005 жылы бекітілген кен орынның  игеруінің технологиялық сұлбасына сәйкес жақын жылдары мұнай шоғырының платформалық бөлігіне газды айдау процесін жүзеге асыру жоспарланып отыр [5,6].

 

2.1.Айдау және пайдалану  ұңғыларының қорының  динамикасы (нақты және жоба бойынша) І  шілдеге ұңғыма қорының жағдайы 

 

01.01.2010 жылындағы бұрғыланған қор жағдайы 120 ұңғыны құрады, 61 ұңғы пайдалануда, осының ішінен 56 ұңғыма негізні жұмыс қорында, тоқтап тұрған қорда – 10 ұңғы. 45 ұңғыма консервацияда, 14-ті жойылған,

№ 100 ұңғы бақылау ұңғысына ауыстарылды. № 5447, 5963, 6457 ұңғылары бұрғылау барысында және тереңдетілуде 1 ұңғы № 3938.

Қазіргі кезде кен орынының бірінші  кешендегі ұңғылардың эксплуатациялық  қоры 55 дананы құрайды, оның ішінде жұмыс  істеп тұрғаны 42 ұңғыма. Ал II кешеніндегі  эксплуатациялық және жұмыс қоры бір ғана № 10 ұңғысынан тұрады және 4 ұңғы (Т-6,Т-43,Т-44,Т-5056) I және II кешендерінен өнім шығарады. 2007 жылдан біргі кезең ішінде бұрғылаудан эксплуатацияға 2 ұңғы өткізілді № 5034 және № 4346.

№ 5034 ұңғымасы  2009 жылдың мамыр  айында 739 т/тәу орта тәулік шығымымен эксплуатацияға енгізілді. Ағымдағы шығымы 808 т/тәу құрайды. № 4346 ұңғысы 2010 жылдың сәуір айында 799 т/тәу шығымымен енгізілді. Ағымдағы шығымы 1259 т/тәу құрайды.