2.2 Дәрістік сабақ конспектілері

1 Дәріс тақырыбы. Пәннің мазмұны, басқа пәндермен байланысы. Мұнай мен газ – бағалы пайдалы қазбалар. Қазақстан мұнай-газ өнеркәсібі дамуының қысқаша тарихы. Мұнай-газ саласының қазіргі жағдайы.

Мұнай-газ геологиясы мұнай мен газдың жаралу тегін, жер қойнауында жатыс жағдайларын және олардың геологиялық даму тарихын зерттейді. Осыған сүйеніп мұнай-газ жыйналымдарын іздеу, барлау және игеру жұмыстарының ғылыми негізін жетілдіреді. Мұнай-газ геологиясында теориялық сауалдарды шешу өте маңызды. Негізігі теориялық проблемалары - 1) мұнай-газдың жаралу тегі, 2) олардың жыйналымдарының қалыптасу жағдайлары, 3) жер қойнауында мұнай-газдың жаралу, орналасу заңдылықтарын зерттеу.

Мұнай геологиясы өзінің қалыптасуының бірінші күнінен бастап геологиялық ғылымдар шегінде өздігінше дамыған ғылым саласы ретінде кең шеңбердегі сауалдарды қарастырады. Мұнай геологиясы пәні геология, химия, физика және биология ғылым салаларына сүйеніп өзіндік зерттеу әдістерін қолдану арқылы алдына қойылған проблемаларды шешуге ынталанады.

Мұнай мен газ негізінде шөгінді қабат тау жыныстарында пайда болып, сол қабатта олардың жыйналымдары, шоғырлары қалыптасады. Өте сирек жағдайларда мұнай мен газ шоғырлары жер қабығының гранит- гнейс қабатында шоғырланады. Сондықтан, олардың келешекте сақталуы ұзаққа созылған геологиялық уақыт аралығында жер қабығымен байланысты, ал жер қабығының дамуы жалпы геологиялық заңдылықтарға тәуелді.

Мұнай және табиғи көмірсутекті газ күрделі химиялық қоспалар, олардың құрамы мен құрылысын анықтау үшін жалпы және органикалық химияның заңдарын білу және қолдана алу қажет (химиялық ғылымдар циклі).

Мұнай ғылым саласы ерекше сұйық және газ тәрізді пайдалы қазбаларды зерттейді, олар жер қабығында орын ауыстырып, қозғалысқа ұшырауға (миграция) қабілеті бар. Сондықтан, көмірсутектердің (кс) жыйналымдарының пайда болуы жағдайларын және олардың жатыс жағдайларын зерттегенде, сонымен қатар олардың физикалық қасиеттерін анықтағанда мұнайшы –геолог физикалық заңдарды қолданады (физикалық ғылымдар циклі).

Геологтардың басым көпшілігі мұнай – газдың жаралу тегінің органикалық теориясын қолданады, сол себепті биология және биохимия мұнай- газдың пайда болу проблемаларын шешу жолында, олардың жыйналымдарының қалыптасуын айқындауда ғана тірегі болмай, олардың бұзылуын, соның ішінде биологиялық жолмен бұзылуын түсінуге тірек болады (биологиялық ғылымдар циклі).

Басқа жағынан мұнай және газ геологиясына көптеген пәндер негізделеді. Іздеу және барлаудың геофизикалық әдістері, ұңғымаларды бұрғылау, пайдалы қазбалар кен орындарын іздеу және барлау.

Мұнай геологиясы алдына қойылған сұрақтардың негізгі екі тобына жауап береді: мұнай-газдың жаралу тегі, олардың құрамы мен қасиеттері;бұл бағалы пайдалы қазбаларды қай жерде және қалай іздеу жұмыстарын жүргізу.

Басқа сөзбен айтқанда мұнай геологиясы мұнай- газдың жаралу тегін, олардың жыйналымдарының пайда болуын және миллиондаған жыл аралығында сақталуын, жер қойнауында жатыс жағдайларын, жер шары көлемінде олардың таралу және орналасу заңдылықтарын зерттейді.

Мұнай мен газ адамзатқа ежелгі заманнан белгілі. Ең көне мұнай өндірісі Евфрат жағалауында, Қытай провинциясы Сычуаньда белгілі. Мұнай, асфальт, битумды әр түрлі континенттерде халық дәрілік істе, құрылыста, жарық беру мен әскери мақсатта қолданған.

Мұнай өте құнды және бағалы шикізат. Оның бірқатар ерекше қасиеттері және жылу беру қабілеті, өндіру технологиясы, тасымалдау технологиясы мұнай мен газды энергетика саласында жетекші роль атқаруын қамтамасыз етті. Мұнай және газ өнеркәсіптің, транстпорттың, ауыл шаруашалығының дамуына қажет, химия өнеркәсібінде жоғары сапалы шикізат болып саналады.

Мұнай өнеркәсібінің басталу мезгілі бірінші мұнай ұңғымасын бұрғылау уақытымен саналады. Ресейде бірінші мұнай ұңғымасы 1848 ж. Апшеронда, АҚШ – Пенсильванияда 1858 ж. бұрғыланды. Қазақстанның бірінші мұнайы Қарашүнгүл алаңында палеоген шөгінділерінен тереңдігі 40 м 7ші- ұңғымадан алынды. Ұңғыманың тәулік дебиті 25 т/тәулік. Көптеген мұнайшы геологтардың пікірі бойынша Қазақстанның мұнай өнеркәсібі Доссордан басталады. 1911 ж. 29 сәуірде Доссор тұз күмбезінде бұрғыланған ұңғымадан жоғары сапалы мұнай кеніші ашылды.

1911 жылы Доссорда 16,7 мың тонна мұнай өндірілсе, 1914 жылдың ішінде 272,7 мың тоннаға жетті. Қазан төңкерісі алдында мұнайшылар өмірі қиын болды. Кеңес үкіметі жылдарында республикалық мұнай өнеркәсібі дами бастады. 1920 жылы Гурьев (қазіргі Атырау) мұнайын өндіру үшін «Жайық-Ембі» мұнай кәсіпшілік басқармасы құралған. 1922 жылы басқарма «Эмбанефть» тресі деп аталып қайта құрылды.

Мұнай өндіру үшін жұмысшылармен бірге білімді мамандар қажет болды. Сондықтан 1930 жылы Гурьевте мұнай техникумы ашылды.Кен орындарын игеруді ғылыми тұрғыдан бақылау үшін «Эмбанефть» тресінде орталық ғылыми зерттеу лабораториясы (1934) құрылды.

Осы жылдары гравиметрия,электрокаратаж сияқты геофизикалық әдістер Атырау өңірінде тұңғыш рет игеріліп,жақсы нәтижелерге қол жетті. Енді мұнайлы Ембінің Доссор, Мақат (1913) көне кен орындарының қатарын жаңа кеніштер толықтыра бастайды. Ескене (1934), Байшонас (1935), Қосшағыл (1935), Сағыз (1938), Құлсары (1937) жаңа кен орындары ашылды. Жаңа кеніштердің қатарға қосылуы мұнай өнімін еселей арттырады. Атырау мұнайын өңдеуге тасымалдау үшін 1936 жылы Каспий-Орск мұнай құбыры іске қосылды.

Қазақстан мұнайшылары үшін Ұлы отан соғысының қаhарлы жылдары үлкен сын болды. Бұл кезеңде ішкі резервтерді іздестіріп, бар мүмкіндіктерді толық пайдалану қажет болды. Соғыс жылдарында мұнайды мол алудың жаңа әдістерін жүзеге асыруға еркше көңіл бөлінді. Соның арқасында мұнай өндірудің қабат қысымын су айдау арқылы көбейту әдісі 1943 жылы Доссор кәсіпшілігінде жүзеге асырылды. Келесі жылы Мақат кәсіпшілігінде өнімді юра қабатына су айдайтын қонлырғыны іске қосты. Соғыстың соңына дейін Мақат пен Доссор кәсіпшілігі осы әдіспен қосымша мыңдаған тоннадан астам жоғары сапалы мұнай алды.

1940 жылы өндірілген мұнай 695 мың тонна болса 1944 жылы 799 мың тоннаға жетті. Соғыстан кейінгі бесжылдықтар кезінде Қазақстан мұнайшылары күш жігерін өндіріс қуатын арттыруға арнады.

1950 жылы мұнайшылар елімізге 1 млн тоннадан астам мұнай берді. Бұл жылдары Тереңөзек (1956),Тәжіғали, Төлес (1957), Қарсақ (1960), Таңатар (1963) кен орындары ашылды. 1959-1960 жылдары Ақтөбе облысында Кеңқияқ (1959), Атырау облысында Прорва (1960), Боранкөл (1959) кен орындары ашылды.

Қазақстандағы ірі мұнайлы аудан Маңғыстау түбегі. 1948 жылдан бастап аймақты жүйелі зерттеу жұмыстары басталды. 1957 жылы «Мангышлакнефтегазразведка» тресі құрылды. Бұл өңірде Жетібай (1961), Өзен (1962) ірі мұнай-газ кенорындары ашылды. Оңтүстік Маңғыстау мұнай – газды провинциясын зерттеп, Өзен, Жетібай кеніштерін барлаған бір топ мұнайшылар Ленин сыйлығының лауреаты деген жоғары дәрежелі атақпен марапатталды.

70-жылдардың соңы 80-жылдардың басында жүргізілген іздеу-барлау жұмыстарының ең маңызды нәтижесі Оңтүстік Ембінің тұз астындағы қабаттардың мұнай-газды екенін анықтау болды. 1978 жылы тұз астындағы қабаттарда Жаңажол кен орны ашылды. Тұз астының стратиграфиялық бағанасында төменгі пермнен девонды қоса бірнеше мұнайлы қабаттар анықталды. 1979 жылы Каспий маңы ойпаңының солтүстігінде мұнайгазды конденсатты Қарашығанақ кен орны ашылды. Ол өзінің аумағы, қор көлемі, өзіне тән құрамы мен қасиеттері жағынан өзгеше.

1980 жылы Атырау облысының Ембі ауданында ең ірі кен орындарының бірі Теңіз ашылды. Мұнай шоғырлары девон, төменгі-ортаңғы таскөмір риф массивті шөгінділерімен байланысты. 1995 жылы осы бағалы кенді ашушылар-жұмыс жетекшісі Б.С. Сағынгалиев және бір топ мұнашылар Қазақстан Республикасының Мемлекеттік сыйлығына иегер болды.

80-жылдардың басында Қазақстанның оңтүстігінде жаңа мұнайлы облыс ашылды – Оңтүстік Торғай бассейні. Бұл облыстағы ең ірі кен орны Құмкөл 1984 ж. ашылды. Құмкөлдің мұнайлы қабаттары ортаңғы-жоғарғы юра және неоком шөгінділерімен байланысты.

90-жылдардың соңында Каспий теңізінің солтүстік-шығыс қайраң бөлігінде геологиялық-геофизикалық жұмыстар кешенді түрде жүргізіледі. Бұл жұмыстардың нәтижесінде Қазақстандағы ең алып кен орны Қашаған ашылды. Қашаған мұнайының бастапқы қоры 7 млрд. тонна деп есептелді.

Кеңбайтақ Қазақстанда мұнай-газ кен орындарын іздеу-барлау жұмыстары Батыс Қазақстан (Атырау, Ақтөбе, Ақтау, Орал, Каспий теңізі) өлкелерінде, Оңтүстік Қазақстанда (Оңтүстік Торғай), соңғы жылдары Шығыс Қазақстанда (Зайсан ойпаңы) жүргізіледі. Осы жұмыстардың нәтижесінде бүгінгі күні Қазақстан мұнай қорының мөлщері бойынша әлемдегі ең бай мемлекеттер қатарына қосылды.

Мұнай және мұнай өнімдерінің қажеттілігі XX ғасырдың басында өнеркәсіптің дамуымен байланысты айтарлықтай аса күрт өсті. Осы кезеңнен бастап мұнайды өндіріп шығару әрбір он жыл аралығында еке еселеніп, жетпісінші жылдардың ортасында жылына 3 млрд т жетті. Соңғы жылдары мұнай шығару деңгейі жылына 3,5 млрд. т маңайында тұрақталды. Мұнайдың дәлелденген қоры Әлем бойынша 150 млрд. т астам. Ең көп мұнайдың қоры Сауд Аравия елінде – 48500 млн.т.

Табиғи газ өнеркәсібінің дамуы кейінірек басталды, 1920 ж. бастап газды пайдалану әрбір 7-10 жыл аралығында екі еселенді, сөйтіп 1990 ж газды өндіру деңгейі 2540 млрд м³ болды. Қазіргі күні жыл сайын шамамен 3 трлн. м³ газ өндіріледі. Дәлелденген газ қоры әлем бойынша 143 трлн. м³, ең көп барланған қоры Ресейде – 51960 млрд м³ .

Әлем бойынша ірі мұнай кен орындарының таралуы мынадай: Таяу және Орта Шығыс-48, Латын Америкасы-17, Солтүстік Африкада-14. Ірі газ кен орындарының таралуы: Солтүстік Америка-20, Батыс Европа (Солтүстік Теңіз) -7.

Алып мұнай кен орындарының (шығару қоры 500 млн. т астам) таралуы: Таяу және Орта Шығыс-21, әлемнің басқа аумақтарында-13. Алып газ кен орындары (шығару қоры 500 млрд. м³ астам) бар болғаны-7.

Мұнай өнеркәсібінің даму барысында әлем шенберінде бірнеше ірі мұнай-газ жиналу орталығы белгіленген. Біріншісі Таяу және Орта Шығыс, бұл аймақта жоғары көлемде мұнай өндіретін келесі елдер орналасқан: Саут Арабиясы, Біріккен Араб Имераттары, Кувейт, Ирак, Иран және Катар. Американдық континетте мұнай-газ жиналу орталығы Мексика шығанағы маңы территориясы болып саналады. Бұл өңірде мұнай-газ өндіретін елдер қатарына АҚШ, Мексика, Венесуэла жатады.

XX ғасырдың ортасында және соңғы он жылдықтарда тағы да бірнеше мұнай-газ жиналу орталығы ашылды. Бұлар Ресейдегі Шығыс Сібір мұнайгазды аймағы, Солтүстік Африка орталығы – Нигерия, Ливия, Алжир, Солтүстік теңіз аймағы – Ұлы Британия, Норвегия, Нидерланды.

И.О. Брод (СССР) және У. Прейт (АҚШ) екі әлемдік мұнай полюсын белгілейді. Таяу және Орта Шығыс мұнай аймағын олар әрі қарай солтүстікке созып оған Каспий теңізі белдемін қосқан: Азербайджан кен орындары, Каспий маңы мұнай-газ провинциясы, Маңғышлақ және Батыс Түркменстан. Мексика шығанағы белдемі екінші әлемдік мұнай полюсы болып саналады.

Басқа зерттеушілер (М. Хэлбути және Р. Кинг, АҚШ) әлемдік мұнай-газ жиналымының бір алып белдемін белгілейді. Ол белдем доғалық-арақ тәрізді Алжирден бастап, Парсы шығанағы арқылы өтіп, ары қарай Каспий және Батыс Сібірді қамтып Солтүстік Мұзды мұхитқа дейін созылған. Бұл белдемнің ені 1250-2000 км, ұзындығы 10000 км, өзінің бойында 266 ең ірі мұнай және газ кен орындарын қамтиды.

Бұрынғы Кеңес Республикалардың арасында Россиа, Қазақстан, Украина, Өзбекстан, Түркменстан, Азырбайджан, Белоруссия, Тәжікстан дамыған мұнай және газ өнеркәсібімен анықталады. Бүгінгі күні мұнай-газды өндіру және келешектегі перспективасы бойынша ең озығы Россия, Қазақстан екінші орында келеді.

150 жыл аралығында 90 мемлекетте 42 мың мұнай кенорындары, 26 мың газ және газдыконденсат кеніштері ашылған. Осы жылдарда 90 млрд. т мұнай және 60 трлн м³ газ өндірілген.

Қазақстанда мұнай-газ өнеркісібі экономиканың жетекші саласы, одан алынған табыс біздің елдің көркеюіне айтарлықтай үлес қосып отыр.

Әдебиеттер: негізгі 1 [5-24], 4 [5-7], 5 [7-11]

Бақылау сұрақтары

1 Мұнай газ геологиясының мақсаты және міндеті

2 Мұнай мен газ бағалы пайдалы қазбалар

3 Мұнай өнеркәсібінің дамуы

4Табиғи газ өнеркәсібінің дамуы

5 Қазақстан мұнай-газ өнеркәсібі дамуының қысқаша тарихы

2 Дәріс тақырыбы Табиғи жанғыш пайдалы қазбалар (каустобиолиттер) туралы түсінік, көмір және мұнай қатарлары. Мұнай қатарының жалпы сипаттамасы.

Жанғыш пайдалы қазбаларды каустобиолиттер (каусто-жанғыш, биос-өмір, литос-тас) деп атайды. Бұл топқа қоңыр және тас көмір, жанғыш тақтатастар, мұнай жанғыш газдар және т.б. жатады, барлық каустобиолиттердің құрамында көміртегі, сутегі оттегі кездеседі. Көміртегі мен сутегінің қарым-қатынасы мұнайда 6-8, газдарда 3-4,3, тас көмірде 16-17. Сутегі мен оттегінің қарым-қатынасы мұнайда басқалармен салыстырғанды өте жоғары. Сөйтіп мұнайда оттегінің мөлшері шамалы, ал сутегінің ролі айтарлықтай зор. Каустобиолиттер екі қатарға бөлінеді көмір және мұнай. Мұнай қатарына мұнай және оның туындылары, жанғыш көмірсутекті газдар, битумдар жатады.

Мұнай геологиясында битум деп айқын мұнай тектес деп айқын мұнай тектес табиғи заттарды айтады. Бұл жағдайда олардың физикалық-химиялық қаситеттеріне назар аудармайды. Мұнаймен тектес заттарды қазіргі уақытта тағы да нафтидтер деп атайды (В.Н. Муратов).

Кейде битум деп нейтраль органикалық еріткіштермен шығарылатын органикалық заттар деп түсінеді. Бұл түсінікте олардың жаралу тегіне көңіл бөлмейді. «Битум» терминінен ажырату үшін табиғи органикалық заттардың нейтраль органикалық еріткіштерде (бензол, хлороформ, петролейлі эфир, ацетон) еру қасиеті бар бөлігін Н.Б. Вассоевич битумоид деп атауды ұсынады.

А.А. Карцев мұнаймен айқын байланысы бар битумдарды мұнайлы битумдар деп атаған. Мұнай тектес басқа табиғи органикалық заттарды, олардың физикалық-химиялық қасиеттерінің ерекшеліктеріне қарамай, мұнай қатарындағы каустобиолиттерге жатқызған.

«Каустобиолиттер» терминінің авторы неміс ғалымы Г.Потонье, оның ізінше орыс ғалымы И.М. Губкин олардың ішінде келесі түрлерін ажыратуды ұсынады: 1) битум немесе мұнай каустобиолиттер – мұнай битумдары қатары; 2) көмір, немесе гумус қатарындағы каустобиолиттер; 3) липтобиолиттер.

Каустобиолиттердің битум (мұнай) қатарына мұнайдың барлық түрлері, жанғыш көмірсутекті газдар, мальта, асфальт, озокерит және тау жыныстарындағы нейтраль органикалық сұйықтарда еритін заттар (битумоидтар) жатады.

Каустобиолиттердің көмір (гумус) қатары - әр түрлі шымтезектер, қоңыр және тас көмір, антрацит, яғни жаралу тегінде негізгі рольді, көпшілік зерттеушілердің пікірі бойынша, өсімдіктер тегіндегі заттар атқарған. Лептобиолиттерге кейбір өсімдіктер тектес органикалық қоспалар жатады- қазба шайырлар, балауыз, янтарь және т.б.

Соңғы жылдары жаралу тегіне немесе геохимиялық сипаттамасына сәйкес жанғыш пайдалы қазбалардың әртүрлі жіктемесі ұсынылды. Солардың ішіндегі ең сәттісі В. А. Успенский және О. А. Радченко жіктемесі. Жіктеме екі тармақтан тұрады - сол, көмір қатарындағы (гумус және сапропелит) жанғыш қазбалар, және оң – мұнай (битум) қатарындағы жанғыш қазбалар. Жанғыш қазбалардың келтірілген әртүрлі типтерінің пайда болуының геохимиялық жағдайының сипаттамасы бейнеленген. Көмір қатарындағы жанғыш қазбалардың жаралу тегінде бастапқы материал ретінде жоғарғы сатыдағы өсімдіктер және төменгі сатыдағы жәндік организмдер қарастырылады.

Оң тармақта мұнай (битум) қатары орналасқан, олардың теңіз шөгінділерімен байланысы көрсетілген.

Жанғыш қазбалардың көмір және мұнай қатарындағы түрлері өзгеру жолында бір-біріне жақындап, метоморфизмнің соңғы өнімі таза көміртегі - графит болады.

Н. Б. Вассоевич және В. Н. Муратов каустобиолиттерді олардың химиялық құрамына сәйкес жіктеген. Бұл жіктемеде олардың жаралу тегіне айтарлықтай көңіл аудармаған. Табиғи қазбалардың мұнай және қатарларына оларға сәйкес нафтониттер және карбониттер терминдері ұсынылған. Нафтидтер табиғи жағдайдағы мұнайдың барлық түрлерін және олардың өзгеріс жолындағы өнімдерін біріктіреді. Нафтоидтар – органикалық заттардың температураның тигізген әсерінен пайда болған, жаралу тегінде мұнаймен байланысы жоқ мұнай тәрізді заттар.

Ш. Е. Мехтиев каустобиолиттер жіктемесінің басқа түрін ұсынды. Бұл жіктеме бойынша каустобиолиттер үш топқа бөлінеді: 1) гумус (көмір), 2) аралас гумуссапропель, 3) сапропель. Әр топ өз ретінде кластарға бөлінеді.

Табиғи жанғыш қазбалардың физикалық қасиеттеріне негізделген жіктемесі бар: қатты зат (көмір, асфальт, озокерит ж. б.), сұйық (мұнай) және газ тәрізді (батпақ газы, мұнай және газ шоғырларының газдары). Бұл жіктемеде жаралу тегі өзгеше жанғыш қазбалар бір топқа жатады (мысалы, көмір, асфальт, озокерит ж. б.).

И. М. Губкиннің еңбектерінің арқасында битумдардың Г. Гефер ұсынған жіктемесі кең тараған. Бұл жіктеменің негізгі ретінде битумдардың физикалық қасиеттері алынған.

I. Газдар: 1) табиғи газдар;

2) мұнай газы, ілеспе газ.

II. Сұйық битумдар: 1) мұнай;

2) шайырлар немесе мальта (тұтқырлы сұйық).

III. Қатты битумдар: 1) тау балауызы немесе озокерит;

2) тау шайыры;

3) асфальт.

IV. Битумдардың басқа заттармен қоспалары.

Көмірсутекті газдар мен мұнайдың толық сипаттамасы келесі тарауда мазмұндалған.

Табиғи битумдардың В. А. Клубов жіктемесі бойынша негізгі топтарының қысқаша сипаттамасы төменде келтірілген.

Асфальт тобы мальта және асфальттан тұрады. Мальта - тұтқырлығы жоғары сұйық, тығыздығы 1000 кг/м³, күкіртті сутекті иісті, күкірт, (7–9%) және оттегі мөлшері көбірек. Табиғатта мальта жер беті жағдайында асфальт және мұнаймен бірге кездеседі. Асфальт – тұтқырлығы жоғары немесе қатты аморфты зат. Түсі қоңыр қара, қара, тығыздығы 1070-1090 кг/м³, 100-105⁰С балқиды, органикалық еріткіштерде ериді. Әртүрлі мөлшерде күкірт және оттегі кездеседі.

Асфальтит тобы. Асфальтит қатты, сынғыш битумдар, органикалық еріткіштерде толығымен ериді, шайырлы - асфальт компоненттермен (құрамбөліктермен) байыған.

Керит тобы. Кериттер сыртқы пішіні және физикалық қасиеттері бойынша тас көмірлерге ұқсас, сол себепті оларды «мұнайлы көмір» деп атайды. Олардың басқа битумдардан ерекшелігі органикалық еріткіштерде ерімейді.

Озокерит тобы. Озокериттер мұнайлы аймақтарда мұнай кен орындарымен қатар кездеседі. Олар - мұнайдың терең өзгерістерге ұшыраған өнімдері. Табиғи жағдайда балауыз тәрізді немесе қатты зат түрінде тараған. Түсі ашық - сары, қара-сары, қоңыр және қара. Құрамында шайыр-асфальтен компоненттері көп мөлшерде қоспа түрінде кездеседі. Тығыздығы 840-930 кг/м³, ал өнеркәсіптік бағалы сорттарының тығыздығы 940 кг/м³, балқу температурасы 90-100⁰С. Озокерит органикалық еріткіштерде жақсы ериді. Озокерит парафин және церезиннің қоспасы ретінде кристалдық зат құрастырады. Тазартылғаннан кеген озокерит сыртқы пішіні жағынан тау балауызына ұқсас болады, ол электротехника, дәрігерлік және басқа салаларда қолданады.

Әдебиеттер: негізгі 1 [32-36], 4 [7-12], қосымша 7[91-98]

Бақылау сұрақтары

1 Каустобиолиттер туралы түсінік

2 Көмір қатарының сипаттамасы

3 Мұнай қатарының жалпы сипаттамасы

4 Каустобиолиттердің құрамы

3 Дәріс тақырыбы. Мұнай, табиғи газ, конденсаттың құрамы және қасиеттері. Мұнайдың құрамы – элементтік, топтық (метанды, нафтенді, хош иісті), оттегілі, күкіртті, азотты қосылыстар. Мұнайдың физикалық қасиеттері.

Көмірсутекті газдардың құрамы және қасиеттері. Мұнай мен газдардың өзара еруі. Конденсаттар

Мұнай деп - көмірсутекті қосылыстардан тұратын ашық түстен, қоңыр, қара түстіге дейін майлы (бағалы) сұйықтарды айтады. Мұнай судан жеңіл, ерекше иісі бар. Мұнайдың элементтік құрамы бес химиялық элементтен – көміртегі, сутегі, оттегі, күкірт және азоттан тұрады. Мұнай құрамындағы көміртектің мөлшері 82-87%, сутегі 12-14%, қалған үш элементтің мөлшері 5-8 %, (күкірт 0,1-7%, оттегі0,05-3,5 %, азот 1,7 % ) Мұнай көмірсутектердің негізгі үш тобынан тұрады: парафинді, нафтенді және ароматты (хош иісті).

Парафинді (метанды) көмірсутектердің жалпы формуласы C_nH_2n+2, n көмірсутек атомының саны. C₁ –ден C₅ дейін газдар, метан CH₄ , этан C₂H₆ , пропан C₃H₈, бутан C₄H₁₀ , пентан C₅H₁₂, 6-дан 15-ке дейін сұйық мұнай, 16-дан жоғары қатты зат (парафин C₃₅H₇₂). Метанды көмірсутектердің табиғи мұнайдағы мөлшері 25-30 %. Бұлар толық қаныққан, химиялық тұрақты көмірсутектерге жатады. Нафтенді көмірсутектер C_nH_2n қалыпты жағдайда сұйық зат. Бұл қосындылар (цикландар) тұйық көмірсутекті тізбек құрастырады, табиғи мұнайда олардың мөлшері 25-30 %. Ароматты көмірсутектердің (арендер) формуласы C_nH_2n-6, олар бензол шығыршығынан тұрады, олардың өнімдері бензол, толуол. Ароматтық көмірсутектер сиректеу кездеседі. Ауыр қалдық мұнай құрамында 15-35% шамасын құрайды. Ауыр қалдықтың құрамында көмірсутекті қосылыстардан тұратын шайырлар және асфальтендер кездеседі.

Мұнайдың құрамында күкірт, азот, оттегі кіретін қоспалар кездеседі, олар күкіртті, азотты, оттегілі қоспалар деп аталады.

Күкіртті қоспалар. Мұнайдың құрамында күкіртті қоспалар органикалық және бейорганикалық түрінде кездеседі. Бейорганикалық түрлеріне элементтік күкірт және күкіртті сутегі жатады. Мұнайдың құрамында күкірт өте аз мөлшерде байқалады. Күкіртті сутегі қабаттық жағдайларда газ түрінде және мұнайда еріген түрінде кездеседі.

Органикалық күкіртті қоспалар мұнайда меркаптандар, сульфидтер, дисульфидтер және тиофандар түрінде анықталған. Меркаптандарда SH тобы көмірсутекті радикалдарға (СН₃-) қосылған. Меркаптандар мейлінше жаман йісті болады. Метилмеркаптан (СН₃SH) 7,6⁰С температурада қайнайды, этилмеркаптанның (CH₃CH₂SH) қайнау температурасы 34,7⁰С.

Элементтік күкірт, күкіртті сутегі және меркаптандар металдармен реакцияға түседі, сол себепті оларды кейде «белсенді күкірт» деп атайды.

Сульфидтердің құрылысы R-S-R, бұл жерде R метанды, нафтенді немесе хош иісті мұнай қатарының кез келген радикалы болуы мүмкін. Ең төменгі молекулалық сульфидтің (CH₃-S-CH₃) қайнау температурасы 36⁰С.

Дисульфидтердің құрылысы R-S-S-R, бұлар ұнамсыз иісті сұйықтар. Ең төменгі молекулалық дисульфидтің (CH₃-S-S-CH₃) қайнау температурасы 118⁰С.

Тиофандардың құрылысы циклденген (тұйық). Тиофан шығыршығы циклопентанның құрылысына ұқсас, СН₂ тобы күкірт атомымен алмасқан.

Сульфидтер, дисульфидтер, тиофандар мұнай құрамындағы негізгі күкіртті қоспалар болып саналады, олар металдармен реакцияға түспейді, сондықтан пассивті күкірт қоспалары деп аталады.

Азотты қоспалар мұнайдың тұрақты бөлігі ретінде кездеседі. Олардың мөлшері көп емес, бірнеше процент шамасында, ал азоттың орташа мөлшері 0,1-0,3%, кейде 1% дейін

Азотты қоспалардың ішінде пиридин (C₅H₅-N) бензолға ұқсас, оның СН тобының біреуі азотпен ауысқан. Азотты қоспаларға жаралу тегі биогенді порфириндер жатады, мысалы мезопорфирин С₃₄Н₃₈N₄. Олар металдармен, негізінде ванадий және никелмен кешенді қоспалар құрастырады.

Ванадий және никель күліндегі ең басты элементтер. Мұнайдағы ванадийдің мөлшері 0,04% жетеді, никелдің мөлшері 0,01%.

Оттегілі қоспаларға нафенді қышқылдар, фенол, эфир, шайырлы заттар жатады. Нафтенді қышқылдарда карбоксил тобы (СООН), фенолда гидроксил тобы (-ОН) кездеседі.

Оттегі және азот мұнайдың сапасын нашарлатады, мұнайдың тығыздығы көбейіп, ауырланады, тұтқырлығы өсіп, жеңіл фракциялардың мөлшері азаяды, көмірсутекті емес компоненттердің мөлшері көбейеді. Мұнай және мұнай өнімдерінің құрамындағы ең зиянды заттар күкірт, күкіртті сутегі және олардың қоспалары. Мұнай және мұнай өнімдерін күкірттен тазарту проблемасы өте маңызды екенін келесі мысалмен түсіндіруге болады. Бензиндегі күкірттің мөлшері 0,03%-тен 0,15% дейін (яғни 5 есе) көбеюі әртүрлі қиындықтарға әкеледі:

1. автомобиль қозғалтқыштарын күрделі жөндеу екі есе көбейеді;

2. автомобилдер паркін 1,7 есе көбейтуді қажет етеді;

3. жанар майдың мөлшері 15% өседі;

4. қозғалтқыштың қуаты 10% төмендейді;

5. қоршаған ортаға айтарлықтай зиян келтіреді.

Сонымен бірге көмірсутектердегі күкірт және күкіртті сутегі агрессивті (жемірлікті) орта құрастырып ұңғымалардағы бұрғылау жабдықтарын, шегендеу құбырларын уақыттан бұрын тозуға әкеледі.

Мұнайдың физикалық қасиеттері. Мұнай тығыздығы - оның массасының көлем бірлігіне қатынасы (СИ жүйесі бойынша - кг/м³). Табиғатта тығыздығы 820-920 кг/м³ мұнай жиі кездеседі, сирегірек 720-770 кг/м³ және 960-980 кг/м³ , тығыздығы 1000 кг/м³ мұнай өте сирек тараған. Мұнайдың тығыздығы мұнай қорын есептегенде және мұнай өндіруде қолданады.

Мұнай тұтқырлығы - сұйықтың қозғалыс кезінде оның бөліктерінің орын ауыстыруына кедергі жасау қасиеті. Тұтқырлығы арқылы мұнайдың қозғалмалылығын анықтайды және ұңғыма жұмысының өнімділігі мен игеру тиімділігіне айтарлықтай әсер етеді. Қабаттың мұнай тұтқырлығы 0,8-50 МПаС.

Көмірсутектердің қайнау температурасы әртүрлі, олардың құрылысымен анықталады. 60⁰С дейін қайнап шығатын бөлігін петролейлі эфир, 200⁰С – бензин, 200-300 ⁰С – керосин, 300-400 ⁰С – газойл, 400-500 ⁰С – майлар, 500 ⁰С жоғары - асфальт деп атайды.

Мұнайдың жану жылуы басқа энергия көздерімен салыстырғанда өте жоғары таскөмір 30-35 кДж/кг, табиғи газ - 37-40 кДж/кг, мұнай 43-46 кДж/кг.

Мұнайдың электр өткізгіштік қабілеті негізгі қасиеттерінің бері. Таза мұнай - диэлектрик, мұнайдың бұл қасиеті электркаротаж жұмыстарында қолданылады.

Мұнайдағы газдың еруі мұнай мен газдың құрамы, қабаттық қысым мен температураға байланыста келеді. Жеңіл мұнайда көмірсутекті газдар жақсы ериді. Мұнай шоғырларының көпшілігінде газдың мөлшері 30-100 м³/м³, үлкен тереңдікте мұнайдағы газ мөлшері 1000 м³/м³ – ден көп болуы мүмкін.

Мұнай люминесценциясы -мұнайдың ультракүлгін сәулелерінің әсерінен түсін өзгертуі. Жеңіл мұнай – көкшіл, ауыр - сарғыш және сарғыш-қоңыр түсті болады.

Мұнайдың жіктелуі. Мұнайдың қолдану саласы сан түрлі болғандықтан мұнайдың көп түрлі жіктемелері жасалған-химиялық, тауарлық, технологиялық.

Тығыздығы бойынша мұнай жеңіл (870 кг/м³ дейін), орташа (870-910 кг/м³) және ауыр (910 кг/м³ астам) болып бөлінеді.

Күкірттің мөлшеріне қарай: аз күкіртті (0,5% дейін), күкіртті (0,5-2%), жоғары күкіртті (2% астам) түрлері ажыратылады.

Тұтқырлық қасиетіне байланысты: аз тұтқырлықты (тұтқырлығы 5 МПа·с-тен төмен), орташа (5-10 МПа·с), көтеріңкі тұтқырлық (10-30 МПа·с) және жоғары (30 МПа·с астам).

Химиялық топтық құрамы бойынша мұнай жоғарыда келтірілген парафинді (метанды), парафинді-нафтенді, нафтенді, нафтенді-хош иісті және хош иісті болып бөлінеді.

Табиғатта ең көп тарағаны метанды, ал аз кездесетін тобы хош иісті мұнай.

Мұнай өңдеу мақсаты үшін, оның технологиялық жіктемесі дайындалған. Бұл жіктемеде күкірттің мөлшері, 350⁰С дейін шығатын жеңіл фракцияның мөлшері, майлардың мөлшері, майдың тұтқырлық индексі және парафиннің мөлшері қарастырылған.

Мұнайдың құрамында күкірттің мөлшері бойынша үш класс белгіленеді:

I класс – күкірттің мөлшері 0,5% дейін;

II класс 0,5-2%;

III класс 2% көбірек.

350⁰С дейінгі ашық фракциялардың шығу мөлшерінеқарай мұнайдың үш түрі ажыратылады: бірінші Т₁ – фракцияның шығуы 45% көбірек; екінші Т₂ – фракцияның шығуы 30-45%; үшінші Т₃ – фракцияның шығуы 30% кемірек.

Майдың мөлшері бойынша мұнай төрт топқа бөлінеді: бірінші топ М₁ – майдың шығуы 25% көбірек; екінші топ М₂-20-25%; үшінші топ М₃-15-20%; төртінші топ М₄ – майдың шығуы 15% азырақ.

Майдың тұтқырлық индексі бойынша мұнай екі топ тармағына бөлінеді: бірінші И₁ – индекс 85 бірліктен көбірек; екінші И₂ – индекс 40-85 бірлік.

Парафиннің мөлшері бойынша мұнай үш түрге бөлінеді: П₁ түрі – парафиннің мөлшері 1,5% дейін; П₂ түрі 1,5-6%; П₃ түрі - 6% көбірек.

Мұнайдың құрамындағы барлық айтылғпн компоненттердің мөлшері анықталғаннан кейін оған құрама индекс беріледі, мысалы I, Т₂, М₃, И₂, П₁.

Газдардың жалпы геохимиясы. Заттың газ тәрізді жағдайда болуы біздің планета үшін өте маңызды. Газдар Жердің сыртқы қабатын – атмосфераны құрастырады, олар Жер қабығында газды шоғырлар түрінде болады. Жердің барлық газдары жаралу тегіне байланысты космогендік және Жердің планета түріндегі даму жолында пайда болған түрлеріне ажыратылады. Космогендік газдарға инертті газдар, азот, аргон, геолий жатады.

Жер жағдайында пайда болғпн газдар басқа заттардан әр түрлі геохимиялық процестердің нәтижесінде қалыптасады:

1. хемогендік;

2. радиогендік;

3. биогендік;

4. техногендік.

Газдардың геохимиясы үшін олардың суда және мұнайда еру процесі, ерітінділерден газдардың бөлініп шығу процесі, сонымен бірге сорбция, десорбция процестерінің маңызы зор. Газдар өте қозғалмалы заттар, олар әрдайым орын ауыстырып, миграция жағдайында болады:

1. диффузия;

2. фильтрация (сүзбелену);

3. қалқып шығу;

4. турбуленттік қозғалыс;

5. газдардың ерітінді түрінде сумен тасымалдануы.

Көмірсутекті газдар мұнай және газ кен орындарында әр түрлі жағдайда кездеседі:

1. газ кен орындарының газдары;

2. мұнай-газ кен орындарының газдары – а) жекеленген қабаттардағы дербес шоғырлар;

б) мұнай-газды шоғырларда газды телпек түрінде;

в) мұнай мен суда еріген газдар.

Табиғи көмірсутекті газдар. Табиғи газдар көмірсутекті және көмірсутексіз қосылыстардың (азот, көмірқышқылы, күкіртті сутек, инертті газдар, сынап және меркаптан) қоспасынан тұрады. Табиғи газдардың ішінде құрғақ газдар (метан CH₄), ілеспе газдар (майлы газдар – метан, этан, бутан, пропан) газдыконденсатты кенорнының газдары (ауыр көмірсутектердің мөлшері 10% және одан да көп.) Көмірсутекті газдар метан тобына жатады, олар негізінде екі химиялық элементтен тұрады көміртегі 42-78% сутегі 14-24%.

Табиғи көмірсутекті газдардың физикалық қасиеттері. Метанның түсі және иісі болмайды. Газ тығыздығы 0,73-1,2 кг/м³. Газ тұтқырлығы мұнаймен салыстырғанда өте аз, 0,0001 мПас шамасын құрайды.

Көмірсутекті газдардың сығымдық қабілеті бар, мысалы пропан +21⁰С температура және 0,914 мПа қысым жағдайында сұйыққа айналады. Табиғи газдардың орташа жану жылуы 35-40 Дж/м³.

Сұйықтағы көмірсутекті газдардың ерігіштігі – газды және сұйық фазаның химиялық құрамына, температура және қысымға тәуелді.

Конденсат - көмірсутекті сұйық зат, жер қойнауында қабат жағдайында көмірсутекті газдарда еріген газды түрінде болады.

Әдебиеттер: негізгі 1 [48-50], 4[12-15,233-238,247-250], 5 [11-26]

Бақылау сұрақтары

1 Мұнайдың химиялық құрамы

2 Мұнайдың топтық құрамы

3 Мұнайдың физикалық қасиеттері

4 Табиғи газдың құрамы және қасиеттері

5 Конденсаттың құрамы және қасиеттері

4 Дәріс тақырыбы. Мұнай мен газдың жаралу тегі. Мұнайдың жаралу тегіне көзқарастардың даму тарихы. Бейорганикалық болжамдардың негізгі дәлелдері. Мұнай мен газдың пайда болуының органикалық теориясы. М.В. Ломоносовтың (1763 ж.), А.Д. Архангельскийдің (1927ж.), И.М. Губкиннің (1937 ж.) көзқарастары. Органикалық теорияның геологиялық, геохимиялық және химиялық дәлелдері. Мұнай мен газдың пайда болуына геологиялық және геохимиялық қолайлы жағдайлар. Шашыранды органикалық заттың көмірсутектерге айналуына әсер ететін факторлар (қысым, температура, микробиологиялық әрекеттер). Мұнай мен газ жаралу тегіне қазіргі көзқарастар. Мұнай мен газдың жаралу тегі. Бейорганикалық болжамдардың негізгі дәлелдері. Мұнай мен газдың пайда болуының органикалық теориясы.

Мұнай мен газдың жаралу тегі мұнай геологиясының күрделі проблемасының бірі. Бұл мәселе қазіргі күні екі бағытта шешілу жолында, бейорганикалық болжамдар, органикалық теория. Мұнайдың жаралу тегінің органикалық теориясын дамытуда Ресей ғалымы И.М. Губкиннің ролі зор. Мұнайдың пайда болуы үшін бастапқы зат ретінде И.М. Губкин сопропель-битумды, лайды қарастырған. Бұл зат өсімдік-жәндікердің қалдықтары түрінде таяз теңіздердің түбінде жиналады. Органикалық лай қабаты одан жас шөгінділермен жабылады, сөйтіп органикалық зат тотықтану процесіне ұшырамайды. Оның ары қарай дамуы, өзгеруі, оттегі жоқ тотықсыздану жағдайда анаэробты бактериалардың әсерімен өтеді. Органикалық затпен толыққан қабат төмен шөгіп майысу кезінде температура мен қысым өседі, олар көмілген органикалық материалға өзінің әсерін тигізеді. Бұл процестер кейінерек катагенез деп аталған, бытыраңқы органикалық заттың тамшы мұнайға айналуына әкеледі. И.М. Губкин мұнайдың пайда болуын ұзақ уақытқа созылатын процесс деп санаған, соның ішінде бірнеше кезең белгіленген:

- органикалық материалдың шөгінділерде жиналып, оның тамшы мұнайға айналуы, тамшы мұнайды мұнайаналық үйірлерде коллекторға сығып шығару, коллектор бойымен орын ауыстырып қозғалу жолында мұнайдың тұтқыштарда жиналып шоғырлардың қалыптасуы, әр түрлі геологиялық құбылыстардың әсерінен мұнай-газ кен орындарының бұзылуы.

Қазіргі уақытта мұнайдың органикалық жолмен жаралу тегін дәлелдейтін анық мәліметтер белгіленген:

- мұнай-газ шоғырларының 99,9% шөгінді тау жыныстарында орналасқан;

- мұнай мен газдың негізгі қоры ірі седиментациялық бассейндермен байланысты;

- мұнайдың құрамында көміртегі, сутегі, азот, күкірт және парафиннің болуы мұнайдың жәндіктер мен өсімдіктердің қалдықтарынан пайда болғанын көрсетеді;

- жер қабығының шөгінді жыныстарында органикалық заттың мөлшері айтарлықтай мол болуы анықталды;

- мұнай, көмір және тірі организмдердің күліндегі микроэлементтерді салыстыру кезінде олардың бірдей екені айқындалды;

- қазіргі және төрттік теңіз шөгінділерінде сұйық және газ түріндегі мұнай қатарына жататын көмірсутектер анықталды.

Ұзақ геологиялық уақыт аралығында өсімдік-жәндік қалдықтары көмірсутектерге айналады. Шөгінді жыныстардағы органикалық заттың орташа мөлшері 0,7-0,8%, саздарда 0,9-1 % (20-25 кг/м³), әктастар мен құмтастарда 0,2-0,3 % (4-6 кг/м³). Шөгінді жыныстардағы органикалық заттың жалпы массасы 10¹⁴ - 10¹⁵ т.

В.А. Соколов шөгінді құрылымдардың қимасында үш зона белгілейді. Жоғарғы биохимиялық зонада (тереңдігі 50 м дейін) органикалық зат биохимиялық процестердің әсерінен өзгеріске ұшырайды. Осының салдарынан метан CH₄ және көмірқышқыл газы түзіледі. Ортаңғы зонада (1000-6000 м) органикалық заттың термокатагенездік өзгерістері дамиды. Бұл процестер көмірсутектердің пайда болуына әкеледі. Төменгі зонада (6000 м терең) метан түзіледі.

Органикалық заттың мұнайға айналуының маңызды кезеңін Н.Б. Вассоевич мұнай-газ жаралуынның басты фазасы, ал осыған сәйкес тереңдікті басты зона деп қарастырады.

Мұнай мен газдың органикалық жолмен жаралу тегіне қазіргі көзқарастар оны шөгінді – миграциялық теория түрінде қарастырады. Бұл теория бойынша бытыраңқы органикалық масса су айдынының түбінде шөгінді түрінде сазды-карбонатты минералдық затпен бірге тотықсыздану жағдайда шоғырланады. Әртүрлі факторлардың (қысым, температура, катализаторлар) әсерінен органикалық заттың бір бөлігі көмірсутектерге ауысады.

Қазіргі уақытта мұнайшы - геологтар бытыраңқы органикалық заттың күрделі өзгерістердің нәтижесінде шағын - тамшы мұнайға, одан әрі кәдімгі мұнайға ауысуын ұзақ уақытқа созылған көп сатылы процесс түрінде қарастырады. А.А.Трофимук және онымен пікірлес зерттеушілер шөгінділердің жиналуының және шөгінділердегі бытыраңқы органикалық заттың өзгеріске ұшырап мұнайға ауысуының негізгі бес сатысын белгілейді.

1) Теңіз немесе көл бассейнде жиналған шөгінділерде биогендік органикалық зат, онымен бірге липоидты заттар шоғырланады;

2) Теңіз түбінде жиналған шөгінділер өзгеріске ұшырайды, олар нығыздалады, бірен-саран тығыздалып сорылады. Сөйтіп диогенез процесі басталады, бұл жағдайда бактериялардың ыдырату әсерінен органикалық заттың бір бөлігі жоғалады. Сонымен қатар бактериялар денесіндегі жүретін биосинтез нәтижесінде шөгінділерде мұнай қатарындағы көмірсутектер пайда болады;

3) Протокатогенез сатысы – биохимиялық процестер өшіп тоқтатылады. Жер қойнауның температурасы азырақ (50⁰С) болуы органикалық заттардағы термокатализ реакциясының жылдамдығы төмен болатынын анықтайды. Протокатогенез сатысының соңы өзгеріс кезеңін айқындайды: метанның және оның гомологтарының пайда болу процесі күшейеді, төменгі температурада қайнайтын мұнайлы көмірсутектердің генерациясы басталады.

4) Мезокатогенез сатысы. Шөгінділер 3-4 км дейін тереңдейді, температура 150⁰С дейін жоғарылайды. Органикалық заттар белсенді түрде термокатализге ұшырайды, нәтижесінде мұнайлы көмірсутектердің және метан гомологтарының шөгінділердегі мөлшері айтарлықтай көбейеді. Мұнайлы көмірсутектер бытыраңқы органикалық заттан тау жынысы қабатына ауысады. Органикалық заттың өзгеріске ұшырап мұнайға ауысуының маңызды кезеңін, жоғарыда айтылғандай, Н.Б.Вассоевич мұнайдың пайда болуының басты фазасы деп айтуды ұсынған, ал бұл процесс жүретін тереңдік мөлшерін мұнайдың жаралуының басты зонасы деп атаған. Мұнайдың жаралуының басты фазасында көмірсутектердің негізгі бөлігі пайда болып аналық тау жыныстарынан ығысады. Мұнайдың жаралуының басты зонасында қысымның өзгеруінің әсерінен мұнай кеуекті және борпылдақ тау жыныстарына ауысады. Кеуекті, өткізгіштік қабілеті бар тау жыныстарына-коллекторларға ауысқан мұнайдың жаңа өмірі басталады. Коллектор бойымен орын ауыстырып қозғалыс жолында тұтқыш кездессе, сол жерде мұнай шоғыры қалыптасады.

5) Мезокатогенездің соңы, апокатогенез (тереңдік мөлшері 5 км көбірек, температура 180-200⁰С). Органикалық заттың мұнай бөліп шығару қабілеті төмендейді, ендігі жағдайда метанның жаралу мөлшері көбейеді.

Мұнай мен газдың өнеркәсіптік мөлшерде пайда болуы үшін тау жыныстарының құрамында органикалық заттың мөлшері 0,4-0,5% болумен қатар, олардың шөгінділермен бірге көмілуіне және мұнайға өзгеруіне қолайлы геологиялық-тектоникалық және геохимиялық жағдайлар болуы қажет.

Бұл қажетті геологиялық-тектоникалық және геохимиялық жағдайларға келесілер жатады:

- органикалық заттың тау жынысында бытыраңқы түрде біркелкі таралуы;

- органикалық зат су бассейінде шөгінділермен бірге тез арада көмілуі керек, сол себепті су айдынының табаны үнемі төмен майысуы жағдайында болып, бұл жерде қалың қабатты мұнай жарату қабілеті бар шөгінділердің жиналуы;

- органикалық зат шөгіндіге тотықсызданбаған түрінде түсуі керек, оның кейінгі мұнайға өзгеруі геологиялық ұзақ уақыт аралығында оттегісіз ортада жүруі қажет.

Осы кезге дейін мұнайдың жаралу тегінің органикалық теориясын қолдайтын зерттеушілердің арасында органикалық заттың көмірсутектерге айналу процесінің механизмі және факторлары жөнінде қызу дискуссия жүргізілуде.

Бұл факторларға температура, қабат қысымы, микробиологиялық әрекеттер, тау жыныстарының радиоактивтілігі, катализаторлар және геологиялық уақыт жатады.

Органикалық заттық көмірсутектерге ауысу процесіне температураның анықтаушы ролі тәжірибе түрінде дәлелденген, бұл мәселені шешуде температураның төменгі және жоғары шегі нақтылы айқындалған жоқ. зерттеушілердің көпшілігі бұл процесс 100⁰С-тан 250⁰С аралығында белсенді түрде байқалады деп санайды (150-180⁰С аралығында).

Мұнай жоғары температура жағдайында пайда болуын қолдайтын зерттеушілер температураның жоғарғы шегін 300-400⁰С дейін көтереді, дәлел ретінде олар парафин және күкірт қоспалары мұнай құрамында 300⁰С температураға дейін байқалатынын келтіреді.

Бірқатар зерттеушілер шешуші маңызды мәнді қысымға береді. Бұл фактор бойынша да зерттеушілердің пікірі екі бағытта дамыған – төменгі және жоғарғы қысым. Төменгі қысымды қолдайтын зертеушілердің пікірі бойынша, шөгінді 700-800 м жеткен жағдайда органикалық заттар қарқынды түрде мұнайға ауысады. Зерттеушілердің көпшілігі органикалық заттың мұнайға толық ауысуы үшін шөгінділер 2-5 км тереңдікте (жоғарғы қысым) болуы қажет деп санайды.

Органикалық заттың мұнайға ауысуы жолында микробиологиялық әрекеттердің маңызы айтарлықтай екені тәжірибе түрінде дәлелденген. Лабораториялық жағдайда майлы қышқылдардан көмірсутектер алынған. Бактериялардың әсері 1 км тереңдікке дейін жүреді, одан тереңдеген сайын бұл процестер тоқтайды.

Қорыта келгенде, органикалық заттың мұнайға ауысу процесінде барлық факторлардың әрекеті маңызды екенін айта кету қажет.

Мұнай мен газдың жаралу тегінің органикалық теориясына негізделіп мұнайшы-геологтар әртүрлі аймақтарда, ірі мұнайгаз кен орындарын ашты.

Мұнай мен газдың жаралу тегінің бейорганикалық болжамдары. Бұл болжамдар негізіне келесі мәліметтер қойылған:

- фундаменттің тақтатас жыныстарында мұнай-газдың кәсіптік жиналымдарының ашылуы, вулкандық өнімдерде, кимберлит құбырларда, ғарыш денелірінде көмірсутектердің болуы;

- көмірсутектердің пайда болуы үшін жоғары температураның қажеттілігі;

- тәжірибе жолымен жоғары температура және қысым жағдайында көмірсутектерді шығарып алу;

- мұнай-газ кен орындарының терең жарылымдармен байланысы.

Мұнайдың жаралу тегінің бейорганикалық болжамын бірінші болып 1877 ж. Д.И. Менделеев тұжырымдаған. Бұл болжам бойынша жарықшақтар бойымен жер қабығының терең қойнауына су өтеді. Ауыр металдардың карбидтерінде, ең алдымен темір карбидінде су буының әсерінен көмірсутектер пайда болады: 2FeC+3H₂О= Fe₂O₃ + C₂H₆

Пайда болған газ тәрізді көмірсутектер терең жарылымдар бойымен жер қабығының жоғары қабаттарына көтеріліп мұнай-газ жиналымдары шоғарыланады. Бұл болжамның дәлелі ретінде мұнай-газ кен орындарының терең жарылымдар бойымен орналасуы келтіріледі.

1889 ж. В.Д. Соколов мұнайдың және басқа битумдардың ғарыштық пайда болу болжамын ұсынды. Бұл болжам бойынша жердің газ қабатындағы көмірсутектер жер қабығында жиналған. Кейінірек көмірсутектер шөгінді тыста шоғырланған.

Мұнайдың жаралу тегінің бейорганикалық болжамдардың қазіргі вариантын Н.А. Кудрявцев, Б.Н. Кропаткин дамытуда. Н.А. Кудрявцевтің пікірі бойынша көміртегі мен сутегі жоғарғы мантияда химиялық элементтер түрінде кездеседі, олар қарапайым көмірсутекті қосындылар құрастырып, терең жарылымдар бойымен жоғары көтеріліп метан, сонан соң сұйық көмірсутектерге ауысады. Ең соңында шөгінді тысқа жетіп кеуек-қуысты тау жыныстарында жиналады.

Мұнай мен газдың жаралу тегін мазмұндайтын мәліметтерді зерттеу нәтижесінде мұнайшы-геологтардың басым көпшілігі органикалық теорияны ұстанады.

Мұнайгазаналық және мұнайгазшығарушы шөгінділердің пайда болуының қолайлы фацияларын және формацияларын айқындау мұнайгаз геологиясында шешуші мәселелердің бірі.

Фация (латынша бет-бейне, кейіп) деп барлық бойында құрамы да, ішіндегі органикалық қалдықтары да біркелкі тау жыныстарын айтады. Олар өзіне тән физикалық-географиялық жағдайда пайда болады. Басқаша айтқанда, геологиялық жасы бірдей, бірақ әртүрлі жағдайда жаралған. Мысалы арна құмдары, көл ізбестастары, теңіз жағалауы малтатастары.

Барлық фациялар негізгі үш топқа бөлінеді: теңіз, құрлық, шығанақ (лагуналық). Фацияларды анықтау үшін жыныстық құрамын, түзілімін, органикалық қалдықтарын, жазық және тік бағытта өзгеріп, басқа жыныстармен алмасу жағдайын зерттеу керек.

Факциялық талдау – көне дәуірлердің физикалық-географиялық жағдайларын бұрынғы қалпына келтіруге мүмкіндік беретін негізгі әдістердің бірі. Талдаудың нәтижесінде құрлық пен теңіз жағалау сызығы, шөгінділер жиналатын бассейндердің суасты бедері анықталады. Теңіз шөгінділері шоғырланған облыстар көпшілік жағдайда тектоникалық төмен майысу учаскелері болып саналады.

Мұнайгаз геологиясында фациялық талдаудың шешетін сауалдарының бірі мұнайгаз жаралуының қолайлы жағдайларында шоғырланған шөгінділердің қимасын және таралу аудандарын белгілеу. Теңіз шөгінділерінің ішінде ең қолайлылары теңіз түбінде тотықсыздану (оттегісіз) жағдайында 100 м-ден 3000 м дейін тереңдікте шоғырланған сазды және корбанатты құрылымдар. Теңізден континентке өтпелі түрлерінен шығанақ шөгінділерін және дельта (атырау) шөгінділерін айта кету қажет, континент тік түрлерінің ішінде көл және батпақ шөгінділері.

Сонымен, соңғы жылдары мұнайгазаналық тау жыныстарына сазды жыныстармен бірге корбанатты жыныстар да жатады. Бұлардың түсі сұр, қара-сұр, қара болады, органикалық заттың мөлшері 0,4-0,5%, битумондтардың мөлшері 0,02-0,1%. Органикалық заттың көмірсутектеріне қарқынды түрде ауысу жағдайларын зерттеу барысында бірқатар геохимиялық фациялар белгіленеді – айқын тотықсыздану, тотықсыздану және нашар тотықсыздану.

Тотықтану және нейтраль геохимиялық фациялар мұнайгаз жаралу үшін қолайсыз деп саналады. Бұл жыныстар қызыл, ала түсті, органикалық заттың және битумондтардың мөлшері салыстырмалы азырақ болады.

Геологиялық формация дегеніміз – түзілу жағдайының ортақтығымен сипатталатын жер қабатының негізгі құрылымдық бөлімдерінің белгілі сатыларына сәйкес қалыптасатын таужыныстары тектік түрлерінің тұрақты бірлестіктері. Фармациялар көне геологиялық дәуірлердің палеотектоникалық жағдайларын көрсетеді. Формация құрамына әдетте бірнеше фация кіретіндіктен, формацияны фациялардың жиынтығы ретінде қарастыруға болады. Формациялардың бейнесін белгілейтін негізгі факторларға – тектоникалық режим, палеогеография және кейбір жағдайларда вулканизм жатады.

Формациялар литологиялық, петрографиялық, шөгінді, магмалық, вулкандық, рудалық болып ажыратылады. Мұнай геологиясында литологиялық формацияларды зерттеу маңызды. Олар негізгі үш топтан тұрады: платформалық, өтпелі белдемдер және геосинклиналдық формациялар. Құрамында мұнайгазаналық тау жыныстары бар формацияларының ішінде көне платформаларға құмды-сазды және карбанатты формациялар жас платформаларға құмды - сазды көмірлі, құмды - сазды глауконктты, сирегірек корбанатты және карбанатты – терригенді, геосинклиналдық және өтпелі белдемдерге көмірлі, карбанатты, терригенді-карбанатты, ұсақ түйіршікті моласса формациялары тән.

Карбанатты формациялар айтылған үш облыстың қималарында кең тараған. Геосинклиналдарда олар әктастар және доломит қабатшалары түрінде кездеседі. Карбонатты жыныстар қарасұр, қара түсті, қалыңдығы жүздеген-мыңдаған метр. Платформада әктастар кең тараған – оолитті, органогенді, органогенді-сынық. Қалыңдығы салыстырмалы азырақ, бірнеше жүз метр. Карбонатты жыныстардың құрамында рифогенді құрылымдар белгіленеді, бұл құрылымдар мұнайгаз жиналымдарының қалыптасуында айтарлықтай роль атқарады. Қазақстандағы ең ірі мұнайгаз кен орындары рифогенді құрылымдармен байланысты.

Құмды-сазды көмірлі формациялар жас платформаларда кең тараған. Формация құрамында теңіз жағалау, дельта, аллювий, көл, батпақ фациялары кездеседі.

Көмірлі формацияларда мұнайгаздың алып және ірі жиналымдары әдетте жоқ деуге болады, көбінесе орта және ұсақ кен орындары тараған.

Мұнайаналық тау жыныстары трансгрессияның ең жоғарғы сатыларымен байланысты шоғырланады. Газаналық жыныстар трансгрессияның бастапқы сатысында қалыптасады.

Қазіргі көзқарастарға сәйкес мұнайаналық тау жыныстарын анықтау үшін келесі белгілер тағайындалған.

- пелит немесе пелит пішінді құрылымы;

- су асты теңіздік немесе су асты континенттік жаралу тегі;

- тотықсыздану немесе нашар тотықсыздану геохимиялық орта;

- сапропелді немесе гумусті-сапропелді бытыраңқы органикалық заттың болуы;

- термокатализ зонасында көмірсутектердің жаралуы үшін толық жеткілікті мерзім аралығында болуы;

- пайда болған көмірсутектердің бөлігін коллекторларға беру мүмкіншілігі болуы.

Әдебиеттер: негізгі 1 [37-38], 4 [15-31], 5 [26-33], қосымша7 [273-290]

Бақылау сұрақтары

1 Мұнай мен газдың жаралу тегі.

2 Бейорганикалық болжамдардың негізгі дәлелдері.

3Мұнай мен газдың пайда болуының органикалық теориясы

4 Мұнайдың жаралу процесінің басты фазасы және басты белдемі

5 Мұнайдың жаралу тегіне қазіргі көзқарастар

5 Дәріс тақырыбы. Мұнай мен газды сыйғызушы тау жыныстар.

Коллектор (жинауыш) тау жыныстары. Тау жыныстардың кеуектілігі және өткізгіштігі. Тау жыныстардың толық және ашық кеуектілігі, олардың коэффициенттері. Кеуектілік коэффициенттерінің өлшем бірліктері, олардың тау жынысы тығыздығынан тәуелділігі. Оны мұнай және газдың қорын есептеуде қолдану. Кеуектілік коэффициентін анықтау әдістері. Тау жыныстарының өткізгіштігі. Жалпы өткізгіштік, фазалық өткізгіштік, өткізгіштік коэффициентін өлшеу бірліктері, өткізгіштікті зерттеудің практикалық қажеттілігі. Өткізгіштік коэффициенттерін анықтау әдістері.

Тау жыныстардың коллекторлық қасиеттеріне әсерін тигізетін геологиялық факторлар. Коллекторлардың жіктелуі. Түйіршікті, жарықшақтық, жарықшақты-қуысты, кеуекті-жарықшақты коллекторлар. Флюидтіректі (жапқыш) тау жыныстары,олардың литологиялық құрамы және мұнай-газ жиналу кезіндегі әсері.

Табиғи резервуарлардың типтері. Қабаттық, массивті және бұрыс пішінді резервуарлардың сипаттамасы, олардың пайда болу жағдайлары. Резервуарлардың сапасына әсерін тигізетін факторлар.

Тау жыныстары туралы жалпы түсініктер. Жер қабығын құрайтын негізгі заттар тау жыныстары болып саналады. Тау жыныстары дегеніміз табиғи жағдайда әртүрлі геологиялық процестердің нәтижесінде жер қойнауында немесе жер бетінде құралған минералдардың агрегаттары (қосындысы). Олар жер қабығында өзіндік пішінімен сипатталатын көлемі әртүрлі денелер түрінде кездеседі.

Тау жынысының құрамы, ішкі құрылысы (құрылымы және түзілімі), жер қойнауындағы жатыс пішіні оның жаралу тегін көрсетеді. Жаралу тегіне байланысты барлық тау жыныстары магмалық, шөгінді және метаморфлық болып үш топқа бөлінеді.

Магмалық – күрделі құрамды силикатты балқыманың магмалық суынып қатаюына байланысты түзілген тау жыныстары. Магма жер астында біртіндеп суынып қатайғанда интрузивтік (гранит), жер бетіне төгіліп суынғанда эффузивтік (базальт) жыныстар түзіледі.

Метаморфтық тау жыныстары деп байырғы магмалық, шөгінді, қала берсе метаморфтық тау жыныстарының жоғарғы қызу мен қысымның және сұйық, газ қосындыларының әрекетінен айтарлықтай өзгерген жыныстарды айтады. Метаморфизм кезінде қайта құру әрекеттері заттың қатты күйінде өтіп, тау жыныстық құрылымы,түзілімі, химиялық және минералдық құрамы өзгереді. Кейбір жағдайларда химиялық және минералдық құрамы өзгереді. Кейбір жағдайларда химиялық құрамы өзгермейді. Метаморфтық тау жыныстардың типтік өкілдері мрамор, тақтатастар, гнейс.

Шөгінді тау жыныстар жер бетіндегі алуан түрлі экзогендік процестер әрекетінен пайда болады. Бұрын пайда болған тау жыныстарының үгіліп ыдыраған бөлшектерінен, судағы химиялық ерітінділердің тұнбасынан, жан-жануарлар мен өсімдіктердің қалдықтарынан құралған жыныстарды шөгінді деп атайды. Кейіннен қожыраған және бопас шөгінділер біртіндеп сомдалады, нығыздалады, сусызданады физика-химиялық процестерге шалынады. Бұның бәрінің басын қосып диогенез (қайта, екінші жаралу) деп атайды. Ақырында шөгінді тас жыныстар пайда болады. Сонымен жаралу тегіне байланысты шөгінді жыныстар үш топқа бөлінеді: сынық-үгінді, органогенді, хемогенді.

Сынық-үгінді жыныстар түпкі тау жыныстарының физикалық әсерлерден тозып, сынып, уатылуынан, үгілуінен кейін осылардың бір жерде жиналып шөгілуінен пайда болады.

Органогенді жыныстар – су ішіндегі жәндік-жануарлардың, өсімдік қалдықтарынан немесе олардың тіршілікке байланысынан пайда болады.

Химиялық (хемогендік) шөгінділер су ерітінділерінен химиялық элементтер минералдар түрінде тұтынуынан пайда болады. Табиғатта хемогендік және органогендік шөгінділер ұдайы бірге кездеседі.

Шөгінді жыныстардың ең басты түзілімдік кейпі олардың қаттасуы (қабаттасуы). Қаттама (қабат) дегеніміз екі беті жазық дене , олар бір-бірінен тығыздалған бет арқылы жіктеледі. Көл-теңіздер түбінде паралель қаттама түзіледі, су ағысы барда қиғаш қаттасу пайда болады.

Шөгінді жыныстардың практикалық тағы бір маңызды түзілімі кемік-кеуектігі. Ол тау жынысының мұнай, сусынды сұйық, газ заттарды сіңіру қабілетін және үстіне түскен салмаққа төзімділігін көрсетеді.

Шөгінді жыныстардың құрылымы олардың жаралу тегін анықтайды. Үзінді жыныстардың құрылымы сынық үгінді болады. Сазды-балшықты жыныстар өте майда, көзге ілінбейтін түйіршіктерден тұрады. Оны пелит құрылымды деп атайды. Органогенді-хемогенді жыныстардың құрылымы кристалды (жабық, көзге ілінбейтін түрін пелитоморфты дейді), не аморфты, немесе жануарлар мен өсімдіктер қалдықтарынан түзілсе органогендік, органогенді-үгінді деп белгілейді.

Сынық-үгінді жыныстар құрамындағы сынықтардың орташа мөлшеріне сәйкес топталады.

Ірі кесекті (псефиттер) құрастыратын сынықтарының мөлшері 2 мм-ден астам.

Құм жыныстар (псаммиттер) үзінділерінің мөлшері 2-1 мм-ден 0,1 мм-ге дейін.

Тозаң жыныстар (алевриттер) үгінділерінің мөлшері 0,1 мм-ден 0,01 мм.

Бұл топтар сынықтардың пішініне байланысты үшкір және жұмыр түрлеріне жіктеледі. Сонымен қатар олар қопсық (борпылдақ) – кесек үгінділері сусымалы, бірікпеген және цементтелген болып бөлінеді. Цементтің құрамы әртүрлі: ізбесті (кальцит), сазды-балшықты, темірлі, кремнийлі.

Сынық-кесектердің мөлшері мен пішініне қарай ірі кесекті шөгінділер былайша жіктеледі:

Қойтас пен жұмыртас, өлшемі 1000 мм-ден асқан үшкір және жұмыр ірі кесектер.

Шақпақтас пен малтатас мөлшері 1000-100 мм, үшкір және жұмыр кесектер.

Сірнетас пен қиыршықтас мөлшері 10-2 мм, үшкір және жұмырланған түйіршіктер.

Цементтелген жыныстар үшкір кесекті жентектас (брекчия), жұмырланған кесекті-конгломераттар, гравелиттер.

Құмдар мен құмтастар, үгінділерінің мөлшері 2-0,1 мм. Олар мономинералды (кварцты), олигомикті (аркоз), полимикті түрлеріне жіктеледі.цементі ізбесті, сазды-балшықты, темірлі, кремнийлі болады.

Құмайт шөгінділер деп түйіршіктерінің мөлшері 0,1-0,01 мм жыныстарды айтады. Сусыма онша бірікпеген жыныстарды алевриттер дейді, цементтелген түрін алевролиттер деп атайды. Алевриттердің жер бетінде көп тарағаны лесс.

Саз-балшықты жыныстар (пелиттер) шөгінді жыныстар арасында ең жайылғаны және жаралу тегінен бір жағынан үгінді, екіншісінен химиялық жыныстарға жатады да бір кесегінің ішінде екеуі де берге табылады.

Пелитті жыныстарды тасқа айналу күйіне байланысты балшықтар және аргиллиттер деп бөледі. Саз-балшықтар суды өзіне сіңіріп, илеуге көнеді. Балшықтардың түсі әртүрлі, құрамына байланысты, каолинитті балшық ақшыл, ақсұр; хлоритті жасылтым түсті; көмірлі қосынды балшықты қара-сұр, қара түске бояйды.

Аргиллиттер диогенезден тасқа айналғандықтан енді сумен бөктіріліп иленбейді. Балшыққа қарағанда түсі қою болады.

Хемогенді және органогенді тау жыныстары су түбінде жаралады да қалыптасу жөнінен өзара байланысты болады. Бұл жыныстарды химиялық құрамына сәйкес жіктейді.

Карбонатты (әктасты) жыныстардан ең көп тарағаны ізбестастар. Олар негізінен кальциттен тұрады, соның физикалық қасиеттерімен салыстырып оңайанықтауға болады. Таза ізбестастың түсі кальцитке сай ақшыл, ақ сұр, сарғыш, қосындыларынан қоңыр, сұр, қара да болады.

Қауызданбаған тары секілді шоғырланған немес радиалды-сәулелі домалақ шоқтарын оолитті ізбестас деп атайды.

Кальцит пен 30-50% саз-балшықтан түзілген ізбестасты мергел деп атайды. Ол ізбестаспен салыстырғанда жұмсағырақ, тұз қышқылын тамызғанда оған ерімеген балшықтан, орнында сұр дақ қалады.

Доломит - өзімен аттас минералдың агрегаты. Ізбестасқа ұқсас, тұз қышқылынан тек ұнтағы ғана быжылдап көпіршиді. Доломит қаныққан су ерітіндісінен тұнады, арасында жәндіктер қалдығы жоқ деуге болады.

Органогенді жыныстарға қабыршақтас, жазғыш ақ бор, коралды ізбестастар жатады.

Галогенді және сульфатты шөгінділер судың қанық ерітінділерінен тұнады, олар бір-бірімен қабаттасып жатады.

Тас тұзды (галит) – кристал түйіршікті не тұтас массалы агрегат. Түсі ақ сұр, әртүрлі қосындылардан қызғылттан қараға дейін өзгереді. Дәмі тұзды, ащы, суда жақсы ериді.

Гипс – көбінесе уақ кристалды, таза болса ақ, қант сияқты. Қосындыларынан сарғыш, қызғылт, сұр түсті.

Ангидрит – ақшаң, көбіне көкшіл, уақ кристалды тығыз агрегат құрады.

Жер қойнауында мұнай мен газ тау жыныстардың кеуек-қуыстарын, жарықшақтарын және каверналарын толтырып орын алады. Көпшілік жағдайда мұнайгаздың кәсіптік жиналымдары шөгінді тау жыныстарында орналасқан, нақтылы айтқанда терригенді және карбонатты жыныстармен байланысты.

Мұнай мен газды өзіне сыйғызу қабілеті бар тау жыныстары кеуекті болу қажет. Кеуектілік дегеніміз тау жыныстарының жалпы көлемінің кеуек-қуысты бөлігі. Кеуектілік процент мөлшерімен немесе бірліктің бөлігімен белгіленеді. Кеуектілік пайда болу жағдайымен байланысты бірінші (бастапқы) және екінші (соңғы) болып бөлінеді. Бірінші кеуектілік тау жынысы шоғырланып, қалыптасу кезінде пайда болып, құмдарға, құмтастарға, алевролиттерге, оолитті әктас, коралл әктастарына тән.

Екінші кеуектілік тау жынысы қалыптасқаннан кейін жарықшақтар және каверналар түрінде пайда болады. Олар доломиттерде, әктастарда, сирегірек құмтастар және алевролиттерде байқалады.

Кеуектілік жалпы және ашық түріне бөлінеді. Жалпы кеуектілік - барлық кеуек-қуыстардың, жарықшақтардың, каверналардың жиынтық көлемі. Бірімен бірі байланысы бар кеуек-қуыстардың, жарықшақтардың, каверналардың көлемін ашық кеуектілік дейді. Практикада кеуектілік коэфициенті кең қолданылады. Жалпы кеуектіліктің коэфициенті (К_ж) – барлық кеуек-қуыстың көлемінің (V_жк) тау жынысының көлемінің V_жк қатынасы К_ж = V_жк/V_тж Ашық кеуектіліктің көлемінің (V_ак) тау жынысының көлеміне (V_тж) қатынасы – ашық кеуектіліктің коэфициенті Vак/V_тж.

Кеуектілік кеңістіктегі мұнай көлеміннің (V_м) мұнай қабатындағы барлық кеуек-қуыстардың (V_жк) көлеміне қатынасы: мұнайқанығу коэфициенті К_мқ= V_м/ V_жк.

Жалпы кеуектіліктің коэфициенті 0,45 (45%), ашық кеуектіліктің коэфициенті 0,35 (35%) дейін өзгереді. Ашық кеуектіліктің орташа мөлшері құмдарда 20-35, құмтастарда 5-25, әктастарда 1-15, доломиттерде 3-20.

Тау жыныстардың өткізгіштігі оның фильтрациялық қасиетін сипаттайтын негізгі параметрі тау жыныстарының өз бойымен мұнай, газ және суды (флюидтерді) өткізу қабілеті. Мұнайшылар өткізгіштіктің сандық мөлшерін білу үшін өткізгіштің коэффициентін анықтайды. Өткізгіштіктің өлшем бірлігі - дарси, милидарси, мкм².

Мұнай-газ коллектор тау жыныстары. Коллектор дегеніміз – мұнай, газ, суды өз бойына сіңіріп, игеру кезінде қайта беру қабілеті бар тау жыныстары. Көпшілік жағдайда олар терригенді (құмды-алевролитті) және карбонатты тау жыныстары. Коллекторлардың әртүрлі жіктемелері белгіленген. Литологиялық құрамы бойынша терригенді, карбонатты және аралас тау жыныстары болып ажыратылады. Құрылымы және қуыс кеңістігінің генезисі бойынша түйіршікаралық (кеуекті), жарықшақтық және каверналық болады.

Коллекторлардың литологиялық құрамы бойынша сипаттамасы.

1. Терригонді тау жыныстарының коллекторлары, басқалармен салыстырғанда айтарлықтай жақсы зерттелген, оның бір себебі олар мұнайгазды аймақтарда жиі кездеседі. Бұл коллекторларда бірінші (жүйіршік аралық) кезектілік басым болады, екіншісі бағынышты роль атқарады. Литологиялық құрамына қарай терригенді коллекторларға құмдар, құмтастар, алевриттер және өте сирек ерекшеленген саз-балшықтар жатады. Соңғылары кремнийлі, жапырақшақтанған, күшті битумдалған, жарықшақтануға қабілеті бар жыныстар.

2. Карбонатты коллекторлардан мұнайгазды өндіру терригенді коллекторлармен қарағанда айтарлықтай кейінірек басталды. Карбонатты жыныстардың көпшілігінде екінші кезектілік (жарықшақтар, каверналар) тараған, бұларды зерттеу қиынырақ, себебі қуыс – кеңістіктердің пішіні өте күрделі келеді. Оолитті және органогенді ізбестастардың кейбір түрлерінді бірінші кезектілік жақсы дамыған (оолитті, көралды ізбестастар, қабыршақтастар). Хемогенді ізбестастар және доломиттерге негізінде екінші кезектілік тән. Доломиттердің қарқынды түрде каверналық-қуыстардың пайда болуына бейімділігі бар, сөйтіп олар сапалы коллекторлар бола алады.

3. Аралас және басқа тау жыныстар коллекторлары. Мұнайгаз коллекторлары ретінде метаморфтық және магмалық тау жыныстары болу мүмкін. Бұл жыныстар – іргетастың үгілу қабығындағы метаморфтық тақтатастар, граниттер, вулканогенді туфтар, вулканогенді – гиогенді туфты – құмтастар, туфты – алевролиттер. Бұларда ашық кезектілік және өткізгіштік қабілеті болу керек.

Құрылымы және қуыс кеңістігінің жаралу тегіне қарай коллекторлардың негізгі үш түрі белгіленеді.

1. Гранулярлы (кезекті) коллекторлар – бірінші түйіршік аралық кезектілікпен сипатталатын терригенді жыныстар: құмдар, құмтастар, алевриттер, алевролиттер және оолитті ізбестастар;

2. Жарықшақты коллекторларға көбінесе жарықшақтанған карбонатты жыныстар жатады, сирегірек бұл топқа жарықшақтанған құмтастар, алевролиттер, аргилиттер, ангидриттер, метаморфтық және магмалық жыныстар кіреді;

3. Каверналық коллекторларға доломиттер және ізбестастар кейбір түрлері жатады.

Сонымен бірге аралас коллекторлар белгіленеді – кезекті – жарықшақты, жарықшақты – каверналы, кезекті – жарықшақты – каверналы.

Қазіргі уақытта үлкен тереңдіктерді игеру қажеттілігімен 4-5 км тереңдіктегі тау жыныстардың коллекторлық қасиеттерінің өзгерістерінің заңдылықтарын зерттеуге арнайы көңіл аударады. Коллектор - жыныстардың жатыс жағдайы тереңдеген сайын, геостатистикалық қысымның әсерінен олардың тығыздығы өседі, олай болса кезектілігі азаяды және сыйымдылық – сүзілу қасиеттері төмендейді. Бұл жағдай көбінесе гранулярлы коллекторларда байқалады. Карбонатты және өте нығыздалған сынғыш тау жыныстарында тектоникалық күштену және катагенездік өзгеру процестердің әсерінен (температура, қысым, ыстық сулардың еріту әрекеті) үлкен тереңдікте коллектор - жыныстардың кейпі қалыптасады.

Бірқатар терең және өте терең ұңғымаларда (Каспий маңы ойпаңындағы Аралсор және Биікжал ұңғымалары) карбонатты жарықшақтық – коллекторлармен бірге терригенді – гранулярлы кезекті коллекторлар белгіленген.

Үлкен тереңдікте тау жыныстардың жарықшақтануы өседі, сонымен бірге терригенді жыныстардың карбонатты және кабонатты – сазды цементінің ыстық судың еріту қабілетінің әсерінен тау жыныстарында екінші кезектілік пайда болады.

Сөйтіп үлкен тереңдікте коллектор – жыныстардың тығыздану салдарынан сыйымдылық қабілетінің төмендеуін, шамасы, белгілі дәрежеде жарықшақтардың, екінші кезектіліктің (каверналардың) пайда болуымен есесін қайтарады.

Флюидтіректі (жапқыш) тау жыныстары өткізгіштік қабілеті нашар және флиюдтерді өткізбейтін жыныстар. Жапқыш тау жыныстарына саздар, аргиллиттер, сазды алевролиттер, сазды әктастар, гипс, ангидрит, тұздар жатады. Жапқыштар таралу ауданы, қалыңдығы, тұтастығы, тығыздығы және басқа ерекшеліктеріне қарай ажыратылады.

Таралу ауданына қарай жапқыштар аймақтық, зоналық (белдемдік) және жергілікті болып бөлінеді.

Аймақтық жапқыштарға алабты түгел қамтитын немесе оның айтарлықтай бөлігін қамтитын өткізгіштік қабілеті жоқ тау жыныстардың қалың қабаттары жатады. Мысалы, Туран плитасында кең тараған саз – балшықты алаб шөгінділері.

Зоналдық жапқыштар – зона аумағында жайылған қалыңдығы айтарлықтай флюидтерді өткізбейтін жыныстар.

Жергілікті флюиодтіректер – бір немесе жақсы орналасқан бірнеше мұнайгаз жыйналымдарын қамтитын, жергілікті құрылымға бағынышты өткізгіштік қабілеті төмен жыныстар.

Литологиялық құрамына байланысты ең көп тараған жапқыштар сазды – балшықты және тұзды - ангидритті жыныстар.

Сазды жапқыштар. Саздардың және сазды жыныстардың физикалық – химиялық, минерологиялық, гранулометриялық сипаттамаларына байланысты олардың экрандау қасиеті әртүрлі болады. Монтморилонитті саздардың экрандау қабілеті жоғары, каолинді саздарда нашарлау болады.

Тау жыныстардың грануламетриялық құрамы, мөлшері, кезектік кеңістігінің құрылысын және мөлшерін анықтай, ал олар, өз ретінде жыныстың кезектілігі мен өткізгіштік қабілетін қамтамасыз етеді. Саздардың тығыздығы көбейсе, олардың өткізгіштігі азаяды.

Сазды жапқыштардың өткізгіштік қабілетіне тигізетін факторлардың ішінде шешуші ролді олардың қалыңдығы атқарады. Жапқыштардың қалыңдығының көбеюі, олардың сапасын жақсартады және биіктігі үлкен шоғырларды ұстап қалуға мүмкіндік туғызады. Мысалы, Уренгай кен орнында биіктігі 176 м шоғыр қалыңдығы 600 м жапқышпен экрандалған. Газли кен орнында биіктігі 215 м газды шоғыр қалыңдығы 104 м жапқышпен жабылған.

Тұзды – ангидритты жапқыштар мұнайгазды провинциялар мен облыстарда кең жайылған. Тұз асты шөгінділерінде Қарашығанақ, Орынбор, Астрахань газды – конденсатты, Теңіз, Жаңажол мұнайлы кен орындарында ашылған. Тұзды қабаттар Каспий маңы ойпаңында Шу – Сарысу ойпаңында кең тараған. Орал алды ойысының төменгі пермь (кунгур) тұзды қабаты Орал тауы бойымен созылған, ауданы 100 000 км², қалыңдығы 200 ден 1000 м-ге дейін. Тұз қабаттары тараған аймақтар өнеркәсіптік мұнайгаз жыйналымдарымен сипатталады.

Тұзды шөгінділермен бірге, әдетте ангидриттер кездеседі. Ангидриттер тұзбен салыстырғанда сынғыш келеді, сондықтан экрандау қабілеті төменірек. Бірақ олар да, қалыңдығы 10-30 м болғанда мұнайдың кішігірім жоғырларын экрандайды.

Табиғи резервуар деп жапқыш тау жыныстарымен шектелген флюидтерді сыйғызатын коллектордан тұратын құрылымды айтады. Резервуар ішінде флюидтер емін-еркін қозғалыста болады. Табиғи резервуарлардың негізгі үш түрі белгіленеді: қабаттық, массивтік және литологиялық шектелген.

Табиғи жағдайда ең кең тараған қабаттық резервуарлар. Бұл резервуарларда коллектор жыныстары табаны және жабыны бойымен өткізбейтін жыныстармен шектелген. Әдетте қабаттық резервуарлар айтарлықтай ауданда таралған. Қағида бойынша, олар терригенді жыныстар. Кейбір жағдайларда қабаттық резервуарлар жекеленген құрылымдардың дөңес бөлігінде немесе қанаттарында сыналады.

Массивті табиғи резервуарлар қалың қабатты кезекті, каверналы, жарықшақтанған литологиялық біркелкі немесе біркелкі емес коллектор – жыныстардың жиынтығы, олардың қабаттық резервуарлардан айырмашылығы, флюидтіректі жыныстармен жабыны бойымен шектелген.

Біркелкі массивті резервуарлар әдетте ізбестасты – доломитты қабаттардан тұрады, олардың газбен, мұнаймен және сумен қанығуы бір қалыпты емес. Мұндай резервуарда қабаттардың геологиялық жасы әр түрлі болуы мүмкін. Бұл массивтердің денесінде өткізгіштігі жоғары және нашар учаскелер байқалады.

Біркелкі емес күрделі массивті резервуарлар айтарлықтай стратиграфиялық интервалды қамтиды. Олардың құрылысында әр түрлі тау жыныстары қатысуы мүмкін; құмдар, құмтастар, ізбестастар. Кейде массивті резервуарларда құмды қабаттар қалыңдығы азғантай сазды қабатшалармен кезектесіп орналасады. Жарықшақтар, жарылу бұзылыстары немесе саздардың экрандау қасиеті тұрақсыздығының арқасында коллектор – қабаттары бірыңғай гидродинамикалық жүйе құрады.

Литологиялық шектелген резервуарларға барлық жағынан флюидтіректі жыныстармен шектелген пішіні линза тәрізді дене түріндегі коллектор – жыныстар жатады. Мысал ретінде көне өзендердің арнасында жыйналған саздар арасындағы құмды денелерді келтіруге болады.

Соңғы жылдардағы зерттеулердің нәтижесінде дәстүрлі екі қабатты резервуарлар мен (коллектор – жапқыш) қатар үш элементтен тұратын – коллектор, жалған жапқыш және нағыз жапқыш, резервуарлар (үш қабатты) кең таралғаны белгіленді.

Әдебиеттер: негізгі 1 [38-41,95-114], 4 [45-66], 5 [34-48], қосымша 7 [121-142]

Бақылау сұрақтары

1 Коллектор (жинауыш) тау жыныстары.

2 Тау жыныстардың кеуектілігі

3 Тау жыныстардың толық және ашық кеуектілігі, олардың

4 Тау жыныстардың өткізгіштігі.

5 Флюидтіректі (жапқыш) тау жыныстары

6 Табиғи резервуарлар

6 Дәріс тақырыбы. Жер қабығында мұнай мен газдың жатыс жағдайлары.

Мұнай мен газдың тұтқыштары және олардың жіктелуі. Қатпарлық және жарылу бұзылыстарымен байланысты тұтқыштар, стратиграфиялық үйлесімсіздік және литологиялық тұтқыштар.

Мұнай мен газдың миграциясы,түрлері. Бастапқы (бірінші) және екінші миграция. Көмірсутектердің миграциясын қамтамасыз ететін факторлар.

Жер қойнауында табиғи резервуарлардың көп бөлігі сумен толы болады. Мұнай және газ сумен бірге резервуардың ішінде жылжылады. Мұнайдың орын ауыстырып жылжуы алдынан тосқауыл кездескенде ғана тоқтайды. Олар қақпанға түскен тәрізді - тосқауыл алдында мұнай мен газ жиналымы түзіледі. Бұл құрылымдарды тұтқыш (ұстағыш) деп атайды.

И.О. Брод бойынша тұтқыш – құрылымдық иілім, стратиграфиялық экран, литологиялық шектелген құрылым түріндегі табиғи резервуардың бір бөлігі. Бұл құрылымдарда флюидтердің қозғалуы бәсеңдеп мұнай жиналу мүмкіншілігі жоғары болады. Тұтқышқа жеткен флюидтер тығыздығына байланысты жіктеліп орналасады, тұтқыштың жоғары бөлігінде газ, одан төмен мұнай, ең астында су.

Тұтқыштарды бірнеше түрге бөлуге болады;

1. құрылымдық (қатпарлық және жарылымдық дислокациялар)

2. литологиялық шектелген

3. стратиграфиялық шектелген

4. рифогендік

Қатпарлық дислокациялар тұтқыштары әр түрлі жоғары иілген дөңес құрылымдар ретінде белгіленеді (антиклиналдар, диапирлік қатпар, күмбез тәрізді көтерілімдер). Олардың арасында ең көп тарағаны антиклиналдық тұтқыштар. Мұнай және газ шоғырлары көбінесе осы тұтқыштармен байланысты. Құрылымдық тұтқыштардың мөлшері әр түрлі болуы мүмкін. Жекеленген құрылымдардың ауданы 5000 км² жетеді, қатпардың биіктігі 1000 м дейін болады.

Жарылымдық дислокациялар тұтқыштары антиклиналдар, диапирлік қатпарлар, моноклиналдар шегінде сынғыш тектоникалық қозғалыстардың әсерінен пайда болған жарылу бұзылыстарымен байланысты әсіресе олар тұзды күмбездер және басқа диапирлік қатпарлар шегінде кең тараған.

Тектоникалық бұзылыстар – лықсымалар, ығыспалар, бастырмалар қатпарларды күрделендіріп, олардың құрылымын өзгертіп, мұнаймен газдың жиналу жағдайларына әсерін тигізеді. Бұзылыстардың айырылым беті (жазықтығы) тектондық экран ролін атқарып, тектоникалық экрандалған тұтқыштарда көптеген жекеленген шоғырлардың пайда болуына әкеледі.

Стратиграфиялық тұтқыштар тау жыныстардың бұрыштық үйлесімсіз жатыс пішіндерімен байланысты. Үйлесімсіз бетінің үстінде флюидтіректі – жапқыш жыныстар орналасады, ал төменгі құрылымда қатпарланған немесе моноклиналды қабаттық резервуарлар болуы қажет. Осындай жағдайда стратиграфиялық экрандалған тұтқыштар пайда болып олар мұнайгаз шоғырлары қалыптасады.

Литологиялық тұтқыштар пайда болуы коллектор – жыныстардың литологиялық өзгерткіштігімен байланысты: құмдар мен құмтастар қабаттардың өрлеуі бойымен сыналануы, коллекторлардың кезектілігі мен өткізгіштігінің өзгеруі, жарықшақтығының өзгеруі. Жиірек литологиялық тұтқыштар сазды жыныстар ішіндегі линза тәрізді құмды денелер түрінде белгіленеді, немесе көне өзендердің арна шөгінділерімен байланысты болады.

Риф түзуші органзимдердің (коралдар, легианкалар) тіршілік әрекеттерінің нәтижесінде жабыны дөңес пішінді риф денелері пайда болуы мүмкін, олар кейінірек флюидтіректі жыныстармен жабылса – риф текті тұтқыштар қалыптасады. Риф текті тұтқыштардың табаны жайпақ, жабыны дөңес пішінді. Бұлар литологиялық тұтқыштардың бір түрі ретінде көптеген аудандарда кең жайылған. Мысалы, Каспий маңы ойпаңның шеткі бөрт белдемдерінде ірі мұнай мен газ шоғырлары риф массивтерімен байланысты.

Тұтқыштарды зерттеп, олардың жіктемесін жасау мәселелерімен көптеген ғалымдар айналысқан.

И.М. Губкин тұтқыштардың құрылымдық және литологиялық түрлерін ғана ажыратуды ұсынған, оның пікірі бойынша стратиграфиялық тұтқыштардың пайда болуы тектоникалық факторлармен қамтамасыз етіледі.

А. Леворсен тұтқыштардың үш типін белгілейді: құрылымдық, стратиграфиялық және олардың қиюласуы (құрылымдық-стратиграфиялық). Литологиялық шектелген тұтқыштарды стратиграфиялық типіне жатқызған.

Н.А. Еременко тұтқыштардың келесі түрлерін ажыратады: қатпарлық дислокациялар, жарылымдық дислокациялар, стратиграфиялық үйлесімсіздік, литологиялық және олардың әртүрлі қиюласу түрлері.

Н.Б. Вассоевич тұйық, жартылай тұйық және тұйықталмаған тұтқыштарды ажыратуды ұсынады. Тұйық және жартылай тұйық түрлері коллектор - жыныстардың сыналану нәтижесінде пайда болады, ал тұйықталмаған тұтқыштар деп құрылымдық типін айтады.

Сонымен, А.А. Бакировтың пікірі бойынша барлық жіктемелерде тұтқыштардың негізгі және ең кең тараған типтері белгіленіп, орын алады – құрылымдық, литологиялық және стратиграфиялық.

Мұнай және газ миграциясы. Жер қабығында мұнай мен газдың орын ауыстырып жылжуын мұнай және газ миграциясы деп атайды. Миграция жолы ретінде кеуек-қуыстар, жарықшақтар, қабат беттері, жарылу-бұзылыстары, стратиграфиялық үйлесімсіздік беттері болады. Бірінші және екінші миграция ажыратылады. Бірінші миграция деп көмірсутектердің аналық тау жыныстарынан кеуек-қуысты-коллектор тау жыныстарына ығысып жылжуын айтады. Екінші миграция – мұнай мен газдың қабат бойымен (латериалды, қабат ішіндегі миграция) және бір қабаттан басқа қабатқа (тік бағытталған, қабат аралық миграция) орын ауыстырып қозғалуы. Мұнай мен газдың тұтқыштырда жиналуы көбінесе екінші миграциямен байланысты.

Бірінші миграция кезінде тау жыныстардың тығыздалуы кезінде седиментациялық сумен бірге көмірсутектер коллекторға ығысады. Екінші миграция гравитациялық күштер, гидравликалық фактор әсерінен жүреді.

Көмірсутектердің миграциясының нақтылы механизмі, ғалымдардың көпшілігінің мойындауы бойынша келесі түрде бейнеленеді:

1) мұнай мен газдың ерітінді түрінде жерасты седиментациялық судың құрамында сығылып ығысуы;

2. мұнайдың газда еріп көмірсутектердің бірфазалы қоспасының миграциясы;

3. мұнай мен газдың еркін жағдайда миграциясы (ағындық миграция).

Миграция факторларының сипаттамасын толығырақ қарастырайық.

Көмірсутектердің миграциясыц үшін шешуші маңызы жыныстардың әртүрлі күштердің әсерінен тығыздалуы және седиментациялық сулардың еріген көмірсутектермен бірге сығылып ығысуы. Негізгі рольді, жоғары жатқан жыныстардың ауырлық салмағының әсерінен тығыздалу атқарады.

Жер қойнауына шамасы миграцияның ең кең тараған түрі көмірсутектердің жерасты суларында ерітінді түріндегі таралуы.

Бірінші миграцияға аналық мұнайгаз тау жыныстарындағы газдың қысымының көбеюі де мүмкіндік туғызады. Газдың қысымының көбеюі мұнайдың газда еру қабілетін күшейтеді және тау жыныстардың жарылып жарықшақтануына әкеледі, салдарынан сазды жыныстардын газмұнайлы қоспа коллектор – жаныстарына шағын жарықшақтар бойымен сығылып ығысады.

Жоғарыда айтылғандай, екінші миграцияны тау жыныстардың тығыздалуымен бірге гравитациялық күштер, гидравликалық фактор, капиллярлық күштер және еріген газбен еркін газдың энергиясы қамтамасыз етеді.

Гравитациялық фактор (ауырлық күштің әрекеті) сиграция процесінде ірі кезекті (кеуек – қуыстардың мөлшері 0,5 мм және одан астам) жыныстарда айтарлықтай роль атқарады. Гравитациялық фактордың әрекетімен флюидтердің тығыздығына қарай жіктелуі (газ, мұнай, су) және шоғырлардың қалыптасуы жүреді. Коллектор – жыныстар бойынша флюидтер миграциясы үлкен масштабта қабаттың еңкіштігі мен қысымның айырмасына тәуелді. Қабаттың еңкіштігі 1-2 м/км болса, гравитациялық күштің әсерінен мұнай мен газдың орын ауыстырып қозғалуына мүмкіндік туғызады. Мұнай мен газдың миграциясы жергілікті тұтқыштар шегінде бір құрылымнан басқаларына байқалады, сонымен бірге айтарлықтай қашықтыққа мұнайгаз пайда болған беделдерден мұнайгаз жиналу белдемдеріне шейін жүреді.

Мұнай мен газдың жерасты сулардың құрамында еріген түрінде қозғалып орын ауыстыруында гидравликалық фактор маңызды роль атқарады.

Судың алыс қашықтыққа орын қозғалу жолында мұнай мен судан бөлініп шығып өзіндік фазалар түрінде қозғалысқа ұшырайды, сөйтіп ағындық миграция басталады. Мұнай мен газдың ағындық миграциясының жылдамдығы коллектор – жыныстардың кезектілігі мен өткізгіштік қабілетімен, сонымен бірге мұнай мен газдың тұтқырлық қасиетімен, қабаттың құлау бұрышымен, және қабаттың жағдайда су, мұнай және газдың тығыздықтарының айырмашылығымен байланысты.

Көмірсутектердің миграциясында капиллярлық күштер де белгілі роль атқарады. Судың мұнаймен салыстырғанда тау жыныстарын сулау қабілеті жақсырақ болуымен байланысты,су мен жыныстың арасындағы беттік керу күші көбірек болады. Салдарынан су мұнайды ұсақ кезек – қуыстардан салыстырмалы ірі қуыстарға ығыстырады. Капиллярлық күштердің ролі көмірсутектердің жергілікті миграциясымен шектеледі.

Көмірсутектердің тік бағытталған (резервуардан тыс) миграциясы өткізгіштігі нашар тау жыныстары арқылы жүруі мүмкін. Бұл құбылыс газ немесе мұнайдың, флюидтердің тығыздығының айырмашылығынан тұратын артылған қысымның әсерінен, жарып өту мүмкіншілігі пайда болады. Әсіресе бұл газ және жеңіл мұнай жиналған жоғары амплитудалы шоғырларда байқалады.

Мұнай мен газ кен орындарын игеру жұмыстарында жылжытушы күштерінде газдың энергиясы зерттелген. Егер шоғырда газдың мөлшері артық болса, оның бір бөлігі мұнайда еріген түрінде болады, ал еркін газ шоғырдағы газды телпекті құрастырады. Шоғырдан мұнайды өндіру кезінде газды телпектегі газ көлемін кеңейту арқылы қабаттағы мұнайды ұңғымаларға қарай ығыстырады. Мұнайда еріген газ (ілеспе газ) да миграцияға өз әсерін тигізіп қабаттағы мұнайды ұңғымаға жылжытады. Шоғырдағы қабыттық қысым мұнайдың газбен қанығу қысымынан төмендегенде, бұл фактор қарқынды түрде өзінің әрекетін жүргізеді. Мұнайда еріген газ екпінді түрде мұнайдан бөлініп шығып, өзімен бірге мұнайдыв ұңғымаға қарай ығыстырып жылжытады. Осыған байланысты, шоғырларды игергенде ең алдымен мұнайды шығару қажет, ал соңынан газды телпектегі газды өндіруге болады. Сонымен бірге, қабаттық қысымды мүмкіншілік болғанша қанығу қысымынан жоғары ұстау қажет. Ондай болмаса, шоғырдың газдық энергиясын жоғалтып, мұнай шығару коэффициентін төмендетіп аламыз. Газдың қабаттық энергиясын дұрыс қолданған жағдайда мұнай шығару деңгейін жоғары дәрежеге жеткізуге болады.

Жоғарыда айтылғандай, екінші миграция екі түрге ажыратылады: резервуар ішіндегі және резервуар аралық. Резервуар ішіндегі миграция қабат бойымен жазық бағытта байқалып көбінесе платформалық облыстарға тән. Резервуар аралық миграция тік бағытта жарылу бұзылыстардың бойымен жүріп, көбінесе қатпарлы облыстарда дамыған.

Айта кететін жағдай миграцияф мұнай мен газ жиналымдарын (кен орындарын) қалыптасуымен бірге олардың бұзылуына да әкеледі. Резервуар ішіндегі миграция көпшілік жағдайда кен орындарының қалыптасуына әкелсе, резервуар аралық миграция олардың бұзылуына әкеледі.

Көмірсутектердің миграция жолында мұнай мен газдың айтарлықтай мөлшерін ұстап қалып, оларды жинау және сақтау қабілеті бар тұтқыштар кездессе, мұнайгаз шоғырлары пайда бола бастайды. Мұнай мен газ бірінші тұтқышты толтырып, қабаттың өрлеуі бойымен жоғары қарай қозғалып келесі тұтқышқа жетеді. Көмірсутектердің жиналымдарының қалыптасу механизмі, олардың типтері және масштабы бір қатар тектоникалық, гидрогеологиялық және басқа факторларғаи тәуелді. Тәжірибе жағынан қарастырғанда жекеленген геологиялық аудандарда мұнай мен газ шоғырларының пайда болу жағдайлары елеулі түрде басқаша болады. Бірақ та барлық аудандар үшін мұнай мен газ жиналымдарының қалыптасу процесінің жалпы ерекшеліктері бар. Мұнай мен газ шоғырларының қалыптасуы көмірсутектердің жүйелі жолмен миграция, дифференциациясы және аккумуляция процестерінің нәтижесінде болады.

Егер тұтқышқа түскен флюидтер мұнай, газ және судың қоспасы түрінде болса, көммірсутектер судан қалқып шығу күштердің әрекетінің нәтижесінде бөлінеді. Тұтқыштарда көмірсутектердің аккумцляциясы екі жолмен жүреді – гравитациялық күштердің әрекетінің нәтижесінде және дифференциалдық ұсталу арқылы.

Көмірсутектер граивтациялық бөлінуде тұтқыштарда флюидтердің тығыздығы бойынша орналасады. Антиклиналдық тұтқыштың дөңес бөлігі немесе басқа түрлерінің жоғарғы жағы газбен толады, төменірек шоғырдың мұнай бөлігі орналасады, ол төменнен минералданған сумен тірелген. Таза газ шоғырлары және мұнай шоғырларының газды телпектері көмірсутектердің граивтациялық бөлінуімен қалыптасқанда геологиялық жағдай бойынша қанығу қысымының мөлшері қабат қысымынан артық болуы қажет (Р_қаб< Р_қан). Қабат қысымы - қабаттағы (шоғырдағы) оны өндіруге дейінгі бастапқы қысым. Қанығу қысымы – газдың флюидте еру қабілеті тоқтаған кездегі қысым.

Қабат қысымы төмендегенде флюидтен газдың бірінші көпіршігі бөлініп шыққан кезде қабат қысымы мен қанығу қысымының тепе-теңдігі орнайды. Егер қабат қысымы қанығу қысымынан артық болса, газ суда (мұнайда) ерітілген түрінде қазғалады, ал егер қабат қысымын қанығу қысымынан аз болса, газ флюидтен бөлініп шығып ағын түрінде қозғалып орын ауыстырады.

Мұнай мен шоғырлары қалыптасуында көмірсутектердің дифференциалдық ұсталу принципін бірінен-бірі тәуелсіз орыс ғалымы С.П. Максимов және канадалық геолог У. Гассоу ұсынған. Бұл принцип бойынша қабаттарда сумен бірге қозғалысқа ұшыраған көмірсутектер, төменнен жоғары қарай қабаттың өрлеуі бойынша орналасқан тұтқыштарды кездестіру жағдайын қарастырады. Егер қанығу қысымының мөлшері қабаттың қысымынан артық болса, көмірсутектер келесі түрде бөлініп шығып тұтқыштарды толтырады. Жорамалдау бойынша, газдың миграциялық қабілеті жоғары болу салдарынан, газ мұнайдан озып, жолында кездескен бірінші тұтқышты толтырады. Тұтқышқа көмірсутектердің жаңа бөлігі келіп түскенде газ бұл тұтқышты толық толтырып мұнайды келесі жоғары орналасқан тұтқышқа ығыстырады. Екінші тұтқышта газды телпек пайда болып, мұнайдың артық бөлігі қабаттың өрлеуі бойынша орналасқан үшінші тұтқышқа өтеді, ал флюидтен көмірсутектердің барлық мөлшері бөлініп шыққанда, қабаттың өрлеуі бойыншва келесі тұтқыш сумен толады.

Егер көмірсутектердің миграциясы ерітінді түрінде жүрсе шоғырлардың қалыптасуы басқаша болады. Мұнайды газбен қанығу қысымы қабаттық қысымынан азырақ болған жағдайда, ерітінділердің қабаттардың аймақтық өрлеуі бойымен қозғалғанда қысым мен температураның төмендеуінің салдарынан ерітіндіден мұнай мен газ еркін түрінде бөлініп шығады. Сұйық көмірсутектердің еру қабілеті газбен салыстырғанда төмен болуымен байланысты ерітіндіден бірінші болып мұнай бөлініп шығады, сөйтіп төменгі тұтқышты толтырады. Кейінірек қабаттық қысым мен температураның төмендеуімен байланысты сұйық көмірсутектермен қатар газдар бөлініп шығады. Салдарынан өрлеу бойынша келесі тұтқыштарда алдымен мұнай мен газ жиналады, ал одан жоғары тұтқыш газбен толады. Көмірсутектердің мұндай дифференцияциясы флюидтердің граивтациялық бөліну принципін еске түсіреді.

Дифференциалдық ұсталу принципіне сәйкес қалыптасқан шоғырлар Орал алды мұнайгазды провинциясында, Жетібай - Өзен белдемінде және басқа аудандарда дәлелденген. Орал алды провинцияның риф құрылымындарында дифференциалдық ұсталу айқын байқалады. Орал алды ойысының ең төменгі майысқан Орынбор ауданында газды және газдыконденсатты, солтүстікке қарай – мұнайгазды, ал ең солтүстігінде, Ишимбай мұнайгазды ауданында таза мұнай кен орындары таралған. Бірақ та сонымен бірге, көптеген мұнайгазды провинцияларда мұнай мен газ шоғырларының қалыптасуында гравитациялық факторлардың басымдылығы байқалады, бұл жағдай ең жоғарғы орналасқан тұтқыштарда газдың жиналуымен, ал төмен шөккен тұтқыштарда мұнайдың жиналуымен дәлелденеді (Батыс – Сібір мұнайгазды провинция).

Мұнай мен газ кен орындарының (шоғырларының) бұзылуы олардың қалыптасуымен бірыңғай процесс. Жер қабығының қойнауында және оның беткейінде жүріп жатқан алуан түрлі процестер, мұнай және шоғырларын физикалық, химиялық және биохимиялық бұзылуға әкелуі мүмкін.

Физикалық процестердің арасында келесі түрлері белгіленеді: тектоникалық қозғалыстардың әсерінен тұтқыштың жойылуы, эрозия процестерінің салдарынан мұнайгазды жыныстардың ашылуы, тектоникалық жарылыстармен шоғырдың кесілуі, тас тұзы, саздар және магмалық жыныстардың кірігуімен кен орнының күрделенуі. Сонымен, физикалық процестер шоғырларды толық, немесе жарым-жарты бұзылуға әкелуі мүмкін.

Биохимиялық бұзылу бактериялардың әрекетімен байланысты, олар көмірсутектерді ыдыратып соңында мұнай мен газ шоғырларының жойылуына әкеледі. Мұнай шоғырларының химиялық бұзылуы мұнайдың жеңіл компоненттерден айырылып, қатты битумдарға алмасуымен байланысты.

Мұнай мен газ шоғырларының бұзылуының белгілерін жер қабығының қойнауында және оның бетінде байқауға болады. Бұл туралы асфальттік көлдер (Апшерін түбегі), күкірттің жиналымдары, битумның шоғырлары (Атабаска, АҚШ) дәлелдейді, газды шоғырлардың бұзылуын лайлы вулканизмнің көрінуімен белгіленеді.

Мұнай, әсіресе газ кен орындарының бұзылу процесі табиғатта кең дамыған, оларды зерттеу іздеу – барлау жұмыстарын жүргізуде аса маңызды.

Әдебиеттер: негізгі 4 [67-70,131-150], 5 [49-68], қосымша 7 [146-153]

Бақылау сұрақтары

1 Мұнай мен газдың тұтқыштары және олардың жіктелуі

2 Тұтқыштардың түрлері

3 Мұнай және газ миграциясы,

4 Миграция түрлері

5 Миграция факторлары

7 Дәріс тақырыбы. Мұнай мен газ шоғырлары, олардың жіктелуі. Шоғырлардың өлшемдері. Көмірсутектердің фазалық жағдайына қарай жіктелуі. Қабаттық, массивтік және литологиялық шектелген шоғырлар. Мұнай және газ қорын есептеудің көлемдік әдісі. Шоғырлардың геологиялық, баланстық (баланстан тыс) және шығарылатын қорлары. Мұнай және газ бергіштік коэффициенттері.

Шоғырлардағы температура және қысым. Статикалық, гидростатикалық,қабаттық қысымдар туралы тусінік. Қабаттық қысымның көздері. Жер қойнауындағы температура режимі

Шоғыр (кеніш) – мұнай мен газдың қарапайым бірлік иналымы. Шоғырлар тұтқыштырда қалыптасып солардың пішінін алады. Мұнай геологиясында шоғырлардың әртүрлі жіктемелері лгіленген. Солардың бірі оғырдағы көмірсутектердің фазалық жағдайына қарай Н.А. Еременко ұсынған шоғырлардың типтері:

- мұнай шоғыры;

- телпек газды мұнай шоғыры;

- газдыконденсатты;

- газды шоғыр.

Табиғи резервуарлардың түрлеріне байланысты И.О. Брод шоғырлардың негізігі үш тобын ажыратады:

1 Мұнай мен газдың қабаттық шоғырлары, соның ішінде а) қабаттық дөңбек-күмбезді және ә) қабаттық экрандалған;

2 Массивті;

3 Литологиялық шектелген шоғырлар.

Мұнай мен газдың қабаттық дөңбек күмбезді шоғыры қабаттың иілу жағдайында антиклиналь құрылымдарымен байланысты. Егер қабат бойымен мұнай мен газдың миграция жолында тектоникалық, стратиграфиялық, литологиялық экран кездесетін болса, соларға сәйкес экрандалған шоғырлар қалыптасады.

Шоғыр ішінде флюидтер тығыздық мөлшеріне сәйкес жоғарыдан төмен қарай газ, мұнай, су түрінде орналасады. Мұнай мен судың шекарасы су-мұнай жапсары, газ шоғырында газ және су шекарасы – газ-су жапсары, газ және мұнай шекарасы, газ- мұнай жапсары деп аталады. Су-мұнай жапсарының мұнайлы қабаттың жабынымен қиылысқан сызықты сыртқы контур, ал қабаттың табанымен қиылысқан сызықты ішкі контур дейді.

Өнімді қабаттың жоғары нүктесінен су-мұнай немесе газ-су жапсарына дейінгі қашықтықты шоғырдың биіктігі болады, сонымен бірге газды телпектің биіктігі және шоғырдың мұнай бөлігінің биіктігі белгіленеді.

График түрінде шоғырлар құрылымдық карталарда және қималарда бейнеленеді. Массивті шоғырлар ірі антиклиналдарда, эрозиялық көтерілімдерде және рифогендік құрылымдарда қалыптасады. Литологиялық шектелген шоғырлар әртүрлі пішінді құмды құрылымдар (арна, жағалау, дельта шөгінділері) және каверналы зоналармен байланысты.

Шоғырлардың жіктемесі, жаралу тегі бойынша олармен байланысты, тұтқыштардың қалыптасуының басты ерекшеліктерін қамтып көрсету тиісті. Осы принциптің негізінде И.М. Губкиннің көпшілікке мәлім жіктемесін дамыта келе А.А. Бакиров шоғырлардың негізгі 5 класын белгіледі: құрылымдық, рифогендік, литологиялық, стратиграфиялық және аралас.

Құрылымдық класы үш топқа бөлінеді: антиклиналдық, моноклиналдық, синклиналдық.

Антиклиналдық шоғырлар өз ретінде дөңбек – күмбезді, аспа, тектоникалық экрандалған және жапсарлас шоғырлар деп ажыратылады. Дөңбек шоғырлар құрылысы қарапайым бұзылмаған немесе жарылу бұзылыстармен, диапиризм, лайлы вулкандармен, тұз күмбезді тектоникамен күрделенген жекеленген құрылымдарда қалыптасады. Аспа шоғырлар әдетте жекеленген құрылымдардың қанаттарында орналасады. Тектоникалық экрандалған шоғырлар жекеленген антиклиналь қатпарларын күрделендіретін лықсымалар немесе ығыспалар шоғырлар өнімді горизонттардың тұзды гитокпен, диапир ядросымен немесе вулкандық құрылыммен шектескен әсерінде пайда болады.

Моноклиналдар шоғырлары флекфлексуралық құрылымдармен, құрылымдық тұмсықтармен, немесе моноклиналдарды күрделендіретін жарылу бұзылыстарымен байланысты.

Синклиналдық құрылымдардың шоғырлары синклиналдардың қанаттарында сусыз коллекторларда граивтациялық күштердің әрекетімен қалыптасады. Олар сирек кездеседі, Аппалач мұнайгазды провинциясының кейбір аудандарында ғана белгілі.

Рифогенді шоғырлар риф массивтерінде қалыптасады. Әрбір риф массивы немесе олардың тобы әдетте су – мұнай жапсары ортақ бірыңғай мұнай не газдымұнай шоғырынан тұрады. Мұнай, қағида бойынша, сумен тірелген. Әктастардың каверналылығы және жарықшақтығы массив бойымен жергілікті таралуымен байланысты, жыныстардың коллекторлық қасиеттері (өткізгіштік және кезектілік) кішкентай қашықтықта кенет өзгереді, сондықтан риф массивінің әр түрлі бөліктеріндегі ұңғымалардың дебиті бірдей болмайды. Мысал ретінде Ишимбай ауданының (Башқұрт Орал маңы) артин ярусының (төменгі пермь) рис массивтерінің шоғырларын келтіруге болады, олар кунгур ярусы гипс – ангидрит қабаттарымен жабылған. Риф массивтерімен байланысты шоғырлар Каспий маңы ойпаңының борт белдемдерінде тараған.

Литологиялық экрандалған шоғырлар коллектор – қабаттардың өрлеуі бойынша сыналуымен байланысты, немесе өткізгіштік жыныстарды флюидтіректі (өткізбейтін) жыныстармен орынбасу учаскелері. Бұл топқа коллекторды асфальт не бетуммен экрандалған шоғырлар жатады.

Шоғырлардың стратиграфиялық типі эрозиямен шайылған және жапқыш жыныстармен үйлесімсіз жамылған коллектор – қабаттарда қалыптасуы мүмкін, сонымен бірге антиклиналдар, моноклиналдардың стратиграфиялық үйлесімсіз учаскедерінде пайда болады.

Мұнай мен газ қоры және ресурсы. Геологиялық барлау жұмыстарының нәтижесінде жер қойнауындағы көмірсутектердің сандық мөлшері және сапасы бағаланады және оларды игеріп шығару мүмкіншілігі анықталады. Жер қойнауындағы көмірсутектердің барлық мөлшері қор және ресурс деп ажыратылады.

Геологиялық кор-ашылған шоғырлардағы мұнай, газ және конденсаттың мөлшері. Олардың жер қойнауында бар болуы геологиялық-геофизикалық зерттеулер, бұрғылау мәліметтері, ұңғымаларды сынамалау және тәжірибе немесе өнеркәсіптік игеру, пайдалану жұмыстарымен дәлеледенген.

Ресурстар – ашылмаған шоғырлардағы мұнай, газ және конденсаттың мөлшері. Олардың жер қойнауында болу мүмкіндігі геологиялық, геофизикалық және геохимиялық зерттеу жұмыстарының нәтижесінде болжау түрінде негізделеді.

Шығару қоры – қазіргі техникалық тәсілдер және игеру технологиясын қолдану арқылы шығарылатын геологиялық қордың бөлігі.

Мұнай, газ, конденсаттың өнеркәсіптік маңызы бар қорлары зерттелу дәрежесіне қарай барланған (А, В және С₁ категориялары) және алдын ала бағаланған (С₂ категориясы) түрлеріне бөлінеді.

Мұнай және газ ресурстары дәлелдену дәрежесі бойынша перспективті (С₃ категориясы) және болжамдық (D₁ және D₂ категориялары).

А категориясы шоғырдың типін, пішінін және мөлшерін, тиімді мұнай және газбен қаныққан қалыңдығын, коллектордың түрін, өнімді қабаттың коллекторлық қасиеттерінің мұнай және газбен қанығу өзгерістерін, мұнай, газ және конденсаттың құрамы мен қасиеттерін, сонымен бірге игеру жағдайлары тәуелді шоғырдың негізгі ерекшеліктерін қамтамасыз ететін толық зерттелген шоғырдың қоры. А категориясының қоры мұнай және газ кен орнын бекітілген игеру жобасына сәйкес бұрғыланған шоғыр бойынша есептеледі.

В категориясы - мұнай және газдың өнеркәсіптік ағыны алынған ұңғымалар негізінде мұнайгаздылығы белгіленген шоғырлардың қоры. Шоғырлардың типі, пішіні және мөлшері, тиімді мұнай газбен қанығу қалыңдығы, коллекторлық қасиеттерінің өзгерістерінің сипаты, өнімді қабаттардың мұнай – газбен қанығуы, мұнай, газ және конденсаттың құрамы, қасиеттері және басқа параметрлері, сонымен қатар игеру жағдайларын анықтайтын шоғырдың негізгі ерекшеліктерінің зерттелу дәрежесі, шоғырдың игеру жобасын қарастыруға жеткілікті болу қажет.

В категориясының қоры бекітілген мұнай кен орнын игерудің технологиялық нұсқасына сәйкес немесе газ кен орнын тәжірибелі - өнеркәсіптік игеру жобасына сәйкес бұрғыланған шоғыр бойынша есептеледі.

С₁ категориясы – мұнай және газдың өнеркәсіптік ағыны алынған ұңғымалар және сынамаланбаған ұңғымаларда геологиялық – геофизикалық зерттеулердің дұрыс болу негізінде мұнайгаздылығы белгіленген шоғырдың қоры.

С₁ категориясының қоры геологиялық барлау және пайдалану бұрғылау жұмыстарының нәтижесі бойынша есептеледі және мұнай кен орнын игерудің технологиялық нұсқасын немесе газ кен орнын тәжірибелі - өнеркәсіптік игерудің жобасын құрастыруын – қамтамасыз ету дәрежесінде зерттелуі қажет.

С₂ категориясы - мұнай мен газдың бар болуы геологиялық және геофизикалық зерттеулер мәліметтерімен дәлелденген шоғырдың қоры.

С₃ категориясы - мұнайгаздылығы ауданда орналасқан, геологиялық-геофизикалық зерттеу әдістерімен шектелген, тереңдік бұрғылауға дайындалған алаңдардағы мұнай мен перспективтік ресурстары.

D₁ категориясы - өнеркәсіптік мұнайгаздылығы дәлелденген ірі аймақтық құрылымдар шегінде бағаланатын литологиялық-стратиграфиялық кешендердегі мұнай мен газдың болжамдық ресурстары.

D₂ категориясы - өнеркәсіптік мұнайгаздылығы дәлелденбеген ірі аймақтық құрылымдар шегінде бағаланатын литологиялық – стратиграфиялық кешендердің болжамдық мұнай-газ ресурстары. Бұл комплекстердің мұнайгаздылығы геологиялық, геофизикалық және геохимиялық зерттеулердің мәліметтері негізінде болжанады.

Шоғырлардағы температура және қысым. Қабат температурасы мен қысым мұнай-газ шоғырларының жатыс жағдайының маңызды сипаттамасы болып саналады. Температура мұнай мен газдың қасиеттеріне әсерін тигізеді. Температура жоғарлаған сайын тығыздық, тұтқырлық азаяды, мұнайдың құрамы өзгереді (метандану).

Жер қойнауының жекеленген аудандарының геотермиялық жағдайлары олардың геологиялық құрылысымен, тау жыныстардың литологиялық ерекшеліктерімен, магмалық әрекеттерімен және басқа факторлармен анықталады. Жер қабығының температуралық жағдайын зерттеу арнайы термометрлермен ұңғымадағы температураны өлшеу арқылы жүргізіледі.

Жер қойнауының температуралық жағдайын сипаттау үшін екі көрсеткіш қолданылады - геотермиялық саты және геотермиялық градиент. Тұрақты температурада деңгейінен төмен қарай, температура шамасының 1⁰С-қа көтерілу үшін тереңдік (метр есебімен алынған тік бағыттағы қашықтық) – гекотермиялық саты деп аталады. Жер қабығында оның шамасы бірнеше 150 метрге дейінгі аралықта өзгереді. Геотермиялық сатының орташа шамасы – 33 м. Мысалы, вулкандық аймақтарда – 2-3 м, Солтүстік Кавказда – 12м, Мосвка маңайында – 38,4 м, Карелияда - 100 м.

Геотермиялық сатыға кері ұғым геотермиялық градиент деп, жер қойнауының әрбір 100 метріне тереңдеген сайынғы температураның (градиус есебімен) өзгеру шамасын айтамыз. Геотермиялық градиенттің орташа шамасы (әрбір 100 метрге) 3⁰С деп есептеледі. Кейбір есептеулер бойынша геотермиялық саты км-лік тереңдікке дейін сақталады, ал одан тереңірек қабаттарда температураның өсу дәрежесі кенеттен баяулап төмендейді.

Жер қабығының әр түрлі учаскелерінде геологиялық құрылысына байланысты жылулық сипаттамасы бірдей емес. Жылулық мөлшері көбірек аймақтарға жас алып тау құрылымдары (тау аралық және тау алды ойпаңдар) және жас (эпигерциндік) платформалар жатады.

Жерп қойнауы температурасының қалыптасуы мен таралуының негізгі факторлары ретінде тереңдік жылу ағыны, тау жыныстарының жатыс жағдайлары мен пішіні (құрылымдық және литологиялық факторлар). Жер асты суларының және көмірсутекті айналып жүруі мен таралып орналасуы қарастырылады.

Мұнай-газ облыстарында температуралық режим жоғары болады. Солтүстік Каспий маңы аумағында бұрғыланған ұңғымада 500 м тереңдікте температурасы 42⁰С, 1500 м –70, 2000м –80, 3000 м - 108 ⁰С анықталған.

Қабаттық қысым мұнайдың қасиеттеріне, олардың жатыс жағдайларына әсерін тигізеді. Жер қойнауындағы қысым – таужыныстар қысымы және оларды қанықтыратын флюидтер қысымының жиынтығы түрінде анықталады. Жер қойнауында қалыпты қысым және жоғары қабат қысымы режимдері болу мүмкін.

Қабаттық қысым көмірсутектердің қасиеттері мен жатыс жағдайларына (коллекторлардың сүзілу – сыйымдылық қасиеттеріне) әсерін тигізетін маңызды фактор. Жер қойнауындағы қысым тау жыныстарының қысымы мен оны флюидтермен қанығу қысымының қосындысы түрінде байқалады. Жыныс қысымы (геостатикалық қысым) оның тығыздығы және қалыңдығы анықтайтын салмағымен байланысты. Геостатикалық қысымның орташа градиенті 1м қалыңдыққа 0,023 МПа тең (жыныстардың тығыздығы 2,3 г/см³). Жынысты қанықтыратын флюидтің қысымы жүйенің ішіндегі судың салмағымен тығыздығы 1,23 г/см³ болса қысым градиенті 0,01-0,013 МПа/м болады.

Мұнайгаздылығы аудандарда қабат қысымының тереңдік бойымен өзгерістерін зерттеу нәтижелері көмірсутекті флюидтер аномальді қаба қысымы жағдайында болу мүмкіндігін көрсетті яғни қалыпты гидростатистикалық қысымнан азырақ, жиі жағдайда артық болады. Аномальді қысымдарды салыстыру үшін аномальділіктің коэффициентін қолданады – қабаттық қысымның қалыпты гидросатикалық қысымға қатынасы.

Аномальді жоғары қабат қысымының табиғаты әр түрлі болуы мүмкін, ал оның коэффициенті 1,5-2 дейін жетеді.

Аномальді жоғары қабат қысымы қатпарлы облыстарда неотектоникалық процестермен, тау жыныстардың тығыздалуының жалғасуымен, биік амплитудалы тұтқыштардың дөңбек бөлігінде пайда болатын артылған қысым, сонымен бірге құмды коллекторлардың сынамалануымен байланысты.

Қысым мен температура көмірсутектердің пайда болу кезінде маңызды фактор болады, сонымен бірге шоғырдағы көмірсутектердің фазалық жағдайына әсер тигізеді.

Көмірсутектердің табиғи қоспалары құрамы және термодинамикалық жағдайларға байланысты қабат ішінде бір фазалы (сұйық немесе газ) және екі фазалы (сұйық және газ) болуы мүмкін. Шоғырдың қалыптасу процестері және оны игеру кезінде термодинамикалық өзгерістердің әсерінен фазалық ауысулар байқалады. Көмірсутекті қоспа жоғары қысым және төменгі температура аумағында сұйық фазада болады. Қабат қысымы төмендегенде сұйықтан газ бөлініп шыға бастайды, сөйтіп көмірсутекті қоспа екі фазалы жағдайдға ауысады. Көмірсутекті қоспа төменгі қысым мен жоғары температура жағдайында газ түрінде болады.

Көмірсутектік жүйелердің фазалық режимі іздеу – барлау ұңғымаларын зерттеу іздеу әдістемесіне және кен орнын игеру тәсіліне айтарлықтай әсер етеді.

Әдебиеттер: негізгі 1 [42-43,45-47], 4 [71-78,79-85], 5 [69-88]

Бақылау сұрақтары

1 Мұнай мен газ шоғырлары

2 Шоғырдың өлшемі

3 Мұнай мен газ шоғырларының жіктелуі

4 Шоғырлардағы температура

5 Шоғырлардағы қысым

8 Дәріс тақырыбы. Мұнай және газ кен орындары, олардың жіктелуі. Қатпарлы және платформалық облыстар кенорындарының жалпы сипаттамасы.

Табиғи жағдайда мұнай-газ кен орындарының алуан түрлі типтері кездеседі, оларды бөліп жіктеу негізіне, олардың кескінін белгілейтін тұтқыш-құрылымдардың құрылысы (геометриясы), сонымен қатар аймақтық құрылымдық бөлімдердің қалыптасу жағдайын және құрылысын айқындайтын тектоникалық принциптер алынған. Мұнай-газ кен орны ең алдымен өзі орналасқан учаскенің құрылысымен сипатталады.

Мұнай-газ кен орындарының жаралу тегіне байланысты жіктемесін көптеген зерттеушілер жасаған (И.О. Брод, А.А. Бакиров, Н.А. Ерменко және басқалар), олар «мұнай және газ кен орны» түсінігіне өздерінің анықтамасын ұсынған.

Мұнай мен газ кен орны (И.О. Брод бойынша) бір алаңның қойнауында орналасқан, пайда болуы бір құрылымға бағынышты шоғырлар жиынтығы,бұл жағдай оларды іздеу,барлау,игеру жұмыстары жүйесінде бірлігін анықтайды.

Кейінірек бұл түсінікке мағынасы жақын анықтамаларды Н.А.Еременко, А.А. Бакиров және басқалар ұсынған. А.А. Бакиров бойынша бір жекеленген алаңда орналасқан бір немесе бірнеше тұтқыштарға бейімделген шоғырлардың жиынтығы. А.А.Бакировтың пікірі бойынша «мұнай және газ кен орны» жаралу тегі жағынан қарастырғанда мағынасы дұрыс емес, сондықтан оның орнына «мұнай және газ жиналған орны» түсінігін қолдану керек деп санаған.

Мұнай геологиясында генетикалық жіктемелерден басқа да жіктемелер қолданылады: шығарылатын қордың мөлшері, көмірсутектердің фазалық жағдайы, шоғырдағы газ, мұнай және конденсаттың мөлшерінің қатынасы.

Шығару қоры бойынша мұнай және газ кен орындарының жіктелуі: ұсақ (<10 млн. т, мұнай,<10 млрд. м³ газ), орташа(10-30 млн. т, 10-30 млрд. м³), ірі (30-300 млн.т, 30-500 млрд.м³), алып (>300 млн. т,>500 млрд. м³).

Батыс фирмалардың көпшілігі халықаралық жіктемені қолданады: өте ұсақ-мұнайдың шығру қоры 1млн. баррелге дейін (<0,136 млн. тонн), ұсақ-1-10млн. барр. (0,136-1,36 млн. т), орташа - 10-100 млн. барр. (1,36-13,6 млн.т), ірі – 100-500 млн. барр. (13,6-68 млн.т) және алып >500млн. барр. (>68 млн.т).

Келесі жіктеме көмірсутектердің фазалық жағдайын және шоғырдағы газ, мұнай және конденсаттың мөлшерінің қатынасын көрсетеді.

Газды кен орны (шоғыр)-метаннан тұрады, пентан және ауыр көмірсутектердің мөлшері 0,2%.

Газдыконденсатты-газды-пентанның және одан ауыр КС көлемі бойынша мөлшері 0,2-06%, бұл конденсаттың 30 см³/м³ мөлшеріне сәйкес.

Газдыконденсатты – пентан және ауыр КС мөлшері 0,6-4%, конденнсаттың 30-250 см³/м³ мөлшеріне сәйкес.

Мұнайлы-мұнай, еріген газдың мөлшері 200-250 м³/т кем.

Екі фазалы шоғырлар (кен орындары)

Мұнайгазды – газ жиналымы, мұнайлы жиектеме бар; газдың қоры мұнайдың қорынан анағұрлым артық.

Газмұнайлы – мұнай жиналымы, газды телпекпен; мұнайдың қоры газдан анағұрлым артық.

Мұнайгазконденсатты – газдыконденсатты немесе конденсатты жиналым, мұнайлы жиектеме бар; газ және конденсат қоры мұнайдан анағұрлым артық.

Газдыконденсатты – мұнайлы – мұнай жиналымы, газдыконденсатты телпекпен, мұнайдың қоры газ бен конденсаттың қорынан анағұрлым артық.

Мұнай-газ кен орындарының генетикалық жіктемесін И.О. Брод жасаған, бірақ-та өзі бұл жіктемені генетикалық деп санамаған. Жіктеменің негізі ретінде жекеленген құрылымдардың генетикалық типтерінің құрылысы алынған. И.О. Брод барлық мұнай-газ кен орындарын 2 класқа бөледі, кластар топтарға, топтар топ тармағына бөлінеді.

1класс – қатпарлы облыстарда қалыптасқан кен орындары (КС).

А тобы – брахиантиклиналь қатпарларымен байланысты КС.

- қалыпты антиклиналь қатпарлары;

- диапиризм, тұзды тектоника, интрузиямен күрделенген брахиантиклиналь қатпарлары;

- тектоникалық бастырмалармен байланысты қатпарлар.

Б тобы – моноклиналдармен байланысты КС.

- жарылымдар белдемдерімен және басқа құрылымдық күрделенумен байланысты моноклиналдар КС;

- сыналану белдемдері және стратиграфиялық (бұрыштық) үйлесімсіздікпен байланысты моноклиналдар КС.

2 класс – платформалық облыстарда қалыптасқан кен орындары.

В тобы – күмбез тәрізді және брахиантиклиналды көтерілімдермен байланысты;

Г тобы – эрозиялық және риф массивтерімен байланысты;

Д тобы – аймақтық платформалық моноклиналдармен (гомоклиналдармен) байланысты;

Е тобы – синклиналдық ойыстармен байланысты.

Кейінірек Н.А. Еременко аймақтық тектоникалық белгілер негізінде өзінің жіктемесін ұсынған. Бұл жіктемеде барлық мұнай-газ кен орындары екі класқа бөлінеді, кластар класс тармағына бөлінеді.

1 класс – платформалық облыстардың КО – терең грабендер;

- платформалық ішкі ойпаңдар (синеклизалар);

- ірі дөңес көтерілімдер және олардың беткейлері;

- платформалық сатылар (қайраң белдемі);

- платформаның тікшіл беткейі.

2 класс – қатпарлы облыстардың КО.

- тау алды ойыстың орталық бөлігі;

- тау алды ойыстың ішкі борты;

- қатпарлы белдемдер;

- тау аралық ойпаңдар;

- қондырмалы мульдалар.

Қатпарлы облыстарда қалыптасқан кен орындарының жетекші пішіні антиклиналь құрылымы, соның ішінде қалыпты антиклиналдар, тұз тектоникасымен күрделенген антиклиналдар, тектоникалық бастырмалар жабындарымен байланысты қатпарлар. Моноклиналдармен байланысты кен орындарында қабаттық тектоникалық, стратиграфиялық, литологиялық экрандалған, литологиялық барлық жағынан шектелген түрлері дамыған.

Платформалық облыстардың мұнай-газ кен орындары платформаларда қалыптасқан. Платформалардың ерекше белгісі – салыстырмалы тектоникалық тұрақтылығы, олар тектоникалық қозғалыстардың қарқынының әлсіздігімен бейнеленеді.

Континенттік платформалар материктериктердің орталық бөлігінде орын алып, олардың ядросы ретінде қалыптасады. В.Е.Хаин бойынша, платформалар біршама орнықты, қатпарлану, метаморфизм және интрузиялармен бірігіп нығайған, литосфераның аймақты бөліктері.

Платформалар екі этаждан тұрады: төменгі – фундамент, жоғарғы – шөгінді тыс. Фундамент – геосинклиналдық кезеңде қалыптасқан жыныстар жиынтығы. Шөгінді тыс жыныстары жер қабығының платформалық кезеңінде түзілген. Олар нашар қатпарланған, жазық жатқан, тайыз теңіздік және континенттік шөгінділерден түзілген. Шөгінділердің қалыңдығы азырақ болады, орта есеппен 3-4 км, дегенмен шөгінді жыныстары 20 км-лік ойпаңдар белгілі.

Платформаның фундаменті мен шөгінді тысының арасында аймақтық үйлесімсіз жату пішіні айқын белгіленеді. Платформаның жасын анықтағанда, фундаментпен шөгінді тыстың жасын ескерген жөн. Бірінші платформалар соңғы протерозойдың басында пайда болған, бұлар көне карелдік платформалар – Шығыс – Европа платформасы, Сібір платформасы. Кейінгілері – жас платформалар деп аталады: эпибайкал, эпикаледон, эпигерцин. Соңғыларына Батыс Сібір плитасы, Туран плитасы жатады.

Платформаларда орналасқан мұнай-газ орындарының негізгі пішіні – брахиантиклиналь, сирегірек күмбез құрылымдары. Бұл кен орындары құрылысының жалпы сипаттамсы платформаның дамуының тектоникалық жағдайларына бағынышты.

Платформалық кен орындарының тектоникалық бұзылыстылығы төмен, жарылу бұзылыстары жоқтың қасында, немесе біреу-екеу ғана болады. Қатпарлар мен көтерілімдердің амплитудасы азғантай (10-100 м), шоғырдың биіктігі де азырақ болады. Қатпарлардың қанаттарының құлау бұрышы бірнеше градустан аспайды. Осымен байланысты платформалық құрылымдардың ауданы айтарлықтай үлкен болады. Платформалық кен орындарында шөгінді тыстың қалыңдығы мен шоғырлардың саны қатпарлы облыстармен салыстырғанда азырақ. Жалпы алғанда құрылымдардың құрылысы қарапайым пішінді, көлемдері үлкен болғандықтан, мұнай мен газ қоры мол болады.

Тұз күмбезді көтерілімдермен байланысты кен орындары көптеген мұнай-газ өндіретін аумақтарда кездеседі. Бұлардың құрылысында платформалардың және қатпарлы облыстардың белгілері байқалады.

Тұз күмбездерімен байланыс кен орындары Каспий маңы (Қазақстан), Мексика маңы (АҚШ) ойпаңдарында, Днепр-Донецк (Украина), Хатанга және Лена-Вилюй (Россия) ойпаңдарында кең дамыған.

Тұз күмбездері дамыған облыстарда әдетте үш комплекс белгіленеді. Төменгі (тұз асты) – сорылу қатпарлардың фундаменті болады. Ортаңғы (тұзды) белсенді қабат, онда сығылу жылжу, сорылу процестері пайда болып, сорылу ядросы қалыптасады. Жоғарғы комплекс (тұз үсті) сорылу ядросының пішініне сай иіліп, пассифті түрде өзгереді. Кейде сорылу ядросы кеспелі ядроға (диапирге) айналады, соның салдарынан диапирлі (кеспелі) қатпарлар пайда болады.

Тұзды күмбездердің жаралу тегі туралы негізгі екі болжам бар. Гравитациялық гепотеза бойынша тұз массасын орын ауыстырып жоғары бағытта қозғалысқа ұшырайтын негізгі фактор ретінде тұз үстінде орналасқан жыныстардың қысымын қарастырады. Бұл болжам тәжірибе (эксперимент) түрінде дәлелденген. Қабаттық жағдайда тас тұзына үстінен 150 кг/см³ қысым болса, тұз қысымы көп учаскелерден қысым аз учаскелерге ауысады. Тұз үсті жыныстардың орташа тығыздығы 2200 кг/м³ болса, тұзды қозғалысқа ұшырайтын тұз үсті комплекстің қалыңдығы 700-800 м шамасында.

Екінші, жалпы тектоникалық гипотеза бойынша, тұздың орын ауыстырып жоғары көтерілуі жер қабығының тербелмелі қозғалыстарымен байланысты. Тұз күмбездерімен байланысты мұнай-газ кен орындары Каспий маңы ойпаңында кең тараған: Доссор, Мақат, Сағыз, Құлсары, Қаратон ж.б. Тұз диапирі (500-800 м) тереңдікке дейін орналасып, қиманың төменгі бөлігін (жоғарғы пермь, триас, кейде юра, төменгі бор шөгінділерін) тесіп өтеді, ал жоғарғы бөлігін антиклиналь немесе күмбез түрінде көтеріп тұрады. Тұз үсті құрлымымен көптеген лықсымалар жекеленген қанаттарға, алаңдарға бөледі. Мұнай-газ шоғырлары қабаттық тектоникалық экрандалған, стратиграфиялық экрандалған және литологиялық экрандалған.

Риф массивтерінде дамыған мұнай және газ орындары жиі кездеседі. Мысалы Қарашығанақ мұнайгазды конденсатты кен орны (Каспий маңы провинциясы), мұнай кен орындары Ишимбай тобы (Орал алды провинциясы) ж.б.

Кейінірек, мұнай-газ жиналымдарының жіктемесін А.А. Бакиров ұсынған, бұл жіктеме мұнай геологиясы саласында және мұнай-газ ісінде кең тараған. Жіктеменің негізі ретінде әр түрлі тұтқыштар алынған, соларға сәйкес мұнай-газ жиналымдарының кластары белгіленген. Кластар топтарға, топ тармақтарға бөлінеді. Мұнай-газ жиналымдары келесі кластарға бөлінеді: құрылымдық, рифогендік, литологиялық, стратиграфиялық және литолгиялық-стратиграфиялық.

Мұнай-газ жиналымдарының ең көп тарағаны және маңыздысы құрылымдық класс, бұл класс алты топқа бөлінеді:

- қарапайым бұзылмаған антиклиналь және күмбез тәрізді құрылымдар;

- әр түрлі стратиграфиялық комплекстерде құрылымдық планы сәйкес келмейтін антиклиналдар және күмбез тәрізді көтерілімдер;

- тектоникалық жарылыстармен бұзылып күрделенген антиклиналдар және күмбез құрылымдары;

- тұз тектоникасымен күрделенген құрылымдар;

- диапиризм (тұзды және саз-балшықты) және майлы вулканизммен күрделенген құрылымдар;

- моноклиналдармен байланысты жиналымдар.

Рифогендік класс

- жекеленген риф массивтері;

- риф массивтерінің жиынтығы.

Стратиграфиялық класс, үйлесімсіздік жатыс пішіндерімен байланысты жиналымдар.

Литологиялық класс

- коллектор-қабаттардың өрлеуі бағытында сыналануы;

- коллектор жыныстардың өткізгіштігі нашар жыныстармен алмасуы;

- барлық жағынан литологиялық шектелген;

Литологиялық – стратиграфиялық класс жиналымдарында жоғарыда келтірілген жекеленген кластардың белгілері байқалады.

Табиғи жағдайда мұнайгаз кен орындарының аралас түрлері де тараған.

Әдебиеттер: негізгі 1 [44-45], 4 [86-111], 5 [72-73], қосымша 7 [212-239]

Бақылау сұрақтары

1 Мұнай және газ кенорындары

2 Мұнай және газ кенорындары жіктелу

3 Кенорындарының қор мөлшеріне байланысты жіктелуі

4 Қатпарлы облыстардағы кен орындары

5 Платформаларда орналасқан кен орындары

9 Дәріс тақырыбы. Мұнай-газ кен орындарын іздеу және барлаудың геологиялық, геофизикалық, геохимиялық әдістері. Геологиялық әдістер - геологиялық және геологиялық-құрылымдық карта түсіру, құрылымдық бұрғылау.Геофизикалық әдістер - сейсмобарлау, гравибарлау, электрбарлау.

Геохимиялық әдістер - газдылық түсіру, битумдық түсіру, гидрогеохимиялық, люменисценттік-битуминологиялық зерттеу жұмыстары.

Мұнай мен газ кенорындарын іздеу және барлауда геологиялық, геофизикалық және геохимиялық әдістер қолданылады.

Геологиялық әдістерге геологиялық карта түсіру, құрылымдық-геоморфологиялық зерттеулер және арақашықтық әдістер жатады.

Геологиялық түсіру кезінде ауданның стратиграфиясы, тектоникасы айқындалып, геологиялық карта жасалады.

Геологиялық карта дегеніміз – топографиялық негізі бар жер қабығының белгілі бір ауданының геологиялық құрылысын берілген масштабта шартты белгілер арқылы бейнелеу. Мұнда геологиялық құрылысы жер бетіне шығып жатқан тау жыныстары бір-бірінен геологиялық жасы, құрамы, жаралу тегі және жатыс жағдайлары бойынша ажыратылады.

Ауданның геологиялық құрылысын толық білу үшін геологиялық қималар түсіріледі. Қима түсірілгеннен соң стратиграфиялық бағана жасалынады. Бағанада тау жыныстары жас ретімен, қабат қалыңдықтарымен үйлестіріле орналастырылады.

Мұнай және газ кен орындарын іздеу мақсатымен геологиялық карта түсіру шешетін мәселелері және зерттеу учаскенің геологиялық құрылысының күрделегіне байланысты әр түрлі масштабта жүргізіледі: геологиялық құрылысы нашар бейнеленген аудандарда аймақтық зерттеу жұмыстары кезінде геологиялық карта түсіру 1:500 000, 1:200 000 масштабта жүргізіледі. Іздеу жағынан назар аударатын алаңдарда дәлдікті зерттеу үшін 1:100 000 – 1:10 000 масштабтар қолданылады.

Дәлдікті түсіру нәтижесінде жасалған геологиялық карталарда жекеленген көтерілімдер (антиклиналдар) көрсетіледі. Әдетте картадағы антиклиналдық көтерілімдерге салыстырмалы көне құрылымдардың ашылмалары сәйкес келеді, ал шеткі бөліктерінде жас жыныстар дөңесті қапсыра қамтиды.

Геологиялық түсірумен бірге мұнайгеологиялық зерттеулер жүргізіледі соның ішінде мұнай мен газдың табиғи жолмен жер бетіне шыққан түзілімдерді бақылау және бағалау, жанғыш пайдалы қазбалардан және аналық мұнай тау жыныстарынан лабораториялық зерттеулер үшін сынамалар алу.

Құрылымдық-геологиялық түсіру нәтижесінде геологиялық және құрылымдық карта жасалады. Бұл жұмыстар жабық платформалық облыстарда құрылымдық бұрғылаумен (100-150 м) бірге жүргізіледі.

Құрылымдық-геоморфологиялық зерттеулер топографиялық карталарды, аэро- және космосуреттерді талдау арқылы жүргізіледі. Әдістің негізі - жер беті бедері мен жер қойнауындағы мұнайгаз кешендерінің антиклинал құрылымдарының байланысы.

Арақашақтық әдіс аэро- және космосуреттерді талдау жұмыстарына негізделген басқа геологиялық әдістермен кешенді түрде қолданылады. Далалық геофизикалық зерттеу әдістері мұнай мен газды іздеу және барлау жұмыстарында кең қолданылады. Бұл әдістер белгілі ауданның физикалық өрістерін (гравитациялық, магниттік, электрлік, жылу және серпімді тербелістер) зерттеуге және талдауға негізделген. Физикалық өрістер ауданның литологиялық құрамының және тектоникалық құрылысының ерекшеліктерін көрсетеді. Осыған байланысты гравиметрлік, магнитометрлік, элоктрометрлік және сейсмикалық барлау белгіленеді. Геофизикалық әдістер шын мәнінде жанама мәліметтер береді, оларды талдағанда тіректі геологиялық ақпарат қажет. Гравибарлау-геофизикалық негізгі әдістердің бірі. Бұл әдіс жер қойнауында ауырлық күштің таралуын зерттеу арқылы ауданның геологиялық құрылысын айқындайды.

Ауырлық күші өрісі немесе гравитациялық өріс жердің пішіні, орталықтан тепкіш күш және жердің ішінде әр түрлі массалардың таралуымен байланысты. Тиісті өңдеу арқылы гравитациялық өрістің жиынтық мөлшерінен осы өрісті туғызатын ауырлық күштің аномалді өрісін бөліп шығаруға болады. Мысалы, антиклинал қатпарлардың орталық бөлігінде тығыздығы жоғары тау жыныстары орналасса, ал онымен көршілес учаскелерде бұл жыныстар үлкен тереңдікте жатса, антиклиналдің үстінде ауырлық күштің мөлшері салыстырмалы көбірек болады. Тұз күмбездерінің үстінде ауырлық күштің мөлшері азаяды, себебі тұздың тығыздығы қоршаған сыйыстырушы жыныстардың тығыздығынан аз. Сонымен, жер бетінің нақтылы учаскелерінде ауырлық күштің таралуын зерттеу арқылы, оның геологиялық құрылысының ерекшеліктерін айқындауға болады.

Гравиметрлік түсіру арнайы аспаптардың көмегімен жүргізіледі – гравиметр, маятникті аспап, гравитациялық вариометр және градиентметр.

Гравиметрлік түсіру профильдік немесе аудандық (алаңдық) болуы мүмкін. Бірінші жағдайда бақылау пунктері жекеленген профильдер бойымен орналасады, олардың нәтижелері ауырлық күштің аномалияларының (немесе градиенттерінің) графиктері тұрғызылады. Алаңдық түсіру кезінде территория бақылау нүктелерімен біркелкі тегіс жабылады.

Гравиметрлік түсіру аймақтық және дәлдік зерттеулерде қолданылады. Шешетін мәселелерде және зерттеудің дәлдігіне байланысты гравиметрлік жұмыстар шартты түрде үш кезеңге бөлінеді:

- аймақтық зерттеулер, мұнайгазды территриялардың құрылысының жалпы заңдылықтарын айқындау үшін;

- дәлдікті зерттеулер, мұнайгазды перспективасы бар құрылымдарды іздеу үшін;

- мұнай және газ шоғырларын тікелей іздеу.

Масштабы 1:200 000 және 1:500 000 аймақтық гравиметриялық түсіру перспективті мұнайгазды шөгінділерді тектоникалық аудандастыру, жарылымдарды белгілеу, шөгінді тыстың қалыңдыған бағалау және құрылымдық жоспарлардың қатынасын айқындау үшін қолданады. Аймақтық гравиметрлік жұмыстар нәтижесінде тектоникалық аудандастыру жүргізіледі және дәлдік геологиялық-геофизикалық жұмыстарды жоспарлау үшін мұнайгаз шоғырлары табылу песпективасы жоғары учаскелер белгіленеді.

Әрбір геотектоникалық аймақтың құрылысында өзіне тән ерекшеліктері бар, осыған сәйкес гравитациялық өрісінің сипаты да ерекше болады. Мысалы ретінде Каспий маңы ойпаңының және оның жиектерінің гравитациялық өрісін қарастырайық. Каспий маңы ойпаңымен іргелес Шығыс Европа платформасының ауырлық күші мөлшері салыстырмалы жоғары, ал Орал алды ойысында – төмендеген. Шығыс Европа платформасының гравитациялық аномалиялары рифейге дейінгі фундаментінің заттық құрамымен, ал Орал алды ойысының салыстырмалы төмен гравитациялық өрісі шөгіді тысының үлкен қалыңдығымен (12 км) байланысты.

Каспий маңы ойпаңының аймақтық аномалиялары Мохо бетінің бедерімен және нығайған қабықтың геологиялық құрылысымен байланысты.

Дәлдік гравиметрлік зерттеулер шөгінді жыныстардың қимасында жергілікті көтерілімдерді айқындау үшін жүргізіледі.

Мұнайгазды провинциялардың көпшілігі үшін ауырлық күштің жергілікті аномалияларының жергілікті тектоникалық құрылымдармен сапалы байланысы белгіленген. Тікелей байланыс Туран плитасының жергілікті көтерілімдеріне тән (Үстірт, Маңғыстау).

Гравитациялық өрістің аномалияларында тектоникалық құрылымдардың кері бейнесі Батыс Сібір аудандарында тұзды күмбездер дамыған аудандарда (Каспий маңы ойпаңы), кейбір жағдайдайларда риф құрылымдарының үстінде белгіленген.

Ауырлық күштің теріс аномалиялары тас тұзды диапирлері дамыған көтерілімдерде байқалады. Көптеген мұнайгазды аудандарда тұзды күмбездерді түсіру үшін ең тиімді әдіс гравитациялық барлау болып шықты.

Тұзды күмбезге айқын минимум сәйкес, соңғылардың пішіні тұзды күмбез құрылымдарына сәйкес келеді.

Риф құрылымдарымен байланысты тұтқыштарды іздеу жұмыстарында гравибарлау кең қолданылады. Рифтер оң және теріс аномалиялармен бейнеленеді. Аномалияның белгісі риф жыныстарының тығыздығы және қоршаған сыйғызушы жыныстардың тығыздығымен байланысты. Рифты сыйғызушы жыныстар тұзды немесе сазды шөгінділер болса, ауырлық күштің аномалиясы оң болады, егер ангидриттер, доломиттер, тығыздалған карбонатты жыныстар болса, риф массивтеріне ауырлық күштің минимумдары сәйкес келеді.

Магниттік барлау жер бетіндегі магниттік өрістің өзгеруін зерттеу арқылы жер қойнауындағы магниттік қасиеті бар тау жыныстарының таралуын анықтайды.

Магниттік барлау мәліметтерін арнайы өңдеу арқылы басқа әдістермен кешенді түрде зерттеу ауданының геологиялық құрылысын айқындауға болады. Шөгінді жыныстар құрамында, қағида бойынша, аномалия туғызатын жыныстар жоқ деуге болады, магниттік аномалиялар крситалдық фундаментпен байланысты. Ірі территориялардың мұнайгазды перспективасын бағалау кезінде фундаменттің құрылысын және оның шөгінді тыспен байланысын білу қажет болғандықтан, магниттік барлау аймақтық зерттеу жұмыстарында кең қолданылады.

Мұнай мен газды перспективті құрылымдарды іздеу жұмыстарында магниттік барлау мәліметтері басқа әдістермен кешенді түрде қолданылады. Магниттік барлау шөгінді тыстағы құрылымдардың таралуын бақылайтын көптеген жарылымдарды айқындауға мүмкіндік береді. Батыс Сібір аумағында мұнайгазды перспективті тұтқыштар теріс магниттік аномалияларға сәйкес келетіні белгіленді.

Соңғы кездерде магниттік барлау мұнайгаздылықты болжау жұмыстарында, соның ішінде жер қойнауында мұнай және газ шоғырларының бар болуын анықтауда, тікелей әдіс ретінде қолданылады. Мұнайгаз шоғырларының үстінде магниттік өріс нақтылы аномалиялармен ерекшеленетіні бұрыннан белгілі. Бірақ та шоғырдың өзі және коллектор-жыныстардың магниттік қасиеттері қоршаған сыйғызушы жыныстардың қасиеттерімен бірдей. Шоғырдың үстіндегі магниттік аномалиялар қимада магниттік минералдардың пайда болуымен байланысты. Химиялық белсенді компоненттердің (көмірсутектер ж.б.) әсерінен темірлі минералдар (гематит Fe₂O₃) магнитті минералдарға ауысады (магнетит Fe₃O₄).

Екі өркешті аномалиялар көмірсутектердің тік бағытталған миграция белдемдерімен байланысты. Оң аномалиялар шоғырдың ауданында магниттік қабілеті біркелкі жыныстардың таралуын белгілейді. Теріс аномалиялар қиманың жоғарғы бөлігінде магнетит пен пирротиннің орнына пирит пен сидериттің пайда болуын көрсетеді. Бұл шоғырдан келген күкіртті сутектің әсерімен байланысты болуы мүмкін.

Электробарлау – табиғи және жасанды электормагниттік өрістерді зерттеу арқылы жер қабығында электромагниттігі әртүрлі тау жыныстардың таралуын белгілейді. Сейсмикалық барлау – жер қойнауында серпінді толқындардың таралуын зерттеуге негізделген, сол арқылы ауданның геологиялық құрылысы бейнеленеді. Серпінді тербелістер жер қабығында әртүрлі физикалық қасиеттерімен сипатталатын тау жыныстарында таралу жолында серпінді толқындар әртүрлі таужыныстардың шекарасында шағылысады және сынады (сынған толқындар). Шағылысқан және сынған толқындар арнайы құралдармен тіркеледі. Толқындардың келу уақыты сипаттамасы бойынша әртүрлі геологиялық денелердің жатыс тереңдігі, құрылысы және заттық құрамы анықталады. Серпінді толқындардың типіне байланысты сейсмобарлаудың басты екі әдісі ажыратылады. Шағылыс толқындар әдісі (метод отраженных волн, МОВ) және сынған толқындардың корреляциялық әдісі (корреляционный метод преломленных волн КМПВ).

Мұнай мен газды іздеубарлау жұмыстарында геохимиялық зерттеу әдістері кең қолданылады. Мазмұны және жүктелген міндеттеріне сәйкес геохимиялық зерттеулер әдістері екі топқа бөлінеді.

Бірінші топқа аймақтық геохимиялық зерттеулер кіреді, олардың міндеті аймақта тараған мұнайгазды шөгінділердің перспективасын бағалау. Екінші топқа нақтылы геохимиялық зерттеу (геохимиялық іздеу) жатады, оның міндеті мұнай-газ шоғырларын іздеу. Геохимиялық іздеу жұмыстарында әртүрлі түсіру әдістері қолданылады – газдық, газдыбиохимиялық, газдыгидрохимиялық түсіру, газдық каротаж т.б.

Әдебиеттер: негізгі 1 [51-57], 5 [109-136]

Бақылау сұрақтары

1 Мұнай-газ кен орындарын іздеу және барлау әдістері

2 Геологиялық әдістер

3 Геофизикалық әдістер

4 Геохимиялық әдістер

10 Дәріс тақырыбы Мұнай мен газды іздеу және барлау жұмыстары.

Бұрғылау жұмыстары. Мұнай және газ ұңғымалары. Бұрғылау тәсілдері, ұңғыма конструкциясы. Бұрғылау технологиясы.

Ұңғымаларды зерттеу кешендері, кәсіптік-геофизикалық (каротаж) және геохимиялық зерттеулер.

Ұңғымаларды бұрғылау кезіндегі геологиялық бақылау, керн және шлам сынамаларын алу. Өнімді қабаттарды ашу, сынамалау және сынау. Мұнай, газ және су сынамаларын алу

Мұнай мен газды геологиялық барлау жұмыстарында геологиялық мәліметтер алудың негізігі әдісі – ұңғымаларды бұрғылау. Ұңғыма дегеніміз жер қабығында арнайы бұрғылау аспаптарының көмегімен қазылатын диаметрі тереңдігінен бірнеше есе кіші цилиндр пішінді тау-кен құрылыс орны. Ұңғыманың басталған жері сағасы, цилиндрлі беті қабырғасы немесе оқпаны, ең төменгі шегі түбі деп аталады.

Ұңғымаларды тік және көлбеу бұрғылайды. Олардың диаметрі аралықтан аралыққа кішірейіп отырады. Ең жоғарғы шеген құбырды - бағыттаушы құбыр дейді. Негізігі міндеті жердің жоғарғы жағындағы топырақ қабатын бекіту және саз-балшық ерітіндісінің айналымын қамтамасыз ету. Оның ішінен, жоғарғы су қабаттарының ағымынан сақтау мақсатымен сағалық құбыр – кондуктор жібереді. Кондуктордың ішінен ұңғыманың тереңдігіне және қазу қабаттарының орналасу ерекшеліктеріне байланысты бір немесе екі қосымша шеген құбырларын жібереді. Ең соңында пайдалану құбырын жібереді. Мұнай мен газ өндіру үшін оның сағасына фонтанды қондырғы арқылы, кіші диаметрлі мұнай мен газ көтергіш құбыр жіберіледі. Мұнай мен газ ұңғымаларын бұрғылауда айналмалы бұрғылау тәсілі қолданылады. Бұл тәсіл бойынша ұңғыма үздіксіз айналатын қашаумен бұрғыланады. Тау жыныстарының ұсақталған бөлшектері жер бетіне жуу сұйығының ағынымен көтеріледі. Айналмалы бұрғылау ротарлық және түптік қозғалтқыштармен бұрғылау болып бөлінеді.

Ротарлық бұрғылау тәсілінде қозғалтқыш жер бетінде орналасады, қашау бұрғылау тізбегі арқылы айналдырады. Түптік қозғалтқыштармен (гидравликалық турбобұрғы немесе электрбұрғы) бұрғылау тәсілінде қозғалтқыш тікелей қашаудан жоғары орналастырылады.

Мұнай мен газ кен орындарын геологиялық зерттеу, іздеу, барлау және пайдалану мақсатымен бұрғыланатын барлық ұңғымалар тіректік, параметрлік, құрылымдық, іздеу, барлау, пайдалану (өндіру) топтарға бөлінеді.

Тіректік ұңғымалар – ірі аймақтардың геологиялық құрылысын зерттеу, мұнай және газ жиналатын шөгінді тау жыныстары кешендерінің таралу заңдылықтарын анықтау үшін қазылады. Осының нәтижесінде мұнай-газды іздеу-барлау жұмыстардың перспективті бағыты таңдалады.

Тіректік ұңғымаларды бұрғылау нәтижесінде шөгінді тыстың стратиграфиялық қимасын құрастырады, ашылған қиманың геологиялық-геофизикалық сипаттамасын зерттейді, қимада мұнайгазды перспективті қабаттарды белгілейді.

Параметрлік ұңғымалар үлкен тереңдіктердегі тау жыныстарының геологиялық құрылысын зерттеу, қиманың геологиялық-геофизикалық сипатын айқындау, ауданның мұнайгазды перспективасын бағалау және дәлдік іздеу жұмыстарын жүргізетін перспективті аудандарды белгілеу үшін қазылады.

Құрылымдық ұңғымалар перспективті алаңдарды белгілеу және оларды іздеу бұрғылау жұмыстарына дайындау үшін қазылады. Құрылымдық бұрғылау және геофизикалық зерттеу нәтижелері тау жыныстарының орналасу ерекшеліктерін, физикалық қасиеттерін анықтау үшін және құрылымдық картасын тұрғызу үшін қолданылады. Іздеу ұңғымалары геологиялық барлау жұмыстарын жүргізу үшін дайындалғаналаңдарда жаңа мұнай мен газды кен орындарын ашу үшін немесе ашылған кен орындардың шегінде жаңа мұнай мен газ шоғырларын іздеу мақсатымен қазылады. Іздеу ұңғымаларын бұрғылау барысында тау жыныстары үлгілерін, су, газ, мұнай сынамаларын алу арқылы кен орнының қимасы мұқият зерттеледі.

Барлау ұңғымалары өндірістік мұнай мен газ кен орны анықталған алаңдарда оның қорын есептеу, кен орнын пайдалануға дайындау мақсатымен қазылады.

Пайдалану ұңғымалары толық барланған және пайдалануға дайындалған кен орындарында мұнай мен газды өндіру үшін қазылады. Бұл ұңғымалар қатарына бағалау, бақылау, қабатқа сұйық, газ айдаушы ұңғымалар жатады.

Бағалау ұңғымалары қабат жұмысы режимін, кен орнын игерудің технологиясын анықтау үшін қазылады.

Бақылау ұңғымаларын кен орнының игеру режимін үзбей қадағалап отыру үшін қолданады.

Айдау ұңғымалары өнімді қабат қысымын түсірмей, қабатқа су, газ айдап белгілі бір шамада ұстап тұру үшін қолданылады.

Арнайы ұңғымалар өндірістік су қалдықтарын жинау, жер асты газ қоймаларын дайындау, мұнай және газ ашық фонтандарын тоқтатып жою, техникалық су қорларын барлау және пайдалану үшін қазылады.

Ұңғымаларды зерттеу кешендеріне геологиялық, кәсіптік-геофизикалық (каротаж) және геохимиялық әдістер жатады. Геологиялық әдістер ұңғыманың қимасын тау жыныстарды (керн), мұнай, газ және су үлгілерін зерттеу арқылы жүргізіледі.

Бұрғылау барысында ұңғыма бойымен алынатын тау жыныстардың үлгітасын керн деп атайды, ал бұрғылау кезінде пайда болып, жуу ерітіндісімен жер бетінде шығарылатын тау жыныстардың ұсақ бөлшектерін шлам дейді.

Керннің мөлшері және интервалдары ұңғыманың мақсаты және шешілетін сауалдарға байланысты. Тіректі ұңғымаларда керн тұтас алынады, параметрлік ұңғымаларда - тереңдігінің 20%, іздеу ұңғымаларында –10-12%. Өнімді қабаттардан керн тұтас алынады. Кернмен бірге шлам алынып зерттеледі.

Ұңғымаларды кәсіптік-геофизикалық зерттеу жұмыстарының мақсаттары:

- қабаттарды литологиялық құрамына қарай бөлшектеу. Олардың қалыңдығын және жатыс тереңдігін анықтау;

- мұнайгазбен қаныққан қабаттарды белгілеу, олардың фильтрациялық сыйымдылық қасиеттерін анықтау;

- ұңғыманың техникалық жағдайын бақылау;

- кенорнын пайдалану (өндіру) жағдайын бақылау.

Бұл жұмыстарды жүргізу үшін әртүрлі каротаж тәсілдерін қолданады. Электрлік, радиоактивтік, акустикалық, газдық каротаж. Сонымен бірге ұңғыманың диаметрі, профилі, еңкіштігі анықталады.

Геологиялық, геофизикалық зерттеу жұмыстарының нәтижесінде геологиялық-геофизикалық қима құрастырылады, бұрғылау мәліметтері бойынша құрылымдық карта жасалады.

Шөгінді жыныстар қимасының геологиялық құрылысын зерттеуде негізгі ақпарат көзі болып ұңғыма саналады. Сондықтан да геологиялық құжаттар кешенінде ең бастысы ұңғыманың геологиялық – геофизикалық қимасы. Геологиялық – геофизикалық қимада ұңғымамен ашылған қиманың барлық мәліметтері бейнеленеді.

Кәсіптік – геофизикалық зерттеулер кешені, кернді зерттеу нәтижелері және сынамалау мәліметтері бойынша ұңғыма қимасы литологиялық құрамы және физикалық қасиеттеріне қарай қабаттарға ажыратылады. Қабаттардың литологиялық құрамын керн бойынша анықтауға болады, ал негізінде жанама әдістер қолданылады – кәсіптік – геофизикалық әдістермен олардың физикалық қасиеттерін өлшеу арқылы.

Ұңғыма қимасының литологиялық бөлшектенуі литологиялық бағана түрінде бейнеленеді, онымен бірге қиманың стратиграфиялық үлгісі көрсетіледі.

Ауданның геологиялық моделін жасауда негізгі мәселе қималардың корреляциясын жүргізу. Қималардың корреляциясын әр түрлі белгілерге сүйеніп жасауға болады: кесек жыныстардың баяндап жазбасы, петрографиялық анықтама жазбалар, химиялық құрамы, физикалық қасиеттері. Фауна қалдықтарының анықтамалары негізгі бақылау белгісі болады. Негізінде ұңғымалар қималарының корреляциясы каротаждың (кәсіптік – геофизикалық) белгілерге сүйене отырып жасалады. Біріншіден қималарда бір типті жыныстар-теригенді, карбонатты, тұзды белгіленеді. Коррелияцияның нәтижесі сұлба түрінде бейнеленеді, онымен бірге ұңғымалардың орналасу жоспары қоса беріледі.

Бұл мәліметтер бойынша зерттелу шөгінділерінің литологиялық – стратиграфиялық қималары құрастырылады: типтік және қалыпты. Типтік қима қабаттардың тік бағытталған қалыңдығы, ал қалыпты қима – нақтылы қалыңдығы бойынша жасалады. Қималардың өзгешеліктері көбірек болғанда бірнеше типтік қима жасайды, сонымен бірге жинақталған (құрамы) қима жасалады.

Қорытынды ретінде профилдік геологиялық қима жасалады – жер қабығының нақтылы учаскесінің тік бағытталған кескіні. Қимада белгілі бір масштабта тау жыныстар қабаттарының немесе басқа геологиялық денелердің (шоғырдың, өнімді горизонттың ж.б.) ерекшеліктері көрсетіледі. Басқаша айтқанда геологиялық қималарда зерттелетін ауданның терең қабаттарының геологиялық құрылысын, қабаттардың жасын, қалыңдығын бір-бірімен арақатынастарын түсіреді.

Геологиялық профилде геологиялық денелердің литологиялық құрамы және шекаралары көрсетіледі. Егер шөгінділердің литологиясымен бірге олардың жаралу жағдайлары әртүрлі шартты белгілермен бейнеленсе, геологиялық профилді литологиялық – фациялдық деп атайды.

Геологиялық профилмен бірге стратиграфиялық бағана және ұңғымалардың орналасу сұлбасы қоса жасалады.

Айта кететін жағдай, геологиялық профил флюидті жүйенін моделін көрсетуге мүмкіндік береді. Әр түрлі шартты белгілермен қиманың газбен, мұнаймен, сумен толған бөліктері көрсетіледі, олардың арасындағы жапсарлас шекаралар жүргізіледі – газ-мұнай жапсары, су-мұнай жапсары, газ-су жапсары.

Мұнайгаз геологиясында геологиялық профилдермен бірге негізгі графикалық құжаттарға құрылымдық карталар жатады. Изогипсалармен көрсетілген карталар геологиялық сипаттамалардың сандық өзгерістерін графикалық үлгі түрінде бейнелейді. Бұл карталарды құрастыруда тіректік қабаттың, өнімді горизонттың бетінін сандық белгілерін, стратиграфиялық үйлесімсіздік беті, тектоникалық бұзылыстар, қабатттың қалыңдығы, кеуектік ж.б. мәліметтерді қолданады. Құрылымдық карталар берілген беттің бедерін бейнелеу үшін жасалады. Олар изогипсалармен (теңіз деңгейінен биіктігі бірдей сызықтар) түсіру бетінің жатыс пішінін көрсетеді. Изогипсалар тік интервал (изогипса тілімінін биіктігі) ара қашықтығы арқылы жүргізіледі. Оны жыныстардың жатыс жағдайлары, қабаттардың құлау бұрышы, масштабы және қажетті дәлдікке байланысты таңдайды. Қатпарлы облыстарда 25-50 м, платформаларда 5-10, сирегірек 20 м.

Құрылымдық карталар бұрғылау мәліметтері және сейсмикалық барлау нәтижелері бойынша жасалады. Әдетте құрылымдық карталарды жасауда негізгі екі тәсіл қолданады: 1) үшбұрыштар, тектоникалық бұзылыстармен күрделенбеген геологиялық құрылымдардың картасын түсіру үшін; 2) профилдер, тектоникалық бұзылыстармен күрделенген құрылымдарды түсіру үшін қолданады.

Әдебиеттер: негізгі 1 [58-64], 5 [136-196]

Бақылау сұрақтары

1 Бұрғылау жұмыстарының сипаттамасы

2 Ұңғыма анықтамасы және олардың түрлері

3 Бұрғылау тәсілдері

4 Ұңғымаларды зерттеу кешендері

11 Дәріс тақырыбы. Жер қабығында мұнай мен газдың таралу заңдылықтары. Құрылымдық-тектоникалық, геологиялық жасына байланысты және тереңдік заңдылықтары. Аймақтық мұнай газдылы кешендер және оларды бөлетін аймақтық жапқыштар туралы түсінік. Литосфераның қимасы және жер шарының ауданы бойынша көмірсутектер қорының біркелкі емес болуы. Мұнайлы өңірді тектоникалық және мұнай–геологиялық аудандастыру принциптері

Табиғатта мұнай мен газ кен орындары топтасып кездеседі, жер қойнауында олардың таралу ерекшеліктері белгілі заңдылықтарға тәуелді болады.

Мұнайгаз жиналу жағдайларын, негізінде геотектоникалық факторлар анықтайды. Тектоникалық жағдайлар аймақтық миграция бағытын белгілейді, ал ең бастысы тектоникалық қозғалыстар жергілікті тұтқыштарды құрастырады.

Көптеген зерттеушілердің еңбектерінде көмірсутектердің жиналымдары қарқынды төмен майысу аудандарымен ұштасуын белгілейді. Мұнай мен газдың ірі кенорындары жер қабығының келесі тектоникалық бөлімдерімен байланысты:

1) платформадағы бел-белесті және дөңбек күмбезді көтерілімдер;

2) ірі аймақтардың шеткі белдемдері;

3. шеткі ойыстардың платформамен түйіскен беткейлері.

И.И. Несторов мұнай мен газ қорының әртүрлі шоғырларда орналасуын талдау нәтижесінде геологиялық қордың 33% қабаттық дөңбек-күмбезді шоғырларда, 57 % массивтік, шамамен 7% литологиялық шектелген, ал қордың азғантай бөлігі басқа күрделі шоғырлармен байланысты екенін көрсетті.

Мұнай-газ жиналымдары докембрийден бастап төрттік шөгінділерге дейін белгілі. Олардың ең ірілері девон-плиоцен аралығында кездеседі. Көне платформаларда девон және таскөмір шөгінділерінде, жас платформаларда юра және бор шөгінділерімен байланысты, тау аралық ойпаңдарда және альпі қатпарлы құрылымдардың шеткі бөлімдерінде өнімді қабаттардың геологиялық жасы палеоген және неоген.

Мұнайдың ең көп мөлшері мезозой шөгінділерінде орналасқан – 50 %, қайнозой шөгінділерінде 30 %, палеозой – шамамен 10 %. Газдың негізгі қоры мезозой шөгінділерінде кездеседі.

Мұнай-газ кенорындарының тереңдік бойымен таралу ерекшеліктері де байқалады тереңдеген сайын олардың саны көбейеді (1-3 км), сонан соң азая бастайды.

Сұйық және газ көмірсутектер қорының қиманың тік бағыты бойымен таралуы бөлігінде (1,2-1,5 км) газ, төменірек (1,5-3 км) газдың қоры азайып, мұнайдың қоры көбейеді, ал одан әрі төмендеген сайын газмұнайлы, газдыконденсатты, ең соңында газды шоғырлар орналасады.

Көмірсутектердің айқындалған жиналымдарының басым көпшілігі (99%) шөгінді құрылымдарына бейімделген. Шоғырлардың қалыптасу жағдайларын зерттеу нәтижелері, олардың орналасуы қимада коллектор – қабаттардың, аймақтық мұнайгаз тіректі жыныстардың таралуымен және мұнайгазды жаралдыратын қабаттардың бар болуымен байланысты екенін дәлелдейді.

Мұнайгазды территориялардың қимасы мұнайгазды комплекстерге бөлінеді, олар табиғи резервуарлар және аймақтық экрандаушы жыныстардан тұрады. Мұнайгазды комплекс екі бөліктен тұрады. Төменгі бөлігі құмды – сазды не карбонатты шөгінділермен немесе саздар, құмтастар және карбонатты жыныстардың қабаттасуымен бейнеленеді – мұнайгазды өткізуші бөлік. Комплекстің жоғары аймақтың берік сазды немесе тұзды – ангидритті қабаттар жиынтығы мұнайгаз тіректі деп аталады. Комплекстің төменгі шегі мұнайгазды өткізгіш қабаттың табаны мен жүргізіледі. Аймақтық жапқыш түгелдей комплекстің құрамына кіреді, себебі шоғырлардың орналасуына өзінің айтарлықтай әсерін тигізеді.

Мұнайгазды комплекстер қимада шектерінің жағдайына байланысты құрылымдық – формациялық комплекстерге сәйкес келеді.

Мұнайгазды территорияларды мұнай-геологиялық аудандастыру

Мұнай-геологиялық аудандастыру сұлбасында И.М. Губкин (1934 ж.) мұнайгазды провинциялар (алабтар), облыстар, аудандар белгіленген. Бұл бағытты А.А. Бакиров, Г.Е. Рябухин дамытқан. Мұнайшы ғалымдардың басқа тобы (И.О.Брод, В.Б. Оленин) аудандастырудың негізі ретінде мұнайгазда бассейнді қарастырады.

Мұнайгазды провинция деп ірі тектоникалық құрылымды қамтитын, геологиялық құрылысы, даму тарихы, сонымен бірге мұнайгазды шөгінділердің стратиграфиясы біркелкі өңірлерді айтады.

Мұнайгазды облыс провинцияның бөлігі болуы мүмкін, немесе жекелеген құрылысы ретінде қарастырылады. Облыс көршілес территориялардан геологиялық құрылысы, даму тарихы, мұнайгазды кешендердің ерекшелігімен ажыратылады. Мұнайгазды аудан облыстың бір бөлігі. Аудан мөлшері орташа тектоникалық құрылымдарды қамтиды, біркелкі өнімді қабаттардың, мұнай-газ кенорындарының ұқсас түрлерімен сипатталады.

Мұнайгазды бассейн – ұзақ уақыт аралығында төмен майысу жағдайында болған, салдарынан қалың қабатты шөгінділер жиналған көптеген мұнайгазды белдемдер тараған жер қабығының ірі құрылымы.

Шөгінді бассейндер қалыптасу тарихына қарай келесі топтарға бөлінеді:

1) платформалық облыстар бассейндері – синеклизалары (Москва, Париж), өтпелі грабендер (Рейн, Суэц), платформалардың континеттік пассивті шеттері (Африка континентінің батыс шетінің ойпаңдары);

2) қатпарлы облыстар бассейндері – таулы-қатпарлы (эпигеосинклиналдық), таулы-жақпарлы (эпиплатформалық) құрылымдардың шегіндегі ойпаңдар және континенттердің активті шеттері (Афган-Тәжік ж.б.);

3) гетеорогенді бассейндер - өтпелі, бір бөлігінде платформалық, басқа бөлігінде қатпарлы облыстарға жатады (Солтүстік Карат алды, Аппалач алды ж.б.).

ТМД және Балтық маңы елдердің тереториясының мұнайгазды аудандастыру сұлбасында бірнеше мұнайгазды провинциялар және облыстар белгіленеді.

Мұнайгазды провинциялар: Тиман-Печора, Еділ-Орал, Каспий маңы, Днепр-Припять, Солтүстік Кавказ-Маңғыстау, Оңтүстік Каспий, Аму-Дарья, Енисей-Анабар, Лена-Вилюй, Охот.

Мұнайгазды облыстар: Карпат алды, Балтық маңы, Солтүстік Үстірт, Сурхан-Вахш, Фергана, Шу-Сарысу, Торғай.

Әдебиеттер: негізгі 4 [162-174.185-198], 5 [81-92], қосымша7 [360-385]

Бақылау сұрақтары

1 Жер қабығында мұнай мен газдың таралу заңдылықтары

2 Геологиялық жасына байланысты таралу заңдылықтары

3 Тереңдікке байланысты таралу заңдылықтары

4 Мұнайгазды территорияларды мұнай-геологиялық аудандастыру

5 Мұнайгазды провинциялар және облыстар

12 Дәріс тақырыбы Қазақстан мұнайгазды аймақтарының жалпы сипаттамасы.

Қазақстанда Каспий маңы және Тұран мұнайгазды провинциялары, соның ішінде бірнеше мұнайгазды облыстар және перспективті өңірлер айқындалған. Қазіргі уақытта 200-ден астам мұнай, газ, мұнайгазды, газдыконденсатты кенорындары ашылған.

Каспий маңы ойпаңының геологиялық құрылысында үш кешен белгіленеді: тұз асты, тұз кешені, тұз үсті.

Тұз асты кешенде – девон, таскөмір, төменгі пермь, тұз үсті кешенде - триас, ортаңғы – жоғарғы юра, төменгі бор және неоген (плиоцен) аймақтық өнімді қабаттар белгіленген. Каспий маңы провинцияның тұз асты шөгінділерінде Қашаған, Теңіз мұнай, Қарашығанақ газдыконденсатты кен орындары, Жанажол, Кенқияқ, Имашев, Урихтау, Алибекмола ірі кенорындары ашылған. Тұз асты шөгінділерінде массивтік шоғырлар кең тараған, сирегірек қабатты-массивтік шоғырлар кездеседі. Өнімді қабаттардың тереңдігі 2700-3600 м-ден (Жанажол) 3800-5500 (Теңіз, Қарашығанақ) дейін. Тұз асты газды-конденсатты мұнай шоғырларында күкіртті сутегінің мөлшері 24 % дейін барады. Тұз үсті кешенінде көптеген мұнайгаз кенорындары белгілі (Кенбай, Доссор, Макат, Сагыз ж.б.) Кен орындары тұзды күмбездермен, антиклиналдармен және брахиантиклинал иілімдермен байланысты. Мұнайгазды қабаттардың тереңдігі 800-1000 м, сирегірек 2000-3000 м.

Туран мұнайгазды провинциясы Оңтүстік Маңғыстау, Солтүстік Үстірт, Оңтүстік Торғай облыстарына бөлінеді.

Оңтүстік Маңғыстау мұнайгазды облысы аттас мезозой ойысын қамтиды. Ең ірі кен орындары газдыконденсатты-мұнайлы Жетыбай және газдымұнайлы Өзен кен орындары 1961 ж. ашылып, қазіргі уақытқа дейін игеруде. Оңтүстік Маңғыстауда мұнайгаз кен орындары брахиантиклиналь және күмбезді көтерілімдермен байланысты. Коллекторлар бор, юра шөгінділерінде құмтастар, алевролиттер, триаста-доломиттер, доломиттенген әктастар, әктастар. Шоғырлардың кең тараған түрі қабатттық дөңбек-күмбезді, сирегірек қабаттық тектоникалық және литологиялық экрандалған. Шоғырлардың жатыс тереңдігі 3000-4000 м дейін. Маңғыстаудың юра шөгінділеріндегі мұнайдың құрамында парафин көп мөлшерде кездеседі.

Солтүстік Үстірт мұнайгазды облысы 1964 ж. ашылды. Кен орындардың көпшілігі Бозащы көтерілімінде орналасқан (Қаламқас, Қаражанбас, Солтүстік Бозащы). Қазақстан геологтарының сұлбасы бойынша Бозащы көтерілімі Каспий маңы провинцияның Оңтүстік Эмба мұнайгазды облысына жатады. Кен орындары брахиантиклиналь және күмбез пішінді көтерілімдерге жатады. Кең тараған шоғырлар – қабаттық дөңбек-күмбезді, сирегірек тектоникалық, литологиялық және стратиграфиялық экрандалған шоғырлар кездеседі. Мұнайгазды сыйғызушы таужыныстар-құмтастар алевролиттер. Өнімдік горизонттардың жатыс тереңдігі 500 мден-3000 м дейін.

Оңтүстік Торғай мұнайгаз облысы аттас ойпаңда орналасқан. Ойпаңның оңтүстігінде Арысқұм ойысы, Солтүстігінде Жыланшық ойысы орналасқан, олар Майбұлақ айыршығымен бөлінген. Оңтүстк Торғайдағы ең ірі кен орны Құмкөл (1984), Арысқұм, Қызылқия, Нұралы, Дощан, Майбұлақ, Ақшабұлақ ж.б. ашылған. Кен орындардың қимасында алты өнімді горизонт белгіленеді, неокомда – 2, юрада –4. Мұнайгаз сыйғызушы тау жыныстар – құмтастар, алевролиттер, гравелиттер.

Мұнай және газ шоғырлары қабаттық дөңбек-күмбезді, сонымен бірге тектоникалық, стратиграфиялық, литологиялық экрандалған. Өнімді қабаттардың жатыс тереңдігі 1000-2000 м.

Шу-Сарысу газды облысы аттас ойпаңда орналасқан. Шу-Сарысу ойпаңының шөгінді тысының қалыңдығы 5400 м., негізінді карбонатты, терригенді, тұзды девон, таскөмір, пермь шөгінділерінен тұрады. Палеозойдың қимасында екі тұз қабаты белгіленеді төменгі-фамен, жоғарғы- төменгі пермь.

Бірінші газ кен орны Үшарал-Кемпіртөбе, Шу-Сарысу облысында 1962 ж. ашылды. Газ шоғырлары көмірсутекті –азот-гелий газдарынан тұрады. Кейінгі жылдары Солтүстік Үшарал, Айрақты, Придорожная, Амангельді, Орталық Малдыбай ж.б. кен орындары ашылды.

Газды кешендерге жоғарғы девон (фамен)б төменгі пермь шөгінділері жатады. Шоғыр түрлері – қабаттық дөңбек-күмбезді, тектоникалық және литологиялық экрандалған. Коллекторлар жарықшақтанған әктастар, доломитттер, құмтастар және алевролиттер.

Газдың қоры айтарлықтай Амангелді кен орны өндірістік игеруге қосылды.

Перспективасы жоғары аудандарға Зайсан оийысы, сонымен бірге Іле ойысы жатады. Соңғы жылдары көптеген зерттеушілер мұнай мен газ перспективасы бар аудандар қатарына Павлодар Ертіс маңы, Солтүстік Торғай, Солтүстік Балхаш маңы, Теңіз (Орталық Қазақстан) және Ортаңғы Сырдария шөгінді бассейндерін жатқызады.

Қазақстанның алып және ірі мұнайгаз кен орындарының жалпы сипаттамасы.

Қашаған-Каспий теңізінің солтүстік-шығысында орналасқан. Мұнайдың жалпы геологиялық қоры 7 млрд. Тонна шамасында. Мұнай шоғырлары таскөмір шөгінділерімен байланысты-органогенді-сынық әктастар, доломиттер. Коллекторлар түрі жарықшақты, кеуекті жарықшақты. Мұнай шоғыры массивті, рифогенді.

Теңіз мұнай кен орны Атырау облысының Эмба ауданында, Атырау қаласынан оңтүстік-шығысқа қарай 160 км қашықтықта орналасқан. Құрылым сейсмикалық барлау жұмыстардың нәтижесінде айқындалып 1974 ж барлау жұмыстарына дайындалған. Барлау бұрғылау жұмыстары 1980 ж басталып, сол жылы кен орны ашылды. Сандық пішінді қанаттары тікшіл, жайпақ кең дөңес бөлігімен сипатталатын тектонды-седиментациялық антиклиналға бейімделген. Мұнай горизонттары ортаңғы-төменгі таскөмір және девон шөгінділерімен байланысты.

Өнімді қабаттың жабынының дөңес бөлігіндегі тереңдігі 3870 м. Өнімді қабаттың қимасы сынық, органогенді-сынық әктастардан және доломиттелген мергелдерден тұрады. Коллекторлар жарықшақты, каверналы-жарықшақты, кеуекті-жарықшақты, ашық кеуектілігі 24% дейін, өткізгіштігі 30мкм² дейін. Мұнай қанығу коэффициенті 0,82. Мұнайдың тығыздығы 789кг/м³. Мұнай күкіртті 0,7%, парафинді 3,69%.

Мұнай-су деңгейі-5415м. Массивті шоғыр, биіктігі 1548м.

Қарашығанақ мұнайгазды конденсатты кен орны Батыс-Қазақстан облысында, Орал қаласынан шығысқа қарай 150км қашықтықта орналасқан. 1970-1971 жж. Сейсмикалық материалдарды қайта қарастыру нәтижесінде, 1977ж. құрылымдық салыныстардан кейін, 1979ж. П-10 параметрлік ұңғымамен ашылды.

Көтерілім биіктігі 1700м, мөлшері 16×29 км риф құрылымы түрінде бейнеленеді.

Мұнайгаздыконденсатты бөлігінің биіктігі 1420м, мұнай қабатының қалыңдығы 200м. Өнімді горизонт биогермді әктастар, доломиттерден тұрады, олардың геологиялық жасы-жоғары девоннан төменгі пермнің артин ярусына дейін. Коллекторлар кеуекті, кеуекті-каверналы, екуектіліктің орташа мөлшері мұнай бөлігінде 9,4%, газдыконденсатты бөлігінде 10,7%. Газбен қаныққан коллектордың орташа тиімді қалыңдығы 200м, мұнаймен қаныққан-45,7м. Максималды газбен қаныққан қалыңдық 814м, мұнаймен қаныққан-170м. Газбен қанығу коэффициенті 0,90, мұнаймен қанығу-0,92.

Жапқыш-кунгур ярусының тас тұздары шоғырдың жоғарғы нүктесінің белгісі – 3526 м. Газ-мұнай деңгейі -4950м, су-мұнай деңгей -5150 м.

Конденсаттың тығыздығы 778-814 кг/м³ аралығында өзгереді, құрамында парафиннің мөлшері 1,8-3,0%, шайырлар -1,0-1,7, күкірт -0,55-2,16%, меркаптан -0,09-0,26%.

Мұнайдың тығыздығы 810-888 кг/м³, құрамы: күкірт 0,54-1,98%, парафин 3,71-6,64%, асфальтендер 0,07-0,71 %.

Жаңажол газдыконденсатты Кен орны Ақтөбе облысының Мұғалжар ауданында, Ақтөбе қаласынан оңтүстікке 240 км қашықтықта орналасқан. Көтерілім сейсмикалық барлау жұмыстарымен 1960ж. белгіленген. Іздестірі барлау 1961 ж. басталған. Мұнайдың бірінші өнеркәсіптік ағыны 1978 ж. ұңғымадан алынған. Өнімді қабат-ортаңғы карбонның карбонатты шөгінділері КТ-I. 1984 ж. екінші өнімді қабат ашылған КТ-II-ортаңғы карбонның москва ярусы-төменгі карбон.

Кен орны субмеридиан бағытта созылған брахиантиклиналь қатпарында орналасқан. Шоғырлар массивті – қабаттық, дөңес, тектоникалық экрандалған.

КТ-II өнімді қабаты әктастармен бірге доломит қабатшаларынан тұрады. Коллекторлар кеуекті, ашық кеуектілігі 9,5-12,6 %, өткізгіштігі 0,06-0,39 мкм². Мұнайқаныққан қалыңдығы 7,7 м-ден 54 м-ге дейін өзгереді, газбен қаныққан қалыңдық 29-52 м.

Мұнай жеңіл, тығыздығы 809-827 кг/м³, тұтқұрлығы төмен, күкіртті (1,1%), парафинді (4,9-7,1%).

Жоғарғы өнімді қабат КТ-I органогенді – сынық әктастар, доломиттерден тұрады. Коллекторлар кеуекті-каверналы, кеуектілігі 11-14%, өткізгіштігі 0,008-0,17 мкм².

Жапқыштар төменгі пермнің сазды жыныстары және кунгурдің галогенді қабаттары.

Газдымұнайлы кен орны Өзен Маңғыстау облысында, Жаңы Өзен қаласының оңтүстігінде 12 км, Ақтаудың оңтүстік-шығысында 150 км орналасқан.

Аймақтық геологиялық-геофизикалық жұмыстар 1953-1956 ж. жүргізілген. Тереңдік бұрғылау 1960 ж басталды. Кен орны 1962 ж ашылды. Кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына бейімделген. Құрылымның мөлшері валанжин ярусының табаны (-900 м) бойынша 45×9 км, амплитудасы 200 м. XII өнімді горизонттың жабыны (жоғарғы юра, -1130 м) бойынша көтерілімнің мөлшері 41×11 км, амплитудасы 300 м.

өнеркәсіптік өнімді шөгінділер жоғарғы бор, төменгі бор, жоғарғы және ортаңғы юрада белгіленген. өнімді қабаттың қалыңдығы 1300 м. Бор комплексінде 12 газ горизонты, юра қабаттарында 13 мұнай және мұнайгазды горизонттар айқындалған. Тұтқыштар типтері бойынша шоғырлар қабаттық, қабаттық дөңес, тектоникалық экрандалған.

Коллектрлар кеуекті құмтастар мен алевролиттер. Кеуектілік 18-25%, өткізгіштік 0,02-0,3 мкм².

Өнімді горизонттардың жапқыштары қалыңдығы 2 м-ден 60 м-ге дейін саздар.

Коллекторлардың тиімді қалыңдығы газды шоғырларда 4-30 м, юра горизонттарында 2,6-167 м аралығында.

Мұнайдың тығыздығы 844-874 кг/м³, күкірттің мөлшері 0,16-2%, парафин 16-22%, шайырлар 8-20%.

Бор шөгінділеріндегі газдың құрамы метанды, азот 8%, көмір қышқыл газы 2%.

Газдыконденсатты кен орны Жетібай Маңғыстау облысында, Ақтау қаласынан оңтүстік-шығыста 80 км орналасқан. Құрылым 1952-1956 ж жүргізілген аймақтық геологиялық-геофизикалық жұмыстардың нәтижесінде белгіленген. Іздестіру бұрғылау жұмыстары 1959 ж басталып, 1961 ж кен орны ашылды.

Кен орны солтүстік-батысқа созылған брахиантиклиналь қатпарына бейімделген. Юра горизонттының жабыны бойынша (-1620 м) құрылымның мөлшері 22,5×6,5 км. Өнімді шөгінділер жоғарғы және ортаңғы юра, оларда 13 горизонт белгіленген, литологиялық құрамы құмтастар, алевролиттер, саздар. Қиманың өнімді бөлігінің қалыңдығы 700 м. Өнімді горизонттардың жатыс тереңдігі 1700-2500 м. Тұтқыштардың типі бойынша шоғырлар қабаттық, дөңес-қабаттық, сонымен бірге массивті-қабаттық, литологиялық экрандалған шоғырлар. Коллекторлар кеуекті, ашық кеуектілігі 16-22%, өткізгіштігі 0,06-0,239 мкм².

Мұнайдың тығыздығы жеңіл және орташа 830-870 кг/м³, шайырлы 4,53-15,5%, жоғары парафинді 17,2-23%, аз күкіртті 0,2-0,28%.

Еріген газдың құрамы: метан 59%-76,4%, ауыр КС 22-37%, азот 1,3-5,8%, көмір қышқыл газы 0,3-1,1%.

Газды телпектерде метанның мөлшері 78,6%, ауыр КС 11-18%, азот 10,3%, көмір қышқыл газы 0,23-1,2%.

Газдымұнай кен орны Құмкөл Қарағанды облысы, Жезды ауданында орналасқан, Қызыл Орда қаласынан солтүстік-шығысқа 150 км.

Құрылым сейсмикалық барлаумен дайындалып, 1983 ж іздестіру бұрғылау жұмыстарының нәтижесінде 1984 ж ашылды. Арысқұм ойпаңының Ащысай горст-антиклиналінде орналасқан. Юра-бор өнімді комплексі бойынша Құмкөл құрылымы күрделі пішінді брахиантиклинал түрінде бейнеленеді, амплитудасы неокомда 50 м, юра шөгінділерінде 150 м.

Кен орны көп қабатты алты шоғырдан тұрады, екеуі неоком терригенді шөгінділерінде, қалғандары юрада.

Бор шөгінділеріндегі шоғырлар мұнайлы, юрада – газдымұнайлы және мұнайлы (Ю-III). Резервуардың типі бойынша шоғырлар қабаттық, дөңес, тектоникалық және литологиялық экрандалған.

Өнімді горизонттардың жатыс тереңдігі 1063 м (М-I), 1270 (Ю-IV). Өнімді қима құмтастар мен алевролиттерден тұрады, тиімді қалыңдығы 0,6-12,4 м.

Коллекторлардың ашық кеуектілігі 19,3-23,7%, өткізгіштігі 0,17-1,13 мкм².

Бор және шоғырлардағы мұнайдың құрамы жақын. Тығыздығы 812-819 кг/м³, күкірттің мөлшері 0,11-0,52%, парафин 10,8-11,5%, асфальтен 0,11-0,92%, шайырлар 4,8-8,42%.

Еркін газдың құрамы: метан 56,7-77,9%, этан 9,0-14,0%, пропан 4,2-10,2%, бутан 1,2-4,7%, көмірқышқыл газы 0,5-0,9%, гелий 0,15-0,22%.

Амангелді газды кен орны Жамбыл облысының Мойынқұм ауданында, Тараз қаласының солтүстігінде 165 км орналасқан.

Құрылым 1974 ж сейсмикалық барлау нәтижесінде іздестіру бұрғылауға дайындалған. Сол жылы тереңдік бұрғылау басталып, 1975 ж 1 ұңғымадан газ фонтаны алынды.

Жоғарғы турне-төменгі визе өнімді қабатының жабыны бойынша брахиантиклиналь қатпардың мөлшері 7×3 км (-1920 м), амплитудасы 240 м. Төменгі пермь өнімді қабаттың жабыны бойынша брахиантиклинальдің мөлшері 13,5×7 км, амплитудасы 400 м.

өнеркәсіптік газдылық жоғарғы турне, төменгі визе, төменгі серпухов, төменгі пермь шөгінділерімен байланысты.

Газды шоғырлар қабаттық-дөңес, литологиялық экрандалған түрлеріне жатады. Шоғырлардың дөңес бөлігіндегі тереңдігі 850 м-ден (төменгі пермь) 1700 м-ге (төменгі турне) дейін.

Коллекторлар құмтастар, алевролиттер, әктастар. Ашық кеуектілігі 10-14%-21,6%, өткізгіштігі 0,012-0,146 мкм².

Төменгі карбон газының құрамы, %: метан 67,25-86,2, этан 4,5-10,5, пропан 2,8-5,2, пентан 0,7-1,1, азот 4,6-14, көмір қышқыл газы 0-2,2, гелий 0,19.

Төменгі пермь шоғырындағы газдың құрамы, %: метан 9,4-26,0, этан 0,2-1,97, пропан 0,02-0,49, бутан 0,5-0,7, пентан 0,06-0,16, азот 70,9-87,0, гелий 0,04-0,24, көмір қышқыл газы 0,15-1,3.

Әдебиеттер: негізгі 5 [387-402,500-505], 2, қосымша 11

Бақылау сұрақтары

1 Қазақстан мұнайгазды аймақтарының жалпы сипаттамасы

2 Қазақстан мұнайгазды провинциялары және облыстары

3 Кампий маңы провинциясының сипаттамасы

4 Тұран провинциясының сипаттамасы

5 Қазақстанның алып және ірі мұнайгаз кен орындары.