5. Сулылық

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

Юра кешенінің сулылығы

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

Теригендік сулы кешен

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

Карбонаттық сулы кешен

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

Бор кешенінің сулылығы

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

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

2 Өзен кенорнының тарихы және күнделікті игеру жағдайы

2.1 Кенорынның игеру тарихы

Өзен кенорны Қазақстан Республикасы және бұрыңғы КССРО аумағындағы ең үлкен бірігей кенорын. Бұл кенорын 1961 жылы ашылып, өндірістік игеруге 1965 жылы берілген. Өзен кенорны өзіне тән ерекшелігі, басқа мұнай кенорындарынан айырмашылығы бар және осыған байланысты ерекше жобалауды, тәжірибелік игеруді қажет етеді. Өзен кенорны – құрылысы өте күрделі көп қабатты. Мел және юра шөгіндісінде 25 өнімділік қабаттар анықталған (І-XXV) , негізгі мұнайлылық (XІІІ-XVІІІ) жоғарғы – орта жастағы юра қабаттарында шоғырланған. XІІІ-XVІІІ қабаттардың өнімділік қалыңдығы 18 текшеге бөлініп, 48 қабатты құрайды. Шағындау мұнай кеніштері XІX-XXІV өнімділік қабаттарында және оңаша үш дөңесте орналасқан: олар Хұмұрын, Солтүстік – батыс және Парсымұрын күмбездері. Кеніштегі XІІІ-XVІІІ қабаттары қалың біріккен су, мұнай түйісуін құрайды.

Негізгі мұнайлылық этажының өнімділік қабаттары (XІІІ-XVІІІ) орташа 7,8-21,1м аралығындағы мұнай қаныққан қалыңдықтармен айқындалады, орташа кеуектілігі 22-27 % және өткізгіштігі 0,167-0,276 мкм².

Кенорынның қабат мұнайының тұтқырлығы негізінен 3,7-4,7мПа.с парафины орташа 22% және асфальтшайырлық құрамы 20% -ке дейін құрайды.

Өзен кенорнының ең соңғы бастапқы баланстық және жеке қабаттары бойынша мұнай қоры 1980 жылы анықталған. Соңғы кезде мұнай қорын анықтауға жүргізілген есептер, ешқандай әуелде қабылданған мөлшерге өзгеріс әкелген жоқ.

Осы уақытта бастапқы баланстық мұнай қоры Өзен кенорны бойынша 1054566 мың тонна құрайды, осы анықталған қор жер қабатынан алынат мұнайдың негізгі бағыты болып табылады.

Алғашқы жобалық құжаттарда негізгі өнімділік қабаттарында (XІІІ-XVІІІ) соңғы мұнай шығару коэффициенті 45% -деп, ал төменгі мұнайлылық (Хұмұрын, Солтүстік-батыс,Парсымұрын күмбездері) – 30-35%-деп анықталған.

Соңғы кездерде бірнеше рет жаңа анықталған геолого – геофизикалық ақпараттарды пайдалану және қалыптасқан өнімділік қабаттардың, блоктардың игеру жағдайын ескере отырып бастапқы шығару қорын анықтау жұмыстары жүргізілді. Бірақ анықталған қортындылар жеткіліксіз болғандықтан мұнай қабаттарды блоктардан алынған, мұнай қорын талдау үшін 1981 жылы бекітілген шығару қоры , яғни 464775 мың тонн пайдаланылды . Кенорынның алдағы уақытта дамуын анықтау үшін обьективтік мұнай шығару қорын әрқабат, блок бойынша және геолого – физикалық ерекшеліктерін, игеру тарихын ағымдағы мұнай өндіру жағдайын ескеру керек.

Көпқабаттылық ерекше геологиялық қүрылысы, көп көлемдегі өнімділік қабаттарының әртектілігі, мұнайының аномалдық қасиеті кенорында жобалау, игеруге қиыншылықтар туғызып отыр.

Отандық, шетелдік тәжірибеде кенорынды жобалау, игеру Өзен кенорны сияқты болған жоқ.

Кенорында игеру жобалық құжаттар арқылы негізінен жүргізіледі, осылардың ішінде үш үлкен жоба және бірнеше технологиялық схема жеке қиын игеру учаскілері қаралған. Бірінші жобалық құжат – бас игеру схемасы – 1965 жылы ВНИИ жасақтаған, оның негізгі бөлімдері төмендегідей:

• кенорында бастапқы игеру барысында қабат қысымын, температурасын ұстау;

- төрт пайдалану обьектісіне бөлу: 1 обьект - XІІІ+XІV қабаттар; ІІ

- обьект – XV+XVІ қабаттар; ІІІ обьект -XVІІ қабат; ІVобьект –XVІІІ

қабат;

• негізгі пайдалану обьектісі бойынша І-ІІ көлденең тілігі, кенорын блогының ені 4км су айдайтын скважиналар қатары:

• барлық обьектілерді және жеке блоктарды бір мезгілде игеру:

• барлық обьектілердегі жоспардағы тілік сызықтарын біріктіру яғни қабат – қабаттан сұйықтардың өтіп кетпеуі үшін;

• ІІІ – обьектіне (XVІІ) нұсқаның сыртына су айдау арқылы игеру;

• Мұнай өндіру скважиналарында түптің қысымын 25% мұнай газбен қаныққан қысымында ұстау;

• Су айдау қысымын. бастапқы қабат қысымының деңгейінде ұстау;

• Су айдау қысымы -10мПа.

Кенорынды пайдалануға бергенде үлкен қйыншылықтарға тап болды. Қабаттағы қысымды сақтау уақытында ұйымдастырылмаған-дықтан, бастапқы кезде кенорында игеру табиғи режимде жүргізілді, осыдан кейін салқын су айдалды, бірақ көлемі жобада қаралған көлемнен әлдеқайда аз болды , Осының салдарынан 1970-1971 жылдары қабат қысымы мұнай өндіретін өнімділік қабаттарында 1.0-2.8мПа -дейін төмендеген, мұнай өндіретін скважиналарда түптік қысым 55-65% мұнай газбен қаныққан қысымды құрайды. Осының нәтижесінде еріген газ үлкен газ зоналары пайда болды, негізінен мұнайдың күмбез кенішінде. Бастапқы мәліметтер көбейген сайын қосымша шешімдер қабылданып отырылды. олар өнімділік қабаттар жүйесінің жақсаруына бағытталған. Сонымен қатар қосымша су айдайтын скважиналардың қатарын тіліктеп , блоктардың енін 2км дейін азайту. І-ІІ обьектілерде мұнай өндіретін скважиналар қазу арқылы көбейту және әр қабатқа су айдайтын жүйені ұйымдастыру. ІІІ-ІV обьектілерді нұсқа ішімен су айдауға ауыстыру және қосымша блокты су айдауға көшіру. Тез арада кенорынға ыссы су айдау қажеттілігі туралы шешім бірнеше рет қабылданды. Бірақ ыссы су айдаитын қондырғының кешігуіне байланысты қабатқа салқын су айдау жалғаса берді, 1976 жылы қабатқа ыссы су айдау , барлық су айдаудың 13%, 1978 жылы 27.7%, ал 1979 жылы 31.2% құрады.

Кенорынның өнімділік қабаттарына нұсқа ішімен 1980 жылы басынан барлығы 300 млн м³ салқын су айдалды немесе барлық айдалған судың 85% құрайды. Барлығы 300 млн м³ өнімділік қабаттарының жыныстары салқындалды, температурасы 5-20°С төмендеді.

Мұнай өндірудің ең жоғарғы деңгейі 1975 жылы 16,249 млн. тоннаға жетті, ал 1976 жылы мұнайдың өсуіне экстенсивтік әсер ықпал етті, яғни жаңа алаңдар және учаскелер қазып енгізілді. Бірақ осы уақытта су айдағанды өсіргенмен мұнайдың дебиті төмен түсумен болды. Негізгі қабаттар, алаңдар қазып болғанан кейінде мұнай өнімі азайып, скважиналардың сулануы көбейе берді, бұл төмендегі 5-ші кестеде көрсетілген.

Кесте 2.1- Өзен кенорны XV қабатты игерудің технологиялық

көрсеткіштерінің негізгі динамикасы

Көрсеткіштер	Жылдар
	1965	1969	1979	1984	1994	1997	2001	2002
Мұнай өндіру, мың. тонн.	1590	9006	9672	9028	3248	3461	3606	4137
Сұйық өндіру, мың. тонн.	1590	9075	2103	2394	8088	9263	1445	1957
Сулануы, %	0	0.8	54.0	62.2	59.9	62.6	75,0	78.9
Мұнай бергіштік коэффициенті.	0	0.016	0.130	0.167	0.223	0.271	0.255	0.26

Мұнай өндірудің түсу коэффициенті 1976 жылы 5% құрады ал 1977-1979 жылдары – 15.6...10 %. Суланудың өсуі игерудің жүйесін қарқынды пайдалынғаннан болды (блоктардың ені 2км дейін қысқартылды ). 1984 жылы XІІІ-XVІІІ қабаттардың игеру жобасы жасақталды, себебі көптеген қабылданған шешімдер , қаулылардың қортындысы бойынша кенорынды жетілдіру және жобалық технологиялық көрсеткіштер жобасын және игеру кезінде геология – промыселдық ақппаратты пайдаланып анықтау қажет болды.

Жобаның негізгі жағдайы мыналардан тұрады:

- әр қабат жеке игеру обьектісі өзіне тән су айдау жүйесімен;

- өнімділік қабаттары ені 2км блоктарға айдаитын скважиналар қатарына бөлінген;

- жаңа жобалық скважиналар , әр өнімділік қабаттарына қазылады;

- қозғалыстағы скважиналардың сеткасын тығыздау арқылы,бір скважинаға келетін бастапқы өндіру қорын азайту;

- жобалық ыссы су айдау көлемі көбейіп, кенорынды 1979 жылы толықтай ыссы су айдауға аудару жоспарланған.

1977 жылы кенорын бойынша қозғалыстағы қорда 1422 скважина, су айдау қорында 572 скважина болды. Жобалық көрсеткіштер мұнай өндірудің, ағымдағы мұнай шығару коэффициенті , бұрғылау артығымен орындалды, бірақ нақты сулану жобалық суланудан жоғары болды.

Осыдан кейінгі жылдары, яғни мұнай өндірудің бес жыл азайған жылдары ( 1976 - 1980 жылдары), скважиналардың дебитінің азайып, сулануының көбейгенінен кейін, кенорында бір қалыпты игеру мерзімі қалыптасып 1990 жылға дейін созылды. Осы мезгілде мұнай өндірудің бір қалыпты жылына 2-4% - ке және дебитінің азаюы, аздаған су көлемінің өсуі (34-40 млн. м³) , мұнай өнімінің аздап сулануына (1-2,5% жылына) тән.

Скважиналарды бұрғылау жұмыстары жалғастырылып. негізінен коллекторлық қасиеті төмен зоналарда жүргізілді. Осы зоналардан мұнай қорын игеру, қазіргі қолданып отырған су айдау жүйесі арқылы қамтамасыз ету қиын болып отыр. Сондықтан осы зоналарға су айдаудың қарқынды жүйесін ендіруді қажет етті.

1990 жылдан бастап мұнай өндіру жедел түрде кеми бастады. 1990 –1996 жылдары мұнай өндіру қарқынының құлауы жыл сайын 4.3 – 20.4% құрады. Алайда 1997 жылы мұнай өндірудің құлау қарқыны тұрақтандырылды.

Мұнай өндірудің негізгі құлауының себебі:

- қозғалыста тұрған мұнай скважиналарының азайып, қозғалыссыз қорының көбейуі;

- қабат қысымын ұстау жүйесінің бүлінуі, технологиялық қондырғылардың жоғарғы суларын қабатқа алдын ала дайындамай айдалуы;

- жаңа-скважиналар бұрғылауды, сквжиналарды, қондырғыларды күрделі жөндеу жұмыстарын жүргізуді қысқарту, технологиялық процесстерді таттан, парафиннен. тұз түзілуінен қорғау және скважина қорымен профилактикалық жұмыстарын жүргізбеу;

- қабатқа су айдау жүйесін қайта құрастыру жайластырудың қаралмағаны және су айдау қысымын жобалық деңгейге дейін көтере алмауы;

- мұнай кәсіпшілігі қондырғысының және арнайы техниканың физиқалық, моралдық тозуы;

01. 01. 1994 жағдайы бойынша жылдық мұнай өндіру 80% азайып - 3248 мың. тонна құрады, өнімнің сулануы 59.9% жетті.

1987 жылдан бастап кенорынды игеру, соңғы рет жасалған игеру жобасы бойынша жүргізілуі қажет еді. Бірақ обьективтік себептерге байланысты, яғни МГӨБ жалпы экономикалық жән финанстық жағдайдың қиыншылығына, бұрғылау. жерасты қондырғыларын жөңдеу жұмыстарының қымбаттауы, жобалық шешімдердің орындалмауы, осыдан негізгі нақты көрсеткіштер жылдан жылға жобалық көрсеткіштерден кейін қалып отырды.

Кесте 1.5 - Өзен кенорының 2002 – 2003ж.ж салыстырмалы игеру

көрсеткіштері

Көрсеткіштер	өлшемі	2002ж	2003ж	ауытқуы +,-
1. Мұнай өндіру	мың тонн	3606,1	4137	+530.9
Оның ішінде жаңа скважиналар бойынша		5,.6	74,5	+22,9
2.Сұйықты өндіру		14451,5	19574,3	+5122,8
3.Жылдық сулану	%	75	78,9	+3,9
4. Орташа тәулікті мұнай дебиті	т/тәулік	3,9	4,1	+0,2
5.Орташа тәуліктік сұйық дебиті		15,4	19,6	+4,2
6. Игеру басынан мұнай өндіру		282652	286789
7.Игеру басынан сұйық өндіру	мың/т	570659	590234
8. Игеру басынан суайдау		1016462	1050358
9. Бір жылда су айдау	Мың. м³	25672.6	33895,7	+7323,1
10. Ағымдағы алынатын қордан өндіру қарқыны	%	1,75	2,01	+0,26
11.Бастапқы алынатын қордан өндіру қарқыны
12.Жылдық су айдау компенсациясы
13.Мұнай скважиналарының пайдалану қоры	Скв	3493	3466	-27
14.Өндіру скважиналарының қозғалыссыз қоры		2862	2932	+70

Кесте 1.5 жалғасы

15.Қозғалыссыз қоры		631	533	-98
16.Су айдау қоры		1265	1330	+65
17Қозғалыстағы су айдау Қоры		720	959	+239
18.Қозғалыссыз қоры		545	371	-174
19.Су айдау скважиналарын енгізу		17	19	+2
20.Жаңа өндіру скважиналарын енгізу		35	61	+26
21.Пайдалану коэффициенті		0,935	0,950	+0,015
22.Қолдану коэффициенті		0,749	0,805	+0,056

Бұрғылау жұмыстарының көлемінің азаюуы, мұнай,су айдайтын скважиналардың техникалық себептерге байланысты тоқтауы.осының салдарынан қозғалыстағы скважиналарының жөңдеу аралық кезеңі қысқарды.

Механикалық тәсілмен мұнай өндіруге, техникалық бөлшектердің және терең сорапты қондырғылардың жетпеуінен, қозғалыстағы скважиналар оптималдық режимді жұмыс жасай алмады, осының салдарын скважиналардың дебитінің азаюына әкелді.

Қорытындысында мұнай өндірудің, скважиналарда бұрғылаудың жобалық көрсеткіштері қалыптасқан жағдайда орындалмады, сондықтан мұнай газ өндіру басқармаларының нақты мүмкіншіліктерін есептеп, жуық арада қайтадан қарау қажет. Сонымен қатар, экономикалық жағдайдың әр уақытта өзгеруіне байланысты, алыс болжам жасаудың әзірше мағынасы жоқ. 1997 жылы жаңа тәсілдер енгізу арқылы қабаттың мұнай бергіштігі артты және сұйықты жеделдетіп алу және ыссы суды айдауда қолайландыру арқасында 777.2 мың.тонна қосымша мұнай өндірілді, ол “Өзенмұнайгаз” ААҚ барлық өнімнің 25.3% құрайды.

Бастапқы баланстық қоры 1152 млн. м³, Өзенкенорны бойынша 2001 ж алынбаған қор - 201.1 млн. тонна құрайды “Өзенмұнай” кенорнының 2001 ж негізгі игеру көрсеткіштерінің жобалық көрсеткіштерімен салыстыруы 6-шы кестеде көрсетілген.

Осы кестеде көрсетілгендей 2001 ж мұнай өндіру 4137 мың. тонн құрайды, ол 2000 жылмен салыстырғанда 530.9мың. тоннаға артық.

Бұл жетістік - қосымша мұнай өндірудің салдарынан, көрсеткіштері 7 кестеде берілген. Өзен кенорны бойынша орташа тәуліктік мұнай өндіру 2001 жылы 11334,2 тонн, ол өндірілген сұйық 19574,37 мың тоннаны құрайды. Өнімнің сулануы – 78,9%. Қозғалыстағы мұнай скважинасының орташа тәуліктік дебиті – 4,1 тн/тәулігіне, ал сұйық бойынша– 19,6 тн/тәулігіне. Мұнай өндірудің өсуімен бірге, сұйық өндірудің көлемі өсіп, 33895,7 мың м³ құрайды. Су айдау және сұйықты өндіруді ұлғаюына байланысты өндірілетін сұиықтың сулануы 75% - 79,9% дейін өсті. Тәуіліктік су айдау 92864.9 м³/ тәулік құрайды. Қозғалыстағы су айдайтын скважинаның сыйымдылығы 123.5 м³/ тәулік құрайды.

Осымен қатар жинақталған мұнай өндіру бастапқы пайдалану мерзімінен 286789 мың. тонна,сұйық өндіру – 590234 мың.тонна, су айдау - 1050358 мың. м³ құрайды. Қалған алынатын қор - 201.6 млн. тонн. Ағымдағы мұнай шығару коэффициенті 26% - тең . Ағымдағы өндіру компенсациясы - 145.5%, басынан игеру компенсациясы – 144,7%. Есепті мерзімде 4137 мың . тонн мұнай өндірілді, бұл 2001 жылымен салыстырғанда 10.3% артық.

Өзен кенорнында қабатқа су айдау және скважиналарды бұрғылау үшін теңіз және бұралқы су пайдаланады (8- кесте).

01.01.2002 жағдай бойынша Өзен кенорында қабатқа су айдау 17 шоғырланған сораптық станциялар арқылы жүзеге асады, оның ішінде 13 БКНС және 4 КНС. Барлығы 78 сорап орнатылған, жалпы өнімділігі 336970 тонн/тәулік. 2002 жылы өнімді қабаттарға 21400 мың .м³ су айдалды, ал ыссы су айдау көлемі 2081 мың . м³ құрады. (8 кесте).

2002 жылы қабатқа айдалмай қалған, мұнай кәсіпшіліктерінде және бұрғылау басында жоғалған судың мөлшері - 2663 млн. м³, яғни барлық судың көлемінен 11% құрайды.

Кесте 2.3 –Су айдау арқылы қабат қысымын ұстау (мың.м³)

Атауы	2002 жыл			2001ж нақты орындалуын 2002ж
	жоспар	нақты	%
«Өзенмұнайгаз» ААҚ Барлығы Соның ішінде: Теңіз суы Бұралқы су Қаланың суы	32940 20160 5440 -	33869 16008 4861 531	103 0,82 0,89 -	+503,9