1. Стратиграфия

Жоғарғы корбонат қатқабатының қималарын салыстыру нәтижесінде үш коллектор будалар ( жоғарыдан төмен қарай А,Б,В будалары) анықталған.олар бойынша газ, конденсат және мұнай қорлары анықталған. Стратиграфиялық тұрғыдан А және Б будалары Гжель мен Касым жікқабаттарына жатқызылған. Құрылымның солтүстік күмбез маңында №10,13,50 ұңғылар ауданында В будасы анықталады.

Литологиялық жыныстары әктастармен, доломиттермен және соларға тән түрлермен көрсетілген. Әктастар органогенді, микрокристаллды, псевдоолитті. Органогенді әктастар А будасы үшін тән (Гжель жікқабаты).Олар органикалық қалдықтардан тұратын сұр түсті жыныстар.Кеуектулік бұрыс пішінді болып келеді, өлшемдері 0,005-0,5 мм, сирек 1 мм., каверналы 1-5 мм. Жарықшақтық нашар дамығын. Микрокристалл әктастар әр түрлі дәрежеде саздалған, біртекті, негізінен тығыз, жарықшақтығы органогенді әктастар арасында кездеседі, сонымен бірге гжель жікқабатының төменгі боліктерінде жеке будалар түзеді.

Доломиттер өңімді жыныстар қимасында кең тараған. Олар біртекті, массивті, қоңыр-сұрғылт жыныстар, арасында жиі битумнан қалған белгілер болады.

А,Б,В будалары керн материалдарымен қанағатты түрде қамтылған. А будасы бойынша 34 рет кеуектілік пен өткізгіштік (8 Мg) анықтау жүргізілген. Кеуектілік сонымен бірге СКҚ арқылы да анықталады. СКҚ бойынша алынған кеуектілік көрсеткіші керн мәліметтеріне жақын. Жобалау үшін 12%-ке тең кеуектілік пен 8 Мg өткізгіштік қабылданады. Мұнайға қанығу 80%-ке тең.

Б будасы бойынша 7 ұңғыдан 215 кеуектілікті есептеуге және 186 өткізгіштікті есептеуге қажетті үлгілер алынады. Мұндағы кеуектілік – 13,7%, өткізгіштік – 171 Мg. Мұнайға қанығу 87%-ке тең. Осы параметрлер жобалауға қабылданады.

В будасы 164 кеуектілік пен 82 өткізгіштікті анықтау орындалған. Мұнда кеуектілік – 10,2%, өткізгіштік – 175 Мg. Мұнайға қанығу 86%.

В1 будасы кернмен сипатталмаған. Оның параметрлері В будасымен келтірілген. Төменгі корбонатты қатқабат толық зерттелмеген, өткізгіштігі анықталмаған. Керн бойынша кеуектіліктің орташа мәні – 11 %. Мұнайға қанығу 75%.

Бірінші корбонатты қатқабат (КТ-1) әктастармен, доломиттермен көрсетілген. Сирек түрде саз қабатшалары кездеседі. КТ-1 қатқабатының қимасында үш өнімді коллектор будалары анықталған. ( А, Б, В).

Өнімді будалардың коллекторлық қасиеттері керн және геофизикалық зерттеулер кешені бойынша зерттелген. Керн бойынша орташа арифметикалық кеуектілік мәні А, Б және В будалары үшін сәйкесінше: 11,5%, 13,7% және 10,2%.

А, Б, В будалары газ бүркемесінің газбен қанығыуы 79%, 82%, 81%.

ГИС нәтижелері бойынша орташа кеуектілік: А будасы бойынша – 12%, Б- 13,8%, және В- 11,5% болады.

Жоғарыда келтірілген мәліметтер бойынша А және Б будалары керн мен ГИС арқылы зерттеу жүргізу нәтижелері бірдей де , ал В будасы бойынша керн 7 ұңғыдан алынғаның, ал ГИС зерттеу жұмыстары 12 ұңғы бойынша жүргізілгендігін ескеріп, кеуектілікті 11% деп аламыз. А, Б және В будаларының өткізгіштік сипаттамасын негіздеу үшін тек қана керн мәліметтері алынады. Орташа өткізгіштік А, Б және В будалары бойынша сәйкесінше 0,0008 мкм 2 ,0,171 мкм 2, 0,114 мкм2. А және Б будалары бойынша бастапқы мұнайға қанығу геофизикалық зерттеулермен анықталады және сәйкесінше 80%- ға тең. В будасы үшін 86%.

В1 будасы кернмен әлсіз сипатталған. Ол бойынша барлық параметрлер В будасындай етіп алынады.

Стратиграфикалық қатынаста Г будасы Мәскеу жікқабатының нашар горизонтына жатқызылған, ал Д будасы Мәскеу жікқабатының верей горизонтына, башкир жікқабатына және серпухов жікқабатының протвин горизонтына жатады.

Жобалау үшін кеуектіліктің келесі мәндері ұсынылады: Г І-9,5%,ГвІ ІІ-12,6%, ДнІ-10,8% және Д І ІІ-9,8% .

Өңімді будалардың өткізгіштігін негіздеу үшін керн материалының, геофизикалық және гидродинамикалық зерттеулердің нәтижелері қолданылады. Керн мәліметтерінің шектеулі екендігі белгілі болғандықтан өткізгіштікті белгілі кеуектілік және каротаж бойынша анықтаған жөн.

Жобалауға келесідей өткізгіштіктің берілгендері ұсынылады.ГІ-0,0185 мкм2; Гв-ІІІ-0,0824 мкм2;ДнІ, ДвІ-0,0603мкм2.

Жалпы мұнайға қанығу тек ГИС арқылы анықталады және будалар үшін келесідей болып келеді:ДнІ, ДвІ және Д ІІІ үшін 89%, 85%, 73%; газға қанығу : ГнІІІ-78% және 83%.

Өнімді будалардың қалындығы өте ауқымды көлемде өзгеріп отырады.

Мысалы, КТ-1 қатқабаты бойынша негізінен 30-60 м. Болса, кейбір ұңғыларда 5, тіпті 2 м-ге дейін төмендейді.Олардың жоғары мәндері Б және В будаларында байқалады, кейбір ұңғыларда 100-109 м-ге жетеді.Будаларды бөлгіш қабатшалардың қалыңдығы ондаған метрге жетеді, тек бөлек ұңғыларда 2-5 м-ге азаяды, ал кейде 0-ге дейін түседі.

А будасының қалындығы 2,4-89,4 м, жалпы тиімді қалындығы 3,4-66,5 м, мұнайға қанығу максимум қалындығы 36 м-ге жетеді.

Орташа мұнайға қанығу қалындығы 12м .газға қанығу- 26м . Б будасы бойынша жалпы қалыңдық 4-104,8 м, тиімді қалындық 3,4-6,4 м, мұнайға қанығу қалындығы 1-ден 47,3 м-ге дейін.

Мұнайға қанаққан орташа қалыңдық кеніш бойынша 12 метр, газға қаныққан қалындық 14 метр.

В будасы Б будасы секілді кең ауытқуға ие қалыңдығы бар. Осылай, Б будасының жалпы қалындығы 10-нан 108,8 м-ге дейін өзгереді, тиімділік қаландығы 6-40 м. Мұнайға қанығу қалыңдығының максимал мәні 55м.

Мұнайға қанығу қалындығының орташа мәні оңтүстік күмбезде 13м., солтүстік күмбезде 20,9 м.

В1 будасының қалындығы 28,2-73 м , мұнайға қанығу қалыңдығы 30,8- 88,6м.

Мұнайға қанығу қалыңдығының орташа мәнің оңтүстік күмбезде 5,6 м, солтүстік күмбезде 7,4 м. КТ-ІІ карбонатты қатқабатының интервалы құрылымының оңтүстік бөлігінде 827 м-ге дейін өзгереді.Ондағы Г және Д будалары да өз қалындықтарының тұрақсыздығымен ерекшеленеді: І блокта олардың қалыңдығы солтүстікке қарағанда аз. ГвІІІ будасының жалпы қалындығы 4,2 м-ден 84 м-ге дейін, ГнІІІ будасы 4 м-ден 218 м-ге дейін өзгереді.

ГвІІІ будасының мұнайға қанығу қалындығының максимал мәні 30,2 м;ГнІІ-71,2 м ; ДвІ-115,4 м; ДнІ-83,8м.

Мұнай,газ және судың қасиеті мен құрамы.

Мұнай – тау жынысы.Ол шөгінді тау жыныстар қатарына жатады, құрамында құм,топырақ,әктас, тұздар және т.б.Тау жыныстар көбінесе қатты күйде кездеседі,бірақ мұнай сұйық болады. Мұнай жер қойнауының мыңдаған метр тереңдікте орналасады.Мұнайдың негізгі қасиеті – жаңғыш.

Кен орынның орналасуына байланысты мұнай қоры әр түрлі болады.Мұнайдың негізгі салмағында көміртегі – 79,5 – 87,5 %,және сутегі – 11,0 – 14,5 % болады.Бұлардан басқа мұнай үш элементтен құралады – оттегі,күкірт,азоттан. Олардың жалпы мөлшері 0,5 – 8 % құрайды. Мұнайдың әр түрлі консентратцияға түсіуіне байланысты құрамында; ванадий, никаль, темір, алюминий, мыс, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден,бор, мышьяк, калий.Олардың жалпы көлемі 0,02 – 0,03 % құрайды. Берілген элементтер мұнайдағы органикалық және бейорганикалық қосылыстарды тудырады.Мұнайдағы оттегі және азот қосылыстары берік күйде болады.Күкірт күкіртсутегінің құрамында болады.Мұнай құрамына шамамен 425 көмірсутегті қосылыстар кіреді.Негізгі үш топ : метанды, нафтенді және ароматты көмірсутегтер құрайды.Барлық мұнай түрлері көміртегтердің; 1) метанды – нафтенді, 2) нафтенді – метанды, 3)ароматты – нафтенді, 4) нафтенді – ароматты, 5) ароматты – метанды, 6) метанды – ароматты, 7) метанды – ароматты – нефтенді. Бұл классификацияда алғашқы болып, мұнай құрамындағы көмірсутег қосылыстардың ең азы қойылады.

Мұнай мен газ жанғыш пайдалы қазбалар қатарына жатады. Олар құрамында көмірсутегі емес қосылыстары бар әртүрлі құрылымдағы көмірсутегтерінің күрделі қоспаларынан тұрады.

Мұнай құрамы өте күрделі және әр түрлі болып келеді.Ол бір кеніштің өзінде де өзгеріске түсіуі мүмкін.

Жер жүзінде 23 мыңнан астам кенорны болса, оның ішінде Қазақстанда 200-ге жуық мұнай кенорны бар.Әр кен орынының мұнай құрамы ерекше және қасиеті де әр түрлі.

Мұнайдың қасиеті өңдіру барысында, мұнайдың қабат бойымен қозғалысында, ұңғыда және жинау мен тасымалдау жүйесінде өзгеріп отырады.

Мұнайдың құрамына метанды немесе парафинді ( СпН2н+2), нафтенді (СпН2п) және ароматты (СпН2п-6) көмірсутектер кіреді.

Метанды немесе парафинді көмірсутегтері (алкандар) метаннан (СН4) бастап, пентанға (С5Н12) дейін қалыпты жағдайда, яғни ( Р-,01 МПа және Т- 273 К) газ күйінде болады. Ал пентаннан бастап гептадеканға (С17Н36) дейін сұйық түрде, ал одан жоғарғысы – қатты заттар (парафиндер) күйінде кездеседі.

Көбінесе мұнайда көміртегінің пайыздық үлесі – 83-87 % , ал сутегінің үлесі -12 -14% құрайды.Ал басқа элементтер – күкірт, азот, оттегі және тағы басқалары 3-4 % аралығында кездеседі.

Күкіртті қосылыстар (меркаптандар,сульфидтер, күкіртсутегтері) метеалдарды қатты коррозияға ұшыратады және мұнайдың тауарлық сапасын төмендетеді. Еркін күкірт мұнайда сирек кездеседі және күрделі күкіртті қосылыстарға ыдырайды. Зияндық (улы) қасиеті бойынша барлық осы аталған күкіртті қосылыстардың ішінде күкіртсутегі ең қауыпті болып табылады.

Мұнай құрамына кіретің, оттекті құрамды компоненттерге – нафтенді және майлы қышқылдар, фенолдар және т.б жатады. Нафтенді қышқылдың құрамы бірнеше пайызға дейін жетіуі мүмкін. Нафтенді қышқылдар тез жағымсыз иіс шығаратын аз ұшатын сұйықтар болып келеді, олар суда ерімейді, бірақта мұнай өнімдерінде жеңіл ериді. Сілтілі металдары бар қабат суларымен әрекеттескен кезде түзілетін нафтенді қышқыл тұздары - эмульгаторлар болып табылады.

Азоттық қосылыстар мұнай құрамында аз мөлшерде кездеседі ( 0,5 % дейін).

Мұнайдың фракциялық құрамын, айыру барысындағы әртүрлі қайнау температурасында олардан шығатын фракциялар арқылы анықтайды. Мұнай фракциларының қайнау температурасы.

30 – 205С – бензин, 200 – 300С – керосин, 120 – 240С лигроин (арлық фракция), 300С – тан астам температурада мазуттар алынады.

Айдау барысында алынған өнімдерді, егер олар 350С – қа шейін қайнаса – ашық фракция деп, ал егер қайнау шегі 350С және оданда жоғары температурада қайнаса – қара фракция деп аталады.

Жана Жол кен орнында мұнаймен газды 9 ұңғыдан алынған 9 үлгі бойынша зерттелді. Зерттеу жұмыстарын жүргізген «Эмбімұнай» бірлестігі ЦНИЛ, «Гурьевмұнайгаз геология» бірлестігінің орталық лабороториясы нәтижелері 1.1-кестеде көрсетілген.

1.1-кесте

«Эмбімұнай» бірлестігі ЦНИЛ, «Гурьевмұнайгаз геология» бірлестігінің орталық лабороториясы

Сепаратция сатысы	Қысым	Температура
1	20,00	10
2	7,0	8
3	1,05	8
4	1,00	20

Сынамаларды толығымен зерттеу тек №17 және №25 ұңғыда жүргізілген.

Бұл ұңғылардан алынған мәлеметтер өзара ұқсас.Сонымен қатар эксперементтік және есептік мәліметтердің үйлесімділігі байқалған.Басқа сынамаларды зерттеу кезінде әр түрлі параметрлер анықталғандықтан, оларды есептеп алу мүмкін емес.Сондықтан 17 және 25 ұңғылар мәні бойынша алынады. Стандартты зерттеулер нәтижесі бойынша 17 және 25 ұңғы мұнайының тығыздығы сәйкесінше, 0,7215 және 0,7205 г/см3. Мұнайдың газбен қанығу қысымы қабат жағдайында – 250,0 және 263,3м/т ( газ көлемі 20С және 760 мм.с.б. бойынша) , қабат мұнайының динамикалық тұтқырлығы – 0,36 және 0,39 епз.Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы қабат қысымы жағдайында екі бойынша бірдей және мынаған тең; 12,0х100 5 1/ам.Газдың ауа бойынша салыстырмалы тығыздығы – 0,758 және 0,743. Жеңіл фракциялар бөліктеренің сақталу есесінен жұмыс жағдайында сатылы түрде газсыздандыру кезінде мұнай тығыздығы бір рет газсыздандыру кезіндегегі қарағанда төмен.

Төменгі корбонат өнімділік қатқабаты КТ-ІІ мұнайгазының қасиеттері зерттелмеген, сондықтан КТ-І қатқабатымен бірдей етіп алынады. Жана Жол кен орнында 7 барлау ұңғысынан 9 қабат суының үлгілері алынып зерттелінеді. 23 және 3 ұңғы сулары нашар минерализацияланған болды – 63,0 г/л. Химиялық құрамы бойынша бұл сулар жоғары минерализацияланған суға жатады, сонымен бірге метаморфозды (Na/Cl 74 – 0,85) Ондағы кальций құрамы 2,6 – 4,8 г/л, магни 1 – 2,1 г/л, сульфаттар 1,3 – 2,2 г/л. Тұтқырлығы орташа есеппен 0,66 сп. Сулардың газға қанығуы – 1,75 м3т.