Геологиялық бөлім
жүктеу/скачать 48,43 Kb.
|
| 4.Мұнай-газ
Кен орны-Солтүстік-Шығыс кеңеюінің платформалық типіндегі ірі антиклинальды тұзды көтеру. Ондағы өнімді қабаттар әктас пен доломиттерден тұратын карбонаттардың (КТ - I және КТ-II) екі қуатты қабатымен ұсынылған орта гельдік аймақтық-мұнай-газ тау жыныстарының кешенімен шектеседі. Өнімді горизонттардың пайда болу тереңдігі КТ-I-ден 2850 м-ге дейін және КТ-II-ден 3850 м-ге дейін. Өнімді пакеттер мұнда коллекторлық қасиеттері бойынша үлкен гетерогенділігімен және қалыңдығы мен кеңеюі бойынша дискреттілігімен ерекшеленеді. Коллекторлардың негізгі түрлері кеуекті және кеуекті-кавернозды-жарықшақты, орташа кеуектілігі шамамен 10-11% құрайды және әрбір Карбонат қалыңдығында біртұтас қабат-массивтік жүйелер болып табылады. Шығыс Төрткөл кен орнының мұнай және газ кен орындарының сипаттамалық ерекшеліктеріне мыналар жатады: мұнай мен газдағы коррозиялық және улы компоненттердің жоғары мөлшері, газдағы конденсаттың жоғары мөлшері (600 г/м3 дейін) және мұнайдағы еріген газдың (250 - 300 м3/т), өнімді горизонттардың пайда болуының үлкен тереңдігі және бар болуына байланысты бұрғылаудың күрделі шарттары күнгурдың тұзды қалыңдығында пластикалық монтмориллонит саздарының қабаттары бар. Мұнда өндіруге қиын шикізат қоры шамамен 40 % құрайды, мұнай мен газ құрамында 6% күкіртсутек бар. Кен орнының мұнай-газдылығы екі карбонатты қабаттардың шөгінділерімен байланысты. Бірінші Карбонат қабатының шөгінділерінде 4 өнімді пакет бөлінеді: А, Б,В және кішкентай пакет В'. Бумалар 4 Даму объектісіне біріктірілген: а бумасы, Б бумасы, В+В бумаларының Солтүстік күмбезі және В+В бумаларының Оңтүстік күмбезі. Бірінші Карбонат бағанының барлық бөлінген пакеттері бір-бірімен біртұтас гидродинамикалық жүйемен біріктірілген және іс жүзінде жалпы газ-мұнай және су-мұнай байланыстары бар бір қабатты-массивті газ-мұнай кен орны болып табылады. Шөгінділердің орташа тереңдігі-2800 метр. GNA және VNK белгілеріне келтірілген RPL бастапқы қабат қысымы сәйкесінше 29,1 және 30 МПа құрайды. Қабат температурасы 58-61С. геотермиялық градиент 2,4 С. Екінші Карбонат қалыңдығының өнімділігі екі пакетке байланысты Г және Д. пакеттер тектоникалық бұзылулармен үш блокқа бөлінеді. Бірінші блокта (Оңтүстік күмбез) 3 Даму нысаны бар: біреуі G – G-I пакетінде, ал екеуі d – Жоғарғы Дв-I және төменгі Дн-I пакетінде Екінші блоктың мұнайлылығы бір шағын G-II объектісімен байланысты. Үшінші блокта бастапқыда үш даму объектісі ерекшеленді: екеуі G – жоғарғы Gv-III және төменгі GN-III және біреуі D – D-III пакетінде. Содан кейін G пакетінің жоғарғы және төменгі бөлігін бір даму объектісіне біріктіру орынды деп танылды G-III. Бұл газ қақпағы бар жалғыз КТ-II нысаны, қалған объектілер Дв-I, Дн-I, Д-III таза мұнай болып табылады. Кен орны бойынша ұңғымалардың орташа тәуліктік дебиті тәулігіне 27,34 т құрайды. Мұнай құрамы және кен орындарының кейбір көрсеткіштері 3.1 және 3.2 кестелерде көрсетілген. Кесте 3.1
Кесте 3.2 Шығыс Төрткөл кен орнының көрсеткіштері
Шығыс Төрткөл кен орны Каспий маңы күрделі салынған артезиан бассейнінің шығыс шетіне кіреді. Депрессияның шығыс шетіндегі палеозой және мезозой шөгінділерінде төрт Сулы кешен бөлінеді: тұз асты палеозой, Кунгур-жоғарғы пермь, триас және юра-бор. Олардың әрқайсысы белгілі бір стратиграфиялық қабаттарға орайластырылған бірнеше аймақтық Сулы горизонттарды қамтиды. Ұзақ қашықтыққа созылатын қуатты сазды қабаттардың болмауына және әртүрлі гидрогеологиялық терезелердің болуына байланысты аймақтық тұрғыдан бөлінген Сулы кешендердің жер асты сулары бір-бірінен жақсы оқшауланбаған. Бірақ тұзды және тұзды шөгінділер арасындағы жергілікті су алмасу өте қиын. Кейінгі палеозой мен мезозой дәуірінде геологиялық дамуы кезінде шығыс шетінде сыналған оң және теріс тектоникалық қозғалыстардың ауысуы белгілі бір гидрогеологиялық циклділікті тудырды және әр жолы палеозой жер асты суларының статикалық күйін бұзатын палеогидрогеологиялық жағдайлардың өзгеруіне әкелді. Әрбір гидрогеологиялық циклден кейін жер асты суларының гидрохимиялық сипаттамасы өзгерді, гидродинамикалық режим қайта құрылды және жер асты суларын Тектоникалық бұзылулар мен бұрыштық келіспеушіліктер жазықтықтары арқылы біріккен Сулы горизонттарда да, қабаттық қысымдар төмендеген горизонттарда да тегістеу үшін түсіру қажеттілігі туындады. Минералдануы 182,1 г/л кальций хлориді түріндегі төменгі көміртекті шөгінділердің сулары. Орташа көміртекті шөгінділердің сулары минералдануы 96,4 г/л хлорид-кальций түріндегі тұзды күкіртсутекті, минералдануы әлсіз сульфатты. Төменгі Пермь терригенді шөгінділерінің сулары Артин, Сакмар және Ассель шөгінділерінің құмды қабаттарымен шектеседі. Олар минералдануы 129 г/л-ге дейін, метаморфизацияланбаған, сульфатты хлорид-кальций типті. Статикалық деңгей сағадан 80-100 м қашықтықта орнатылады [3]. Кунгур шөгінділерінің сулары тас тұзының қалыңдығындағы терригенді-сульфатты қабаттарда локализацияланған, минералдануы 67,3-263 г/л хлорид-кальций типті тұзды ерітінді, сулар метаморфоздалған немесе әлсіз метаморфоздалған. Жоғарғы Пермь шөгінділерінің сулары бірнеше құмды Сулы горизонттарда орналасқан, минералданған. Тығыздығы 1035,7-1185,6 кг/м3 болған кезде минералдануы 50,3-тен 292 г/л-ге дейінгі кальций хлориді типті сулар, оларда метан мен азот еріген. Судың газ мөлшері 0,062-ден 0,973 м3/м3-ке дейін, газдардың серпімділігі 1,16-5,65 МПа құрайды. Құрамында 55-79,2% метан бар азот-метан және метан суларында суда еріген газдардың құрамы. Сонымен қатар, плантациялық және контурлық сулардың еріген газдарында сәйкесінше: этан – 11,1-26,8% және 0,04-3,6 %; ауыр көмірсутектер – 4,3-24% және 0,03-0,05 %; көмірқышқыл газы – 0,36-3,48 %; гелий – 0,003-0,3 %; аргон – 0,03-0,748 %. Қабат суларының жасы неоген-жоғарғы бор және ол құрамында су бар шөгінділердің жасынан әлдеқайда аз. Жоғарғы Пермь шөгінділерінде қысым суы бар. Төменгі триас шөгінділерінің сулары гидрокарбонат-натрий, сульфат-натрий, магний хлориді және кальций хлориді, минералдануы 7,1-ден 251 г/л-ге дейін. Сулар күкіртті сутектің иісіне ие. Газ мөлшері 0,015-тен 0,823 м-ге дейін өзгереді3/м3 серпімділігі 3,4-4,57 МПа. Контурдан тыс және табан суындағы еріген газдардың мөлшері тиісінше 48,6-дан 82,9%-ға дейін және 2,9-40,1 %, метан 4,5-тен 41,7% - ға дейін және 51,2-89,3% - ға дейін ауытқиды. Сондай – ақ, суларда этан-0,13 – 21,3% және ауыр көмірсутектер-0,31 – 26,1%, гелий-0,002 – 0,053% және аргон-0,09-0,932% орнатылған. Қабат суларының жасы ерте миоценге сәйкес келеді. Юра шөгінділерінің сулары екі Сулы кешенді құрайды: төменгі Юра және орта Юра. Төменгі Юра сулары натрий сульфаты және кальций хлориді, жекелеген жағдайларда натрий гидрокарбонаты және магний хлориді. Олардың минералдануы 1,4-тен 221,9 г/л-ге дейін өзгереді. Табан суларының газ мөлшері 0,025-тен 0,235 м3/м3-ке дейін, газдың серпімділігі 3,53 МПа-ға дейін. Табандық және контурлық сулардың еріген газдарының құрамына: метан – 49,9-74% және 30,3 %, этан – 2,6-4,5% және 0,1 %, ауыр көмірсутектер – 1,6-2,1% және 0,01 %, көмірқышқыл газы – 2,5-2,9% және 0,2 %, азот – 4,29-15,4% және 67,5 % , гелий-0,02-0,002% және 0,43%, аргон – 0,141-0,315% және 0,738%. Судың абсолютті жасы плиоцен болып табылады, бұл құрамында су бар шөгінділердің жас жасын көрсетеді. Орта Юра шөгінділерінің сулары Ален және байос-бат шөгінділерінің суларымен ұсынылған. Аален шөгінділерінің сулары натрий гидрокарбонаты, натрий сульфаты және кальций хлориді болып табылады. Судың жалпы минералдануы 2-ден 202,8 г/л-ге дейін өзгереді. Суда еріген газдың құрамына мыналар кіреді: метан – 5,4 %, этан – 0,3 %, ауыр көмірсутектер – 0,2 %, көмірқышқыл газы – 0,3 %, оттегі – 0,3 %, азот – 32,1%, гелий – 0,043% және аргон– 0,798% газ факторы 0,04 м3/м3 және газдың жалпы серпімділігі 0,4 МПа. Қысымды сулар. Байосс-бат шөгінділерінің сулары гидрокарбонат-натрий және сульфат-натрий, хлорид-магний және хлорид-кальций. Олар 0,7-ден 259 г/л-ге дейін минералданумен сипатталады.контурлы және плантарлы сулардың газ мөлшері 0,025-0,775 м3/м3 құрайды, газдың жалпы серпімділігі 0,21-ден 4,86 МПа-ға дейін. Контурлық суларда құрамында азот мөлшері 67,5-98,1% және газ факторы 0,025-0,05 м3/м3 және жалпы серпімділігі 0,14-0,84 МПа болған кезде метан мөлшері төмен азот құрамындағы газ еріген. Плантарлы және контур маңындағы суларда метан мөлшері 74,3-91,4% болатын еріген газдар негізінен көмірсутекті болып табылады. Газ мөлшері мұнай контурына жақындаған сайын 0,227-ден 0,775 м3/м3-ке дейін артады, ал газдың серпімділігі 0,75-4,86 МПа құрайды. Метан мен азоттан басқа суларда: этан – 0,5-5,6 %, ауыр көмірсутектер – 0,01-8,8 %, көмірқышқыл газы – 0,1-7,9 %, оттегі – 0,1-3,4 %, гелий – 0,002-0,052% және аргон – 0,029-1,626 %. Төрттік және плиоцендік жастағы сулар, бұл олардың инфильтрациялық генезисін көрсетеді. Сулар 42-712 м-де айтарлықтай пьезометриялық қысымға ие, ұңғымалардағы статикалық деңгейлер 8-68 м тереңдікте орнатылады. Бор шөгінділерінің сулары готерив, баррем, АТСК және Альба Сулы кешендерімен ұсынылған. Готеривтік шөгінділердің сулары негізінен гидрокарбонатты және сульфатты - натрийлі және ішінара хлорлы-кальцийлі, минералдануы 1,9-дан 117 г/л-ге дейін. Контур маңындағы суларда еріген газ негізінен құрамында 83,8% метан және 6,7% азот бар метан құрамы; контурдан тыс суларда-құрамында 82,8-86,6% азот және 14,3% дейін метан бар азот құрамы болады. Суларда да бар: этан-0,01-9,1 %, көмірқышқыл газы – 0,1 - 0,5%, гелий – 0,003-0,009% және аргон – 1,052-1,187%. Судың жасы-төрттік кезең. Қысымды сулар, олардың статикалық деңгейлері 12-43 м тереңдікте орнатылады. Минералдануы 0,3-31,7 г / л баррем шөгінділерінің гидрокарбонатты және сульфатты - натрийлі сулары. контурлық және табандық сулардың газ құрамы 0,022-0,247 м3/м3 құрайды, газдың серпімділігі 0,12-0,9 МПа. Метан газы 86,9% метан және 6,5% азот бар плантациялық суларда ериді. Контур маңындағы суларда және мұнай күмбездерінде азот концентрациясы 89,1-96% және метан концентрациясы 3,9-8,2% азот газы болады. Газ құрамында этан – 0,37% дейін, ауыр көмірсутектер – 2,13% дейін, көмірқышқыл газы – 0,1-4 %, гелий –0,006-0,016% және аргон – 0,227-1,674% анықталды. Судың жасы төрттік. Қысымды сулар, олардың ұңғымалардағы статикалық деңгейлері 5-55 м тереңдікте орнатылады, ал деңгей 40 м төмендеген кезде дебит 8 л/с жетеді. Апталық шөгінділердің сулары негізінен гидрокарбонатты және сульфатты - натрийлі, ішінара хлорлы-магнийлі және хлорлы-кальцийлі минералдануы 0,5-90,8 г/л, тығыздығы 1000-1067 кг/м3. Кейбір жерлерде сулы горизонт жер бетінен таяз орналасқан және құрамында минералданбаған сулар бар. Сулар метаморфизацияланбаған. Контурлы су газдарының құрамы: азот – 95,7-97 %, метан – 2 %, көмірқышқыл газы – 0,2-1 %, гелий – 0,003% және аргон – 0,298-1,8 %. Қысымды сулар, олардың ұңғымаларының статикалық деңгейлері аузынан 4-80 м тереңдікте орнатылады. Деңгей 20 м - ге төмендеген кезде дебит 0,3-10 л/с құрайды. Альба шөгінділерінің сулары 0,21-0,472 г/л минералдануы бар натрий сульфаты және магний хлориді. альба құмды шөгінділерінің сулары ежелгі шөгінділердің тұзды суларымен қоректенеді және ішуге жарамсыз болады. Судың газ мөлшері 0,04 м3/м3, газдың серпімділігі 1,9 МПа. Құрамында азот бар еріген азот газы – 67 %, метан-26,4%, Этан – 0,25 %, ауыр көмірсутектер–1,2 %, көмірқышқыл газы – 3,6 %, гелий – 0,005 %; және аргон-1,106 %. Ұңғымалардағы судың статикалық деңгейі сағадан 10-30 м тереңдікте белгіленеді, максималды дебит 8,0-13,5 л/с. Төрттік шөгінділерде оның таралуы бар сулы горизонт, Арқалық аңғарлары мен рельефтің төмендетілген учаскелерін құрайтын делювиалды шөгінділермен байланысты. Оны тамақтандыру негізінен жауын-шашын есебінен жүзеге асырылады. Пайда болу түрі бойынша делювиалды сулар жер асты суларына жатады. Осылайша, Жоғарғы Пермь мен мезозой шөгінділерінің өнімді горизонттарының жер асты сулары негізінен жоғары минералданған болып табылады. Олардың минералдануы тереңдікке қарай артады. Гидрохимиялық көрсеткіштер бойынша олар тоқырау режимі бар типтік мұнай емес, негізгі шөгінділерге сингетикалық емес, инфильтрациялық болып табылады, бұл сулы горизонттардың күндізгі беті бар су алмасу аймағында болуын көрсетеді және жер қойнауының нашар жабылғандығын және мұнай кен орындарының белсенді жойылуын көрсетеді. жүктеу/скачать 48,43 Kb. Достарыңызбен бөлісу:
|