Ұңғыманы жуу

АННОТАЦИЯ
Ключевые слова: Гидромониторные долота,
гидромониторрый эффект,
профиль, конструкция,
градиент давления,
насыщения.
В дипломном проекте рассматриваются вопросы проводки эксплуатационной скважины глубиной
В его недрах встречаются нефть и газ с разными
В проекте также рассматриваются резервы повышения технико-экономических показателей строительства
АНДАТПА
Өзекті сөздер: Гидромониторлық қашаулар,
Гидромониторлықтиімділік,
Профиль, құрылма, қысым
Дипломдық жобада Қарамандыбас кен орнында 2000м пайдалану ұңғымасын шиеленісті
Оның қойнауында қасиеттері жағынан әртүрлі мұнай және газ кездеседі.
Жобада сондай-ақ ұңғыма құрылысының техникалық-экономикалық көрсеткіштерін көтеру, еңбек жағдайын
МАЗМҰНЫ
Кіріспе
1 Геологиялық бөлім
1.1 Қарамандыбас кен орнының географиялық
жағдайлары.....................................................................................................
1.2 Кен орнының геологиялық зерттеулерінің тарихы....................................
1.3 Кен орын туралы жалпы мәліметтер...........................................................
1.4 Стратиграфия.................................................................................................
1.5 Тектоника.......................................................................................................
1.6 Мұнай-газдылығы және оның преспективасы...........................................
1.7 Сулылығы......................................................................................................
1.8 Ұңғыны қазу кезінде кездесуі мүмкін қиындықтар аймағы.....................
1.8.1 Бұрғылау ерітіндісінің жұтылу мүмкіндіктері........................................
1.8.2 Ұңғыма қабырғасының опырылып түсу мүмкіндігінің аралығы..........
1.8.3 Мүмкін болатын қауіпті ұстау аймағындағы аралық.............................
1.8.4 Мұнай газдың пайда болатындағы мүмкін болатын аралықтар............
1.9 Тасбағанды іріктеу аралық...........................................................................
1.10 Болашақта горизонтты сынау және ашу...................................................
1.10.1 Горизонтты сынау тәсілдері және аралық.............................................
1.10.2 Өнім горизонтын ашу әдісі.....................................................................
1.11 Ұңғыдағы геофизикалық зерттеулер........................................................
1.12 Ұңғымаларды геофизикалық зерттеу (ҰГЗ) интерпретациясының
әдістемесі мен нәтижелері.........................................................................
1.12.1 ҰГЗ әдістерінің кешені мен көлемі, олардың сапасы мен
тиімділігі..................................................................................................
1.12.1.1 ҰГЗ техникасы мен көлемі..................................................................
1.12.1.2 Барлау ұңғыларындағы геофизикалық зерттеулер...........................
1.12.1.3 Пайдаланылатын ұңғымадағы геофизикалық зерттеулер................
1.13 ҰГЗ жүргізудің геология-технологиялық жағдайлары...........................
1.13.1 ҰГЗ жүргізудің геологиялық жағдайлары.............................................
1.13.2 ҰГЗ жүргізудің техникалық жағдайлары..............................................
1.13.3 ҰГЗ нәтижелерінің сапасы......................................................................
1.13.4 Каротаждың электрлік және электромагниттік түрлері мен
материалдарының сапасы.......................................................................
1.13.5 РК диаграммасының сапасы...................................................................
1.13.6 Табиғи гамма каротаж қисығын талдау.................................................
1.13.7 Нейтронды гамма каротаж қисықтарын талдау....................................
1.13.8 ПС диаграммасының сапасы...................................................................
1.13.8.1 Саз сызықтарының жағдайы................................................................
1.13.8.2 ПС амплитудалары................................................................................
1.13.9 Геологиялық тапсырмаларды шешуде ҰГЗ әдістерінің тиімділігі......
1.14 Қарамандыбас кен орнының юра түзіліміндегі ҰГЗ деректері
интерпретациясының бұрын пайдаланылған әдістерін талдау...............
1.14.1 Коллекторларды бөлу мен тиімді қабаттарды анықтау әдістемесі......
1.15 ҰГЗ деректерінің интерпретациясының әдістемесінің негізделуі мен
юра түзілімдерінің есептеу параметрлерін анықтау.................................
1.15.1 Коллектор қабаттарының интерпретациялық үлгілерін негіздеу........
1.15.1.1 Жалпы мәліметтер.................................................................................
1.15.1.2 Таужыныстарының кеуектілік еселеуіші мен сазды және
карбонатты цементтің арасындағы байланыс....................................
1.15.1.3 Қалдықты суға қанығушылық пен тау жыныстарының кеуектілік
еселеуіші арасындағы байланыс.........................................................
1.15.1.4 ПС қатысты аномалиясы мен таужыныстарының кеуектілік
еселеуіші арасындағы байланыс.........................................................
1.15.1.5 ГК-ның 2 түрлі параметрі мен таужыныстарының саздылығы
арасындағы байланыс...........................................................................
1.15.1.6 Таужыныстарының өткізгіштігі мен кеуектілік еселеуіші
арасындағы байланыс..........................................................................
1.15.1.7 Петрофизикалық зерттеулердің деректері бойынша
таужыныстардың коллекторлық қасиеттерінің шекаралық
мәндерінің шамаларын бағалау...........................................................
1.16 Қарамандыбас кен орнының юра шөгіндісіндегі өнімді қабаттары
бойынша таужыныстар коллектордың негізгі есептік параметрлерді
анықтау әдістемелері.................................................................................
1.16.1 Қиманың литологиялық бөлінуі............................................................
1.16.2 Коллекторларды бөлу және олардың тиімділік қабаттарын
анықтау.....................................................................................................
1.16.3 Таужыныстардың кеуектілік коэфициенттерін анықтау......................
1.17 ПС салыстырмалы ауытқуы.......................................................................
1.17.1 Саздар сызығын анықтау.........................................................................
1.17.2 ПС салыстырмалы ауытқуын есептеу....................................................
1.17.2.1 ПС максимальды амплитудасы............................................................
1.17.2.2 ПС, НК және ЭК бойынша кеуектілікті анықтау................................
1.18 Мұнай газға қанығу коэфициентін анықтау, коллекторлардың қанығу
сипатына баға беру. ГКН, ГВК және ВНН жағдайларын анықтау..........
1.18.1 Таужыныстардың меншікті электрлік кедергісін анықтау....................
1.18.2 Таужыныстардың суға қаныққандылығын (Кв), мұнай газға
қаныққандылығын (Кг) және мұнай қаныққандылық (Кн)
коэфициентін анықтау...............................................................................
1.18.3 Бастапқы мұнайға қанығу коэфициентінің бағалануы...........................
1.18.4 Коллекторлардың қанығу сипатының бағасы мен қабаттық флюидтер
арасындағы байланыс орнын белгілеу.....................................................
1.18.5 Таужыныстардың өтімділігіне баға беру.................................................
1.19 ГИС мәліметтері бойынша негізгі есептік параметрлерін анықтау
нәтижелері және олардың нақтылығы........................................................
1.19.1 Ерте алынған есептік параметрлерді анықтау нәтижелерін салыстыру
және өнімді шөгінділердің зерттелуін бағалау.......................................
1.19.2 Коллекторларды бөлу нақтыларының бағасы, өнімді қабатты және
қанығу сипатын анықтау..........................................................................
1.19.2.1 Сынама нәтижелері мен коллекторларды бөлу нәтижелерін
сәйкестендіру.........................................................................................
1.19.2.2 ПС салыстырмалы ауытқу және ГИС мәліметтері бойынша
кеуектілік коэфициентінің мәнінің өлшемін бағалау........................
1.19.2.3 Коллектор қанығу сипатының нақты бағалануы................................
1.19.2.3.1 УЭС бағасы.........................................................................................
1.19.2.3.2 Сынама нәтижелері мен ГИС мәліметтері бойынша қанығу
сипатының бағаларының нәтижелерін салыстыру.........................
1.19.3 Таужыныстардың кеуектілігін анықтаудың нақтылығын бағалау.....
1.19.4 Қазіргі мұнай газға қаныққан коллекторлардың анықтау нақтылығын
бағалау......................................................................................................
1.20 Мұнайгаздануы...........................................................................................
1.20.1 Аудан кен орнының мұнай газдалуының қысқаша мәліметтері.........
1.20.2 XIII өнімді горизонтының мұнайлылығы.............................................
1.20.3 XIV өнімді горизонтының мұнайлылығы.............................................
1.20.4 XV өнімді горизонтының мұнайлылығы...............................................
1.20.5 XVI өнімді горизонтының газдылығы...................................................
1.20.6 XVII өнімді горизонтының газдылығы..................................................
1.20.7 XVIII өнімді горизонтының мұнай газдылығы.....................................
1.20.8 XIX өнімді горизонтының мұнай газдылығы........................................
1.20.9 XX өнімді горизонтының мұнай газдылығы.........................................
1.20.10 XXI өнімді горизонтының мұнай газдылығы......................................
1.20.11 XXII өнімді горизонтының мұнайлылығы..........................................
1.20.12 XXIII өнімді горизонтының мұнайлылығы.........................................
1.20.13 XXIV өнімді горизонтының мұнайлылығы.........................................
1.20.14 XXV өнімді горизонтының мұнайлылығы..........................................
2 Техникалық және технологиялық бөлім
2.1 Бұрғылау тәсілін таңдау және дәлелдеу.....................................................
2.2 Ұңғыма құрылысын жобалау және дәлелдеу.............................................
2.3 Бұрғы тізбегінің құрылымын жобалау, бұрғы құбырлар тізбегін
беріктікке есептеу..........................................................................................
2.3.1 Пайдалану тізбегінің орнын бұрғылау үшін бұрғылау тізбегін
таңдау және есептеу..................................................................................
2.3.1.1 Ауырлатылған бұрғылау құбырын есептеу..........................................
2.3.2 Бұрғылау құбырлары тізбегін есептеу.....................................................
2.3.2.1 Бұрғылау құбырлары тізбегін төзімділікке есептеу............................
2.3.2.2 Бұрғылау құбырлары тізбегін статистикалық беріктікке есептеу.....
2.4 Ұңғыманы жуу...........................................................................................
2.4.1 Жуу сұйығының түрін таңдау және оның параметрлерін әр
аралықтары үшін тағайындау..................................................................
2.4.2 Жуу сұйығының барлық түрі саздың, химиялық реагенттердің,
ауырлатқыштың және тағы басқа материалдардың шығындарын
анықтау......................................................................................................
2.4.3 Жуу сұйығын дайындау, химиялық өңдеу үшін және ұңғыма
саңылаусыздыққа орнатылатын жабдықтарды таңдау.........................
2.4.4 Ұңғыманы жуудың гидравликалық есебі................................................
2.5 Бұрғылау қондырғысын таңдау (бұрғылау жабдықтары мен мұнара)....
2.6 Бұрғылау тәртібінің параметрлерін жобалау.............................................
2.6.1 Қашаулардың түр-өлшемін, моделін және олардың көрсеткіштерін,
өндіріс статикалық мәліметтері бойынша жобалау..............................
2.6.2 Бұрғылау тәсілдеріне байланысты, әр тереңдік аралықтары үшін
жуу сұйығының шығынын жобалау......................................................
2.6.3 Қашаудың өстік салмағын және оның айналу жиілігін жобалау.........
2.7 Ұңғымаларды бекіту....................................................................................
2.7.1 Шегендеуші құбырлар тізбектерін жобалау және оларды
беріктікке есептеу.....................................................................................
2.7.2 Аралық және пайдалану құбырлар тізбегінің төменгі құрамалары......
2.7.3 Шегендеуші құбырлар тізбегін түсіруге дайындық жұмыстары
және оларды түсіру...................................................................................
2.7.4 Шегендеуші құбырлар тізбегін дайындау...............................................
2.7.5 Ұңғыма оқпанын дайындау жұмыстары.................................................
2.7.6 Бұрғылау жабдықтарымен қондырғыларын дайындау.........................
2.7.7 Шегендеу құбырларының тізбегін ұңғымаға түсіру...............................
2.7.8 Цементтеу тәсілін таңдау және тізбектерді цементтеуге есептеу.........
2.7.8.1 Цементтеу тәсілін таңдау......................................................................
2.7.8.2 Шегендеу құбырларын цементтеуге қажет материалдардың
көлемдерін анықтау...............................................................................
2.7.9 Цементтеудің гидравликалық есептеуі...................................................
2.8. Ұңғымаларды игеру....................................................................................
2.8.1 Өнімді қабаттарды ашу және өнімділікке байқау..................................
2.8.2 Мұнайлы қабаттарды байқау әдісі...........................................................
2.8.3 Ұңғыманы ондағы сұйықтан жеңілдету түрімен алмастыру арқылы
игеру...........................................................................................................
2.8.4 Ұңғыманы ауа айдау арқылы игеру ........................................................
2.8.5 Қабаттарды ашу және байқау...................................................................
3 Еңбек қорғау бөлімі
3.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторларды таңдау................................
3.2 Қорғаныс шаралары.......................................................................................
3.2.1 Жалпылама шаралар...................................................................................
3.2.2 Өндірістік санитария..................................................................................
3.2.2.1 Жалпылама шаралар................................................................................
3.2.2.2 Өндірістік шағын климат.........................................................................
3.2.2.3 Өндірістік жарықтама..............................................................................
3.3 Техника қауіпсіздігі.......................................................................................
3.4 Өрт қауіпсіздігі...............................................................................................
3.5 Қоршаған ортаны қорғау...............................................................................
4 Арнайы бөлім
4.1 Хвостовикті цементтеу.................................................................................
5 Экономикалық бөлім
5.1 Ұңғыма құрылысы кезінде жұмыстарды ұйымдастыру............................
5.2 Ұңғыма құрылысының уақытын анықтау...................................................
5.3 Ұңғыманы бұрғылау және бекітудегі бағалаудың негізгі техника
экономикалық көрсеткіштерін жобалау......................................................
5.4 Ұңғыма құрылысына смета жасау...............................................................
6 Накладтық шығындар......................................................................................
Қорытынды
Әдебиеттер тізімі
Геологиялық бөлім
Кіріспе
Әртүрлі отын мен май қажет ететін мұнай және жанармайдын
Химиялық өндірісте табиғи газ шикізаты жақсы және арзан отын
Ел басы Нұрсылтан Назарбаевтын Қазақстан 2030 жолдауында мұнай және
Ел экономикасының мұнай – газ саласы республикамыздағы жетекші сала
Мұнай – газ саласы ел экономикасының түпқазығы деп түсінсек,
Қарамандыбас газ-мұнайлы кенорыны әлеуметтiк қатынаста Қазақстан Республикасы, Маңғыстау облысы,
Кенорыны 1964 жылы ашылған, өнер кәсiптiк өңдеуге 1973 жылы
Қазақстан Республикасы мемлекеттiк қорында А+В+С, категориясы бойынша есептелетiн мұнайдың
Қарамандыбаскенорыны бойынша қорлардың алғашқы есептелудi Юра түзiлiмiнiң ХII -
Осының нәтижесiнде Жер қойнауын пайдаланушы ЖШС “Мұнай Жоба” келiсiм
Жұмыста айтарлықтай жетiспеушiлiк арнайы петрофизикалық зерттеулер үшiн қажеттi керннiң
1 Геологиялық бөлім
1.1 Географиялық және экономикалық жағдайлар
Қазақстаның Әкімшілік өндірістік қатынастар бойынша Маңғыстау облысының Ақтау ауданы
Геологиялық ауданың көлемі континентальді климаты шөлді аймаққа жатады. Жазы
Өсімдік құрлымының бүркеніші өте кедей және буу ауданда құрғақшылық,
Жобаланған көлемнең 6 шақырым жерде орналасқан солтүстік – батыс
Бұрғылау жұмысы “ӨзенМұнай” ТОО өндірістілік бірлестігі арқылы жүргізіледі. Материалды
Тампонаж жұмыстары Өзен тампонаж кеңсесінде жүргізіледі. Бұл база Жаңа
Электр жүйесімен ДВС қамтамасыз етеді. Жаңа Өзен қаласынан
Бұрғылау орнымен басқарманың байланысы радио бекеті арқылы жүзеге асады.
1.2 Ауданның геология – геофизикалық зерттеу тарихы
Жетібай - Өзен тектоника сатысында 1964 – жылдары жүргізілген
Палеотектоникалық жаңғыртуға негіз болған МОГТ сейсмобарлау материалдары солтүстік –
МНГФ трестісіне бөлімшелерді тиянақты жұмыс өткізу үшін кепілдеме берілді.
Тектоникалық бұзылуы солтүстік – шығыстан және солтүстік – батыста
1.3 Кенорыны туралы жалпы мәлiметтер
Қарамандыбас кенорны Маңғышлақ маңының далалық жазықты бөлiгiнде орналасқан. Кенорынның
Территория орографиялық қатынаста 2 бөлiкке бөлiнедi: шығыста ағыссыз ойпаттар
Бұл ойпаттардың бүйiрлерi тiк және жыралармен бөлiнген. Ойпаттың шығыс
Қиын климаттық жағдайлар мен нашар сумен қамтамасыз етуге байланысты
Қарамандыбас құрылымы алғаш рет 1960 жылы құрылымдық - iздеп
Бұрғылау деректерi бойынша турон ярусның табаны бойынша құрылымдық карта
Сейсмикалық жұмыстардың нәтижелерi “Маңғышлақ - мұнайгаз барлау” трестiнде Жетiбай
Барлау үрдiсiнде 25 iздеп - барлау ұңғымалары, ал пайдаланып
Қазiргi уақытта, юра түзiлiмдерiнiң, өнiмдi қабаттарын мұнай шоғырларын және
1.4 Стратиграфия
Мезо- кайнозай қимасында ұңғымалармен триас, юра, бор, гамоген және
Ашылған түзiлiмдердiң жасы үлгiлердi, палеонтологиялық зеттеу негiзiнде, сол сияқты
Қиманың литология - стратиграфиялық бөлiнуi мезозой түзiлiмiнiң аймақтық стратиграфиялық
Тiректi қималар ретiнде 1,3,22, және 270 терең ұңғымаларалынған.
Триас жүйесi ( Т )
Жоғары триас ( Т 3 )
Ашылған түзiлiмдердiң ең көнесi- жоғары триас 1 және 3
№1 ұңғымаменашылған ашылған триас түзiлiмдерiнiң электрокаратаждық сипаттамасы КС және
№3 ұңғыманың қимасында триас түзiлiмдерi 1 ұңғымаға ұқсастырып, шартты
ПС қисығы бұл аралықта өте нашар дифференцияланған және оның
Юра жүйесi ( J )
Юра жүйесi кенорында барлық үш көлiкпен көрсетiлген. Барлау
Төменгi юра J1
Тоар ярусы (J 1 t)
Төменгi юра түзiлiмдерi кенорнында 7 ұңғымамен ашылған. 3 ұңғымадан
Электрокаратаждық сипаттама мен бүйiрлiк грунттан алынған таужыныстарының үлгiсi негiзiнде
3-4 м көп емес. Төменгi пачканың барлық аралығы үшiн
Төменгi юра түзiлiмдерiнiң жоғарғы бөлiгi негiзiнен құмтастардың бiрлiк қабатшалары
Төменгi юра түзiлiмдерiнiң қалыңдығы 81-ден 99 м дейiн өзгередi.
Ортаңғы Юра J2
Кенорнында ортаңғы юра түзiлiмдерi үш яруспен көрсетiлген-аален, байос және
Аален ярусы (J 2 a)
Аален түзiлiмi кенорында 1,2,3,4, және 5 ұңғымалардан керндi алу
Төмен пачка үшiн ПС қисығының айтарлықтай дифференциасы тән. Керн
Аален түзiлiмдерi кенорнында Өзен және Жетiбай кенорындарында ұңғымалармен ашылған
Кенорында аален жасындағы түзiлiмнiң палеонтологиялық негiзделүi жоқ. Ярустың
Байос ярусы (J2в)
Кенорында байос ярусының түзiлiмдерi 1,2,3,4,5 ұңғымалармен керндi алу арқылы
Керн бойынша құмтасты қабаттар, негiзiнен құмтастар, кейде құмайттастардан тұрады.
Саздар қара сұр, тығыз, кейде өте тығыз, аргилит тәрiздес,
Таужыныстарының барлық түрлерi үшiн көмiрлi заттардың қалдықтары тән. Байос
Байос ярусының түзiлiмдерi Өзен және Жетiбай кенорындарымен салыстыру бойынша
Ярус түзiлiмдерiне ХХII, ХХI, ХХ, ХIХ және ХVIII өнiмдi
Бат ярусы (J2вt)
Бат ярусының түзiлiмдерi кенорынында барлық барлау ұңғымаларымен ашылған.Бат түзiлiмдерiмен
Жоғарғы юра (J3)
Кенорнында ұңғыма қималарында келловей, оксфорд және кембридж ярустары бөлiнедi.
Келловей ярусы (J3k)
Келловей ярусының түзiлiмдерi кенорынында ұңғымалармен ашылған және кернмен толық
Ярустың негiзiнде сұр, қара сұр саздар, жатады. Саздар фауна
Қиманың жоғарғы жағында өзара бiрдей қабаттасатын құмтасиар мен сазды
Ярустың жобасында сазды - әксазды пачка жатады.саздас сұр, жасылдау
Электрокаратаждық диограммаларда келловей түзiлiмдерiнiң үш түрге бөлiнуi тiркеледi. Төменгi
Кенорынында келловейдiң палеонтологиялық түзiлiмi тән емес. Петрофиялық зерттеулер келловей
Оксфорд ярусы (J3ox)
Кенорнында оксфорд түзілімдері барлық ұңғымалармен ашылған, бірақта кернмен нашар
Электрокаротаждық сипаттама бойынша оксфорд түзілімдері саздардан тұрады. Бұл түзілімдерден
Оксфорд түзілімдерінің литологиялық қимасы тұрақты.
Ярус негізінде тығыз карбонатты таужыныстары-әксаздар мен әксаз тәрізді саздар
Кимеридж ярусы (J3kт)
Кимеридж түзілімдері кенорнында кернмен сипатталмаған. Қимада кимерилік түзілімдер Теңге
2 ұңғымадан алынған керн негізінен сұр, қара сұр, ұсақ
Қабаттардың сирек өзгеруі жоғарғы горизонттардың шайылуынан жоғарғы юра түзілімдерінде
Кимеридж түзілімдерінің қалыңдығы 23 м-ден 85 м дейін ауытқиды.
Бор ярусы (К)
Бор жүйесі 2 бөлімнен тұрады - төменгі, көбінесе құмтасты
Төменгі бөлім (k1)
Төменгі бор бөлімі барлық ярустармен көрсетілген. Кенорнында төменгі бор
Валанжин ярусы(k1v)
Валанжин ярусы кимеридж түзілімдерінде шайылу арқылы жатады. Керннің жалғыз
Қарамандыбас кенорынында валанжин жасындағы палеонтологиялық негізделуі жоқ және олар
Валанжин түзілімдерінің табандық бөлігінде алынған керн сазды карбонатты таужыныстарының
Қима электрокаротаждық сипаттама бойынша құмтастармен, сирек әктастармен, саздар және
Готерив ярусы (k1g)
Кенорынында готерив ярусының түзілімдері, бұрын зерттелген кенорындардың қималарымен салыстыру
Готерив түзілімі керн мен электрокаротаждық сипаттама бойынша құмдақ, саз
ПС қисығы түзілімнің барлық аралығында нашар диференциямен және төменгі
Баррем ярусы (k1br)
Баррем ярусының керні жоқ, жалғыз үлгісі готеривтермен бірге ұңғымада
Керн мен электрометрикалық сипаттамалары бойынша баррем, негізінен тығыз шұбар
4 ұңғымадан алынған керн кальцит желілері бар пирит кристалдарының
Апт түзілімдері (k1a)
Кенорынында апт түзілімдері кернмен сипатталмаған. Олар қимада Өзен және
Құмтастар жасыл-сұр, сұр, берік, ұсақ түйірлі, карбонатты немесе сазды
ПС қисығы нашар дифференциалданған, қиманың жоғарғы бөлігіндегі оның деңгейі,
Альб ярусы
Кенорынында альб түзілімдері олардың электрлік сипаттамаларының негізінде бөлінген. Альб
Альб түзілімдерінің төменгі бөлігі құмтастар мен құмайттастардың қабатшалары бар
ПС қисығы бұл пачканың даму аралығында нашар дифференциалданған, олардың
Қиманың жоғарғы жағында үлкен ролді құмтастар мен құмайттастар атқарады.
Түзілім жамылғысында ірі көлеміндегі құмтастардың конкрецияларын құрайтын құмдар жатады.
Өзен және Жетібай кенорынында түзілімдердің альб жасы литологиялық және
Жоғарғы бөлім
Жоғарғы бор түзілімдері барлық ярустармен көросетілген. Мәселелі болып жалпы
Сеноман ярусы және кейде турон ярусының төменгі бөлігін қосатын
Кенорынында жоғарғы бор түзілімдері құрылымдық - іздеп бұрғылаудың деректері
Сеноман ярусы
Сеноман ярусының түзілімдері құрылымдық-іздеп бұрғылаудың мәліметтері бойынша қимада бөлінеді.
Сеноманның табанында КС қисығымен жақсы көрсетілген фосфориттелген буманың пачкасы
Жамылғыда кезектесетін саз қабаттарының пачкасы жатады. Бұл кезектесу
Коньяк-турон түзілімдері
Коньяк-турон түзілімдері литологиялық 2 пачкамен бөлінеді. Төменгі пачка құмдар
Коньяк - турон түзілімдері шарттылықтың айтарлықтай дәрежесімен электрокаротаждық диаграммалар
Сантон ярусы
Турон түзілімдерінде сантон ярусының түзілімдері біршама шайылумен жатады. Олар
Кенорынында сантон түзілімдерінің үлгілерінде палеонтологиялық анықталу аз бөлінген, бірақта
Кампан ярусы
Кампан ярусының түзілімдері, көбінесе әксаздар мен әктастардың қабатшалары бар,
КС қисығының конфигурациясы кампан және сантон түзілімдеріне қарсы өте
Бұл осы жерде әксаздар мен әктастардың қабатшаларының болуымен байланысты.
Маастрихт ярусы
Маастрихт ярусы негізінен ақ бордан тұрады. Қимада, көбінесе маастрихт
Маастрихт түзілімінің қалыңдығы 10м - ден 55м дейін өзгереді.
Дат ярусы
Дат ярусының түзілімдері шайылу арқылы жатады. Әктастардың, әксаздардың қабатшаларынан
10-15м дейін өзгереді, бұл палеоцен алдындағы уақытта азғантай шайылумен
Палеоген жүйесі
Кенорынында палеоген түзілімдерінің қимасында палеоцен - төменгі эоцен, ортаңғы
Палеоцен-төменгі эоцен
Палеоцен - төменгі эоцен түзілімдері Өзен кенорынында бұрғыланған, барлау
Ортаңғы эоцен
Ортаңғы эоцен түзілімдері чат свитасына бірігеді. Кенорынында свита Өзен
Жоғарғы эоцен
Жоғарғы эоцен түзілімдері төселетін түзілімдерде шайылу арқылы жатады. Олар
Жоғарғы эоценде аманқызылит, шорым және адай свиталары бөлінеді. Төменгі
Түзілім өзіне тән электрокаротажды сипатты иеленеді. КС қисығы аманқызылит
Жоғарғы эоцен қабатының жалпы қалыңдығы 28 м-ден 43 м-ге
Олигоцен
Олигоцен түзілімдері шайылу арқылы адай свитасының түзіілімдеріне жатады. Құрылымдық
Неоген жүйесі
Неоген жүйесі кенорын қимасында ортаңғы және жоғарғы миоцен түзілімдерімен
Ортаңғы миоцен
Ортаңғы миоцен тортон ярусымен көрсетілген және негізінен саздардың аз
Тортон ярусы құрылымдық-іздеу ұңғымаларында алынған кернмен толық сипатталған. Кернге
Электрокартажды диаграммаларда түзілім, көрінбелі кедергінің жоғарғы мәнімен, КС қисығында
Жоғарғы миоцен
Бұл түзілім жасыл-сұр, көгілдір - сұр, тығыз, нашар құмтасты,
Төрттік жүйе
Төрттік жүйе саздақтар немесе құмдақтармен көрсетілген. Тек ағыссыз ойпаттардың
1.5 Тектоника
Кенорыны тектоникалық қатынаста ірі Жетібай-Өзен антиклиналды белдемінің (тектоникалық саты)
Келловей - тоар, жоғарғы юра - төменгі бор түзілімдерінің
Алаң 3Д сейсмобарлаумен 2001ж зерттелді, материалдарды өңдеу мен интерпретация
XIII көрсететін горизонты бойынша құрылымдық жоспар өздігінен 2 брахиантиклиналды
Сөйтіп, Қарамандыбас және Өзен кенорындары, күрделенген брахиантиклиналды көтерілімдерімен, бірдей
Шығыс күмбезде минималды абсолюттік белгілер-1050м, Батыс күмбезде-1100м. Қарамандыбас көтерілімінің
Өнімділіктің сыртқы жиегінің шектерінде көтерілім мөлшері 10.0 х 3.0
XIV - XXV көрсететін горизонты бойынша құрылымдық жоспар жалпы
Қарамандыбас көтерілімі шығыста 2,22 және 128 ұңғымаларының ауданы арқылы
Батыс күмбездің солтүстік қанатында XX - XXV көрінетін
1.6 Мұнайгаздылық
МОГТ сейсмо жұмыстары барысында екі терас полусводанда және екі
Орта Юра шөгіндісінің мұнай газдылығы шамамен Қарамандыбас және солтүстік
Осылайша бағдарланған мұнай газ қаныққан диапозоны өзіне орта төменгі
Триас және Юра мұнайының физика – химиялық қасиеті хабар
1.7 Сулылығы
Ұңғыма қимасының жобасы бойынша Триастан басталған Төрттікке дейін таужыныстар
Триастық шөгіндісі сынауының сипаттамалары жетеді, сондықтанда су құрамы және
Иод аз болып шықты 6 мг/л – ға дейін,
Бром – 146 мг/л,
Хлор – 64 мг/л,
Кальций – 8,4 мг/л,
Магни – 0,9 г/л,
Натрий мен калий -30 г/л.
Солтүстік – батыс Жаңа Өзен №9 ұңғыманың тексеру жұмыстары
Төменгі – орта Юра шөгіндісі №29, 35 – ші
Лейасе – ааленс
Төменгі келловей – бойос
Жоғарғы Юра
1.Лейасе – аален су қабатының шөгіндісі хлор кальций түріндегі
Na : K қатынасы – 0,8 құрайды
Иодтың болуы – 7 ÷ 10 мг/л
Бром – 200 – 235 мг/л
Судың тығыздығы 200 С – 1,1 г/см3
Хлордың болуы – 95 г/л
Сульфат – 39 – 51,8 мг/л
Кальций – 11 мг/л
Магний – 2 г/л
Гидрокарбонат – 207,5 мг/л
Шығымы тәулігінде – 15 м3 құрайды егер 850 м
Минералдануы – 142 -150 г/л
2. Төменгі келловей – байос су қабатының шөгіндісі
Судың тығыздығы 200 С – 1,08 ÷ 1,09 г/см3
Шығымы әртүрлі, келловей шөгіндісінің шығымы тәулігіне – 83 м3
Тәулігіне – 286 м3 (№69 ұңғыма) егер 598 м
Байос шөгіндісінен тәулігіне – 0,29 м3 егер 689 м
Тәулігіне – 51 м3 егер 746 м болса (ұңғыма
Бұл суда түрі хлоркалиді иодтын болуы – 8 мг/л
Бром – 200 – 274 мг/л.
1.8 Ұңғыны қазу кезінде кездесуі мүмкін қиындықтар аймақтар
Солтүстік – батыс Жаңа Өзен ауданындағы ұңғыманы бұрғылау аймақта
Кондуктор
Техникалық тізбек Ø 245 мм х 1250 м
Пайдалану тізбегі Ø 146 мм х 2000
Ұңғыманың нақтылы тереңдігі 2000 м. Бұрғылау техникалық тізбек бойынша
Ұңғыманың ары қарай тереңдігі жоспарланған тереңдікке дейін мынандай параметрлі
1.8.1 Бұрғылау ертіндісінің жұтылу мүмкіндіктері
Палеогенде аралық 60 - 100 метрлік кез – келген
Сенон – туронда 335 – 500 метрлік аралықта қойнау
Альбде аралық 950 – 1035 метрлік қашықтықта қарқындылығы белгісіз,
1.8.2 Ұңғыма қабырғасының опырылып түсу мүмкіндігін аралығы
Триасты 1200 – 1400 м аралықта ашылу кезінде және
1.8.3 Мүмкін болатын қауіпті ұстау аймағындағы аралық
Сенон – турон 335 - 500 м аралықта ұңғыма
1.8.4. Мұнай газдын пайда болатындағы мүмкін болатын аралықтар
1400 – 1680 м, 1680 – 1800 м, 1800
1.9 Тасбағанды іріктеу аралық
Жоспарланған ұңғымада тасбағанды іріктеу көмірсутектерін жинау аралықтығына, металогиялық экранға
Мұнай мен газ геология барлау жұмыстарын жүргізетін ережеге сәйкес
1.10 Болашақта горизонты сыналау және ашу
1.10.1 Горизонтты сынау тәсілдері және аралық
Ашылатын мұнай газдылығын ашуды бағалауды тездету үшін МИГ 127
Жүргізілетін ауданын таңдау үшін әр қыртысы сынау алдында қарсыласу
Тіліктін қаныққан бағасы жинауыштын кеуекті түрімен екі есе өседі
Егер болашақ тілікті ашса жуу сұйықтығының жұтылуы белгіленеді, енді
1.10.2 Өнім горизонттын ашу әдісі
Алғаш ашу кезінде жұмыс жиынтығын түсінуге жүгінеміз себебі ол
- Қабатын өнімділігінің қанығуын және құрылым мүмкіндігін бағалау.
- Өнім қабатындағы таужыныстарын тұрақтылық мүмкіндігін бағалау.
- Өнім қабатындығы ең үлкен коэфициенті
- Өнім қабатындағын барлық қалындығын бір әдісте бұрғылауға
- Өнім қабатының жинауыш қасиетін анықтау, қабат
1.11 Ұңғыдағы геофизикалық зерттеулер
Аудандағы геологиялық тілікті аса толық үйрену мақсатымен оның мұнай
1.11.1 Ашық оқпандағы барлық тіліктер
Каротаж қарсыластығының литология жинауыш қасиетінің құрлымын үйрену үшін (КҚ),
Ұңғыманың техникалық күйін үйрену барлық тілікте 1 : 500
Болашақ аралықтын масштабы 1 : 200, ұңғыманың диаметрін өлшеу
1.11.2 Шегенделген ұңғыма
Барлық тіліктер масшатаб 1 : 500 бөлінген цементаждын бақылау
Болашақта аралық масштабы 1 : 200, цементеуді бақылау.
1.12 Ұңғымаларды геофизикалық зерттеу (ҰГЗ) интерпретацияның әдістемесі мен нәтижелері
1.12.1 ҰГЗ әдістерінің кешені мен көлемі, олардың сапасы мен
тиімділігі
1.12.1.1 ҰГЗ техникасы мен көлемі
Жұмысты жүргізуде Қарамандыбас кенорынының 25 барлау және 406 пайдалану
Геофизикалық зерттеулер «Қазақстанмұнайгеофизика» және «Маңғышлақмұнайгеофизика» трестімен жүргізілді.
1.12.1.2 Барлау ұңғымаларындағы геофизикалық зерттеулер
Барлау ұңғымаларындағы геофизикалық зерттеулер 1:500 масштабтағы жалпы зерттеулерден (ПС,КС,ГК,НК,ДС)
Барлау ұңғымаларындағы геофизикалық зерттеулердің кешені келесідей әдістемелерден тұрады:
Стандартты электрлік каротаж (КС) - ПС потенциалды табиғи электрлік
Бүйірлік каротаждық зондтау (БКЗ) 1,2,4,5 ұңғымалары бойынша жамылғылық градиент-зондпен
БКЗ барлау ұңғымаларында келесідей көлемдегі зондтармен жүргізілді:
жамылғылық вариантта - ВО.1АО.3М, ВО.1АО.8М, ВО.5АМ және т.б;
табандық вариантта - МО.3АО.1В(МО.5АО.1В), МО.8АО.1В,М2АО.5В,М4АО.5В,М8А1В,ВО.5А2М,В8А1М.
Сөйтіп, көрсетілген материалға сүйене отырып, барлық ұңғымаларда БКЗ жүргізуге
БКЗ әртүрлі аппаратурамен орындалды. Зерттеулер 1:200 және 1:500 масштабта
Микрокартотаж (МК) МО.О25МО.25А градиенть зондымен және МДО-1 және МКЗ
Кавернометрия 1:200 және 1:500 масштабтарда барлық ұңғымаларда орындалды және
Радиоактивті каротаж 2 модификацияларда - гамма - каротаж (ГК)
Бүйірлік каротаж және индукциялық каротаж 1:200 масштабта, тек ұңғымалардың
Жее ұңғымаларда мыналар орындалған; акустикалық каротаж, микрокаротаж, ЛМК және
Барлау ұңғымалары бойынша ҰГЗ материалдары келесідей көлемдерді иеленеді: стандартты
1.12.1.3 Пайдаланылатын ұңғымалардағы геофизикалық зерттеулер
Пайдаланылатын ұңғымаларда стандартты каротаж, ПС, ДС, ИК және БК
Стандартты каротаж, өзінше табандық және жамылғылық градиент зондтарды қосады.
БКЗ пайдаланылатын ұңғымаларда тағы да 4 табандық градиент зондты
Микрозондтау БКЗ аралықтарында МДО аспаптарымен орындалды.
БК өлшеу әртүрлі аппаратуралармен жүргізілді. Бүйірлік микрокаротаж МБК -
408 пайдаланылатын ұңғымалары бойынша ҰГЗ кешені туралы толық деректер
Пайдаланылатын бағандардың перфорация аралықтарын бақылау үшін ЛОТ зерттеу орындалды.
Жеке пайдаланылатын ұңғымалар бойынша сынаулар нәтижелерімен бақылау әдістерін
1.13 ҰГЗ жүргізудің геология-технологиялық жағдайлары
1.13.1 ҰГЗ жүргізудің геологиялық жағдайлары
Зерттелу объектілері стратиграфиялық қатынаста ортаңғы және төменгі бор түзілімдеріне
Қарамандыбас кенорынында юра түзілімінің қабаттық сулары алаң мен тереңдеген
1.1 - кесте. Қабаттық сулардың қасиеті
Горизонттар
Тығыздық,
г/см3
Минералдылық, г/л Қабаттың температурасында қабаттық сулардың меншікті электрлік кедергісі,
XIII
XIV
XV
XVI
XVIII
XX
XXI
XXII
XXIV
XXV 1.094
1.083
1.099
1.099
1.102
1.1036
1.1056
1.106
1.107
1.111 136.6
120.0
141.7
141.7
147.3
146.0
151.3
155.6
155.2
163.7 0.028
0.028
0.28
0.28
0.28
0.26
0.26
0.24
0.21
0.21
Қарамандыбас кенорнында ұңғыма оқпаны бойынша таужыныстарының температурасын өлшеу №
1.2 - кесте
Қарамандыбас кенорынының қимасындағы температура туралы мәліметтер
Өлшеу тереңдігі, м Температурасы, ºС Геотермиялық саты, м/
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800 21.8
24.5
27.8
30.5
33.5
36.5
39.5
43.2
46.6
49.7
53.1
58.2
62.0
64.9
69.2
73.1
76.7
82.2 37.0
30.3
37.0
33.3
33.3
33.3
27.0
29.4
32.2
29.4
19.6
-
26.3
34.5
23.3
25.6
27.8
18.2 2.7
3.3
2.7
3.0
3.0
3.0
3.7
3.4
3.1
3.4
5.1
-
3.8
2.9
4.3
3.9
3.6
5.5
Қима бойынша геометриялық сатының мәні 182-ден 37 м дейін
Температураны өлшеудің деректері қабаттық сулардың меншікті электрлік кедергісінің шамасын
1.13.2 ҰГЗ жүргізудің техникалық жағдайлары
Барлау ұңғымаларында өнімді түзілімдер сазды жуу сұйықтарында (ЖС) 0,214
Барлау ұңғымаларында каротаж қиманы ашу шарасы бойынша 2-3 циклде
1.13.3 ҰГЗ нәтижелерінің сапасы
ҰГЗ материалдарының сапасы „Мұнай және газ ұңғымаларында геофизикалық зерттеулер
1.13.4 Каротаждың электрлік және электромагниттік түрлерінің материалдарының сапасы
Қарамандыбас кенорынының ұңғымаларында тау жыныстарының нақты электрлік кедергісін анықтау
Егер электрлік әдістердің қисықтары саздарда шығындалса, бұл электрлік әдістердің
ИК материалдарының сапасын бақылау үшін бірлік өткізгіштіктегі ИК-дың минималды
1.13.5 РК диаграммаларының сапасы
РК диаграммалары аппаратураның көптеген түрлерімен СП-62,ДРСТ-1,ТРКУ-100 жазылған.Ұңғымалардың 40%-да жазу
1.13.6 Табиғи гамма каротаж қисығын талдау
Қарамандыбас кенорынының қимасында ГК минималды мәндері тығыз карбонатталған қабаттарға,
Шгенделген ұңғымаларда ГК минималды көрсеткіштері бар тығыз қабаттар үшін
Шегенделмеген ұңғымалардағы коллекторлардағы минималды мәндер негізінен XXIV горизонтта кездеседі
1.13.7 Нейтронды гамма каротаж қисықтарын талдау
НГК минималды мәні XIII горизонттары үстіндегі шайылған саздарға
НКН максималды көрсеткіштерімен XIII, XIV, XV, XVI, XVII және
1.3 – кесте. Шайылған саздар аралығындағы НГК минималды шамалары
Оқпанның
сипаты Саны Аппаратура Өзгеру аралығы
у.е. Орташа
у.е. Орташа
квадраттық
ауытқу
Шегенделмеген 102 СП-62 0.7-1.3 1.0 0.17
ДРСТ-3 0.6-1.5 1.1 0.17
Шегенделген 183 СП-62 0.4-1.6 1.0 0.19
ДРСТ-3 0.7-1.5 0.94 0.16
1.13.8 ПС диаграммаларының сапасы
1.13.8.1 Саз сызықтарының жағдайы
ПС диаграммалары Қарамандыбас кенорынының терригенді қимасында саз сызықтарының тұрақсыз
Кейбір ұңғымаларда саз сызығы бүкіл қима бойынша оң жаққа
Саз сызықтарының жылжуы қабаттық сулардың минералдылығының өзгеруімен және саздардың
1.13.8.2 ПС амплитудалары
Қарамандыбас кен орнының юра түзілімдері үшін қиманың әртүрлі қабаттары
1 қабат - XIII - XVIII горизонттары Uпс=65.0*lgρф/ρв=65мВ
2 қабат - XIX - XXIII горизонттары. Uпс=70,0*lgρф/ρв=73мВ
3 қабат - XXIV - XXV горизонттары. Uпс=80,0*lgρф/ρв=90мВ
Мұнда, ρф-орташа, 0,8*ρс=0,8*0,35=0,28 Омм тең деп қабылданған, ЖС фильтратының
ПС нақты максималды аномалиясы өте аз және 10мВ -дан
XXIV горизонтта бұрғыланған 5 ұңғымаларды ПС максималды аномалиясы 70
Егер ұңғыма XXIV горизонтты ашса, бүкіл қима бойынша максималды
Әртүрлі қабаттарда ПС максималды амплитудаларының өзгеру шектері төмендегідей:
XIII горизонт 10-67 мВ, орташа 36 мВ;
XIV горизонт 14-68 мВ, орташа 40 мВ;
XV горизонт 28-67 мВ, орташа 44 мВ;
XVII горизонт 34-52 мВ, орташа 42 мВ;
XVIII горизонт 39-70 мВ, орташа 49 мВ;
XIX горизонт 20-45 мВ, орташа 40 мВ;
XX горизонт
XXII горизонт 41-57 мВ, орташа 50 мВ;
XXIV горизонт 40-100 мВ, орташа 55 мВ.
1.4 кестеде Қарамандыбас кен орнының үш қабатында ПС-тің теоретикалық
1.4 - кесте.
Қарамандыбас кен орнының қимасының үш қабатты 2 түрлі параметрінің
Горизонттар Uпс т,
мВ Uпс max,
мВ Епс,
мВ (J(
Орташа XIII-XVIII 66 38 53 0.36
Орт.кв.ауытқуы
4 9 12 0.13
Орташа XIX-XXIII 73 47 64 0.33
Орт.кв.ауытқуы
5 8 11 0.11
Орташа XXIV-XXV 89 55 76 0.23
Орт.кв.ауытқуы
8 10 13 0.13
Келтірілген деректер ПС теориялық есептеу амплитудасы ПС аксималды амплитудасын
1.13.9 Геологиялық тапсырмаларды шешуде ҰГЗ әдістерінің тиімділігі
1967 ж дейін барлау ұңғымаларында орындалған юра түзілімдеріндегі ҰГЗ
1.14 Қарамандыбас кен орнының юра түзілімдеріндегі ҰГЗ деректері интерпретациясының
1.14.1 Коллекторларды бөлу мен тиімді қабаттарды анықтау әдістемесі
1968 ж есеп беруде коллекторларды бөлу ҰГЗ барлық кешенін
- критикалық мәні 0,3-ке тең ПС-тің кері аномалиясыныңболуы;
- МК көрсеткіштерінің жоғарылауы;
- Сазды қабықтың болуы;
- БКЗ деректері бойынша қабатқа бұрғылау ерітіндісінің кіруі;
- ГК қарқындылығы мен НГК жоғары көрсеткіштерінің төмендеген мәндері.
Жалпы қабаттан тиімді қабаттарды анықтауда тығыз және сазды қабаттар
Сөйтіп, біруақытта тікелей сапалы белгілермен жанама сандық критериялар пайдаланылды.
1.14.2 Өту белдемі бойынша есептеу параметрлерін анықтау әдістемесі
Әдістеме Tixier теориялық формуласына, ПС аномалиясына байланысты (Ек) өту
Ек=Кt*ℓg (ρзп/ρвп)
Бұл әдістеме бойынша есептеу параметрлерін есептеу жүйелілігі келесідей:
1. Өту белдемі мен ЖС сүзгісі - Р∆=ρ∆/ρф ,белдемінің
2. Көрінбелі меншікті электрлік кедергісі ПС қисығының қабаттық сулардың
Ек=Кt*ℓg(ρф/ρвп)
Қабаттық судың көрінбелі меншікті электрлік кедергісінің мәні нақты кедергісімен
3. Қабаттық судың көрінбелі меншікті электрлік кедергісіне өту белдемінің
ρ∆келт-Р∆*ρвк
Бұл шамаға 100% суға қанығуда қабаттың меншікті кедергісіне тең
4. Суға қаныққан қабаттар үшін қатысты кедергі мен оған
Мұнайға қаныққан қабаттар үшін Р∆келт есептелді және мұнайға қаныққан
Кн еселеуіші 2 тәсілмен анықталды.
Бірінші тәсіл - суға қаныққан қабаттың кедергісін есептеуде алгоритмге
Екінші тәсіл - барлық өнімді қабаттары мен, суға толық
1.15 ҰГЗ деректерінің интерпретациясының әдістемесінің негізделуі мен юра түзілімдерінің
1.15.1 Коллектор қабаттарының интерпретациялық үлгілерін негіздеу
1.15.1.1 Жалпы мәліметтер
Ортаңғы және жоғарғы юра таужынысы-коллекторлары құмтастар мен құмайттастар көп
Таужыныстарының минералдылық құрамы-полимиктілі-кварцты және дала шпатты. Таужыныстарының цементі-сазды және
Коллектордың петрофизикалық моделі 1968 ж дейін асырылған, кернді зерттеудің
1.15.1.2 Таужыныстарының кеуектілік есеслеуіші мен сазды және карбонатты цементтің
ПС бойынша кеуектілік еселеуішінің шамаларын анықтаудың негізгі жағдайлары кеуектілік
Бірақта, Кгл,Кп және Ккар салыстыру карбонаттылығы аз үлгілер үшін
Кп.сн =Кп+В*Кгл+Ккар
Мұнда , Кп.сн,Кгл,Ккар- қаңқаның кеуектілігі, саздылық, карбонаттылық бұлар таужынысының
В еселеуіші-үлгілер константасы (тұрақты).
В=1-де сазды-карбонатты материал (цемент) таужынысы қаңқасының кеуектілік кеңістігі ішінде
ηцем =(Кгл+Ккар) / (Кгл+Ккар+Кп)
Таужыныстарының кеуектіліктерін цементің қатысты құрамымен салыстыруда, үлгілер 2 топқа
Кп белгіленген байланысы Кп>10%-те төмендегі теңдеумен сипатталады:
Кп=0,4247-0,38* ηцем
Бұл байланыс шекаралық мәндерге сәйкес келеді. Егер таужынысында цемент
1.15.1.3 Қалдықты суға қанығушылық пен таужыныстарының кеуектілік еселеуіші арасындағы
Таужыныстарының ФЕС бағалау үшін олардағы қалдықты судың құрамы туралы
Қалдықты суға қанығушылық пен өнімді коллектордың ФЕС-ке саздың және
βсаз=Ксаз*ωадс/Кп
βкар=Ккар*ωкап/Кп
Мұнда, Кп – таужынысы көлеміндегі ашық кеуектілік.
Ксаз, Ккар – таужынысы көлеміндегі сазбен карбонатты цементтің құрамы,
ωадс, ωкап – сазды және карбонатты цементтердің кеуектерінде адсорбциялық
Гидрофильді таужыныстары үшін қалдықты суға қанығудың келесі үлгісі ұсынылды:
Кво=Кво.ск+(βсаз+ βкар)*(1- Кво.ск),
Мұнда, Кво, Кво.ск – ашық кеуектердегі таужынысы мен қаңқаның
βсаз, βкар – (7) және (8) формулалар бойынша есептелетін
Орталықтандыру әдісімен кернде анықталған қалдықты суға қанығушылықтың мәнін пайдалана
Кво=0,13+0,87*(Кгл*0,09/Кп+Ккар*0,08/Кп),
Кеуектер цементпен толғанда қалдықты суға қанығу еселеуіші 1 тең,
Кво.мод=0,014+0,046/Кп
1.15.1.4 ПС қатысты аномалиясы мен таужыныстарының кеуектілік еселеуіші арасындағы
ҰГЗ кешенінде кеуектер әдісі болмағанда, бұл мақсатта ПС қисығын
αпс=(1-β)*(1-βгл*(1-β))+βкар,
Мұнда, β=βсаз+ βкар
(12) қатынасы шекаралық жағдайларды қамтиды
βсаз=0
βсаз=1
βкар=1
βкар=1, αпс=1 шекаралық жағдайлары, терригенді таужыныстарында тек карбонатты цемент
Кп= αпс/(-0,69* αпс+4,56)
Бұл байланыс αпсQ , болғандықтан Q=0,057 м3/с алып, төлке диаметрін 170мм
1600-2000м аралығы.
Qmin

Ұқсас жұмыстар

---

Тасым кен орнындағы барлау бұрғылау жұмыстарының жобасы

---

Орталық – Шығыс Прорва кен орнында тереңдігі 3300м пайдалану ұңғыма желісінің геологиялық сипаттамасы

---

Бұрғылау тізбегінің құрамы

---

Жаңажол кен орны «KKM Operating Company» АҚ

---

Қабатты ашу және ұңғыманы меңгеру гидроқұмды ағысты перфорация

---

Өзен кен орнында 1400м тереңдікке бұрғыланатын пайдалану ұңғымасын жобалау

---

Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға арналған жабдықтар

---

Амангелді кен орнын

---

Бұрғылау ерітіндісінің технологиялық көрсеткіштері

---

Қабатты сұйықтықпен жару

---