1.3 Тектоника

^{Оңтүстік Маңғыстау сйыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта біршама құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай, Қарамандыбас, Теңге, Тасболат, Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс Жетібай кіреді.}

^{Солтүстігінде Өзен құрылымы оңтүстік-шығыс антиклиналь аймағымен шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік қанатта жыныстардың құлау бұрышы 3. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6 болатын оңтүстік бөліктің қатпары да осындай жіңішке}

^{ойыспен Теңге көтерілуінен бөлінеді. Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының периклиналі үлкен емес белес арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде, Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.}

^{Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның өлшемдері 9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа ығысқан, соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған солтүстік-батыс периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы тіктеу. Мұнда XІV горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6-8. Қатпардың солтүстік бөлігі біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс жартысында ХІІ горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 1-3. Құрылымның батыс бөлігінде мұнай кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік-батыс және Парсымұрын.}

^{Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының оңтүстік қанатын күрделіндіреді. XVІІІ горизонттың жабыны бойынша көтерілу амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық изогипс бойынша құрылым өлшемдері 2,9х0,9 км. Солтүстік-батыс күмбез Өзен құрылымының солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс бойынша көтерілу өлшемдері 3,5х2 км, амплитудасы 32 м.}

^{Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты созылған. Өзен қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда ХІІІ горизонт жабынында 1700 м изогипспен ерекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және Қарамандыбас қатпарларын N58 скважина ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда ХІІІ горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4.}

^{Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде негізінен құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер қатары белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі кірігеді, онда да мұнай кеніштері бар. XІV горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері 10.8х4.5 км, амплитудасы 105 м.}

1.4 Мұнайгаздылық

^{2003 ж. Өзен кен орнынан 5325100 т мұнай өндірілді. Мұнай өнімінің горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): ХІІІ горизонт - 27,5; XІV горизонт - 39,9; XV горизонт - 12; XVІ горизонт - 10,9; XVІІ горизонт - 5,7; XVІІІ горизонт – 1,7; Қумұрын күмбезі - 1,2; Парсымұрын күмбезі 1,2. 80 жылдарда Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын күмбездерінің өнімді горизонттары қарқындата бұрғыланды. Бұл олардан мұнай өндірудің сәйкес 4, 66 және 58 %-ке өсуіне әсер етті. XІІІ-XІV горизонттардан мұнай мен сұйықтықтың басым бөлігі өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен орны өнімінің 64 %-ін құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру скважинасының орташа тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3.1-5,4 т/тәулік, сұйықтық бойынша 6,7-15,8 т/тәулік. XІІІ-XІV горизонттар айдау скважиналары қатарларымен 64 жеке игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы баланстық, игерілген қорларымен және өнімді қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең аралықта өзгереді. 1.01.97 ж. мұнай мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай негізінен механикалық тәсілмен (97 %) өндіріледі: терең сорапты (ШТС) және газлифт. Газлифт скважиналарының қоры барлық өндіру қорының 9,2 %-ін құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6 %, ал сұйықтық өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы мұнай мен сұйықтық шығымының мөлшері өндіру қорының 90 %-ін құрайтын терең сорапты скважинадар шығымынан 3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.}

^{Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген сайын этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы қоспасы бар «құрғақ» метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622 кг/м3 шамасында.}

^{Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы тиімді мұнайлы қалыңдықтар, игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша анықталған.}

^{Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне - қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды коллекторларға жатады. Бүл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын, химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.}

^{Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95 % құраса, ал Өзен кен орнынын полимикталық коллекторларында кварц құрамы 30 % шамасында; жыныстсрда кварц құрамы 70 % болса, минерал орнықсыз саналады.}

^{Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және цементтеуге кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың қалыптасуына соқтырады. Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30 %-ке жетеді. Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы суға қаныққандықтың жоғары болуы да кішкене қуыстардың көптігімен түсіндіріледі. 1.1-кестеде келтірілген.}

^{Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары}

^{1.1 кесте}

Горизонттар	m, %
0	1
XІІІ	21
XІV	22
XV,XVІ	23
XVІІ,XVІІІ	24

^{Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі сипаты. Бұл шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық материалдар қолданылды.}

^{Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша табылған қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың геофизикалық параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені анықталды. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-әдіс көрсеткіштерімен байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді, белгіленген аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді ары қарай қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу операцияларын механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарға түсірілді. Кейін ЭЕМ-да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық қатарлар мен көрсеткіштер анықталды.}

Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері

Кесте 12

Горизонттар	kop, мкм2	Скв. Саны	hM.OP., м
0	1	2	3
XІІІ	0,206	458	10,8
XІV	0,290	349	24,0
XV	0,167	373	15,5
XVІ	0,207	311	18,4
XVІІ	0,76	96	23,4
XVІІІ	0,178	63	19,8

^{Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2. Өткішгіштіктің орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты. Кестеде сондай-ақ скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. ХІІІ горизонт ең аз қалыңдықпен сипатталады.}

^{XІІІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар: ұсақ түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалыңдығы 10-47,3 м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта және ірі түйіршікті құмтастар аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар түрінде. Біртекті құмтастар үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм2) шамасы мен қабат коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1.6 м-ге күрт азаюы мен 0,05 мкм2 өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының жағдайын талдау үшін барлық нақты материалдар алғаш рет тұтас горизонттардағы жоғары өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан басқа, скважиналар бойынша жаңа қосымша материал мен геологиялық құрылымдар алаң бойынша коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.}

^{XІІІ өнімді горизонтқа ортаңғы юраның байос ярусының жоғарғы бөлігіне жататын шөгінділер кешені кіреді. Горизонттың жалпы қалыңдығы 40-50 м. Мұнайға қаныққан орташа тиімді қалыңдық 18 м. Барлық горизонттар сияқты күрделі көпқабатты игеру кешені болып табылады. Күрделі болуы қабаттардың литологиялық қасиеттерінің өзгергіштігіне байланысты. XVІ горизонт құмтас-алевролит және саз шөгінділерінің астарласқан түрінде.}

^{XІІІ-XVІІІ горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдық сипатқа ие:}

^{● мұнайда парафин (29 %) мен асфальтенді-шайырлы заттардың (20 %) көп болуы;}

^{● мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат температурасына тең;}

^{● құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы қабат қысымының арасының шамалас болуы;}

^{● газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы +30С}

Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері

Кесте 13

Көрсеткіштер	XІІІ горизонт
0	1
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа	10,2
Газ құрамы, м3/ м3	58
Мұнай тұтқырлығы, мПас	3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы, С	66

1.5 ӨЗЕН КЕНОРНЫН МҰНАЙ, ГАЗ ЖӘНЕ СУЫНЫҢ

ФИЗИКАЛЫҚ ҚАСИЕТТЕРІ

^{Өзен кенорындағы мұнайдың негізгі ерекшеліктерінің бірі олар алғашқы қабаттарының жағдайларында парафинмен қаныққан, сондықтан бұл ерекшеліктері игерудің радционалды жүйесін таңдау үшін өтеу болғандықтан, оны оқып зерттеуге көп көңіл бөлінеді. Өнім қабаттары бойынша газданған мұнайдың фракциялық құрамыоңша ерекшеленеді.}

^{100 ˚С дейін ол барлық өнім қабаттары бойынша бүкіл көлемнің 2% құрайды, барлық қалған өнім қабаттары 300˚С - 30% - тен (XIII,XIV,XV қабаттары) 3.1% дейін (XVI) қабатты, ал 200˚С барлығынан 13%-тен 14% (XV) қабат құрайды.}

^{Өзен кенорны бойынша қабат мұнайларының қасиеттері келесідей: мұнайда ерітілген парафин асфальтті – смолалы компанентердің көп болуы; мұнайдың парафинмен қанығу температурасыалғашқы қабат температурасына тең және жақын; қабат температурасы мұнайдың парафинмен қанығу және қуысты ортада мұнайдың газсыздану температурасынан төмендеген кездегі мұнайдан қатты шөгінді парафиннің бөлінуі.}

^{Өзен кенорнының қабаттарындағы мұнай параметрлері 1.4 кестеде көрсетілген.}

ҚАБАТ МҰНАЙЫНЫҢ НЕГІЗГІ ПАРАМЕТРЛЕРІ

КЕСТЕ 1.4

Параметрлер	Өнім қабаттары
	XIII	XIV	XV	XVI	XVII	XVIII
1	2	3	4	5	6	7
Қабат мұнайының тұтқырлығы мПа С Қабат мұнайының тығыздығы г/см3 Мұнайдағы парафин құрамы % Мұнайдағы газ құрамы м3/т Күкірт құрамы % Газданған мұнайдың фракциялық құрамы, % 100˚С дейін 200˚С 300˚С	4.7 0.796 22 56 0.18 2 14 30	4.0 0.787 22 57.2 0.18 2 14 30	3.7 0.780 22 59.3 0.17 - 13 30	3.8 0.785 21 56.7 0.19 2 14 30	4.0 0.790 22 56.5 0.19 2 13 31	3.9 0.787 22 61.8 0.19 2 14 30

^{XIII – XVIII өнім қабаттар мұнайының газ құрамы 50.0 м3/т (XIII) 61.8м3/т дейін (XVIII) тербеледі. Өнім қабаттары бойынша газ құрамы тербелмейді, көбіне ол метан, этан және пропаннан тұрады. Метан құрамы 50.2 мольдан (XIII қабат ); 67.51 моль % дейін (XIII) пропандікі, этандікі 13.23% - тен (XVIқабат) 19.80 моль % дейін (XIII) пропандікі 16.79 моль%- тен 8.61 моль % сәйкесінше XIII және XVI қабаттардагазда құралады.}

^{Газ құрамында изобутан(3.10-1.82 моль%) Н-бутан(4.65-3.9%); зопентан(1.55-0,93 моль%) ;Н- пентан(1.45-1.10 моль%) бар. Көмірқышқыл газ құрамы 0.20моль%- тен (XIII) 6.70моль% ( XV) дейін тербеледі,азот құрамы 2.26 моль асады.}

^{Газ тығыздығы 1.32 г/г аспайды (XIV), басқа өнім қабаттардың газымен салыстырғанда өте жоғары тығыздық, солайша өнім қабаттары бойынша га тығызығы келесідейболады.XIII-1.26г/г; XIV-1.32г/г; XIII-23г/г; XIV-1.148г/г. Қабат сулары XIII – XVIII бір қалыпты хлорлы калцийлі олардың минералдануы 115-150г/л, олардың құрамында натрий, кальций, магний хлорсутегі бар. Бұл 1.2 кестеде көрсетілген.}

^{МҰНАЙДЫ ГАЗДАНДЫРУ КЕЗІНДЕ БӨЛІНГЕН ГАДЫҢ ҚҰРАМЫ}

КЕСТЕ1.5

Құрамы	Тығыздықтары г/г
	XIII	XIV	XV	XVI	XVII	XVIII
1	2	3	4	5	6	7
Метан Этан Изо-бутан Н-бутан Нзо-бутан	50.20 19.80 3.10 4.65 1.55	56.8 18.0 2.6 3.8 1.3	62.60 17.60 2.10 3.31 1.04	67.51 13.83 1.86 3.22 1.24	63.34 18.83 1.74 3.14 0.87	63.28 18.21 1.82 3.9 0.93
Н- пентан Гексан Көмірқышқыл газы Азот	1.45 - 0.20 2.26	1.2 1.6 0.7 1.3	0.88 - 0.40 1.72	1.10 - 0.30 2.33	0.83 - - 1.18	0.76 - - 1.23

^{XIII-XVIII өнімді қабаттар қабат арының тұтқырлығы 0.72 мПа-дан (XIII) 0.61 мПа (XVIII) құрайды, яғни өнім қабаттардың кеніштену тереңдігі өскен сайын олардың қабат суының тұтқырлығы төмендейді. Қабат арының негізгі параметрлері 1.3 кестеде көрсетілген.}

ҚАБАТ СУЫНЫҢ НЕГІЗГІ ПАРАМЕТРЛЕРІ

КЕСТЕ 1.6

Параметрлер атауы	Өнім қабаттары
	XIII	XIV	XV	XVI	XVII	XVIII
1	2	3	4	5	6	7
Тұтқырлық, мПа Тығыздық, кг/м3 Жалпы минералдар	0.72 1.063 115	0.70 1.081 140	0.67 1.085 150	0.65 1.081 150	0.63 1.080 140	0.61 1.080 150

^{XIII өнім қабаты, қабат мұнайының тұтқырлығы 4.7 мПа – С XIV және XVIөнім қабаттары бойынша ең жоғарғы болып саналады, олар 4.0мПа тең төмен және 3.7 мПа құрайды. XIII –XVIII өнім қабаттар қабат мұнайының тығыздығы 0.800 г/см3 жетеді де, XIII өнім қабаты бойынша 0.79, XIV-0.787, XV-0.780, XVI-0.785, XVII-0.790, XVIII-0.787 құрайды.}

^{Солайша барлық өнім қабаттардың тығыздығы жақын және 0.780г/см3 (XV қабат) 0.796г/см3дейін (XIII қабат) тербеледі.}

^{Өзен кенорын XIII – XVIII өнім қабаттар мұнайында парафинмен смоладан басқа күкіртше бар оның құрамы 0.18 % - тен (XIII қабат) 0.19% (XIII қабат) тербеледі.}

^{Өзен кенорның барлық өнімді қабаттары бойынша (XIII - XVIII) қабат суының тығыздығы 1063 кг/см3-тан (XIII қабат) 1080 кг/см3 (XVIII) дейін тербеледі.}