Геологиялыќ Б¤лім

284 өндіретін және барлық барлау ұңғымаларының стратиграфиялық өзгеру мәліметтерін пайдалану негізінде, КТ – 1 мен КТ – 2 – нің қабатшалары бойынша құрылымдық жоспарлар сызылды. КТ – 1 мен КТ – 2 үшін құрылымның жалпы пішіні оңтүстік пен солтүстік күмбездері бар антиклиналь болып табылады. Антиклиналь өсінің ұзындығы, шығысқа 25 градусқа ауытқуымен солтүстікке қарай бағытталады.

КТ – 1 құрылымы:

Қабатшаның құрылымдық жоспары бойынша шектелетін изогипстің абсолютты белгілері 2330 м және 2500 м, тұйық изогипстегі ауданы 9,38 км*4,38 км, құрылымның биіктігі 170 м; берілген көтерілімнің батыс қанаты нығыздырақ және қабаттардың құлау бұрышы 10 градусқа тең, ал шығыс қанаты босаңсырақ және қабаттардың құлау бұрышы 7 градусты құрайды. Солтүстік күмбездің абсолютты белгісі 2260 м, ал шектелетін изогипстің абсолютты белгісі 11,25 км*5,38 км, биіктігі 240 м құрайды. Берілген көтерілімінің құрылымындағы қанаттар бір – бірімен үлесімді, қабаттардың құлау бұрышы 9 градусқа жуық.

КТ-2 құрылымы:

Қабатшаның құрылымдық картасы бойынша оңтүстік күмбездің абсолютты белгісі -3110 м, тұйық сызықтың абсолютты белгісі 3380 м, тұйық изогипстегі ауданы 12,75 км*5,38 км, құрылымның биіктігі 270 м – ге тең.

Берілген көтерілімнің батыс қанаты, шығыстағыдан нығыздырақ және қабаттарының құлау бұрышы 10 градусқа жуық, ал шығыс қанатындағы қабаттардың құлау бұрышы 7 градусқа жуық болып келеді. Солтүстік күмбездің абсолютты белгісі 3050 м, ал тұйық сызықтың абсолютты белгісі 3380 м, тұйық изогипстегі ауданы 11,63 км*5,5 км, құрылымның биіктігі 330 м – ге тең. Негізінен екі қанатта үлесімді, ал қабаттарының құлау бұрышы 10 градусқа жуық.

КТ – 2 құрылымын зерттегенде, алдыңғылар оның батыс қанатында оңтүстіктен солтүстікке жылжитын және шығысқа қарай құлайтын бір түсірілім бар деп тұжырымдады. Сондай – ақ олар құрылымдағы екі көтерілімнің арасында, батыстан шығысқа қарай жылжитын екі түсірілімді анықтады. Сөйтіп антиклинальда грабен пішіні пайда болды. Антиклинальды ары қарай зерттеген кезде, бұл екі түсірілім жоқ болып шықты. Солтүстік көтерілімнің батыс қанатындағы түсірілім, КТ – 1 – дегі Г – 62,Г – 32 ұңғымаларының абсолютты белгілеріне жасалған корреляцияның нәтижелері бойынша, оңтүстік көтерілімнің батыс қанатында бар болуы мүмкін.

Каротаж мәліметтерін қарау барысында, А жиынтығы Гжель ярусына, Б жиынтығы Касимов ярусына жататындығы, В жиынтығына Мящков горизонты мен Подоль горизонтының жоғарғы бөлігі кіретіндігі анықталды. Мұнайлы қабаттарының жиынтықтарын ары қарай былай жіктеуге болады: А жиынтығын жоғарыдан төменге қарай А1 мен А2 мұнайлы қабаттарына, Б жиынтығы ары қарай бөлінбейді, В жиынтығын В1 – В5 мұнайлы қабаттарына, соның ішінде В1 – В3 Мящков горизонтына кірсе, ал В4 мен В5 Подоль горизонтына кіреді.

Әрбір қабаттың қалыңдығы нақты бөлінгеннен кейін 50 м құрады. Мящков пен Подоль горизонттарының арасында (В3 пен В4 арасында) әлсіз меншікті электр кедергісі бар, табиғи гамманың жоғарғы шамасы бар, өткізбейтін және берілген ауданың стратиграфиялық корриляциясы үшін басты маркирлейтін қабат болып, перлитті қабат саналады.

КТ – 2 мүнайлы жиынтығы жоғарыдан төменге қарай мұнайлы қабаттарының Г және Д екі жиынтығына бөлінеді, солардың ішіндегі Г жиынтығына Кашир мен Верей горизонттары кіреді, ал Д жиынтығына Башкирлік төменгі ярус асты және Протвиндік горизонт кіреді. Мұнайлы қабаттарының жиынтықтарын ары қарай былай жіктеуге болады: Г жиынтығын жоғарыдан төменге қарай Г1 –Г6 мұнайлы қабаттарына , соның ішінде Г1 – Г4 Кашир горизонтына кірсе, ал Г5 мен Г6 Верей горизонтына кіреді, Д жиынтығын жоғарыдан төменге қарай Д1 – Д5 мұнайлы қабаттарына, соның ішінде Д1 – Д3 Башкирлік төменгі ярус астына кірсе, ал Д4 мен Д5 Протвиндік горизонтына кіреді.

1.2.2 Тектоника

Тектоникалық жағынан аудан Каспий маңы ойпатының борт алдындағы ватолы бөлігінде орналасқан. Ол өз кезегінде Орал геосинклиналь аймағындағы Ащысай мен Сакмар – Көкпекті бұзылымдарымен бөлінген.

Геологиялық дамуының ерекшеліктерінің бірі болып, аумақтың жедел түсуі және мықты шөгінді түзілімнің қалыптасуы болып табылады. Оның негізгі бөлігін тұзасты кешені құрайды (7 – 10 км). Тұзасты қалыңдығының жапсарлары батысқа қарай еңкейген кезде, бір қатар жекелеген баспалдақтармен қиындатылады (жату тереңдігіне байланысты). Оларға: Жаңажолдық (5,5 – 6 км), Кеңқияқтық, Қоздысайлық және Шұбарқұдықтық (7 – 7,5) баспалдақтары жатады, олар өз кезегінде түзу емес ақауларымен сипатталады. Шектерінде қарастырылып отырған кен орын орналасады, яғни Жаңажол баспалдағындағы ерекшеліктерінің бірі болып, брахиантиклиналды түріндегі ірі ашылымдарымен қиындатылған мықты карбонатты массивтердің дамуы табылады.

Жаңажол кенорыны Гжель – Подоль (КТ – 1) және Кашир – Венев (КТ – 2) жастағы жыныстардан құралатын карбонатты массивінің жоғарғы бөлігіне бейімделген. Құрылым үлкен емес тоқымымен бөлінген, иррационалды созылған солтүстік пен оңтүстік күмбездері бар, ірі брахиантиклинальмен сипатталған.

Барлау ұңғыларымен ауданды бұрғылаған кезде, карбонатты қалыңдығының төменгі қимасында тектоникалық ақаулар бар екендігі анықталды, олардың ішінде аса созылғандары 100 – 150 м ығысу амплитудасымен батыс қанаты бойынша өтеді, қалған екеуі 40 – 50 м амплитудасымен ығысып орталық бөлігін қиындатады (61 – шы ұңғыманың ауданында). Осы ақаулардың арқасында жалпы құрылым 3 блокқа бөлінеді: 1 (оңтүстік бөлік), 2 (61 – шы ұңғыманың ауданында), 3 (солтүстік бөлік). Сұйықтардың қорлары негізінен 1 мен 3 блоктарда шоғырланған.

Кенорынның өндірістік мұнайгаздылығы екі карбонатты қалыңдықпен байланысады: бірінші және екінші, олар өз кезегінде қалыңдығы 206 – 417 м болатын терригенді жыныстардың жиынтығымен бөлінеді.

Өнімді жиынтықтардың коллекторлық қасиеттері сынама мен кәсіпшілік – геофизикалық зерттеулер кешені бойынша қарастырылды. Есептелетін кеуектілік параметрін негіздеу үшін, геофизикалық зерттеулердің мәліметтері және қара құжаттың зертханалық зерттеулерінің нәтижелері пайдаланды. А, Б мен В жиынтықтардағы, мұнайғақанықтылық бөлігіндегі кеуектіліктің сынама бойынша орташа арифметикалық шамасы сәйкесінше: 11.5 %, 13,7 %, 10,2 % - ды құрады.

Жобалау үшін кеуектіліктің келесідей шамаларын қабылдау қажет: Г – 1 жиынтығы үшін 9,5 %, Гж – 3 жиынтығы үшін 10,9 %, Гт – 3 жиынтығы үшін 12,6 %, Дт – 1 жиынтығы үшін 10,8 % және Д – 3 жиынтығы үшін 9,8 %. Өнімді жиынтықтардың өткізгіштерін негіздеу үшін, гидродинамикалық пен геофизикалық зерттеулердің, сынама құжатының мәліметтері пайдаланды. Сынама мәліметтерінің салысырмалы шектеулігі және олардың шоғыр ауданы мен қимасы бойынша біртекті таралмағандықтан, жиынтықтың белгілі кеуектілігіндегі өткізгіштікті каротаж зерттеулерінде анықтауға тура келеді. Ұңғыма сынамасы негізінде орындалған, гидродинамикалық зерттеулердің нәтижелері бойынша өткізгіштікті анықтау, В (Кпр) – де ГНС бойынша өткізгіштікті анықтаумен ұқсас болып шықты. Гидродинамикалық есептеулер негізінде жобалау үшін, кеуектілікке тәуелді болатын, өткізгіштің таралу қатарларын қабылдау қажет.

ГНС нәтижелері бойынша ғана жалпы мұнайғақанығушылық анықталды және былай қабылданады: Дт – 1, Дж – 1 мен Д – 3 жиынтықтар үшін сәйкесінше: 89 %,85 %,73 %, ал газғақанығушылық, Гт – 3 пен Гж – 3 – тің газды телпектерінде сәйкесінше: 78 % пен 83 % - ды құрады. Мәлім жынысқа және оның шоғырлану жағдайына байланысты, өнімді жиынтықтардың және оларды құрап тұрған қабатшалардың қалыңдықтары, тұрақты бола бермейді және кең аралықта өзгеріп тұрады.

КТ – 1 өнімді қалыңдығындағы А,Б,В мен В1 жиынтықтардың қалыңдықтары 6 – 30 м аралығында болса, ал кейбір ұңғымалар қатарындағы қалыңдықтар 2 м немесе 5 м – ге дейін қысқарады. Б және В жиынтықтардағы кейбір ұңғымаларында, қалыңдықтардың аса үлкен шамалары 100 – 109 м аралығында байқалады. Жиынтықтарды бөліп тұратын,тығыз иірімдердің қалыңдықтары бірнеше ондаған метрге жетеді, бірақ кейбір ұңғымаларда олардың қалыңдықтары 2 – 5 м немесе 0 м – ге дейін қысқарады. А жиынтығының жалпы қалыңдықтары 2,4 м – ден, 89,4 м – ге дейін өзгереді, жалпы тиімді қалыңдықтары 3,4 м – ден, 66,5 м – ге дейін өзгереді, мұнайға қаныққан қалыңдықтар максимал мәнге жетіп және ол 36 м құрайды.

Орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 12 м құраса, ал газға қаныққан қалыңдық 26 м құрады. Б жиынтығында жалпы қалыңдықтар 4 м – ден, 64 м – ге дейін өзгерсе, ал мұнайға қаныққан қалыңдықтар 1 м – ден, 47,3 м – ге дейін өзгереді.

Жалпы шоғыр бойынша орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 12 м – ге тең, ал газға қаныққан қалыңдық 14 м құрады.

В жиынтығы, Б жиынтығы сияқты қалыңдықтарының үлкен айырмашылықтарымен сипатталады. В жиынтығының жалпы қалыңдығы 10 м – ден, 108 м – ге дейін өзгерсе, ал тиімді қалыңдығы 6 м – ден, 40 м – ге дейін немесе одан жоғары өзгереді. Мұнайға қаныққан қалыңдығының максимал шамасы 55 м – ге дейін жетеді.

Оңтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 13 м құраса, ал солтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 20,9 м құрады.

В1 жиынтығының қалыңдығы 28,2 м – ден, 73 м – ге дейін өзгерсе, ал мұнайға қаныққан қалыңдығы 30,8 м – ден, 88,6 м-ге дейін өзгереді.

Оңтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 5,6 м құраса, ал солтүстік күмбезде орташа мұнайға қаныққан қалыңдық 7,4 м құрады. КТ – 2 карбонатты қалыңдығының аралығы оңтүстікте 603 м – ден, солтүстікте 827 м – ге дейін өзгереді. Оның Г мен Д жиынтықтарында қалыңдықтар тұрақты емес және солтүстігіне қарағанда 1 блокта олар бірнеше ретке қысқартылған. Екі жиынтық, бірінен соң бірі ауысып тұратын өткізгіш және тығыз қабатшалардан тұрады. Гж – 3 жиынтығының жалпы қалыңдығы 4,2 м – ден, 84 м – ге дейін өзгерсе, ал Дж – 1 және Дт – 1 жиынтықтарының жалпы қалыңдықтары сәйкесінше: 115,4 мен 83,8 м – ге дейін өзгереді.