1.7.2 Қабаттағы мұнай қасиеттері

Қабат мұнайының барлық параметрлері солтүстік-шығыс және оңтүстік-батыс бөлімдеріне байланысты жасалған мұнайдың флюидтік моделдерінде анық көрсетілген.

Тереңдікке жату жағдайына байланысты мұнайдың негігі тәуелділік параметрлері флюидтік моделі арқылы тұрғызылған. Осы берілген мәндер арқылы мұнайдың орташа анықтамаларын (5050 м) арнайы мұнай алаңдары үшін 1.4 кестеде көрсетілген.

1.4-кесте – Абсолютті жату белгісі 5050 м болатын модель бойынша есептелген мұнайдың параметрлері

Алаң	Солтүстік-шығыс	Оңтүстік-батыс
Бастапқы қабат қысымы, МПа	58,7	58,7
Қанығу қысымы, МПа	58,1	55,3
Газ құрамы, м^3 /т	625	449
Көлемдік коэффициенті, бірлік үлес	2,28	1,99
Қабат мұнайының тығыздығы, кг/м^3	601	651
Қабат мұнайының тұтқырлығы, МПас	0,28	0,57
Сығылу коэффициенті, 1/ МПа 10^4	26,8	21,5

1.5-кесте – Газдан тазартылған мұнай мен конденсаттың орташа параметрлері

Параметрлері	Конденсат	Солтүстік-шығыс алаң мұнайы	Оңтүстік-батыс алаң мұнайы
20°С-тегі тығыздығы,кг/м^3	782	844	805
20°С-тен тұтқырлығы, мПас	1,69	7,5	13,5
Құрамындағы күкірт, % масса	0,9	0,7	0,9
Құрамындағы парафин,% масса	2,29	3,8	5,0
Құрамындағы асфальтендер, % масса	0,07	0,08	0,24
Құрамындағы шайыр % масса	0,70	1,23	3,68
Қату темпетурасы, °С	-10 төмен	-10 төмен	-11 төмен

Кестеден көрінгендей, конденсат және мұнай құрамындағы күкіртке байланысты күкірттілер құрамына жатады. Құрамындағы парафинге қарап парафинділер құрамына жатады. Құрамындағы жоғары парафинге қара металдан жылы температура кезінде солтустік - шығыс ауданындағы мұнай мен конденсат ағысын сақтап, -10°С-тан төмен температураларда қата бастайды.

1.7-сурет. Тереңдікке байланысты қабат мұнайының параметрлерінің өзгеруі

1.8-сурет. Тереңдікке байланысты қабат мұнайының параметрлерінің өзгеруі

1.8 Мұнай мен газдың қорлары

1983 жылы конденсат, газ, мұнай қорларын оперативті есептеу жүргізілді. Кен орны өлшемі (15×30 км) газ, конденсат және мұнай қорларының мөлшері бойынша өте сирек кездесетін кен орны болса, сондай-ақ сақталған сұйық қордың геологиялық құрылымның өзгешелігі бойынша өте күрделі болып табылады.

1988 жылы «Оралмұнайгазгеология» өндірістік – геологиялық бірлестігінің 42-ші іздеу-барлау және 48-шы пайдалану ұңғыларын бұрғылау нәтижелері бойынша КСРО-ның қор бойынша мемлекеттік комитетіне 1988 жылдың 1-ші тамызындағы күйі бойынша мұнай, конденсат, газ және бірге болатын компоненттері қорын есептеп, тиянақты санақ нысаны тапсырылды. КСРО қор бойынша мемлекеттік комитетімен бекітілген. Қарашығанақ кен орнының газ, конденсат, мұнай және еріген газ қорлары 1.6-кестеде көрсетілген.

1.6-кесте – Қарашығанақ кен орнындағы өнімдердің қорлары

Шөгінділердің жас шамасы	Қорлар					Шығару коэфициенті
	Еркін газ	Конденсат	Мұнай	Еріген газ	Конденсат		Мұнай
	Баланстық қор/ Алынатын қор
	млрд. м^3	млн. т	млн. т	млрд. м^3
1	2	3	4	5	6		7
Пермь	430,8	228,2/ 170	-	-	0,75
Карбон	-	632,2/ 473,7	338/169	239,3/119,7	0,75		0,5
Ср.Девон	-	-	1,5/0,5	1,4/0,4			0,3
Жалпы	1329,6	860,4/ 643,7	339,5/169,5	240,7/120,1

Ұңғымалар бойынша мұнай газға қанығушылық коэффициенті әрбір объект үшін жеке – жеке қалыңдық пен кеуектілік бойынша орташа өлшенген шама ретінде есептелді. Ертеректегі қалдық мұнайға қанығушылық газ қорын келесі тәсілмен есептеуді ескерді, объект бойынша мұнайға қаныққан көлемнен 0,045 – ке көбейтілген кеуектік көлем алынды.

Есептеуші параметрлердің термобаралық шарттар мен сүзгіш жүйемен байланысқан мәні өнімді жыныстардың орташа өлшенген шамасы ретінде анықталды. 1988 жылы қор есептегенде ұсынылған және іске асырылған тәсіл қолданылды. Оның дұрыстылығы шоғырдың бір гидродинамикалық байланысқан резервуармен ұштасыуынан көрініс алады және ол параметр өзгерісі тереңдікпен бақыланатын сүзгіш жүйенің бірлігімен дәлелденеді. Қорларды есептегенде 100 метр қалыңдықтар бойынша параметрлер өлшенді және шоғырдың төменгі бөлігінде, параметрлер көп өзгеретіндіктен 50 метр аралықта өлшенді. Бұл қорларды есептегенде параметрлердің нақты мәндерін алуға мүмкіндік берді, өйтені алдыңғы қорларды есептеумен салыстырғанда мұнда қалыңдық аз аралықтарында есептеп тұрғасын оның нақты болуына күмән туғызбайды. Сонымен қатар тереңдіктен параметрлердің өзгеруінің тәуелділігі де нақтырақ бола бастады, 10 жыл бойына зерттеулердің көлемі өсіп, соның негізінде компьютерлік сүзілу үлгісі жасалады.

Мұнай қорын есептеу мына формула бойынша жүзеге асырылады:

Q_бал= F · h · m · b_н· r_н· q (1.1)

Q_ал= Q_{бал ·}h, (1.2)

Q_ал- алынатын мұнай қоры; Q_бал – мұнайдың бастапқы балансты қоры, мың.тонна;

F - мұнайгаздылық ауданы, м²; h - мұнай қаныққан қабат қалыңдығы, м;

m - ашық кеуектілік коэффициенті; b_н – мұнаймен қанығу коэффициенті;

r_н – мұнайдың тығыздығы, кг/м³; q - қайта есептеу коэффициенті;

h - мұнай беру коэффициенті.

Суреттелген кеніштер бойынша кәсіпшілік категориядағы газ бен мұнайдың бекітілген қорлары кен орнындағы негізгі мұнайгаз кеніштердің төменгіпермьдік-жоғарыдевондық түзілімдермен байланысты қорының 1%-нен де едәуір аз. Кеніш биіктігі 1600 м, табиғи резервуар типі бойынша массивтіге жатады және жоғарғы жағынан галогенді-терригенді қақпақшамен экрандалған , ол кунгур ярусымен және жоғарғы пермьмен берілген.