CC BY
26ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСНЫХ ПЛОЩАДЕЙ ЮЖНО-ТОРГАЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ
К. т. н., ассоциированный профессор КОУМуратова С. К., к. г-м. н., ассоциированный профессор КОУ Ахметжанов А. Ж., к. г-м. н., ассоциированный профессор Ли Л. В., сеньор-лектор КОУКенжегалиеваЖ. М., ассистент профессора КОУМузаппарова А. Б.
Республика Казахстан, г. Алматы, Каспийский общественный университет,
кафедра «Геология и нефтегазовое дело»
Abstract. In this article "Regularities of Placement Neftegazonosnosnykh of the Areas of Southern Torgaysky Oil-and-gas Area" the geological structure and regularities of placement the neftegazonosnosnykh of the areas of Torgaysky oil-and-gas area are considered.
Key words: decantation basin, oil-and-gas complex, oil field and gas, struturny element, deflection, hollow.
Геолого-структурные особенности Южно-Торгайской впадины, контролирующие распределение газонефтяных залежей по площади и стратиграфическому разрезу, позволяют выделить на этой территории нефтегазоносные комплексы, связанные с юрско-меловыми отложениям осадочного чехла и породами фундамента.
По данным Воцалевского Э.С., в составе Торгайской нефтегазоносной области выделены Центрально-Торгайский перспективный нефтегазоносный район, включающий Жиланшикскую перспективную нефтегазоносную зону и Южно-Торгайский нефтегазоносный район, включающий Арыскумскую, Аксайскую, Ащисайскую нефтегазоносные зоны и Табак-Булакскую перспективную нефтегазоносную зону [1].
Южно-Торгайский нефтегазоносный район представляет собой наибольший поисковый интерес, поскольку является той частью Торгайской нефтегазоносной области, которая характеризуется наиболее высокой степенью геолого-геофизической изученности и содержит промышленные скопления углеводородов в толще мезозойских и частично палеозойских образований.
Географически данный район занимает юго-восточную половину Торгайского прогиба. Геологическими границами Южно-Торгайского НГР служат: на востоке и юго-востоке соответственно западные окраины Улытауского мегантиклинория и горно-складчатые сооружения Большого Каратау; на западе и юго-западе - восточное погружение Нижнесырдарьинского свода, на севере - условной границей является Мынбулакская седловина, на юге Южно-Аксайский свод [1].
В начале 80-х годов XX века территория данного нефтегазоносного района была выделена в качестве самостоятельной геоструктурной единицы - Южно-Торгайской (Арыскумской) впадины Южно-Торгайского осадочного бассейна по домеловым образованиям. Анализ имеющихся геолого-геофизических материалов указывает на то, что в Южно-Торгайском бассейне имеются благоприятные тектонические, литофациальные и геохимические условия для образования, миграции и аккумуляции углеводородов. Благоприятные геолого-структурные условия региона определяются: развитием в регионе разновеликих блоков фундамента, с которыми связаны брахиантиклинальные складки разнообразного происхождения, являющиеся основными ловушками для нефти и газа; наличием в разрезе юрских и нижнемеловых отложений коллекторов и покрышек, распространение которых тесно связано с особенностями палеотектонической и палеогеографической эволюции Южно-Торгайской впадины. Структурная расчлененность рассматриваемой впадины, обусловленная активизацией долгоживущих разломов, способствовала формированию отдельных изолированных грабен-синклиналей, явившихся автономными очагами нефтегазообразования. Существование на юрском этапе развития приподнятых блоков фундамента и крупных валообразных поднятий, разделявших грабен-синклинали, предопределило стратиграфическое выклинивание и фациальное замещение
юрских отложений по площади, создавая тем самым условия для образования соответствующих типов ловушек, которые на данной стадии изученности региона представляют собой стратегический резерв поисков [2].
В Арыскумском прогибе установленные нефтегазовые залежи и проявления, в целом, имеют четкую стратиграфическую приуроченность. В разрезе этого крупного структурно-тектонического элемента впадины выделено три нефтегазоносных комплекса: нижнемеловой (неокомский), юрский и домезозойский.
Юрский нефтегазоносный комплекс состоит из трех подкомплексов: нижнее -, нижне-средне- и верхнеюрский, каждый из которых сложен в нижней части более грубообломочными породами с многочисленными горизонтами в песчаных коллекторах, а в верхней - глинистыми толщами, являющимися флюидоупорами.
Следует отметить, что домезозойские нефтегазолокализующие отложения до недавнего времени не выделялись в качестве самостоятельного нефтегазоносного комплекса, так как считалось, что они не обладают собственным генерационным потенциалом, а залежи нефти и газа в верхней, дезинтегрированной части фундамента, рассматривались как вторичные, образовавшиеся в результате миграции углеводородов из нефтематеринских пород юрского возраста [3].
Однако, выявление месторождения Кенлык, приуроченного к карбонатным образованиям палеозоя, доказывает о нефтегазоносности этих образований. В связи с этим палеозойские образования, видимо следует рассматривать как самостоятельный нефтегазоносный комплекс. Он связан с разнообразными по составу, степенями метаморфизма и дезинтегрированности домезозойскими образованиями, сложенными как метаморфитами протерозоя, так и трещиновато-кавернозными, карбонатно-терригенными образованиями квазиплатформенного комплекса верхнего палеозоя. Довольно часты скопления нефти и газа, связанные с корами выветривания по отложениям палеозойско-протерозойского фундамента. [4].
Это подтверждено полученными притоками нефти и газа на структурах Кызылкия, Дощан, Нуралы, Аксай, Акшабулак и ряда других. Дебиты на отдельных структурах составляют 5,49 м3/сут при Н дин. - 1385,5 м, а на месторождении Кенлык возрастают до 200 м3/сут. Отложения, перекрывающие юрский комплекс пород, представлены в полном стратиграфическом объёме меловыми и палеогеновыми осадками с суммарной толщиной от 700 до 1700 м.
В целом строение, как верхнеюрских продуктивных пачек, так и нижнемеловых представлено в нижней части более грубообломочными породами с многочисленными горизонтами в песчаных коллекторах. В качестве региональных флюидоупоров-покрышек для нефтегазовых скоплений юрского комплекса служат глинистые образования акшабулакской свиты верхней юры и глинистые прослои, выделенные в основании неокома (нижнего мела).
Меловой нефтегазоносный комплекс широко развит в пределах Южно-Торгайского бассейна и может быть отнесен к региональному нефтегазоносному комплексу. Его залежи углеводородов связаны с песчаными и конгломератовыми толщами, обладающими высокими фильтрационно-емкостными свойствами. В некоторых случаях они не выдержаны по площади и могут представлять собой локальные объекты резервуаров. Меловой нефтегазоносный комплекс широко развит на всей территории Арыскумского прогиба. Именно это позволяет его выделить в качестве самостоятельной продуктивной единицы, имеющей региональный характер. Залежи меловых отложений рассматриваются как вторичные, сформированные за счет поступления УВ из нефтепроизводящих пород юрских отложений [2].
Домезозойский нефтегазоносный комплекс. Он выделяется как нефтегазоносный комплекс, связанный с дезинтегрированными протерозойскими образованиями фундамента и кавернозно-трещиноватыми квализиплатформенными отложениями верхнего палеозоя, стратифицированными верхнедевонско-нижнекаменноугольном возрастом. Его продуктивность установлена на многих площадях Южно-Торгайского бассейна, таких как Кызылкия, Кенлык, Северный Кенлык, Карабулак, Арысская и ряде других. Суточные дебиты нефти в пределах одноименных месторождений колеблются очень широко от непромышленных притоков 0,5 - 1,5 до 200 м3/сут. Наиболее высокие притоки нефти и газа получены из трещино-кавернозных коллекторов верхнепалеозойских известняков (Кенлык, Северный Кенлык).
Юрский нефтегазоносный комплекс. Данный комплекс подразделяется, как было указано выше, на три подкомплекса: нижний, средний и верхний.
Нижний нефтегазоносный подкомплекс стратиграфически охватывает две свиты: сазымбайскую и айболинскую, представленные, соответственно, песчано-конгломератовой и
алевро-песчано-аргиллитовой толщами. В его составе к настоящему времени выявлено Ю-УШ-Ю-Х продуктивные горизонты, установленные в пределах Арыскумской грабен-синклинали на месторождениях Дощан и других.
Средний нефтегазоносный подкомплекс приурочен к толще, стратиграфически объединяющий отложения дощанской и карагансайской свит. Первая - представлена, в основном, песчаниками с редкими прослоями аргиллитов, а вторая - в подавляющем большинстве своем сложена глинистыми осадками, выраженными главным образом аргиллитами. В отдельных случаях, они, приобретая тонкую расслоинность и трещиноватость, могут выполнять роль коллекторов, аналогичных баженовской свите Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции России. Данный нефтегазоносный комплекс охватывает Ю -VI -Ю-УИ продуктивные горизонты, установленные на месторождениях Арысское, Блиновское, частично Акшабулак и ряде других.
Верхний нефтегазоносный подкомплекс приурочен к верхнеюрской толще, сложенной песчано-алевролитовыми и глинисто-аргиллитовыми пачками кумкольской и акшабулакской свит. Нефтегазоносность подкомплекса демонстрируется месторождениями Кумколь, Арыскум, Нуралы, Аксай, Кызылкия, Акшабулак, Майбулак, Коныс и др. В толще этого нефтегазоносного комплекса выделено Ю-У - Ю-1 продуктивные горизонты. В качестве флюидоупора-покрышки как для этого подкомплекса, так и всех остальных продуктивных частей юрских образований выступают, перекрывающие их меловые отложения в полном стратиграфическом объёме и палеогеновые осадки с суммарной толщиной от 700 до 1700 м. [2].
Меловой нефтегазоносный комплекс. Данный нефтегазоносный комплекс, как отмечалось выше, имеет в пределах арыскумского прогиба региональный характер. Залежи меловых отложений рассматриваются как вторичные, сформированные за счет поступления УВ из нефтегазопроизводящих юрских пород. Нефтегазоносность этого комплекса подтверждена открытием промышленных скоплений нефти и газа на месторождениях Кумколь, Аксай, Кызылкия, Нуралы, Дощан, Кенлык, Арыскум, Коныс, Майбулак, Арысское, Блиновское, Ащисай и многих других. В его толще выявлены продуктивные горизонты М-0, М-1, М-11, которые, в свою очередь, подразделяются на подгоризонты. Породами флюидоупорами для мелового нефтегазоносного комплекса выступают глинистые толщи верхов арыскумского горизонта и верхнего неокома.
Коллекторы кумкольской свиты в пределах большинства разведанных месторождений характеризуются высокой нефтегазонасыщенностью, что, по-видимому, является следствием максимальной реализации нефтегазопроизводившими толщами упомянутых свит своего генерационного потенциала с одной стороны и благоприятными геолого-структурными, геохимическими и термобарическими условиями с другой. Помимо этих факторов одним из важнейших, способствовавших нефтегазонасыщению кумкольской свиты, являются высокие фильтрационные свойства коллекторов, пористость которых в отдельных образцах достигает 30% при среднем значении коллекторов, колеблющемся в пределах 20-25 %. Породы акшабулакской свиты, сложенные преимущественно глинами, служат для верхнеюрских залежей надежным флюидоупором, изолирующим их от верхних неокомских горизонтов [3].
Распространение карагансайской и кумкольской свит также контролировалось границами грабенов, за пределами которых лишь в отдельных случаях отмечалось развитие пород кумкольской свиты. Это служит подтверждением того, что юрские грабены являлись автономными очагами нефтегазообразования со свойственными им геохимическими, термобарическими и гидродинамическими условиями, которые в зависимости от амплитуды их погружения определяли степень реализации нефтегазопроизводившими толщами своего генерационного потенциала. Верхи верхней юры в объеме акшабулакской свиты в сравнении с нижележащими нижне - и среднеюрскими отложениями "выплескиваются" за пределы грабенов и в Арыскумской системе прогибов пользуются повсеместным распространением. В структурном плане они могут быть объединены с перекрывающими мел-палеогеновыми отложениями, связанными со становлением ортоплатформенных условий осадконакопления. Субгоризонтальное их залегание маскирует грабенообразную структуру юрских отложений, формирует автономный геотермический режим недр последних и способствует, таким образом, сохранению оптимальных температурных характеристик для генерации углеводородов [5].
Исходя из анализов условий нефтегазоносности недр, закономерностей пространственного размещения месторождений, нефтегазопроявлений и признаков нефти и газа, в пределах Южно-Торгайской впадины, представляющей собой самостоятельную нефтегазоносную область, где открыты все месторождения Южно-Торгайской нефтегазоносной
области, расположенны в Арыскумском нефтегазоносном районе. Зонами нефтегазонакопления являются как межграбеновые выступы, так и отдельные внутренние поднятия, осложняющие один из бортов грабен-синклиналей, участки литолого-стратиграфического выклинивания продуктивных толщ и тектонического экранирования.
ЛИТЕРАТУРА
1. Справочник месторождений нефти и газа Казахстана. Под редакцией Абдулина А.А. и Воцалевского Э.С. Алматы 1999 г.
2. Жолтаев Г.Ж., Парагульгов Т.Х. Геология нефтегазоносных областей Казахстана (геология и нефтегазоносность Южно-Тогайской впадины.) Учебное пособие. Алматы, ИИА «Айкос», 1998.
3. Бувалкин А.К., Котова Л.И. Геология, угленосность и нефтегазоносность нижнемезозойских отложений Торгайского прогиба. - Алматы, 2001.
4. Бекмагамбетов Б.И., Рылов Ю.И., Якубовский В.И. Перспективы нефтеносности верхнего девона-нижнего карбона Торгайского прогиба // Геология и охрана недр. - 2002. -№1. - С. 9-15.
5. Захаров А.М. Структурно-формационная зональность фундамента западной части Тургайского прогиба / Изв. АН Казахской ССР, Сер. Геол. - 1977. - №1. - С. 13-21.
ПЕРСПЕКТИВЫ БУРЕНИЯ С ОБРАТНОЙ ПРЕЦЕССИЕЙ ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГО ИНСТРУМЕНТА
К. т. н., ассоциированный профессор КОУ Бобылев Ф. А., ассоциированный профессор КОУКурмангалиев М. Ж., магистрант КОУ Арыстанова А. А.
Республика Казахстан, г. Алматы, Каспийский общественный университет,
кафедра «Геология и нефтегазовое дело»
Abstract. In this article, 'Prospects for drilling with reverse precession of rock cutting tool' describes the ways and means to combat the distortion of the hole.
Key words: bending wells, linkage.
Искривление скважин в процессе бурения, как известно, обусловлено направленным перекосом или изгибом низа бурового снаряда, вызванным действием осевых сжимающих сил или воздействием на породоразружащих инструмент анизотропии разбуриваемых горных пород. Для устранения причин, вызывающих искривление, в практике буровых работ широко используются методы и технические средства, базирующиеся на принципах уменьшения радиального зазора между стенками скважин и буровым снарядом и увеличения его жестокости. На этой основе были разработаны многочисленные конструкции тяжелого низа (спиральные, квадратные) и центрирующих приспособлений (стабилизаторы, калибраторы, центраторы).
Указанные устройства в различных сочетаниях в зависимости от условий, целей и задач бурения включаются в состав бурового снаряда, что в значительной мере снижает естественное искривление скважин и дает возможность бурить относительно прямолинейные стволы.
Однако с уменьшением диаметра скважин, что присуще геологоразведочному бурению на твердые полезные ископаемые, эффективность таких методов существенно снижается, несмотря на уменьшение радиальных зазоров.
В поисках путей предупреждения искривления скважин малого диаметра нами изучены закономерности движения породоразрушающего инструмента и компоновки низа бурового снаряда. Были выделены три вида движения: изогнутого снаряда вокруг собственной изогнутой оси (Ф1); изогнутой оси компоновки вокруг оси скважины с частотой, передающей крутящей момент - прямая прецессия (Ф2); изогнутой оси в направлении, обратно вращению, передающему крутящий момент- обратная прецессия (Ф3).
